基于外检测的新投产管道合于使用评价实践

目的落实油气管道定期检验工作,确保管道安全平稳运行,方法通过对西南管道公司所辖某天然气管道进行外腐蚀直接检测,包括管线敷设环境调查、防腐层状况不开挖检测、管道阴极保护有效性评价检测以及开挖直接检验。根据检测结果进行合于使用评价,包括应力分析计算、剩余强度评估、管道剩余寿命预测等。结果管道允许使用,再评价间隔5年。结论直接检测方法采用多种检测手段对管道外腐蚀情况和防腐保护系统进行管道全面检验,并出具合于使用评价,是一种综合的完整性评价方法,符合法定检验的要求,其评价结果可作为管道完整性管理的可靠依据,可据此制定管道的维修方案和预防措施。     

基于相邻内腐蚀缺陷交互作用的油田注水管道剩余寿命研究

为研究内表面含多腐蚀缺陷的油田高压注水管道剩余寿命问题,采用现场腐蚀挂片试验得到注水管道内腐蚀速率并分析腐蚀缺陷分布规律,在此基础上通过有限元方法研究含不同尺寸的相邻内腐蚀缺陷管道的失效压力,得到油田注水管道的剩余寿命。结果表明,腐蚀缺陷深度越大,双腐蚀缺陷交互作用间距越大,当d/t≤0.4时,相邻腐蚀缺陷轴向间距的极限作用距离L_(lim)=2.0 mm;d/t≥0.6 mm时,极限作用距离L_(lim)2.0 mm;腐蚀缺陷越长,腐蚀缺陷之间交互作用越小,极限作用距离也越小。选取胜利油田8条注水管道为计算实例,可得管道的剩余寿命在1～5年范围内,其中2号和6号管道较为危险,在实际运行中应该加强关注和管理。     

油气田在役管道高后果区识别与完整性评价方法

根据油气管道建设与管理的相关标准与规范或导则,针对目前油气田在役管道,明确了其高后果区识别的划分及其在不同标准中的差异以及识别的原则和时间间隔,分别介绍了在管道的相关数据采集的基础上开展地质灾害和第三方破坏造成的管道风险评价方法,管道内外腐蚀的直接评价以及包括剩余强度、剩余寿命和材料在内的管道适用性评价方法,同时给出了这些评价工作所涉及到的相关内容项,对油田管道的完整性管理具有重要的指导作用和应用价值。     

含凹陷管道的适用性评价

凹陷作为管道缺陷的一种常见形式,严重威胁着管道的安全运行,甚至引发管体失效。对比国内外管道凹陷评价准则,分析各评价方法的优缺点和科学性,并提出基于深度的评价准则已不能满足工程应用,对于深度大于6%管道直径的凹陷,应进行有限元分析。针对中国石化现场的2处管道凹陷进行几何形状检测,采用有限元方法对管道进行适用性评估,获得管道的应力应变。结果表明,2处管道凹陷的深度、应力和应变均超出许用值,建议进行换管及B套筒修复。     

原油加热炉炉管剩余寿命评估

根据加热炉炉管温度分布,提出了加热炉炉管剩余寿命评估方法:即炉管蠕变损伤后剩余寿命的评估和腐蚀损伤后剩余寿命的评估,采用此方法对在用加热炉进行了评估,并对评价结果进行了验证.     

浅谈在役天然气长输管道上的缺陷及处理方法

总结了在役天然气长输管道上容易出现的防腐层破损、金属腐蚀、外力损伤、管材和焊缝超标缺欠、天然气冲蚀造成的管壁减薄、以及湿硫化氢引起的损伤等缺陷,从技术和管理角度介绍了停输换管、带压封堵维修、焊接修复、带压开孔切除、夹具补强、纤维复合材料补强、复合套筒修复、加强监管和定期检测等多种常用的缺陷处理方法,分析了不同方法的原理和优缺点,为在役天然气长输管道运行管理及缺陷处理提供了技术支撑.     

考虑环空压力的生产套管CO2腐蚀速率预测

目的 预测考虑环空压力条件下不同产量、温度变化碳钢套管的腐蚀速率.方法 利用优化的经典半经验模型对碳钢套管的腐蚀速率进行预测.明确海洋环境碳钢套管CO2腐蚀的机理,找出海水中生产套管发生腐蚀的主要影响因素及腐蚀机理,通过CO2溶解度模型优化腐蚀速率预测模型,考虑温度、环空压力、产量等变化对腐蚀的影响规律,预测生产套管的腐蚀速率.结果 计算了产量变化后环空的压力分布,产量越大,环空压力相对越大,但产量增大到一定值后,环空压力的增加不再明显.产量会影响环空的温度分布,而温度的变化又关系着热膨胀压力,影响套管的腐蚀速率.通过高温高压室内腐蚀实验验证了腐蚀预测模型的可靠性,对比实验结果 ,模型的预测误差在10％以内,满足现场腐蚀预测需要.结论 产量、温度、CO2溶解度、环空压力等因素均对腐蚀有较大影响,考虑环空压力变化条件下生产套管总体的腐蚀速率远超NACE标准中度腐蚀的0.125 mm/a,需要采取一定的缓蚀措施.     

基于损伤检测的腐蚀疲劳寿命预测概率模型

建立了飞机结构腐蚀疲劳寿命预测的4阶段概率模型,结合腐蚀疲劳损伤检测结果,通过检测的灵敏度和准确度2个随机变量来描述检测技术的可靠性;建立了检测后的修正腐蚀疲劳寿命预测概率模型,通过对比分析修正前后的腐蚀疲劳寿命分布,得出腐蚀损伤尺寸的检测结果。对腐蚀疲劳寿命的评估影响很大,并且检测技术越可靠,寿命评估越准确。     

普光气田集输管网系统安全运行实践

针对普光气田地理环境现状,从地质灾害、焊口缺陷、管道腐蚀等方面对集输管网安全隐患进行了分析,结合现有风险防控措施,对下一步工作进行了展望,提出应加强硫化氢泄漏扩散机理研究及环焊缝失效机理研究。     

某站场对焊法兰环焊缝缺陷原因分析

目的研究法兰环焊缝缺陷产生的原因,采取相应针对性措施,预防泄露事故发生。方法通过宏观分析、超声检测、化学成分分析、金相分析、能谱分析对环焊缝裂纹形成原因进行分析。结果裂纹起源于根焊焊材与母材间,两端较为平滑,沿环焊缝周向方向扩展。焊缝中夹渣的残留药皮和层间未熔合缺陷,是形成裂纹的内在原因。结论焊缝产生裂纹由焊接参数控制不当引起的。     

多频管中电流法防腐层检测评级参数影响研究

多频管中电流法通过计算管道防腐层绝缘电阻来判断管道外防腐层的状态,近年来得到较为广泛的应用.但对于丘陵山地的埋地输油气气管道,其评价结果与实际状态有一定差距.通过研究发现,评价结果与实际状态不符的主要原因是:管道分布电容、管道分布电感在GDWFF处理软件中对防腐层评价结果影响较大,尤其是管道分布电感是关键参数.为此,修正了多频管中电流法评价软件给出的管道分布电感推荐值,并采用现场开挖的方式进行验证,说明评价结果更符合山地实际.     

长输油气管道河沟道水毁灾害气象风险预警系统的设计与实现

以长输油气管道沿线河沟道水毁灾害调查为基础,详细叙述了管道河沟道水毁灾害的发育及危害特征,拟定了河沟道水毁冲刷深度计算方法;构建半定量评价指标体系,建立长输油气管道河沟道水毁灾害的气象风险预警模型,设计了基于WebGIS的长输油气管道河沟道水毁灾害气象风险预警系统。该风险预警系统基于B-S架构计算机程序,实现了最少人机交互下的数据管理、可视化展示、预警预报、信息发布等核心功能,有助于提升长输油气管道河沟道水毁灾害的信息化管理水平,也可为管道抢险维修提供决策支持。     

基于风险的检验在高温高压管廊蒸汽管道的应用

高含硫天然气净化装置高温高压管廊蒸汽管道由于不能停车,在现有技术条件下无法开展全面检验,存在安全运行的风险。简述了基于风险的检验技术的基本理念。讨论了蒸汽管道开展基于风险的检验的合规性、损伤模式及机理、风险评估方法和程序。通过综合考虑失效可能性和失效后果,制定最优检验策略并实施,解决了高温高压管廊蒸汽管道到期不能检验的问题,及时发现隐患并整改,确保管道合法合规安全运行。研究结果表明,采用基于风险的检验技术,既能节约大量的停车和检验维修费用,又能有效地提高重点设备管线的安全性和管理水平。     

运用先进监控技术确保油气管道安全

介绍了我国油气管道安全现状,提出了解决油气管道事故频发应采取立法保护、监控保护和人防保护等3种主要措施,着重介绍国内石油石化行业应用的4种油气管道泄漏自动检测技术。     

基于多级可拓方法的长输油气管道突发事故应急管理能力评估

为更全面地评估长输油气管道突发事故的应急管理能力,减少事故发生后造成的人员伤亡和财产损失,基于物元可拓理论建立了长输油气管道突发事故应急管理能力综合评估模型。首先,根据突发事故应急管理的理论知识,构建了包含事故预防与应急准备、监测与预警、应急响应、应急恢复4个一级指标、19个二级指标和15个三级指标的长输油气管道突发事故应急管理能力评估指标体系;然后,引入层次-熵权法确定评估指标的权重,建立各评估指标的经典域与关联函数,计算关联度,进而得出长输油气管道突发事故应急管理能力水平等级;最后,应用所建立的模型对某L段管道的突发事故应急管理能力进行了评估,定量计算得出该L段管道的突发事故应急管理能力水平等级为Ⅱ级,说明该管道企业的总体应急管理能力较强,所构建模型的评估结果与实际运行情况相符,能较准确地反映长输油气管道突发事故的应急管理能力水平等级,表明该模型适用于长输油气管道突发事故应急管理能力的评估。     

滩涂环境SRB对涉海管线镁阳极腐蚀影响现状与展望

介绍了海洋滩涂环境的特点及其与海底泥土的区别,分析了该环境下微生物腐蚀的发生情况.微生物腐蚀被认为是自然界中最具有侵略性的因素之一,也是目前引起管线破坏失效最主要的因素之一.详细介绍了微生物,尤其是SRB引起的管线腐蚀的相关动态,主要涉及SRB对氢渗透、失效涂层、缺陷处局部腐蚀、阴极保护的影响.同时,对镁阳极在滩涂环境中的突然失效,以及SRB对镁阳极等材料腐蚀严重性等问题进行了总结和分析.最后,提出了滩涂环境中SRB的存在对镁合金的影响及研究前景.根据滩涂环境自身的特殊性,研究SRB的存在对滩涂环境中镁阳极性能和油气管线安全运行的影响尤为重要.     

指数模型法在海洋石油设施风险评估中的应用

针对海上油气设施工况复杂、自然环境恶劣、应急救援难度大等特点,通过构建海上采油平台、海底管道和钻修井平台风险评估指数模型,辨识出水深增大、服役期长、腐蚀、疲劳、浅层地质条件变化等是风险等级升高的主要因素,识别出部分采油平台主结构疲劳损伤,海底管道内壁腐蚀及缺陷无法准确掌握、作业平台插桩不到位等问题,并提出检验检测、更换设施、强制退出等风险管控措施和建议。