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目的 通过研究美国腐蚀工程师协会(NACE)于2016年提出的适用于多相流管线的内腐蚀直接评价标准SP0116-Multiphase flow internal corrosion direct assessment methodology for pipelines(以下简称MP-ICDA),探究该评价方法在国内的现场应用步骤,为国内内腐蚀直接评价方法提供参考。方法 以我国东海某海底管线的实际运行工况为基础,建立Norsok M506内腐蚀预测模型,利用流体动力学理论,模拟分析管线内腐蚀状况,结合评价标准的预评价、间接检测、详细检查及后评估四个步骤进行内腐蚀直接评价。结果 管线整体内腐蚀速率超过0.25 mm/a,腐蚀程度较严重。管道1.5~2.5 km低洼处及两侧立管处腐蚀速率明显增大,其腐蚀高危点与段塞流动状态、高持液率等流动参数有关。现场在线检测数据与模型预测结果基本一致,由此证明了模型的可靠性。根据腐蚀程度等级及标准规定的内腐蚀再次评估周期,确定管线再评估时间间隔为1年。结论 ICDA能够准确预测管线内腐蚀状态与风险大小,为无法实施内检测的管线提供了有效的内腐蚀评估方法,其对预测多相流管道腐蚀发生的位置与风险等级具有一定的指导作用与借鉴意义。流体的动力学参数对腐蚀速率影响较大,应用MP-ICDA方法时应选取合适的内腐蚀预测模型及管线运行参数。在海底管线正常运行期间,可对ICDA的结果进行多次循环校核,从而提高腐蚀预测的准确程度。 相似文献
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《全面腐蚀控制》2017,(1)
NACE标准SP0110-Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment(ICDA)Methodology for Pipelines(以下简称WG-ICDA)(NACE国际,2010)~([1])已经被开发出来,以满足天然气管道运营商的管道完整性管理需求,评估管道内部腐蚀情况。作为一种独立的内腐蚀评价方法,它适用于不能进行智能内检测、水压试验等在线检测方法的天然气管道,也可作为其它内腐蚀检测的验证和补充。该方法已经多次在国外取得现场成功应用,但在国内还缺乏现场的应用经验,本文主要就该方法在西南油气田蜀南气矿两条湿气管线的应用实例,来讲解WG-ICDA的具体原理、实施步骤,以及评价过程有效性,为国内内腐蚀直接评价方法提供一些参考。 相似文献
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综合考虑管道服役期内检测及维修活动的影响以及检测数据、管材特性、工作载荷和腐蚀增长率等不确定性因素,将概率论引入油气管道的腐蚀评估,提出了一种油气管道腐蚀评估和维修优化模型;该模型可用来优化管道的检测周期及维修准则,使其满足目标可靠度要求;针对管道维修后失效概率需要重新确定的问题,提出了一种近似方法,运用Monte Carlo模拟并验证了其准确性;实例表明,该模型用于油气管道腐蚀评估和维修优化是可行的,易于工程应用. 相似文献
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中国航天科工集团三院35所自主研制开发的首套海底管道腐蚀检测装备,前不久通过了中海油蓬莱油田海底管道的实地海试,标志着我国海底管道检测技术打破国外垄断. 相似文献
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ECDA方法通过评价和减轻外腐蚀对管道完整性的危害,来提高管道安全性。对ANSI/NACE SP0502-2010与其老版本和国内SY/T0087.1-2006比较,更新差异主要集中在间接检测方法选择表、间接检测结果的评价分级、关于直接检查开挖数量的确定准则、直接检查和后评价内容等方面,ANSI/NACE SP0502-2010更为科学合理严谨。提出通过大量外腐蚀直接评价现场应用研究,并吸收和借鉴国外多年研究成果,确定适合我国的检测方法及相应指标以及科学合理的ECDA流程和评价程序,以提高我国外检测评价技术水平。 相似文献
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应用Frechet极值分布建立管道最大腐蚀深度预测模型,然后用马尔科夫链蒙特卡罗(MCMC)方法估计预测模型的参数值,通过模型预测出可能的最大腐蚀深度,并结合钢质管道管体腐蚀损伤评价方法和马尔科夫链模型对管壁腐蚀的最大概率状态进行分析和预测,实现对海底油气管道腐蚀现状和运行情况的科学评价和预测。结果表明:管道腐蚀进入状态3以后,腐蚀速率加快,在管道运行到第10年时,就需要更换新管。该组合模型能够很好地预测油气管道的最大腐蚀深度和腐蚀状况,从而为合理确定管道的检测、维护、维修和更换周期提供科学的依据。 相似文献
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目的针对油气管道的运行安全问题,建立油气管道内腐蚀速率预测新模型,对管道的内腐蚀状况进行准确预测。方法首先对内腐蚀的原理进行简单分析,探讨引起管道内腐蚀的主要原因。对PSO(粒子群算法)、SVM(支持向量机)以及PSO-SVM模型的原理及结构进行探讨,结合文献中获取的管道内腐蚀数据,使用PSO算法对SVM算法的参数C和g进行寻优。在此基础上,对Sine函数、Sigmoidal函数和Radial basis函数三种核函数进行对比优选。最终将PSO-SVM模型与GA-SVM模型、CV-SVM模型、LS-SVM模型和FOA-SVM模型四种模型进行预测误差对比,以此证明PSO-SVM模型的先进性。结果当SVM算法的参数C=83.9243、g=0.6972,核函数选择Sine函数时,PSO-SVM模型的平均绝对误差和均方根误差最小,平均绝对误差和均方根误差分别为0.58%和0.000618,但是该模型在使用的过程中,其训练数据所使用的时间为11.26 s,与GA-SVM模型、CV-SVM模型、LS-SVM模型和FOA-SVM模型四种模型相比,其预测误差较小,但训练数据所使用的时间较长。结论利用PSO-SVM模型对油气管道内腐蚀速率进行预测是可行的,预测误差相对较小,但是由于受限于数据训练速度问题,今后仍需要对该领域进行深入研究。 相似文献
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油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展 总被引:2,自引:2,他引:0
CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。 相似文献