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。

长输油气管道漏磁内检测信号识别与分析

为了对长输油气管道漏磁内检测信号进行识别与分析,在阐述漏磁内检测原理的基础上,分析了管道漏磁信号,其包含径向、轴向、周向分量,各分量可用于评估金属损失的不同维度信息,且漏磁场信号与金属损失深度等参数有一定关系。然后对管道特征信号进行识别,包括焊缝、法兰、阀门等结构特征信号及封堵三通、外接金属物等典型特征信号,还介绍了金属损失、应力金属损失、凹陷等缺陷信号的识别方法,最后通过工程实例验证了信号识别的准确性。试验结果表明,漏磁内检测可检测管道缺陷及本体特征,通过相关信号分析能精准识别特征点,建立固有特征数据库,为漏磁内检测数据的准确分析及漏磁信号的快速识别提供帮助,为长输油气管道安全运行提供保障。

原油管道内检测作业安全分析与清管技术

在原油管道清管过程中,存在第三方破坏管材卷入、管道斜接、阀门未全开、管道凹陷变形、管道清洁度差、三通无档条等6种作业风险因素。某原油管道清管过程中,泡沫、机械器和磁力钢刷清管器在清管过程中以各自的清管标准和判断原则,经清管作业后管道的输送压力和排量显著提高。研究结果表明:泡沫测径清管器测径板变形量大于25%OD (管道外径)和机械测径清管测径板变形量大于20%OD时,应进行多次泡沫测径清管或机械测径清管,对比测径板变形和皮碗的损伤情况,分析造成测径板变形和皮碗损伤的原因,排除清管过程中的风险。磁力钢刷清管器清管杂质小于10 kg或多次清管杂质量相当时,可进行下一步检测作业。原油管道经多次清管后,管道的输送效能可提高20%左右。原油管道定期实施清管作业可以提高管道输送效能,及时发现超限变形,消除管道隐患,为内检测作业提供理论基础。

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。

长输油气管道盗油检测信号识别与应用

长输油气管道盗油事件频发,给石油企业完整性管理工作带来一定的困难。传统检测方法对新增和已修复盗油孔难以有效判别。本文研制了一种基于弱磁和涡流融合的打孔盗油检测器,基于弱磁径向和涡流对环焊缝特征信号的识别方法,利用特征信号判读的一致性原则,结合盗油孔的本体特征,有效识别新增和已修复盗油孔信号,避免漏判和误判,为今后管道企业进一步完善油气管道盗油孔信号识别方法和模型提供了一定的技术支持。

某井S13Cr特殊螺纹接头油管柱腐蚀原因

为了掌握S13Cr特殊螺纹接头油管的耐蚀性,对某井特殊螺纹接头S13Cr油管柱腐蚀状况进行了全面检查,并对不同井深位置油管柱取样进行解剖分析。从油管接头关键结构尺寸和表面精度、井深、腐蚀介质等方面对腐蚀的影响进行了分析,结果表明,不同井段油管腐蚀程度不同,油管特殊螺纹接头内倒角越小,表面精度越高,油管抗腐蚀性能越好。

塔里木油田特殊倒角接箍油管的应用分析

通过对塔里木油田油管使用情况进行调查研究,认为90°台肩接箍油管在起下作业过程中容易损坏封井器密封胶芯,在套管柱结构变化处、在水平井和大斜度井经常阻卡。笔者对现有18°特殊倒角接箍油管和20°特殊倒角接箍油管使用效果进行调查研究,认为采用这2种特殊倒角接箍油管均可以避免上述问题。对18°特殊倒角接箍油管和20°特殊倒角接箍油管在使用过程中的受力情况进行了分析计算,认为18°特殊倒角接箍台肩承载面比20°特殊倒角接箍承载面受力更合理。为了减少油管品种,并保证油管使用性能,应当采用18°特殊倒角接箍油管。对如何从现有的90°台肩接箍油管和20°特殊倒角接箍油管过渡到18°特殊倒角接箍油管提出了具体的建议。

铝合金钻杆冲蚀磨损原因分析

Φ147 mm钢接箍D16T铝合金钻杆在某油田的油气井中使用时发生了冲蚀磨损失效。为了确定其失效的原因,对该铝合金钻杆的冲蚀磨损形貌进行了宏观和微观分析,对其接头的结构尺寸进行了测量分析,对其管体材料的化学成分、力学性能和金相组织进行了试验分析。结果表明,该铝合金钻杆管体材料的化学成分符合ISO 209:2007标准的要求,但其拉伸性能不符合ISO 15546:2007标准要求。钻杆钢接箍与铝合金管体外螺纹接头上扣连接后,其管体外螺纹端部与接箍内表面的交界部位存在凸起台阶结构,因而在使用时钻井液在凸起台阶部位形成了紊流,冲蚀磨损了凸起的钻杆外螺纹端部,因此该铝合金钻杆接箍内的凸起台阶结构是冲蚀磨损失效的主要原因。钻杆材料的强度越低,冲蚀磨损的速度越快,即钻杆管体材料的抗拉强度和屈服强度低于标准的要求是冲蚀磨损失效的次要原因。建议在设计加工时,钻杆管体外螺纹接头与钢接箍连接后其接头内表面交界部位应保持平滑过渡,即不应有凸起台阶;另外,应采用高强度的铝合金材料制造钻杆管体。

基于CART-熵权法的管道腐蚀状态评估及其应用

管道腐蚀状态评估是管道完整性管理的重要部分,为了评估管道腐蚀状态,根据长输管道腐蚀特点,采用两轮内检测数据计算管道的局部腐蚀速率。以局部腐蚀速率为依据,采用分类与回归树(CART)将管道划分为若干单元,利用熵权法建立腐蚀状态评估模型,并结合工程实例分析了管道腐蚀状态的相对等级。结果表明:平均预估维修比(ERF)对该管道腐蚀状态的影响最大,该模型确定了腐蚀最严重的管段为44、38、45、37单元,便于业主对这些管段进行重点监测和维修;基于CART-熵权法的腐蚀状态评估模型能够很好地用于管道腐蚀状态评估工作,为业主制定检维修策略提供科学合理的依据。

基于CART的长输管道腐蚀速率计算方法

管道腐蚀速率评估是管道完整性管理的重要部分,为了得到比较准确的管道腐蚀速率,利用连续两轮内检测(ILI)的数据计算管道局部腐蚀速率,以局部腐蚀速率为依据,采用分类与回归树(CART)将管道划分为若干管段,通过对管段腐蚀速率的评估,建立管道腐蚀速率计算模型,并结合工程实例,比较分析了局部腐蚀速率、管段最大腐蚀速率、管线最大腐蚀速率对制定维修计划的影响。结果表明:该模型确定了腐蚀最严重的管段为1、6、12、25、38号管段,便于业主对这些管段进行重点监测和维护,并检查相关防腐蚀设施的有效性;基于CART管道划分的管段最大腐蚀速率方法最适用于作为管道评估腐蚀速率,该方法在确保管道安全的前提下,既能很好地表征各管段的腐蚀速率,又能防止管道的过度维修。

漏磁内检测缺陷信号的快速识别方法

漏磁内检测缺陷信号分析识别是漏磁检测技术的关键部分,为了快速识别管体缺陷信号,提高数据分析的准确率和效率,开发了基于低通滤波和差分的信号处理算法,并对漏磁内检测探头的各通道检测信号进行降噪优化处理,确定了管体缺陷识别规则。工程检测结果表明,处理过的检测信号清晰、易于快速识别,开挖检测结果与信号识别结果一致,该信号处理方式有助于快速准确识别管体缺陷信号。

清管产物对天然气管道内检测的影响

文中通过分析黑粉的质量、组分和粒径,对管道内检测现场提出了一些建议。内检测对清管杂质的质量要求应该根据实际情况确定,在检测过程中采取必要的措施防止黑粉中自燃物带来的危害。准备必要的过滤器配件,防止黑粉对过滤器的影响。

油气管道机械损伤缺陷及其腐蚀原因分析

某油气管道内壁在漏磁检测时,发现金属异常损失信号,根据相关标准,对缺陷进行完整性评价和开挖验证并修复。在缺陷处清理发现腐蚀坑,对坑内腐蚀产物进行半定量X荧光分析,结果表明:腐蚀产物主要成分为三氧化二铁和氯化物。腐蚀机理是蚀孔内铁基体的不断溶解,使得金属阳离子不断增加,为保持蚀孔内外的电中性,蚀孔外的氯离子向蚀孔内迁移,加速了管体的腐蚀。在土壤水含量和通气量不同的情况下,潮湿环境促进了坑蚀外氯离子的迁移,含氯离子潮湿环境腐蚀速率比半潮湿环境腐蚀速率大。

油气管道皮碗清管器材料磨损机理研究

文中介绍了皮碗清管器材料选择聚酯弹性体材料的原因以及聚氨酯弹性体材料的微相分离结构对其力学性能的影响。根据皮碗清管器材料在管道中的磨损分析,并结合磨损粘着理论,得出了滑动距离、皮碗材料的屈服极限对皮碗材料磨损的影响。

含硫油气集输管道内腐蚀检测方法研究

基于漏磁内检测基本原理,通过漏磁内检测得到的漏磁信号发现部分被检测的天然气湿气输送管道存在大面积腐蚀和部分管段不同钟点方位金属损失程度较大的现象,结合相控阵方法和对现场的开挖验证,判定某一大面积腐蚀管段机械强度已无法满足当前运行压力,并作换管处理。检测结果表明:管道长时间受湿H_(2)S环境下,内表面有大量蚀坑,内壁出现疏松层,并出现剥落、脱离、分层现象。此类管道应该严格控制输送的天然气水露点,同时定期清管排除管内积液和泥沙,并设置腐蚀监控点,定期进行壁厚测试。