高含水原油集输管道内腐蚀预测及监测方法

针对高含水原油集输管道内腐蚀穿孔事故日趋严重的工程实际问题,对高含水原油集输管道内腐蚀高风险点预测及内腐蚀缺陷监测方法进行了综合研究。基于原油集输管道管内介质的液滴携带机理,给出了该类管道内腐蚀高风险点的预测和判定方法;基于场指纹腐蚀监测原理,研究了代表腐蚀缺陷深度的指纹系数的空间分布规律,给出了其与管道壁厚减薄量的对应关系曲线,建立了高含水原油集输管道内腐蚀状况的评估模型。研究可为高含水原油集输管道科学管理及保障原油集输管道安全运营提供技术支撑。     

CO2/H2S共存条件下集输管道选材的新方法及应用

在CO₂/H₂S共存条件下集输管道中,管道发生腐蚀的可能性急剧增大,因此集输管道的选材至关重要。若选择管材级别较低,则会严重影响管道的正常生产;若管材级别较高,会引起经济成本的浪费。为了使集输管道在CO₂/H₂S共存条件下选材更加合理。在CO₂/H₂S共存腐蚀速率预测模型的基础上,提出了一种新的集输管道选材方法,新方法的步骤为：计算材质的均匀腐蚀速率,腐蚀速率应满足NACE 标准中腐蚀速率的控制值(小于0.076mm/a),结合管道的设计寿命、剩余强度和经济性评价,确定在CO₂/H₂S共存体系下集输管道的材质。以某油田集输管道为示例,根据新方法选择的材质与实验得到的管材结果一致,验证了新方法的准确性。集输管道选材新方法在保证集输管道安全运行的前提下,能够有效降低管材质选择的成本,有利于保证集输管道的安全性和经济性。     

文昌油田作业区全面腐蚀管理系统应用

作为保障海上油田安全运行的重大举措，海底管道和设施的腐蚀管理已经受到了国内外的高度重视，并处在不断地推广应用之中。为了方便海上油田腐蚀管理技术的实际应用，研制开发了适用于海上油田海地管道和设施的全面腐蚀管理软件。为此，介绍了该软件的结构、模块、特点，主要功能和用户界面。该软件由设施管理、腐蚀检测、腐蚀控制．评估分析四个模块组成;可以运用该软件管理海底管道和设施的腐蚀完整性数据信息，进行海底管道和设施的腐蚀控制，风险分析已经剩余寿命的计算；此外，谊软件还具有可扩展性强的特点。     

油气集输管道的腐蚀速率预测研究进展

中国大多数油气田开发步入中后期,采出介质腐蚀性不断增强,导致油气集输管道频繁发生腐蚀、穿孔及泄漏。系统综述了油气集输管道的腐蚀环境、主要腐蚀类型、关键影响因素以及基于不同方法建立的腐蚀速率预测模型等方面的国内外研究进展。研究结果表明,油气集输管道的腐蚀环境恶劣、腐蚀风险较大,在油-气-水三相复杂流动状态下容易发生氢去极化腐蚀,主要两种腐蚀类型是均匀腐蚀和点蚀。同时,影响集输管道腐蚀的因素与流体介质和运行工况密切相关,导致腐蚀速率预测是一个非线性、多因素参与和交互的复杂问题。目前提出的主要三类腐蚀速率预测模型中,经典理论解析模型应用范围有限、精度欠佳;回归方程模型可以考虑更多的影响因素即提升了应用范围,但对于建立的高度复杂的表达式精度仍不足;但数值计算模型可以解决参数多样、关系交错且不连续的非线性问题,经过优化算法,模型的精度、适应性、可拓展性也会随之提升。进一步,展望了腐蚀速率预测模型的未来重点研究方向。     

基于试验的天然气集输管道失效性机理分析

为分析天然气集输管道的腐蚀失效行为，确定集输管线腐蚀形貌特征与产物成分，查明其腐蚀失效特征、腐蚀类型及失效机理。管道失效性分析以试验研究为主要手段，通过表面宏观测量分析管道内壁的腐蚀部位及宏观特征，开展材料力学性能、显微硬度、化学成分、金相分析等试验检测管道材质。对腐蚀穿孔处取样，采用扫描电镜（SME）进行微观形貌分析，结合能谱分析(EDS)和X射线衍射（XRD）技术对腐蚀产物作进一步物相分析。结果表明：管样失效处基体化学成分和材料力学性能符合国家标准要求，金相组织正常。管道钢L245在高矿化度水环境下发生CO2腐蚀，形成疏松、多孔且带裂纹的簇状腐蚀产物，腐蚀产物主要成分为FeCO3和Fe2O4，腐蚀产物膜与金属基体结合强度低，流体介质冲刷发生剥离并加速金属溶解和腐蚀性物质扩散，形成具有自催化的电化学腐蚀。     

油田油气集输管道信息化管理的必要性分析

本文阐述了油田油气集输管道现有管理方式存在的弊端,提出了油田油气集输管道信息化管理的必要性,分析了油田油气集输管道信息化管理平台组建的可行性,为促进油田油气集输管道信息化管理机制的建设提供了科学合理的建议与思路。     

管道内检测技术在鲁宁线上的应用

长距离埋地管道运输是目前石油天然气资源的主要输送方式,由于埋地管道运行环境复杂,各种原因造成的管壁腐蚀直接影响管道的使用寿命.如何了解管道的腐蚀状况,有针对性地对管道进行维修,确保管道的安全运行,延长管道的服役时间,是进行管道内检测的根本目的.我们对鲁宁输油管线共检测了647公里,获取了第一手检测资料库,为进一步分析鲁宁管线腐蚀情况和安全评估提供了科学依据.     

基于风险的油田油气集输管线检测周期确定方法

本文以风险检测和风险评价为基础，研究了基于风险的油田油气集输管线的检测周期确定方法，依据相对风险值及其中的失效概率和失效后果指数两个因子，确定油田油气集输管道的安全系数，最终确定其检验周期，并以实例验证了其实用性。     

油田注水管道的腐蚀致因和“反腐”策略研究

该文分析了当前我国大部分油田注水管道腐蚀的致因，并给出了“反腐”策略，希望该文的分析能为油田注水管道的“反腐”提供一定的理论借鉴和实践参考。     

油气储运中的埋地管道腐蚀问题研究

管道运输以其成本低、收益高在油气输送中得到了广泛的应用。由于受到环境中腐蚀介质的作用,石油、天然气管道的腐蚀难以避免,本文简要介绍了埋地管道腐蚀原因,分析了目前管道腐蚀检测与评价技术,并针对腐蚀原因提出缓解管道腐蚀的措施对策。     

浅谈城市燃气管道腐蚀检测及技术

文章介绍城市燃气管道的腐蚀的原因分类和检测所面临的技术难题,并着重阐述了城市燃气管道腐蚀的检测技术。     

集输管道CO2/油/水环境中X65钢的腐蚀特征

通过高温高压动态反应釜实验模拟油田集输管道腐蚀环境,采用腐蚀失重、X射线衍射、扫描电镜和电化学分析等方法,研究了CO2/油/水环境中X65钢的腐蚀行为.结果表明:不同原油含水率条件下,X65钢CO2腐蚀形态发生改变.含水率较低(40%~50%)时,原油的浸润作用使X65钢表面发生均匀腐蚀,局部由于原油吸附不均匀出现点蚀特征;含水率在70%~80%之间时,原油对钢表面屏障作用减弱,生成的产物膜厚而疏松、局部脱落引发台地腐蚀;含水率为90%时,台地腐蚀破坏区域扩大,腐蚀加重.原油可以明显改变腐蚀产物晶体颗粒大小、堆垛方式、产物膜结构以及化学成分.在原油的缓蚀作用下,X65钢CO2腐蚀过程的温度敏感点向低温段移动,出现在50℃左右,腐蚀速率降低区间变宽,X65钢耐蚀性增强.     

金属油气管道腐蚀的β射线检测方法

利用放射性物质衰变释放的粒子流在穿越不同厚度的屏蔽材料时,粒子输运过程和能量衰减程度不同的特性,提出通过检测管中β放射源产生的β粒子在管道外部形成的能量沉积,对架空金属油气管道的腐蚀状态进行在线无损检测的方法.分析了β粒子在穿越不同厚度的钢铁屏蔽材料后光子和电子流量与其能量分布的差异与特性,模拟试验β放射源投入管道后衰变产生的β粒子从内部穿透出不同腐蚀程度的金属管壁进入外部NaI粒子探测器的粒子输运结果,最后通过方差分析研究腐蚀厚度和面积对射线探测法的灵敏性影响.研究结果表明:射线探测法对腐蚀厚度的检测灵敏性强,该方法能够有效检测出厚度超过管道壁厚40％以上的腐蚀破损.     

神经网络用于油田地面集输管道结垢预测

利用典型的误差反传神经网络理论,对油田地面集输管道结垢进行预测和评判,避开了各种因素对其结垢影响规律的难题,准确地预测和评判地面集输管道的结垢情况。应用人工神经网络分析某油田地面集输系统管道的结垢情况后表明,人工神经网络无需建立数学模型,学习过程通过自动调节神经元之间的连接权值完成,在选取有代表性的训练样本情况下,人工神经网络能够成功地预测和评判地面集输管道的结垢情况。     

塔河油田注气井管道腐蚀特征及规律

 塔河油田为海相沉积形成的碳酸盐岩油田,地层液具有高矿化度、高Cl^-、高含CO₂、高含H₂S 特点,而注气井注气、焖井及生产过程中,含有溶解氧,使得腐蚀环境更加恶劣.通过分析油田碳酸盐岩油藏注气井地层采出液水、管道生产运行工况以及在注气工艺的调研基础上,应用X 射线衍射(XRD)分析、扫描电镜、能谱分析及点腐蚀影像(VMS)分析等测试分析手段,研究注气井井下及地面管道腐蚀产物及形貌特征,通过在注气井井底油管、井口及采油树内管道及地面生产管道内挂入3 种在用材质的监测挂片,研究注气、焖井及生产过程中不同监测部位的管道的腐蚀速度、形态及规律,研究规律为:从井底、井口到地面管道,随着监测周期加大,腐蚀坑的加深及加大,腐蚀速率增大;由注气过程、焖井过程向生产过程腐蚀程度逐步变大,纵向腐蚀能力增强;注气及生产过程中的35CrMo、P110S 及P110 3 种管道在用材质的耐蚀性变差.通过分析建立了注气、焖井以及生产过程中控制油田注气井井底、井口及地面管道腐蚀特征及规律的机理模型.     

油田环状集输流程埋地管道温降计算方法研究

以工程热力学、传热学、油气集输、多相流等学科知识为依据,根据能量守恒定律建立油田环状集输流程埋地管道的温降计算模型,找出油田环状集输流程埋地管道的温降计算方法.同时,对油田生产现场的温降进行测试,通过试验数据验证建立的温降计算方法满足工程应用.     

埋地压力管道腐蚀泄露的几种检测监控技术

利用电磁检测技术来监控管道的腐蚀和泄漏已经十分普遍。目前各个油田以及燃气公司都在使用这些技术。依据电磁学原理创造的检测方法很多，主要有标准管地电位法、涡流法、变频选频法、直流电压梯度法等，     

基于贝叶斯检测的在役管道腐蚀可靠性分析

针对在役油气管道腐蚀失效的现状,建立基于Pcorrc承载能力模型的管道可靠性计算方法,利用蒙特卡洛计算方法计算不同时期管道腐蚀可靠性.引入贝叶斯方法建立在役管道腐蚀检测可靠性分析模型,通过计算给出不同检测方法的检测周期,经计算管道在运行至20~40年内需要重点检测维护,在有效检测条件下,管道的再检测周期为10年左右.该方法对管道腐蚀检测方法与检测周期的选择具有重要意义.     

管道内腐蚀检测技术进展

介绍了国内外管道内腐蚀检测技术的发展状况。针对国外先进的漏磁法智能爬行机和超声波智能爬行机,分析了其检测管道内腐蚀的原理,以及这类智能装置的基本组成和工作过程,同时指出了国内管道腐蚀检测技术所存在的差距和亟待解决的问题。     

高含硫集气站加热炉出口X52管材点腐蚀特性

对某气田集输系统加热炉出口进行现场挂片腐蚀试验,针对加热炉出口管道的点蚀问题,使用VHX-1000E超景深三维立体显微镜微观分析方法,得到试验样本点蚀形貌;运用概率统计分析方法得到管段点腐蚀分布规律;借助X射线衍射仪分析了点蚀产物.结果表明,试样腐蚀412天后,点蚀的密度较大、深度较深,点蚀深度介于50～150μm,腐蚀表面产物成分主要是S、FeS和FeO,硫沉积是点蚀发生的主要控制因素.该研究成果为高含硫天然气集输管道的腐蚀设计及安全运行提供理论依据.