介绍了武汉—广水成品油管道孝感进站段光纤传感预警系统工业化应用升级成果。通过网格化信息搜集将管道沿线各属性信息进行网格化统计,将其作为报警后复核管理的参考,从而提高了管理模式灵活性和管理效率,降低现场复核率。通过软件模式识别算法提高了不同振动模式的区分功能,对无效报警较多的点,统计其振动类别和地点,分析报警原因,调整各点的报警灵敏度和阈值,降低了无异常报警次数。报警系统调整后,试点段无异常报警数量由145条下降为12条,总报警数量减少40%,报警吻合率达到94.26%,提升了孝感进站段光纤预警系统工业化应用水平。

海底管道回收工具是海底管道维修的核心装备,通过分析海底管道回收工作流程及回收工具结构,指出钢球胀紧和内驱动控制是海底管道回收工具的核心技术。分析了钢球胀紧原理,得出胀紧机构锁紧与解锁条件,提出了内驱液压控制机理。为了保证海底管道回收过程可靠性和回收工具使用寿命,将钢球与海底管道的耦合模式设计为硬-软耦合,钢球与球笼、钢球与芯轴的耦合模式设计为硬-硬耦合,进行了胀紧机构有限元分析和产品设计。对研制的海底管道回收工具开展了试验装置和试验方法研究,并成功进行了试验验证。

导管架滑移下水装船前,通常需要大型浮吊船协助下水摇臂吊装移位。这种移位方法不仅投入成本较大,而且增加了船舶靠泊及施工的危险。随着滑移下水导管架安装作业的逐年增加,研究一种既安全高效又能降低施工成本的摇臂移位技术成为工程项目的迫切需求。导管架下水的摇臂千斤顶移位技术是通过布置辅助工装,利用多个千斤顶协同完成下水摇臂移位,为下水驳船摇臂移位问题提供了较好的解决方案。

自升式钻井平台就位风险识别与安全控制是钻井作业关键技术之一。中海油将信息技术与自升式钻井平台就位风险评估与安全就位控制技术紧密结合,建成了自升式钻井平台就位风险评估与安全控制系统。主要介绍了该系统的基本内容,分析了其主要技术手段、功能及现场应用情况。现场应用表明:该系统实现了自升式钻井平台智能化选型,能有效降低作业风险,提高作业效率,降低自升式钻井平台就位作业风险,对提高油田开发效益具有重要意义。

离心泵振动超标可能导致转子与定子相互摩擦甚至咬死;也可能导致轴封失效,发生泵送介质泄漏;还可能造成与泵连接的管件、阀门及基础振动,对操作人员和周边环境造成次生危害。分析了某多级离心泵机组发生振动超标的可能原因:结构本身设计制造问题、气蚀余量不足、泵体安装问题、操作运行不当等,并进行了逐个排查;计算了泵的固有频率,并利用Fluent和Caesar II两种软件分别进行了管道流场分析和模态分析,依据分析结果和现场实际情况确定了最终减振改造方案,即在泵出口管道的适当位置增加固定约束,保证离心泵在优先工作区运行。减振改造方案实施后,有效降低了机组振动,保证了机组安全运行。

为了满足不同时期LNG接收站的外输压力需求,LNG高压泵通常采用拆级设计,远期应用时通过增加叶轮的方式达到更高的外输压力,高压泵加级直接影响整个接收站的运行安全。介绍了美国EBARA生产的高压泵的结构及设备组成,详细说明了高压泵加级各阶段的施工过程;总结了高压泵加级过程中的关键技术,包括:高压泵提泵前的吹扫控制,提泵,泵盖拆解,泵运输,在高压泵车间内的拆解、检查及叶轮装配,高压泵回装及氦气检漏;强调了高压泵加级各个阶段的注意事项。研究成果对LNG接收站高压泵加级工作具有一定的指导意义。

在强潮流、低能见度等恶劣海况下的海底管道不停产带压开孔作业,由于浮吊船升沉和摇摆较大的不利影响,无法采用常规的吊装方式来进行带压开孔设备的安装和拆卸,须借助一些辅助结构才能完成。以东海某海底管道带压开孔修复项目为例,对用于带压开孔设备装卸的辅助支架和用于开孔机与封堵机相互更换的屋顶式吊装框架进行了结构设计,研制了开孔设备组合体和辅助支架整体安装技术,以及使用屋顶式吊装框架进行开孔机和封堵机相互更换技术。工程实践证明:该辅助结构及机具安装、更换技术适用于恶劣海况下的施工作业,降低了施工难度和风险,节省了工期,可为以后类似恶劣海况下海底管道带压开孔维修项目提供借鉴。

液化石油气(LPG)回收塔在海上油气田中的应用较少,尚没有专门的规范和标准。海上浮式装置因风浪而产生较大的横摇和纵摇,对LPG回收塔的气液传质会产生负面的影响,因此研究晃动条件对海上浮式LPG回收塔设计的影响具有一定的意义。针对我国南海某FPSO上的LPG回收塔,从工艺模拟、塔径、塔高、填料和内件选型等角度综合分析了海上晃动对其带来的影响,并提出针对性的工艺模拟调整方案、塔器设计优化方案和内件选型方案以降低晃动的影响,从而保证海上浮式装置上LPG回收塔的平稳生产。

面对当前石油化工工程规模大、工期短、施工管理难度高、施工交叉作业多等特点,采用传统工艺管道施工管理模式,工程将不能按期完工。在传统管理模式基础上,从管理内容、管理流程、管理应用以及管理效率四个方面进行创新,形成工艺管道高效施工全过程管理模式。经实践应用,在计划提报、采购、出入库、施工、焊接、技术员工作、试压技术工作、交工资料编制等方面能够显著提升效率,对石油化工施工企业工艺管道施工具有借鉴意义和应用价值。

分布式光纤测温技术应用于天然气管道泄漏检测时,测温光缆一般敷设在管道上方。随着国内长输管道管径的增大,当微小泄漏发生在管道正下方时,现有光纤测温系统及其敷设位置的适用性有待研究。分析了天然气发生泄漏后,由于天然气发生节流膨胀引起的温度变化,建立了恒温气团模型,研究了气体温度变化对周围土壤温度的影响,并给出了稳态时周围土壤温度分布的计算公式。在实际应用上,该计算公式可为选择相应适用范围的分布式光纤测温技术和光缆的合理布置提供参考,也可为其他测温技术应用于天然气管道泄漏检测提供指导。

人工岛在生产运营过程中钻井作业产生的大量固化土和所需物资输送车辆的停放会在岛面形成附加堆载,可能会破坏人工岛的稳定平衡。通过现场调查,了解了南堡油田人工岛固化土堆放和车辆荷载现状,通过室内试验给出了固化土的密度指标,通过采用简化Bishop法和Morgenstern-Price法建立计算模型,进行了人工岛护坡整体稳定性的分析。计算结果表明,固化土临时堆载和车辆荷载降低了护坡的整体稳定性,但在固化土和车辆临时荷载作用时,人工岛护坡的整体稳定性满足要求;结合现场实测数据,具体指出固化土堆放范围应限定在人工岛道路外现有区域,堆放高度不大于10 m。

某工程项目铺设的长195 km、管径610 mm的输气管道位于东方13-2气田与东南方向的崖城13-1气田之间,海域水深约64～98 m,冬季海况恶劣。为定量分析涌浪对海底管道铺设的影响程度并指导实际施工,结合实际施工期间的天气及海况,计算了海底管道动态铺设时的受力情况及疲劳值,分析了长波涌浪环境下作业船舶的横摇及纵倾对海底管道铺设的影响,对涌浪环境下实际施工期间遇到的主要问题给出了应对措施。该海底管道的成功铺设填补了国内长距离海底管道自主铺设作业及南海冬季涌浪环境下连续施工的空白。

油田注水管网发生漏损事件时,现有定位漏损节点方法及漏损量计算方法效率低下。根据流量守恒定律建立非线性方程组,计算漏损工况下管网各节点的压力;以数理统计、遗传算法为基础,提出油田注水管网漏损判断方法以及漏损节点定位模型;并通过建立实验管网对漏损现象进行了实验模拟与验证。实验表明,油田注水管网漏损判断方法可以根据注水井的总输入水量以及注水站的总输出水量快速判断管网是否漏损;在漏损量较大的漏损事件中,油田注水管网漏损节点定位模型的定位结果较为可靠。

LD32-2油田投产后,所安装的3台美国卡特彼勒生产的透平在使用该油田生产的天然气作为燃料的过程中发生了关停而无法正常发电,经检测发现,该油田生产的天然气中重碳烃含量超过了卡特彼勒透平对燃料气成分含量的要求。经论证确定通过采取冷却工艺降低天然气温度至略高于天然气中水的冰点及水合物形成的温度,从而达到脱除部分重碳烃的目的。方案实施后,处理后的天然气中甲烷摩尔分数提高到了73.945%,重碳烃(C5/C6的烃类)的摩尔分数降低到了2.177%(<2.5%),满足了卡特彼勒天然气透平对天然气燃料品质的要求。

为了监测长输管道和海底管道因外力破坏或者管道腐蚀穿孔产生的介质泄漏,减小泄漏事件应急处理时间,减少因泄漏产生的环境污染和经济损失,开发了管道泄漏次声波监测系统。通过仪器设备的搭建以及软件系统的开发,建立了管道泄漏次声波监测试验系统,试验过程中对不同孔径的泄漏进行监测和定位,运用多种信号处理算法对试验数据进行分析处理,并对软件系统进行优化完善,给出最低泄漏孔径和定位精度的监测结果。环路试验验证表明,系统监测距离可以达到50 km,误报率、漏报率低,最小可以监测3 mm孔径的泄漏,定位误差可达±20 m以内。

为提高滩海油田海底管道和陆岸管道油气泄漏监测的有效性,选用了次声波法对上述管道的泄漏进行现场监测试验。试验设计了30、20、10、5、3 mm孔径的孔板,用于模拟管道上不同的泄漏点,并分别研究了油、气、水多相流海底管道和油水两相流陆岸管道泄漏的次声波法监测的可行性。研究表明,对于油、气、水混输管道,管道两端的传感器不能接收到清晰的泄漏次声波信号;对于油,水混输管道,管道两端的传感器可以接收到泄漏的次声波信号,且泄漏点孔径越大,次声波的信号越强,但对于泄漏孔径≤3 mm的管道,其泄漏所产生的次声波信号不能被位于管道起点和末点的传感器监测到。

某海上平台大型储罐需陆地建造后海上整体吊装。针对此种薄壁结构物,为解决整体吊装防变形问题,对储罐的吊耳进行了增大吊耳本体及吊耳垫板的尺寸优化设计;为防止罐体的径向变形,采用吊装框架进行吊装,并对框架强度进行结构计算;为解决大型储罐底板的吊装变形问题,采用在储罐底部增加了与罐体底部焊接的十字交叉T型梁加强罐底板的设计方案,并运用ANSYS Workbench有限元软件对罐体进行整体建模计算,模型包括罐体、吊耳以及加强结构。最终设计出了一种能够有效解决储罐吊装变形,且可实现加强结构免拆除、施工免动火以及免除搭设大量脚手架的方案。最后通过工程实践证明了设计方案的可行性。

长输、集输管道施工中,常遇到坚石地质的公路穿越工程。在确定施工方案时,尽量避免影响交通、降低扰民、减少征地、提高安全性等指标是评价施工方案可行与否的必要内容。以重庆地区某穿越省道坚石地质的天然气管道工程为实例,介绍了岩石地质条件下无声爆破法顶管穿越的施工技术。该方法采用水磨钻创造临空面,使用风镐钻取药孔,再将高效膨胀剂置入药孔内进行反应来实现裂石和碎石,以此打通管道穿越的顶管洞。实践证明,采用该法施工具有不影响正常交通、无扰民投诉、未受征地制约、安全零事故、零环境污染等优点。

针对大口径长输管道整体下沟时管道发生大变形、大位移、大挠度易造成管道损坏的难题,对起吊管道进行了受力分析,计算了管道的提升高度、吊管机设备负荷、管道的离地长度,确定了吊管机的数量和初始站位。并应用有限元软件对大口径长输管道整体下沟过程进行了非线性有限元校核分析,找出管道整体下沟时应力最大的部位,确定了下沟方案的可行性。分析结果和工程实践表明,该管道整体下沟方案满足管道材料的使用要求,保证了管道不发生变形损坏,提高了长输管道整体下沟的安全性、可靠性。

结合冀东油田南堡联合站至NP 2-3平台长22.6 km、规格为D273 mm×7.6 mm输油管道的防腐治理项目,从管道内防腐的前期准备、管道断管分段和流程改造、喷砂除锈和除尘、材料准备、内衬层施工、湿膜厚度检测、内衬层固化、内衬层检验、接头补口、现场恢复等方面,较为详细地介绍了针对滩海地区、高腐蚀环境下运行的管道,采取二次防腐工法进行防腐治理的技术方案。工程实践证明,该工程实施了此防腐方案后,其内防腐涂层的涂覆性和技术性能指标良好,显著地提高了该输油管道的运行安全系数。