三次指数平滑法预测管道腐蚀速率的应用

为准确预测管道腐蚀速率并得到精度较高的腐蚀速率预测模型,采用已有统计数据作为研究对象。首先,采用三次指数平滑法,建立管道腐蚀速率预测模型,对腐蚀速率数据进行拟合与预测分析;然后,得出预测模型中最合理的权重系数α;最后,通过与一次指数平滑法、二次指数平滑法进行对比分析,得出了三次指数平滑法预测精度较高,预测值与实际值相符合的结论。结果表明,三次指数平滑法预测模型符合管道腐蚀速率的特点,对有效预测管道腐蚀具有一定的参考价值和指导意义。     

机器学习算法在混输管道内腐蚀预测的应用

基于内腐蚀直接评价理念中的腐蚀分析方法，结合管道内检测结果，采用线性回归以及神经网络算法，分析不同因素对腐蚀的实际影响效果。分析过程中，对管道腐蚀缺陷进行了统计分析，研究了缺陷深度符合指数分布。为更好的预测分析管道腐蚀程度，筛选了腐蚀缺陷作为拟合数据。基于学习出的拟合公式，预测了管道在未来不同工艺条件下的腐蚀趋势。经计算，两种算法预测结果基本一致。按照该算法，能够实时根据管道运行工艺参数预测未来腐蚀程度。     

油田水系统碳酸钙结垢倾向的预测

研究了矿化度较高的油田水中,离子强度、高矿化度及其它因素对ＣａＣＯ３结垢趋势的影响,建立了ＣａＣＯ３结垢倾向的数学模型和判据,并编制了相应的软件．根据油田现场检测的水质数据,计算结垢指数ＣＩ值,即可预测ＣａＣＯ３结垢倾向．该预测与室内实验及现场检测的结果基本一致．     

含CO2油气管道内腐蚀模拟及剩余寿命预测

目的通过对含CO_2油气管道的内腐蚀状况进行仿真和实验研究,得出管道的内腐蚀规律和剩余使用寿命。方法以渤西海域某一管道的实际工况为基础,采用OLGA软件并选择De Waard95模型对CO_2腐蚀速率的影响因素进行仿真分析。采用失重实验研究了温度和CO_2分压对X52级管道钢腐蚀速率的影响,在仿真数据的基础上对腐蚀管道的剩余寿命进行预测。结果仿真结果表明,管道沿线的温度、压力、持液率、流型及pH值对CO_2腐蚀程度的影响都很大。实验发现,CO_2腐蚀速率随温度的升高呈先增后降的趋势,且在温度为333 K时达到最大值,为0.22 mm/a。随着CO_2分压的升高,腐蚀速率呈上升趋势,最大值为0.24 mm/a。结论随着管道高程和里程的不同,不同因素对CO_2腐蚀有不同程度的影响,管道入口段的腐蚀速率最大,仿真和实验结果对管道的内腐蚀防护和剩余寿命预测有一定的参考价值。     

一种钼系缓蚀剂配方缓蚀性能研究

为解决某水样的腐蚀问题,提出了一种由钼酸盐、锌盐、有机酸、葡萄糖酸盐等组分的复合缓蚀剂配方,设计了正交实验,并采用旋转挂片测定了其腐蚀速度。在对试验水样进行水质化学分析后,采用稳定指数法,对水样的腐蚀与结垢趋势进行了判断。实验表明:该水样存在腐蚀趋向;复合配方中的组分之间存在协同效应,较单一配方的缓蚀效果有了显著的提高,并降低了钼系水处理剂的成本;配方的四个组分对腐蚀效果的影响因素中钼酸盐为重要影响因素。     

西部油田油管腐蚀结垢机理研究

通过对西部某油田油管腐蚀结垢现状调查、单井采出液成分分析和垢样XRD分析，结合油管结垢趋势预测及室内高温高压腐蚀试验，探讨了油管腐蚀结垢机理。结果表明：垢物主要是CaCO3、CaSO4和铁锈产物，在结垢出现的同时伴随油管腐蚀的发生。影响油管腐蚀结垢的主要因素是采出液中含有丰富的的Ca^2＋、HCO3^-,Cl^-以及原油伴生气中的CO2含量较多。该油田存在严重的腐蚀结垢趋势。     

川西输气管道土壤腐蚀因素分析

川西输气管道在运行过程中,频繁出现腐蚀穿孔现象。根据管道腐蚀专业调查,土壤是造成该地区埋地输气管道腐蚀的主要原因。土壤腐蚀受土壤电阻率、土壤含水量、土壤酸碱性、土壤氧化还原电位、氯离子含量、硫酸根离子含量等诸多因素影响,是一个复杂的模糊交互影响腐蚀体系。因此,采用灰关联法对土壤腐蚀影响因素进行分析,为该地区埋地管道腐蚀防护提供决策依据。结果表明,该腐蚀体系腐蚀因素的作用大小为:含水率>氧化还原电位>pH值>容重>氯离子含量>硫酸根离子含量>土壤电阻率,含水率影响程度最大。     

陕北气田气井腐蚀速率影响因素及规律

目的选择恰当、高效防腐对策以提高气田开发经济效益,保证气井安全生产。方法对陕北某气田的水质进行全面分析,并以通入饱和CO_2的气田气井产出水作为腐蚀介质,通过静态失重法探讨温度、矿化度、体系酸碱度、水介质中CO_2含量、H_2S含量、溶解氧含量、HCO3含量、Cl~-含量对设备管道腐蚀性的影响及其腐蚀规律。结果陕北某气田的气井产出水矿化度约为50 000 mg/L,且Cl~-、HCO3-含量偏高,水样呈弱酸性,p H值约6.5;腐蚀速率随水介质中CO_2含量、H_2S含量、溶解氧含量、HCO3-含量、Cl~-含量增加均呈增加趋势,在50℃时最大达到0.352 mm/a,p H值为7时最小为0.250 mm/a。结论陕北某气田设备管道的腐蚀主要表现为O_2腐蚀和CO_2腐蚀。     

含腐蚀缺陷油气管道评价技术研究进展

由于外部环境及输送介质的影响,油气管道在运行过程中不可避免地会出现腐蚀缺陷,腐蚀处会产生应力集中的现象,从而削弱管道的承压能力。因此,必须对含腐蚀缺陷的管道进行剩余强度及剩余寿命评价,评价结果可以为缺陷管线的维修计划提供重要依据。综述了国内外主要的腐蚀缺陷管道评价规范,分析了不同规范的适用范围。从单个腐蚀和群腐蚀两个方面展开论述,归纳了含腐蚀缺陷管道评价技术的最新研究进展,并介绍了目前的研究热点——群腐蚀缺陷管道剩余强度评价方法以及腐蚀缺陷间相互影响准则(interaction rule)。另外,论述了目前腐蚀管道剩余寿命预测的常用方法,包括灰色预测法以及可靠度函数分析法。最后,总结了腐蚀缺陷管道评价技术研究进展,并对未来的研究工作提出了展望。     

红河油田混输管道20钢的腐蚀行为及其影响因素

红河油田油水混输管道出现了腐蚀，通过自制高温高压动态腐蚀评价装置，分别研究了CO₂分压、管输流体含水率、Cl^-含量、硫酸盐还原菌(SRB)含量以及温度等因素对混输管道材料20钢腐蚀速率的影响，并基于试验数据利用灰色关联分析确定了主要影响因素。结果表明：20钢的腐蚀速率随着温度和管输流体含水率的升高而呈幂指数增加，随着CO₂分压和SRB含量的增加，先大幅度上升后以线性趋势缓慢增加，随着Cl^-含量的增加呈线性上升趋势；腐蚀因素影响程度由大到小排序为含水率>温度> Cl^-含量>CO₂分压>SRB含量，其中含水率和温度是影响20钢腐蚀最显著的两个因素。     

以抑制管柱结垢腐蚀为目标的注水井水源选择方法研究及应用

目的减少注水井管柱结垢腐蚀现象的发生,解决常用的水质评价方法存在测量困难、人为经验影响大等问题,提出一套以抑制注水管柱发生结垢腐蚀为目标的注水井水源选择方法。方法基于渤海油田7个水样分析结果,以水质的结垢腐蚀趋势为参考序列,水质成分(HCO_3~–、Cl~–、Ca~(2+)、Na~++K~+、Mg~(2+)、SO_4~(2–)的离子浓度)为比较序列,通过灰色关联度的方法研究各个离子成分对结垢腐蚀现象的敏感性。在此基础上,利用模糊物元的方法,对注水井水源选择的方法进行研究。结果得到了渤海油田水质成分(HCO_3~–、Cl~–、Ca~(2+)、Na~++K~+、Mg~(2+)、SO_4~(2–))对注水管柱结垢的最优影响权重(0.1964、0.1785、0.1753、0.1748、0.1706、0.1044),在此基础上,形成了一套注水井水源的快速选择方法。利用该方法对渤海A油田某注水井的三个水源(1号、2号和3号水源)的水质进行了分析,计算得到的水源优劣排序为2号水源1号水源3号水源,通过SI指数测定实验和挂片腐蚀实验验证了该选择方法的准确性。结论该方法可应用于未来渤海油田注水井水质的选择,对减少注水管柱发生结垢腐蚀现象具有较好的指导意义。     

基于GRA-IFA-LSSVM模型的气田集输管道内腐蚀速率预测

针对气田集输管道的腐蚀问题,提出了一种基于GRA-IFA-LSSVM组合模型的内腐蚀速率预测算法。对GRA(灰色关联分析)模型、IFA(改进萤火虫)模型以及LSSVM(最小二乘支持向量机)模型理论进行了介绍,提出了组合模型的组合流程以及组合模型的评价指标;以我国某气田集输管道为例,对GRA-IFA-LSSVM组合模型的预测精度进行验证,同时,将其预测精度与其他常见预测模型的精度进行了对比。结果表明：温度、H₂S含量、CO₂含量、pH以及流速属于影响气田集输管道腐蚀的重要因素;使用GRA-IFA-LSSVM组合模型对气田集输管道内腐蚀速率进行预测时,其平均绝对误差为1.946%,均方根误差为1.496%,可决系数为97.53%,该组合模型的三项评价指标均小于其他常见预测模型。GRA-IFA-LSSVM组合模型对气田集输管道进行内腐蚀速率预测具有很强的准确性、鲁棒性及先进性,可以为气田集输管道的保护提供数据支持。     

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。     

基于FSM无损检测的金属管道均匀腐蚀剩余寿命预测

目的预测均匀腐蚀下金属管道的剩余寿命。方法研究API579中对金属管道剩余寿命预测的方法,具体分析方法中存在的缺陷。采用场指纹法(FSM)对直径为750 mm、壁厚为10 mm的金属管道的腐蚀情况进行实时检测。检测时随机选择15个不同的位置,每隔3个月检测一次,通过检测各个位置电极对之间电压值的变化量计算出管壁厚度的变化值。结果根据对实验数据的分析,随着时间推移,金属管道壁厚值逐渐减小,且减小的速率越来越快。腐蚀速率与运输介质、含氧量、金属管道材料、运输介质中的杂质有着密切关系,全面分析实验数据可以得到金属管道腐蚀速率的规律。加入腐蚀速率影响因素的影响因子K,运用数理统计的方法探索性地提出了一种均匀腐蚀下金属管道剩余寿命Rlife预测的数学模型。结论在工程实际中,可以运用数理统计的方法对大量实时数据及运行过程中已经记录的数据进行分析,从而找到金属管道在特定环境下的腐蚀规律,再通过该数学模型可对均匀腐蚀的金属管道进行寿命预测。     

基于KPCA-BAS-GRNN的埋地管道外腐蚀速率预测

目的 提高埋地管道外腐蚀速率的预测精度。方法 建立基于核主成分分析法（KPCA）和天牛须搜索（BAS）算法优化的广义回归神经网络（GRNN）腐蚀速率预测模型,通过KPCA对原始数据进行预处理,提取影响管道外腐蚀的主要因素,应用GRNN建立埋地管道外腐蚀速率预测的数学模型,并采用BAS算法对模型进行优化,减小了人为设置参数的影响。以川气东送埋地管段为例,分析选取出12种关键影响因素,建立了埋地管道外腐蚀指标体系,借助MATLAB-R2014a编写程序进行仿真,并与实际值进行对比。结果 模型的预测结果与实际值基本一致,KPCA可有效降低指标体系的维度,提取出包含原始信息97.9%的3个主因素—土壤电阻率、氧化还原电位、氯离子含量,简化了运算过程。采用的BAS-GRNN模型将预测精度提高到7.83%以内,平均相对误差5.21%,决定系数取值0.93。与其他模型相比,该模型性能较好,预测精度更高。结论 采用KPCA提取的主要影响因素符合工程实际,建立的BAS-GRNN模型预测精度高,有较好的适应性,为埋地管道外腐蚀速率预测提供了新思路,对管道的维护更新工作提供了参考依据。     

基于EWM-GRA的腐蚀主控因素分析与腐蚀模型建立

目的 建立含硫管道腐蚀速率预测模型,为防腐工作的开展提供依据。方法 基于熵权法（EWM）和灰色关联分析（GRA）理论,对影响含硫天然气集输管道腐蚀的18个影响因素进行关联度计算,确定腐蚀主要影响因素。针对主要影响因素,设计正交模拟实验,基于腐蚀机理和模拟实验结果,建立腐蚀速率预测模型。结果 含硫管道腐蚀影响因素关联度最大的4个因素为H2S分压（0.7923）、CO2分压（0.6471）、温度（－0.6208）、液体流速（－0.6101）,与腐蚀速率呈强相关。基于关联度分析结果,考虑H2S分压、CO2分压、温度、液体流速的影响,设计了4因素3水平共9组模拟实验,根据失重法计算得到腐蚀速率。基于腐蚀机理和实验数据,得到H2S/CO2共存条件下,考虑温度和液体流速影响的腐蚀预测模型。与实验结果对比,预测模型的相对误差在5%以内。结论 对于该含硫管道,腐蚀速率的主要影响因素为H2S分压、CO2分压、液体流速、介质温度。基于腐蚀机理和模拟实验结果建立的腐蚀速率预测模型能较好地预测腐蚀速率,为现场防腐工作的开展提供参考依据。     

腐蚀缺陷参数对油气管道剩余强度的影响

为了探索腐蚀缺陷对油气管道剩余强度的影响规律,将响应曲面法与ANSYS有限元法相结合,以在不同腐蚀参数缺陷下得到的油气管道剩余强度作为响应值,建立了腐蚀缺陷长度、宽度和深度与油气管道剩余强度响应输出之间的数学模型,讨论不同影响因素的显著性及其交互作用的影响规律。结果表明,单影响因素腐蚀缺陷深度对油气管道剩余强度影响最大,腐蚀缺陷长度与深度的交互作用比较显著。     

海上油田原油处理系统腐蚀结垢的预测与评价

通过美国OLI公司的Corrosion Analyzer软件及挂片法对BZ28-1油气田原油处理系统V-200容器中的腐蚀进行了预测和评价,预测结果与评价结果趋势基本吻合,但数值有一定差别。使用OLI公司的ScaleChem软件和鼓泡法对结垢情况进行了预测并对防垢剂的防垢效果进行了评价,确定了结垢的类型和原因,提出了防止结垢的建议。     

BP神经网络在管道内腐蚀直接评价中的应用

油气田在役管道特别是多相流管道的腐蚀受到的影响因素比较多，对其进行内腐蚀预测有一定的难度。目前国内外的一些研究人员已经将BP神经网络预测模型应用于正在服役的油气管道的内腐蚀速率预测方面。本文综述了国内外BP神经网络预测模型在内腐蚀速率预测方面的研究和进展，并对其发展方向进行了展望。     

储气库用注采管汇腐蚀因素分析

结合某气田储气库注采管汇实际的工况条件,应用失重法考察H2S含量、Cl浓度、温度、压力等四个因素对注采管材腐蚀的影响。实验结果表明,该气田工况条件下,储气库注采管汇处于较为严重的腐蚀程度;对腐蚀数据进行了单因素方差分析;方差分析结果显示,四种因素对腐蚀均具有较为显著的影响;根据方差分析结果,排列了在该气田工况条件下四个因素对注采管材腐蚀影响的不同程度,从大到小依次为H2S含量、温度、压力、Cl-浓度。该实验结果对气田进行注采管材的防腐工作具有重要的指导意义。