基于LHS-Kriging-DW的页岩气集输管道内腐蚀预测模型研究

为了准确预测页岩气集输管道的内腐蚀速率,对DW(DeWarrd)模型进行修正,运用LHS(拉丁超立方抽样)优化的Kriging(克里金方法)对修正DW进行训练以建立模型并验证。通过高清漏磁检测器检测某页岩气集输管道内腐蚀速率,基于PIPESIM模拟该管道现场工况,运用多元非线性回归修正DW模型。运用LHS-Kriging对修正DW模型进行训练并优化,运用建立的模型对另一相邻管道进行了腐蚀速率的预测和现场开挖验证。现场内检测的结果显示:管线在几处低洼积液处发生了严重的腐蚀,因此引入了持液率作为修正因子修正DW模型。选择样本数为500用于LHS-Kriging-DW模型时误差较小。在实例运用中,10个开挖检测点有9个都在预测结果的95%置信区间内,这说明建立的腐蚀速率模型可用于指导现场内腐蚀直接评价等相关工作。

东海某海底管道内腐蚀直接评价研究

东海某海底管道是油气外输的主干线,该管道由于有球型法兰自投产后未开展相应智能内检测工作,为评估该条管道的内腐蚀状态,参考NACE标准开展相关内腐蚀直接评价研究。为此,采用OLGA软件对管道内流动状态进行了分析,基于室内腐蚀实验对De waard 95腐蚀速率预测模型进行了改进,并将内腐蚀直接评价结果与现场泡沫涡流内检测结果进行了对比,同时进行了管道剩余强度评价。结果显示:该条海管共有366处高风险位置,最大腐蚀速率出现在6.933?km处为0.6508?mm/a,且腐蚀速率沿程的波动较大;改进后的内腐蚀速率预测模型精度能满足工程需求,内检测数据也进一步佐证了内腐蚀直接评价技术的可靠性,平均误差为5.29%;腐蚀后的管道剩余强度能满足当前安全运行的需要,建议后续加强腐蚀监测工作。

复杂工况下海底管道内腐蚀原因

通过对南海某油田油气水混输海底管道的运行工况、腐蚀气体、清出物成分、微生物含量等进行检测与分析,结合腐蚀模拟试验和缓蚀剂有效性评价试验,确定该管道内腐蚀的原因。结果表明:清出物主要为CO_(2)和H_(2)S腐蚀产物、钙盐垢物及少量砂;在仅考虑CO_(2)、H_(2)S和存在缓蚀剂的条件下,海底管道内壁主要腐蚀形式为全面腐蚀,在此基础上,微生物对腐蚀起到了显著的加速作用,导致垢下形成严重的局部腐蚀。

供水管道内腐蚀鉴定技术与模拟方法研究进展

内腐蚀是引起供水管道漏损、缩径以及水质恶化的重要原因之一。针对上述问题,文中从物理、化学和生物3个角度出发,梳理了供水管道内腐蚀的成因和过程。同时,将内腐蚀鉴定归纳总结为:依据内腐蚀现状形态的直接鉴定法,以及依据内腐蚀导致的运行影响的间接鉴定法。此外,对管道内腐蚀研究中包括实物模拟、机理等效模拟和计算模拟等研究方法进行汇总,最终提出了未来在内腐蚀鉴定和模拟方法的技术展望。

某海底原油输送管线的内腐蚀风险评估

对于无法进行智能内检测的管道,急需通过科学的内腐蚀风险评估了解其腐蚀状况,从满足管道完整性管理的工作要求。通过内腐蚀直接评估和室内模拟试验,评价了目标海底管道内腐蚀风险,以合理评估管线服役可靠性,合理安排后续水下检测以及其他检查资源的优先次序。评估结果表明该海管存在内腐蚀,但强度未受到显著影响,可按照目前条件,继续保持正常生产运行。

南海两条混输海底管道的内腐蚀原因

南海A、B两条海底管道分别于2011年和2018年投产使用,在未达到设计使用年限就发生了腐蚀失效。根据海底管道的历史运行数据,对管道内CO_(2)和H2S、微生物、氯离子等腐蚀检测数据进行了综合分析,结合流速、含水率等,探讨了管道内腐蚀原因。结果表明:A、B海底管道在运行期间的CO_(2)含量均远超设计值,存在CO_(2)腐蚀风险,A海底管道存在CO_(2)/H_(2)S协同腐蚀;两条海底管道的输送介质中Cl^(-)含量都高,介质流速都低,存在重度微生物腐蚀,且清管方式及灭菌剂的选择不合适,最终导致A、B海底管道均未达到使用寿命即发生腐蚀失效。

天然气集输管道内腐蚀影响因素及防护措施研究

随着天然气集输管道运行时间的延长,管道内腐蚀问题日益突出,因此,为了保障天然气集输管道的高效安全运行,室内采用挂片失重法对目标天然气集输管道内腐蚀影响因素进行了评价,并在此基础上开展了腐蚀防护措施研究。结果表明,试验温度越高、二氧化碳和硫化氢的分压越高、矿化度越高,挂片的腐蚀速率就越大,而试验时间越长,腐蚀速率则先增大后减小。在相同的试验条件下,加入不同类型的缓蚀剂均能起到较好的腐蚀防护效果,其中缓蚀剂TR-2的效果相对更好。当缓蚀剂TR-2的加量达到120 mg/L时,缓蚀率可以达到95.7%,并可使挂片的腐蚀速率降低至0.076 mm/a以下,腐蚀防护效果较好。天然气中二氧化碳和硫化氢的含量对集输管道内腐蚀速率的影响较大,添加缓蚀剂能够有效减缓集输管道的腐蚀速率。

基于KPCA-GA-BP模型的页岩气集输管道的内腐蚀速率预测

针对页岩气集输管道的内腐蚀,提出了一种基于KPCA-GA-BP组合模型的腐蚀速率预测算法。以某条页岩气集输管道的检测结果作为训练数据,运用反向传播(BP)神经网络建立预测模型,运用遗传算法(GA)优化了神经网络权值和阈值的初始值,运用核主成分分析法(KPCA)对数据进行了降维,在模型建立的过程中不断优化提升模型的预测精度,采用所建模型对另一条相邻管道进行预测并开挖验证。结果表明:选择TRAINGDM作为训练函数,隐含层节点为(8,1),遗传算法进化数为50,种群规模为100,交叉概率为0.3,变异概率为0.2,运用KPCA将数据从7维降为4维后,此模型的均方误差最低为0.12,当该模型用于相邻管道的预测时,均方误差为0.14。运用KPCAGA-BP模型,对页岩气集输管道内腐蚀速率进行预测具有一定的准确性,此模型可用于辅助指导现场内腐蚀直接评价等相关工作。

某输气管道内腐蚀原因分析与研究

针对某输气管道频繁发生内腐蚀穿孔失效的问题,在进行失效管段取样的基础上,从材料理化特性、宏观形貌、微观形貌、腐蚀产物等角度分析腐蚀形貌、腐蚀机理和腐蚀原因,并结合管道服役过程,提出针对性防腐措施。结果表明,管材化学成分、力学特性、金相组织等数据均符合GB/T9711-2017中关于L360管线钢的制管要求,管材不是造成内腐蚀穿孔的主要原因;腐蚀形貌是以点蚀和孔蚀为主的局部腐蚀,腐蚀原因为H2S造成的酸性腐蚀和腐蚀产物膜造成的垢下腐蚀,Cl-作为催化剂,对局部腐蚀的发展起到促进作用。

油气集输管道内腐蚀及内防腐技术

油气集输管道是重要的能源运输设施,长期运行易发生内部腐蚀问题,影响管道安全性和可靠性。本文分析了油气集输管道内腐蚀原因和腐蚀特点,介绍了油气集输管道内防腐技术的主要方法和技术特点,重点阐述了油气集输管道内防腐管理措施。研究表明,采用有效的内防腐技术和管理措施,是保障油气集输管道安全稳定运行的关键措施。

某混输海底管道内腐蚀原因分析

某平台海底混输管道于2009年建成后一直处于封存备用状态,于2017年投产使用,在2019年内检测时发现大量腐蚀点。为了有效控制管道的腐蚀程度,从该海底管道的运行工况、内检测情况、腐蚀监检测情况以及水质结垢趋势等方面对管道内腐蚀原因进行了分析。该海管在封存期间海管中残留海水引发了溶解氧腐蚀以及运行期间由于聚合物、固体杂质以及水质结垢所引起的的沉积物下(或垢下)腐蚀共同作用导致腐蚀。

基于内检测结果的混输海底管道内腐蚀原因分析

多相流混输海底管道输送介质流型较为复杂,经常出现十分严重的腐蚀情况。以渤海地区某混输海管为例,以海管内检测数据为依据,研究了海管运行工况,分析了海管内检测数据与腐蚀监检测数据,并对海管发生内腐蚀原因进行了分析。该海管内腐蚀原因为输送介质中溶解的CO_(2)和H_(2)S引起了电化学腐蚀,同时结垢、固体颗粒沉积以及聚合物沉积引起了垢下腐蚀,细菌滋生导致了细菌腐蚀。这些因素加剧了海管的内腐蚀速率。

内腐蚀直接评价方法在湿气管道安全运行上的应用

目前,部分在役湿气管道无法进行内检测和压力实验,以某陆上湿气管道为例,通过预评价、间接检测、直接检测和后评价等步骤实现内腐蚀直接评价,基于NORSOK腐蚀机理模型,对影响腐蚀程度的流体动力学因素进行了模拟,并通过开挖测量壁厚验证了评价结果的准确性。结果表明,湿气管道的腐蚀速率受诸多因素影响,平均液膜速度与腐蚀速率的变化趋势基本一致;入口管段和17 km之后的低洼上坡段发生了液相聚集现象,导致严重的CO_(2)腐蚀;全线腐蚀程度介于中度腐蚀和严重腐蚀之间,模拟结果与开挖验证相比,腐蚀速率相对误差小于15%,推荐该管道的再评估周期为1年。

基于小波KPCA-SSA-ELM的盐穴储气库注采管柱内腐蚀速率预测

为提升盐穴储气库注采管柱的内腐蚀速率预测精度,建立了基于小波核主成分分析方法(Kernel Principal Components Analysis, KPCA)和樽海鞘群算法(Salp Swarm Algorithm, SSA)优化的极限学习机(Extreme Learning Machine, ELM)腐蚀速率预测模型。首先通过小波KPCA提取影响注采管柱内腐蚀的主要特征,应用ELM建立盐穴储气库注采管柱内腐蚀速率预测模型,并采用SSA对模型参数进行迭代寻优,避免原参数选取的强随机性对模型泛化能力和预测性能的影响。结果表明,经小波KPCA特征提取后得到包含98.73%原信息的3项主成分,SSA-ELM模型的预测结果与实际值基本吻合,其均方根误差(E_(RMS))为0.009 3,平均绝对百分比误差(E_(MAP))为0.336 0%,决定系数(R~2)高达0.991 2,较其他3种对比模型性能更优。研究表明,所建模型具有强泛化性能和高预测精度,能够有效预测盐穴储气库注采管柱的内腐蚀速率,为盐穴储气库注采系统的完整性评价和风险预警提供参考。

基于混合麻雀搜索算法海洋管线内腐蚀速率预测

为提高海洋管线腐蚀速率预测精度,建立基于混合策略麻雀搜索算法(HSSA)优化的深度脊波神经网络(DRNN)腐蚀预测模型。首先通过种群初始化,改进发现者、加入者和侦查者位置更新公式的混合策略提高麻雀搜索算法(SSA)的模型性能。随后利用HSSA对DRNN的权值和阈值进行迭代寻优,降低随机选取参数对模型性能的影响,提高模型预测精度,采用核主成分分析法(KPCA)提取出原始数据中的主要特征。最后,以中国海南东部某海底管道数据进行验证,并与其余4个模型对比。结果表明:HSSA-DRNN模型预测结果较其余模型更接近实际值,且MRE、RMSE指标均优于对比模型,证明所提模型能更准确可靠的预测海底管道腐蚀速率。

基于LASS0-MBAS-ELM的海底多相流管道CO_(2)内腐蚀速率预测

针对海底多相流管道CO_(2)内腐蚀发生频繁,检测难度大的问题,建立基于套索回归(LASSO)和多种群甲虫天牛须优化算法(MBAS)的极限学习机(ELM)预测模型,以提高预测效率及预测精度。以LASSO回归筛选腐蚀影响因素,提取关键指标,降低预测输入维度;采用MBAS对ELM的输入权值及隐层阈值进行修正,避免因随机设置造成的不稳定性。以我国海南东部某海底油气管道的50组数据为例,通过MATLAB模拟仿真,分析预测结果,并与其他两种模型对比。结果表明:温度、pH值、流体流速和CO_(2)分压是影响该类型管道腐蚀的关键因素。LASSO-MBAS-ELM模型的预测结果与实际值拟合度更高,其均方根误差、平均绝对误差及平均绝对百分误差分别为0.089%、0.079%和3.068%,均优于对比模型。所提出的方法在数据有限的情况下,仍具有良好的可靠性和稳定性,为准确掌握海底管道腐蚀状况提供了新的思路;同时为海洋油气运输系统日常运行维护提供了参考依据。

页岩气井区集气管道内腐蚀直接评价

近年来,管道运输已经成为我国石油与天然气运输必不可少的方式,但是,随着管道事故频频发生,天然气集输管线腐蚀已经成为制约天然气持续发展的巨大威胁。以页岩气集气管道为例,在其输送的气质和水质中检测到CO_(2)、溶解氧、SRB和Cl-等多种腐蚀性物质,腐蚀环境十分恶劣,对集气管线造成了不同程度的腐蚀破坏,甚至导致多条集气管道快速穿孔,造成严重的经济损失,并且威胁工作人员的人身安全。开展页岩气湿气管道内腐蚀直接评价工作能为管道的安全运行提供有利保障。为此,利用多相流理论,以某气田页岩气湿气集输管道运行工况为基础,根据MP-ICDA(多相流管道内腐蚀直接评价)进行内腐蚀直接评估流程。采用OLGA软件进行多相流模拟与计算进行管道内腐蚀间接评估,确定了管道内的腐蚀敏感区为低洼处和上坡段。内腐蚀直接评估在管道高风险位置开挖检测,根据检测结果完成管道后评价,确定再评价时间。

湿含硫天然气站场内腐蚀机理浅析

站场是天然气地面集输系统中的重要部位,湿含硫天然气站场的腐蚀问题越来越受重视。本文以川东气田45座站场检测结果为样本,从缺陷类型和发现位置统计分析腐蚀规律。结果表明湿含硫天然气站场工艺管道缺陷以厚度减薄为主,腐蚀容易发生在管道非连续流动,积液区,介质流速、流态、组分等发生变化的位置;容器缺陷以厚度减薄和分层为主,其中分离器查出缺陷最多。分析了腐蚀形成的原因并提出建议,保障站场安全平稳运行,降低失效泄漏风险。

气田集输系统内腐蚀数据治理研究

目的 内腐蚀数据治理是实现腐蚀控制管理业务数字化转型的重要前提,在现阶段内腐蚀数据来源不一、数据入库格式不统一、数据出现异常等背景下,引入内腐蚀数据治理能够高效解决腐蚀业务管理与数据管理脱节、数据标准化程度低以及数据质量难以控制等问题。方法 分析探究了中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)地面集输系统各生产环节的内腐蚀数据采集管理现状、数据治理流程以及数据治理成效,并基于西南油气田腐蚀数据与控制管理平台展示重点区块的内腐蚀数据入库情况。结果 (1)通过制定内腐蚀数据标准和管理办法,规范了数据入库格式,提高了数据共享能力,降低了数据沟通成本,确保了各类数据及时、准确、完整、规范入库;(2)通过箱形图对内腐蚀数据开展异常数据识别研究,识别准确率达到88.3%,实现了内腐蚀数据质量的高效校准,提高了腐蚀数据分析评价结果的可信度;(3)基于内腐蚀数据入库研究,2022年完成了205个场站以及233条管线的数据入库,有助于全面了解西南油气田各气矿场站及管线的腐蚀情况;(4)基于治理后的内腐蚀数据,围绕腐蚀预测、风险评估和整体腐蚀控制进行了腐蚀数据决策支持研究,提高了数据的有效利用率。结论 内腐蚀数据治理的持续推进能够支撑西南油气田腐蚀控制管理业务数字化转型,为西南油气田全业务链数字化一体协同模式的构建奠定坚实基础。

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。