国外热油管道停输再启动研究现状
油气管道运输发展现状及问题5篇(我国油气管道运输发展探析)
油气管道运输发展现状及问题5篇我国油气管道运输发展探析油气管道运输发展现状及问题摘要：随着我国石油天然气工业的而不断发展，当前油气管道建设成为促进油气发展的关键。
因为我国的油气资源不均匀，因此在建设的过程中，需要油气管道作为运输油气的主要通道。
本文对于我国油气管道运输的现状与发展趋势进行分析，从多方面探讨油气运输绵连的问题，并且期望能够完善油气管道的运输建设。
关键词油气管道运输发展油气管道运输发展现状及问题:我国油气管道运输发展探析摘要:管道运输是国际货物运输方式之一,是随着石油生产的发展而产生的一种特殊运输方式。
具有运量大、不受气候和地面其他因素限制、以及成本低等优点。
随着石油、天然气生产和消费速度的增长,管道运输发展步伐不断加快。
本文旨在探讨新形势下我国管道运输的发展现状、大力发展管道运输的动因及管道运输的发展趋势。
关键词:管道运输;发展现状;发展趋势一、我国油气管道运输的发展现状中国管道工业随着西气东输、陕京二线、冀宁联络线、甬沪宁原油管道、茂昆成品油管道、兰成渝成品油管道、西部原油及成品油管道等大型管道工程的建设投产,得到了极大发展。
1.油气管网供应格局初步形成截至2007年底,中国国内已建油气管道的总长度约6万千米,其中原油管道1.7万千米,成品油管道1.2万千米,天然气管道3.1万千米。
中国已逐渐形成了跨区域的油气管网供应格局。
原油管道形成了以长江三角洲、珠江三角洲、环渤海、沿长江、东北及西北地区为主的原油加工基地的布局,原油管道运输也随之迅速发展。
东北、华北、华东和中南地区初步形成了东部输油管网;西北各油田内部管网相对完善,外输管道初具规模。
成品油管道近年来得到较大的发展,成品油管输比例逐年增加,目前已在西北、西南和珠三角地区建有骨干输油管道,但尚未形成区域性的成品油管道供应网络。
天然气管道随着西气东输、陕京二线、冀宁线等大型管道系统的建设得到极大的发展。
就全国而言,川渝、华北及长三角地区已形成了比较完善的区域性管网,中南地区、珠三角地区也基本形成了区域管网主体框架。
热油管道再启动过程研究
（ ｉ ． Ｓ ｉ ｎ ｏ ｐ ｅ ｃ ＰＳ ＴＣ Ｗｅ ｉ ｆ ａ ｎ ｇ Ｏｉ ｌ Ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｐ ｏ ｒ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｄｅ ｐ ａ ｔｍｅ ｒ ｎ ｔ ， Ｓ ｈ ａ ｎ ｄ ｏ ｎ ｇ Ｗｅ ｉ ｆ ａ ｎ ｇ ２ ６１ ０ ０ ０， Ｃｈ ｉ ｎ ａ
ａ ｃ ｑ ｕ ｉ ｒ ｅ ｍｅ ｎ ｔ ． Ｔｈ ｅ ｒ ｅ ｓ ｔ ａ ｒ ｔ ｍｏ ｄ ｅ ｌ ｓ ａ ｔ ｈ ｏ ｍｅ ａ ｎ ｄ ａ ｂ ｒ ｏ ａ ｄ ｗｅ ｒ ｅ ｓ ｕ ｍｍ ａ ｒ ｉ ｚ ｅ ｄ ， ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ ｄ ｉ ｆ ｆ ｅ ｒ ｅ ｎ ｃ ｅ ｂ ｅ ｔ ｗｅ ｅ ｎ ｓ ｉ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ ｒ ｅ ｓ ｕ ｌ ｔ
管道 运输是 原油 和成 品油 最主要 的输 送方 式 ，
在石油储运中发挥越来越重要的作用 。我国所产原 油８ ０ ％以上为含蜡原油，常采用加热方法来改善含 蜡原油 的流动性。为保证管道操作系统的安全高效 运行 ，要求管道输送时保持连续 、稳定的流量 ，避 免管线停输 。然而在热油管道在运行过程 中，不可
方法。含蜡原油管道的流动保障和流动安全评价技 术 已成为 国内外 研究 的热 点… 。
本 文 主要从 再启 动压 力计 算 的影 响 因素 及典 型
的计算模型两方面对前人所做的研究进行综述。重 点是再启动过程 的描述及影响因素 的分析。
避免地会发生事故抢修 、自然灾害和油 田停电等情
摘
要 ： 为计算 含蜡 原油管道再启 动过程压力 ，需要对原油 的屈服过程 、压 力沿管道的传播过程 、原油
含蜡原油输送管道的再启动保护
果 才与 用地层 原油测 得 的 “ 际倾点 ”相 近 。 实
２ ２ 屈 服 点 ．
为 了能预 测管道 系统 所需 的再启 动压力 ，原油 的屈服 点或胶 凝强 度 比其 倾点 更为有 用 ，不足之 处 是缺少 标准 的工 业 测试 方 法 ，而且 需 要 ４ ８ｈ或更 长的测 试时 间 ，所需 的原油用 量也较 大 。 原 油 的屈服值 由浸 泡在温 控水域 中的模 型试 验 管道测 定 。最 初 的试验 和方法 研究 在俄克 拉荷 马州 庞克城 Ｃ ｎ ｃ ｏ ｏｏ研 究 发 展 中心 的模 拟管 路 上进 行 ， 管道 直径 ２ ． ５ ４ｍｍ，长 ３ ０ ｎ ． ５ｒ 。然 后 建 立 了 同样 的第 二条模 拟管 路 。建 立第二 条模 拟管 路是为 了就
的方法更 能精 确地指 示现 场条件 下 的倾 点 。
对 科 特 油 而 言 ，油 藏 温 度 约 为 ７ ℃ ， 平 台 处 ０ 理 温度 为 ７ ４℃ 。 因 此 ，在 修 改 后 的 方 法 中 ，试 样
资料 。 关键 词
；
含 蜡原 油
管 道停输
管 道再
被加 热 至 ７ ４℃ ，持续 ２ｈ ，然 后冷 却 ，直 至凝 固 ， 确定 其倾 点 。在平 台上 （ 地层 原油 ）和试 验室对 用 标 准 的和修改 后 的试 验方 法进行 了比较 。在平 台上 试 验时 ，用取 自 ７ ℃的 原 油 作 为 就 地 热 油 试 样 ， ４
这种 倾点 称为 “ 际倾点 ” 实 。 试验 前 ，如果将 这些试 样 中的一部 分 降至环境
温度 ，然 后重新 加 热至 ４ ６℃ ，通 常 会测 得 较 高 的
倾 点 。另一方 面 ，如 果在 实验前 将冷却 至环 境温度
热油管道大修期间停输与再启动的数值模拟
Ａｂ ｔａ ｔ Ｉ ｒ ｅ ｏ ｓ ｌｅ ｔ ｅ ｐ ｏ ｌ ｍ ｆ ｇ ｅ ｔ ｈ ａ ｏ ｓ ａ ｄ ｄｆ ｃ ｌ ｒ ｓ ｒｉｇ ｕ ｆ ｒ ｓ ｕ ｄ ｗ ｆ ｂ ｒ ｄ ｈ ｔｏｌ ｓ ｒ ｃ ：ｎ ｏ ｄ ｒ ｔ ｏ ｖ ｈ ｒ ｂ ｅ ｏ ｒ ａ ｅ ｔ ｌｓ ｎ ｉ ｕ ｔ ｅ ｔ ｔ ｐ ａｔ ｈ ｔｏ ｎ ｏ ｕ ｅ ｏ ｉ ｉ ｆ ａ ｎ ｅ ｉ ｐ ｐ ｌ ｅ ｕ ｎ ｖ ｒ ａ ｌ ｇ ｐ ｒ ｄ， ｔ ｅ ｔ ａ ｍｏ ｅ ｓ ｏ ｈ ｔ ｏ ｎ ｒ ｓ ｒｉｇ ｄ ｓ ｒ ｔ ｄ ｂ ｈ ｎｔ ｖ ｌ ｍｅ ｉ ｅｉ ｓ ｄ ｒ ｇ ｏ ｅ ｈ ｕ ｉ ｅ ｏ ｍａｈ ｍａｉ ｌ ｎ ｉ ｎ ｉ ｃ ｄ ｌ ｆ ｓ ｕ ｄ ｗｎ ａ ｄ ｅ ｔ ｔ ｉ ｅ ｅ ｙ ｔ ｅ ｆ ｉ ａ ｎ ｃ ｉ ｅ ｏｕ ｍｅ ｈ ｄ ｗａ ｅ ｅ ｏ ｅ ｏ ｓｍｕ ａｅ ｔ ｅ ｃ ａ ｇｎ ｈ ｒ ｌ ａ ａ ｔ ｒ． ｎ ｍｅ ｃ ｌ ｘ ｍｐ ｅ ｂ ｓ ｄ ｏ ｈ ｏ ｔ ｇ ｏ ｅｈ ｕ — ｔ ｏ ｓｄ ｖ ｌ ｐ ｄ ｔ ｉ ｌ ｔ ｈ ｎ ｉｇ ｔ ｅ ｍａ ｐ ｒ ｍｅ ｅ ｓ Ａ ｕ ｒ ａ ａ ｌ ａ ｅ ｎ ｔ ｅ ｃ ａｉ ｖ ｒ ａ ｌ ｈ ｉ ｅ ｎ
国外燃气系统安全技术发展现状及存在的问题
三、国外燃气系统安全技术发展现状及存在的问题（一）施工安全National grid公司的SCO（英语“运行过程中的安全控制”的简称）操作安全控制体系，已成为当前英国燃气行业中使用最广泛、且行之有效的施工操作安全控制手段。
（二）区域调压站英国的调压器和国内调压器的“2+1”或“2+0”结构不同，英国的燃气调压器虽然也采用类似的结构，但是其在主路和辅路上均进行了改进，以更好地保证调压器的正常供应。
英国的燃气调压器主路和辅路均多了一个MONITOR和一个SLAM SHUT部件，在主路起调压作用的部件失灵后，该部件阀孔自动增大到和管道口径一样大，该部件就作为管道输送燃气，不起调压作用，而MONITOR 自动发挥调压作用，将进口压力按要求调成出口所需压力，在MONITOR也失灵的情况下，SLAM SHUT自动关闭，辅路开始进行调压。
对一些重要的调压设备，建立了压力监测或监控系统，以便一旦发生调压器故障能够及时进行处置。
相对干国内的调压装置，该系统更具有可靠性和稳定性，更能保证管道压力的安全。
对于中低压调压器，英国燃气公司一般在调压器上面安装时钟装置，根据用气髙峰和低谷，设置不同出口压力，即高峰时段出口压力高，低谷时段出口压力低，这样可以使低压管网压力在满足用气需求的情况下在较低压力下运行，降低低压管网泄漏的可能性。
现在National Grid正在对该系统进行改进，采用更新的自适应系统来控制出口压力，采用电脑程序控制出口压力，即每天的出口压力变化曲线根据前一天用户用气情况进行调整，这样可以更好的实现在管道压力尽可能低的情况下保证用户用气需求，据National Grid估计，采用该系统后，毎年的低压燃气管道漏气次数可降低一半左右・【7]（三）燃气管网1.管网不停气施工技术在现场的排管建设、更新改造及急修施工时，对于各种不停气施工技术的应用是非常普遍的，一般采取临时旁通结合带气封堵的模式，如：快速灵活的PE 管挤压式封堵；常规的阻气袋封堵；针对大口径高压力所研制和采用的管道封堵技术和设备等，尽可能减少停气对用户所造成的影响.对于原先人工煤气时代的承插式管道的改造技术：承插式接口增湿防漏技术和接口注胶快速堵漏技术的应用，使得原先人工煤气时代的承插式管道得以继续输送天然气，节省了管道更换改造所需的庞大费用。
热油管道停输温降过程的模拟研究
摘 要 热油管道停输 降温过程是 输油 管道 中最常见的现象 ， 其降温规律 对确定安 全停输 时间、 掌握 再启动方案和停输检修安排 都有着十 分重要 的意义。利 用 Ｆ ＵＥ Ｔ软 件对 水下及 架空热油 管道停 Ｌ Ｎ
输温降过程进行 了数值模拟 ， 分析 了管 内不 同位置 、 同初始 温度条件 、 同管径条件 下的油 温变化 不 不 过程 ， 出了与 实际吻合较好 的温 降曲线 。通过模拟 发现 ， 得 温降过程 可分 为三个 阶段 ， 初始温度越 高
００ ．５
【 １ ） ６ ．
＊基 金项 目 ：本文受四川省重点学科建设项目（ Ｚ￣４６ 资助 Ｓ １）１） 第一 作者 简 介 张煜（９０ ）男． １８ － ． 西南石油大学在渎研究生 ． 研究方向为油气田渗流力学
石 油工 业 计 算机 应 用 总 ６期 ２１年第１ 第 ５ ００ 期
较大 ， 如大庆 、 胜利 、 中原 、 海油 田等 ［ 。此类 原油 南 １ ］ 在常温下的流动性较差 ， 目前 主要 采用加 热输送工艺
来降低原油 的粘度而达到减小摩 阻的 目的 。然而 ， 管 道停输Ｌ 后 油温 将逐 渐 降低 ， 没 有精 确 的时 间控 ２ ］ 若 制， 可能发生凝管事故 ， 造成 巨大 的经 济损失 。因此 ，
３ ８
Ｃ ｍｐ ｔｒ ｐｉ ｔ ｎ ｆＰ ｔｏｅｍ ００Ｔ ｔ ５Ｎ ． ｏ ｕｅ Ａｐ ｌ ａｉ ｓｏ ｅ ｌ ｃ ｏ ｒ ｕ ２１，ｏ ｌ ｏ１ ａ６
热油 管道停 输温 降过程 的模拟研 究
张 煜 朱红钧 陈小榆
（ 南 石油 大 学 石油 工程 学 院 四川 成 都 ６００ ） 西 １５０
（ ／ｍ ・ ） Ｗ （ Ｋ）
㈣ １
国外原油管道发展现状、发展趋势及启示
国外原油管道发展现状、发展趋势及启示一、国外原油管道发展现状1.1 美国原油管道网络的覆盖面积广。
根据美国能源部的数据，美国拥有超过210万英里（3389385.5公里）的原油和天然气管道，覆盖面积最广泛的是中西部地区，该地区拥有总长度超过80万英里（1287480公里）的管道。
1.2 欧洲地区的原油管道主要集中在北海和东欧地区。
北海管道将石油从挪威和英国输送至欧洲大陆，而东欧管道则从俄罗斯输送天然气和石油。
1.3 中东地区的原油资源丰富，该地区有大量的原油管道，其中最重要的管道是红海-地中海输油管道，其全长超过1600公里，用于将红海和印度洋海域中的原油输送至地中海沿岸国家。
1.4 亚太地区的原油管道覆盖面积较窄，主要集中在中国和印度等地。
中国目前正在积极发展原油管道网络，旨在降低其对海运运输的依赖程度，同时印度正在建设多条原油管道以满足其日益增长的能源需求。
二、国外原油管道发展趋势2.1 多元化的输油模式。
新兴的输油模式包括海上管道、海底管道和液化天然气（LNG）等，这些模式将为能源市场的发展提供更多可能性。
2.2 对环保和安全的重视。
多数发达国家都将环保和安全作为建设和运营原油管道的重要考虑因素，通过提高管道的安全性和环保性，能够有效地减少对环境和居民生活的影响。
2.3 变革性的技术创新。
随着科技的发展，原油管道建设和运营的技术不断更新，例如使用无人机和远程传感器等技术来监控管道的运行状态，从而提高管道的安全性和运营效率。
三、国外原油管道发展的启示3.1 加强国内原油管道建设。
国内的原油管道建设相对滞后，需要加强对原油管道的建设和改善，降低对油价的依赖度和降低运输成本。
3.2 完善相关法规和标准。
加强管道建设和运营的法规和标准制定，提高管道的安全性和环保性。
3.3 多渠道保障能源安全。
除了构建原油管道网络，应该积极推进多种形式的能源开采和运输模式，多渠道保障能源安全。
国内外油气管道输送发展概况
国内外油气管道输送发展概况摘要：我国油气输送管道从无到有，到2003年底，已建成的油气管道总长度45865km，其中，陆上原油输送管道15915km，天然气输送管道21299km，成品油输送管道6525km，海底管2126km。
正文：一、油气管道输送的产生1.世界第一条工业输油管道管道输油是伴随着石油工业的发展而产生的。
1859年8月,美国在宾夕法尼亚州打出了第一口油井，所生产的原油用木桶、马车送至火车站外运。
从此，桶作为石油交易的计量单位。
1桶（bbl)=158.9873dm3，1m3=6.2899桶。
马车运输，运送能力小，受天气、交通等因素影响大，不能满足油田生产的需要。
为了适应油田开采的需要，1865年10月美国修建了世界第一条工业输油管道，用以把原油从油田输送到火车站。
该管道直径为50mm，长9756m，输送能力约2万吨/年，输油设备为蒸汽驱动的往复泵。
2.世界第一条工业输气管道为了适应天然气开采的需要，1886年美国建设了世界第一条工业规模的长距离输气管道。
该管道从宾夕法尼亚州的凯恩到纽约州的布法罗，全长140km，管径为200mm。
3.我国油气管道输送的产生我国是世界上最早使用管子输送液体的国家，早在秦代就用打通了竹节的竹筒连接起来输送卤水，到了蜀汉时代，又用以输送天然气。
但由于旧中国长期封建制度的束缚和帝国主义列强的侵略、掠夺，直到1949年，我国没有建成一条工业规模的油气输送管道。
新中国成立后，随着新疆、四川等地石油、天然气田的发现与开采，我国于1958年建设了第一条原油输送管道。
该管道从新疆克拉玛依油田到独山子炼油厂，全长147Km，管径150mm。
随后，又于1963年建设了第一条天然气输送管道。
该管道从重庆巴县石油沟气田至孙家湾，简称巴渝线。
二、油气管道输送的发展1.焊接与制管技术的提高为油气管道输送的发展创造了条件1928年电弧焊技术的问世以及无缝钢管的应用，为油气管道输送的发展创造了技术条件，使管道输油得到较快的发展。
海底管道安全停输时间及再启动研究与实践
海底管道安全停输时间及再启动研究与实践李玉清;朱作伟;谢燕春;耿永华【摘要】海上原油的集输系统为连续生产,但管线的计划检修、电源中断、输油量和输油温度过低,都有可能造成管线的停输.停输后,由于油温不断下降,粘度不断增加,给管路的再启动造成困难.以赵东平台至埕海联合站输油管道为例,介绍海底管道安全停输时间及再启动压力的计算.【期刊名称】《价值工程》【年(卷),期】2019(038)006【总页数】3页(P47-49)【关键词】海底管线;停输时间;温降;再启动压力【作者】李玉清;朱作伟;谢燕春;耿永华【作者单位】中国石油大港油田滩海开发公司,天津300280;中国石油大港油田滩海开发公司,天津300280;中国石油大港油田滩海开发公司,天津300280;中国石油大港油田滩海开发公司,天津300280【正文语种】中文【中图分类】TE9730 引言海上原油的集输系统为连续生产，但管线的计划检修、电源中断、输油量和输油温度过低，都有可能造成管线的停输。
停输后，由于油温不断下降，粘度不断增加，给管路的再启动造成困难，甚至使管线有冻结的危险。
为了避免冻结事故，确保安全生产，必须了解管路在各种条件下的允许最长停输时间和停输后的温降情况，以及再启动时所需要的压力和排量，以便正确地指挥生产。
对于海底管线来说，一旦出现意外，后果十分严重，既无法进行现场处理，致使海底管线报废，也影响生产的正常运行。
因此，海底管道的停输温降及再启动计算十分重要。
1 温降过程分析1.1 边界条件赵东平台-埕海1-1人工岛海底输油管道投产后，管道运行状况良好。
赵东平台-埕海1-1岛海管规格为：φ273.1×12.7，长4.5km；埕海1-1岛-埕海联合站埋地管道规格为：φ323.9×12.7，长18km。
管道全线设计输量为：3600m3/d。
赵东平台出站温度为70℃。
海管段管道总传热系数按1.3W/（m2·K），埋地段管道总传热系数按1.1W/（m2·K）计算。
热油管道停输降温过程研究进展
结构 ， 使得 自然 对 流 强 度 减 弱 。管 壁 处 凝 油 层
逐 渐增 厚 ， 即纯 导 热 区不断 扩 大 ， 对流 区逐 步 而
缩小， 而成为具 有移动 相界面 的复合传 热。 从 该 阶段 自然 对 流强 度 的减 弱使 得温 度场 的上 浮 越 来越 不 明显 ， 高油 温 区逐 渐 下 移 至管 道 中 最
第 １ ８卷
第 ３期
北 京 石油 化 工学 院学 报
Ｊ ｕ ｎ ｌｏ ｉ ｎ ｎ ｔ ｕ ｅｏ ｒ ａ ｆＢｅｊ ｇ Ｉ ｓ ｉ ｔ ｆ ｏ ｉ ｔ
Ｐｅ ｒ — ｈｅ ｃ ｌＴｅ ｈｎ ｏ ｔ ｏ ｃ ｍｉ ａ ｃ ｏｌ ｇｙ
Ｖ ｏ ＿ ８ ＮＯ ３ ｌ１ ．
Ｓｅ ２ ０ ｐ． ０１
收 稿 日期 ：０ ００ — ６ ２ １ —３１ ＊国 家 自然 科 学 基 金 资 助 项 目 ， 目号 ：０ ０ ０ ７ 中 央 高 校 项 ５９４７ ； 基 本 科 研 业 务 费 专 项 资 金 资 助 项 目， 目号 ：９ ０ ０ ５ 项 ０ ＣＸ ４ １ Ａ。
全部 消 失 ， 油 传热 方式 只 剩导 热 ， 由于与 外 原 又 界 的温差 已减小 ， 温降 速度 比第 一 阶段 慢 ， 故 但
低 于 析 蜡 点 温度 时 ， 晶不 断 析 出 并形 成 网络 蜡
过 程 是 一 个伴 随相 变 、 自然 对 流 及 移 动 边 界 的 三 维 不稳 定传 热 问题 ， 由于 管 道 轴 向温 降 比 但 径 向温 降要 小 得多 ， 因而在 数值 计 算时 ， 将其 常 简 化为 二 维 （ 向 、 向 ） 稳 定 传 热 问题 。停 径 周 不
西部原油管道停输再启动现场工业试验研究
（ ３ ）
（ ）油 流极坐 标 方程 ： １
６
石
油工程ຫໍສະໝຸດ 建设 ２１ ０ ０年 ４月
一
土壤温 度 ： 土壤 导热 系数 。
等 速率 裂解 。Ｈ ｕ ｋ 触 变模 型为 ： ｏ ｓａ
１ ｙ＋Ａ ＋ Ｋ＋Ａ Ｋ） ＝ ｏ １ （ Ａ
＝口 １ ） 一６ ｙ （ 一Ａ Ａ
Ｕ
中 图分 类 号 ：Ｔ ８ ２ 文 献标 识 码 ：Ａ 文 章 编 号 ：１ ０ — ２ ６ （０ ０ ２ ０ ０ — ３ Ｅ ３ ０ １ ２ ０ ２ １ ）０ — ０ ５ ０
Ｏ 引 言
西部 原油 成 品油管道 是继 西气 东输 之后 国 内又
一
ｐ ＝ （ ） 音（ ）） ｏ ｝ Ａ ＋ Ａ （ Ｃ 。 ０ 。 １ ｒ １
年 首 次 冬 季 运 行 时 ，原 油 管 道 干 线 采 用 吐 哈 、 哈 国
—
时间 ：
Ａ广 （
油流导 热系 数 。
当停输 温 降过程 中有 自然 对流 区域存 在 时 ．液 相 的导 热 系数取 当量 导热 系数 。
油加剂 综合 热处 理 ．全线各 站加 热炉满 负荷 运行 输 送工 艺 ．实 现 了冬 季 累计 输 油 ３ ３万 ｔ ８ ．合 计 年 输
导 热 方 程 一 样 但 有 一 种 情 况 下 的 原 油 的 动 量 方 程
结 构充 分裂 解时 的屈 服应 力／ａ Ｐ： 结构 完全建 立起来 时 的屈服应 力／ａ Ｐ：
不 一样 ：当停 输 时间较 长 ．部 分或 全部原 油表 现 出 触 变性 时 ，对 触变 性流 体采用 如下 直角 坐标方程 来 描述：
Ａ
（） ５
56”管道hot-tapping在沙特阿美体系中的实践
56”管道hot-tapping在沙特阿美体系中的实践摘要：Hot-tapping也俗称“带压开孔”、“热开孔”是油气行业一项关键技术，是传输介质不停输的情况下，在主管道安装分支管线，在保证油气输送安全的前提下，达到经济效益的最大化。
由于油气介质大多属于易燃易爆介质，在不停输情况下进行开孔、焊接、安装等作业活动有极大的风险性，所以hot-tapping也被称作油气行业的“刀尖上的舞者”。
阿美石油公司被业界成为世界上最大的油气公司，尤其以安全和质量严格著称，有一套独立的、自称体系的安全技术规范，在安全和质量方面被称为业界标杆。
本文就讨论了在阿美质量体系下hot-tapping作业的应用。
关键词：Hot-tapping；燃气增压站；阿美石油公司1.项目背景作者所在项目是世界上最大的燃气输送管网系统MasterGasSystem简称MGS，建成于1982年迄今为止已经运行了30多年。
本项目是为MGS系统新建一座压站系统，其中需要在收发球进出口区的56”管道的分别进行56”和3”管道的开孔和焊接作业。
1.1管道压力及流量计算MGS系统主管道是PI5LX70，φ56×20.32mm(hot-tapping处最小厚度)，管道最大运行压力为1012psi(7.0Mpa),运行压力为510psi，设计温度为150°F(66℃)，运行温度298.15K，防腐涂层为FBE,流体介质为天然气，运行流速400mmSCFD，管道最小屈服强度70000psi。
对开三通材质为MSS SP75 WPHY52,最小屈服强度为52000psi，长度2450mm，最小厚度tb为60mm，管座外径Dh为1498mm，设计系数为0.5（根据ASMEB31.4或B31.8）, 法兰等级600，设计压力1015psi。
根据阿美规范SAEP-311，13.4.1计算焊接过程中管道最大压力：S=管道最小屈服强度psi，t=hot-tapping处最小管壁厚度inch，OD=管道直径inch得出焊接是最大允许压力 Pmax= 1260psi> 510 psi，满足焊接要求。
输油管道安全停输时间计算分析
输油管道安全停输时间计算分析作者：张立明苏婷李福然来源：《科学与技术》2018年第24期摘要：輸油管道停输后，若停输时间过长，当管道内原油温度降低到一定值后，管内原油流变性会发生很大变化，管道的再启动会遇到极大的困难，甚至造成凝管事故。
为了避免凝管事故的发生，需要对停输管道的安全停输时间进行研究。
本文主要介绍某输油管道运行现状，统计对比2018年1-8月份管道停输情况，对某输油管道安全停输时间进行计算，并对以后管道安全运行提出具体建议。
关键词：输油管道；安全停输；时间一、前言热油管道生产运行中，停输是不可避免的生产过程。
热油管道停输后，管内油温随停输时间的延长而不断降低，导致管内油品流动特性发生很大变化，甚至产生原油胶凝现象。
当管内油温降低到一定程度就会使启动过程产生困难，甚至造成凝管事故。
据统计2018年1-8月份某输油管道累计停输39次，时间为2147分钟，平均排量450m3/h 计算，少输送原油16102.5m3，对场站完成全年生产任务造成很大困难，并且对管道的安全运行产生很大影响，降低设备使用寿命，启停输过程中浪费大量员工劳动力，因此有必要对管道的管道安全停输进行研究。
二、输油管道停输状况分析1、输油管道停输原因分析热油管道在运行过程中，由于种种原因，不可避免地会发生停输。
停输的原因可以分为两大类：事故停输和计划停输。
具体原因分类如表1：2018年1-8月份某输油管道停输39次，除6次为计划停输外，其余33次均为事故停输，其停输分布主要有以下特点：（1）夏季管道停输频率远大于冬季，管道冬季运行比夏季运行更加平稳。
其中5月份前停输12次，5月份以后停输27次。
（2）管道停输与天气有很大关系，打雷、下雨天气易产生跳泵、停电等事故造成管道停输。
（3）姬塬外输总站离心泵运行平稳，管道停输多是由于喂油泵、外输泵变频器等电气设备发生故障造成的。
（4）除个别原因（输入电压过高、高压输入缺相）需专业电工进行检修维护，其他如变频器等设备故障场站员工均可用较短时间恢复管道运行。
国内外连续油管技术探讨
国内外连续油管技术探讨摘要：本文探讨了国内外连续油管技术现状，对连续油管技术的特点进行了综述，对连续油管作业技术进行了简介，连续油管修井已代表着当今世界修井技术的发展方向，并将作为一种常规、高效的作业技术在世界范围内普及。
关键词：连续油管技术特点设备构成效益分析连续油管（coiled-tubing，简称ct）技术已经成为石油天然气勘探开发领域中一项日益完善的新技术，连续油管技术装备由于其应用范围广，使用方便，而被誉为“万能作业装备”。
一、国内外连续油管技术现状自1962年美国california石油公司和bowen石油工具公司联合研制的第一台连续油管作业装置（coiledtubingunit，简称ctu）投入石油工业应用至今，ct技术和ctu已经历了4o多年的发展历程，目前全球拥有的连续油管作业设备已超过1400台套。
1972年，我国从bowen公司引进首台连续油管作业设备，截至今年累计引进28台套。
连续油管技术的应用也从单纯的修井作业发展到钻井、完井、测井以及增产作业等领域。
其间，历经了初级发展阶段、发展“停滞”阶段、高速发展阶段和广泛应用阶段。
特别是2o世纪9o年代初，法国eif公司利用ct技术进行老井加深，美国oryx公司利用ct技术侧钻水平井以及ensco公司利用ct技术进行欠平衡钻井的试验成功，极大地推动了连续油管钻井（coiledtubingdrilling，ctd）技术的发展。
目前ct作业技术已广泛应用于钻井（小井眼井、定向井、侧钻水平井、欠平衡钻井等）、完井、采油、修井和集输等作业的各个领域，解决了许多常规作业技术和方式难以解决的问题，应用效果明显。
预计未来lo年，其应用将更加广泛。
连续油管修井已代表着当今世界修井技术的发展方向，并将作为一种常规、高效的作业技术在世界范围内普及。
目前连续油管最大钻井深度已超过6900m，其外径由原来的φ12.70mm1/2英寸）发展到φ12.70（1/2英寸）～φ168.27mm（65/8英寸）。
国外成品油管道发展现状、发展趋势及启示
国外成品油管道发展现状、发展趋势及启示随着全球经济的发展和能源需求的增长，国外成品油管道的建设和发展正逐渐成为热点。
本文将对国外成品油管道的现状、发展趋势及其对我们的启示进行探讨。
一、国外成品油管道的现状国外成品油管道已经成为全球能源运输的重要方式之一。
在北美地区，特别是美国和加拿大，成品油管道网络非常发达。
美国的成品油管道网络覆盖了全国范围，连接了各个主要油田和炼油厂，实现了成品油的快速运输和分销。
而在欧洲和亚洲地区，成品油管道的发展相对滞后，主要依赖海上运输和铁路运输。
二、国外成品油管道的发展趋势1.技术升级：随着科技的进步，国外成品油管道的技术不断升级。
例如，采用智能传感器和监控系统，能够实时监测管道的运行状态，提前发现故障和泄漏，提高安全性和运输效率。
2.跨国合作：国外成品油管道的建设和运营往往需要跨国合作。
各国能源公司通过合作，共享资源和技术，实现成本的降低和效益的最大化。
例如，中亚天然气管道项目就是中亚国家与中国的合作项目，通过建设天然气管道，实现能源资源的互联互通。
3.环保意识：国外成品油管道的发展趋势逐渐注重环保和可持续发展。
管道的设计和建设需要考虑节能减排、降低环境风险等因素。
同时，一些国家也在逐步减少对化石燃料的依赖，加大对可再生能源的开发和利用。
三、对国内成品油管道建设的启示1.加强技术创新：国内成品油管道建设需要加强技术创新，引进先进的管道技术和设备，提高运输效率和安全性。
同时，还需要加强对智能监控系统的研发和应用，提高管道的运行管理水平。
2.加强国际合作：国内成品油管道建设需要加强与国外的合作，共享资源和技术，提高管道建设的效益和可持续发展能力。
同时，还需要加强与沿线国家的合作，实现能源资源的互联互通。
3.注重环保和可持续发展：国内成品油管道建设需要注重环境保护和可持续发展。
在管道的设计和建设中，要考虑节能减排、降低环境风险等因素。
同时，还需要加大对可再生能源的开发和利用，减少对化石燃料的依赖。
5.4热油管道的停输再启动讲解
若长距离热油管道的大部分或全线出现凝油，应采用分段挤推的方 法，逐段打通全线各段。每段的长度可根据凝油开始移动时的力平
衡计算。即：
d 2
4
pi
dli y
li
pi d
4 y
式中 ——分段挤推时每段的长度，m; ——挤推时施加于 管段两端的压差，Pa，
可根据管道的承压能力和设备的性能确定;
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y —胶凝原油的静屈服强度，Pa。其数值随油品性质
、凝油条件、停输时间等的不同，有较大的差别。（如 某管道停输80h后，热力条件较好的管段，管中心存油 仍为液相;停输87h后，热力条件较差的管段，凝油的平 均屈服强度为170Pa;停输154h后，铺设于水中的管段， 凝油的平均屈服强度高达4650Pa。）在应用时，要根据 具体情况，具体分析，通常是现场取样分析，确定其值 。
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2）管道沿线有部分管段凝油时的再启动 若长距离输油管道的局部管段凝油，埋地热油管道的架空
段、水下段等传热系数较大的管段可能出现这种情况。 这时的启动方法是：将凝油管段与主管道隔离，先利用临
时泵或压力车在凝油管段中间施压，将凝油向两段挤推， 待凝油段打通后，再连接管道，启动油泵或用容积泵，小 流量高温油流全线冲刷启动。
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热油管道停输后的再启动操作
1）管道全线为液相时的再启动 若停输一定时间后，管道沿线热力条件最差的管段管中心存油温
度高于其凝固点，则全线管内存油仍为液相。计划停输时，根据 允许停输时间安排停输间隔，通常是这种情况。 这种情况的启动时，可以启动输油泵或更换容积泵，利用小流量 高温油流（必要时更换低粘度油品）冲刷，使管壁的凝油和结蜡 逐渐熔化，管道流通面积逐渐增大，直到恢复任务输量，达到稳 定工作状态，再启动过程结束。
国外成品油管道发展现状、发展趋势及启示
国外成品油管道发展现状、发展趋势及启示随着全球对能源需求的不断增长，石油成为主要的能源来源之一。
为了满足人们对石油产品的需求，国际上建设了大量的成品油管道，以便实现石油成品的运输和分销。
以下是国外成品油管道发展现状、发展趋势及启示。
1. 发展现状
目前，国际上建设的成品油管道数量不断增加，主要集中在北美、欧洲、中东和亚洲等地区。
其中，北美和欧洲的成品油管道网络较为发达，主要用于石油产品的运输和分销。
中东地区的成品油管道主要用于石油产品的出口，并且已经与国际市场连接起来。
亚洲地区的成品油管道也在不断建设中，主要用于满足亚洲地区对石油产品的需求。
2. 发展趋势
未来，成品油管道的建设将会继续增加。
随着全球对能源需求的不断增长，成品油管道将成为一个重要的能源运输和分销方式。
同时，成品油管道的技术也将不断升级，以提高管道的运输效率和安全性。
未来的成品油管道还将加强与其他运输方式的衔接，例如铁路、公路、海运等，以实现更加高效的运输和分销。
3. 启示
成品油管道的建设和发展为我们提供了许多启示。
首先，成品油管道作为一种高效的能源运输和分销方式，可以为我国的能源安全提供帮助。
其次，成品油管道的建设需要大量的资金和技术支持，这为我国的科技创新和技术进步提供了机会。
最后，成品油管道的运营和
管理需要高水平的技术人才，这对于我国的人才培养和创新人才培育也提出了要求。
已停用输油管道的再启输问题探讨
已停用输油管道的再启输问题探讨摘要：对已经停用的输油管道进行再输是一个复杂的过程，管道在停输后能不能再次顺利启动，不仅与管道的停输时间有关系，而且还与管道的工况、油品的流变以及停输后的温降等有关系。
文章分析了停输管道再启的过程中所遇到的难点和要点，并简要介绍了长庆油田西峰-马岭输油管道的停运再启的工况。
关键词：停用输油管道停输再启对已经停用的输油管道进行再启输，是指输油管道在停用并清扫一段时间后（数月或者几年），再次对输油管道进行试压、投水、投油等活动，最终完成启动的过程。
本文针对已停用的输油管道在实施再启动时主要遇到的困难进行了分析，并以西峰-马岭输油管道的停运再启输实例对该问题进行了探讨。
一、石油管道停输再启遇到的主要难题1.参数的计算和确定问题对已经停输的管道进行再启时，其再启动的压力大小往往与管道内原油的物性流变性有关。
当前，在进行再启动压力确定时，通常采用确定性分析方法。
但是，因为原油本身的成分是比较复杂的，其由多种物质构成，其中，对原油流变性会产生影响的因素包括蜡、胶质、沥青质这三种，在化学上主要表现为物质的集合。
对于含蜡原油，其流变性往往与原油的组成、经历的热史和剪切历史有关，同时，其还具有模糊性和随机性的特点。
比如在进行停输再启计算时，需要对含蜡原油的触变性进行描述，但是至今为止，尚没有一个比较理想的含蜡原油的触变性模型出现，也没有能够描述剪切历史和热历史的触变性数学模型。
此外，原油的物性和流变性还与油温有很大关系，在对管道内的油温进行计算时，计算结果会受到外部环境、原油物性、流变性和输量变化的影响。
对于埋地管道的参数计算主要受到管道所在土壤的温度和物性影响，比如导热系数、热扩散系数等会受外部环境的影响发生变化，这些参数的计算对管道内油温的计算结果非常重要。
比如，管道沿线的气候和季节变化会使土壤的导热系数和含水率发生不同的变化，而且，在进行参数的选取和计算时，往往是从安全的角度出发来选取平均值。
油气管道技术现状与发展趋势
油气管道技术现状与发展趋势油气管道技术是现代能源开发中的重要组成部分。
随着全球能源需求不断增长和不断扩大的市场需求，油气管道技术的应用和发展也日益重要。
本文分析了油气管道技术的现状和未来的发展趋势。
一、现状分析在当前的油气管道技术领域，随着国家对油气资源开发利用的逐步深入，管道技术应用越来越广泛，相应的管道技术也得到了进一步发展。
主要体现在以下几方面。
1.钢管技术应用广泛油气管道主要由多种材质组成，其中钢管是基础材料。
目前，我国在石油和天然气长输管道建设领域已形成了一套完整的管道设计和施工规范，其核心是高强度和低温态钢管技术的应用。
2.技术成熟随着油气管道技术的不断升级，技术成熟度也不断提高，可以实现较高温度、高压、大流量的输送。
同时采用了高新技术，如监测系统、大数据分析等手段，已经形成了完备的复杂条件下的实时监测和控制系统。
3.中国成为世界石油天然气管道建设大国在石油和天然气长输管道建设领域，中国已经拥有了非常高的建设经验和技术能力，并在全球展开了一系列合作，逐步数字化快速建造长输油气管道的技术研究。
二、发展趋势油气管道技术的未来发展趋势，将围绕自动化和智能化这一核心所展开，具体如下：1.技术智能化未来，应用大数据、云计算、物联网等新技术，实现对油气管道的智能化监控和运营指挥，建立管道的定位、诊断、预测、预警体系，实现人、车、机的智能集成。
2.无人化施工目前石油天然气管道的施工存在大量的不稳定因素，如环境恶劣、安全风险高等。
未来，将会逐步发展出无人化施工。
通过各种自动化设备，如智能机器人、机器人清扫等实现全方位管道清洗，从而保证管道的清洁和无害化利用。
3.安全风险控制管道的安全风险是目前油气管道建设和运营中的一项重要工作。
未来，应通过提高技术创新能力，加强监管，升级管道安全防范体系，提高管道安全风险应对能力。
4.新材料应用油气管道建设材料的质量直接影响到其寿命和输送能力的大小，现在材料科学技术正在飞速发展，新材料的应用将可以大幅度提高油气管道的建设和运输能力，为实现能源的绿色可持续发展注入新活力。
讨论我国海上油气管道运输现况和发展前景-以及存在的关键技术问题
我国海上油气管道运输现况和发展前景，以及存在的关键技术问题管道运输是输送液体和气体物资的运输方式，是一种专门由生产地向市场输送石油、煤和化学产品的运输方式，是统一运输网中干线运输的特殊组成部分。
管道运输石油产品比水运费用高，但仍然比铁路运输便宜。
大部分管道都是被其所有者用来运输自有产品。
管道运输不仅运输量大、连续、迅速、经济、安全、可靠、平稳以及投资少、占地少、费用低，并可实现管道运输自动控制。
除广泛用于石油、天然气的长距离运输外,还可运输矿石、煤炭、建材、化学品和粮食等。
管道运输可省去水运或陆运的中转坏节，缩短运输周期，降低运输成本，提高运输效率。
当前管道运输正面临管道口径不断增大、运输能力大幅提高、管道的运距迅速增加、运输物资由石油、天然气、化工产品等流体逐渐扩展到煤炭、矿石等非流体的发展趋势。
我国海上油气管道运输现况我国海洋石油工业已经走过了40多年的历程，在改革开放前的二十多年中,海洋石油人自力更生，在渤海找到并建成投产了4个油田，年产原油9万吨；改革开放后的二十多年中，通过对外合作,引进、吸收国外先进技术与管理经验，我国海洋石油工业实现了跨越式发展，先后在渤海、东海、南海发现并开发了三十多个油气田，年产油气当量已超过3000万吨。
伴随着海洋石油工业的发展，海洋油气储运事业也得到了长足的发展.海底管道是在近20年发展起来的.二十多年，渤海、东海以及南海先后铺设了海底管道约2000 km。
目前，我国工程技术人员已基本掌握了百米水深以内的海底油气管道的设计与施工技术，形成了具有中国近海特色的专有技术与能力.在我国近二十年海上油气田开发中，从最初的油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台至陆地海底管道，海底管道设计、施工技术有了长足发展。
我国第一条海底输油管道是中日合作开发的埕北油田，油田内部海管,该海管为保证双生管，内管直径6 in，外管直径12 in，长度1.6 km，将A区生产的油输往B区,该管道由新日铁公司设计,采用漂浮法施工，1985年建成投产,至今仍在生产运行.我国第一条长距离油气混输海底管道是1992年建成投产的锦州20—2天然气凝析油混输管道,该管道直径12 in，长48。
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国外热油管道停输再启动研究现状
【摘要】热油管道的计划检修、事故抢修、间歇输送以及顺序输送过程中对某批次原油全分输都会使管道全线或局部处于停输状态。
如果易凝高粘原油管道的停输时间过长，管内存油胶凝，则可能导致启动困难，甚至发生“凝管”事故。
鉴于热油管道停输再启动问题在工程上的重要性与学术上的复杂性，国外学者展开了长期不懈的研究，这些成果无疑对研究埋地原油管道差温顺序输送的停输再启动问题提供了有益的借鉴。
【关键词】热油管道抢修研究
迄今为止，国外学者对停输再启动的研究主要针对“水平、等温、恒压启动”的胶凝原油管道的再启动过程。
顶挤液与被顶挤液（胶凝原油）之间近似的抛物状界面被假设成垂直于管轴的平面。
涉及主要文献的简要比较见表1。
1987年，sestak等[1]考虑到胶凝原油结构参数随剪切历史的变化，引入houska模型来描述管道再启动后凝油的触变过程。
通过对质量方程、运动方程与本构方程联立求解，预测管道的最小启动压力和凝油的排出时间。
但sestak模型忽略了结构参数沿管道轴向与径向的变化，也没有考虑凝油压缩性和惯性的影响。
同年，cawkwell[2]针对sestak模型的缺陷进行了改进：
（1）沿管道轴向与径向进行二维网格划分，再启动过程考虑了凝油结构参数沿轴向和径向的变化；
（2）指出原油胶凝段在管中心存在固状“流核区”，该区经受的
剪切应力不足以使剪切发生，剪切现象仅存在于“流核”与管壁之间的环状区域，并通过动量方程计算了流核半径随时间与管道轴向位置的变化；
（3）将压力波速项引进连续性方程，考虑了凝油压缩性的影响；（4）动量方程中增加了惯性项，考虑了原油的惯性作用。
显然，cawkwell模型较sestak模型更接近胶凝原油管道的实际启动过程，控制方程用全隐式有限差分法进行求解。
1989年，cawkwell[3]将该模型的计算结果与环道实验结果进行了比较，最小启动压力平均偏差15%，清空时间平均偏差20%，但试验的管线长度仅有3.55m，管径仅有25.4mm。
1999年，chang[4]提出了三应力模型（three-yield-stress model），胶凝原油的触变性采用具有时效性的bingham模型（文中指出可用houska模型替换）描述。
在由管壁向管中心的半径方向上，凝油截面依次分为流动区、蠕变区和弹性形变区。
施加某恒定压力启动后，管道可能出现瞬时启动（startup without delay）、延时启动（start-up with delay）和失败启动（unsuccessful startup），这三种情形可以根据流动区、蠕变区和弹性形变区对应的力平衡关系计算得出。
chang模型没有考虑凝油压缩性和惯性的影响，也没有考虑流体流变性沿管道轴向的变化。
2004年，davidson[5]在chang模型的基础上，考虑了凝油压缩性对再启动过程的影响，研究表明压缩效应延缓了启动过程，但降低了最小启动压力的预测值。
对模型数值求解时，管道轴向网格在
每一时步都重新划分，以便于计入原油流变性沿管道轴向方向的变化。
2007年，davidson[6]进一步把管道轴向上的气相段（the gas section）引入启动模型，但并未涉及同截面气液两相共存现象的讨论，也没有考虑高程变化对气相段长度的影响。
2007年，frigaard[9]采用二维启动模型，对长距离含蜡原油管道的再启动顶挤过程进行了数值模拟。
研究发现流体的压缩性对管内存油的排空时间有显著影响，但对启动初始阶段顶挤液的推进过程影响不大。
2009年，wachs[10]通过数值实验展现了再启动压力低于根据“力平衡”得到的最小启动压力时管道仍能安全启动的可能性，并将之归因于凝油可压缩性和触变性的综合效应。
为了改善计算速度，研究采用介于二维与一维之间的“1.5维”启动模型。
参考文献
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[9] i.frigaard，g.vinay，pressible displacement of waxy crude oils in long pipeline startup flows.j.of non-newtonian fluid mech.，2007； 147： 45-64
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