凝析气田集输管道内腐蚀分析

针对雅克拉、大涝坝凝析气田集输系统投产仅两年就发生严重腐蚀的问题,考察了凝析气田的腐蚀环境,分析了酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素对气田集输管道的腐蚀影响。结果表明,冲击腐蚀是雅克拉气田单井管道的主要腐蚀形式,流态和CO2含量是影响腐蚀速率的主要因素;管底沟槽状和溃疡状腐蚀是这两个气田集输管道腐蚀的共同特点。针对凝析气田集输管道的腐蚀特点,提出了加强腐蚀检测、更换或修复腐蚀管道、使用耐冲蚀内涂层或缓蚀剂等防腐措施。     

气液两相流管道内腐蚀失效概率计算方法

气液两相流管道广泛存在于油气开采和集输过程中,确保其安全可靠运行具有重要的理论和工程意义。在所有失效类型中,内腐蚀缺陷是造成气液两相流管道结构失效的主要原因之一。将管道内腐蚀速率预测模型与结构可靠性评价方法相结合,对气液两相流管道进行内腐蚀失效概率计算:针对气液两相流的流动特征,采用流体相平衡模型、气液两相流模型及腐蚀速率预测模型,计算气液两相流管道在不同流型下的内腐蚀速率;基于ASME B31G-1991《腐蚀管道剩余强度评价方法》中推荐的腐蚀缺陷极限状态方程,考虑管道运行和制造中存在的不确定性,并结合腐蚀速率计算结果,采用蒙特卡洛方法计算管道发生小孔泄漏和爆裂的失效概率。将提出的内腐蚀失效概率计算方法应用于某气液两相流管道,结果表明当缺乏有效的内检测数据或实际管输工艺发生变化时,该方法能够有效预测失效概率,保障油气管道输送安全。     

腐蚀管道的失效概率和剩余寿命预测方法

以腐蚀管道失效压力和腐蚀速率分析为基础,建立了腐蚀管道可靠性极限状态函数和管道剩余寿命预测模型.采用改进的一次二阶矩法对腐蚀管道的可靠性指标和失效概率进行了分析和计算.结合工程实例,求解了某含腐蚀缺陷天然气管道不同服役年限的可靠性指标和失效概率,预测了该腐蚀管道的剩余寿命,计算和分析了工作压力、腐蚀速率、腐蚀深度和长度等参数对腐蚀管道可靠性的影响.     

油气管道体积型腐蚀缺陷有限元分析

为了研究体积型腐蚀缺陷对油气管道剩余强度的影响,以含点蚀缺陷、轴向槽状腐蚀缺陷两种体积型缺陷的油气管道为研究对象,通过Solid Works建立几何模型,并导入ANSYS软件进行有限元分析。采用管道缺陷评价计算方法 RSTRENG 0.85d L对各模型的有限元分析结果进行评价,误差均在可接受范围内,验证了采用有限元方法分析腐蚀缺陷参数对管道剩余强度影响的可行性。进一步计算得到了管道失效压力随载荷及腐蚀缺陷各参数的变化规律,得出各参数对油气管道剩余强度的影响。结果表明:腐蚀缺陷深度对管道剩余强度影响最大,腐蚀缺陷轴向长度的影响次之,而腐蚀缺陷环向宽度的影响很小,可以忽略。     

含硫管道腐蚀预测方法

针对气田集输管道腐蚀诸多因素的复杂性和不确定性以及管道腐蚀剩余寿命预测困难等问题,提出了适用于集输管道腐蚀预测的两种评价方法,即概率统计方法和人工神经网络方法.研究表明,这两种方法能较好地预测集输管道腐蚀变化趋势,为管道剩余寿命预测提供可靠依据.对腐蚀评价方法的发展趋势进行了分析.     

油气长输管道腐蚀速率计算方法评述

油气长输管道腐蚀缺陷是导致管道发生事故的主要原因,而腐蚀速率是监测管道腐蚀缺陷的重要参数,也是保证管道安全可靠运行的关键依据之一。评述了现有的管道腐蚀速率计算方法,包括:试验法、线性预测法、基于多轮管道内检测计算法、数学预测方法、NACE推荐方法。根据各种计算方法的特点,综合考虑其准确性、适用性、易用性和合理性,可以寻获适合不同管道的计算方法。将精确计算的腐蚀速率应用于管道可靠性计算和内检测计划制订,有助于保障油气管道安全、高效运行。     

局部腐蚀油气管道失效压力的计算方法

针对管道局部腐蚀导致的失效事故越来越多,而国际上尚无适用于局部腐蚀油气管道失效压力分析评价方法的问题,验证了非线性有限元法评价局部腐蚀的可靠性,运用该方法分析了局部腐蚀半径及局部腐蚀深度对管道失效压力的影响。借鉴平板加强筋强化理论,以数值模拟数据为基础,建立了一种局部腐蚀油气管道失效压力计算方法,与B31G(修订版)、DNV-RP-F101以及新近开发的PCORRC为代表的评价规范计算结果的对比表明:拟合得到的局部腐蚀油气管道失效压力计算方法误差小,且误差分布均匀,可以满足局部腐蚀油气管道失效压力的预测要求。     

基于有限元的含均匀腐蚀缺陷油气管道剩余强度

针对油气管道随服役年限延长腐蚀日益严重的问题,运用有限元分析软件ANSYS Workbench,对含均匀腐蚀缺陷的金属油气管道进行综合分析,研究轴向腐蚀长度、环向腐蚀长度、腐蚀深度、相邻腐蚀间距等对管道剩余强度的影响。分析表明:(1)轴向腐蚀缺陷越长,管道剩余强度越小。(2)当环向腐蚀缺陷长度较长时,对管道的剩余强度影响不大,当环向腐蚀缺陷较短时,可以将缺陷近似视为裂纹处理。(3)随着腐蚀深度的增加,管道剩余强度迅速减小。(4)对于两相邻轴向腐蚀缺陷,当轴向间距小于20 mm时,可将两个缺陷视为一个整体缺陷计算管道剩余强度;当腐蚀缺陷轴向间距大于20 mm时,则分别计算两个缺陷对应的管道剩余强度,取其中较小值。     

海底管道腐蚀与剩余寿命的灰色预测

腐蚀是引起海底管道破坏失效的重要原因之一,对海底管道腐蚀量进行测量和预测,是保证管道安全的重要组成部分。根据ASME B31G,推导了均匀腐蚀和局部腐蚀同时发生时海底管道的极限内压计算公式。将局部腐蚀简化为沿轴向分布的矩形缺陷,利用灰色模型分别预测管道内的均匀腐蚀和局部腐蚀,并根据预测结果计算出管道的极限内压和剩余寿命。鉴于局部腐蚀对管道强度的作用机理比较复杂,只分析了沿轴向分布的两个局部腐蚀对极限内压的影响,对于腐蚀宽度、环向分布以及多个腐蚀坑相互影响等更复杂的情况尚需开展深入研究。     

干气管道内腐蚀直接评价方法与应用

干气管道内腐蚀直接评价(DG-ICDA)是国外常用的一种长输天然气管道完整性评价方法,但在国内尚未应用于工程实际.介绍了该方法的应用范围和实施步骤,分析了应用NACE SP 0206内腐蚀直接评价方法存在的问题.通过实例分析,提出了内腐蚀直接评价方法在现场应用时的注意事项.指出内腐蚀直接评价应与管道风险评价相结合;计算管段临界倾角时尽量采用范德华方程,并根据管道每日工艺参数计算水汽积聚的每日临界倾角.建议加强对管道内腐蚀直接评价技术的研究与应用,以提高管道内腐蚀的预防性管理和维护水平.     

树枝状输气管网可靠性评估

基于天然气管网可靠度的概念,将图论中的最大流可靠度和基于阈级的单元重要度引入树枝状输气管网系统可靠性的分析,得到了求解输气管网系统可靠性指标——可靠度的数学模型,并将之用于对输气管网系统进行可靠性评估。结合苏里格气田苏10井区集输管网实例,阐述了该方法的具体应用步骤。分析了影响管网系统可靠度的主要因素,指出：管网系统可靠度计算正确与否严重依赖于组成系统各单元可靠度数据的准确性;管网的拓扑结构和管段单元重要度对管网系统可靠度的影响较大,愈是靠近汇点的管段,其单元重要度愈高;基于阈级的单元重要度对管网系统可靠度的反映并不完美,尚须引入其他可靠性指标;在选择气田集输管网方案时,必须综合考虑工艺可行、经济节约和方案可靠等多方面因素。     

复杂湿气集输管网清管时机的确定

在复杂湿气集输管网中,当管道实际运行压力、输量高于或低于管道设计运行压力、设计输量时,计算出的管道输气效率会出现大于100％或偏低的情况,使得管道清管周期的合理制定非常困难。为了确定管网的清管时机,制定合理的清管周期,减少清管作业频次,提出利用相对输气效率、管道始末端压差梯度、预测积液量与管容体积百分比、管道气体流速等参数综合分析判断管道清管时机的新方法。通过对苏里格气田集输骨架管网历次清管作业的分析计算,认为该方法符合现场作业的实际情况,可以准确判断出复杂湿气集输管道的清管时机,为现场清管周期的确定和清管方案的编制提供科学有效的依据。（表1,参6）     

大牛地气田管网系统仿真模拟及优化

随着大牛地气田的开发,气井压力逐渐降低,分析气田管网的运行状况,优化存在问题的管道对保证天然气正常输送具有重要意义。采用TGNET软件建立大牛地气田管网系统仿真模型,以单位长度压降为指标对管网运行现状进行分析,针对单位长度压降较大的管道,采用敷设副管的方法进行优化。基于TGNET软件对优化后管网进行模拟,优化后管道的单位长度压降降幅平均值为79．4％,3-阀室2、5—2、21-阀室B管道集气站最低出站压力分别降低0．09MPa、0．21MPa、0．06MPa。结果表明：敷设副管能够降低管道压力损失和集气站出站压力,起到延缓气田增压时机的作用。（图6,表3,参7）     

塔河凝析油管道结蜡计算

针对塔河油田一号联合站至雅克拉集气处理站凝析油输送管道结蜡严重的问题,探讨了结蜡层厚度的计算方法、模型及其优劣。利用列宾宗公式反算平均蜡层厚度可大致掌握管道的实际结蜡情况;黄启玉模型的参数确定需要大量的实验数据支撑,计算量和误差较大;双曲正切结蜡模型对含蜡油品热输管道的结蜡分布模拟适用于工程计算。运用双曲正切结蜡模型和数值计算方法模拟分析了该管道的结蜡情况,给出了计算步骤和计算结果,证明了整条管道结蜡的不均匀性。根据分析结果,该凝析油输送管道可长期不清蜡,且不会影响其停输再启动操作。     

含硫天然气集输管网的腐蚀控制

含硫天然气腐蚀性较强,天然气集输管网的耐硫腐蚀不容忽视。介绍了含硫天然气集输管网的腐蚀机理,指出水的存在是含硫天然气具有腐蚀性的前提条件。梳理了从管网设计到运行维护各个环节的防腐工作,指出设计阶段的防腐工作渗透于管网选材、管网敷设、缓蚀剂加药装置、清管装置、腐蚀监测装置、管网附属装置等各个环节的设计中;而运行阶段的防腐措施,主要有添加缓蚀剂和设置阴极保护两种,腐蚀检测则是动态了解管道腐蚀状况和科学制定维修计划的有效手段。     

龙岗酸性气田低流速管道流动特征

针对龙岗酸性气田某些集输管道内积液和腐蚀严重的问题,基于气井采出流体的性质及输气管道基本运行参数,采用OLGA软件模拟两条典型的低流速管道及不同流量下的001—6#采气管道,分析两条管道内的流型、持液率以及流体与管壁间的剪切力沿管道的变化规律,研究流量对001—6#采气管道内各流动特征参数的影响规律。结果表明：OLGA软件模拟两条采气管道的压降和温降与实际生产数据一致,其模拟结果可靠;下坡管内持液率小于0．05,流体与管壁间的剪切力小于20Pa,上坡管内持液率为0．3～0．4,液相一管壁最大剪切力为80-270Pa,上坡管段是积液和腐蚀严重的区域;气体流量对龙岗001—6#低流速采气管道的流动特征参数影响很大,进一步减小气体流量会使上坡管内持液率及液体一管壁剪切力急剧增大,从而加剧管内积液和腐蚀;当气体流量增大至97．5×10^4m^3／d时,管内的持液率和管壁剪切力均很低,管内积液和腐蚀问题有所缓解。（表6,图6,参9）     

基于白化滤波的天然气集输管道微泄漏定位方法

油气田集输管道因腐蚀导致的微泄漏信号提取和识别是泄漏监测技术领域的一大难题.针对淹没在管道噪声中的微弱泄漏信号,提出了一种基于白化滤波的天然气集输管道微泄漏定位方法.以某油田天然气集输管道为例,采用自适应白化滤波算法消采集信号中的除低频分量,进而对泄漏定位公式进行优化,通过互相关方法计算管道上、下游信号的延迟时间,得到...     

管线钢应力诱导型氢致开裂分形试验

以酸性气田集输管网中16MnR 和20 号钢为研究对象,开展应力诱导型氢致开裂分形试验,以验证相关理论模型的正确性。试验制备了两种管线钢的双悬臂梁试件,并将其浸入不同H2S 体积摩尔浓度的腐蚀溶液环境中,通过断口数据取样分析及计算,验证了管线钢氢致开裂的断口形貌具有分形特征,以及应力强度因子与分形维数具有对数正比趋势的关系,同时验证了氢致开裂判据模型、氢致开裂分形扩展速率模型、氢致开裂分形物理机制模型的正确性,可为在役管道氢环境下的裂纹扩展速率的预测提供参考依据。     

油气管道腐蚀挂片悬挂装置的研制与应用

针对实施常规腐蚀挂片悬挂作业时需要管道停输而影响正常运行的问题,研制了不需停输的管道腐蚀挂片悬挂装置.该装置采用主体填料密封系统与闸板相结合的独特设计,将管道内部介质与外部安全隔离,通过上丝杆机构将腐蚀挂片悬挂至预定位置,在不影响管道正常运行的情况下,快速、便捷地完成腐蚀挂片装卸工作,实现对管道的动态监测.在新疆克拉玛依油田红浅1井区火驱先导试验项目开发区块油气集输管道进行现场应用,结果表明:该装置满足中、低压管道设备的使用要求,且动态装卸腐蚀挂片准确率及成功率高.     

大涝坝凝析气田单井采气管道预防水合物工艺

大涝坝凝析气田在冬季生产过程中,受环境温度影响,单井井口采气管道因水合物堵塞严重影响安全生产.针对大涝坝凝析气田单井采气管道水合物堵塞管道及防治工艺现状,采用HydrateVersion 5.3软件对水合物形成温度进行预测,对防治水合物工艺措施进行优化.研究结果表明：在6 MPa运行压力下,冬季实际温度低于预测水合物形成温度16.715℃,采气树井口立管及采气管道弯头部位易形成水合物.加注质量分数10％～15％的甲醇,预测水合物形成温度为10.11～12.68℃.通过在DLK6井采用中频感应加热技术,当输入电流为20 A时,监测到加热管段末端流动介质温度为18.7℃,高于预测水合物形成温度16.715℃.通过加注甲醇和采用中频感应技术均可以有效地预防水合物的形成.