海底管道牺牲阳极更换及腐蚀因子分析

海底管道作为海上的油气运输的生命线,必须对其做好腐蚀保护。牺牲阳极阴极保护是一种控制海底管道电化学腐蚀的有效保护方法,当其达到设计寿命后,必须对其进行更换。本文介绍了海底管道阳极更换技术,并分析了不同腐蚀因子也会对阳极的腐蚀产生影响。以期为海底管道的牺牲阳极腐蚀保护设计和更换提供参考。     

海底管道腐蚀与防护措施研究现状

海底管道是海上油气集输的主要载体,是海上油气田开发的生命线。腐蚀是影响海底管道可靠性及其使用寿命的关键因素,对海底管道采取有效防腐蚀措施是保障其正常运行的必要措施。本文主要分析了海底管道的腐蚀原因,论述了海底管道腐蚀防护的研究现状。     

南海某海底管道腐蚀原因分析

海底管道发生泄漏的原因有多种,例如外力损伤、内部腐蚀等。南海某油田海底管道在投产几年后发生了腐蚀泄漏,通过对海底管道泄漏前的生产数据进行管道失效长度分析、冲蚀分析和腐蚀速率模拟计算,给出了该管道发生腐蚀泄漏的原因,为以后海底管道的安全运行提供借鉴。     

基于灰色关联分析法的湿气管道内腐蚀直接评价方法的应用

为了掌握无法进行内检测的海底管道的内腐蚀情况,以南海某湿气管道为例,通过多相流软件模拟海底管道的实际流动状态,采用NORSOK模型计算海底管道的腐蚀速率,采用湿气管道内腐蚀直接评价方法(WG-ICDA)预测了管道腐蚀的高风险位置,并引入灰色关联分析法判断海底管道内腐蚀的主要影响因素。结果表明：该海底管道为轻度腐蚀,立管段、低洼区域管段及管道前110 km范围内的管段为腐蚀高风险位置;确定再评价时间间隔为8 a;多相流模拟与腐蚀挂片试验的结果基本一致,证明了WG-ICDA具有一定的可靠性;压力、CO₂分压、温度和液膜速率是海底管道内腐蚀的主要影响因素。     

基于混合分布模型的海底管道腐蚀特性分析

目的 针对海底管道长期腐蚀损伤的随机性、多态性等问题,研究不同服役年限的海底管道腐蚀损伤分布特性及演化规律。方法 提出了一种基于混合分布模型的海底管道腐蚀特性分析方法,该方法以老龄海底管道腐蚀损伤实测数据为基础,通过对不同服役年限下的海底管道腐蚀损伤特征进行统计分析,确定出海底管道腐蚀损伤的最佳分布模型,建立基于混合分布模型海底管道腐蚀损伤随机过程模型。进一步使用ARIMA方法对模型参数进行持续修正,并对管道腐蚀损伤进行预测。结果 不同服役时间下的腐蚀损伤最佳分布不同,Weibull、Gumbel及Gamma分布模型均具有较好的拟合优度,且各分布模型随服役时间的增长呈现出不同的变化趋势,相应分布模型参数呈现出动态变化。结合ARIMA模型修正方法,充分利用实测数据能够不断降低模型的不确定性。结论 海底管道的腐蚀损伤具有明显的多态性和随机性特征,很难采用单一分布模型对管道腐蚀损伤数据进行普遍性描述,既有的腐蚀损伤模型存在一定的不确定性及局限性,而基于混合分布模型的分析方法更能准确地反映海底管道长期腐蚀损伤的实际分布规律。     

某海底管道腐蚀的原因

采用腐蚀模拟试验、腐蚀产物分析、宏观分析等方法分析了某海底管道的腐蚀原因。结果表明:引起海底管道腐蚀失效的主要原因为垢下腐蚀。     

某海底油水混输管道回收管段的腐蚀检测评价

采用宏观检查、力学性能检测、腐蚀产物成分分析等对某弃置海底油水混输管道的回收管段进行了评价,并通过水质分析、结垢趋势预测、细菌测试以及室内腐蚀模拟试验对该管输送介质的腐蚀性进行了分析。结果表明:该管道内壁腐蚀严重,输送介质具有强腐蚀性,腐蚀以CO2腐蚀为主,并存在垢下腐蚀和细菌腐蚀。基于回收管段的腐蚀检测评价结果,给出了该油田新建海底油水混输管道腐蚀控制和完整性管理的意见和措施。     

海底集束管道系统的腐蚀与防护

海底集束管道系统的主要功能是提供相对短距离的油田内部油气集输、注水、加热、提气、控制电缆等,是一种新型的油田内部油气集输方案。海底集束管道系统在世界上已有较多应用,但在国内尚无先例。本文对海底集束管道系统进行了简单介绍,重点介绍了其腐蚀与防护情况。     

基于维纳退化过程的海底腐蚀管道可靠性分析

目的研究海底腐蚀管道的寿命可靠性,提出基于维纳过程(Wiener Process)和贝叶斯方法估参的可靠性分析模型。方法首先以管道内壁腐蚀退化数据和维纳过程为基础,建立针对海底管道的腐蚀退化模型,并针对不同时段的腐蚀退化数据,以正态-逆伽马分布作为模型未知参数的先验分布。然后采用一种优化的贝叶斯方法递推计算,得到未知参数值,最终实现腐蚀管道的可靠性分析,并以某海底腐蚀管道为例进行验证。结果可靠性分析得到腐蚀管道在运营前期的12年几乎完全可靠,可靠性达99.22%;13年之后,腐蚀进程开始加快,当可靠度为90%时,该段管道的可运营时间为13.6年;运行15年时,可靠度为68.97%;运行20年时,可靠度为2.4%;而到设计寿命25年时,管道可靠度几乎为0,求得管道的平均剩余寿命为15.99年。结论以海底管道的腐蚀退化数据为切入点,为长寿命、小子样的海底管道可靠性提供了一种较直观的分析方法。分析模型可以处理不同时间段测量的管道腐蚀数据,并且随着管道运营时间的增加,能够不断更新可靠性分析结果,而不需要反复处理历史数据,进而可以用于海底腐蚀管道的实时可靠性分析。     

湿天然气CO2顶部腐蚀研究

渤海某海底管道在天然气输送过程中发生顶部腐蚀,导致停产检修。本研究以管道CO_2顶部腐蚀发生的过程和机理为基础,建立海底输气管道CO_2顶部腐蚀的预测计算模型,并进行实验室挂片CO_2顶部腐蚀模拟实验以及现场海底输气管道CO_2顶部腐蚀检测数据验证,实现对海底输气管道CO_2顶部腐蚀速率的预测。     

某海底管道失效原因

某海底管道在投产3a后发生了腐蚀穿孔,通过检测数据分析、腐蚀速率模拟计算、实物管段检测分析、内腐蚀模拟试验及缓蚀剂有效性分析等方法对其失效原因进行了分析。结果表明,投产后CO2和H2S含量增高,缓蚀剂未达到预期效果,产生严重的CO2局部腐蚀,这是造成海底管道腐蚀穿孔失效的主要原因。针对类似的失效情况,提出了海底管道安全运行的应对措施。     

内腐蚀直接评价技术在长距离干气海底管道完整性评估中的应用

本文分析比较了海底管道完整性评估的各项技术。对1条长距离干气海底管道开展了内腐蚀直接评价,通过工艺计算确定该管道内部介质流型,并计算各运行工况下的积水临界倾角,再结合管道实际高程和倾角识别腐蚀高风险位置。     

海底天然气管道腐蚀与防护

海底管道的腐蚀是影响管道系统可靠性及其使用寿命的关键因素.对海底输气管道在海洋环境的腐蚀产生机理以及影响因素进行分析,介绍海底输气管道的腐蚀防护措施,对防腐涂层和阴极保护设计、使用以及目前腐蚀防护措施存在的问题进行探讨.     

FSM技术对海底管道中缓蚀剂应用效果的评价

针对某海上气田海底管道中高含CO2气体的恶劣工况,通过在海底管道上安装FSM腐蚀检测设备,对海上气田不同生产过程应用的缓蚀剂进行效果评估,及时对缓蚀剂进行了优化,确保海底管道内壁处于低度腐蚀状况,保证了气田的安全运行.     

首套国产海底管道腐蚀检测装备海试成功

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.     

某海底单层保温管道腐蚀原因分析

海底单层保温管道比双层海管具有节省钢材、施工速度较快的优点,近年来在国内的海底管道中有着一定的应用。某海底单层保温管道在投入运行后,发现腐蚀较为严重,无法继续安全运行,因此对腐蚀严重的管段进行了维修更换,同时对打捞上来的管段进行了腐蚀原因分析,分析结果对以后同类管道的设计与完整性管理具有重要的指导意义。     

海底腐蚀管道极限承载力预测模型

准确的预测海底腐蚀管道极限承载力对于评估海底管道寿命、保证海底油气管道安全运行具有重要意义。针对BP神经网络(BPNN)模型学习效率低、对初始权重敏感且容易陷入局部最优状态等缺点,采用人工蜂群(ABC)算法来优化BPNN的初始权值和阈值,建立了ABC-BPNN海底腐蚀管道极限承载力预测模型。使用MATLAB软件搭建模型并进行预测,同时与BPNN模型、遗传算法(GA)优化的BPNN模型和粒子群优化算法(PSO)优化的BPNN模型进行对比分析。结果表明：ABC-BPNN模型预测海底腐蚀管道极限承载力的平均相对误差为1.975 0%,优于BPNN、GA-BPNN和PSO-BPNN模型的预测结果;ABC-BPNN模型的预测结果所拟合出来的直线与Y=X直线最为贴近,证明了ABC-BPNN模型作为预测海底腐蚀管道极限承载力工具的准确性和稳定性。     

海底油气管道内腐蚀分析与防护

海底管道是海上油气集输的主要载体,由于管材一般为碳钢,容易遭受内腐蚀,并造成管线泄漏等失效事件。为降低管道运行风险,减小腐蚀危害,从全生命周期完整性管理的角度分析了海底油气管道内腐蚀发生的原因及机理,提出了基于完整性管理下的设计选材、制管、施工、运营维护等各阶段的腐蚀防护措施。     

管道腐蚀与防护检测技术现状

埋地钢制管道的外腐蚀保护一般由绝缘层和阴极保护组成的防护系统来承担。从管道敷设情况来看，有的管外检测技术并不适於检测公路、铁路和穿越海底的管道，检测所收集的数据极其有限，无法对管道进行全面的腐蚀检测。     

海底管道腐蚀后剩余强度评估方法研究

海底管道在服役期间会由于腐蚀而受到不同程度的损坏,进而导致强度降低,影响其安全性。为预测管道腐蚀后的损伤程度,须对腐蚀后管道的剩余强度进行评估。通过计算分析,对腐蚀海底管道剩余强度的分项安全系数法和许用应力两种评估方法进行了详细研究。结果表明:检测腐蚀管道的设备存在误差,即精度不为0时,存在一个相对腐蚀深度(d/t)0,两种方法的评估结果相同;提高设备的测量精度和置信水平,更有利于客观评估腐蚀管道的剩余强度。