基于PCA-IBAS-ELM的海底多相流管道内腐蚀速率预测

海底多相流管道运输介质中油、气、水共存,极易发生化学反应引发一系列腐蚀问题。为预测其腐蚀速率,对管内腐蚀机理及影响因素进行分析,提出基于主成分分析法（PCA）和改进甲虫天牛须算法（IBAS）的极限学习机（ELM）预测模型。PCA 筛选腐蚀因素,降低预测模型的输入指标维数,IBAS优化ELM的关键性能指标--输入权值及隐层阈值,提升预测精度。为检验模型效能,以我国海南东部某海底油气管道50组数据为例进行研究,并与其他两种模型对比分析。结果表明：温度、pH值、流体流速和CO2分压是影响该类型管道腐蚀的关键因素,PCA-IBAS-ELM预测结果与实际值拟合度更高,其均方根误差（RMSE）,平均绝对误差(MAE)和平均绝对百分误差（MAPE）和均小于比较模型。 可见构建模型对于海底多相流管道内腐蚀速率预测具有优越性。     

改进爬行动物搜索算法优化ENN模型预测管道腐蚀速率

管道腐蚀的影响因素多而复杂,建立准确的管道腐蚀速率预测模型是评价管道安全状况的关键。针对传统Elman神经网络(ENN)模型预测中易陷入极小值、泛化能力不强的缺陷,提出了一种基于改进爬虫搜索算法(引入Circle混沌映射并结合鲸鱼优化算法的狩猎策略)的ENN模型,并采用管道腐蚀速率实测结果验证了新模型的有效性。两个实例的预测结果表明,改进新模型的平均绝对百分比误差分别为0.5476%、0.7831%,其预测精度明显高于传统ENN模型。新模型在预测过程中可对权值和阀值进行寻优处理,因此有助于提升传统模型的预测精度。     

油气集输管道腐蚀剩余寿命预测软件开发

为提高腐蚀管道剩余寿命预测的计算效率,利用VB6.0开发出油气集输管道腐蚀剩余寿命预测软件.介绍软件开发过程所基于的理论基础,软件的操作流程、操作界面和操作方法.为验证软件计算的可行性,通过收集的海洋立管腐蚀速率数据和结构相应的参数,对海洋立管的腐蚀速率和腐蚀剩余寿命进行预测,预测结果表明该软件不仅具有较高预测精度,而且提高计算效率,可为腐蚀的油气集输管道的定期检测、及时修补与更换提供一定的参考作用.     

含内部冲刷腐蚀损伤的90°弯管屈曲压力的研究

针对深海油气输送管道中含冲刷腐蚀损伤的90°弯管的屈曲问题,建立了一种更符合实际损伤的简化模型,得到了冲刷腐蚀屈曲类型分布图,提出了一个按不同分类屈曲形式计算含冲刷腐蚀损伤的90°弯管屈曲压力的显式经验表达式.根据试验数据,建立了含冲刷腐蚀损伤的90°弯管的原尺寸模型,通过用户自定义Python程序实现自主调整冲刷腐蚀的损伤参数(轴向范围、周向宽度、径向深度)及管道几何参数(椭圆度、径厚比和腐蚀比).通过将自定义程序嵌入Abaqus有限元软件,建立了冲刷腐蚀简化模型,开展系统的敏感性分析.分析表明,径向最大腐蚀深度会限制轴向范围影响和周向宽度影响程度,且径向最大腐蚀深度和冲刷腐蚀轴向范围会影响弯管模型的屈曲类型,出现了3种屈曲模态,研究表明不同的损伤参数导致3种不同屈曲模态:①A类屈曲,弯管端部及其附加直管部位率先发生屈曲;②B类屈曲,冲刷腐蚀最大深度截面的环向φ=45°处率先发生屈曲;③C类屈曲,冲刷腐蚀最大深度处率先发生屈曲.依据屈曲类型划分出冲刷腐蚀屈曲类型分布图.根据数值模拟和敏感性分析结果,结合多参数非线性回归分析,建立了无量纲屈曲压力pc/py和椭圆度?、径厚比?、弯径比?、无量纲腐蚀深度De,m/t、腐蚀比?之间的经验公式.本文的研究结果可为冲刷腐蚀作用下的海底油气输送弯管的屈曲强度评估提供依据.     

含水原油输送钢管CO2腐蚀速率预测机理模型研究进展

含水原油管道的CO2腐蚀现象严重,揭示管道腐蚀机理、预测腐蚀速率对于腐蚀防护具有重要意义。在腐蚀机理研究的基础上建立的CO2腐蚀速率预测机理模型,其物理意义明确、适用范围广,是国内外研究热点。从化学平衡反应、腐蚀产物膜生成、腐蚀电化学反应、扩散传质运输四个腐蚀速率预测相关的方面综述了国内外管线钢CO2腐蚀机理模型的研究进展。建议：①明确溶液中碳酸盐对钢管内壁阳极溶解反应动力学和作用机理的影响;②分析不同工况条件下钢表面生成的CO2腐蚀产物膜化学组成、结构致密度、电化学性质、力学性质以及离子通过多孔膜的扩散系数;③开发复杂酸性介质腐蚀环境下的实验,明确H2S/Cl-/CO2协同腐蚀机理,建立多因素腐蚀预测数理模型;④从多场耦合的角度研究不同流态变换下原油润湿性、油水比等影响因素对油水接触面腐蚀特性、介质物理化学参数的作用影响,为含水原油管道CO2腐蚀的防治和预测提供理论与技术支撑。     

基于双流体模型的人工煤气管道腐蚀预测

人工煤气管网中广泛存在的多相流动腐蚀是造成人工煤气管道减薄的主要原因。针对现有检测技术难以检测输送复杂介质管道的剩余壁厚的问题,以昆明市燃气管网为例,基于双流体模型进行人工煤气管网的多相流动分析,采用实验与理论研究相结合的方法,确定了人工煤气管道的腐蚀特征,计算得到管道的腐蚀情况,结果表明：管道腐蚀程度主要与持液率和CO₂分压相关;采用多相流动仿真模型平均腐蚀速率为0.054 3 mm/a,全动态多相流模拟的腐蚀预测结果存在明显误差;建立的人工煤气管网腐蚀速率预测模型误差平均值为8.9%,优于全动态多相流模拟多相流腐蚀预测结果。     

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。     

预测管道蜡沉积速率的BP神经网络模型研究

利用灰色关联法分析了7个影响因素与管道蜡沉积速率的关联度,确定了模型的输入维数;通过建立7-10-1的BP神经网络预测模型预测了所取样本的蜡沉积速率,并对其预测精度进行验证和对比。结果表明:在考虑7个影响蜡沉积速率因素时,模型的精度可控制在0.5%左右,比考虑4个影响因素的精度更高;BP神经网络预测模型的精度与输入维数有关,维数的增大有利于精度的提高,但并不意味维数越高精度就越高;不同的初始权重和阈值对于预测的精度和泛化能力存在较大影响,但模型的精度仍在可接受范围内,因此,该模型可用于蜡沉积速率预测。     

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。     

油气生产过程中CO_2腐蚀预测研究

在油气生产过程中,由于油管的内腐蚀严重,时常发生穿孔、断裂事故,直接影响了油气田的正常生产和动态监测工作。为了弄清油气井腐蚀原因,在广泛调研CO2腐蚀的基础上,认为影响腐蚀速度的主要外部因素是环境温度、CO2分压、pH值、流速等,结合室内实验和现场应用,基于NORSOK腐蚀模型建立了更适合于油田实际的腐蚀预测模型,进行了影响腐蚀速度的敏感性分析,拓宽了NORSOK腐蚀模型的应用范围。分析结果与实验数据相吻合,说明该模型可以应用于油气田复杂环境腐蚀情况并能得到较好的分析判断结果,为油田注采CO2管材防腐预测提供了依据。     

基于灰色理论的含腐蚀缺陷油气管道剩余寿命预测分析

含腐蚀缺陷油气管道剩余寿命预测是管道完整性及安全性评价的重要组成部分.以灰色理论的基本模型为基础,提出了管道剩余寿命预测的一种方法,包括预测腐蚀速率的基本步骤以及根据腐蚀速率预测剩余寿命的基本方法,为油气管道腐蚀检测周期的确定提供了一种依据.     

塔河油田点蚀测试及评价技术应用

 系统分析了塔河油田点蚀测试和评价技术的特点及存在的问题。通过引进3D点蚀测深仪及改进点蚀评价方法,对塔河油田不同区块的点蚀状况进行评级。对地面生产系统管道开展了腐蚀规律分析、缓蚀剂防护及新材质抗腐蚀效果现场评价,得出塔河油田主力区块单井及油气混输管道CO₂/H₂S环境与点蚀速率的关系:在介质流体温度为50~70℃条件下,点蚀速率为P_CO2/P_H2S的多项式函数,呈波动规律分布。评价了单井管道及集输管道的缓蚀剂工艺防护效果,结果表明:对于布站较多的长距离集输管道应采用分段加注缓蚀剂方式防护,管道中段缓蚀率较高;布站少或距离较短的管道应采用端点加注缓蚀剂方式防护,从管道起点到末端缓蚀率升高;其中,TH10244单井管道采用"清管器+缓蚀剂"预膜防护工艺后缓蚀率高达70%。研究表明新材质(BX245-1Cr)挂片在地面集输系统试验管道中较20^#钢挂片点蚀速率下降了43.7%。     

含腐蚀缺陷管道拉伸应变能力预测模型研究

在埋地管道的基于应变设计和评估中，准确和可靠的拉伸应变能力(TSC)预测至关重要。国际管道研究理事会和可靠能源系统中心等研究机构提出的多种TSC预测模型均不适用于具有腐蚀缺陷的管道。鉴于此，本文基于经全尺寸管道拉伸实验验证的广泛参数有限元分析，提出了一种适用于腐蚀管道的TSC预测模型。在所提出的模型中，根据TSC与影响参数之间的相关关系，构建了一个缺陷几何因子函数以描述腐蚀缺陷尺寸(缺陷深度、宽度和长度)对拉伸应变能力的影响。通过非线性回归分析和误差分析验证了所提出模型的准确性和可靠性。结果表明：与有限元结果相比，所提出模型的平均预测误差为5.78%；与实验测试结果相比，模型的最小和最大预测误差分别为3.68%和24.51%；模型的预测范围可以满足应变设计地段腐蚀管道实际安全评估的需求。     

油井管接头螺纹腐蚀与防护研究进展

油井管作为油气田开采过程中的基础设施,随着油气田的不断深入开发,油气井的实际开采环境越来越恶劣,其接头螺纹连接处的腐蚀失效问题日益突出和严重.为保障井筒完整性,提高油井管的使用寿命,对几种典型的油井管接头螺纹腐蚀类型进行了介绍,详细分析和综述了其腐蚀机理和影响因素.针对文中介绍的腐蚀类型,对其腐蚀防护技术进行了系统性的...     

天然气集输场站管线弯头冲蚀磨损数值模拟研究

集输管线中,颗粒冲蚀磨损常对管道内壁造成破坏。即使颗粒尺寸较小,累积的颗粒冲蚀磨损依然会对管壁造成严重的壁面减薄,甚至引发管线泄漏。为了研究天然气集输场站内管线的弯头冲蚀磨损,针对某集气场站站内管线弯头冲刷腐蚀减薄案例,通过机理分析和流体动力学(CFD)仿真分析方法,研究了站内管线直角弯头、圆弧形弯头及不同锥角直角弯头内壁冲蚀磨损规律。结果表明:集气场站管线内常存在冲蚀敏感区,使得管道、设施内壁易受颗粒冲蚀磨损影响;利用流体动力学仿真分析方法,可以有效预测弯头内冲蚀磨损位置分布并优化弯头结构设计;直角弯头的耐冲蚀磨损性能优于常规圆弧形弯头。可见研究石油天然气集输管线内冲刷腐蚀规律,对寿命预测、管道检测及运行安全防护都有重要的指导意义。     

集输管线腐蚀原因分析

研究了青海油田集输管线腐蚀的主要原因。结果表明：水样中高氯离子含量、高总含盐量、高矿化度是影响管线腐蚀加剧的重要原因。细菌微生物参与了管线的腐蚀反应，它与溶液中氯离子共同作用，使管线局部腐蚀加剧。同时管线还受到由硫化氢引起的应力腐蚀作用，使得管线既可能由于坑蚀或孔蚀导致腐蚀穿孔，还可能由于应力腐蚀而导致突发性开裂。     

广东茂名油页岩三种热解动力学模型的分析对比

利用测试技术对广东茂名油页岩分别进行~(13)C-NMR和TG-FTIR实验,并获得12个碳骨架结构参数,得到了焦、CO_2、CH_4及页岩油随温度变化的曲线规律,同时使用非线性最小二乘法求出动力学参数。通过构造基于燃料化学结构的FLASHCHAIN、FG-DVC及CPD模型,然后对油页岩样品在50℃/min加热速率的条件下,整合实验对油页岩的焦产量、页岩油及轻质气体含量进行模拟预测,最后对样品进行全面的误差分析。结果证实,以上3个模型的预测准确度均是一级精度,证明误差都在可控的范围内,但是在焦与焦油的预测过程中CPD模型预测要比其他两种模型更加准确,在轻质气体的预测中FLASHCHAIN模型精度最高。