HDPE内衬修复管道技术在吐哈油田的应用

采用非开挖内穿插高密度聚乙烯管修复管道技术,利用金属管的力学性能与非金属管的耐腐蚀性能相结合,由翻边法兰与金属法兰配合进行连接,管道整体性和密封性良好,有效地提高了管线的防腐蚀性能,同时解决管线穿越和腐蚀等影响生产难题。     

输气管道的法兰泄漏预防治理技术

输气管道经常会因法兰泄漏而影响生产运行,由于法兰连接部位的结构特殊性,一旦发生泄漏,治理比较困难。中国石油西气东输管道公司经过多年的实践探索,将碳纤维复合材料用于与干线连接的管道法兰泄漏在线预防性治理,解决了生产运行过程遇到的技术难题,取得了显著的成效。     

法兰管理在石油模块建造过程中的应用

随着海洋石油工程建设中高温、高压、低温管道应用条件的改变,环保要求不断提升,解决管道中法兰的连接将是未来海洋石油工程建设的关键环节。本文阐述了有效的法兰管理是法兰连接技术中必备的方法。     

新型无焊接管道技术在石油机械中的应用

管道在石油机械中主要用来传输石油、天然气体、高压水和液压能量等，要求管道能承受流体压力而无泄漏，能承受压力冲击而连接牢靠，可多次重复装拆，具有高清洁度等。介绍了新近发展起来的Walform挤压式管道连接技术、37°扩口法兰管道连接技术、90°扩口法兰管道连接技术、止推环法兰管道连接技术等新型无焊接管道技术及其在石油机械中的应用。     

深海管道法兰连接方案研究

法兰式连接是深水海底管道常用的机械连接方式,也是海底管道回接技术急需解决的课题。为此,对深海管道法兰连接机具的发展现状进行了概述,对比了典型法兰连接机具的特点,通过分析国外典型机具（包括国外机具的机构特点和工作原理）,提出了具有自主知识产权的三瓣式深海管道法兰连接机具的结构方案,设计了机具连接作业过程方案。该研究成果对于追踪国外先进科技, 为机具进一步设计提供依据和提高我国深水回接作业水平具有一定意义。     

深海管道回接位姿测量系统及其控制策略

为完成海底两个待连接管道的回接作业,需要测量两硬质管道法兰中心的相对位姿,预制适合的相应过渡管段。结合国内外发展现状,针对中国深海作业环境,设计了一种基于拉绳测量装置的深海管道回接位姿测量方案。采用过渡矩阵位姿算法对绳长向量、过渡角度、过渡矩阵等进行演算,实现了两管道法兰中心向量的求解,分析了测量系统的检测控制策略与作业控制策略。结果表明,该深海管道回接位姿测量系统可以精确地获取待连接的两管道之间的距离与相对角度,为深海硬质管道法兰回接作业实现相应参数的检测和完成系统实际作业提供了理论依据,对于深海管道法兰连接作业具有重要指导意义。图8参11     

自试压法兰在海底管道损伤修复中的应用

传统修复损伤海底管道的方法是将损伤管段在水下切除,然后安装新管段替代原损伤管段,新旧管道之间通过水下法兰连接,最后对整条管道进行试压,以验证法兰的密封有效性。这种试压方案需要较长时间,且很难判断压降是否由维修段渗漏导致。由于自试压法兰可验证法兰自身安装密封的有效性,从而避免了管道整体试压,可大幅缩短管道密封测试的施工工期。以渤海某D14 in天然气管道损伤点修复为例,对比了自试压法兰与传统法兰不同点,介绍了自试压法兰在海底管道损伤修复中的应用,重点对修复过程中平管起吊及法兰焊接、法兰短节安装、法兰试压、海底管道的后保护等施工步骤进行了较为详尽的论述。     

控制输油站连接法兰泄漏的DPCZ风险等级评价法

法兰连接是输油站设备、管道和阀门间可拆卸的最常用连接方式,法兰连接的失效主要表现为泄漏。识别法兰泄漏的风险与诸多因素有关。本文介绍了DPCZ风险等级评价法的理论基础、实施办法及其取得的成效,达到了安全管理中"预防为主"的本质要求。     

法兰、螺栓连接系统的三维有限元分析

法兰、螺栓、垫片及盲板组成的系统是压力容器设计中的重要内容,同时也是设计及使用过程中容易出现问题的部位。详细计算该系统应力分布是提高法兰、螺栓连接设计水平的关键所在。该文应用三维有限元技术,考虑了大量的接触面和螺栓预紧单元,准确计算出一套法兰连接的应力分布,并与国标中的法兰计算公式所得到的结果相比较,对法兰连接的设计有现实的指导意义。     

浅谈金属管道法兰连接处的等电位连接

静电防护和雷电防护是石化装置安全检查中的重要内容,金属管道管法兰连接处的等电位连接要求和实施方案存在较多争论。根据现行标准和规范的要求,结合工程实际,分析了静电防护和雷电防护的要求和特点,重点讨论了金属管道法兰连接处的等电位连接的相关标准和规范的要求,针对实际工程中几种常见的金属管道法兰连接处等电位连接的方式,提出了工程建议以及应注意的问题。     

使用法兰测量仪进行海底管线膨胀弯测量技术研究与应用

针对以往海底管线膨胀弯测量方法存在的问题,探索总结出利用法兰测量仪进行海底管线膨胀弯测量技术关键与实施要点。涠洲12-1项目实践表明,应用本文所介绍的膨胀弯测量技术,可以有效提高海管膨胀弯连接的合格率和工作效率,并大大降低作业成本。     

YK6H井高压阀门腐蚀及防护对策

YK6H井为雅克拉凝析气田一口高温、高压、高产、高流速的凝析气井,该井油压30 MPa,油温80℃,回压8.0 MPa,回温60℃,流速6.5 m/s,CO2含量3.10%,CO2分压0.248 MPa,H2S质量浓度25 mg/m3,腐蚀环境复杂。YK6H井口和站外高压阀门多次发生法兰钢圈槽、本体腐蚀刺漏事件,造成频繁关井更换阀门,目前已累计更换高压阀门6套。根据YK6H高压阀门腐蚀现状,从阀门服役腐蚀环境、阀门材质、阀门加工工艺等方面进行阀门腐蚀行为分析,结果表明:阀门腐蚀主要是CO2冲刷腐蚀,电偶腐蚀、静电腐蚀和高流速在紊流、空蚀、冲击腐蚀等的影响加速了法兰金属槽的CO2腐蚀,加工工艺缺陷也是影响因素。针对阀门腐蚀影响因素,提出对应的防治措施。     

苏里格气田橇装设备的开发与应用

苏里格气田单井产量低、稳产时间短，运行中设备重复使用率高。针对这一生产实际, 对部分设备如井口开工加热炉、移动注醇设施等进行橇装化设计，仅预留进出口管线，现场通过法兰盘与相邻管道、设备进行快速不动火连接，大大提高了设备的利用率，降低了单位产能建设成本，加快了现场施工进度，使苏里格气田低成本、快速开发成为了可能。     

集输管道的腐蚀检测与完整性管理实践

集输管道的输送介质成分复杂,多种腐蚀机理并存,集输管网的腐蚀完整性管理一直困扰着企业管理者,制约着油气田企业完整性管理水平整体提高。西南油气田借助于先进的清管检测技术,对集输管道的腐蚀缺陷的检测、识别和管理形成了系统思路,在集输管道的腐蚀缺陷的完整性管理方面做了一些有益的探索。对于在役运营集输管道,在清管现场检测工作中检测出的缺陷及时进行高质量的修复;加大对集输管道阴极保护的检测,管道不宜长期处于＂欠保护＂或＂过保护＂状态运行;加强巡检,及时发现管道泄漏,杜绝事故发生。对于待建拟建新集输管道,强化防腐概念,在工程设计阶段就将腐蚀防护工作一并考虑;强化安全环保意识,注重防腐技术的应用效果。     

长输管道改迁连头“五位一体处置”工艺探索应用

针对近年来长庆油田靖咸输油管道局部频繁迁建所带来的愈发突出的新建管道安全碰口问题与废弃局部管道妥善处置问题,提出了长输管道改迁连头"五位一体处置"工艺。通过带压封堵、密闭收油、投球清管、氮气封存及连头投运五项工艺技术的组合应用,进行了新建局部管道投产与废弃迁建管道处置一体化实施。现场应用结果表明:"带压封堵"保证了碰口处能量有效隔离,动火作业安全性大大提高;"密闭收油"实现了作业管段内留存原油的全密闭回收,达到了环保要求;"投球清管"对迁建废弃管道内残留物进行了有效清理;"氮气封存"对迁建废弃管道内可燃气体进行了有效置换;"连头投运"实现了新建局部管道的高效投产。该应用成果为新建管道的安全连头、废弃管道安全环保隐患的消除提供了新的解决方案,为新建局部管道投产工程提供了新的指导思路。     

长距离油、气、水混输管道内壁流动腐蚀的研究进展

就近几十年来，多相流管线的流动腐蚀（CO2腐蚀，H2S腐蚀，腐蚀/冲蚀协同作用），腐蚀/冲蚀数学模型和设计准则，腐蚀检测，腐蚀防护与控制技术等方面的研究进展进行了综述。指出了当前研究中所存在的一些问题，就多相流的研究方向提出了相应的建议。     

国外天然气管道非开挖安装、修复及更换技术

目前,我国天然气管道行业主要面临多数老龄期天然气管道需要修复或更换、天然气管道的建设速度与天然气需求量的增速高度不匹配等问题,如何高效安装、修复和更换天然气管道便成为我国大力推动天然气市场发展需要解决的重点问题。为此,在分析我国天然气管道非开挖安装、修复和更换技术需求的基础上,围绕天然气管道非开挖安装、修复及更换技术,对国外已成熟应用的技术进行了全面介绍,并分析了非开挖系列技术的发展方向。结论认为:(1)天然气管道非开挖安装技术正处于不断改进的阶段,并正在朝着"能够适用于各种类型的土壤、能够铺设更大管径的管道、能够以更快的速度施工"的方向发展;(2)我国目前非开挖修复和更换技术所面临的问题主要体现在缺乏评价管道修复或更换的质量标准、缺乏具有非开挖修复和更换技术经验的设计和施工人员;(3)国外非开挖修复技术已能够适用于城镇燃气中低压管道,但对于高压管道其应用还存在着一定的局限性,因此提高内衬材料强度是解决该问题的关键;(4)天然气管道非开挖检测、安装、修复(或更换)技术需要形成完整的体系,才能更有利于提高管道完整性管理的水平。     

单井注水管道清洗工艺优化

由于使用年限较长以及注水水质等原因,注水管道普遍存在腐蚀结垢问题,需要定期进行清洗除垢。在对单井注水管道清洗过程中,发现已有洗井流程存在不足,造成施工工作量大、周期长、安全风险高等问题,需要对其进行优化改造。通过改变收发球装置的安装位置,使发球装置的连接位置由地面以下移到地面以上,收球装置连接位置由井口竖直管段下部移为竖直管段上部,减少了管沟开挖与回填等高耗时、高耗力工序。同时,将发球装置连接方式由焊接变为法兰连接,收球装置连接方式由焊接变为丝扣连接,减少了管道动火割焊的费用,降低了高风险作业的难度,缩短了管道清洗周期,增加了油田有效注水时间,提高了施工的安全环保水平。