硫化氢环境下老旧管道失效概率评价方法研究

老旧管道在服役过程中存在着失效风险,而影响老旧管道失效的因素有很多,在众多影响因素中硫化氢对管道产生的腐蚀损伤较严重。为解决受腐蚀损伤的老旧管道安全评估问题,文章建立了一种在硫化氢环境下老旧管道失效概率评价方法。以在硫化氢环境中使用了约20年的老旧集气管道为研究对象,采用蒙特卡洛法模拟管道服役过程中的动态压力和腐蚀损伤引起的剩余强度的变化,计算了单一腐蚀因素引起管道失效的概率,并通过正态分布概率给出管道使用的安全范围。研究结果表明:投运20年以上的含硫老旧管道在氢致开裂实验与应力腐蚀开裂实验中,均未发生开裂。根据模型计算得出,老旧管道依旧可以安全服役,但服役6年后失效概率超过0.5,需要进行整修工作,服役27年后,管道内腐蚀严重,剩余强度降到3.82 MPa,需要更换管道。通过模拟得到了失效概率与腐蚀缺陷和服役时间的关系,为老旧集气管道再服役提供理论依据和参考价值。

基于响应面法的埋地管道外腐蚀速率预测模型研究

埋地输油管道外腐蚀速率的影响因素非常复杂,且各影响因素之间相互影响,很难对管道的腐蚀速率进行准确预测。而响应面分析法能够对各影响因素之间的交互作用进行分析,为此,考虑埋地输油管道外围土壤中pH值、Cl^(-)浓度、NO_(3)^(-)浓度和SO_(4)^(2-)浓度4种影响因素,利用响应面法设计试验并建立土壤环境下的管道腐蚀速率预测模型,并对模型进行回归和方差分析,评估其有效性和准确性。将建立好的响应面法预测模型与线性回归、PSO-BP预测模型进行对比,结果表明:基于响应面法的预测模型失拟项差异不显著,而模型本身通过了显著性检验,说明模型可信;与其他2种模型相比,响应面法的决定系数R^(2)为0.9418,决定系数最大,其平均绝对误差、平均相对误差和均方根误差最小,分别为0.0205、4.53%和0.0277,验证了响应面法预测模型预测的准确性,可以较为准确地评估管道外腐蚀速率,为管道的保护措施和维护计划的制定提供可靠的依据。

CCUS-EOR系统掺水回注管道流动腐蚀数值模拟研究

CCUS-EOR系统中的转油站掺水回注系统管线极易受回注污水腐蚀影响而发生腐蚀泄漏风险.针对此问题,基于流体力学、电化学腐蚀原理建立了稳态非等温流动模型和腐蚀电化学模型,开展管线CO_(2)流动和腐蚀电化学特性研究,分析流速、温度、压力和pH值等因素对管线腐蚀状态的影响.研究结果表明,直管和弯管局部区域存在流速增加现象,弯管处易发生空蚀破坏;管内回注污水流速越快,pH值越低,温度越高,管线管径越小,管道内壁的腐蚀速率越高.管线设计建议优选非金属管道,若采用碳钢金属管道,工程设计上应尽量选择较大管径的管材,同时可考虑添加缓蚀剂以调节pH值,降低污水输送的温度,从而降低管道内壁的腐蚀速率.

典型介质环境下探针腐蚀监测局部流场分布规律研究

在油田站场管道中,腐蚀穿孔时常发生,威胁油气田安全生产。因此,电阻探针通常被应用于不同介质下的管道腐蚀监测。为了提高腐蚀监测的有效性,基于流体力学计算(CFD)有限元模拟,研究了不同介质环境下电阻探针的局部流场分布规律。结果发现,介质为水的探针扰流和剪切力都达到最大,且探针最大剪切力始终出现在套筒孔的两侧。

小样本预测埋地管道外腐蚀速率

为解决现有线性回归模型、单一支持向量机和遗传算法优化支持向量机(GA-SVM)等管道腐蚀速率预测准确率低的难题,选取总含盐量、氧化还原电位、pH值、氯离子浓度、硝酸根浓度、硫酸根浓度、溶解氧含量、自然腐蚀电位等埋地管道外腐蚀速率的主要影响因素作为输入变量,采用麻雀搜索算法优化支持向量机算法,建立了麻雀搜索优化的支持向量机(SSA-SVM)腐蚀速率预测模型。测试集验证结果表明,SSA-SVM模型的决定系数R2为0.9919,高于线性回归模型(0.7189)、单一支持向量机(0.8442)和GA-SVM(0.9137);均方根误差为0.0686 mm/a,低于其他3种模型的0.1166、1.7745、0.1183 mm/a;平均绝对误差为0.0902 mm/a,低于其他3种模型的0.1474、1.7056、0.0977 mm/a;平均相对误差为3.94%,低于其他3种模型的25.59%、32.29%和6.42%。采用此模型随机选择B管道8组检测数据预测埋地管线外腐蚀速率,与现场实际年腐蚀速率对比预测精度为0.9642,高于GA-SVM的预测精度0.6690,表明该模型可应用于埋地管道的外腐蚀量和腐蚀速率预测,为埋地管道的安全运行提供数据支持。

西部某气田井场分离器液相管线法兰腐蚀原因分析

目的 解决西部某气田井场分离器液相出口管线法兰严重腐蚀问题。方法 通过宏观形貌观察、无损检测、化学成分分析、金相组织分析、力学性能测试、腐蚀区域微观形貌观察、腐蚀产物物相分析以及腐蚀电化学实验的方法,分析该法兰发生腐蚀的原因。结果 A105制法兰与316L制密封圈存在较强的电偶腐蚀倾向。结论 电偶腐蚀是导致法兰面严重腐蚀的主要原因,另外,液相管线停用前放空不彻底,法兰底部存在积液,导致气液界面位置叠加发生水线腐蚀。根据法兰腐蚀原因提出了针对性的防腐建议。

双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法

目的建立双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法,为双金属复合管在高酸性气田现场应用提供依据。方法针对双金属复合管环焊缝在高酸性环境中的主要腐蚀类型,参考标准Q/SY 06018-2016中冶金复合管直焊缝和堆焊层腐蚀评价内容,确定以晶间腐蚀、抗SCC/SSC性能、点腐蚀、模拟工况腐蚀为评价指标,并通过整管段试验验证评价结果的双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法,同时以国产L360/825冶金复合管环焊缝为例对建立的评价方法进行验证。结果通过使用建立的方法对L360/825双金属复合管环焊缝耐蚀性能进行评价,验证了评价方法有效可靠,评价结果显示L360/825双金属复合管环焊缝具有良好的耐蚀性能。结论建立的评价方法可以直接应用于高酸性气田用双金属复合管的环焊缝耐蚀性能评价,为双金属复合管的现场应用提供依据。

石油天然气长输管道阴极保护采集电位智能分析模型研究

为保障石油天然气管道安全运行、预防腐蚀事故发生、评估阴极保护效果、指导维护措施制定、延长管道使用寿命、需对油气管道阴极保护参数的监测,但目前的监测手段基本上是采用定期人工监测方式,通过数字万用表直接对阴极保护参数进行测量。而少有的自动的油气管道电位采集仪的分析方法仅能分析通电电位、断电电位、自然电位,并且具有采集速率低、采集密度低、电位失真、管道现场受到其他杂散电流干扰无法准确解析杂散电流分量等问题。该文基于阴极保护采集电位智能分析模型,架设了长输管道阴极保护采集电位装置,智能分析模型,云监测系统。实现了基于管道连接的试片采集信号,智能分析出相关数据。通电电位、断电电位、自然电位以及交流电压、交流电流、管道腐蚀速率、管道保护的监测与分析。实验表明:该方法通电电压标准偏差:0.00087V,平均偏差0.423‰,平均偏差率0.0181‰;断电电压标准偏差0.00089V:,平均偏差0.468‰,平均偏差率0.0134‰;实验结果显示,该方法监测数据总体由于0.5‰,监测精度较好,能满足管廊监测,同时智能分析出多维数据,为用户提供数字化服务,大幅延长管道使用寿命。

管道内检测腐蚀数据概率分布规律研究及应用

腐蚀伴随着管道整个生命周期,管道腐蚀速率评估是管道剩余寿命评估的重要部分,为了提高管道剩余寿命评价的准确性,为制定合理的检测维修周期提供支撑,以某条管道连续两轮漏磁内检测腐蚀数据为基础,并采用最大似然估计法将腐蚀速率与几种常见的概率分布模型进行拟合,通过K-S检验和p-p散点图方法的比较分析,深入研究了该管道径向和轴向腐蚀速率的概率分布规律,发现该管道径向和轴向腐蚀速率的最优分布规律为广义极值分布规律。在此基础上建立了基于概率分布规律的管道剩余寿命评估模型,选取该概率分布模型95%分位数的腐蚀速率作为管道剩余寿命的评估腐蚀速率。分析采用局部腐蚀速率评价方法、最大腐蚀速率评价方法、概率分布腐蚀速率评价方法时5年内需要维修点的数量,结果表明:采用概率分布腐蚀速率评价方法需维修点数量介于局部腐蚀速率评价法和最大腐蚀速率评价法之间,可在一定程度上避免过度维修和维修不及时。

含双腐蚀缺陷高钢级油气管道剩余强度研究

为了加强含双腐蚀缺陷高钢级管道的安全评价,基于塑性失效准则,利用Workbench有限元分析软件对缺陷处的等效应力和剩余强度进行了模拟,考察了缺陷长度、缺陷深度和缺陷间距等参数对剩余强度的影响,利用99%相互作用准则确定极限作用距离,形成双腐蚀缺陷剩余强度评价方法,并进行数据验证。结果表明,随着内压的增加,管道先后经历弹性阶段、屈服阶段和强化阶段;在缺陷深度较深时,轴向间距对缺陷轴向分布时的最大等效应力影响较大,不同环向间距下的最大等效应力几乎不发生变化。当相邻腐蚀轴向间距系数n小于2.5、相邻腐蚀环向间距系数c小于1.26时,需考虑缺陷间的相互作用和影响;修正后公式可用于计算含双点腐蚀缺陷的高等级钢剩余强度,结果较DNV-RP-F101规范更接近有限元分析结果,最大相对误差不超过1.74%。研究结果可为提高管道完整性管理水平提供理论依据和实际参考。

天然气立式排气管失效原因与机理分析

为了分析某采气厂立式排气管的失效原因和腐蚀机理,对排气管进行了宏观腐蚀形貌分析、力学分析、断口形貌观察、腐蚀产物分析。结果表明:该排气管道发生了CO_(2)和H_(2)S的协同腐蚀。在失效天然气管道中,S和C元素含量较高,管道结构中含有硫化物、碳化物等夹杂物,这是造成管道腐蚀的主要原因。排气管中的S^(2-)与Fe^(2+)、Cr^(2+)等金属离子结合,形成酸性挥发性硫化物,阻碍钝化膜的生长,同时酸化的S^(2-)进一步加剧保护膜的劣化。CO_(2)、O_(2)和H_(2)O与管道接触发生腐蚀,产生了较为疏松的聚集态腐蚀产物,最终导致管道的腐蚀。该研究结果可为天然气管道腐蚀防护提供参考。

基于灰色理论的储气库管柱剩余寿命预测研究

储气库在天然气的运输和储存方面发挥着不可替代的作用。针对储气库管柱腐蚀变量众多、关系复杂,且获取数据样本困难等问题,提出了基于灰色理论的储气库管柱剩余使用寿命预测方法。首先,结合灰色理论,设计了一种可动态更新建模数据的GM(1,1)(Grey Model)模型。其次,通过中石油某地下储气库中C5井中管柱剩余壁厚的样本数据集,建立了储气库管柱定量腐蚀剩余寿命预测模型,统计预测模型的平均相对误差,并与监测数据、最小二乘预测法进行比较。结果表明:基于灰色理论的预测方法平均相对误差为0.27%,模型预测达到一级精度,可作为预测储气库管柱安全性的一种新方式。最后,使用Matlab进行软件界面设计,开发储气库管柱剩余寿命预测软件,更加直观、快捷地实现其剩余寿命定量预测,最大限度地延长管柱乃至整个储气库的寿命。

基于Birge-Massart阈值降噪的CIPS信号处理

密间隔电位法(CIPS)对石油天然气钢质输送管道的阴极保护电位分布及阴极保护情况有很好的检测效果,但是受CIPS探杖与土壤接触不良和杂散电流的影响,在干燥的沙土地区和杂散电流严重区域CIPS检测中的通断电电位会受到明显干扰,通过直接采集的数据信号很难判断真实保护电位。基于Birge-Massart策略的阈值小波降噪方法可以有效抑制探杖与土壤接触不良带来的噪声信号,同时更易判断出杂散电流影响区。

油井管在CO_(2)/H_(2)S体系中的腐蚀行为研究进展

CO_(2)和H_(2)S引起的腐蚀问题备受关注。CO_(2)/H_(2)S体系是导致石油管材发生腐蚀、断裂、穿孔等失效的主要原因,高温、高压、高含Cl-的“三高”井下环境以及高含硫气藏的开发环境,进一步加剧了管材的腐蚀,严重威胁井筒的安全。本文论述了CO_(2)和H_(2)S的腐蚀机理,概括了pH值、温度、H_(2)S分压、Cl^(-)浓度等因素对油井管腐蚀规律的影响,重点分析了CO_(2)/H_(2)S的分压比对管材CO_(2)/H_(2)S腐蚀的作用机制。结果表明,CO_(2)/H_(2)S的分压比对CO_(2)/H_(2)S体系下的腐蚀起着重要作用,不同的CO_(2)/H_(2)S分压比能够改变腐蚀过程,且对CO_(2)/H_(2)S的竞争协同机制存在一定的影响,高CO_(2)/H_(2)S分压比还会引起局部腐蚀。最后,对CO_(2)/H_(2)S体系下管材的腐蚀研究进行了展望。

基于内外检测数据对齐的管道腐蚀原因分析

长庆油田某原油管道经漏磁内检测后对典型的外部腐蚀进行开挖,发现保温管下大面积腐蚀。基于管道内外检测数据对比,阴极保护、土壤电阻率及交/直流杂散电流干扰检测,结合直接开挖结果,研究原油管道腐蚀原因。研究结果表明:基于外检测时,对阴极保护、土壤电阻率及交/直流杂散电流干扰进行检测,当无交/直流干扰,管道本体无腐蚀产生;基于内检测后,检测信号显示部分管道存在大量外部腐蚀缺陷,选取一处典型大面积腐蚀缺陷进行直接开挖,对该处缺陷进行交/直流干扰检测,检测无干扰,发现保温层出现渗水,保温层下管道本体出现浮锈,环氧煤沥青出现老化并与管道本体发生剥离,腐蚀产物和保温层发泡材料出现粘结。内外检测数据对齐能研究管道外部环境对管道本体安全和腐蚀的影响,可进一步完善管道完整性评价体系。

VPCI-649在LNG模块水压试验中的应用

LNG模块建造中,需要对管道进行水压试验,以验证管道焊缝强度,确保管道在投产后不会出现泄漏现象。水压试验容易造成管道腐蚀,因此需要做好防腐措施。以往做法是在水压试验完后利用VCI喷雾喷涂管道内壁,从而保护管道,这种方法操作难度大、覆盖面较低。本文介绍了一种腐蚀抑制剂VPCI-649,其可与水以任意比例混合形成VPCI-649水溶液,在水压试验的同时对管道进行保护。文中详述了它的工作原理、使用方法和循环工艺等,为管道水压防腐提供了新的参考。

输油管道水相内部沉积特性研究

输油管线油水两相流输送水相沉积区是腐蚀重灾区,掌握水相沉积规律对管线的腐蚀防护具有重要的指导作用。为研究不同状况下输油管线水相积液对管道腐蚀的影响规律,模拟了不同含水率、倾角、流速等因素下的流型分布状况,探讨了不同流速、倾角、含水量下两相流流型分布规律,明确了流速在0.3~1.3m/s、1%~10%时水相沉积状态,发现倾角在30°时,水相沉积比较严重;汇总了管道内部出现的油水两相均匀流区、油水分层区和逆流沉积区三种状态,建立了不同含水率下流速-倾角-沉积状况表。通过现场管道泄漏点分布验证,危险管段分布特征与模拟结果基本吻合。

油气管道化学腐蚀机理分析及其防护措施

通过采用电化学阻抗谱、盐雾实验以及温度循环等分析方法,评价了环氧树脂、聚氨酯、锌基涂层以及新型复合材料涂层在模拟的盐水、酸性及碱性环境中的腐蚀行为。结果表明:在酸性环境中,管道材料的腐蚀速率最高,达到0.60 mm∙a^(-1),而碱性环境下最低,仅为0.20 mm∙a^(-1)。此外,阻抗分析揭示,酸性环境中的阻抗值从初始的1510Ω·cm^(-2)降至312Ω·cm^(-2),反映出腐蚀介质对防护层的破坏特别迅速和严重。新型复合材料涂层及阴极保护系统能显著提高腐蚀防护效能。阴极保护系统将腐蚀速率降至0.06 mm∙a^(-1),显示出较牺牲阳极保护(腐蚀速率为0.14 mm∙a^(-1))更为优异的防护效果。现场数据显示,采用新防腐技术的管道在实际应用中腐蚀速率显著降低。经过4年的运行后,使用新技术的设施腐蚀速率仅增加至0.6 mm∙a^(-1),而传统防腐措施的设施腐蚀速率增至2.0 mm∙a^(-1)。

H_(2)S分压对Q245R钢在H_(2)S-CO_(2)共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H_(2)S-CO_(2)共存环境下H_(2)S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_(H_(2)S)下Q245R钢在H_(2)S-CO_(2)环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明:随着P_(H_(2)S)由0.001 MPa增至0.11 MPa,Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO_(2)腐蚀(P_(H_(2)S)=0.001~0.05 MPa)转变为H_(2)S腐蚀(P_(H_(2)S)=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO_(3)转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液流动产生的腐蚀介质扩散,Q245R钢的腐蚀不断加剧。

油气集输管道腐蚀及防护对策的研究进展

油气集输管道腐蚀是制约油气运输安全、高效、稳定的重要因素,为有效减缓油气集输管道的腐蚀问题,保证油气集输管道的安全高效运输,本文对管道腐蚀的影响因素进行了简要分析,重点介绍了防腐涂层技术、电化学保护法、添加缓蚀剂技术等几种防腐措施的最新研究进展,并提出了相关防护建议,以期对油气集输管道今后的防腐工作有所帮助。