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。     

设计阶段海底管道的缺陷评估方法研究

总结了海底管道的常规设计方法,探讨了设计阶段的海底管道缺陷评估的必要性.研究了设计阶段海底管道缺陷评估的主要内容,包括初始裂纹、临界裂纹缺陷的确定和有裂纹缺陷的海底管道剩余寿命的计算方法以及腐蚀模型,给出了在设计阶段进行裂纹和腐蚀缺陷评估的详细步骤,为优化海底管道的设计提供依据。     

海底管道腐蚀速率预测及计算分析

为了监测海底管道腐蚀状态，预测管线腐蚀速率，评估管道强度变化情况，通过海底管道腐蚀产物的检测分析，指出海管内部发生气体腐蚀。结合超声导波检测、测厚抽查等方法，通过对腐蚀缺陷进行统计分析，得出海底管道剩余壁厚、腐蚀深度范围等数据，并采用OLGA 7.1软件建立海底管道腐蚀预测模型，计算分析出海底管道的腐蚀速率。结果表明:海管内部结垢后易发生垢下腐蚀，海底管道腐蚀深度为0~6.9 mm，腐蚀速率为0.015~0.022 mm/a，腐蚀速率在管道高程上升段变小、高程下降段变大。研究成果可为海底管道监测与维护提供依据。     

基于缺陷评估的海底管道设计研究

针对海底管道的裂纹和腐蚀两种主要缺陷,研究了基于缺陷评估的海底管道设计方法,建立了基于缺陷评估的海底管道设计步骤。     

海底油气管道清管作业安全技术措施分析

海底油气管道具有距离长、经过海洋环境复杂等特点,加上油气成分比较复杂,在长时间、长距离的输送过程中,需要对管道内的杂物、积液、积垢进行清扫,以提高管道输送效率,减少摩阻损失和管道内壁腐蚀,延长管道使用寿命。从清管作业过程特点出发,分析了海底油气管道清管作业过程中存在的风险及技术保障措施。     

借助清管数据分析海底管道内腐蚀原因与控制

内腐蚀问题一直是多相流海底管道的主要安全隐患,清管是一种内腐蚀控制或保持有效流体输送效率的有效方式。利用清管数据可以获取海底管道腐蚀发生的位置、清管产物等信息,对不同时间的清管数据进行对比,可以分析出海底管道内腐蚀发生的原因,以及期间所采取腐蚀控制方法的效果。根据中国南部海域某条多相流海底管道的清管信息及智能内检测数据分析了该海底管道发生内腐蚀的原因,主要是海底管道底部残存泥沙和沉积水导致。为此,制定了针对性的内腐蚀控制措施,即将原泡沫球清管球更改为双向直板10-A型清管球,增加清管频次,且在清管过程中冲击加入杀菌剂,4年后内检测结果证明内腐蚀控制措施有效。     

基于智能内检测的腐蚀海底管道剩余寿命评估

腐蚀是海底管道最常见的失效形式。本文以渤海某海底管道为例,介绍了基于多次智能内检测的腐蚀海底管道剩余强度和剩余寿命评估,对管道腐蚀原因进行了分析,对生产运行和检测提出了切实可行的建议,可有效指导油田生产。     

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。     

含腐蚀缺陷海底管道压溃压力计算方法

腐蚀是海底管道最常见的缺陷形式,明确腐蚀缺陷对海底管道压溃压力的影响规律,建立可靠的压溃压力计算方法对评估海底管道的安全运行具有重要意义。考虑几何非线性和材料非线性,建立了含腐蚀缺陷的海底管道数值仿真模型,通过与文献试验数据对比验证了其可靠性。在此基础上,开展了腐蚀参数敏感性分析,得到了腐蚀深度、长度和宽度对海底管道压溃压力的影响规律:腐蚀长度、宽度和深度对海底管道的压溃压力影响效果依次递增,相对于轴向短腐蚀管道,腐蚀深度和腐蚀宽度对长腐蚀管道压溃压力的影响更大。基于敏感性分析和大量数值计算结果,采用非线性回归方法得到了含腐蚀缺陷海底管道压溃压力的计算公式,将该公式计算结果与文献试验结果和现有方法计算结果进行了对比,本文回归公式与试验值的误差小于10%,与现有计算方法的误差小于3%,证明本文回归公式能较为准确地预测含腐蚀缺陷海底管道的压溃压力。相关成果为含腐蚀缺陷海底管道的完整性评价提供了参考。     

多相流海底管道内腐蚀模型研究

阐述了海底管道输送油气中CO_2,H_2S和Cl~-的腐蚀机理,介绍了CO_2,H_2S和CO_2/H_2S的腐蚀模型。为了提高多相流海底管道腐蚀模型预测的准确性,综合考虑了流速,CO_2,H_2S和Cl~-不同因素的影响,再结合其腐蚀机理和现有的腐蚀模型,提出了一个适用于多相流海底管道的内腐蚀模型,修正后的内腐蚀模型的最大预测误差为15.198%,比Norsok腐蚀模型的预测精度高10倍。     

渤海海底输送油气海水管道的防护

海底输送原油、天然气和注海水管道的铺设是项投资巨大的永久性工程,一般要求管道在不加维修的情况下能够保护20年以上。但在腐蚀十分苛刻的海洋环境中,欲使其达到安全服役20年以上,必须搞好管道的内外防腐蚀工作。 根据渤海海上油气田多年开发的实践,本文综合地叙述了渤海海上油田输送原油、天然气、海水的不同类型海底管道的外防腐蚀涂层、立管及其护管的涂层、补口涂层材料的制作、施工技术、质量控制要求;采用铝—锌—铟系牺牲阳极的设计、制造、安装、检验等有关技术问题;防止原油、天然气、海水中的腐蚀性介质对海底管道内壁腐蚀所应用的方法。同时,本文也提出了海底管道防腐蚀设计、建造、施工中所采用的有关国际规范与标准。     

渤海某油田海底管线老设施再启用

渤海某海上油气田设施包括南、北平台,两平台至单点系泊的2条1.7 km的海底管线和一条FPSO,设计寿命为20年.取原海底管线腐蚀最为严重的立管段进行腐蚀分析及腐蚀速率测试,进而评估该两条管道重新启用的可行性、安全性以及剩余寿命.试验采用40％水和60％油体系、5％水和95％油体系,模拟1989～1994年输送介质和海底管线重新启用后介质,检测了腐蚀速率并估算剩余寿命,估算表明海底管线重新启用后寿命为153.4年.通过一系列腐蚀分析及剩余寿命估算研究,充分表明原油气田海底管线完全具备重新启用条件.2004年,该油田上述两条原有海底管线重新投入使用,截至目前运营情况良好.     

氢气的高压海底管道输送

采用管道将氢气从制氢厂输送至终端用户是氢能源运输的最好方式。挪威REINERTSEN公司进行了这项研究,用来评估在高压下将纯氢气或天然气/氢气混合物通过海底管道从陆上工厂输送至海上或海外终端用户的可行性。研究表明,高压下的氢对材料脆性和疲劳裂纹扩展有一定程度的不利影响,不利影响的程度与材料类型和焊接工艺有关,在设计和安装海底氢气输送管道或将现有天然气管道转换为氢气输送时,必须充分考虑高压氢气可能引起材料性能的变化和使用限制因素。建议建立疲劳寿命评估的相关数据库和评定试验规范,以便简化海底输氢管道的设计。     

海底管道腐蚀缺陷评价方法的对比与应用

随着我国海洋油气田的开发,海底输送石油天然气管道的腐蚀问题越来越突出,一旦发生海底腐蚀管道失效事故,将影响整个油气管道运输的生产运营,并给国家造成重大的经济损失。开展海洋油气管道腐蚀失效分析,对保障管道的安全运行具有十分重大的意义。国际上通用的管道腐蚀失效分析方法众多,各有优劣,如何正确选择适当的分析方法是管道完整性评价的一个难点。在查阅国内外文献的基础上,总结评估海底腐蚀管道剩余强度的几种方法,并对ASME B31G、DNV-RP-F101 PART A、DNV-RP-F101 PART B和有限元法(FEA)四种方法进行理论分析和实例对比。通过分析得出各种方法的相对保守程度和适用性,主要结论有:ASME B31G的结果保守程度最高,DNV-RP-F101 PART A和有限元法次之,并且二者结果一致性较高,DNV-RP-F101 PART B结果保守程度最低;在适用性方面,DNV-RP-F101PART B所需数据最少,ASME B31G次之,而DNV-RP-F101 PART A在管道基础数据和缺陷数据的基础上,还需要得到检测工具种类、缺陷尺寸精确度、置信区间和管道目标安全等级等数据。     

砂粒浓度对X80管线钢冲刷腐蚀行为的影响

海底原油输送管道中砂粒对管壁的损伤十分严重。针对管道内壁存在砂粒冲刷腐蚀现象,以X80管线钢为例,研究不同砂粒浓度对X80管线钢在含Cl-溶液中冲刷腐蚀行为的影响。采用失重法、动电位极化曲线、电化学阻抗技术和腐蚀形貌观察进行实验研究,结果表明:在实验范围内,不同砂粒浓度下的冲刷腐蚀电化学测试结果表现出相似的电化学行为,随着砂粒浓度的增加,X80管线钢的冲刷腐蚀速率逐渐增大;当砂粒质量分数为2.5%时,过量的砂粒会造成"屏蔽效应",冲刷腐蚀效率反而降低;X80管线钢的冲刷腐蚀形貌以腐蚀为主,表面有明显的颗粒冲刷痕迹,冲刷腐蚀机理为腐蚀与机械冲刷协同作用。该研究结果对海底原油输送管道的防护具有重要意义。     

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。     

腐蚀海底管道可靠性分析

为了计算海底管道在腐蚀作用下的可靠性,研究了海底管道在正常服役阶段可能受到的荷载作用,包括内压、温度、弯曲、覆土、地震作用和残余应力作用。基于Monte Carlo方法结合算例,计算了腐蚀海底管道在这些作用下的可靠性,得到了失效概率随时间的变化曲线。同时,研究了这6种作用对腐蚀海底管道的影响,描述了各种作用对腐蚀海底管道的影响程度。从影响腐蚀海底管道失效概率的角度,定义了参数灵敏性指标,对海底管道设计中经常涉及的参数如操作压力、管道半径、管壁厚度和管线埋设深度等进行了灵敏性分析,讨论了其变化对管线失效概率的影响,为实际工程中对腐蚀海底管道进行可靠性分析提供了参考。     

进口原油海底输送管道内腐蚀预测及评价研究

某进口原油海底输送管道因结构问题无法进行管道内腐蚀检测,为了掌握该管道的内腐蚀状况,依据NACE相关标准推荐的做法,对管道的内腐蚀高风险位置进行了预测。采用腐蚀预测模型,对管道当前工况下的腐蚀速率进行了预测,并利用上游管道的内腐蚀检测数据对该部位腐蚀速率预测的准确性进行了验证。依据预测的数据计算其剩余寿命,给出了合理的再评价周期。     

海底腐蚀管道剩余强度评估方法对比

为了准确评估海底腐蚀油气管道的剩余强度,对目前常用的5种海底管道腐蚀强度评估方法,即ASME-B31G 标准、管道腐蚀准则方法（PCORRC）、DNV-RP-F101标准、API 579准则和有限元分析方法的评估原理、适用范围以及相互之间的异同点进行了对比,从而优选出更合理准确的剩余强度评估方法。分析结果表明,有限元分析方法不但考虑到了管道内缺陷之间的相互作用对评估结果的影响,还考虑到了缺陷形状和尺寸对评估结果的影响以及管道外界载荷的影响,且评估过程不需要近似公式,评估环境与实际环境类似,所以评估结果的准确性较高,未来应加强有限元分析方法的使用。     

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