带配重海管内壁和管端的特殊防腐技术

针对外带水泥配重和3PE防腐层的海管在储存期间出现的内壁和管端严重腐蚀问题,采用涡流无损检测技术,剔除了低于标准要求的海管,并对剩余海管进行了防腐工艺设计。使用管道内喷涂机器人进行防腐涂层涂敷,并对管端进行包扎和保护处理,使海管达到了临时储存的防腐要求和未来服役内壁高抗腐蚀的设计要求。     

封存海管湿气投产水合物形成评价及流动保障

针对中国某海域封存海管湿气投产过程中潜在的水合物形成风险,利用HYSYS软件,模拟分析其相平衡与水合物形成条件;利用PIPEPHASE软件,模拟分析海管沿程湿气的压力和温度分布;采用静态模拟实验方法,测试分析模拟湿气水合物形成速度;对比分析数值模拟与实验模拟结果,评价海管内水合物形成的可能性,提出海管湿气投产的安全保障措施,确保海管湿气投产的顺利实施。结果表明:若海管不采取加注抑制剂或保温等防护措施,在4~6 MPa的湿气投产过程中理论上会形成水合物,凝析油有助于抑制水合物的形成,海管沿线湿气压力随海底起伏而波动,但全线压力损失不大,管内湿气温度很快降至环境温度;模拟实验证实了数值模拟结果的准确性与可靠性,通过采用合理的投产方案,加注乙二醇等措施可确保投产安全。     

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。     

无人艇海管检测系统的研制及应用

为保证海底管道的安全运行,定期巡检必不可少,而传统检测方法存在诸多问题,限制了海管检测的频率和效率.为此,提出一种无人艇(Unmanned Surface Vessel,USV)海管检测系统,该系统通过在USV上搭载海管检测系统,可实现出海作业由岸上人员远程操控,并可自主航行开展巡线.USV海管检测系统由USV子系统、...     

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。     

基于首轮内检测数据的成品油管道内腐蚀分析及对策

为了做好在役成品油管道内腐蚀的监测和防控,通过进一步挖掘首轮内检测数据的价值,提出了分析思路:通过差异分析水线区域内的内腐蚀绝对深度的离散情况,结合内腐蚀与焊缝、弯头等管道附件的相对位置以及管道工艺运行情况等数据信息,半定量定位内腐蚀敏感区。以某成品油管道为例,对两条管段内的腐蚀情况进行分析,发现管内的腐蚀集聚是由于管道施工建设期产生的内腐蚀逐渐发展形成的。定位了以管节为基本单元的腐蚀敏感管段,建议将管道内检测数据作为工程建设质量评估的关键数据,新建管道尽早开展以实施内检测为目标的管道清管作业,增加清管频次,尽快将管内铁锈清除干净,随后开展常规清管作业,从而有效减缓内腐蚀的发展。(图2,表4,参20)     

海洋仪器试验场测试装置立管结构设计与强度分析

根据海洋仪器试验场建设需要,对传感器等海洋仪器进行检测的装置立管及其附属结构进行设计与分析十分必要。检测装置由不同直径的PE立管相互嵌套为主体,可搭载5个直径50 mm的传感器,传感器挂载装置可自动适应海上潮位变化,螺旋桨旋转形成涡流以清除附着生物。CFD圆柱绕流仿真计算以及对装备固定螺栓组和卡箍失效分析结果表明,消波管可引导装备立管绕流及尾流的汇流,控制尾流的流向,削弱流体流经立管时产生的涡流影响,并且装置在海上作业具有较高的抗风浪性和可靠性。在上海市浦东芦潮港水文检测站进行的测试表明,装置整体结构强度和形变符合设计要求,能够满足海洋仪器试验场测试装备的需要。     

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。     

管道远场涡流检测技术的进展

远场涡流检测技术是一种最具发展前景的管道检测技术.介绍了无损检测领域里最新的远场涡流检测技术的原理,概述了近年来国内外该技术的进展情况,总结了其检测特点、研究热点和存在的问题.     

管道压电超声腐蚀内检测技术研究进展

压电超声腐蚀内检测技术检测灵敏度高,并能够直接对腐蚀缺陷进行深度量化,在液态在役管道腐蚀检测方面得到广泛应用。通过分析管道压电超声腐蚀内检测技术的基本原理,总结了国内外压电超声腐蚀内检测技术的发展现状,列举了现阶段国外知名检测公司3种较先进的压电超声腐蚀内检测器的产品性能、特点,指出了压电超声腐蚀内检测技术未来的发展方向,为中国管道压电超声腐蚀内检测技术的发展提供了参考。     

基于向量式有限元方法的长输海底管道不平整度分析

海管不平整度分析是悬跨海管设计、施工和运行维护过程中的重要环节。基于向量式有限元方法,提出了一种海管不平整度分析新方法。该方法采用UWAPIPE模型模拟管土耦合作用,采用基于区域分解的MPI并行技术以提高计算效率。对我国南海一段经过沙波区的海管进行不平整度分析,得到了海管位形、悬跨状态以及管道内弯矩分布,模拟结果与水下机器人(ROV)调查结果吻合良好。在此基础上,基于大量悬跨数据的统计分析,给出了不同工况对悬跨长度和高度的影响。模拟了危险悬跨海管开挖治理后的状态,结果表明开挖治理不仅能够有效消除悬跨,同时能够大大减小管道内弯矩分布。相关方法可用于海底长输管道的安全预警。     

“二次收球”方法在管道内检测中的应用

在管道内检测中,为了减少收球时对收球设备和附属设施的损伤,提高管道内检测过程的安全性、可靠性和实用性,提出采用"二次收球"方法,即:在收清管器或内检测器场站,开启引球阀和收球阀,待收清管器或内检测器过收球筒三通后,缓慢关闭进站阀并调节其开度,使清管器或内检测器缓缓进入收球筒。以西气东输某压气站为例,从收球流程、前期准备工作等方面,将"二次收球"与传统"一次收球"作业进行对比,结果表明:"二次收球"方法能调节内检测器或清管器进入收球筒的速度,不但减少了对收球设备及附属设施的损害,而且明显改善了接收内检测器或清管器的安全性。     

海底气液混输管道瞬态清管数值模拟

海底气液混输管道由于入口液相流量较高,且存在下倾管-立管的特殊结构,导致清管器在管内运行时,清管器运行参数及管内流体的流动参数均出现较大幅度的波动。针对海底气液混输管道的清管过程,以Minami清管模型为基础,将管道重新划分为上游两相流区、清管器区、液塞区及下游两相流区,并对4个区域分别建立对应的瞬态流动模型,通过耦合各区域的瞬态流动模型,实现对海底气液混输管道清管过程中相关参数的模拟计算。最后,以渤海某实际海底气液混输管道为研究对象,模拟分析了清管过程中清管器运行参数、管内流体流动参数的变化规律,验证了模型的准确性。研究结果有助于提高管道的清管效率,为制定合理的清管方案、高效安全地进行现场清管作业提供指导。     

立管顶部节流法控制海管清管段塞的适应性

将新油气区块通过新建海底管道回接至已建处理设施,采用立管顶部节流法控制新建海底管道清管段塞存在很多限制因素,研究海管立管顶部节流法对提高已有设施的适应性尤为重要。通过OLGA软件动态模拟海管清管作业,对比了顶部节流对清管参数的影响,分析了节流阀开度、清管气体流量对清管段塞缓冲体积的影响规律。结果表明:节流阀开度越小,管道系统憋压越严重,节流阀前后压差及出口立管底部压力越大,清管段塞缓冲体积越小;清管段塞缓冲体积随节流阀等效开度的减小并非线性减小,节流阀需要达到某等效开度及以下才能达到较好效果;延长阀门动作时间可以减缓节流阀开启时造成的海管气塞;清管气体流量越小,清管段塞缓冲体积、节流阀前后压差及出口立管底部压力越小。研究结果为海洋油气混输管道的安全输送、清管作业的顺利完成提供了技术支持。     

海上平台立管安装新方法

海上立管安装技术经过多年实践已经成熟,但是大部分作业仍依赖于大型的海上起重施工船来完成。以南海某工程项目为依托,在传统立管安装技术的基础上,提出一种单独使用小型饱和潜水支持船进行立管安装的新方法,叙述了双吊机扶正立管安装施工方案,并且利用Orca Flex软件对立管安装过程进行了动态模拟分析,为施工方案的设计提供了有效的校核依据。新方法的使用减少了作业船舶的数量,有效降低了作业成本,提升了作业效率,对海上油气田开发具有重要意义。(图5,表1,参30)     

压电超声管道腐蚀检测传感器支撑结构振动特性

压电超声管道腐蚀检测器是一种利用超声波对长输管道进行在役腐蚀检测的内检测设备,结构合理的压电超声传感器支撑结构是管道腐蚀检测成功的前提。采用基于有限单元法的结构分析软件对支撑结构三维模型进行预应力状态下的模态分析,结果表明:预应力会使传感器支撑结构的固有频率高于自然状态下的固有频率,但更接近于结构的真实固有频率。通过支撑结构振动测试试验,验证了仿真分析的可靠性,同时发现试验结果与仿真结果的误差主要来源于仿真过程中对支撑结构模型的简化。研究结果对于压电超声管道腐蚀检测器的整机研制具有重要的参考价值。(图6,表3,参23)     

国内外管道腐蚀检测技术的现状与发展

综述了国内外管道腐蚀检测技术发展的现状，并对当今国外比较先进的管内智能爬机检测技术进行了介绍，通过分析国内外的差距，指出目前管道腐蚀检测技术的发展趋势就是使用管道内检测技术，结合国外爬机的使用情况，对国内在这方面的研究提出了建议。     

秦京输油管道腐蚀机理分析及腐蚀检测

针对秦京输油管道存在的土壤腐蚀、应力疲劳腐蚀、杂散电流腐蚀、管体材质不均匀产生的腐蚀问题,进行了腐蚀机理分析,对该管道外防腐层、内腐蚀进行了检测。根据腐蚀机理分析结果评价了秦京输油管道目前的腐蚀状况,认为应将管道防腐层的外检测与内检测相结合,以得出综合结论,有针对性地消除安全运行隐患,对秦京输油管道管网改造提出了建议。     

管道超声波检测器的应用与发展趋势

介绍了三种管道超声波检测器的检测及应用状况原理。指出了各种超声波检测器的优缺点，其优点是可以在不中断输油的情况下对管内壁的腐蚀进行检测，通过采集管壁厚度和里程数来判断管壁的腐蚀情况及其位置，缺点是压电超声波检测法检测速度慢、操作复杂、需要耦合剂，电磁超声波法只能对金属材料进行检测，检测灵敏度低，易受电磁干扰。对超声波检测器的应用前景和发展趋势进行了预测。     

超声波管道腐蚀检测器现场检测

介绍了从德国引进的φ７２０型超声波管道腐蚀检测器和φ７２０型管道通径检测器的技术性能，及共在鲁宁输油管道首次现场检测的过程和结果，这两种检测器都是在不中断输油生产的条件下进行在线性测的设备，检测时先运行通径检测器，检测管道通径变化量，看其是否满足管道腐慢检测器通过的要求，然后进行一系列的清管工作，刮除管道内壁的结蜡层，以减少超声波信号的衰减，最后才运行管道腐蚀检测器，两种检测器在管道中随油流推动运