含H_(2)S天然气管道内腐蚀直接评价方法的改进

为了确定H_(2)S对天然气管道内腐蚀的影响,对NACE SP0110-2010标准提出的天然气管道内腐蚀直接评价方法(包括预评价、间接评价、直接评价、后评价四个环节)进行改进,即在该方法的间接评价环节引入了CO_(2)-H_(2)S腐蚀速率预测模型和积水概率参数,提高了推荐开挖点管道腐蚀程度的准确性。并以某含H_(2)S天然气管道为例,对改进后的评价方法进行了演示。结果表明:根据间接评价(多相流腐蚀模拟计算),极严重腐蚀出现在管道前500 m处,23%管段的积水概率为1;根据直接评价(现场开挖),5个开挖点处管道均属于极严重腐蚀,最大腐蚀速率为0.337 mm/a,与间接评价的预测结果一致;根据后评价确定了管道再评估时间间隔为1 a。改进后评价方法对预测多相流含H2S天然气管道内腐蚀高危点具有一定的借鉴意义。

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。

多相流管线的内腐蚀直接评价方法

主要结合墨西哥的一条使用了该评价技术的多相流管线实例,介绍油、气、水混输的多相流管线内腐蚀直接评价(ICDA)技术,重点介绍了多相流管线ICDA的间接检测阶段。采用多相流瞬态模拟软件(OLGA)结合风险分析技术绘制出基于风险分析的内腐蚀敏感度剖面图,从而确定出管线最容易发生腐蚀的高风险临界位置。

天然气管道内腐蚀直接评价方法原理与范例

天然气管道内腐蚀直接评价方法(DG-ICDA)的基本思路是通过多相流模型计算临界倾角,预测天然气管道最可能积液的部位,并对该部位的腐蚀情况进行检验,由此推断管道其他部位的腐蚀情况。分析了DG-ICDA的基本原理,阐述了该方法的4个步骤。DG-ICDA不仅作为一种主要的内腐蚀评价方法可独立使用,也可作为智能检测器和试压法的辅助工具使用,以提高长输天然气管道完整性管理的技术水平。

湿气管线内腐蚀直接评价方法的应用研究

为了研究湿气管线内腐蚀直接评价(WG-ICDA)方法的应用效果,以崖城某含CO_2多相流海底管道为实例进行内腐蚀直接评价,分别使用NORSOK模型和De Waard模型对腐蚀速率进行数值模拟,基于内检测作业的最终检测结果对WG-ICDA的预测结果进行验证。结果表明:NORSOK模型更吻合流型影响下的湿气管道腐蚀速率变化规律;间接检测预测得出的116个腐蚀缺陷的区域涵盖了大部分漏磁检测发现的腐蚀位置,分布区域基本一致,但预测得到的腐蚀深度大于实际的腐蚀深度;在腐蚀速率预测过程中,管道运行参数的选取十分重要,管道的压力、温度、管内气体的流量等参数对腐蚀速率均有较大的影响。因此,WG-ICDA方法对于管道内腐蚀的预防性管理具有一定的指导作用,选择适合的腐蚀速率预测模型及管道参数可以提高腐蚀预测精度。

输气管道内腐蚀直接评价方法

基于完整性管理的内腐蚀直接评价(ICDA)方法具有成本低且无须进入到管道内部等优点,叙述了管道ICDA的重要性,并针对干气输送管道ICDA的原理、评价过程和应用影响因素等方面以及ICDA应用的局限性进行了较为详细的探讨。指出国内应该加强ICDA技术的研究和应用。

内腐蚀直接评价方法在输油管道中的应用

准确预测输油管道内腐蚀位置,确保管道安全运行。研究方法:在分析管道参数、介质条件、运行工况、输入输出位置、腐蚀泄露历史、缓释剂等参数的基础上,基于多相流动模型计算得到管道临界倾角为25°;基于管道高程图计算实际倾角;比较管道实际倾角与临界倾角数值大小,应用内腐蚀直接评价法预测管道内腐蚀敏感位置。项目成果:开挖检测结果显示,管道内腐蚀位置预测准确率为83%。结论:基于ICDA方法确定输油管道内腐蚀位置是可靠、有效的。

油田集输管道内腐蚀直接评价技术及实践应用

管道内腐蚀直接评价技术是综合利用收集到的资料、分析、计算、直接检测等方法来预测内腐蚀是否已严重影响钢质管道的物理完整性,从而确定对腐蚀缺陷实施修补和防护的措施。本文主要分析油田集油管道的腐蚀机理,提出了MP-ICDA评价的步骤和方法,并应用该技术对某油田集油管道进行评价,通过内腐蚀直接评价技术可进一步确定管道的内腐蚀状况,对管道的内腐蚀风险点有较为清楚的认识,对于油田集输管道的完整性管理具有重要意义。

管道内腐蚀直接评价及修复技术研究

内腐蚀直接评价(ICDA)是评价内腐蚀对埋地管道完整性影响的方法,是管道完整性的重要组成部分。通过对ICDA的预评价、间接检测与评价、直接检测与评价和后评价四个步骤进行梳理和简析,针对内腐蚀严重的管道,对检测出的破损点、防腐层老化管段、管体腐蚀等实施修复措施,通过实施防腐层修复,管体腐蚀点段补强修复,打补丁、包覆,局部更换等手段,可实现隔离腐蚀介质、延长管道寿命的目的,为管道管理者的决策提供了有效支持。

油气管道内腐蚀直接评价技术研究进展

针对油气管道的内腐蚀问题,在内检测与水压试验应用受限的情况下,有必要进行内腐蚀直接评价。首先结合内检测与水压试验特点,介绍了内腐蚀直接评价(ICDA)方法的技术特点和技术流程。然后详细分析了干气管道、湿气管道、液体石油管道和多相流管道ICDA技术的研究现状,梳理了间接评价和直接检测环节的技术要点,并研究了目前存在的技术难点和应用局限。最后介绍了研究方向和发展趋势,并提出了有效对策和改进建议,为油气管道完整性评价和内腐蚀研究提供参考。

湿气管道内腐蚀直接评价方法在油气田的应用及分析

湿气管道内腐蚀直接评价方法是一种内腐蚀评价方法,适用于无法进行智能内检测等在线检测方法的天然气管道,也可作为其他内腐蚀检测的验证和补充。内腐蚀直接评价技术的大量研究形成了一套湿气管道内腐蚀直接评价流程。通过该方法在国内油田某湿气管道的应用实例和分析,证明了该方法的有效性。

渤西南长输海底管道某管段内腐蚀直接评价研究

介绍了美国腐蚀工程师协会认证的内腐蚀直接评价法的主要步骤、关键流程、管段倾角和临界倾角的计算方法。应用内腐蚀直接评价法对渤西南长输海底管道某不具备开展智能内检测的管段进行内腐蚀研究,获得了以月为评估时间单元,以里程表征液体积聚位置的管段内腐蚀动态变化图,确定了116个易积液腐蚀风险点,对确定出的腐蚀风险点进行了等级划分。利用Predict和Norsok M506两种软件预测了受评海底管段一、二级腐蚀风险点的腐蚀速率,依据API 579-1/ASME FFS-1准则计算了受评管段的剩余寿命,为此类管道的内腐蚀评价提供一定的参考。

含硫湿气管道的内腐蚀直接评价方法

湿气管道内腐蚀直接评价方法(WG-ICDA)可对管道风险段进行等级划分,实现对管道全线的分级治理,显著降低了检测成本,提升了管道的安全性能。但由于介质环境的差异性,内腐蚀直接评价方法对某些管道的适应性相对较差,难以准确划分高风险段。采用数值模拟研究了含硫湿天然气对管道内腐蚀的影响。结果表明:天然气管道内腐蚀受积液的影响较大,管内积液为H_(2)S/CO_(2)腐蚀创造了条件,是发生局部腐蚀的重要影响因素。较多的管内积液会形成连续的积液区,积液底部腐蚀较轻微,气液界面处腐蚀较严重;若管内积液较少,由于压力和温度的变化,积液分散无序,内腐蚀反而严重。基于此,对湿气管道内腐蚀直接评价方法中的间接评价过程进行优化,并应用于塔河油田某湿气管道。评价结果表明:提出的湿气管道内腐蚀直接评价方法能更准确地判别含硫湿气管道的腐蚀风险,有效保障现场湿气管道安全运行管理。

长输天然气管道内腐蚀直接评价应用研究

文中基于标准规定和研究成果,论证了气质工况参数、高后果区与风险评价结果等输入数据对长输天然气管道内腐蚀直接评价结果有重要影响;针对丘陵地区某天然气长输管道,用PipePhase软件进行多相流模拟计算开展间接评价预测,并对预测内腐蚀敏感管段进行了直接检测,验证了ICDA的有效性。应用实例分析表明,针对部分长输管道,仅依据临界倾角分析不能确定需直接检测的内腐蚀敏感度点,应进一步开展多相流动分析,为更高效地开展长输天然气管道内腐蚀直接评价提出了建议。

单层海底管道内腐蚀直接评价的可行性分析

内腐蚀直接评价技术无需对管道进行内检测即可评价管道的完整性,是对管道内检测技术的有效补充。然而对于海底管道,由于受到环境条件的限制,内腐蚀直接评价方法中的开挖验证环节难以实现,制约了该方法在海底管道中的应用。从检测的适用性、施工的可行性、检测结果的有效性等方面分析了非接触式金属磁记忆方法 MTM(Magnetic Tomography Method)在海底管道内腐蚀直接评价中检测验证环节应用的可行性,认为MTM技术可以有效弥补ICDA检测验证环节中的技术局限,使内腐蚀直接评价技术在海底管道中的应用成为可能,给海底管道的完整性管理提供了有价值的参考和技术支持。

含CO_(2)多相流管道内腐蚀直接评价技术研究

针对无法实施内检测的油气管道,参照NACE SP 0116—2016标准的评价流程,对某管道进行了内腐蚀直接评价。采用Norsok M506内腐蚀模型,通过OLGA软件模拟了不同参数对腐蚀速率的影响,发现6.85~7.85 km处的腐蚀最为严重,与室内挂片实验进行对比,两者腐蚀速率的相对误差为15.2%,符合标准的误差要求;根据检测结果确定了管道再评估的周期为1年,评价过程和评价方法对预测多相流管道内腐蚀高危点具有一定的借鉴意义。

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。

集输管道内腐蚀直接评价技术的改进与应用

针对目前集输管道内腐蚀直接评价模型中未考虑CO_(2)/H_(2)S共存及冲蚀作用的影响,将综合腐蚀速率定义为腐蚀和冲蚀共同作用的结果,其中腐蚀部分利用响应曲面(RSM)得到不同影响因素下的试验结果,建立了CO(2)/H_(2)S共存,且考虑流速和温度的腐蚀预测机理模型;冲蚀部分利用公开文献的CFD数据,采用PSOELM模型对冲蚀速率进行预测,并进行现场应用。结果表明,基于实验结果和腐蚀机理建立的腐蚀模型精度较高,预测结果的平均相对误差为3.33%;基于PSO-ELM模型的冲蚀预测结果在验证集上的RMSE为0.4219,R^(2)为0.9975;对5条集输管道进行了综合腐蚀速率预测和开挖验证,内腐蚀直接评价结果的符合率为86.66%。

BP神经网络在管道内腐蚀直接评价中的应用

油气田在役管道特别是多相流管道的腐蚀受到的影响因素比较多,对其进行内腐蚀预测有一定的难度。目前国内外的一些研究人员已经将BP神经网络预测模型应用于正在服役的油气管道的内腐蚀速率预测方面。本文综述了国内外BP神经网络预测模型在内腐蚀速率预测方面的研究和进展,并对其发展方向进行了展望。

湿气管道内腐蚀直接评价方法在国内的现场应用

NACE标准SP0110-Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment(ICDA)Methodology for Pipelines(以下简称WG-ICDA)(NACE国际,2010)^([1])已经被开发出来,以满足天然气管道运营商的管道完整性管理需求,评估管道内部腐蚀情况。作为一种独立的内腐蚀评价方法,它适用于不能进行智能内检测、水压试验等在线检测方法的天然气管道,也可作为其它内腐蚀检测的验证和补充。该方法已经多次在国外取得现场成功应用,但在国内还缺乏现场的应用经验,本文主要就该方法在西南油气田蜀南气矿两条湿气管线的应用实例,来讲解WG-ICDA的具体原理、实施步骤,以及评价过程有效性,为国内内腐蚀直接评价方法提供一些参考。