天然气管道内腐蚀直接评价方法原理与范例

天然气管道内腐蚀直接评价方法(DG-ICDA)的基本思路是通过多相流模型计算临界倾角,预测天然气管道最可能积液的部位,并对该部位的腐蚀情况进行检验,由此推断管道其他部位的腐蚀情况.分析了DG-ICDA的基本原理,阐述了该方法的4个步骤.DG-ICDA不仅作为一种主要的内腐蚀评价方法可独立使用,也可作为智能检测器和试压法...     

输气管道内腐蚀直接评价方法

基于完整性管理的内腐蚀直接评价(ICDA)方法具有成本低且无须进入到管道内部等优点,叙述了管道ICDA的重要性,并针对干气输送管道ICDA的原理、评价过程和应用影响因素等方面以及ICDA应用的局限性进行了较为详细的探讨.指出国内应该加强ICDA技术的研究和应用.     

油气集输管道内腐蚀及内防腐技术

油气开采和集输过程中,金属管道内壁普遍发生腐蚀,多相流恶劣工况下还会发生使涂层及缓蚀剂失效。针对现场油气水输送中所经常遇到的多相流工况,对金属管道腐蚀的特点及腐蚀机理进行了探讨,并介绍了几种效果较好的内防腐技术。     

油气集输管道内腐蚀及内防腐技术探讨

自改革开放以来,我国地大物博,物产丰富,尤其是石油的开采业在不断的改进中,然而,石油运输是一个长期性的过程,我们一般都是采用集输管道进行运输,但管道大部分都埋于地下,地下环境比较复杂,所以很容易造成管道腐蚀问题,因此要采取相应的技术防止管道内腐蚀,这样才能有效缓解集输管道的腐蚀。为此,深入研究并分析油气集输管道内腐蚀及内防腐技术探讨具有一定的现实意义。     

国外旧管道内修复的新技术

针对国内油田旧管道的内腐蚀严重，而在修复技术落后和工艺不完善的情况下，这里介绍几种国外旧管道内修复的新技术，目的是消除腐蚀泄漏，恢复和提高管道的输送能力。     

长输干燥天然气管道内腐蚀的直接评价技术

长输干气管道内腐蚀直接评价技术（Internal Corrosion Direct Assessment Methodolog for Dry Natural Gas,DG-ICDA）是在管道完整性管理基础上进行的输送干气管道的内腐蚀直接评价方法.其主要思路是通过DG-ICDA方法确定最易腐蚀的部位并对其进行直接检查,检测其腐蚀情况,用以推测其余管段的腐蚀情况.该方法具有成本低、无须大面积开挖等优点,广泛用于国外的长输干气管道的内腐蚀检测.本文对干气输送管道DG-ICDA的基本原理、评价过程等方面进行较为详实的说明.通过预评价、间接检测、直接检测、后评价四个步骤,对管道腐蚀情况进行综合分析,预测管道内易发生腐蚀的高风险区域,提高管道腐蚀评价的准确性.     

天然气集输管道内腐蚀敏感性评价方法研究

基于输送干气管道的内腐蚀直接评价法,对不便使用传统内腐蚀评价方法直接评价的管道提出了管道内腐蚀敏感性评价方法.通过气液两相流理论和模糊综合评价直接预测了集输管道内腐蚀的敏感程度,划分了内腐蚀敏感性等级.该方法可在不同输量情况下检测出管道内腐蚀的大体状况,为管道内腐蚀规律的进一步研究提供依据.     

国外管道内衬里施工技术

针对国内油田管道内腐蚀严重,内防腐材料单一这一现状,介绍了玻璃鳞片树脂合成衬里,柔性非编织管衬里,镍铬合金衬里和陶瓷衬里的材料及其施工工艺,供相关的科研人员借鉴。     

天然气管道的内腐蚀程度-Fuzzy综合评价的应用

当研究天然气管道内腐蚀机理时,有必要对管道进行内腐蚀程度的评价.通过对其进行的定量评价,能了解管道的内腐蚀情况,同时这也是管道剩余强度评价、剩余寿命预测以及可靠性分析的基础.本文提出了利用模糊综合评价方法对天然气管道内腐蚀程度进行综合评价的具体方法,并通过应用示例验证该评价方法的可行性.     

某海底天然气管线的内腐蚀直接评价

为了评价惠州油田HZ21-1A至FPSO海底天然气管线的内腐蚀状况及剩余服役寿命,采用内腐蚀直接评价(ICDA)方法对其进行了干气管道内腐蚀直接评价(DG-ICDA)。管线设计寿命10年,目前已超过设计使用年限10余年,且无法进行通球清管作业,而内腐蚀直接评价方法(ICDA)无需进入管道内部,可有效识别管道内部腐蚀风险,评价过程包括预评价、间接检测、详细检测和后评价4部分。评价结果表明,该管线满足继续使用5年的要求。     

国外天然气管道内涂层评价技术研究进展

对新建、已建管道的内涂层材料,服役运行后的内涂层的完整性、安全性、可靠性进行评估具有重要意义。文章总结了国外近年来开展的天然气管道增输联合工业项目JIP(Joint Industry Project)研究的最新部分成果,包括JIP目标、流体与涂层材料的交互作用、流量提高、直径355.6 mm管道内涂层表面结构调整等,并提出了相应的建议。     

集输管道的内壁腐蚀与控制

在原油输送过程中，原油中高质量分数的水对集输管道内壁造成了较严重的腐蚀。针对这种现状，对集输管道的内腐蚀进行了腐蚀机理及影响因素的调查分析，并结合中国石化胜利油田有限公司的实际，采取了包括内涂层技术、穿插高密度聚乙烯管等行之有效的防腐蚀控制措施。     

某海底管道内腐蚀原因分析及防护

为了确保海底管道安全、有效运行,基于腐蚀相关标准以及腐蚀控制经验,采用XRD分析和Oddo-Tomson饱和指数预测等方法,对某油田海底管道的天然气组分、清管垢样、内检测结果、加注缓蚀剂以及CO2腐蚀机理、结垢预测结果进行了综合分析和内腐蚀评估。结果显示,该海管中存在以FeCO3为主的腐蚀产物,管道中水质具有CaCO3和FeCO3结垢倾向。研究表明,该管道发生了CO2腐蚀,缓蚀剂浓度可能无法满足低度腐蚀的防护要求,建议增加缓蚀剂浓度或更换其他型号缓蚀剂。     

腐蚀管道的可靠性评价

油气管道随着服役时间的增加,由腐蚀引起的管道穿孔和断裂等事故隐患加大,因此,对腐蚀管道进行可靠性评价具有重要作用。腐蚀管道的可靠性评价主要涉及对管道剩余强度的评估和剩余寿命的预测。文章介绍了现在常用的腐蚀管道剩余强度的评估方法和剩余寿命的预测方法,运用可靠性理论建立最大安全压力和工作压力的干涉模型以及临界腐蚀深度和实际腐蚀深度的干涉模型。这种基于可靠性理论的评价模型具有一定的合理性,能够最大限度地降低管道工程建设的投资成本,为管道的维修和安全管理提供科学依据,并提出了做好管道基础数据统计工作、加强工程技术人员可靠性理论培训和尽快建立一套完整的评价模型的建议。     

输油管道修复业现状及其发展趋势

随着输油管道运营时间的延长,管道在內外因作用下不可避免会出现各种损伤或缺陷, 因此采用合适可行的修复技术恢复管道的安全运行极其重要。文章综述了用于含缺陷输油管道的开挖外修复技术及非开挖内修复技术,介绍了各种修复技术的工艺方法及其特点,指出了我国管道修复业与国外的差距及发展方向。     

埋地输气管线腐蚀综合评价

为了保证输气管道的安全平稳运行,通过对某沙漠地区输气管线的腐蚀情况进行综合评价,包括PCM检测,阴极保护有效性检测,管体内腐蚀缺陷检测、成像与剩余强度评价以及剩余寿命评价。结果表明,该埋地输气管线的外防腐层存在漏点80个,阴极保护全部达标,管体外表面腐蚀是由防腐层破损而引起的,管体壁厚减薄处最小值为5.45 mm,该管道腐蚀缺陷在接受范围内,管道平均腐蚀速率较低。     

基于完整性技术的海底管道腐蚀失效评价

在总结国内外海底管道安全评估现状的基础上,从工艺分析、腐蚀分析和结构强度分析等3个方面建立基于完整性技术的海底管道腐蚀失效多维度评价体系,并以某腐蚀海底管道为例全面开展腐蚀失效评估工作,判断其能否继续安全运行,以期为今后海底管道腐蚀失效安全评估提供参考。