威远气田混输管道腐蚀机理及影响因素

对威远气田气水混输管道的现场腐蚀产物进行化学分析,结果表明:取自现场腐蚀管段的腐蚀产物主要为FeS和FeS2,以及腐蚀管段在大气中放置期间FeS生成的氢氧化亚铁Fe(OH)2和氧化铁Fe2O3.通过室内模拟实验研究,验证了该管道腐蚀以H2S腐蚀为主.研究了地层采出水的温度、所含离子类型、H2S含量、矿化度及pH值等因素对管道腐蚀的影响规律,得出温度对管道腐蚀的影响最大.     

浅水海底混输管道设计压力的确定方法

浅水海底管道工程设计参考的规范主要有:DNV OS-F101-2000,ASME B31.4,ASME B31.8,API RP1111,GB50253和GB50251。这些规范均未具体规定如何选取管道的设计压力,不同观点导致设计压力的确定存在不同的结果,因此分析了各个规范有关设计压力的定义和规定,认为目前以管道最大操作压力或最大操作压力的1.1倍作为设计压力存在诸多局限性。以中国石油集团海洋工程有限公司工程设计院设计的海底混输管道为例,讨论了设计压力与管道壁厚、压力开关和压力报警设定值以及增输余量的关系。建议基于海底管道的总体设计规划,结合海底管道工艺和结构的设计结果,合理确定海底管道的设计压力。     

原油海底管道掺气混输的可行性研究

利用OLGA2000多相流非稳态模拟软件,对LD10-1CEP至陆地终端的海底输油管道每天增输5×104m3天然气的工艺可行性进行了研究,计算结果表明,应用油气混输工艺是可行的,虽然管道中会出现段塞流,但并不严重,仅需在终端设置一个分离器或段塞流捕集器即可控制段塞流。经过计算,分离器的理论最小容积为33.76m3,在安全系数为1.5时,分离器的容积为50.63m3。     

海底管道多相混输技术研究现状与发展

介绍了海底管道多相混输的技术特点,从流型识别、压降规律、温降规律和模拟计算等方面论述了海底多相混输管道相关技术的研究现状.探讨了海底管道多相混输技术的研究发展方向,包括多相增压设备的研发、压降规律和温降规律的模拟计算、段塞流和水合物等技术难题的解决以及长距离多相混输技术的攻关.     

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。     

基于KPCA-IGOA-ELM的油气混输管道腐蚀速率预测模型

油气混输管道内腐蚀速率较大,准确预测混输管道内腐蚀速率对于提升管道完整性管理水平具有重要意义。针对这一问题,首先,利用现场监测结果构建评价指标体系和数据集,采用核主成分分析法(Kernel Principal Component Analysis,KPCA)进行降维操作,随后利用改进的蝗虫算法(Improved Grasshopper Optimization Algorithm,IGOA)对极限学习机(Extreme Learning Machine,ELM)进行优化,确定最优网络结构和激励函数,提出了KPCA-IGOA-ELM组合预测模型。利用该模型,以8组数据为基础进行预测,并与其他模型预测结果进行对比,以此验证预测效果。结果表明：KPCA算法共提取出3个主成分,简化了ELM模型的网络结构,其中H₂S分压、CO₂分压、Ca²⁺浓度、Cl-浓度、温度、流速对腐蚀作用的贡献较大;通过试算法确定最优ELM模型的网络结构为3-32-1,激励函数为Sigmoid函数,此时的均方根误差最小;KPCA-IGOA-ELM组合预测模...     

威远气田气水混输管道材质优选实验

以四川威远气田威001-H1井气水混输管道为研究对象,在由气田采出水构成的20℃和60℃腐蚀模拟环境中,开展管材优选实验.基于金相显微镜对腐蚀挂片微观腐蚀形貌的定性分析及失重法确定腐蚀速率的定量分析,研究待选管材20#钢、20G、N80、L245NCS、L245NB、X60管材及奥氏体不锈钢316L、2205双相不锈钢的耐蚀特性,分析温度、时间、pH值对不同管材腐蚀速率的影响规律,逐步淘汰不适于作为气水混输管道的管材,最终确定适用管材的推荐顺序依次为2205双相不锈钢、L245NB、L245NCS.     

埋地长输管道腐蚀原因及改进措施

通过对鲁宁（山东－仪征）输油管道的防腐层状况，恒电位仪运行参数和管道本体进行调查分析认为，管道腐蚀的主要原因是由于管道防腐层的老化造成剥离，形成剥离覆盖层对阴极电流的屏蔽，致使剥离覆盖层下的管道处于腐蚀状态中，形成保护死角所致。提出加强管道防腐层检补漏，大修和增设阴极保护装置等措施是延长管道使用寿命的最佳方法。     

海底油气混输管道严重段塞流的问题分析

对海洋平台油气混输管道易发生段塞流的问题进行了分析,给出了工程中预测严重段塞流发生的经验公式以及控制严重段塞流发生的几种常用控制措施,并在自供气举法的基础上提出采用改进调节注气量的方式可实现对强烈段塞流的有效控制.     

长庆油田混输管道的结垢与防垢措施

针对长庆油田多层系油藏采出水性质差异较大,集输系统管道中结垢严重的情况,对油田不同层系采出水的水质进行分析。结果表明:油田采出水的矿化度高、钙镁离子含量高、同时含有钡和锶。基于采出水的水质分析,采用混输污垢监测实验平台模拟了油田集输系统的运行工况,得出了不同层系采出水混输的最优、最差运行工况及污垢年沉积量,为长庆油田集输系统的运行优化提供了依据。针对不同的结垢情况,主要防垢技术包括:避免不相容的水混合、控制物理条件、使用防垢剂和工艺优化。     

西江油田现役海底管道内腐蚀现状评估

借助SEM、EDS、XRD等技术手段对西江油田现役海底管道内腐蚀现状进行综合评估,结果表明:该海管横卧直管段的腐蚀产物比较疏松,未见开裂现象,过渡段、弯管段、直管段的腐蚀产物呈淤泥状,呈现出不同程度的裂纹痕迹;最深腐蚀坑集中在横卧直管段和直管段,过渡段、内弧和外弧腐蚀坑深度较浅,但腐蚀坑横向扩展较大。分析了该海管的内腐蚀机理和耐腐蚀性能,着重讨论了流体流场状态、原油蜡含量、凝析水等因素对海管腐蚀的影响,结果表明:服役期内该海管主要表现为CO2腐蚀,均匀减薄率和局部腐蚀速率在轻度和中度腐蚀范围内,表现了良好的耐腐蚀能力。     

基于参数优化GM-Markov模型的海底管道腐蚀预测

为了避免由海底管道腐蚀导致的穿孔泄漏等事故,及时对海底管道进行维修和防护,利用传统灰色系统处理少数据与贫数据的特点、马尔科夫理论预测未来状态的特点,提出基于参数优化GM-Markov模型的海底管道剩余寿命预测方法。首先分析了灰色GM(1,1)模型构建的可行性,随后建立参数优化的GM(1,1)模型,改变模型初始条件,对海底管道腐蚀深度进行预测。根据预测的腐蚀深度,利用Markov模型对海底管道未来腐蚀状态作定量分析,预测其剩余寿命。以某海底管道试验段为例,预测了该管道的剩余寿命。结果表明:改变初始条件后的模型可在样本数据少的情况下达到更高的预测精度,推广应用性较强。(图3,表6,参31)     

海底管道泄漏事故统计分析

统计分析了墨西哥湾和中国海域203起海底管道泄漏事故,得出第三方破坏、冲刷悬空、管道腐蚀为事故主要致因。分析了第三方破坏的起因,提出了应对措施和维护方法。建立了海底管道悬跨鱼刺图模型,认为设计埋深不合理、施工埋深不足、未采取保护措施、施工质量不达标和地形数据不准确是导致悬跨的深层次原因,并提出悬跨防控措施。指出引起海底管道腐蚀的因素包括防腐层失效、阴极保护失效、管道自身缺陷等,给出了减少腐蚀泄漏的措施。统计分析结果可为降低海底管道运行风险水平、提高日常作业管理和事故应急能力提供参考。（图4,表1,参15）。     

海底天然气管道多相流动与腐蚀状况分析

为全面了解某海底天然气管道的运行状况,保证天然气海管的安全运行,通过建立天然气海底管道仿真模型和腐蚀预测模型,分别对水露点含水量状态和饱和含水量状态下的不同典型工况进行分析,得出了天然气海管流动参数分布规律、流型、积液量、水合物生成以及管道腐蚀情况。结果表明：在两种含水状态下,海管运行参数均在设计范围之内,且均无水合物生成;水露点含水量状态下积液量几乎为0,管内流型为单相流,仅立管处有轻微腐蚀;饱和含水量状态下积液量较大,管内流型为分层流,整个管道均会发生中度腐蚀。该分析结果可为海底天然气管道采取有效的防护措施提供参考依据。     

交流杂散电流对长输管线钢腐蚀行为的影响

采用电化学技术和失重法研究了管线钢在两种碳酸盐溶液中的交流杂散电流腐蚀行为。在稀／浓两种碳酸盐溶液中,电化学实验结果表明：管线钢的极化行为表现为极化曲线发生电流振荡现象,振荡幅度随交流电流密度与直流电流密度的比值增大而增大,在腐蚀电位±100mV附近振荡最为显著。腐蚀失重实验结果表明：当交流杂散电流密度为0～20A／m^2时,发生均匀腐蚀且速率较小;当交流杂散电流密度为20～100A／m^2（浓碳酸盐溶液）或20～200A／m^2（稀碳酸盐溶液）时,发生均匀腐蚀且速率增大;当交流杂散电流密度为200～500A/m^2（浓碳酸盐溶液）或大于500A/m^2（稀碳酸盐溶液）时,发生局部点蚀。交流杂散电流造成的腐蚀量约为相同直流杂散电流造成腐蚀量的1％。     

深水海底管道J形铺设参数

J形铺设是铺设深水海底管道的一种重要方法.考虑J形铺设时管道的几何非线性特性,建立了基于管土相互作用的深水J形铺设有限元模型,并针对其主要影响因素的相关参数进行研究,为深水海底管道J形铺设提供技术支持.研究结果表明:铺设角度越大,触地区附近管道应力越大,管道顶部张力越小;铺设水深增加,触地区附近管道应力明显减小,管道顶部张力明显增加;管道壁厚增加,管道上部应力及顶部张力明显增加;土体刚度影响触地区附近的管道形态,对管道整体形态影响很小.(表1,图14,参10)     

船舶锚泊活动对海底管道埋深的影响

海底油气管道保护是管道工程领域的重点工作,在沿海特别是海上交通密集区域,船舶的锚泊活动是引起管道事故的重要因素。为了有效防范管道被船锚破坏,需要综合分析船锚在海底的入土深度,确定一个合理的埋深值。对比了国内外关于海底管道埋深的不同标准,分析了船舶锚泊活动可能对海底管道造成损害的类型,从抛锚情况下锚触底后的贯穿量和拖锚情况下锚爪能够啮入海底的最大深度两方面分析了锚泊活动与海底管道埋深的关系。结合国外规定的埋深值,建议沿海船舶交通密集区域海底管道较为合理的埋深值为1.5～2 m。(图2,表4,参21)     

断层作用下海底管道应变的改进解析分析方法

活动断层是海底管道的主要地质灾害威胁之一,断层作用下管道会产生过量的轴向变形而失效。提出一种改进的走滑断层作用下海底管道应变解析分析方法:根据线性强化模型考虑了管材的非线性本构关系,通过理想弹塑性本构的非线性土弹簧模型准确计算土壤非线性约束对管道结构响应的影响,由管道受力微分控制方程推导得到管道内轴向应变的解析结果,并给出管道伸长量的显示表达式。最终基于平衡方程和迭代计算,可以精确计算管道应力应变。对比有限元计算结果,改进后的管道应变解析分析方法较现有的推荐方法(Newmark法)计算精度更高。     

长输管道防腐层的选择

综述了目前长输管道防腐层现状及常用防腐层材料的特点。从管道周围介质的腐蚀性、环境及防腐层施工等方面,分析了外界条件与防腐层失效的关系。防腐层失效的形式主要有：防腐层的剥离、破裂、穿孔及变形。分析了导致防腐失效的原因,指出产生剥离的原因与防腐层性质、钢管表面的处理,阴极保护电流有关;而破裂与土壤应力,外力及材料老化有关;穿孔是施工不当或外力造成的,介绍并评价了国内外常用的几种防腐层的性能特点,提出长     

海底油气管道全寿命周期风险评估模型

海底油气管道作为海上油气田生产系统的重要组成部分,其设计、施工、运行及弃置等各阶段均存在诸多风险。为了降低海底管道全寿命周期内各类风险,减少海底油气管道事故,围绕海底油气管道全寿命周期管理过程开展风险评估,建立了海底油气管道全寿命周期风险评估体系;根据海底油气管道的时间属性,将海底油气管道全寿命周期划分为6个寿命阶段;依据空间属性,采用递进细分原则,对海底油气管道进行分段,梳理不同阶段影响管道安全的制约因素,并对风险制约因素进行权重赋值,建立了管道失效可能性评分模型与失效后果评估模型,得出了风险值;根据风险值确定管道风险等级,再依据风险等级对危险管段实施管控,有效提升了管道全寿命周期内的风险控制水平,为海底油气管道全寿命风险管理提供了参考。(图2,表4,参22)