为了准确测试埋地管道的断电电位,为评价其阴极保护性能的有效性提供依据,以中国某天然气管道为研究对象,开展同步通断的管道断电电位测量试验,分析了影响断电电位测量准确性的因素,进而对同步通断的管道断电电位测量应用提出了建议。研究结果表明：① 典型的通断周期的设置对断电电位测量准确性影响不大;② 恒电位仪在同步通电瞬间,管道电位有较大脉冲波动,可采用恒电流运行模式进行消减,但效果欠佳;③ 恒电位仪同步断电瞬间,管道电位有脉冲波动,断电电位的读取时间会影响断电电位的准确性,但影响相对较小。结论认为：① 同步通断的管道断电电位测量是一种快速的管道断电电位测量方法,可以选取典型的通断周期进行测量;② 断电电位读取过程中,断电瞬间有一个脉冲电压,可通过数据记录仪对管道电位进行实时监测,计算出管道的断电电位;③ 为了提高断电电位测量的准确性和测量效率,可研制断电电位测试仪进行现场测试;④ 断电电位读取过程中,管道去极化过程较为平缓,可用万用电表进行管道断电电位现场测试,测量误差在可接受的范围内。

为了确保页岩气集输管道的外腐蚀得到有效控制,使管道达到安全运行的状态,需要对管道进行有效的阴极保护。以页岩气集输管道阴极保护的未保护和欠保护现状、阴极保护的阳极地床产生不同程度的干扰、阴极保护电绝缘失效、阳极地床的设置方式不合理和其他相关存在的问题作为研究对象,分析了管道整体的电绝缘性能如何提高,并对局部区域呈放射状的集输管网,采取逐条保护;针对高山地貌的阳极地床采取浅埋水平敷设方式布置,并尽力改善敷设环境。通过这些措施,形成页岩气集输管道独特的保护系统,以确保管道平稳输气。研究结果表明：① 加强防腐管道的施工管理及质量验收,确保外防腐层的完整性是管道阴极保护的前提;② 每条集输管道的阴极保护,能实现阴极保护电流的独立可调控,且各条管道的阴极保护不受相互影响;③ 阳极地床的设置,需考虑阳极地床的干扰影响,其位置应尽量远离进出站管道的地势低洼潮湿处,并确保阳极地床与被保护的管道之间,不应有其他金属和相关地下构筑物。结论认为：集输管道阴极保护在设计时应充分论证,加强施工质量验收,最终管道的阴极保护系统才能正常和有效运行。

为了充分认识四川盆地南部威远区块自2019年起页岩气试采分离器工艺管线频繁发生腐蚀穿孔、管壁腐蚀减薄等现象的原因并形成相应的控制措施、确保该区块页岩气的正常生产,以试采分离器为研究对象,分析了分离器工艺管线失效部位的腐蚀形貌、腐蚀产物、返排介质、环境特点及管线穿孔位置分布等因素。研究结果表明：① 井筒返排介质中的硫酸盐还原菌（SRB）是导致分离器工艺管线腐蚀穿孔的主要原因,工艺管线焊接处的不均匀和不规则表面加剧了硫酸盐还原菌附着堆积,返排介质中的微量砂粒的冲刷作用加快了局部区域的腐蚀过程;② 形成了适用于该区块页岩气试采分离器刺漏防治技术对策,包括改变分离器工艺管线连接方式、管线的内涂层处理、泵注杀菌剂和缓蚀剂、加强设备检维修和使用过程监测和检测等措施。结论认为,所形成的防腐技术措施实现了对分离器工艺管线腐蚀的有效控制、延长了分离器工艺管线使用寿命、确保了试采流程正常运行,对于威远页岩气的安全平稳生产具有重要的意义。

天然气干法脱硫技术具有工艺流程简单、装置占地面积小、投资低等优势,在四川盆地中低含硫边远气井的天然气净化处理中得到了广泛应用,但传统的干法脱硫工艺流程繁琐、脱硫服务费用结算复杂、脱硫质量难以把控,并且脱硫剂的更换多采用在脱硫塔内人工掏填的方式,安全管控风险大。为了解决上述制约干法脱硫工艺高效安全运行的管理难题,对天然气干法脱硫管理进行了“一站式”模式创新。实践结果表明：① 新模式实现了脱硫剂全过程密闭输送和富剂返厂无害化处理,从根本上杜绝了脱硫剂与现场人员和环境的接触,安全环保效果好;② 现场建设和运行效率显著提高,平均使用硫容从传统模式的13%提升至32%;③ 新模式运行下固定资产投入、人员投入和设备检维修等费用大幅度降低,以L016-H1井为例,脱硫服务结算费用从传统模式的0.021 4元／m³降低至0.016 4元／m³。结论认为,该模式对于其他含硫气藏的安全高效开发及“油公司”模式运营具有一定的推广价值和借鉴意义。

整流器作为气体平整装置,其作用是将天然气的流态从紊流变为平流,从而使后端标准孔板流量计的计量更加准确。为了有效提高整流器在天然气生产中的使用效果、延长其使用寿命、解决整流器在天然气生产与计量过程中所面临的清洗困难、维护不便等问题,以天然气计量中具有代表性的管式整流器为研究对象,分析了现用管式整流器在生产过程中的弊端与不足,针对性地提出了解决方法。研究结果表明：经过对现有管式整流器的优化,克服了传统整流器拆装工艺繁琐、作业风险高等不足,提高了现场作业的安全性,原创性地研制了一种可在线维护的体积流量计整流器。结论认为,所设计的新型整流器克服了现有技术的不足,解决了整流器使用过程中拆装工艺繁琐、作业风险高等问题,符合国家规定的使用标准,有效提高了整流器清洗与维护的效率。

为了充分认识天然气长输管道潜在风险的重要性排序,优先处理更为重要的风险项,保障长输管道的安全运行,以涪王线（涪陵至王场）天然气外输管道中某一高后果区管段为研究对象,参照肯特法中的风险因素建立长输管道风险因素评价指标模型,基于层次分析法对各项风险因素的重要性进行分析。研究结果表明：① 在应用实例中,天然气管道风险因素中最重要的三项风险依次为外腐蚀、活动水平和教育状况,应将其作为重点管控对象;② 该方法有利于管理者更深入地了解各项风险因素,优先处理重要风险,如重点关注管道阴极保护状况、保护层质量等以降低外腐蚀风险,非工作人员尽量少靠近管道以降低人员活动风险,定期对居民进行石油天然气管道保护宣传以降低居民教育风险等;③ 该方法可以修正传统肯特法的误差,从而得到更贴近实际情况的风险评价结果,同时,可为管道风险智能管理系统研发提供理论基础,从而提高风险管控效率。结论认为,该方法具有较强的可操作性,但使用前应邀请评估小组成员进行现场调研,根据管道实际情况进行逐一打分,而不能简单直接套用。

为了充分认识页岩气水平井套管变形的规律,形成有效的预防和控制措施,减小套变带来的经济损失,以四川盆地威荣页岩气田为研究对象,在前期评价井套变情况分析基础上,通过对裂缝发育、水平段轨迹、固井质量、套管载荷、压裂参数等对套变的影响研究,形成了地质工程综合性套变防治技术。研究结果表明：① 套管变形主要由压裂引起地层剪切滑移挤压套管造成,属地质和工程综合因素所引起;② 通过采取精细裂缝识别,提升井轨迹及固井质量,加厚套管壁厚,“一段一策”压裂参数针对性设计,施工压力控制等,实现了单井开发阶段全过程防控;③ 套变后采用长井段多级暂堵压裂进行补救,裂缝监测表明分段补救措施效果显著;④ 采取防治措施后,套变率及丢段率大幅度降低,满足了生产需求,成为深层页岩气有效开发的重要技术措施之一。

氢能是来源广、能储存、使用性能稳定的清洁能源,其制备、储存和运输是人们关注的重心,其中氢能高效可靠的储运技术是推广应用的关键。为此,研究了利用玄武岩纤维缠绕工作压力为35 MPa的储氢复合材料气瓶的可靠性,运用网格理论计算出纤维缠绕层结构参数,基于Abaqus有限元分析软件,建立玄武岩纤维增强储氢复合材料气瓶有限元模型,对储氢气瓶进行结构强度分析,计算气瓶在不同压力下的结构强度并对气瓶进行水压爆破试验验证仿真分析的可靠性。研究结果表明：① 纤维应力比为2.34,爆破比为3.17,满足GB／T 35544 — 2017《车用压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕气瓶》标准对承压和安全的要求;② 通过水压爆破试验得到气瓶的实际爆破压力为112 MPa,与有限元分析结果偏差0.67%,说明所建立的有限元模型和使用的方法具有较高的准确性。

为了充分认识和把握拆除回收试验用废弃油气管道的关键环节,为类似拆除废弃管道工程提供借鉴和参考,以西南山区某天然气管道废弃段为研究对象,分析了拆除废弃管道在管道全生命周期管理中的重要性。在综合分析国内外油气长输管道废弃处置技术及现有标准的基础上,开展拆除废弃油气管道技术研究。通过切割用管技术要求、运输过程注意要素、存放现场防腐措施等方面系统研究,明确了拆除试验用废弃管道的技术要求。研究结果表明：① 拆除试验用管需明确管段类型、焊口编号、切割长度等参数;② 推荐采用机械冷切割方式,防腐层剥离采用冷剥离方式或加热温度不超过200 ℃;③ 运输过程需将管段按照长度、防腐等级、管段类型分类;④ 存放现场管段需避免与水源和土壤接触,满足防腐蚀措施。结论认为,废弃管道是管道全生命周期中的重要阶段,而试验用管的回收处置情况可能会直接影响后续试验工作数据的准确性,因此需要在管道切割、运输、存放等环节严格进行质量控制。

为了充分认识三嗪溶液脱硫应用机理,准确掌握三嗪溶液的硫容、最佳反应温度及适用的H₂S浓度范围,为国内低潜流量天然气脱硫技术提供有益参考,以在长庆气区苏里格气田低潜流量天然气井场和站场进行的三嗪溶液脱硫试验为研究对象,通过在小试、井场和站场3种新型液体脱硫装置中的应用,分析了三嗪溶液的现场脱硫效果。研究结果表明：① 三嗪溶液脱硫具有硫容高、脱硫迅速、无需再生、脱硫产物无毒、可直接回注地层等优点,在国内低潜流量天然气脱硫领域具有较好的应用前景;② 研发了小试装置测试了8种不同配方三嗪溶液的硫容,研发了井场和站场三嗪液体脱硫装置,现场应用效果较好;③ 三嗪溶液脱硫工艺作为一种新型的脱硫技术已经成功应用于苏里格气田边远下古生界气井及集气站的低潜流量天然气脱硫,随着应用逐渐规模化以及配方技术进步,其成本逐步降低、硫容逐步提高,未来应用范围将进一步拓宽。

为了充分掌握气井试油测试地面计量设备的维修周期,并提出维修周期的优化方法,以中国石油川庆钻探试修公司自有地面计量设备2017年的维修统计数据为研究样本,分析了地面计量设备预防维修、视情维修、事后维修3种不同的维修管理工作量,并依据统计数据进行了数理分析研究,从成本控制角度提出了合理的气井试油测试地面计量设备维修周期的计算方法以及维修工作的关注重点,以期在保障设备安全运行的同时做到成果和效率的最优化平衡。研究结果表明：① 对于主要以执行国家强制标准的预防性维修工作,有必要采用综合计算仪器仪表等更换成本、关联工程损失、检修成本、仪器仪表闲置损失的综合成本计算法,进一步压缩传感器等电子精密仪器的校验周期;② 对于视情维修工作,采用一种基于统计分析技术的成本控制方法获取不同维修区间的成本曲线,从而扩大主要设备的维修周期,达到安全投入与成本控制的最优平衡。

鄂尔多斯盆地大牛地气田是中国石化重要的天然气生产基地,目前已建成超50 × 10⁸m³／a规模的天然气地面集输系统。鉴于其集输过程中通过脱水脱烃站处理天然气时仅对部分C₃⁺组分回收,而未对乙烷进行回收处理的情况,因此有必要研究是否进行乙烷回收工程投资增加具有高附加值的乙烷等产品的产量,提高油气资源整体利用率,增加气田生产的经济效益。研究结果表明：① 通过对大牛地气田乙烷含量规律的研究分析,预测大牛地气田在乙烷产量方面具有资源潜力;② 通过对乙烷回收工程工艺方案的论证,确定了大牛地气田乙烷回收工艺采用部分干气循环工艺并确定主要设备选型;③ 依据工程投资和运行成本的测算数据,通过软件模拟计算,证明大牛地气田乙烷回收工程可以较大地增加气田经济效益。结论认为,大牛地气田天然气乙烷回收工程在技术和经济上均可行,但是针对销路环节面临的风险需要提前协商论证。

目前国内缺乏对深水油气田开发中乙二醇回收装置的研究,为了充分认识和准确把握乙二醇再生回收系统在深水天然气开采中的作用,以中国深水天然气开采工艺中具有代表性的南海东部海域的乙二醇回收装置作为研究对象,分析了该系统在使用过程中的重沸器、贫乙二醇冷却器频繁内漏事件和系统内各滤器严重结蜡现象。研究结果表明：① 脱水单元重沸器内漏为设备选型缺陷所致;② 贫乙二醇冷却内漏为工艺缺陷所致;③ 系统未设计有除蜡功能是各滤器出现严重的结蜡现象的根本原因。结论认为,通过再生装置系列流程改造及创新优化可确保乙二醇回收装置的正常运行,提高乙二醇回收装置的稳定性和可靠性,保证了水下生产系统的安全运行,为以后的操作和技术研究积累了经验,为设备和工艺的制造和研究奠定了一定的实践基础。

为了对内检测金属损失缺陷数据的准确性和可信度进行系统验证,采用内检测缺陷数据分析及开挖验证评价方法,综合考量缺陷深度、环向位置、金属损失速率以及失效压力级别等多个参数,对某天然气管道的内检测金属损失缺陷数据进行深入分析,并通过选取对管道运行安全威胁最高的缺陷进行开挖验证,将现场的缺陷测量结果与内检测报告的缺陷结果进行对比,验证了检测器的精度性能和内检测数据的有效性。研究结果表明：① 内检测数据的金属损失缺陷深度信息基本符合其设备检测性能指标,内检测数据的深度百分比较实际缺陷深度略微偏小;② 金属损失缺陷长度和宽度信息与其设备的检测性能指标存在着差距,检测精度有一定的偶然性偏差。结论认为,通过对内检测金属损失缺陷开挖验证、系统对比分析并深度挖掘内检测的数据,认识到天然气管道金属损失缺陷内检测与现场验证数据的差别,对后期消除缺陷测量偏差、全线进行完整性评估具有指导意义。

为了充分认识杂散电流干扰对输气管道本体腐蚀影响,减少输气管道的潜在安全隐患,以中国某天然气输气管道为研究对象,分析了内检测数据及输气管道与高压线、电气化铁路等干扰源位置分布等数据,探索管道缺陷产生的原因,有针对性地提出了预防控制措施。研究结果表明：① 管道内检测作业能够及时发现管道本体腐蚀缺陷,其中外部金属损失缺陷在高压线、电气化铁路等干扰源附近呈密集分布;② 即使输气管道保护电位满足阴极保护准则,仍然存在杂散电流干扰的风险;③ 采取源头控制方法,能够在规划阶段对干扰源进行控制是最有效的控制措施;④ 分段隔离、排流保护、电位监测等措施能够降低杂散电流干扰对输气管道的影响。结论认为：① 输气管道企业应强化干扰源控制,避免干扰源的形成;② 定期开展内检测、交直流干扰调研等工作,实时掌握管道腐蚀状况及形成原因;③ 实时对沿线电位进行监测,采取相应措施对干扰管段杂散电流进行有效控制,确保管道安全平稳运行。

目前已形成的一整套集超高压井口压力控制、多级节流降压和分离技术、多种安全控制技术为一体的超高压油气井地面测试技术已在川渝、塔里木、青海等多个油气田进行了测试应用,效果良好。为此,以高寒地区的柴达木盆地狮新58井地面测试为例对该技术进行分析。研究结果表明：① 狮新58井具有高温、高压、高含硫的特点,测试时易发生冰堵、管线刺漏等情况;② 结合超高压油气井地面测试技术制定了适应狮新58井的测试措施及流程,通过应用成功完成了该井的节流降压、射孔后的放喷排液、求产测试、试采等作业;③ 超高压油气井测试方法具有先进的高压控制、节流降压、除硫、液气分离等技术,能够满足测试期间的各种工况需求,同时配备有先进的安全控制技术及优化的工艺流程,作业安全性高。结论认为,超高压油气井地面测试技术具有广泛的适应性,不仅适用于川渝气区的三超气井测试,而且也能满足如狮新 58 井这类高寒地区的高含 H₂S 油气井测试作业。

为了有效降低天然气长输管道压气站的运行能耗,以输气管道的依次相接的单条管道和压气站为研究对象,基于输气管道理论基础及动态规划法,分别建立了输气管道稳态仿真模型和以各压气站总能耗最低为目标函数的输气管道稳态运行优化模型,明确了该模型的优化对象为各站压缩机开机台数和出站压力,根据仿真、优化程序,求解了某管道在一确定输量下的算例。研究结果表明：① 相同输量及开机方案下,输气管道自定义仿真结果与TGNET模拟结果的相对误差较小,表明了该仿真程序的模拟精度符合工程实际要求,验证了仿真计算模块的准确性,可作为优化程序运行的基础计算模块;② 相同输量下采用优化开机方案可使全线压缩机总功率有效降低,验证了所建优化模型的优化性,对管道的经济运行具有指导意义;③ 建立的输气管道稳态运行优化模型也适用于前期设计阶段,将设计与优化相结合,能提高设计方案的合理性。

为了降低超级克劳斯硫磺回收装置尾气SO₂排放总量,某天然气净化厂将超级克劳斯工艺升级为超优克劳斯,过程中为降低超优克劳斯工艺停产除硫期间尾气SO₂排放浓度和排放速率,将超级克劳斯反应器旁路运行优化为在线运行,现场试验证明除硫优化措施可行,且通过优化方式改进前后数据对比认为优化措施可提高除硫效果。研究结果表明：① 将超级克劳斯工艺升级为超优克劳斯工艺是未设置尾气处理系统的现有超级克劳斯工艺改进的最佳方案;② 改变超优克劳斯工艺停产除硫方式后,超优克劳斯工艺停产除硫期间在线运行超级克劳斯反应器时,尾气SO₂排放速率可下降40%;③ 超优克劳斯工艺停产除硫期间在线运行超级克劳斯反应器时,各级反应器温度和过程气中H₂S含量是可控的,在除硫时间和除硫效果上是满足工艺要求的;④ 优化除硫方式后除硫时间增加15~20 h,尾气SO₂排放总量却下降了30%以上,对环境保护具有重要的现实意义。

为了认清文96地下储气库周期注采过程中储气库边水运移特征和对注采运行的影响,开展了边水监测及动态跟踪分析,以气藏数值模拟技术为手段,应用网格粗化技术建立了该储气库的数值模型;利用该数值模型开展了边水运移数值模拟研究,结合注采井实测液面数据,逐步认清了文96储气库周期注采边水运移规律,结合运行动态特征初步评价了边水的活跃程度、影响范围。研究结果表明：① 文96气藏水驱类型为弱弹性水驱,建库前S_2X^1-4、8原始气水界面较统一、S_3S^1-3原始气水界面相差较大;② 基于边水活动分析研究结果而坚持“高部位强注、低部位缓注”“合理控制生产压差”的注采运行原则,从周期液气比变化显示表明文96储气库注气驱水效果整体较好,边水分布更加合理;③ 后期注采运行过程中通过“高注均采”“控制压差”等技术措施较好地控制了边水运移,排液扩容效果显著,气库动态库容逐步接近设计库容量。该研究成果将进一步指导文96储气库的注采运行、扩容达产,并对同类型边水气藏储气库注采运行具有借鉴意义。

随着能源结构不断优化调整,天然气使用领域不断扩大,对燃气公司配套供气设施的快速建设和安全运行维护提出了更高要求。如何解决供气设施建设、抢维修过程中遇到的瓶颈,确保燃气设施得到安全、高效的建设和平稳的检、维修是燃气经营企业面临的迫切问题。为此,结合实际,从确保燃气管网安全、高效作业的角度出发,查找了燃气埋地阀门使用中存在的问题及设备缺陷,提出相应改进措施并通过实施应用证实了其适用性。研究结果表明：① 导致燃气埋地阀门无法进行放散、置换、检测和锁定的主要原因是阀门功能设计不够完善以及阀门配套工具不匹配;② 针对燃气管网及阀门存在的缺陷,采取设计放散短管及控制阀、设计制作筒套式配套锁具将阀门进行锁定等措施进行功能改进;③ 通过对燃气阀门功能进行改进和完善,不但能够放散燃气管道内天然气,而且能够从放散控制阀处对管道注入惰性气体进行置换和检测置换效果;④ 在对燃气管道进行风险作业时,采用筒套式锁具将阀门四方头操作部位进行隔离封锁,能够预防外来人员意外打开阀门,避免发生意外人身伤害事故。实施应用分析认为,采用该改进措施不仅减少了管道检、维修作业时的停气影响用户数量,缩短了停气用户的影响时间,还减少了检、维修作业时的人工成本和燃气放空损失,提高了燃气公司的经济、社会效益。

为了充分认识塔河油田一号联合站污水系统的腐蚀问题,并制定合理的腐蚀防治措施,以塔河油田一号联合站污水系统存在的腐蚀问题为研究对象,开展室内模拟实验,分析污水系统的腐蚀成因,提出了污水系统腐蚀防治的有效措施。研究结果表明：① 塔河油田一号联合站污水系统的腐蚀问题以点腐蚀为主,均匀腐蚀为辅;② “pH值调整剂+混凝剂+助凝剂+水质稳定剂”的水质改性药剂体系可有效降低污水系统腐蚀。室内模拟实验的结论认为：① 在pH值为6.5时,腐蚀速率最低;② 各药剂协同作用最佳状态为“pH值6.5+混凝剂150 mg/L+助凝剂8 mg/L+水质稳定剂50 mg/L”;③ 实现了均匀腐蚀速率由0.069 5 mm/a下降至0.021 7 mm/a,缓蚀率达到68.8 %;点腐蚀速率由0.545 8 mm/a下降至0.080 6 mm/a,缓蚀率为85.2 %,有效地减缓了污水系统腐蚀问题。

随着油气田地面工程建设的发展,采用模块化建设模式的工程逐渐增多,但模块化建设模式在国内油气田地面工程建设领域尚处于发展阶段,研究模块化建设模式是否比传统建设模式更具成本优势对于模块化建设模式的推广具有重要意义。为此,依据大量工程实例以及成本数据,通过比较模块化建设模式和传统建设模式在设计、采购、施工等不同方面工作的差异,分析得出油气田地面工程模块化建设的成本优势,指出模块化建设模式在当前发展阶段的不足并提出促进推广应用的解决思路。研究结果表明：① 油气田地面工程模块化建设能够从设计、采购、施工以及管理方面,提高生产效率,降低建设成本;② 油气田地面工程模块化建设能够解决海外工程项目安全问题的掣肘,实现油气工程企业“二次跨越”;③ 目前油气田地面工程模块化建设存在的主要问题是现有运输技术高水平橇厂无法实现特大型模块化装置运输、高水平橇厂分布不均造成模块化建设难以大范围推广,为此,需要积极开展行业技术交流促进模块化建设技术创新,进一步实现其整体模块化建设的经济性。

为了解决苏里格气田凝析油收率预测情况与实际情况误差较大的问题。利用HYSYS软件分析凝析油收率影响因素,提出修正后天然气净化装置凝析油收率预测模型。研究结果表明：① 原料气中重组分测定结果不准确是凝析油收率存在差异的主要原因;② 原料气中C₆⁺含量对凝析油收率影响最大;③ 基于修正后凝析油收率预测模型,提出同期法和递推法两种预测思路。研究结论认为：在同一季节内,采用递推法相对误差较小,在季节更替月份推荐采用同期法,预测凝析油收率相对误差控制在10 %以内,验证了基于HYSYS软件预测凝析油收率的可行性。

国产化管网仿真软件PNS和国外仿真软件TGNET、SPS在油气仿真领域展现出巨大的应用价值,针对国内某气体长输管道,分别从3款软件的流体模型、建模过程和仿真结果（静、动态模拟）等方面的异同进行全方位对比,为管网仿真软件使用者给出应用选择的指导性意见。研究结果表明：① 3款软件静、动态仿真结果偏差均符合输气管道工艺设计及计算要求;② 相较于TGNET只能在节点输入高程,SPS与PNS均可在管道中输入高程信息,因此其插值计算过程更精细,且SPS与PNS均有在线和离线仿真;③ PNS更适合初学者使用,有助于快速理解仿真知识,TGNET则适用于沿线高差起伏小的小型管道,而SPS更适用于逻辑控制和操作工况复杂的大型管道。

天然气管道分输用户不断增多使得人工分输控制耗时较多且准确性不高。为了解决大量分输用户的供气准确性和安全性问题,降低用户分输的人工操作强度,以华北地区用户作为样本,依据中国石油北京油气调控中心的实际运行情况,分析了天然气长输管道分输用户的类型和用气特点,根据不同用气需求确定了用户的分输方式和安全保护设定,提出了不同的自动分输供气模式以及相应的控制逻辑和自动分输安全保护逻辑,并在华北地区用户中进行了应用效果评价。研究结果表明：① 基于到量停输法、恒压控制法、剩余平均法、不均匀系数法4种不同的自动分输控制算法,针对不同的用户供气需求整合为不同的自动分输控制模式以适应各种不同用户自动化控制的需求;② 根据用户日指定量进行自动分输控制,用户日指定量与实际完成量偏差均在1 %以内,说明自动分输能够实现精准的日指定量控制;③ 自动分输降低了日指定数据人工录入错误造成的控制偏差,减轻了用户分输的工作强度,与集中远程控制的运行模式相结合有助于管道公司大力推行无人站场加区域化管理的管控模式。结论认为：基于用户需求的不同自动分输模式能够在保障用户供气安全的情况下自动完成每日输气任务,满足各种用户自动分输控制要求,可以大范围推广使用。

在燃气行业不断发展的环境下,燃气管道失效造成的各类事故也给各燃气企业的安全管理敲响了警钟,如何从被动抢险变为主动控制燃气管道失效,成为各燃气公司的的管理重点。为了在有限的资金、人力条件下对燃气管道的失效进行有效控制,基于管道完整性管理中的风险控制思路,对燃气管道进行失效后果分析和失效概率分析,提出优先考虑的失效控制因素和对应措施,对于无法对完整性管理进行全覆盖投入的燃气公司有一定的借鉴意义。研究结果表明：① 燃气管道随管径、工作压力和所处地区等级的增高失效后果严重程度增加;② 管道投运初期,随着管道投运年限的增加,管道工作压力对管道失效概率的影响增大;③ 管道投运超过6年后,管道工作压力对失效概率的影响降低,腐蚀指数迅速增加并成为导致管道失效的主要因素,而管道投运超过15年后,影响管道失效的主要因素是腐蚀指数和管道的工作压力。研究结论表明：优先考虑造成燃气管道失效的主要因素并采取相应的控制措施,可有效降低燃气管道的失效概率。

未来我国天然气管道面临的泄漏风险主要是腐蚀、外部影响和材料缺陷等引起的管道小泄漏或微小泄漏。为解决现有长输天然气管道泄漏检测技术在管道微小泄漏检测和泄漏损失计算方面存在的不足,强调应加大实时瞬态模型方法的应用研究,通过在川气东送天然气管道南京支线段现场应用效果分析证实了其应用优势。研究结果表明：① 实时瞬态模型泄漏检测法能够准确、快速地检测出泄漏,尤其对微小泄漏量的检测优势明显,同时用流量、压力等参数可以计算出泄漏点的位置,实时计算泄漏速度和累计泄漏量;② 实时瞬态模型法中的容量守恒变化曲线决定了其误报率低的特点,这一点在测试中也得到证实;③ 对于测试泄漏点压降很小的情况,实时瞬态模型法可以检测到目前无法通过SCADA查看到的微小数值压降变化,也可以解决目前采用的通过截止阀判断压降速率无法解决的微小泄漏检测。

随着电力行业的快速发展,各种工业和民用用户对供电的要求也随之相应提高,特别是变电所主接线方式的选择直接关系到电力装置的可靠性、经济性、灵活性。为此,基于电气主接线方式设计的原则和要求,在对变电所接线方式进行比较分析的基础上,指出了不同电压下较合理的电气主接线方式。研究结果认为：① 电气主接线的设计应根据负荷性质、设备特点、周围环境及变电所的规划容量等条件和具体情况等要求,满足供电可靠性、经济性、灵活性等基本要求;② 一般性工业企业和民用建筑变配电所110 kV侧、35 kV侧和10 kV侧采用单母线及单母线分段的连接方式能基本满足要求。

针对川渝地区终端燃气公司配气门站、撬装转供站的放空点火装置存在工艺缺陷及对操作人员的安全风险的问题,提出点火工艺自动化连锁优化方案,将设计方案细化为4点：① 在管道、设备上安装压力变送器采集并监控运行压力的变化情况;② 在管道、设备上安装安全阀和手动放空设备,采取自动和就地手动并用的方式进行泄压放空;③ 须在放空管口加装电子点火头确保放空气在放空管口被顺利点燃;④ 正确合理实施电子点火头控制逻辑。应用效果表明：① 将城市配气门站、撬装转供站的放空点火工艺改进为自动和手动并用并加装电子点火头实施放空安全可行;② 工艺改进后,现场操作人员的人数减少且不再需要靠近放空立管点火作业从而大大降低了安全风险;③ 工艺改进后保证放空气完全燃烧以减少环境污染。

封堵井起压是枯竭油气藏型地下储气库目前存在较为普遍的一个安全问题,如何科学合理处置封堵井起压直接关系到整个储气库的运行安全。以中国石化文96、文23储气库为例,目前多口封堵井已出现起压现象,为了落实封堵井起压原因,综合利用气藏地质、历史生产及动态监测等资料开展了深入分析,查找原因从而研究针对性处置对策。研究结果表明：① 两座储气库封堵井起压分别由临井采油注水和井内防腐泥浆脱气引起;② 封堵井堵剂性能直接关系到气井封堵效果,堵剂设计时应充分考虑临井注采活动影响以确保其能够适应所处地层环境;③ 针对防腐泥浆脱气起压一类封堵井,因安全风险低,日常管理以定期巡检观察为主;对于临井采油注水起压一类封堵井,因安全风险高,制定了“定期巡检、特殊时期加密巡检、井口规范放压”的管理制度;④ 鉴于文23储气库目前仍处于建设阶段,应加强对封堵井周边作业的风险评价工作,确保封堵井安全可控。

随着油气管网的快速发展,管网泄漏检测技术显得日益重要。为了解决油气管网现有的泄漏检测技术存在的问题,有必要对前沿的天然气泄漏检测技术进行分析,研究出更准确的检测方法,保障天然气顺利输送、安全供应、管网优化等的实现。通过查阅相关文献资料,对一种与管道模型无关的新型检测方法 —— 序贯概率比（SPRT）泄漏检测定位技术进行总结和分析。首先对SPRT理论进行数学描述,建立基于SPRT理论技术的天然气管线泄漏检测数学模型,然后介绍分析了求解模型方法,并在对比分析国内外SPRT泄漏检测定位技术理论和应用的异同基础上提出了改进的时间差定位方法及多序贯概率比检验法。结论表明：① 多序贯概率比检验法理论上能够适合各程度的泄漏检测,且检测速度较快、准确率高;② 改进的时间差定位方法能够有效地降低延迟效应,定位精度较高,具有一定的实用性,并且可基于负压波检测原理进行泄漏定位,降低漏报率和误报率。

通过事故案例的分析和相关文献资料的查找,得出天然气储罐泄漏扩散的影响因素,利用德尔菲法通过选定专家,层次分析法确定专家权重,制定专家咨询表并进行两轮咨询打分,确定了天然气储罐泄漏扩散的主要影响因素依次为储罐压力、风速、泄漏量、泄漏速度、泄漏孔径、泄漏浓度和风向7种,最后根据这些因素提出预防天然气储罐泄漏造成事故的相关建议：① 运用基于风险的检验（RBI）技术,优化检测、维修方案;② 储罐应采用可靠性高的安全仪表系统;③ 储罐应设置在厂区全年最小频率风向的上风侧,具备良好的通风、驱散、稀释等设施条件。

随着天然气管网的建设发展,输气站场的控制方式逐渐由传统的人工值守方式向无人值守、集中监控的智能化方式转变。浙江省天然气管网在站场无人化系统的研究和建设过程中,为实现压力调节回路中主、备用支路的冗余及无扰切换的目标,以及在用户负荷剧烈变化时,特别是站场上下游两级调节器背靠背设置的极限管容工况下,满足系统调节的稳定性和抗耦合性要求,开发设计了一种有效的支路冗余及系统调节控制方法。研究结果表明：① 在压力调节过程中,通过控制算法的改进,相比传统PID控制,无论在系统的快速响应还是超调量控制方面均有显著改善,且在合适的参数支持下具有极广的适应性;② 在支路冗余切换方面,结合支路负载能力和调节控制算法,达到了支路间无扰切换的功能要求;③ 在抗耦合能力方面,根据设备特性和调节趋势来改变控制速度,以此优化调节过程而迫使系统收敛,从而实现解耦的目的;④ 在实际应用方面,系统完全满足输配站场无人值守集中监控的要求,系统运行稳定可靠。

建立气体泄漏监测系统,及时、准确、有效发现泄漏险情,是提高有害气体泄漏时的应急响应能力的重要手段。作为高效、全面的天然气监测系统的重要组成部分,气云成像摄像机具有高效率、远距离、大范围、动态直观等显著优势。为此,对气云成像摄像机气体泄漏监测技术发展进行了研究,并根据现场测试效果,做出了应用部署的相关建议。结论认为：① 目前已应用于工业生产的多为基于热源成像技术的气云成像摄像机,而基于光谱成像技术的气云成像摄像机在气体识别、范围标识、极端天气下识别准确度等方面具有显著优势,可减少误报警率;② 气云成像摄像机因为通讯负荷高、成本较高,不建议作为常规和全面部署的气体泄漏监测手段;③ 气云成像摄像机作为泄漏监测系统的组成部分,主要针对关键区域或监控盲区进行远程监控,因此建议针对河流穿越、重要阀室、地形地质高危区域以及重点装置区域、无人值守井场、井口等进行设置;④ 建议在极端天气下和存在多种气体的环境下优先考虑采用基于光谱识别的气云成像摄像机。

处于煤矿采空区的油气长输管道会受到采空区的影响造成变形及断裂事故。为此,结合长距离输油气管道在煤矿采空区的实际情况,提出可行的监测方法,介绍了管道应力监测系统的系统架构、传感器的选择方法、采集系统、通讯系统和监控软件。提出与其他管道监控系统相比,振弦式应力监测系统具有体积小、安装方便,无需有线电源、功耗低,数据传输可靠、防水防潮防雷防浪涌,以及可在恶劣工况下长期工作,无需人工干预等特点,适宜在煤矿采空区使用。将该方法应用于同富新煤矿采空区上方的山西某煤层气输气管道监测,成功地对一次煤矿掘进活动做出了预警,避免了管道事故的发生。通过对监测测点的布置方式、运行情况和相关数据的分析,证明该监测系统对煤矿采空区管道受力情况进行了准确地监测,有效地预防了采空区受煤矿掘进影响造成的油气管道变形及断裂事故,为长输管道沿线采空区的安全维护提供了经济可行的解决方案,可为沿线处于其他地质灾害区的管道维护提供参考。

活塞式压缩机广泛应用于液化天然气装置、天然气增压场站,作为其中的关键设备,用于提高气体压力,便于气体介质的输送。活塞式压缩机的维护保养和检查维修极其重要,振动问题是压缩机使用过程中出现的较为普遍且较难处理的问题。为此,结合某油田作业区空气压缩机组的振动异常情况,通过机组振动测试查找原因,提出解决压缩机振动问题的整改技术措施,有效控制振动和由此引起的一系列问题。

导管架平台上部组块陆地建造工作量大、周期短、复杂度高,建造后期同步作业和交叉作业多,建造的进度控制难度极大。目前,国内外针对上部组块陆地建造进度控制的研究,尚未形成成熟的理论体系和实践方法。为此,全面总结了陆地建造的特点,系统梳理了进度控制的内容方法,结合多个上部组块陆地建造的成功实践经验深入分析了关键阶段的进度控制重点及关键点,认为统筹考虑各种资源约束、时间约束、风险控制,做好进度计划编制,结合实际建造的不同阶段重点难点做好进度计划实施监督和调整,是确保陆地建造按时高效顺利完成的重要保障。

空温式气化器结雾现象在一些LNG气化站和接收站成为严重影响安全生产的一大隐患。通过理论分析对空温式气化器的成雾现象进行分析并制定了两种消雾方案,利用计算流体力学方法对某气化站气化器正常运行时的成雾过程和两种消雾方案的效果进行了模拟研究。结果表明：① 气化器正常运行时会在周围产生较大范围的白雾;② 底部排气方案将减少一侧白雾,而在排风侧聚集大量白雾,消雾效果不明显;③ 顶部对流方案能够较大程度提高空气换热后的温度,从而较大程度上减少白雾生成区域,消雾效果较好。

以川东北气田A井场滑坡实际情况为背景,通过资料收集、地质勘探等工作,系统地分析了滑坡特征、成因机制,并对滑坡在不同工况下的稳定性进行计算,得出该滑坡在天然状态下处于欠稳状态、饱和工况下处于不稳定状态,综合未来趋势预测应提前整治的结论。为此,综合考虑技术、安全、施工等各方面因素,提出“削方减载+分层使用锚杆、锚索框架梁支护+截排水+重力式挡土墙+植草护坡”的综合治理方案,并逐一分析治理措施,为滑坡治理设计提供依据。

浙赣、浙皖省际天然气管线联网工程有利于提高浙赣皖三省的天然气供应保障能力及高效利用沿海LNG接收站和国际LNG资源,对构建区域间相互协调互为保障的天然气供应保障体系有重要的意义。从浙赣皖三省的管网建设现状和建设规划入手,阐述了三省的天然气市场管网的发展概况,对潜在的连接线位置及联网工程建设条件进行了分析,提出了浙赣、浙皖省际天然气管线联网工程实施的合理性建议。由于由于受安徽和江西侧管网规划和管输能力限制,目前两联网工程建设条件不佳,建议远期加强浙赣、浙皖天然气管网规划衔接,结合三省天然气消费增长、沿海LNG接收站及国家干线等气源供应情况适时规划浙赣常山 — 婺源 — 乐平连接线和浙皖长兴 — 安徽主干网连接线。