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。

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。

海底管线节点外防腐技术及其对阴极保护的影响

海底管线现场焊接处(节点)防腐失效是管道外防腐失效的最主要因素,防腐涂层质量的好坏直接关系到整个海底管道的安全运营。海底管道的节点防腐一般常采用热收缩带、熔结环氧粉末和复合涂层等形式,相比于热收缩带和熔结环氧粉末,复合涂层节点防腐材料的涂层破损率最低,节点填充的防腐管比无填充的防腐管具有更低的涂层破损率,节点处填充不仅提供机械保护,还影响阴极保护的电流需求量。另外,研究显示,三层聚丙烯包覆(3LPP)防腐的管道较熔结环氧粉末涂层(FBE)和三层聚乙烯包覆(3LPE)的防腐管的涂层破损率都低,保温管道的涂层破损率最低,海底保温管道对阴极保护电流具有屏蔽效应,只有存在节点防腐层破损时,阴极保护电流才会流入到被保护管道表面对其进行保护。

基于智能技术的机器人小管径内壁防腐喷涂与焊缝检测技术实现

在管道防腐工作中大管径管道焊缝采用人工入孔涂覆防腐,而小管径及特征管道人工涂覆不易实现。在供热、供水和消防管道中,小管径管道占据总体管道长度的大部分,管道支线多,焊缝数量大,急需一种能够实现小管径及特征管道内壁防腐喷涂的装置。研究的管道内喷涂机器人可有效解决小管径及特征管道内壁不易喷涂的问题。介绍机器人(CCTV)技术在某环球影视城项目空调冷热水管网及消防管网工程中的应用情况,综合阐述在小管径管道及特征管接口内防腐施工中的优越性。

海底管道腐蚀防护状态检测和评估技术

在海洋油气资源开发项目中,海底管道是关键性工程设施,保证海底管道安全平稳运行和最大限度延长管道运行寿命,是海底管道施工与管道管理工作的终极目标,由于腐蚀问题是危害海底管道安全运行的主要原因,施工企业通常会利用涂刷防腐涂层手段,避免管道腐蚀,因此管道管理很有必要通过相关检测技术措施,检验海底管道腐蚀防护状态,因此,重点分析了几个海底管道腐蚀检测技术类型和腐蚀防护状态检测方法具体应用。

油田管道内防腐补口工艺

管道输送的显著特点就是安全性良好、便利且成本投入小,逐渐发展成为最为良好的运输形式,尤其在石油、石化以及天然气等领域,管道运输的作用就类似于人的血管,我们国家在防腐领域的工作开展的时间并不早,很多技术还不先进,在内表面上进行防腐工作难度就更大。本文介绍了管道补口工作的质量和其影响原因,重点讨论了管道的内防腐等工艺技术。

管道石油天然气腐蚀防护的相关技术研究进展

腐蚀是影响石油天然气管道可靠性和使用寿命的关键因素之一。近年来,石油天然气集输和长输管道建设发展迅速,输送介质成分复杂、腐蚀性强,致使管道腐蚀问题日益突出。针对石油天然气长输管道和集输管道内腐蚀和外腐蚀的特点,总结了相关腐蚀防护技术,并介绍了腐蚀防护检测监测技术的研究进展及应用现状。

基于电流测量的管道阴极保护状态内检测技术

针对目前埋地管道阴极保护外检测存在的多种问题,提出了一种通过采集管道内部存在的阴极保护电流以及杂散电流数据,判断管道阴极保护工作状态的方法。经过理论计算分析,制定了试验方案,对开发设计的电子电路模块以及检测结构进行试验测试,结果证明通过内检测技术实现管道电流的检测是切实可行的,可以进一步开发推广到工程应用中。

海底管道外防腐层破损阴极保护数值模拟

本文利用数值模拟方法研究了海洋石油海底管道外防腐涂层破损与阴极保护效果的关系。文中根据海底管道外防腐涂层随服役年限的破损规律,对相应情况下海底管道阴极保护电位分布进行了计算。本文的研究成果可应用于海底管道外防腐涂层破损情况监测、阴极保护效果评价、外防腐涂层体系选择、阴极保护系统的优化设计等领域。

海底管道腐蚀与防护措施研究现状

海底管道是海上油气集输的主要载体,是海上油气田开发的生命线。腐蚀是影响海底管道可靠性及其使用寿命的关键因素,对海底管道采取有效防腐蚀措施是保障其正常运行的必要措施。本文主要分析了海底管道的腐蚀原因,论述了海底管道腐蚀防护的研究现状。

新疆呼图壁储气库埋地管道防腐对策研究

新疆呼图壁储气库埋地管线输送介质以甲烷为主,其中CO_2占1.89%,采气工况下伴有凝析油和地层水产出,埋地管道易受腐蚀影响。为掌握其腐蚀状况以采取合理防腐措施,通过对腐蚀环境分析研究,确定其腐蚀影响因素以游离水、CO_2分压为主,还包括土壤环境、温度、氯离子浓度和流速等。对此,储气库采取"不锈钢双金属复合管+3PE防腐层+强制电流"的防腐措施,每年检修期间对埋地金属管线进行检测,对个别破损点及时修复维护,保证气库安全平稳运行。

钢质管道内阴极保护防腐蚀技术

油田回注水管线腐蚀严重,采取涂层和阴极保护联合防护措施可取得良好效果。工业试验表明:未加保护的裸管平均腐蚀速率为0.17mm/a,加牺牲阳极管段的平均腐蚀速率为 0.0054～0.015mm/a,保护度达98％左右。同时表明,采用高温锌阳极比采用铝阳极好,高温锌阳极效率高,而且不存在晶间腐蚀问题。

喇嘛甸油田埋地管道腐蚀机理及防治对策

通过电镜、X射线衍射分析,以及室内模拟实验技术手段,对喇嘛甸油田埋地管道腐蚀机理进行了分析研究,初步确定了内外腐蚀的主要因素。金属管道内腐蚀主要是三种细菌作用下的电化学腐蚀,占比75%。由于内防腐涂层失效,导致细菌进入形成菌瘤,加快了管道腐蚀,最终导致管道穿孔。外腐蚀的主要原因是喇嘛甸油田土壤电阻率低,土壤腐蚀性强,由于施工、外力破坏、外补口等质量因素,造成外防腐层破损,导致管体土壤中形成电化学腐蚀。为此提出,应加强管道完整性管理,建立全过程质量控制体系,开展管道质量检测和双高管道识别评价,建立埋地管网管理平台;在内腐蚀控制上推广应用新型涂料及内补口配套技术,在外腐蚀控制上推广应用站场区域阴极保护技术。上述措施的应用可以有效控制埋地管道失效率,提高埋地管道运行维护水平。

油田小口径管道内防腐层补口技术探讨

油田上游生产系统使用的管道绝大部分是DN200以下的小口径管道。该文分析了油田小口径管道内防腐层技术面临的瓶颈问题——内防腐层补口问题,介绍了常用的几种内防腐层补口技术,并对其优势与存在的问题进行了对比;总结分析了几种内防腐层补口技术的应用效果及应用经验,为油田解决地面管道腐蚀难题,特别是油田应用规模较大的小口径管道内防腐层补口难题提供了思路。

海底海泥区域管线钢腐蚀行为的研究现状及展望

海底管道是石油和天然气运输的大动脉,海泥是一种特殊的腐蚀环境介质,对海底管道的腐蚀行为十分复杂。简述了海泥区对海底管道管线钢腐蚀行为的基本原理及研究进展,介绍了管线钢在海泥区的腐蚀特性、研究方法及腐蚀性评价方法,提出了未来的研究方向。

油气管道的CO_(2)腐蚀及防护研究进展

腐蚀控制是石油天然气管输过程中的一个重要问题。CO_(2)是石油天然气管道中最常见的腐蚀介质,研究CO_(2)腐蚀机制和防护措施具有重要科学意义和经济价值。综述了CO_(2)的腐蚀机理,包括化学反应、电化学反应和传质过程。对现有的腐蚀理论进行了深入讨论,发现阴极反应对CO_(2)腐蚀具有重要影响,CO_(2)对阳极过程的影响尚未明确。在腐蚀机理的基础上,考虑管道实际工况,结合电化学实验结果阐述了各影响因素对CO_(2)腐蚀行为的影响,并结合CO_(2)腐蚀的影响因素讨论了常用管道防护措施的缺陷:阴极保护系统受电位影响较大,应确立新的阴极保护电位,以保证在杂散电流作用下的阴极保护效果;防护涂层容易在杂散电流干扰下发生降解,失去保护性;多数缓蚀剂对环境有害。最后,展望了未来CO_(2)腐蚀和防护的发展方向:为进一步了解CO_(2)腐蚀机理,需要对CO_(2)的电化学腐蚀行为进行系统地实验测试。研究不同缓蚀剂的协同效应,使用环境友好型绿色缓蚀剂,利用新材料开发智能涂层和新型阴极保护系统,也是未来的研究方向之一。

基于灰色关联分析法的湿气管道内腐蚀直接评价方法的应用

为了掌握无法进行内检测的海底管道的内腐蚀情况,以南海某湿气管道为例,通过多相流软件模拟海底管道的实际流动状态,采用NORSOK模型计算海底管道的腐蚀速率,采用湿气管道内腐蚀直接评价方法(WG-ICDA)预测了管道腐蚀的高风险位置,并引入灰色关联分析法判断海底管道内腐蚀的主要影响因素.结果表明:该海底管道为轻度腐蚀,立管段、低洼区域管段及管道前110km范围内的管段为腐蚀高风险位置;确定再评价时间间隔为8 a;多相流模拟与腐蚀挂片试验的结果基本一致,证明了WG-ICDA具有一定的可靠性;压力、CO_(2)分压、温度和液膜速率是海底管道内腐蚀的主要影响因素.

基于PCA-PSO-SVM模型的海底多相流管道内腐蚀速率预测

针对海底多相流管道内腐蚀速率的预测问题,首先对影响该种类型管道内腐蚀速率的相关因素进行了分析,对PCA算法、PSO算法和SVM算法分别进行了介绍,提出了可用于海底多相流管道内腐蚀速率预测的PCA-PSO-SVM组合模型,在此基础上使用PCA-PSO-SVM组合模型对44组海底多相流管道内腐蚀速率的影响因素和管道内腐蚀速率数据进行了学习训练,对10组数据进行了预测,并将该组合模型与PCA-GA-SVM模型、PCA-LS-SVM模型和PCA-CV-SVM模型3种预测模型的预测结果进行了对比,以验证所提方法的可靠性和可行性。结果表明:温度对海底多相流管道内腐蚀速率的影响相对较大,压力对其的影响相对较小;使用PCA-PSO-SVM组合模型对海底多相流管道内腐蚀速率预测的平均绝对误差仅为1.848%,模型训练时间仅为3.17 s,这两项数据均小于其他预测模型,表明针对海底多相流管道内腐蚀速率的预测问题,PCA-PSO-SVM组合模型具有可靠性和可行性。