指数模型法在海洋石油设施风险评估中的应用

针对海上油气设施工况复杂、自然环境恶劣、应急救援难度大等特点,通过构建海上采油平台、海底管道和钻修井平台风险评估指数模型,辨识出水深增大、服役期长、腐蚀、疲劳、浅层地质条件变化等是风险等级升高的主要因素,识别出部分采油平台主结构疲劳损伤,海底管道内壁腐蚀及缺陷无法准确掌握、作业平台插桩不到位等问题,并提出检验检测、更换设施、强制退出等风险管控措施和建议。     

舟山高浊度海水混凝除浊研究

测定了舟山高浊度海水悬浮物的粒度分布,分析了高浊度海水自由沉降特性,选用氯化铁(FeCl)3、聚合氯化铁(PFC)、聚合硫酸铁(PFS)3种混凝剂,利用正交试验方法对高浊度海水进行混凝沉淀对比试验,采用极差分析方法研究了影响混凝效果的因素。试验结果表明:舟山海域悬浮物组成以粉砂为主,用自然沉降的方法是很难去除;各因素对浊度去除率影响的主次顺序均为:慢搅时间>慢搅速度>快搅时间>快搅速度;对于高浊度海水混凝除浊最佳水力条件为:快搅时间为2 min,快搅速度为300 r/min,慢搅时间为15 min,慢搅速度为60 r/min;聚合硫酸铁是较理想的絮凝剂,最佳投药量范围在15～25 mg/L,对浊度去除率高达99%以上。     

固定化小球藻对海水养殖废水氮磷的处理

本研究利用海藻酸钠（SA）作为载体、以氯化钙（CaCl₂）为交联剂,探究小球藻最佳固定化条件及其对海水养殖废水氨氮和磷酸盐的处理效果.通过对比不同浓度SA和CaCl₂对小球藻生长的影响及不同固定化条件的藻球对氨氮、磷酸盐处理效果,确定最佳固定化条件为2.0% SA和2.0% CaCl₂.对比固定化藻球和悬浮小球藻对模拟海水养殖废水氨氮、磷酸盐去除效果,结果表明固定化藻球比悬浮藻液对氮、磷处理效果更好.其中低接种率（1：10）固定化藻球的最大氨氮、磷酸盐去除率分别为63.26%和62.76%.固定化小球藻浓度越高,其净化能力越强,高接种率（1：1）固定化藻球的最大氨氮、磷酸盐去除率分别是85.16%和75.94%.连续流运行下固定化藻球对海水养殖废水氨氮、磷酸盐的平均去除率分别为84.49%和72.17%.小球藻固定化态保留并延长了悬浮态生长活性,提高了对海水养殖废水脱氮除磷效果.     

温度对镁合金牺牲阳极材料电化学行为的影响研究

目的研究温度对常用镁合金阳极材料MIC、AZ31、AZ63电化学行为的影响。方法根据GB/T 17848—1999,采用四天加速试验法,在25～70℃的人造海水介质中进行阳极电化学性能评价,并观察腐蚀后阳极的宏观腐蚀形貌。采用极化曲线测试技术,研究温度对加速试验前后阳极的极化行为影响。结果随着温度的升高,三种镁阳极的局部腐蚀明显加剧,溶解状态逐渐变得不均匀。随着温度的上升,三种镁阳极的实际电容量和电流效率呈小幅增加趋势,温度的影响不显著。极化曲线显示,镁阳极表现出活化溶解特征,温度升高明显促进了镁阳极的阴极过程,自腐蚀速率逐渐增加。结论在腐蚀初期,温度升高明显促进了镁合金阳极的腐蚀过程,但对镁阳极的电化学性能影响不显著,这可能与后期腐蚀产物生成以及表面状态的变化有关。     

天然气输送管道事故分析与防范

基于国内天然气输送管道西气东输、海气登陆、就近供应的现状,统计了2018年天然气事故,针对发生频率最高的输送管道事故,从事发省份、事发月份以及事发原因等方面进行初步分析,从完善各建设部门联合规划与信息共享机制、制定管道巡线方案和员工培训制度、提高天然气输送管道防腐检测能力以及规范天然气管道建设中承包商的HSE管理等角度提出防范措施,为预警预防国内天然气输送管道事故提供参考。     

芳烃联合装置地下管线测漏处理过程的风险分析

运用预先危险性分析法(PHA),对芳烃联合装置地下管线测漏处理过程中存在的风险进行了分析,确定了应采取的安全措施,取得了明显效果.     

连续起伏管道投产过程中的气相运移研究*

为应对山区液体管道在投产过程中可能出现的气阻、超压问题,从气相运移角度出发,建立液顶气模型,研究在1个U型单元内积气形成、压缩和破碎的全过程,在此基础上,提出连接各个U型单元的气相的传递函数,探讨背压累积因素下,连续起伏管道投产过程中各个U型管段的积气情况和压力的变化,进行动态的建模和计算。以国内某原油管道的现场投产数据与模型结果进行比对。结果表明:可以更加准确地预测山区液体管道投产过程中的气相传递和压力变化过程,能为未来连续起伏大落差液体管道投产的安全稳定运行提供理论指导和技术支持。     

温度交变下液态乙烷回气管线热应力数值计算与现场测试*

为解决低温交变载荷下液态乙烷回气管线面临的安全问题,采用有限元法和现场试验研究管线在低温交变载荷下无裂纹和含轴向裂纹管线的热应力分布。结果表明:管内温度沿周向和轴向分布具有较大的不均匀性,内外壁温度分布趋势基本相似;随着计算时间的延长,管线整体热应力先增大再减小;卸压、温度回升过程中,管内温差逐渐减小,热应力逐渐减小;裂纹处的热应力大于远离裂纹及无裂纹处的热应力;对管线热应力变化进行现场监测,试验数据与仿真结果吻合。研究结果可为低温情况下液态乙烷回气管线的方案设计提供参考和指导。     

Corrosion failure probability analysis of buried gas pipelines based on subset simulation

Corrosion is the main reason for the failure of buried gas pipelines. For effective corrosion failure probability analysis, the structural reliability theory was adopted in this study to establish two calculation models for pipeline corrosion failure: the pressure failure model and von Mises stress failure model. Then, two calculation models for the corrosion failure probability were established based on a corrosion depth growth model obtained from actual survey data of soil corrosion characteristics. In an example, Monte Carlo simulation (MCS) and subset simulation (SS) were used to analyze the corrosion failure probability of pipelines, and the results were compared. SS can compensate for the shortcomings of MCS as it has higher computational efficiency and accuracy. Therefore, SS was adopted to simulate variations in the corrosion failure probability of buried pipelines with the service time for the two failure probability calculation models, which were applied to a natural gas pipeline located in a chemical industry park in Zhuhai, China. A sensitivity analysis was carried out on the relevant parameters that affect the failure probability. The results showed that multiple loads caused by the covering soil, residual stress, temperature differential, and bending stress have a non-negligible effect on the pipeline reliability. The corrosion coefficients gradually become the most important factors that affect the failure probability with increased service time. The proposed methodology considers the actual operating conditions of pipelines to provide a reliable theoretical basis for integrity management.     

埕岛油田海底管道漏磁检测与安全评估

提出了埕岛油田海底管道内缺陷漏磁检测需解决的主要问题,研发了325 mm管道内缺陷漏磁检测装置,确定了海底管道漏磁检测工艺流程,配套了管道检测发射装置、接受装置等相关设施,实现了海底管道的漏磁检测、缺陷分析和安全评估。