MP-ICDA在管道完整性管理中的应用

为了更好实施管道内腐蚀直接评价方法,以美国腐蚀工程师协会(NACE)于2016 年提出的适用于多相流管道的内腐蚀直接评价(MP-ICDA)标准为对象,研究其应用方法及步骤,检验其可靠性。利用多相流理论,以中国某油气水混输海底管道运行工况为基础,建立内腐蚀预测模型,结合高温高压反应釜实验与电化学实验,将MP-ICDA 标准成功应用于多相流管道。结果表明:海管低洼上坡段腐蚀风险较高;缓蚀剂对海管内腐蚀有较好的抑制作用;实验结果与内腐蚀预测模型预测结果接近,证明了预测模型的可靠性。MP-ICDA 对预测管道腐蚀位置与风险大小具有一定的指导作用,可为中国管道完整性管理提供决策依据。     

CO2、H2S对油气管道内腐蚀影响机制

介绍了单相流和多相流CO2腐蚀反应机理,研究了H2S电化学腐蚀和H2S应力腐蚀开裂(SSCC)反应条件及作用机制。测试了不同CO2含量对几种材料腐蚀速率的影响,给出了腐蚀反应速率曲线,分析了CO2对油气管道内腐蚀的影响规律。使用N80钢试样,在高温高压釜中进行测试,得出了不同H2S浓度下N80钢的腐蚀规律。     

油-水两相流研究及其软件在渤海油田的应用

油-水两相流是石油开采中的常见现象,具有独特的流动特征,给混输管道的安全、经济设计及混输管道腐蚀速率的确定造成很大困难。通过对多种油-水两相流的试验和理论研究,对油-水两相流现象和规律进行了分析,提出了流型和压降模型,并编制出油-水两相流的流型和压降预测软件,利用该软件对渤西油田和绥中36-1油田两条油水混输管道相关参数进行了计算,计算结果与油田实际完全吻合。     

海底油气管道多相流动中的若干技术

分析了海底混输管道多相流动中的若干关键技术问题,这些技术问题是,天然气凝析液输送技术、油水(稠油/水)输送、油气水三相流动规律的研究现状及存在问题;海底管道流动保障技术(气体水合物、结蜡等固态物控制)、海洋立管中严重段塞的形成和控制方法、天然气/凝析液清管技术、多相计量和增压设备和技术等。指出了在对多相管流研究的基础上,以流动安全技术作保障,应用先进的多相计量和增压设备,采用高度自动化控制系统,建设长距离、大口径、高压力油气混输管道,可以为我国的海洋油气田向更深水海域发展提供技术支持。     

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。     

深水混输管道停输再启动水合物生成风险

深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题。基于安哥拉某深水区块开发模式,借助PIPEPHASE与OLGA多相流软件,分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险。结果表明:停输2 h后,管内开始出现水合物生成区域;停输再启动前期,海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失,在海平面附近的立管段则迅速增大;随启动时间的延长,水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小,启动6 h后在水深约700 m的立管段消失。基于混输管道温度压力敏感性的定量描述,提出水合物生成风险定性分析方法,分析发现随海管长度、内径及气油比增大,水合物生成风险增大;随含水率增大,水合物生成风险减小。计算结果能够较好地指导多相混输管道选型、路由及混掺比例设计。     

深水混输管道停输再启动水合物生成风险北大核心

深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题。基于安哥拉某深水区块开发模式,借助PIPEPHASE与OLGA多相流软件,分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险。结果表明:停输2 h后,管内开始出现水合物生成区域;停输再启动前期,海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失,在海平面附近的立管段则迅速增大;随启动时间的延长,水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小,启动6 h后在水深约700 m的立管段消失。基于混输管道温度压力敏感性的定量描述,提出水合物生成风险定性分析方法,分析发现随海管长度、内径及气油比增大,水合物生成风险增大;随含水率增大,水合物生成风险减小。计算结果能够较好地指导多相混输管道选型、路由及混掺比例设计。     

我国油气储运相关技术研究新进展

系统梳理了我国油气储运相关技术的最新研究进展,提出了需要重点关注的其他热点问题。对于油气管道完整性和失效控制技术,强调了失效控制的理念及其与完整性管理相结合的必要性;对于热油管道流动保障技术,介绍了蜡沉积、原油流动特性及停输再启动等研究成果;对于冷热原油交替输送技术,介绍了热力影响因素和数值模拟等研究成果;对于多相混输技术,介绍了各种多相体系数值模拟的研究成果;对于成品油顺序输送混油控制技术,介绍了混油切割方法、混油质量分数模型及混油界面在线跟踪等研究成果;对于腐蚀控制技术,介绍了阴极保护系统数值模拟、杂散电流腐蚀、油流携水等研究成果;对于化学添加剂技术,介绍了复合纳米材料、油品减阻剂、天然气减阻剂等研究成果。     

冷热原油顺序输送过程混油浓度的数值模拟

基于Fluent多相流(VOF)模型,采用有限容积法建立了顺序输送混油数学模型,针对冷热原油顺序途经90弯头、10m落差的管输过程进行了数值模拟。以大庆原油和俄罗斯原油为例,分析了不同输送顺序、流速、油温对混油浓度的影响。研究表明:在冷热原油顺序输送过程中,提高输送速率可以缩短混油段长度,且在流速一定的情况下,前行密度小、粘度低的俄油,后行大庆油的温度相对越低,掺混量越少;当后行密度小、粘度低的俄油,前行大庆油的温度相对越高,掺混量越少。该数值模拟结果与管道的实际运行情况相符。     

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。     

基于RS-ISOA-KELM的输气管道内腐蚀速率预测方法

【目的】地面输气管道易出现严重的内腐蚀问题,为保障管道服役安全,需准确预测管道内腐蚀速率。【方法】通过粗糙集（Rough Set, RS）理论筛选影响腐蚀的主控因素,将重构数据集作为输入、腐蚀速率作为输出,对核极限学习机（Kernel Based Extreme Learning Machine, KELM）模型进行训练,并利用改进的海鸥优化算法（Improved Seagull Optimization Algorithm, ISOA）对模型超参数进行优化,从而提出了一种基于RS-ISOA-KELM模型的输气管道内腐蚀速率预测方法,与其他组合模型的预测精度进行对比,并进行了长期预测效果及模型普适性分析。【结果】在Sphere、Schaffer、Rosenbrock、Rastrigin、Griewank 5个基准函数上对ISOA算法进行收敛性分析,发现其在求解精度和计算稳定性上具有较强优势;利用某气田区块的实际运行数据对该模型进行验证,结果表明温度、CO2分压、H2S分压、流速、Cl-含量、含水率、缓蚀剂残余浓度是影响内腐蚀的重要因素,其中H2S分压、流速、缓蚀剂残余浓度的权重最大;使...     

流动状态对混输管道损坏的影响

针对胜利油田孤东区块出砂严重，污水矿化度高，混输管道的腐蚀及损 坏的实际情况，分析了流动状态对混输管道损坏的影响，在分析流体运动机理的基础上，进行了气流两相流试验，指出螺旋流动可以减少管道底部的沟槽状局部腐蚀，从而达到防腐缓蚀的目的。     

基于多相流模拟的原油输送管道内腐蚀预测

因油中携带的溶解了腐蚀性杂质的水在管道低点或流动死区聚集导致管道内腐蚀而发生穿孔的问题越来越突出,基于此,针对管输原油含水量低、原油透光性弱、难以通过传统的试验方法确定油水两相流的流动状态的问题,运用流体仿真软件Star-ccm+,结合输油管道实际工况,对低含水率(含水量体积分数不高于1%)的原油在管道内的油水两相流进行模拟计算,结果表明:当前输油条件下,距离三通2 m后的盲管段内的流体基本不再流动,管道底部水的体积分数比管道上部高12.2%,水发生明显沉降,据此,对输油站内管道腐蚀情况进行预测,进而确定了安全运行重点监测部位。     

西部成品油管道顺序输送的混油控制

阐述了西部成品油管道概况,不同油品顺序输送形成混油的机理及混油浓度的分布规律,分析了导致西部成品油管道混油量增加的主要因素,包括初始混油和过站混油、流速变化、粘度差异、停输和地形起伏大等。管道不满流与流速陡增造成的混油不同于平原地带的管道满流时的混油情况。针对西部成品油管道大落差地形的特点,提出了减压系统设计、采用变径管、提高管内油品流速、合理安排顺序输送次序等减少混油的措施。     

氢致微裂纹应力腐蚀损伤管道的寿命预测

管道的断裂损坏常常始于微裂纹,研究微裂纹的形成原因、分布情况、扩展规律、扩展速率和影响因素等对于管道的寿命预测有重要的参考价值。基于损伤力学原理分析了管道应力腐蚀损伤演化模型,根据微裂纹扩张的位能和动能计算式以及能量守恒原理,推导得出氢致微裂纹扩展速率与管道剩余寿命的关系:微裂纹扩展速率与氢压有关,随着氢压的增大而增大。结合实例计算了管输介质H2S和CO2含量对管道剩余寿命的影响规律,结果表明:当管道中同时存在CO2和H2S时,管道腐蚀加剧;当输送压力和其他参数不变时,随着H2S和CO2含量增加,管道剩余寿命逐渐减小。     

渤西油田严重段塞流控制措施数值模拟

渤西油田QK18-2平台至QK18-1平台之间的混输海管存在严重段塞流现象,由于段塞的不稳定性,易导致分离器发生溢流造成危险。采用OLGA软件对两平台之间的海底管道模拟计算得知,立管底部压力和管道出口瞬时液体质量流量发生剧烈的波动。为了防止严重段塞流危害管道及管道下游的工艺设备,分别对顶部节流法、多相泵增压法、气举法3种控制措施进行数值模拟,结果表明:3种方法均能很好地抑制严重段塞流。当节流阀开度为3%、多相泵安装在立管底部且增压为0.5 MPa、注气量为5 kg/s时,海管严重段塞流完全消除。综合考虑,最终推荐采用顶部节流法,建议节流阀开度为10%,以此有效地指导了渤西油田段塞流控制的工程实践。     

大落差地下水封油库收发油作业的安全性

大落差地下水封油库进行收发油作业时,地面至洞库的立管易出现不满流及喷溅现象,油流对立管底部的冲击力较大.为此,需要在立管上安装节流板,进油立管安装节流板后,底部所受冲力仅为安装节流板前的20％～34％.基于能量守恒及节流板设计规范,建立了收发油工艺数学模型,计算确定了节流板的位置、厚度、孔数、单孔直径等参数.使用TLNET软件模拟地下水封油库停输再启动过程,分析了收发油管道的瞬态压力变化趋势,当启、停泵时间为2 min时,管道沿线最大瞬变压力低于1.9 MPa,小于管道设计承压,不会对油库的作业安全造成威胁.     

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...     

混输管道与多相泵的组合特性

多相泵与混输管道有其各自的性能曲线，针对使用MPC208－76型双螺杆2多杆泵在10km的管道上对油气混合流体进行了增压输送的情况，研究并分析了不同管径，不同含气率以及不同流体粘度条件下，混输管道性能曲线与多相泵性能的组合特性，研究结果表明，管径，含气度率及流体粘度对管泵系统的流量影响不大，而对压力降则有显著影响。     

GP—1输气管道缓蚀剂的研制

由于管输天然气中硫化氢和水含量较高,管道内壁腐蚀程度呈增长趋势,近年来未保护管道的腐蚀穿孔及硫化物应力腐蚀开裂事故时有发生,严重影响了输气生产。为提高抑制局部腐蚀能力及综合性能,研制了GP-1输气管道缓蚀剂。该缓蚀剂是酰胺化合物复配其他缓蚀组分的复合型缓蚀剂。通过室内评定(挂片失重法和电化学方法)及现场模拟试验,认为GP-1缓蚀剂浓度为100×10~(-6)时,其缓蚀率已达97.7％,且抑制坑蚀能力较强,综合性能良好,适用于抑制含硫化氢的天然气集输管道的内壁腐蚀。