超声导波技术在天然气集输站场管道缺陷检测中的干扰因素分析

天然气集输站场管道缺陷检测在天然气生产管理及安全环保上扮演着重要角色。近年来,国际上发展出以超声波入射在管壁中形成导波传播来对管道进行长距离全面快速检测的方法,既可有效检测管道中存在的缺陷,大大降低管道设备风险指数,又可减少管道检测成本。对超声导波检测技术在天然气集输站场的管道检测中遇到的一些情况进行了分析总结。     

金属管道未焊透缺陷定量检测方法

为了解决金属压力管道焊接接头中的未焊透缺陷定量检测技术的工程应用问题,选择了数字射线成像技术和相控阵超声技术,对碳钢和不锈钢2种材质焊接试件中的预制未焊透缺陷进行检测,并对缺陷的深度、宽度进行了定量,验证了2种方法在金属管道未焊透缺陷定量检测应用的可行性。结果表明,数字射线技术和相控阵超声技术在金属管道未焊透缺陷特征尺寸的定量检测方面,对于缺陷宽度和深度定量的准确度均可以满足在用含缺陷压力管道焊接接头安全评价的工程需要,数字射线技术在判定缺陷性质方面较有优势;相控阵超声技术检测效率高、无辐射且定量准确。在实际应用中检验人员应综合两种技术的优缺点和应用特点综合选择检测方法。 创新点： 将数字射线技术和相控阵超声技术用于金属管道未焊透缺陷定量检测,并对2种技术的精度和可靠性进行了验证,解决了金属压力管道未焊透缺陷定量检测的工程应用问题。     

基于最大熵谱估计的管道腐蚀超声内检测系统

超声检测是管道腐蚀缺陷在线检测的重要方法之一,短时间序列、高分辨、强抗干扰能力的在线功率谱估计算法是管道内检测的关键技术.基于在线最大熵谱估计,研制了具有20个探头的多通道超声管道内检测系统.检测系统采用主从结构,检测板卡通过PCI总线与嵌入式计算机通信,高速切换开关扩展检测通道数,超声回波信号在线处理采用Burg最大熵谱估计法.经标准实验管段检测证明,该检测系统能够检测管道内外腐蚀缺陷,适用于管道腐蚀在线检测,应用前景较好.     

国内外油气站场管道检测标准差异分析

评价了国内油气站场管道检测标准,存在的问题主要是缺少针对油气站场管道系统分类,管道开挖长度和检测间隔位置,以及各种类型管道的检测周期和频率等。介绍了API RP2611-2011《在役运行的终端转运油库管道系统的检验》,该标准技术先进性表现在针对油气站场管道进行系统分类、定义闲置管道判定准则、检测方法多样化以及检测周期和频率严密细致等。最后提出了借鉴API RP 2611-2011先进理念,提升我国油气站场管道检测标准的技术水平的建议。     

输气管道超声导波检测技术

介绍了超声导波检测埋地管道的特点和应用。重点描述天然气输气站场的在线超声导波检测过程和结果的分析诊断。开挖验证结果与分析诊断结论相符。实践证明,长距离超声导波检测技术是站场快速检测的有效方法,能够在最少开挖和最少剥离防腐层的情况下,全面检测埋地输气管道。检测和分析结果准确可靠,能够作为修复的依据。     

站场埋地管道超声导波检测技术应用

采用Teletest Focus+系统对站场埋地管道进行超声导波检测试验,分析超声导波检测技术在站场埋地管道腐蚀检测中的准确性。结果表明,检测评价结果与开挖检测结果相符,该技术可以用于站场埋地管道的腐蚀检测;通过合理选择传感器安装位置,可实现站场埋地管道的有效检测。     

基于电磁超声斜入射SV波的厚壁管道裂纹检测系统

为对厚壁管道缺陷进行有效检测,将电磁超声检测技术与数字信号处理器(DSP)技术相结合,开发了基于电磁超声的厚壁管道裂纹检测系统。通过DSP控制检测系统在厚壁管道中激发电磁超声斜入射SV波,经过DSP将裂纹回波信号处理后显示于上位机。试验结果表明,系统能够在壁厚为35mm的管道中检测出深度2mm的裂纹缺陷。     

湿含硫天然气站场内腐蚀机理浅析

站场是天然气地面集输系统中的重要部位，湿含硫天然气站场的腐蚀问题越来越受重视。本文以川东气田45座站场检测结果为样本，从缺陷类型和发现位置统计分析腐蚀规律。结果表明湿含硫天然气站场工艺管道缺陷以厚度减薄为主，腐蚀容易发生在管道非连续流动,积液区，介质流速、流态、组分等发生变化的位置；容器缺陷以厚度减薄和分层为主，其中分离器查出缺陷最多。分析了腐蚀形成的原因并提出建议，保障站场安全平稳运行，降低失效泄漏风险。     

基于图像处理的油气站场管道完整性检测方法

结合图像处理技术,提出了一种油气站场管道完整性检测方法。检测时通过管道机器人采集油气站场管道图像。为提高图像质量,需对采集到的原始图像进行处理。针对预处理好的图像,标记图像缺陷区域,提取缺陷面积、周长、圆形度、长轴与短轴之比、梯度等5个几何特征参数。以这5个几何特征参数为输入,通过DBN(深度置信网络)构建分类器进行油气站场管道完整性检测。结果显示缺陷识别质量指数均大于8.0,说明该方法的检测结果较为准确,可以用于实际油气站场管道的完整性检测。     

聚乙烯管道电熔焊接缺陷的PAUT与DR检测研究

采用相控阵超声检测技术(PAUT)和数字射线检测技术(DR)对含有不同焊接缺陷的聚乙烯管道电熔焊接接头进行无损检测,通过分析不同焊接缺陷的特征图谱,探讨了PAUT和DR检测聚乙烯管道各类焊接缺陷的优劣性。试验结果表明PAUT对聚乙烯管道电熔焊接存在的工艺缺陷(冷焊、过焊)、孔洞、夹渣和未熔合缺陷都具有较高的缺陷检出率,尤其是针对不同程度的工艺缺陷,具有较高的检测灵敏度,但是对孔洞、夹渣和未熔合等体积型缺陷定性较难;DR对聚乙烯管道电熔焊接存在的孔洞、夹渣、未熔合及过焊缺陷具有较高的缺陷检出率,检测结果直观可靠,但是对冷焊缺陷的检出率较低。     

埋地管道无损检测技术

埋地管道在石油、天然气等液体和气体介质的输送中得到广泛使用，由于其所处环境和工况相对恶劣，因而具有泄漏甚至爆炸的潜在危险。综述了埋地管道制造、安装和运行过程中分别采用的各种无损检测技术，除常规的无损检测方法外，还包括X射线实时成像检测、自动超声检测、管道机器人检测和超声导波检测等先进的方法和技术。     

浅析天然气输气站场维护与管理

天然气输气站属于进行油气生产的重点企业,日常管理及运营过程中,必须明确应急响应制度及风险防范规定,对员工行为进行有效规范,以构建有效的风险评估体系,在生产过程中必须明确防范风险的系统机制,并制定风险应急处理方法,对员工行为进行规范,将生产时间作为实际工作的指导,以在管道输气时,能够有效管理,降低安全问题的发生概率.本文...     

中国石油天然气管道行业的无损检测技术发展及其与国外的交流与合作

概述了无损检测技术在石油天然气管道行业的应用情况,介绍了超声相控阵检测技术、金属磁记忆检测技术、高清晰度漏磁检测技术发展状况及对外交流与合作,对长输管道检测技术的发展趋势进行了展望.     

超声导波检测技术在埋地占压管道检测与风险分析中的应用

针对油气输送管道被占压后存在重大安全隐患,且目前国内外对占压管道尚无成熟可靠的检测技术的难题,利用Wavemaker G3超声导波检测系统对某529mm原油长输管道选取了8区段进行了检测试验。结果表明,超声导波技术对于埋地占压管道的单项检测距离为10～15m,对于占压距离<30m的管段可以实施100%全面检测分析。利用检测结果综合分析了高速公路、高层建筑、普通平房等不同类型的占压对管道的危害性,并提出了适宜的建议措施。     

考虑生产中断损失的天然气站场管道风险量化评价方法

考虑天然气长输站场生产中断损失,研究天然气站场管道定量管道风险评价方法.基于站场工艺管道泄漏风险评价模型,考虑人员伤亡、设备损坏损失、生产中断损失、关联设备损失、维修维护成本等后果,建立管道风险评价模型,量化站场重点区域风险.以普光首站为对象,开展了站场管道风险量化评价工作,研究结果对天然气长输站场安全运行具有重要指导...     

全自动超声波检测技术在管道对接环焊缝检测中的应用

介绍了全自动超声波检测技术在管道对接环焊缝检测中的应用。采用全自动超声波检测、手动超声波检测以及射线检测方法对预制缺陷进行了检测。通过金相解剖对比三种检测方法的优劣，发现全自动超声波检测技术的优势和发展潜力，得出超声波衍射时差法结合超声脉冲反射法可有效检测管道对接环焊缝缺陷。     

基于超声法清洗的管道蛇形机器人研究

针对输油管道内壁滞留物难以清理的问题，设计以STM32单片机为控制核心的基于超声法清洗的管道蛇形机器人。利用超声波原理降低管道内壁污垢的附着力，同时通过机械旋转式吸油装置清除油污，达到超声波-机械式双重清洁的效果。利用多种传感器、电机和舵机的相互配合，实现机器人在变管径管道内自移动。进行正交试验、MATLAB仿真以及数理计算分析。结果表明：该机器人能有效清洁管道内壁污垢，具有良好的可操作性和可拓展性，为实现管道内壁远程的清洁和提高油气运输量提供参考。     

管道内壁缺陷无损检测技术

介绍了管道缺陷无损检测的常用方法(如射线检测、超声检测、涡流检测和基于光学原理的检测技术)及其原理和各自的优缺点。指出各检测方法均有自身的独特性,当仅用一种方法不能得到理想的检测结果时,需多种方法结合使用。     

油气田集输管线点腐蚀试验与评级研究

采用点腐蚀测深仪观察联合站内原油处理系统、天然气处理系统和污水处理系统管道腐蚀监测挂片的点腐蚀坑形貌,测量和采集点腐蚀坑相关数据,并对点腐蚀程度进行评级,分析不同腐蚀监测环境对点腐蚀坑的影响。结果表明：油、气、水处理系统管道腐蚀挂片在平均腐蚀都为轻度的范围内,点腐蚀程度逐步加重,通过点蚀评级和孔蚀系数的深入研究,为合理评价腐蚀监测挂片的腐蚀程度,对介质腐蚀性进行有效监测提供科学的技术支撑。     

油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展

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。