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。     

浅析油气管道腐蚀原因及影响因素

油气管道运输具有输送量大、安全、经济高效、占地面积小等优点。但在日常生产中，由于气候、温度、环境等影响，可能使管道出现腐蚀现象，直接影响管道结构的完整性及安全性，增加了风险事故发生的可能性，影响正常生产效率。本文通过文献调研，对管道腐蚀的分类、影响因素及解决办法等方面进行总结分析，得出目前常用的腐蚀检测方法，并提出了腐蚀发生后的相应补救措施。实现油气安全运输，保证经济效益，对油气管道的铺设及维护具有一定的指导意义。     

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。     

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。     

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。     

一种海底管道多相流内腐蚀直接评价的方法

提出了一种适用于海上油田海底管道多相流内腐蚀直接评价(ICDA)方法;基于海底管道基础数据、生产工况以及油气水检测数据,对介质流态的热力学、动力学和水力学影响因子进行分析,评估海管内腐蚀发生的位置及最大局部腐蚀速率;将南海多条海管的直接检测数据与ICDA结果进行对比。结果表明:ICDA评估方法能够准确地反映海管实际内腐蚀状况,为不能采用智能通球FML内检测的海管提供了一种有效的内腐蚀评估方法。     

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。     

输气管道内腐蚀直接评价方法

近年来管道完整性管理在中国正受到广泛的重视,基于完整性管理的内腐蚀直接评价(ICDA)也将逐渐得到关注。此文对干气输送管道内腐蚀直接评价的原理、评价的过程、应用情况等进行了较详细的介绍。同时也指出了ICDA应用的局限性及其存在的问题。     

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。     

管道完整性管理的发展与腐蚀案例分析

完整性管理引进十余年,已在国内全面推广,目前完整性管理的理念深入到各级管理者中,当前管道内检测在国内大规模推广应用,已成为管道行业管理迈向国际化的标志。本文分析了国内外管道完整性管理目前的进展,重点针对北美各大管道公司的做法、机构设置、职责,以及目前开展的各项完整性管理风险控制活动进行详细的阐述,同时对国内完整性管理的研究、技术现状、信息化手段等开展的工作进行总结和回顾。另外本文以大港地区场站地面工艺管道完整性管理为例,阐述了复杂土壤条件下腐蚀的预防与控制,以及进行监测、检测、评价、修复技术的应用,进一步说明了完整性管理的重要性。     

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。     

海洋石油平台闭排管道腐蚀分析

通过对海洋石油平台闭排管道内腐蚀和外腐蚀的分析发现，涂层破损导致的局部腐蚀危害大于管道内均匀腐蚀的危害。闭排管道内腐蚀主要是H2S、Cl-和O2的腐蚀导致。维护涂层完整性及加注缓蚀剂等防腐措施是避免海洋石油平台管道内外腐蚀的有效措施。     

乙二醇对海底管道CO2腐蚀的抑制作用

海上凝析气田开发普遍采用加注乙二醇(MEG)的方法保护海底湿气管道,抑制水合物形成,对管道内腐蚀也有一定的影响。本工作采用高温高压釜和电化学方法研究了乙二醇对海底管道内部CO2腐蚀的影响,结果表明,乙二醇对CO2均匀腐蚀具有显著抑制作用,抑制效果与国外的经验公式预测结果接近。乙二醇对管道内腐蚀起抑制作用的主要原因可能与降低水的活性、降低FeCO3的溶解性、促进生成腐蚀产物膜等因素有关。     

超设计使用年限海底管线ICDA研究

为探究某输送油水多相介质的超期服役海底管线内腐蚀情况,本文基于内腐蚀直接评价(ICDA)的方法对管道的内腐蚀高风险位置进行预测,采用腐蚀预测模型计算管道的腐蚀速率及剩余壁厚,并通过水下机器人和水压试验验证评估的准确性.结果表明:模型预测目标管道存在一定的腐蚀风险,但处于安全范围,水下机器人及水压试验均证明管道可安全服役...     

组合载荷下单缺陷腐蚀海底管道的安全分析

采用许用应力法对腐蚀海底管道的安全性进行评估,并通过有限元模拟对组合载荷(内压与轴向压应力叠加作用)下单缺陷腐蚀海底管道进行应力分析,探讨了影响管道峰值应力的缺陷几何参数的敏感性。结果表明:轴向压应力一定时,随内压不断增加,管道有效应力呈先下降后上升的变化趋势,进入屈服稳定阶段后,有效应力继续增大,直至管道破坏。     

X65钢海底管道在CO2/H2S腐蚀环境下的适用性

利用高温高压反应釜模拟试验和电化学测试,研究了X65钢海底管道在CO2/H2S环境下的耐蚀性。结果表明,不加缓蚀剂条件下,X65钢在总压为0.25MPa时的平均腐蚀速率及局部腐蚀风险与总压为0.7MPa时相比,均显著降低。添加100mg/L的缓蚀剂,X65钢的腐蚀速率显著降低,缓蚀效果较好;电化学测试与模拟试验结果一致。降压至0.25MPa分离出部分腐蚀性气体后再输送可大大降低内腐蚀风险,结合缓蚀剂措施,该腐蚀环境下可选择X65钢海底管道输送油气。     

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。     

油气管道腐蚀检测与修复技术分析

油气管道作为石油与天然气主要输送手段,其防腐蚀及维护管理是保障输送安全的重要措施。本文从五个方面分析了引起管道腐蚀的相关因素,探析了腐蚀机理,阐述了油气管道腐蚀检测技术和管道修复技术。通过对管道腐蚀的科学检测,采取合理的修复技术,达到有效控制腐蚀,减少因腐蚀导致的安全事故发生,确保管道安全、稳定运行的目的。对确保油气管道的安全运行具有十分重要的现实意义。