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原油管道现状分析报告原油管道是将原油从产地运输到炼油厂或终端用户的重要设施，对保障能源供应和经济发展具有重要意义。
本报告对中国原油管道现状进行了分析，主要包括以下几个方面内容。
首先，中国原油管道网覆盖范围广泛，布局较为合理。
截至目前，中国已建成的原油管道总长度约为4万公里，覆盖了全国各个主要油田和炼油厂。
其中，东北、华北和华南地区的管道密度相对较高，而西部地区的管道密度较低。
这样的布局有利于优化资源配置，确保原油供应的稳定性和安全性。
其次，中国原油管道运输能力不断提升。
随着国内炼油产能的增加和原油需求的不断增长，中国原油管道的运输能力也在不断扩大。
以中国石油天然气集团公司为例，该公司拥有的管道长达2.7万公里，目前每天的原油运输能力已达到1300万桶。
而随着新的管道项目陆续建成投产，预计未来中国原油管道的运输能力还将进一步提升。
再次，中国原油管道安全性得到了大幅提升。
近年来，中国加大了对原油管道安全的管理和监管力度，加强了对管道设施的巡检和维护，完善了应急预案和安全管理制度。
同时，引入了先进的检测技术和设备，提升了管道的安全性能。
这些措施有效地减少了原油泄漏和事故发生的概率，保障了原油运输的安全和稳定。
然而，中国原油管道还存在一些问题和挑战。
首先，由于中国石油资源分布不均衡，部分西部地区的管道密度不足，原油运输形势相对薄弱。
其次，部分老旧管道设施存在一定的老化和磨损问题，需要及时更新和维修。
此外，原油管道的建设和运营成本较高，需要进一步优化投资和经营模式，提高管道的运营效率。
综上所述，中国原油管道现状较为良好，运输能力不断提升，安全性得到了明显提升。
但仍需要进一步加大对西部地区的管道建设和更新力度，加强对老旧管道设施的维护和管理，并优化管道的投资和经营模式。
我国长输天然气管道现状及发展趋势分析天然气是一种清洁、高效、多用途的能源资源，具有重要的经济和社会意义。
随着我国经济的不断发展和城乡能源需求的增长，对天然气的需求也逐渐增加。
而长输天然气管道是连接产地和消费地的重要基础设施，对天然气资源的开发、利用和传输具有至关重要的作用。
对我国长输天然气管道的现状及发展趋势进行分析具有十分重要的现实意义。
一、我国长输天然气管道现状目前，我国长输天然气管道已初步形成了以西气东输、中亚天然气管道、中国-缅甸天然气管道等为代表的管网体系。
西气东输工程是中国天然气长输管道最大的工程，它将西部地区的丰富天然气资源输送至东部地区，填补了东部地区天然气资源不足的空白，满足了东部地区经济社会发展对天然气的需求，起到了重要的战略作用。
中亚天然气管道是连接中国与中亚国家的重要管道，为我国引进了大量的天然气资源，弥补了国内天然气资源不足的缺口。
而中国-缅甸天然气管道是中国首条跨国天然气管道，拉近了中国与东南亚国家的能源合作关系，促进了地区经济的发展。
尽管我国长输天然气管道取得了一定的发展成就，但在国际上依然处于初级阶段，管道规模不够大、经营模式不够多样化等问题依然存在。
由于国家沿线发展速度不均、天然气消费量总量较大，管道运力还不足以满足需要，导致了一些地方天然气资源利用率不高，甚至出现了天然气滞销的情况。
二、发展趋势分析1. 增加国内长输管道建设投资力度未来，我国将继续增加国内长输管道的建设投资力度，加快管道建设，满足天然气资源的长期供给需求。
目前，我国已经制定了《天然气管道网规划》，强调加快天然气管道网建设，提升管道规模和运力，加快推进西气东输、中亚天然气管道等工程。
建设新的长输天然气管道，将有利于提高天然气资源的开采和利用率，保障国内能源供应安全，促进天然气资源的合理有效利用。
2. 推进天然气管道与其他管道的联网未来，我国还将加快推进天然气管道与其他管道的联网，形成多种能源管道的互联互通。
油气储运管道建设现状分析及改善措施随着我国经济和工业的发展，对能源的需求逐渐增大。
然而，能源供应的不稳定和能源管输系统的不完善成为制约能源发展的主要因素之一，尤其是石油和天然气的储运管道建设。
在本文中，我们将探讨国内油气储运管道建设的现状和改善措施。
一、现状分析1.建设总量不足从整体上看，我国的油气储运管道建设数量相对较少，规模较小，尤其是天然气管道的建设相对不足。
根据国家能源局的数据，2019年，全国总长度达到97.5万公里的油气管道，其中天然气管道仅有20.6万公里，占比21.1%。
与国外相比，我国油气管道建设规模较小，仅为美国的三分之一。
2.管道布局不合理我国油气管道的布局也存在不合理之处。
大量的油气管道集中在东部地区，西部地区的管道建设相对较少。
这种不平衡的布局导致很多地区的能源供给存在短缺问题。
同时，很多地区虽然存在一定的储备资源，但由于缺乏管道支持，在能源利用方面受到了限制。
我国油气储运管道建设的质量也存在着一定的问题。
一些油气管道的建设存在管理失误、技术缺陷等问题，这些问题可能带来破裂、泄露等安全隐患。
对一些老旧的管道，由于长期的利用和管道储存介质影响，管道设施老化、腐蚀、失效等维修和代替工作是当前急需且极为紧急的工作。
二、改善措施1.优化管道布局为了解决能源供应的不平衡问题，需要优化油气管道的布局。
政府应该加大对西部地区管道建设的支持力度，制定出一系列的优惠政策，鼓励民间资本投入西部地区的油气管道建设。
同时，在西部地区建设的管道应该考虑到东西部地区的联系，尽可能满足两地的能源供应需求。
2.提升管道建设质量为了提升管道建设质量，应该制定更严格的标准和规定，加强对管道建设的监管和管理，加强施工质量监督和管理。
此外，加强对老旧管道的检修、维护和更新建设，对于大修期已到的管道提早采用必须的技术措施，确保管道安全运营。
3.使用新技术降低建设成本、提高油气管道的安全系数和运输效率，发展新型建设技术和材料是很重要的。
油气工程现状分析报告及未来五至十年发展趋势近年来，油气工程行业一直是全球能源领域的重要组成部分。
然而，随着全球能源需求的增长和环境问题的不断加剧，油气工程所面临的挑战也越来越严峻。
本报告将从行业现状出发，分析油气工程的发展趋势，并对未来五至十年的行业前景进行预测。
一、油气工程行业现状分析1. 全球能源需求增长态势：随着人口的增加和工业化进程的加快，全球对能源的需求呈现逐年上升的趋势。
其中，油气仍是目前全球主要的能源来源之一。
2. 资源压力加大：随着传统石油和天然气资源逐渐枯竭，油气工程行业面临着快速开发新资源的挑战。
同时，地质条件和环境限制等因素也使得油气勘探更加困难。
3. 环境问题不容忽视：随着环境意识的提高，人们对于传统能源的依赖度降低。
不可否认，油气工程行业在开采、运输和燃烧过程中都会对环境造成一定程度的影响，因此，油气工程需要逐步转向清洁能源和可持续发展。
4. 技术进步带来新机遇：虽然面临着诸多挑战，但油气工程行业在技术方面的进步也带来了新的机遇。
例如，水平钻探、数字化智能化技术和深海开采技术的应用都为油气工程行业注入了新的活力。
二、油气工程未来五至十年发展趋势预测1. 能源结构调整：随着环境问题的日益突出，全球能源结构将面临重大调整。
清洁能源的发展将成为未来油气工程的主要方向之一。
此外，可再生能源和核能等新兴能源的发展也将有助于减少对传统油气资源的依赖。
2. 技术创新推动发展：未来五至十年，油气工程行业将更加注重技术创新和应用。
智能化、自动化、数字化技术将广泛应用于油气勘探、生产和运输过程中，提高效率、安全和环保指标。
3. 多元化开发模式：由于地质条件和资源分布的限制，未来油气工程行业将采取更加多元化的开发模式。
包括陆地、浅海、深海等不同开采手段将相互结合，以更好地满足能源需求。
4. 国际合作加强：油气工程是全球性的行业，各国在资源开采、技术创新和环境保护等方面都需要加强合作。
国际合作将推动全球油气工程行业的发展和进步。
油气储运管道建设现状分析及改善措施随着现代工业和交通的快速发展，油气资源的储运管道建设变得愈发重要。
油气管道被视为能源运输的重要手段，对于能源供应的安全和稳定起着至关重要的作用。
我国目前油气储运管道建设仍然存在一些问题和挑战，本文将对油气储运管道建设现状进行分析，并提出相关的改善措施。
1. 建设规模逐年扩大随着国家经济的快速增长和工业化的进程，我国对能源资源的需求持续增加。
为满足巨大的能源需求，油气储运管道建设规模逐年扩大。
据统计，截至目前，我国的油气管道总长度已经超过10万公里，且还在不断增加。
油气管道的建设规模之大，也为我国的能源供应提供了有力的支撑。
2. 设施老化和安全隐患由于油气管道建设受到多种因素的制约，一些设施已经使用了数十年，面临设施老化和安全隐患。
这些老化和问题设施对油气储运的安全和稳定构成了一定的威胁，需要及时采取改善措施。
3. 管道布局不合理一些油气管道的布局也存在问题，存在一定的盲区，影响了我国油气能源的输送效率，也可能导致安全隐患。
管道布局的不合理也是当前油气管道建设亟待改善的问题之一。
二、改善措施1. 更新老化设施针对设施老化和存在安全隐患的问题，首先需要对老化设施进行更新，升级其设施和技术。
对于老化设施，可以采取部分更换、加固或者改造升级的方式，以提升其安全性和稳定性。
可以采用先进的检测技术，及时发现设施的问题，并在初期解决，以避免发生严重事故。
2. 完善安全管理制度在油气管道的建设和运营中，安全是至关重要的。
需要建立健全的安全管理制度，保障设施的安全运行。
安全管理制度需要包括设施的日常巡检、故障应急处理、事故处理和安全员培训等方面的内容，从而全面提升油气管道的安全性。
3. 优化管道布局为提升油气储运的效率和安全性，需要优化油气管道的布局，建立科学的管网体系。
通过调整管道的布局，减少盲区和优化输送路线，可以提升油气资源的输送效率，减少能源资源的浪费。
4. 加强监管和维护除了油气管道建设方面的改善措施外，还需要加强对油气管道的监管和维护。
天然气集输站场在寒冷地区的防冻设计浅析一、设备的保温设计1.选用合适的设备材质：在寒冷地区，天然气集输站场的设备需要选用耐低温材料，如低温钢材，以确保设备的强度和耐腐蚀性能。
2.设备保温层的设计：对于易受低温影响的设备，如阀门、泵、压缩机等，需要在外部增加保温层。
保温层可以采用专用的保温材料，如岩棉、玻璃纤维等，使设备处于较为恒定的温度环境中。
3.设备保温层的完整性：设备保温材料的安装需要保证完整性，避免存在保温层的漏洞，否则会影响设备的保温效果。
同时，需要对设备的保温层进行定期检查和维护，及时修复保温层的破损部分。
二、管道的保温设计1.管道的保温层：对于天然气集输站场的管道，需要在外部增加保温层，以减少管道输送天然气时的能量损耗和保持天然气的温度。
保温层的材料可以选择聚氨酯、硅酸铝纤维、聚苯乙烯等，以满足不同地区的防冻要求。
2.管道的埋地深度：在寒冷地区，为了避免地面温度的影响，应将管道埋入地下一定深度，以减少管道的低温蒙冻。
3.管道的排水设计：在天然气集输站场的管道系统中，需要设置合理的排水装置，避免管道内的结霜或结冰。
同时，排水装置需要定期清理，以确保畅通。
三、加热设备的安装与调整1.加热设备的选择：在寒冷地区，需要设置加热设备，如电加热器、蒸汽加热器等，以提供管道和设备的热源。
加热设备需要根据天然气集输站场的实际情况和防冻要求进行选择。
2.加热设备的安装：加热设备应根据管道和设备的具体位置进行布置，并保证加热设备能够充分发挥作用。
3.加热设备的调整：加热设备的温度和功率需要根据实际情况进行调整。
加热设备的温度调整要避免过高或过低，避免对设备和管道产生不良影响。
四、其他防冻措施1.防风措施：由于寒冷地区常伴有强风，需要设置防风设施，如防风墙、屏风网等，以减少冷风对设备和管道的影响。
2.雪融化措施：对于积雪严重的地区，需要设置雪融化设备，如加热板、加热线等，以防止积雪对设备和管道的阻塞和冻结。
油气管道调研报告引言油气管道是连接油田和炼油厂、储油设施以及消费市场的重要设施。
它们提供了将能源资源从生产地点运输到消费地点的有效途径。
本报告旨在对油气管道的调研结果进行分析和总结，以了解其在能源领域中的重要性和应用。
调研目的和方法我们的调研目的是评估油气管道在能源供应链中的角色和功能。
为了达到这个目标，我们采用了以下方法： 1. 文献研究：通过阅读相关的学术论文、研究报告和行业杂志，收集有关油气管道的背景知识和最新发展。
2. 实地考察：参观了几个油气管道设施，包括起始点、终点和中间站点，以了解其结构、操作和维护。
油气管道的重要性和应用能源供应链的关键组成部分油气管道是能源供应链的关键组成部分。
它们将原油、天然气等能源资源从生产地点运输到加工厂和终端市场，确保了能源的稳定供应。
经济效益和环境友好油气管道的建设和运营具有经济效益和环境友好的特点。
相比于其他运输方式（如公路或铁路），油气管道能够以更低的成本和更高的运输效率进行大规模运输。
此外，油气管道运输过程中的温室气体排放量相对较低，对环境的影响较小。
能源安全和可靠性油气管道的存在提高了能源供应的安全性和可靠性。
通过建立多条管道网络，确保了在一个管道发生故障或维护期间，能源仍能通过其他管道供应，减少了能源供应中断的风险。
油气管道的发展和挑战技术进步和创新随着技术的发展，油气管道的建设和维护也在不断创新。
例如，引入了更先进的材料和设备，以提高管道的耐腐蚀性和安全性。
此外，新的监测技术和智能化系统的应用，使得管道的运营和管理更加高效和可靠。
环境和社会责任油气管道的建设和运营必须考虑环境和社会责任。
在项目规划和实施过程中，需要进行环境影响评估，并采取措施减少对生态系统的破坏。
此外，对于通过敏感地区或居民区域的管道，必须建立有效的沟通和协商机制，以解决相关利益关系人的关切。
结论油气管道在能源供应链中扮演着重要的角色，为能源资源的运输提供了高效、经济和可靠的途径。
我国长输天然气管道现状及发展趋势分析我国长输天然气管道是连接天然气生产地与消费地的重要能源输送通道，对于保障能源安全和促进经济发展具有重要意义。
本文将分析我国长输天然气管道的现状以及未来的发展趋势。
一、现状分析1. 建设情况：我国长输天然气管道建设起步较晚，但近年来发展迅速。
目前，我国已建成长输天然气管道超过4万公里，形成了由西气东输、中俄东线、西部干线等组成的管网体系。
2. 运营情况：我国长输天然气管道的日输气能力达到2.1亿立方米，已实现了对各个地区的全覆盖。
管道的安全运行、供应稳定等方面表现良好。
3. 发展成果：长输天然气管道的建设和运营取得了一系列成果，优化了我国能源结构，提高了能源利用效率，推动了我国经济的发展。
二、发展趋势分析1. 建设规模扩大：随着我国经济的快速发展和城市化进程的加快，对能源的需求将不断增加，长输天然气管道将面临建设规模扩大的需求。
2. 区域联网：目前我国的管网系统还存在一些地区之间的断档和孤立情况，未来将加强区域联网，实现各个地区的互联互通。
3. 技术创新：天然气勘探、开采、运输技术的不断创新将推动长输管道的发展。
利用LNG技术将液化天然气输送到遥远地区，减少管道建设的难度和成本。
4. 多元化供应：未来我国长输天然气管道的供应将更加多元化，包括国内生产的天然气、进口的液化天然气等多种来源，以降低能源安全的风险。
5. 环保要求增加：随着环保意识的提高，未来长输天然气管道的建设和运营将更加注重环境保护，并采取更加环保的技术手段，减少对自然环境的影响。
我国长输天然气管道已经取得了显著的发展成果，但仍面临一些挑战。
未来，随着我国经济的发展和能源需求的增加，长输天然气管道将继续扩大建设规模，加强区域联网，推动技术创新，多元化供应，并提高环境保护意识。
这些发展趋势将为我国能源安全提供更加可靠的保障，促进经济的可持续发展。
焊管2019年第42卷美国地质调查局(USGS)2008年5月系统地评估了北极圈内33个地理区域的油气资源,在此基础上发布了《北极地区油气潜力评估报告》。
北极地区油气储量分布如图1所示。
《北图1北极地区油气储量分布图极地区油气潜力评估报告》表明:极地已探明并可利用现有技术开发的石油、天然气、液化天然气储量估量分别高达900亿桶、1669万亿ft 3和440亿桶,其中石油储量约占全球已探明储量的13%、天然气占30%、液化天然气占20%,而已探明的这些油气资源高达84%的含量分布在较易开采的近海区[1]。
最新研究估计北极有910亿桶原油,1363万亿ft 3天然气及400亿桶液化天然气的可采储量[2]。
70%未被发现的原油资源分布在以下几个地区:阿拉斯加北极、美洲盆地、东巴伦支盆地、东格陵兰盆地和西格陵兰—加拿大东部区域。
70%的天然气资源分布在西西伯利亚盆地、东巴伦支盆地和北极阿拉斯加3个地区。
2建设极地油气管线面临的难题北极油气资源的开发、极地油气管线的建设面临诸多技术难题,如极寒温度(低至-40℃)、冰川冲刷、冻土胀力等,其中极寒温度是首当其冲的难题[3-5]。
美国国家冰雪数据中心指出北极大部分地区的冬季气温低于-50℃,由于大部分管线建在地表,因此必须保证管线钢管在-50℃甚至-60℃下具备足够的冲击韧性。
而对穿越冻土层的管线来说,由于管线内部的原油或液化天然气的传输温度高于冻土温度,热量通过管壁传递到冻土层,会引起冻土层的融化,而无法承受管线的质量,进而引起管线下沉,足够大的应变将形成严重的事故[6]。
同时,由于不同地区的冻土层含冰量和地质不同,设计长距离管线无法精确计算冻土的胀力。
为了解决管线穿越冻土层受到的应力难题,可将管线设计为地面管线,如纵贯阿拉斯加管线就建设了近96.56km 的地面管线,如图2所示。
FERINO J 等[7]综合分析了诺曼韦尔斯与纵贯阿拉斯加管线的埋地管线与裸露管线,指出埋地管线是更佳的选择,但其运行温度必须是低温以避免破坏冻土层。
而运行温度必然会影响管线的低温韧性。
因此不论埋地管线还是地表管线,管线钢低温性能将是设计极地管线首要考虑的难题[8]。
付超等:极寒地区油气管线建设研究现状第5期图2地上极地管道及其胀力分布示意图3极地油气管线的建设现状北极油气资源的开采在很早之前就已经是资源国地区经济增长的重要组成部分。
其中,俄罗斯有40多年开采极圈油气资源的历史,最先建成了世界最北端的管线(包括1969年从米颂扬斯克油气田到诺里尔斯克市长约671km的天然气管道)。
俄罗斯对北极圈内陆上油气资源的开采始于米颂扬斯克油气田(1969年)和梅德韦日尔气田(1972年),比阿拉斯加北坡普拉德霍湾油田的开采(1977年)分别早8年和5年。
据估计,以油当量计算,过去的40年间,在俄境内北极圈内开采的油气资源是其他所有北极沿岸国家开采总和的3.5倍[8]。
目前在建的俄罗斯巴甫年科沃—乌恰(Bovanenkovo-Ukhta,记为B-U)天然气管道项目是国际上高钢级大壁厚耐低温管线的代表,总长1100km,采用K65钢级(俄罗斯标准,相当于API X80钢级),设计焊管直径1422mm,壁厚23.7mm以上,输送压力11.8MPa,要求-40℃HAZ和焊缝夏比冲击功不低于60J[9]。
加拿大西北地方政府也一直在推动谋求更多天然气项目,建设一条长约1220km的从Inuvik通往Northern Alberta的输气管道,被称为Mackenzie Gas项目[10]。
但截至2016年,由于经济、环保等多方面因素,该管线一直未开始建设。
美国对北极管线的开发已有近40年的历史。
图2所示的纵贯阿拉斯加管线(Trans-Alaska),途径地区的冬季气温在-51~-48℃,穿越了近1300km的阿拉斯加荒原,为避开冻土层,一半以上的管线设计为地上管线,该管线可以说是极寒温度下油气输送管线的典范[11]。
阿拉斯加北坡的天然气管线,所经区域地质条件极其复杂恶劣,因而对钢板提出了高变形能力与优良低温韧性的全新要求。
该管线的输送能力约465亿m3/a,长度2737km,采用椎1219mm焊管,钢级为X80[12]。
美国石油公司开发的Northstar Project是北极地区第一条海底管线,两条原油和天然气管线延伸到Beaufort海底9km,陆地部分为17km长的管线与Trans-Alaska管线相连[13-14]。
极地油气管线分布如图3所示。
可见,环北极地区的国家都逐步加强了对北极油气管线的开发与建设,未来对极地地区油气资源开发的竞争将会更加激烈。
相比于大多数海上油气盆地,北极大陆架和大陆坡地区因极端恶劣的自然气候条件,远离陆上油气工业基础设施、生态环境脆弱和海上边界纠纷等原因,油气资源开采进展非常缓慢。
4我国高寒地区低温管线的建设现状目前国内对低温管线还没有明确的管线钢轧制与制管标准,国际上通用的管线钢管制造标准ISO3183、API SPEC5L以及国内的GB/T9711要求的试验温度均为0℃。
我国最具代表性的西气东输二线、三线工程均对母材、HAZ和焊缝在-10℃的冲击功单值和均值进行了要求。
冯耀荣等[15]指出,为保证管线运行安全性,我国高等级埋地油气输送管线的服役温度一般为图3极地油气管线分布示意图焊管2019年第42卷付超等:极寒地区油气管线建设研究现状第5期0℃;裸露地表管线(站场及悬跨管段等)的服役温度应按当地的最低大气温度考虑(钢管的管体、焊缝及热影响区一般要求-46~-30℃冲击韧性符合标准要求)。
为保证裸露地表管线的安全运行,管线钢的韧脆转变温度应低于当地的极限低温,并且在极限温度下保持充足的韧性。
但实际运行中,由于西气东输某站场用管的技术标准要求较低,在站场用管的运行过程中,由于钢板的质量问题曾发生了开裂现象。
杜伟、李鹤林等[16]指出,我国大庆和新疆油田的地表管线最低温度为-34℃,早期西气东输一线轮南首站的低温液气分离器脆性断裂,造成了严重后果。
近年来高钢级管线三通在低温试压过程中频繁出现脆性爆裂,为此,输送管的低温脆断问题需引起高度重视,国家应积极开发低温环境用高强度钢管。
直径为1422mm、输送压力12MPa的大壁厚天然气管道已被列入“第三代大输量天然气管道关键技术研究”的科技专项中,难点在于管线钢壁厚增加的同时要具备足够的低温韧性。
王晓香[17]指出,俄罗斯敷设的巴甫年科沃—乌恰管道为了确定其的止裂韧性要求,在俄罗斯进行了17次全尺寸气体爆破试验,要求焊管在-40℃的夏比冲击功不小于200J,-20℃的DWTT剪切面积平均值不小于85%。
这些指标无疑是代表了当代超大输量天然气低温管道的最高水平。
欧洲钢管公司、日本和俄罗斯的钢管厂生产了该管道所用的钢管。
我国制管厂也在试制能够满足这种低温韧性要求的焊管,初步试验结果表明,要达到这种低温韧性要求有一定难度。
由于该管道系统还要建设多条管道,我国管厂今后还有机会参与,但要在钢管的低温韧性方面加大研究力度。
王晓香[18]同时指出,由于不断地优化X80管线钢的成分和轧制工艺,许多钢厂能够以非常少的合金成分设计,充分发挥控制轧制和加速冷却工艺技术的优势,而且X80钢输气管道的断裂控制技术比较成熟。
因此,在一个相当长的时期内,X80钢将作为天然气长输管道的首选钢级之一。
张骁勇等[19]指出,随着管线服役温度的降低,管线钢的脆化机理有所不同,由微孔积聚型转变为穿晶解理型,断口特征从韧性纤维状转变为结晶状,材料由塑性转变为脆性。
为保证在极寒地区低温条件下的安全性,管线钢在韧脆转变温度区间必须有足够的韧性储备。
与此同时,由于天然气输送压力的提升、富气输送工艺的实施和高强度管线钢的应用,必须要求管线钢管的起裂和止裂韧性达到更高的级别。
我国近几年来也启动了X80钢级大直径、厚壁天然气管线用管的研究工作,一级地区X80钢级Φ1422mm×21.4mm螺旋和直缝埋弧焊管以及二级地区X80钢级Φ1219mm×22mm螺旋埋弧焊管的开发已成为热点。
2012年以来,相关科研单位、国内大型钢铁企业和制管企业按照《天然气输送管道用X80Φ1422mm螺旋缝埋弧焊管技术条件》(以下简称《技术条件》),完成了X80钢级Φ1422mm壁厚21.4~30.8mm焊管的小批量试制工作。
山东胜利钢管有限公司在2012年就按照《技术条件》使用首钢卷板成功试制出了X80钢级Φ1422mm×21.4mm螺旋埋弧焊管。
X80MΦ1422mm×21.4mm螺旋焊管系列冲击功如图4所示。
由图4可见,X80管线钢的冲击功随温度变化不大,-60℃及以上时均维持在300J以上,而焊缝与HAZ在-40℃时的冲击功均超过60J,表明该焊管具备优异的低温韧性。
2014年中石油制定了站场用管低温韧性标准,要求当最低环境温度低于-30℃时,夏比冲击试验温度取-45℃,焊缝和热影响区的冲击功单值不小于40J[20]。
湖南胜利湘钢钢管有限公司[21]按照此标准成功开发了站场用X80钢级Φ1219mm×27.5mm直缝焊管,-40℃管体冲击功在350J以上,HAZ冲击功均值达到190J;渤海装备研究图4X80M椎1422mm伊21.4mm螺旋焊管系列冲击功图5胜利钢管公司生产的X80M 椎1420mm 不同壁厚低温焊管的宏观形貌焊管2019年第42卷院[22]参照巴甫年科沃—乌恰天然气管道的技术参数,确定了大直径大壁厚耐低温K65钢管技术条件,成功开发了K65钢级Φ1420mm ×27.7mm 的直缝埋弧焊管,但-40℃HAZ 冲击功值不稳定。
除了上述科研试制研究之外,我国近几年也建设了一些穿越低温地区的油气管线。
2016年开工的中俄原油二线工程始于漠河县止于大庆市,途经黑龙江、内蒙古两省,途经地区最低地温均低于-40℃,采用X65钢级Φ813mm ×12.5mm/14.2mm 焊管,要求埋地钢管-20℃焊缝和热影响区的冲击功均值不低于90J ;2016年中俄东线天然气管道工程开工,从中俄边境处的黑河市至长岭末站,管道全长737km ,管径1422mm 、设计压力为12MPa 、钢级为X80,设计输量为380×108m 3/a 。
管道沿线经过我国东北地区,冬季最低气温平均为-24~-14℃,极端最低温度为-48.1℃。
胜利钢管公司生产的X80M Φ1420mm 不同壁厚低温焊管的宏观形貌如图5所示。
湖南胜利湘钢钢管有限公司开发X80M Φ1422mm ×25.7mm 、Φ1422mm ×30.8mm 规格中俄东线直缝埋弧焊管,-20℃冲击功在200J 以上。
