油氣管道輸送技術(shù)

第1章 概述
1.1 我國油氣管道工業(yè)發(fā)展
1.1.1 自力更生，艱苦創(chuàng)業(yè)
1.1.2 引進(jìn)消化，提升水平
1.1.3 自主創(chuàng)新，跨越發(fā)展
1.2 科技創(chuàng)新引領(lǐng)管道行業(yè)技術(shù)進(jìn)步
1.2.1 工程建設(shè)關(guān)鍵技術(shù)
1.2.2 油氣輸送關(guān)鍵技術(shù)
1.2.3 油氣儲存關(guān)鍵技術(shù)
1.2.4 運行維護(hù)關(guān)鍵技術(shù)
1.2.5 材料裝備國產(chǎn)化關(guān)鍵技術(shù)
1.3 管道行業(yè)面臨的挑戰(zhàn)與展望
l.3.1 應(yīng)用系統(tǒng)工程理論提升管網(wǎng)運行水平
1.3.2 應(yīng)用新材料新技術(shù)加大節(jié)能減排力度
1.3.3 集成信息與控制技術(shù)推進(jìn)管控體化建設(shè)
1.3.4 全力推動國產(chǎn)化進(jìn)程
1.3.5 小結(jié)
參考文獻(xiàn)
第2章 油氣輸送管道的斷裂控制
2.1 常見的延性斷裂控制模型
2.1.1  Battelle雙曲線模型及相關(guān)簡化公式的局限性
2.1.2 幾個止裂韌性預(yù)測修正模型和方法
2.2 氣體組分對減壓波曲線以及輸氣管道止裂的影響
2.2.1 單相流到兩相流的減壓波曲線特征
2.2.2 不同組分天然氣的減壓波曲線特性分析
2.2.3 天然氣不同組分對管道止裂韌性影響
2.2.4 管材性能水平對氣體組分的要求
2.3  DecomwaVe軟件在天然氣減壓波特性分析中的應(yīng)用
2.3.1 組分對于減壓波特性的影響
2.3 .2初始壓力影響
2.3.3 初始溫度影響
2.4 西氣東輸二線管道的斷裂控制
2.4.1 焊接區(qū)域防止起裂韌性要求
2.4.2 鋼管管體韌性要求
參考文獻(xiàn)
第3章 原油管道輸送技術(shù)及創(chuàng)新
3.1 原油流變性測試方法
3.1.1 基于流變儀的原油流變性測試
3.1.2 管流模擬測量方法
3.2 原油管道輸送水力、熱力模擬技術(shù)
3.2.1 原油管道輸送中非穩(wěn)態(tài)水力、熱力耦合計算
3.2.2 原油管道預(yù)熱投產(chǎn)工藝計算
3.2.3 原油管道停輸再啟動工藝計算
3.3 原油管道改性輸送技術(shù)
3.3.1 降凝劑作用機(jī)理
3.3.2 影響降凝劑改性效果的主要因素
3.3.3 降凝劑定制技術(shù)
3.3.4 降凝劑改性效果的評價及工業(yè)化應(yīng)用
3.4 原油管道減阻增輸技術(shù)
3.4.1 原油管道減阻劑的減阻機(jī)理
3.4.2 油品減阻劑的研制
3.4.3 減阻劑效果評價和影響因素
3.4.4 減阻劑現(xiàn)場試驗和應(yīng)用
3.5 原油管道優(yōu)化運行方法
3.5.1 研究概述
3.5.2 原油管道優(yōu)化的特點
3.5.3 原油管道優(yōu)化運行數(shù)學(xué)模型求解方法
3.5.4 原油管道優(yōu)化應(yīng)用案例
參考文獻(xiàn)
第4章 成品油管道（網(wǎng)）的調(diào)控與優(yōu)化
4.1 成品油管道順序輸送的工藝及控制
4.1.1 順序輸送的水力特性及控制
4.1.2 順序輸送管道的混油及控制
4.1.3 混油界面檢測、混油切割與混油處理
4.2 成品油管道（網(wǎng)）的調(diào)度運行管理
4.2.1 成品油管道調(diào)度計劃編制
4.2.2 成品油管網(wǎng)調(diào)度計劃編制
4.2.3 成品油管道的運行優(yōu)化
4.2.4 順序輸送管道（網(wǎng)）調(diào)度運行管理軟件
4.3 成品油管網(wǎng)集中調(diào)控與優(yōu)化運行方法
4.3.1 成品油管網(wǎng)調(diào)控的特點分析
4.3.2 成品油管網(wǎng)調(diào)控的決策支持技術(shù)
4.3.3 成品油管網(wǎng)的優(yōu)化運行方法
參考文獻(xiàn)
第5章 天然氣管網(wǎng)優(yōu)化運行
5.1 天然氣管道運行模擬仿真
5.1.1 輸氣管道的水力、熱力計算
5.1.2 天然氣管網(wǎng)仿真軟件國產(chǎn)化
5.1.3 天然氣管網(wǎng)仿真技術(shù)發(fā)展趨勢
5.2 天然氣管道減阻增輸新技術(shù)
5.2.1 天然氣管道減阻劑的作用機(jī)理
5.2.2 天然氣減阻劑減阻效果評價裝置
5.2.3 天然氣減阻劑的研制
5.2.4  BIB天然氣減阻劑現(xiàn)場試驗
5.3 天然氣管網(wǎng)及壓縮機(jī)組運行優(yōu)化
5.3.1 天然氣管網(wǎng)運行優(yōu)化
5.3.2 壓縮機(jī)組運行優(yōu)化
5.4 天然氣管網(wǎng)儲氣及調(diào)峰技術(shù)
5.4.1 長輸管道的末段儲氣調(diào)峰
5.4.2 液化天然氣調(diào)峰
參考文獻(xiàn)
第6章 油氣管道輸送技術(shù)發(fā)展與展望
6.1 多相混輸技術(shù)
6.1.1 多相混輸工藝技術(shù)難點
6.1.2 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀
6.1.3 多相混輸技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀及前景
6.2 基于可靠性的油氣管道介質(zhì)流動安全
6.2.1 含蠟原油管道流動安全保障
6.2.2 天然氣管道流動安全保障技術(shù)
6.3 現(xiàn)代物流管理方法在油氣輸送領(lǐng)域的應(yīng)用
6.3.1 基于供應(yīng)鏈的現(xiàn)代物流管理
6.3.2 現(xiàn)代物流管理方法應(yīng)用
6.3.3 石油應(yīng)急物流配送
6.4 管控體化簡介
6.5 油氣管道節(jié)能環(huán)保新技術(shù)
6.5.1 天然氣站場降噪技術(shù)
6.5.2 高凝原油儲存技術(shù)
6.5.3 熱管技術(shù)在凍土區(qū)域管道上的應(yīng)用
參考文獻(xiàn)
第7章 長距離油氣管道輸送案例
7.1 馬惠寧原油管道
7.1.1 管道概況
7.1.2 輸送工藝
7.2 西部原油管道
7.2.1 管道概況
7.2.2 相關(guān)技術(shù)
7.3 庫鄯原油管道
7.3.1 管道概況
7.3.2 相關(guān)技術(shù)
7.4 漠大線原油管道
7.4.1 管道概況
7.4.2 凍土區(qū)域管道工程技術(shù)與措施
7.4.3 運行管理技術(shù)
7.5 蘭成渝成品油管道
7.5.1 管道概況
7.5.2 相關(guān)技術(shù)
7.6 陜京輸氣管道
7.6.1 管道概況
7.6.2 管道輸送特點
7.6.3 管道的社會效益
7.7 西氣東輸輸氣管道
7.7.1 管道概況
7.7.2 相關(guān)技術(shù)
7.7.3 管道的社會效益
參考文獻(xiàn)