基于PIAPlus的柴北缘输气管道完整性评价

完整性评价是管道完整性管理的关键环节之一,是控制管道风险、实施修复决策的重要手段。为准确判定柴北缘输气管道管体缺陷的具体状况,利用PIAPlus(管道完整性评价软件)对该管道的两次内检测结果进行了金属损失、焊缝缺陷、凹陷等缺陷数据的系统评价。依据完整性评价的结果并通过开挖验证,对管道缺陷提出了有针对性的维修维护、再检测计划和安全运行建议,为管道安全平稳运行提供了重要依据。     

大庆油田在役埋地压力管道腐蚀现状评价

通过土壤腐蚀性测试、防腐蚀层绝缘性能测试、防腐蚀层缺陷点检测及管道定点开挖验证等方法,对大庆油田2 950 km埋地压力管道的防腐蚀层完整性及管体腐蚀情况进行了系统测试与评价,并根据评价结果提出了压力管道安全整改措施和维护方案,对油田在用埋地压力管道安全生产运行具有指导意义。     

Monte Carlo方法在管道裂纹缺陷评价中的应用

某输气管道经过内检测后检测出了大量管体裂纹缺陷,为定量分析管体裂纹缺陷的失效概率,总结了基于可靠性的结构完整性评价方法。根据英国标准BS 7910:2013《金属结构缺陷可接受性评价指南》,对该输气管道管体裂纹的可接受性分别进行了确定性评价和基于Monte Carlo法的可靠性评价,并对两种评价方法进行了对比分析。确定性评价的评价结果只能给出缺陷是否可接受且是否受考虑分项安全系数的影响较大,而通过Matlab编程计算,得到使用Monte Carlo法模拟107次该管道的失效概率为3.17×10-3。基于可靠性的结构完整性评价可以对油气管道管体裂纹缺陷定量评价分析,与确定性评价相比,基于可靠性的结构完整性评价更便于管道管理部门对管道失效风险和维修维护费用作出权衡,对及时作出合理的维修维护决策更具有指导意义。     

油气长输管道内检测周期预测方法

管道内检测是发现管体缺陷,保证管道安全运行的重要手段。管道内检测周期的确定可根据基于风险的检测方法、管道完整性评价、半定量风险评价综合分析、国家法规标准要求等方法确定。基于风险的方法 (定量和半定量)是通过准确的风险评价与风险可接受值相比较来确定检测周期;完整性评价主要是通过统计分析管道的管体缺陷和防腐系统的完好情况来确定检测周期;同时通过以上方法确定的内检测周期还应满足国家有关法规标准的要求。管道运营者应从适用范围、可操作性、所需资料信息等方面对预测方法进行对比分析,根据自身特点选用合理可行的内检测周期预测方法。     

三维高清漏磁内检测技术在天然气长输管道上的应用

港沧Φ406输气管线是大港油田一条重要的天然气外输管道,为了保障管道的安全运行,提供管道维修基础数据,了解输气管道的内腐蚀情况十分必要。为此,在输气管道上应用了三维高清漏磁内检测技术,该技术可对管体进行无损检测。内检测过程包括清管、变形检测、高清晰度漏磁检测。现场应用该技术对82.6 km管道进行内腐蚀检测,得到管道外壁金属损失965处、焊缝异常9处的检测结果。为了验证检测结果的准确性,对部分管道缺陷进行了开挖验证,由开挖结果可知,管道实际发生的缺陷与三维高清漏磁检测技术的检测结果基本吻合,由此证明三维高清漏磁内检测技术在天然气长输管道上获得成功应用,可以为管道的质量验收和管道修复提供依据,同时也可为管道完整性评价提供重要的基础资料。     

Ф1016 mm管道超高清漏磁复合检测器研制

针对国内X80高钢级管道环焊缝缺陷和极细小针孔腐蚀类缺陷检测的迫切需求,开展了在役管道非开挖缺陷复合检测技术研究,提出了基于超高清漏磁腐蚀检测的复合检测器的总体设计方案和技术指标。研制了适用于Ф1 016 mm管道,集超高清漏磁腐蚀+几何测径+管道中心线测绘和弯曲应变检测+应力异常检测于一体的复合检测器。对检测器在油气管道输送安全国家工程实验室进行牵引测试并对检测数据分析量化。测试结果表明：检测器利用搭载的速度控制单元,可在管输介质压力为3.95～8.85 MPa,最大介质流速为8～9 m/s的工况下,完成在役管道的复合检测。检测器能够准确识别和量化管道上的极细小针孔类、周向凹槽、周向和轴向凹沟、一般和坑状等金属损失缺陷、含金属损失的管道变形等复合缺陷。对管道上的应力异常区,管体周向和环焊缝上的类裂纹缺陷可有效识别。研究结果对确保高钢级、大口径油气管道的安全运行具有重大的现实参考意义。     

输气场站埋地管道检测与维修分析

随着运行年限的增长,某天然气场站埋地管道腐蚀风险逐年增大,为降低管道泄漏风险,采取直接检测法、试片断电法和超声导波检测技术对埋地管道防腐层、区域阴极保护效果、管体缺陷等进行检测。检测结果显示,场站埋地管道大部分防腐层出现破损、鼓包、剥离、粘结力减弱甚至失效等问题,区域阴极保护效果差,采用黏弹体对管道防腐层进行大修后,其防腐效果及阴保效果有了较好改善;通过超声导波检测快速发现管道上存在管体缺陷,证明了超声导波检测技术可用于场站埋地管道的快速检测和缺陷的定位。     

非接触式磁力检测技术在原油管道检测中的应用

针对许多在役长输油气管道由于结构特点或者敷设条件的限制无法实施内检测的问题,介绍了非接触式磁力检测技术的原理。在管道非开挖状态下应用非接触磁力检测仪对重质原油输油管道的本体缺陷进行检测,获取因管体缺陷导致的管道漏磁场变化信号,通过分析确定管道缺陷(群)和位置并进行开挖,验证了该检测技术的可操作性与可靠性。依据检测结果对管道高风险段、高后果段提出维修建议及措施,为管道的安全运行提供了有力的技术保障。     

埋地管道外腐蚀两阶段模型及其剩余寿命预测

传统的埋地管道腐蚀生长过程模型一般将管道从投入使用到检测时刻的持续时间作为腐蚀时间,认为管道从投用即开始腐蚀。埋地管道通常采用外防腐层和阴极保护等措施以减缓腐蚀,当防腐层破坏后管体金属才会腐蚀。基于实际的腐蚀过程,将埋地管道的腐蚀过程分为两个阶段:1管道防腐层失效阶段,该阶段管体本身不发生腐蚀。2管道腐蚀且腐蚀缺陷扩展的阶段。应用线性腐蚀生长模型对腐蚀缺陷的扩展过程进行了建模,利用检测数据对模型进行了参数估计,通过对预测腐蚀深度分布与实际腐蚀深度分布结果比较后发现,两阶段模型比传统的一阶段模型具有更好的拟合效果,在此基础上,运用Monte Carlo仿真方法对实际的管道剩余寿命做出了预测。     

沙漠地区输油管道内腐蚀开挖检测与评价

针对沙漠地区输油管道的特点,设计了专门的管道检测方案,通过对管道高程和埋深的精确测量,选取管道低点开挖,采用漏磁检测、超声导波检测、超声测厚和超声C扫描成像等相结合的检测方法,开展管体内腐蚀检测,并解决了检测施工过程中遇到的诸多问题,为同类工程提供了参考借鉴。对检测出的缺陷进行了安全评价,结果表明,管线在设计压力下能够安全运行,给出了检测周期,并建议对存在严重缺陷管段重点监测,尽快进行补强或更换。     

管道焊缝数字图像缺陷自动识别技术

管道焊缝数字图像是管道焊缝可靠性管理的重要依据,但对其进行人工判别的误判率较高。为了提高对管道焊缝数字图像缺陷的识别准确度,采用多项边缘检测、检测通道与阈值分割等方法,对管道焊缝图像中存在的缺陷进行图像处理,构造了焊缝数字图像缺陷特征库,包含灰度差、等效面积、圆形度、熵、相关度等参数,建立了多分类器构造(SVM)模型,实现了对管道焊缝数字图像缺陷的分类评价,最终开发出管道焊缝数字图像缺陷自动识别软件,并进行了现场验证分析。研究结果表明:(1)图像处理后在没有噪声的情况下,Canny等算法都可以得到很好的边缘检测结果,在有噪声的情况下,检测结果出现伪边缘,选用自动选取阈值方法进行图像边缘检测,能够取得合理的阈值;(2)所建立的焊缝数字图像缺陷特征数据库包含形状特征和纹理特征、图像长度像素等14项参数;(3)通过所建立的SVM分类模型,可以分类获取缺陷形状特征,找出裂纹、夹渣、气孔、未焊透、未熔合和条形等缺陷特征。现场应用结果表明:(1)该缺陷自动识别技术适用于对各类管道焊缝缺陷质量的识别判定;(2)其识别准确率超过90%;(3)该技术实现了对管道焊缝数字图像缺陷的自动识别和自动化评价。结论认为,该研究成果有助于确保管道的安全运行。     

石油天然气输送管道的缺陷评定方法及应用

石油天然气输送管道现场焊接以及运行过程中不可避免地产生各种缺陷，缺陷的存在势必会影响到管道的运行，因此管道焊接缺陷评定对于管道的安全可靠性具有重要意义。本文重点介绍了石油天然气输送管道缺陷评定方法，简要分析了应用R6方法的缺陷评定过程并对典型缺陷进行了评定。     

基于内检测数据的腐蚀管道完整性评价

完整性评价是完整性管理中的重要环节。GB 32167-2015《油气管道完整性管理规定》中建议优先采用内检测数据对管道的完整性进行评价。基于工程实例,对某管线内检测检出缺陷进行分级、分类评价,并根据评价结果制定相应的维修响应策略。结果表明,该管道的内腐蚀较为严重,且集中在5~7点钟方向,可采用预估维修比(ERF)作为缺陷是否需要进行维修响应的判定条件。通过综合分析,所有缺陷ERF均小于1,剩余强度满足要求;应立即响应的缺陷共有6处,可在1 a内计划响应的缺陷共有85处;应在2024年7月13日前再次开展内检测作业。     

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。     

含缺陷管道补强修复技术发展及应用现状分析

油气输送管道在服役过程中会受到许多因素的影响而产生各种缺陷。这些缺陷的存在及其发展会影响管道的安全性．有效地修复这类缺陷是确保管线安全运行和提高油气集输效益的关键技术措施。通过对常用含缺陷管道补强修复方法特点的比较及对玻璃钢补强修复技术的应用现状与发展态势分析．指出目前已开发及使用的管道修复方法均存在一些不足．研究开发出具有更高强度和良好施工工艺性能的补强修复技术及产品，加强管道缺陷检测及安全评价等配套技术的开发，是今后研究中急需加强的工作。     

X70管线钢管环焊缝宽板拉伸试验

利用宽板拉伸试验方法,结合有限元模拟分析,对X70管线钢管环焊接头进行了缺陷评估试验。研究了含有尺寸为3.5 mm×50 mm裂纹缺陷的焊缝在拉伸试验过程中受力变形及裂纹张开变化行为,并结合金相组织分析,评估了带缺陷焊缝的安全性。结果表明,采用适当焊接工艺的X70高强匹配环焊缝,在含有3.5 mm×50 mm尺寸裂纹缺陷情况下,管道整体轴向应变可达3.2%,裂纹不发生失稳扩展,缺陷依然可靠。     

钢管管端坡口面横纵波专用探头(LS型)设计与应用

介绍了天然气管道工程钢管管端无损检测的主要技术要求。通过对超声波探头的基本结构、工作原理和钢管管端坡口面缺陷分布特征的分析,指出了常规探头在检测钢管管端坡口面缺陷时的不足。设计了钢管管端坡口面横纵波专用探头(LS型探头),详细介绍了LS型探头的技术要求。LS型探头对钢管管端坡口面缺陷的检测结果表明,LS型探头不但能检测出管端坡口面母材的裂纹,而且可以检测出母材的分层缺陷。该LS型探头可作为管端坡口面检测的专用探头。     

海底管道典型缺陷磁记忆检测试验研究

针对海底管道在生产运行中受到腐蚀性介质及外力作用,易产生缺陷导致失效的问题,以磁记忆检测技术为基础,研制开发了海底管道内检测器,基于海底管道损伤典型缺陷形式设计并搭建了管道损伤检测试验台,对研制的海底管道内检测器进行了管道损伤检测试验研究。试验结果表明,研制的海底管道内检测器能够有效检出管道已有缺陷;对不同缺陷类型、尺寸磁记忆检测信号的特征参数进行对比分析,证实了磁记忆检测技术在缺陷量化中的应用潜力。研究成果为磁记忆检测技术应用于海底管道缺陷损伤检测提供了技术支撑。     

在役天然气管道缺陷安全评定及有限元分析

综述了断裂力学的发展及国内外含缺陷压力容器的评定方法。根据中国石油西南油气田公司输气管理处天然气管道的实际运营情况,基于“合于使用”的原则,选定GB/T 19624—2004《在用含缺陷压力容器安全评定》作为判据对天然气管道缺陷进行安全评定,并分别采用COD法及ANSYS模拟分析对北内环支线某处缺陷进行安全评定,并对特殊地理位置下的管道进行了有限元分析。     

ASME B31G-2012标准在含体积型缺陷管道剩余强度评价中的应用研究

为了确定石油天然气输送管道能否在规定的管道压力下正常运行,避免油气管道发生安全事故,必须对含体积型缺陷的管道进行剩余强度评价。以断裂力学和工程实践经验相结合的半经验公式作为含体积型缺陷管道进行剩余强度评价的标准已经被国内外所广泛采用。为此分析研究了ASME B31G-2012标准的3种流变应力计算方法,得出各管线钢在选用不同方式计算流变应力时,管道剩余强度值之间所存在的差异,剩余强度评价结果也会存在着不同的保守性。进而计算了不同条件下安全系数的选取范围,讨论了地区等级变化对安全系数的影响程度;并针对ASME B31G-2012标准比较了原剩余强度计算公式和改进后的剩余强度计算公式,认为改进后公式通过改变鼓胀系数和缺陷投影面积降低了剩余强度评价结果的保守性;最后通过实际工程运用明确了流变应力、安全系数、剩余强度计算公式的选取原则。结论认为:在实际应用中需要综合考虑管道使用年限、管材性质、缺陷特征、所处地区等级、检测技术及业主要求等多方面的因素来确定如何选取评价管道剩余强度的相关参数。