根据完整性评估结果更换海底腐蚀管道

阿联酋ADMAOPCO石油公司一条长90km的海底干线管道因设计等方面的原因 ,发生了腐蚀。经MFL、超声波检测方法和智能检测方法检测 ,与干线管道相连接的一段 11km管道腐蚀最为严重 ,表现为金属损失和氢致开裂。对此 ,采用完整性评估方法对更换这段腐蚀管道的可行性进行了评估。根据评估结果 ,制定了管道更换方案 ,决定采用带压封堵方法整体更换这段分支管道。通过完整性评估方法的实际应用 ,腐蚀管道整体更换取得了成功。同时 ,按照完整性评估结果更换的新管道 ,在定期与智能检测、腐蚀裕量、避免低点存水和对环境的适应性等方面具有更大的灵活性     

海底管道完整性管理技术

海底管道是海上油气田的生命线,其运行状况直接关系到海上油气输送的安全。论述了完整性管理技术与海底管道安全的逻辑关系;建立了海底管道完整性管理的体系框架;阐述了海底管道完整性管理的6个环节和5个层次内容;提出国内海底管道完整性管理的研究重点。明确了开展海底管道完整性管理工作的实施路径,为我国海底管道完整性管理提供参考。     

海底管道完整性评估及修复技术

海底管道是海上油气田的生命线,其运行状况直接关系到海上油气田的安全。与陆地管道相比,海底管道的服役条件苛刻,对其监测、维修的难度大,一旦发生事故,不仅给油田造成巨大损失,而且污染环境,因此建立海底管道完整性评估与管理系统十分必要。海底管道完整性评估是一项复杂的系统工程,包括剩余强度、剩余寿命评估,经济性评估,系统可靠性评估和风险评估等,并在评估的基础上制订出综合应对方案。文章介绍了海底管道的失效种类及其检测和修复技术,阐述了进行海底管道完整性评估的总体思路和方法。     

海底管道完整性管理技术方法探析

海底管道服役条件苛刻,发生事故会对生态环境造成较大影响,采用完整性管理对提高海底管道运行安全性具有重要意义。通过调研国内外海底管道完整性管理的技术发展现状,研究了海底管道完整性管理核心技术,即风险评价技术、检测技术、完整性评价技术和维修维护,展望了国内海底管道完整性管理技术的发展,提出了我国海底管道完整性管理技术的改进方向,创新研究并建立适合我国的管道完整性管理体系是保障海底管道安全运行的一项重要工作。     

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。     

含腐蚀缺陷海底管道安全评价方法比较

海底管道在服役运行过程中,由于输送介质中含有的腐蚀性物质以及周围海水、海泥等环境介质的作用,很可能会发生管内和管外腐蚀,海管壁厚会均匀减薄或形成腐蚀坑、洞等局部腐蚀缺陷。海管强度会因腐蚀缺陷而降低,操作不当时还会引发海管破损和泄漏。安全评价又称适用性评价,是对含缺陷结构是否适合于继续服役使用而进行的定量工程评价。研究比较了海底管道腐蚀缺陷安全评价常用标准和方法的特点、异同及适用条件,并以某海底管道内表面局部腐蚀缺陷为案例,给出了依据ASME B31G—2012《Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines》和API 579—2016《Fitness-for-Service》进行腐蚀缺陷安全评价的详细步骤和方法。     

含有单个腐蚀缺陷的海底管道剩余强度评估

在恶劣的海洋环境条件下,海底管道不可避免会发生腐蚀损伤,严重时将引起管道断裂,造成原油泄漏,进而导致严重的环境污染和巨大的经济损失,因此,有必要对管道剩余强度进行评估以保证其安全运营。文章介绍DNV-RP-F101规范中关于含有单个腐蚀缺陷的海底管道剩余强度的评估方法,然后利用该规范中的评估方法对某一运行了37年的在役海底管道进行剩余强度评估,发现许用应力法得到的结果比安全系数法的更保守。     

基于输送要求的腐蚀海底管道合于使用评估探讨

为了保证海底管道的安全性、可靠性和完整性,本文在综合考虑海底管道工艺输送、腐蚀评估及结构评估等方面的基础上,介绍在役腐蚀海底管道的合于使用评估策略,为海底管道安全输送提供决策依据。     

海底管道安全状态评估技术综述

综述海底管道安全状态各项评估的国内外研究现状。基于美、英及挪威船级社DNV标准,给出了国际上各项评估的主流方法,以期能为海底管道安全状态评估技术的应用提供参考。     

管道的局部腐蚀及其对管道完整性的影响

为提高管道的使用寿命,保障管道运行的完整性功能,必须加强完整性信息数据的获取及其相应利用能力.重视管道局部腐蚀对管道完整性的影响,加强管道局部腐蚀防护、技术诊断、腐蚀监控等相关工作,可从技术及管理上避免管道事故的发生,延长管道的无故障使用期限.     

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。     

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.     

海底管道维修技术

随着我国海上油气田的开发 ,海底管道的修复问题将越来越得到重视。海底管道破坏的主要原因是管道悬空、机械损伤及内外腐蚀。文章针对这三种破坏情况介绍了恢复管道埋设状态、修复管道外防腐层和混凝土加重层以及被破坏管道的方法和相应的机具     

基于ANSYS分析的带腐蚀海底管道强度计算

采用ANSYS有限元数值计算与理论计算相结合的方法对带腐蚀海底管道进行强度计算,并对比不同腐蚀深度、长宽比以及2个腐蚀坑的不同排列方式和间距对最大应力的影响,得出：腐蚀深度是最关键的因素,腐蚀越深、长宽比越大,腐蚀造成的应力放大现象越明显;当2个腐蚀坑超过某临界间距时,可忽略腐蚀坑之间的相互影响;管道发生屈服之前的临界间距大于管道发生屈服之后的间距。对浅海海域某条海管进行强度分析,得出仅考虑均匀腐蚀计算不够精确,还应考虑腐蚀产生的应力集中现象。研究内容可为今后带腐蚀海管的强度校核提供指导借鉴。     

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...     

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。     

海底管道铺设技术研究进展

为解决深海油气资源开发众多技术难题,对国内外学者在海底管道铺设技术方面的研究进行了总结。在此基础上指出了今后的研究方向,如多种计算方法的综合运用、管道动力分析、管道屈曲传播和整个铺管过程的实时监测等。