集输管道论文范文

集输管道论文范文（精选10篇）

集输管道论文 第1篇

1 油田集输管道腐蚀的主要原因

在石油和天然气的生产过程中, 由于油田集输管道是原油输送最主要的装置, 因此提高其防腐蚀性能至关重要。目前来看, 造成油田集输管道腐蚀的原因很多, 总结之, 主要表现在以下方面:

1.1 土壤和海水对集输管道的腐蚀

由于土壤中含有大量的空气和水分, 因此便成了一个巨大的电解质导体, 土壤中的空气和水分与集输管道之间就会形成电化学反应环境, 进而导致二者之间发生电化学反应;由于土壤中含有大量的氧气, 因此就形成了氧浓差电池, 从而加速了油田集输管道的腐蚀;同时土壤的湿度与土质成分也会加速油田集输管道的腐蚀。海水对集输管道的腐蚀性也非常大。海水本身就是一种电解质溶液, 可以与金属管道的表面直接发生作用。由于集输管道金属表面不同部位具有很大的差异性, 因此就会产生电极电位, 从而使金属管道与海水 (电解质溶液) 形成一条完整的电流回路, 即腐蚀原电池。在这一腐蚀原电池的作用下, 集输管道金属表面就会出现不同程度的腐蚀。随着时间的推移, 久而久之就会使集输管道的腐蚀面越来越大、程度越来越深, 最终断裂, 进而造成石油和天燃气的泄露。

1.2 污水的恶性循环, 加速了管道腐蚀穿孔

以上原因造成了油田集输管道的腐蚀, 由于没有也很难对此进行清理, 因此集输管道的腐蚀又导致净化含油污水的水质不受到污染。当这种不合格的水二次注入地下时, 就会形成一直恶性的循环, 从而加速了集输管道腐蚀穿孔, 对油田正常的生产造成了严重的危害。为了能够更清楚地说明这一问题, 以下做了一个实验:将已经被腐蚀的集输管道做表面取样, 其规格为1cm1cm4mm。将该样本打磨干净后吹干, 放入百分之四的硝酸酒精中, 用扫描电子显微镜与激光扫描共焦显微镜来观察集输管道样本表面的腐蚀形貌并测定腐蚀坑的深度, 再利用离子色谱仪对腐蚀水液进行检测, 结果如下表 (表一) :

2 加强油田集输管道保护的措施

针对以上问题, 笔者认为可以采用以下方法加强对油田集输管道保护:

2.1 改善管道自身质量, 改良周围环境

通过以上实验可知, 造成油田集输管道腐蚀的主要原因在于提高其自身的防腐性能, 改良其铺设环境的质量。集输管道材料铺设前, 要在满足基本需求的基础上着重考虑材料的抗腐蚀性能, 同时可在管道的表面设置防护层或者采取保护措施。具体是:将三层聚乙烯、环氧涂层以及煤焦油瓷漆等涂喷在金属管道的表面, 使管道与外界隔离;对金属管道进行氧化处理, 从而在其表面形成一层氧化膜, 也可防腐蚀;此外, 还可以将另一种金属镀在集输管道的表面即电镀, 这样能有效防止管道受到腐蚀。同时还可以通过改良环境来降低腐蚀介质的浓度, 比如控制透气度、减少介质中的含氧量;控制环境的温度、适度和透气度或者喷施缓蚀剂。

2.2 化学保护法

可以在集输管道上连接另一种电位更低的金属或者合金, 从而创造一个新的腐蚀电池。该方法主要是利用电极、电势更低的金属或者合金作为电池的阳极固定在集输管道上, 在电池的作用下只会腐蚀该种金属或合金, 作为阴极的集输管道因而就收到了保护。这种方法主要适用于那些电流需求量非常小的裸管或者有涂层的管道外露部位;同时还可以使用强制电流保护法, 该方法是将被保护的集输管道与外加电源的负极相连接, 通过外部电源控制来降低管道的腐蚀速率。该方法的优点在于可以提供较大的保护电流, 对集输管道的保护距离更长, 而且便于控制电压与电流、使用的范围也更加的广泛。

2.3 管内防腐蚀方法

集输管道内涂层防腐技术是目前使用最广的管内防腐蚀措施之一, 其防腐蚀原理主要是在管道的内壁与腐蚀介质之间涂上一层隔离膜, 从而能够有效地减缓腐蚀速率。这种方法不但能够有效地防止集输管道内壁的腐蚀, 节约大量的管材与维修费用, 而且可以减少管道清理的次数, 进而大大提高了油气的输送速率。

3 结语

总而言之, 油田集输管道保护事关重大, 它不仅可能会因穿孔而引发油气的泄露损失与维修带来的人力、财力浪费, 而且还可能引起严重的火灾、爆炸, 给生态环境以及人们的生命安全造成巨大的伤害。因此, 我们一定要从实际出发, 正确认识管道腐蚀的产生机理, 通过不断创新防腐新思路和新技术, 进一步加强油田集输管道的防腐管理。

通过表一可知, 油田集输管道取样的内壁表面所产生的腐蚀产物主要成份是由硫化铁, 同时还有少量的四氧化三铁和硫化亚铁等物质。这表明, 油田集输管道内壁上的腐蚀原因主要是含氧与氯离子污水以及硫化氢等溶于水后, 对集输管道产生了腐蚀作用。

参考文献

[1]徐宝军姜东梅王金波杨悦李雪松.油田集输管道腐蚀行为分析[J].电镀与精饰, 2010 (07) .

[2]叶帆杨伟.塔河油田集输管道腐蚀与防腐技术[J].油气储运, 2010 (05) .

[3]郭海刚刘小宁郭逸飞.油田集输管道腐蚀行为分析[J].中小企业管理与科技, 2011 (24) .

[4]姚立峰.油田集输管道腐蚀检测与防护对策[J].科技资讯, 2010 (21) .

集输管道安全管理探讨 第2篇

集输管道安全管理探讨

中原油田天然气产销厂现有集输气管线370余条,580余千米,工艺装置管线300余条,近百公里.担负中原大化、中原乙烯、沧州大化、安阳玻壳等20余家大中型企业和濮阳地区近百家乡镇企业供气任务,同时担负郑州、开封、安阳、濮阳、济南等10多个大中型城市的天然气供气任务.

作 者：田茂盛 张强 作者单位：中国石油化工股份有限公司中原油田分公司天然气产销厂,河南濮阳,457101刊 名：安全、健康和环境英文刊名：SAFETY HEALTH & ENVIRONMENT年，卷(期)：7(11)分类号：X9关键词：集输管道 安全管理 管道检测

集输管道混输工艺适应性的研究 第3篇

关键词：集输管道；混输工艺；防腐技术；适应性

自上世纪九十年代以来，我国对集输管道混输工艺的研究不断加深，过去主要研究长距离管道的混输技术。为了更好地推动我国的油气混输技术不断发展，在以后的实践中将会运用不少新的机理，通过不断转换油气混输泵，采用新的物理机能，使得集输管道混输工艺适应性更强。集输管道混输这项工艺有利于推动了西部大开发，同时它也是作为将西部资源带到东部使用的好帮手。

1 集输管道混输工艺的重要性

集输管道混输工艺作为一项新的技术，它可以在减少油、气分离设备的同时，也减少了一条运输管道的运用。所以它的重要性表现的十分突出。如果这项技术一旦得到很大的适应性，这也是对油气混输技术的一个很大的突破。因为这项技术不仅减少了勘探工程的资金支出，同时还有利于增加原油和天然气的产量。集输管道达到长距离运输给各大城市带来的经济效益是非常大的，同时也使得不可再生资源得到更好地合理运用，毕竟石油和天然气都属于不可再生资源，所以应该通过改良技术使得环境状况得到更大的改善。

其实集输管道混输工艺包括稳态流动和顺态流动这两个模拟部分。由于我国目前关于混输工艺的技术与工艺还存在着欠缺的部分，所以说这方面与发达国家还存在着一定的差距，为了改变这一落后的面貌，需要在一些油气管道的工艺设计利用最新技术，加入网络设计环境和操作项目。首先需要利用网络技术，在虚拟的环境下进行动态模拟，这样有利于增加维护和管理的经验。在实际操作前积累了一定的经验，或许一开始进度比较缓慢，但是这也是为了集输管道的安全问题着想。试验是一种最直接有效的办法，有了经验通过进行不断地试验，观察有助于对工艺进行改进和分析，直接操作具有盲目性，不利于对工艺适应性的研究。

2 集输管道的安全问题

众所周知石油天然气属于化工产品，它由易燃易爆的化合物组成，所以在运输过程中安全问题也是最为关键的部分。为了运用集输管道混输这项工艺要注意在加热、加压的过程中，一定要避免火灾和爆炸的危险性。在运用这项技术前，分析好可能出现的故障，比如油气设备的不协调、工艺的缺陷、管道的防腐性，以及机械振动带来的副作用等问题。以上这些问题都有可能引发火灾和爆炸，所以要运用集输管道的先进性防范这些危险的发生。

油气储运也存在着一定的危险性，由于天然气在今后的生活中将会作为重要的替代石油资源，我国将会在水合物理论上进行深刻研究，这也是为了集輸管道混输工艺的运用。这项新的工艺作为我国在石油工业领域的重要技术，在二十一世纪以来不断加快发展，使得我国与发达国家的水平越来越近。相信在今后一个时期的发展，一定会追上其他国家，取得领先地位。

3 关于混输工艺的存储技术

由于人们生活水平的日益提高，我国对石油、天然气的使用量越来越大，尤其是东部地区，资源比较匮乏、人口密度大。众所周知国际石油公司之间的竞争压力也很大，所以这就要求我国对混熟工艺的存储技术也得达到一定的高度。这工艺的前景十分广阔，同时我国作为一个石油储蓄大国，每年石油进口量已达到百分之五十左右，这也标志着地下水封库成为石油储备库建设的一个发展的新方向。同时也表现了混输工艺的存储技术需要进一步升级，在经济效益最大化的形势下，使得我国的石油、天然气运输工程在油气储运方面有了新的发展。

油气混输技术是我国石油工业领域的一个新兴技术，这项技术多会运用到海洋、沙漠、环境比较恶劣的地下，这也符合当今社会发展的要求。集输管道混输工艺有利于减少石油勘探的资金流动，很大程度上减少了恶劣环境油气田开发的成本。集输管道混输工艺最大的特点是将管道铺设于地下或海底，由于没有建筑物的阻碍，使得集输管道具有很大的适应性。管道是通过特殊材质制作，便于铺设于地下和海底，运用防腐技术，更加保重了集输管道在运输油气时的安全。通过对集输管道混输工艺适应性的研究，使得油气生产系统更加完善。有利于对这项工艺产生新的认识。同时也使得我国的勘探设备将与世界先进水平看齐。

4 混输工艺的适应性

集输管道混输工艺仍然存在着一定的问题，就比如防腐问题，对于油、气、水来说，这三种物质的密度不同，使得运输起来产生的流态不同，如果采用集输管道的运输，可能造成管道的腐蚀，所以对于管道的防腐技术的要求也相当严格。防腐问题可能造成管道的阻塞，这就还涉及了管道的清理问题，集输管道混输工艺的特点就是长距离输送，一旦造成严重阻塞，将造成管道的停输和清管，这就对工程的进度造成不必要的损失和延误。

为了更好地解决这一类的问题，需要在前期设计工艺方面提高输送的效益。同时管道内的防腐措施也要做到严格有效，比如对管道进行电镀和涂料防腐，还要对水合物的要求提出严格标准，开发新型的水合物抑制剂有利于节约工程的成本和环保。如果油田和气田多采用集输管道混输工艺有利于这项工艺取得更好的发展前景。大家都知道对待不可再生资源，我们要节约、合理地去运用。改进原来的技术，有利于让能源的利用率得到很大的提高，同时也减少了国家的开支。这项重要的举措值得大家进行深刻的研究。

5 总结

为了响应国家出台的节约不可再生资源的政策，对集输管道混输工艺的研究有利于实现不可再生资源的合理运用。本文主要从集输管道混输工艺的重要性、集输管道的安全问题、混输工艺的存储技术、混输工艺的适应性四个方面进行探索，从中找出主要影响因素，针对问题提出整改措施，有利于推动我国集输管道混输工艺的适应性。

参考文献：

[1]温贻辉，张莎莎，谭松娥，梁润娥.模糊层次分析法在管道穿越方案优选中的应用[J].油气储运，2012（10）.

[2]罗光文，李天雷，何明.酸性气田腐蚀环境分析及材料选择[J].天然气与石油，2011（06）.

油田集输管道腐蚀行为探讨 第4篇

1 油田集输管道腐蚀的主要原因

在石油和天然气的生产过程中, 由于油田集输管道是原油输送最主要的装置, 因此提高其防腐蚀性能至关重要。目前来看, 造成油田集输管道腐蚀的原因很多, 总结之, 主要表现在以下方面:

第一, 土壤和水对集输管道的腐蚀。由于土壤中含有大量的空气和水分, 因此便成了一个巨大的电解质导体, 土壤中的空气和水分与集输管道之间就会形成电化学反应环境, 进而导致二者之间发生电化学反应;由于土壤中含有大量的氧气, 因此就形成了氧浓差电池, 从而加速了油田集输管道的腐蚀;同时土壤的湿度与土质成分也会加速油田集输管道的腐蚀。水对集输管道的腐蚀性也非常大。水本身就是一种电解质溶液, 可以与金属管道的表面直接发生作用。由于集输管道金属表面不同部位具有很大的差异性, 因此就会产生电极电位, 从而使金属管道与水 (电解质溶液) 形成一条完整的电流回路, 即腐蚀原电池。在这一腐蚀原电池的作用下, 集输管道金属表面就会出现不同程度的腐蚀。随着时间的推移, 久而久之就会使集输管道的腐蚀面越来越大、程度越来越深, 最终断裂, 进而造成石油和天燃气的泄露。

第二, 污水的恶性循环, 加速了管道腐蚀穿孔。以上原因造成了油田集输管道的腐蚀, 由于没有也很难对此进行清理, 因此集输管道的腐蚀又导致净化含油污水的水质不受到污染。当这种不合格的水二次注入地下时, 就会形成一直恶性的循环, 从而加速了集输管道腐蚀穿孔, 对油田正常的生产造成了严重的危害。为了能够更清楚地说明这一问题, 以下做了一个实验:将已经被腐蚀的集输管道做表面取样, 其规格为1cm1cm4mm。将该样本打磨干净后吹干, 放入百分之四的硝酸酒精中, 用扫描电子显微镜与激光扫描共焦显微镜来观察集输管道样本表面的腐蚀形貌并测定腐蚀坑的深度, 再利用离子色谱仪对腐蚀水液进行检测, 结果如下表 (表1) :

通过表1可知, 油田集输管道取样的内壁表面所产生的腐蚀产物主要成份是由硫化铁, 同时还有少量的四氧化三铁和硫化亚铁等物质。这表明, 油田集输管道内壁上的腐蚀原因主要是含氧与氯离子污水以及硫化氢等溶于水后, 对集输管道产生了腐蚀作用。

2 加强油田集输管道保护的措施

针对以上问题, 笔者认为可以采用以下方法加强对油田集输管道保护:

2.1 改善管道自身质量, 改良周围环境

通过以上实验可知, 造成油田集输管道腐蚀的主要原因在于提高其自身的防腐性能, 改良其铺设环境的质量。集输管道材料铺设前, 要在满足基本需求的基础上着重考虑材料的抗腐蚀性能, 同时可在管道的表面设置防护层或者采取保护措施。具体是:将三层聚乙烯、环氧涂层以及煤焦油瓷漆等涂喷在金属管道的表面, 使管道与外界隔离;对金属管道进行氧化处理, 从而在其表面形成一层氧化膜, 也可防腐蚀;此外, 还可以将另一种金属镀在集输管道的表面即电镀, 这样能有效防止管道受到腐蚀。同时还可以通过改良环境来降低腐蚀介质的浓度, 比如控制透气度、减少介质中的含氧量;控制环境的温度、适度和透气度或者喷施缓蚀剂。

2.1.1 化学保护法

可以在集输管道上连接另一种电位更低的金属或者合金, 从而创造一个新的腐蚀电池。该方法主要是利用电极、电势更低的金属或者合金作为电池的阳极固定在集输管道上, 在电池的作用下只会腐蚀该种金属或合金, 作为阴极的集输管道因而就收到了保护。这种方法主要适用于那些电流需求量非常小的裸管或者有涂层的管道外露部位;同时还可以使用强制电流保护法, 该方法是将被保护的集输管道与外加电源的负极相连接, 通过外部电源控制来降低管道的腐蚀速率。该方法的优点在于可以提供较大的保护电流, 对集输管道的保护距离更长, 而且便于控制电压与电流、使用的范围也更加的广泛。

2.3 管内防腐蚀方法

集输管道内涂层防腐技术是目前使用最广的管内防腐蚀措施之一, 其防腐蚀原理主要是在管道的内壁与腐蚀介质之间涂上一层隔离膜, 从而能够有效地减缓腐蚀速率。这种方法不但能够有效地防止集输管道内壁的腐蚀, 节约大量的管材与维修费用, 而且可以减少管道清理的次数, 进而大大提高了油气的输送速率。

2.4 利用复合管等耐腐蚀材料

随着各种信技术的出现, 复合管经过十余年的使用, 证明了其可操作行。其耐腐蚀程度远远优于刚才, 同时其内壁光滑, 摩阻远远小于钢材。虽然价格在刚才的12倍之间。但综合长久考虑, 其效果优于钢材。

3 结语

总而言之, 油田集输管道保护事关重大, 它不仅可能会因穿孔而引发油气的泄露损失与维修带来的人力、财力浪费, 而且还可能引起严重的火灾、爆炸, 给生态环境以及人们的生命安全造成巨大的伤害。因此, 我们一定要从实际出发, 正确认识管道腐蚀的产生机理, 通过不断创新防腐新思路和新技术, 进一步加强油田集输管道的防腐管理。

参考文献

[1]徐宝军, 姜东梅, 王金波, 杨悦, 李雪松.油田集输管道腐蚀行为分析[J].电镀与精饰, 2010 (07)

[2]叶帆, 杨伟.塔河油田集输管道腐蚀与防腐技术[J].油气储运, 2010 (05)

[3]郭海刚, 刘小宁, 郭逸飞.油田集输管道腐蚀行为分析[J].中小企业管理与科技, 2011 (24)

[4]姚立峰.油田集输管道腐蚀检测与防护对策[J].科技资讯, 2010 (21)

集输管道论文 第5篇

天然气安全管理办法

文件编码：BZ.8.12 编 制 人：

审 核 人： 审 定 人：

批 准 人：批准日期：

集气站、集输管线运营的 管道天然气安全管理办法 范围

为规范集气站、集输管线运营的管道天然气施工作业现场，有效杜绝天然气安全事故的发生，制定本办法。

本办法明确了天然气气体的理化特性、健康危害、安全技术措施及应急关键措施等相关管理内容。

本办法适用于公司机关及各集气站、集输管线作业现场。2 术语和简略语

2.1 天然气：主要成分是甲烷，还含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。

2.2 爆炸极限：可燃物质(可燃气体、蒸气和粉尘)与空气(或氧气)必须在一定的浓度范围内均匀混合，形成预混气，遇着火源才会发生爆炸，这个浓度范围称为爆炸极限，或爆炸浓度极限。天然气的爆炸极限是5%-15%。

2.3 窒息性气体：使空气中氧的浓度下降，危害人体呼吸的气体。3 职责

质量安全环保处是本办法的归口管理部门，负责文件的制修订工作。两级安全、工程技术主管部门负责本办法执行情况的监督检查。4 管理内容 4.1 理化性质

天然气中的最主要的成分是甲烷（化学分子式CH4），并含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。无硫化氢时天然气为无色、无臭、易燃、易爆气体，常温、常压下，甲烷的密度相当于空气的55%（甲烷密度/空气密度=0.55），极易挥发，易燃易爆，爆炸极限为5%-15%。当天然气不完全燃烧时产生一氧化碳。4.2 危害 4.2.1 侵入途径：吸入。

4.2.2 健康危害：甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时远离，可致窒息死亡。皮肤接触液化的甲烷，可致冻伤。

4.2.3 当空气中天然气浓度达到5%～15%时，遇明火（包括金属撞击、电器启动产生的电火花），会发生爆炸着火。4.3 安全技术措施

4.3.1对于有或可能出现天然气的场所，现场所有施工作业人员都应该接受天然气气体防护的培训。

4.3.2来访者和其他非定期作业人员在进入天然气生产作业场所前，应接受天然气气体安全防护教育，主体作业单位应与服务单位签订相关方告知书。

4.3.3集气站应在醒目地方悬挂防毒、防火、防爆等安全警示标志和防护用品存放标识。

4.3.4 禁止在集气站和天然气管道运营场所使用明火。确需动火时，办理动火作业许可审批手续。动火作业具体执行BT.18.3《工业动火监控管理办法》。

4.3.5 人员进入集气站前必须穿戴好齐全有效的防静电劳动保护用品，并且完全释放人体静电，且要求任何人员不得在集气站内穿脱劳保。

4.3.6 外来人员进入集气站要执行门禁管理，并由站值班人员进行安全教育和检查外来人员是否具有入站条件。

4.3.7五级天然气站场值班休息室距甲、乙类工艺设备、容器、厂房不应小于22.5m；当值班休息室朝向甲、乙类工艺设备、容器、厂房的墙壁为耐火等级不低于二级的防火墙时，防火间距可减少，但不应小于15m，并方便人员在紧急情况下安全疏散。

4.3.8 天然气井场、集气站及天然气放空作业点50m内严禁烟火和接打手机。4.3.9 任何车辆不得进入井场和集气站内。因生产需要进入天然气生产现场时，车辆必须安装防火帽。

4.3.10 集气站和天然气管道运营场所至少配备以下安全检测设备和安全防护设备设施：

a)集气站应在醒目地方悬挂防毒、防火、防爆等安全警示标志和防护用品存放标识；

b)集气站进站管汇区、分离器区、自用气区、污水罐区、外输区、压缩机、发电机房、食堂操作间、壁挂炉间应安装固定式可燃气体报警仪；每个集气站配备便携式可燃气体报警仪、氧气报警仪、硫化氢报警仪各两台；所有气体报警仪每年检测一次且合格，否则更换；集气站内制高点设风向标2个；

c)集气站内至少配备2套连续工作时间不少于半小时的正压式呼吸器、2个备用呼吸气瓶和1台气瓶充气泵；正压式空气呼吸器附件完好，安装至备用状态，气瓶压力值为240bar以上，报警哨在55bar报警；正压式空气呼吸器应存放在方便、干净卫生且能快速取用的地方，不能上锁，至少每月检查一次，检查记录至少保留12个月；充气泵放臵在上风位臵，始终处于待命状态；

d)每个集气站至少配备全套防爆工具一套；

e)按照《石油天然气工程设计防火规范》中的要求配备足够的消防器材；

f)集气站内所有设备都有合格的防雷避电设施，且一年两次检测合格，否则立即整改。

4.3.11 天然气集输现场作业过程控制要求：

a)天然气生产井每周巡井一次，集气干线每季度巡护1次。新投产的井及冬季生产时要加密巡井。每季度对采气树各阀门进行一次维护保养，具体执行BZ.8.6《天然气井及干线巡护管理办法》；

b)集气管线需要打开进行检维修作业、更换阀门、压力表等部件以及其它有可能天然气泄漏的作业应使用防爆工具操作，作业完成后，应采取验漏措施，检查各部件连接部位是否密封完好，具体执行 BZ.8.13《集气站作业规程》和BT.14.3《作业许可管理办法》；

c)集气站设备、管线流程进行放空作业时，必须通过放空火炬，放空时必须点火。放空火炬点火作业时，应先点燃母火，然后打开放空阀门。严禁不通过放空火炬的放空作业；紧急情况下，采取不通过放空火炬作业时，应有许可和防护措施；

d)启动发电机前，应首先观察该部位的可燃气体监测报警仪的显示是否在安全状态，确认安全后，然后打开发电机房门窗进行一定时间的通风；

e)分离器或闪蒸罐清污作业时，首先切断气源，然后放空压力至零，下一步用氮气臵换完全，后打开容器人孔进行通风一定时间后进行可燃气和氧气浓度检测，检查合格后开始清污作业。如果清污需要人员进入容器，进入人员应系好安全绳，有限空间作业现场外面设2-3名专门的安全监护人员，遇有紧急情况，应立即发出呼救信号，做好监护。作业人员每10分钟轮换一次；

f)严禁无风条件下进行单井井场外输流程放空作业； g)在任何条件下都不允许直接用总阀和测试阀门控制进行井筒放空作业。4.4 应急关键措施

4.4.1 集气站天然气泄漏应急处臵，现场应：

a)第一发现人立即大声呼叫，并按上报程序报警； b)基层应急小组接警后启动应急处臵程序；

c)如发生火灾、爆炸事故，进入火灾、爆炸应急处臵程序。4.4.2 采气井口天然气泄漏应急处臵，现场应：

a)巡井人员发现采气井口天然气泄漏后立即按上报程序报警； b)基层单位应急小组接警后，立即组织人员赶赴现场，根据现场泄漏情况进入应急处臵程序；

c)如在天然气大量泄漏过程中发生着火，立即进入采气井口天然气泄露着火应急处臵程序。

4.4.3采、集气管线天然气泄漏，火灾爆炸应急处臵，现场应： a)如发生采气管线泄漏、火灾、爆炸，第一发现人应立即报告基层单位应急小组，应急小组立即启动应急处臵程序；

b)如发生集气支线泄漏、火灾、爆炸事故，第一发现人应立即报告基层单位应急小组，应急小组启动应急处臵程序；

c)当抢险过程中有人员受伤或中毒，立即进入工伤、中毒处臵程序。相关文件和记录

油气集输管道腐蚀机理及防腐技术 第6篇

关键词：油气集输,多相流,内腐蚀,防腐技术

我国对油气资源的消耗不断飙升, 因而所需运输管路也随之猛增, 然而金属管路容易被侵蚀的问题大大危害了油气资源的运输, 也给国家带来了很大的物质伤害。管路侵蚀带来的主要影响有危害地面装置及管路, 生产中断, 冒油、跑油、滴油、漏油甚至发生燃烧、爆炸等严重危害, 不利于环保, 浪费油气资源;, 危害员工生命安全等。所以, 全面了解侵蚀发生原因及提出有效的防腐手段影响深远。习惯上将管路内侧发生的侵蚀与外侧发生的侵蚀简单的记为内侵蚀与外侵蚀。本文将重点阐述内侵蚀与外侵蚀的侵蚀发生原因和有效的预防侵蚀的措施。

1 金属管道的腐蚀机理

1.1 外腐蚀

金属管路其外侵蚀就是说金属管路在附近的物质的长期接触下, 被其侵蚀产生反应、形成原电池侵蚀及单纯溶解从而损害管路的外侧面。这种腐蚀主要有两种, 对埋在地下的管道, 其外腐蚀大多是土壤导致的, 土壤是由液、固、气三相构成的复杂体系。其中富含空气与水, 而水将土壤变为导体。氧的存在及扩散造成了氧浓度不均, 从而构成氧浓度差原电池, 此类化学原电池使管路侵蚀更甚。土壤侵蚀管路的方式有形成微电池发生的侵蚀、形成宏观电池发生的侵蚀, 不同金属形成的宏观电池和微生物的侵害。

而海底管路的侵蚀大多是海水造成的的电化学侵蚀。海洋油田的运输管路在海中长期浸泡。当金属管路接触电解质溶液 (海水) , 金属表面各区域的材质差异性使得其表面不同区域有了不一样的电位。而这些电极电位又依靠金属自身的电量连接, 在有导电能力的海水中形成了整个电路, 我们叫它原电池腐蚀。它将使得金属外侧面出现大面积侵蚀或者小部分的侵蚀。

1.2 内腐蚀

在油气集输过程中, 同时存在H2S, SO2, CO2, O2等气体及气田卤水等, 而它们会和管路内侧面形成复杂的作用, 导致管路内侧面被侵蚀。另外多相流对管路的冲击也占了金属管路内侵蚀的一部分。

(1) 硫化氢 (H2S) 对金属管路的侵蚀。硫化氢遇到水很容易分解从而形成电离反应使金属管路中的铁发生离子化且产生氢气进而发生氢脆, 当有氧气存在时, 会产生金属硫化物。

硫化氢不只是可以导致化学性的侵害, 其侵蚀的产生物硫酸可以继续反应导致电化学的侵害。而且硫化氢也能造成氢脆。研究表明, 若钢材缺陷处存在一定量的氢元素, 就能累积得到氢气。有文献计算了氢脆带来的伤害, 氢脆产生的氢气其强度能高到300MPa, 可以造成管路变脆, 导致部分管路形成塑性形变, 形成裂纹最后开裂损坏。

(2) 二氧化硫 (SO2) 腐蚀。二氧化硫和铁、氧气作用得到硫酸亚铁 (Fe SO4) , 其发生水解反应得到氧化产物与游离的酸, 然而游离酸又会加剧了侵蚀的发生, 得到新产生的硫酸亚铁, 新产生硫酸亚铁又发生了水解, 这样的恶性循环, 更加剧了管路的侵蚀作用。

(3) 管内多相流体冲击作用。简单的冲击磨擦损害是气液里的固相含量对管路的磨损冲击过程。而多相流中包括砂粒、气体、流体及碎屑等, 所以也有冲击磨蚀作用, 不过这类冲击磨蚀常常出现在侵蚀的条件中, 所以就出现了侵蚀及冲击的交互影响, 称冲蚀性侵蚀。此时, 管路内侧面侵蚀并非冲击与磨蚀的单纯组合, 而是极其错综的, 汽泡和固体颗粒均能对管路内侧面发生冲蚀作用, 撞击腐蚀物使之掉落, 也能直接冲击表面导致磨损。

2 金属管道防腐技术

2.1 外防腐技术

2.1.1 金属管路外侧防腐蚀涂层

外侧防腐蚀涂层技术是说在金属管路的外侧面涂刷上防侵蚀的涂层, 将其和腐蚀介质分隔开, 起到防腐作用。目前我国防腐涂层业发展迅速, 而环氧涂层 ( (FBE) 是现今公认的一种金属管道高效防腐涂层, 其物理化学性质比沥青涂层与煤焦油涂层优越很多。该涂层由环氧树脂材料及固化剂配合而成, 它粘结性能强, 涂层致密且表面粗糙度低, 并能耐盐碱腐蚀。

2.1.2 阴极保护技术

阴极保护是预防金属材料在电介质中发生腐蚀的电化学保护手段, 其基本原理是将易腐蚀的金属变为化学电池的阴极, 并施加直流电流, 使其发生阴极化, 若易腐蚀的金属其电位值小于某特定电位值, 则金属表面的电位不均就会消失, 阴极被腐蚀的现象得到有效控制, 进而保护了金属材料。

2.2 内防腐技术

2.2.1 缓蚀剂技术

缓蚀剂可以缓解金属及合金被腐蚀的现象, 改变其物理机械性能。因而被普遍应用在油田现场。但缓蚀剂作用机理目前还未形成一致的理论, 主要有成膜理论、吸附理论和电化学理论等。缓蚀剂并不减少介质中腐蚀组分的含量, 而是改善易腐蚀金属表面的状态, 或者是起一个催化作用, 减小反应速率常数, 降低腐蚀反应的速率以期达到缓蚀。其用量非常少但效率很高, 能大量减少钢材损耗, 延长其使用寿命。

2.2.2 内涂层及衬里防腐技术

内侧加涂层防侵蚀同样是常用的一种内侧面防侵蚀技术, 它的防腐机理是在侵蚀性物质与金属管路内侧面间制造一个隔离凃层面, 预防侵蚀的发生。使用内侧面涂层防侵蚀可以显著减少内侧面侵蚀, 有效增加了油气运送效率。玻璃钢复合材料也是一种高效衬里材料, 拥有玻璃钢的耐侵蚀性能及钢管的高强度, 特别适用于高温高压的运输管道。

3 结束语

油气资源运输管路的防侵蚀工艺要依照输运的油气产品其接触的腐蚀物质的种类及运输管路客观接触的外部条件来确定。目前国内的金属管路防侵蚀技术大多是涂层防侵蚀技术, 也有的采用阴极化保护, 还有些并未使用阴极保护。因为电化学腐蚀严重危害运输管道, 我国必须加大阴极化保护的推广力度。把涂层防侵蚀技术和阴极化保护奉为防侵蚀的主要手段, 如此才可以有效的延长管路的工作时间。未来, 努力的重点要放在防侵蚀新技术及新材料的开发上, 争取研制出防腐性能好、造价低廉、适合普及的金属管道防腐技术。

参考文献

[1]孟建勋, 王健, 刘彦成等.油气集输管道的腐蚀机理与防腐技术研究进展[J].重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2010 (12) :21-23[1]孟建勋, 王健, 刘彦成等.油气集输管道的腐蚀机理与防腐技术研究进展[J].重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2010 (12) :21-23

油气集输管道内腐蚀防护技术解析 第7篇

1 油气集输管道内腐蚀的特点

由于油气中的CO2、凝析油以及地表水中的杂质含量大, 在进行开采以及集输的时候就会对机械设备以及集输管道等产生腐蚀。例如, 油气井的套管装置很容易受到腐蚀, 会致使井口装置不能正常使用, 出现闸门丝杆损坏、油套管破损以及集输管线出现爆破等情况。在油气集输过程中, 由于管道输送的物质大多是水、气以及各种固体等混合的多相流介质, 就会对管道内造成腐蚀。在油气田开发快要结束的时候, 需要注水来帮助油气的开采, 但是却加大了对集输管道的腐蚀性。所以, 有关部门已经格外重视油气集输管道的内腐蚀防护技术的开发。在油气集输过程中, 只有了解产生腐蚀的特点进行分析, 才能研究出更有效的内防腐技术, 对管道造成内腐蚀的主要特点有:

(1) 水、气、烃以及各种固体等混合组成的多相流介质;

(2) 高温以及高压的情况下内腐蚀就会加剧;3COHSO

(3) 产生腐蚀的主要介质有CO2、H2S、O2以及水、Cl-等, 在这些介质中Cl-是催化剂, 水是作为介质的载体以及发挥溶剂的作用, 其他的介质都属于腐蚀剂。

通过以上内腐蚀的特点可以看出, 防腐技术研究可以在高温高压状态下的CO2、H2S的腐蚀以及其他状况下的腐蚀等方面入手, 找出可以有效防护油气集输管道内腐蚀的技术。

2 油气集输管道内防腐技术

2.1 添加缓蚀剂

添加缓蚀剂可以有效的防护管道的内腐蚀, 其主要的原理是把缓蚀剂添加到集输的介质中, 对介质中的金属和其他合金产生抑制, 进而改变腐蚀破坏以及机械性能的过程。【1】而缓蚀剂又有有机和无机缓蚀剂两类, 在油气方面的选用的大都是有机缓蚀剂, 其主要的作用可以分为以下几点:

(1) 可以最小程度对腐蚀的环境不产生改变, 达到的防腐效果也很明显;

(2) 操作简单, 不需要复杂的机械设备就可以达到有效的防腐效果;

(3) 根据腐蚀介质的不同, 还可以选择不同的缓蚀剂或者是改变缓蚀剂的浓度也可以实现有效的防腐效果;

(4) 同一种缓蚀剂可以在不同的腐蚀状态下对多种的腐蚀介质起到抑制, 进而减少腐蚀程度。

在选择的缓蚀剂的时候, 要充分考虑到管道的材质、腐蚀介质的特性以及缓蚀剂的特性和另外药剂在配比的时候是否安全可靠, 同时还要进行试验以后才能选择合适的缓蚀剂进行油气集输管道内腐蚀的防护。缓蚀剂起到的效果取决于其加注的工艺、配比比例以及周期等因素。如果在缓蚀剂还没有达到的腐蚀区域就拿掉缓蚀剂膜, 就不能实现防护的作用。所以, 要在缓蚀剂注入之前对需要注入的区域以及方法做好准备, 使缓蚀剂可以有效的起到防护的作用。【2】在注入缓蚀剂的过程中要保证起始浓度可以对整个管道的金属面形成保护膜, 在被气流剥落以后还可以源源不断的用同等浓度的缓蚀剂来对剥落的区域进行修补。通常情况下, 缓蚀剂都会配合除硫剂、杀菌剂以及除氧剂等药剂共同使用, 提高防腐技术。

2.2 集输管道内涂层以及衬里防腐技术

集输管道内涂层以及衬里防腐技术是我国目前油气集输管道防腐最常用的方法之一。主要是建立一个隔离层防止管道的内壁与腐蚀介质的接触, 实现减缓腐蚀的目的。这种内涂层以及衬里防腐蚀技术在起到有效的防腐以外, 还减少了集输管材的用量以及维修费用等, 使集输效率得到明显的提高。除此以外, 这种技术还可以加强管道内壁的光滑程度, 有效的防止了集输管道的堵塞, 减少了安全事故的发生。在建立内涂层的时候, 容易出现针孔, 而这些针孔就会引起内涂层的掉落。因此, 在生产或者是维修的时候加入一定的缓蚀剂就可以避免内涂层的脱落, 加强防腐效果。

在选用衬里防腐材料的时候, 玻璃钢复合材料是很好的选择, 不但有钢的强度还有耐腐蚀性, 非常符合高温度、高压力的油气集输环境。由于玻璃钢内衬管的强度高, 对腐蚀介质中的强酸、强碱等溶液都能起到一定的耐腐蚀作用。除此以外, 还具有保温的功能。【3】但是由于玻璃钢内衬技术要求较高, 我国的相应技术还不够发达, 大多采用高成本的进口玻璃钢内衬管。

2.3 加强日常的检测与维护

加强的油气集输管道的内腐蚀进行实时的检测与维修, 检测与维护的重点是管道的弯头、立管、焊缝等部位。对经常遭受腐蚀的管道部位要及时更换或者维修, 防止因管道的局部问题导致整体管道不能正常使用。如果集输管道的整体内部腐蚀都很严重, 就要选用复合管来替换腐蚀严重的管道, 进而防止事故的发生。

3 结语

综上所述, 在进行油气集输的时候, 有效的防腐技术可以保证运输的安全。由于腐蚀介质中含有大量的H2S、CO2、凝析油以及地表水中的杂质, 加剧了集输管线的腐蚀程度, 不但会使集输管线的使用年限减少, 还会发生因管线破损而造成的人身伤亡的情况。因此, 通过添加缓蚀剂、集输管道内涂层以及衬里防腐技术以及加强日常的检测与维护等技术可以有效的防止腐蚀程度。

摘要：在进行油气开采以及运输的时候, 都会对金属管道的内壁造成腐蚀, 如果状况恶劣, 管道内部的防腐涂层和缓蚀剂也不能发挥作用。本文将会根据油气集输管道内腐蚀的特点探讨出适用的管道内防腐技术, 做好集输管道的防护工作, 提高运输质量。

关键词：集输管道,内防腐,防护技术

参考文献

[1]吴涛.油气集输管道内腐蚀防护技术[J].油气田地面工程, 2014, 04:85-86.

[2]崔斌, 臧国军, 赵锐.油气集输管道内腐蚀及内防腐技术[J].石油化工设计, 2007, 01:51-54+14.

油气田集输管道管理新方案探究 第8篇

集输管道是油气输送较安全与经济的一种运输方式, 虽然它与公路、铁路及其他的运输方式相比具有失效概率较小的特点, 但是由于管道服役的条件较恶劣, 而且随着管道的逐渐老化, 管道的失效事故也是不可避免的。另外, 油气作为管道输送的主要介质, 具有易燃、易爆及有毒的特性, 一旦发生管道事故, 必将会给周围大众及生态环境造成不可弥补的损失。所以多方面、多角度采取措施对集输管道进行维护和管理, 对于油气田的正常运行及油气传输具有非常重要的现实意义, 以便切实降低管道发生事故的频率和降低管道的损失程度, 使管道保持在一个安全、稳定的运行状态, 从而更好地满足政府、公众以及其自身安全的需要。

二、造成油气田集输管道安全事故的因素分析

一般说来, 造成油气田集输管道事故的原因, 大致可以分为以下四类:设计、腐蚀、第三方破坏和误操作。

1、设计

在进行油气田集输管道的设计时, 钢管的强度、系统的安全系数、抗疲劳因素、水击可能性、完整性检测以及地壳运动等, 任何一个环节出现问题都有可能形成集输管道的安全隐患。

2、腐蚀

集输管道裸露在外面的大气腐蚀、钢管的内部腐蚀、土壤腐蚀、防腐层的状况、阴极保护、电流干扰、金属埋设物的腐蚀以及内检测等方面出现问题, 均会加快管道的腐蚀速度。

3、第三方破坏

第三方破坏因素包括管道的埋深、活动水平、巡线频率及有效性检查、一次呼叫系统、地面裸管、管道伴行带的状况以及对公众的教育情况等。

4、误操作

发生误操作的步骤有:施工过程、设计、培训、规程、记录、安全系统、超压可能性、维护、通信等。

三、对油气田集输管道管理的新方案探讨

综合以上容易造成管道事故的因素, 为了切实避免油气集输管道的安全事故, 在实际的管理中需要从集输管道的设计施工等的质量安全管理以及运行安全管理即防腐蚀管理两方面进行集输管道的管理, 从而有效杜绝影响安全的各种因素, 将管道的危险事故控制到最低点, 从而保证管道的安全有效运行, 维护社会的长治久安。

1、对集输管道的质量管理

(1) 对工程质量进行风险评估。对工程质量的风险评估是指在质量事故发生之前或之后, 而事故未结束前对于该事故给工程质量、成本和工期等各个方面造成的负面影响以及损失的情况进行量化评估的工作。即质量风险评估能够解决三个基本问题:将会出现的问题是什么?出现问题的可能性有多大?问题会发生什么样的后果?从而在施工中加强质量管理以有效避免类似事故的发生。 (2) 对可能发生的质量风险进行有效控制。对于工程质量风险评估完成后, 应该由项目的工程技术人员针对评估结果结合项目施工规范、设计图纸的要求、工程现状以及施工经验等, 制定出相应的风险控制措施, 并在措施实施之前, 对于采取措施的有效性及是否会引入新的质量风险进行重新评价, 来判定获得的最后的风险降低程度是否在该工程可接受的范围内, 否则重新进行风险控制。 (3) 最后进行工程质量的审核。在工程结束前, 对于工程所涉及的质量管理决策的事件进行严格审核, 整理相关资料并建立相应的预防措施程序, 然后形成最终的文件资料。

2、对集输管道的运行安全管理

腐蚀失效是集输管道失效的主要形式之一, 据统计, 集输管道的失效事故中, 40%是由腐蚀问题引起的。所以, 对油气田集输管道的安全运行管理, 主要体现在防腐蚀管理上, 而且大量的集输管道运行多年, 管道腐蚀较严重, 大部分已经进入更新换代期。腐蚀不仅会大面积减薄管的壁厚, 而且会导致管道过度变形甚至爆管, 进而会导致管道穿孔, 引发油气泄露事故的发生。集输管道的腐蚀包括内部管道的腐蚀和裸露在外部分的腐蚀两种情况, 为了避免腐蚀的危害, 可以从加强管道防腐的技术管理、加药改变水性、改变集输工艺以、采取阴极保护以及绝缘防腐、电化学包括等方面着手进行。但是由于通常情况下, 一条管线很可能是部分或局部腐蚀严重, 不能全部更换, 为了造成不必要的危害及损失, 需要一套行之有效的管道检测方法技术。

四、总结

集输管道在国家的能源战略中发挥着不可替代、独一无二的作用, 对油气田的长输管道采取积极有效的管理措施, 以保证长输管道能够安全平稳运行, 并尽一切所能减少其对人民的生活和自然环境的影响。在日常对油气田的集输管道进行管理的过程中, 除了进行质量管理及安全运行管理外, 还需要对其进行其他方面的风险管理, 比如, 第三方破坏、误操作等, 必须严格对于管道的管理措施, 以使管道的事故风险降到最低点, 从而保障人民大众及周围生态环境的安全, 是集输管道发挥其应有的作用, 而减少不必要的负面影响。

摘要：油气田的集输管道是一种危险性的构筑物, 对于周围公众的安全和生态环境有着潜在的危险因素。近年来, 如何降低管道的危险性及采取多种措施对管道进行管理, 以有效避免管道所造成的危害等问题受到社会及企业的普遍关注。根据美国管道安全运输办公室 (OPS) 的统计数据:在美国, 管道的内部腐蚀造成了大约20%的传输管道的危险事故;又比如, 根据加拿大阿尔伯塔能源与公共设施委员会 (AEUB) 的报道:由集输管道的内部腐蚀问题所引发的集输管道故障的总数在过去的20年中已经超过了5000起, 平均下来几乎是每天一例。因此, 加强油气集输管道的防腐蚀管理成为了管道管理中的一项重要议题。本文从管道的施工质量的风险管理与安全运行管理即防腐蚀管理的角度作为油气集输管道管理的新方案进行了探讨。

关键词：油气集输管道,管理新方案,探究,防腐蚀管理,质量管理

参考文献

[1]潘红丽, 管道风险管理方法研究, 天然气与石油[J], 2006年第24卷第1期。[1]潘红丽, 管道风险管理方法研究, 天然气与石油[J], 2006年第24卷第1期。

[2]高峰、龙媛媛、夏力, 管道综合管理新方法[J], 石油石化节能, 2007年第9期。[2]高峰、龙媛媛、夏力, 管道综合管理新方法[J], 石油石化节能, 2007年第9期。

伴热集输管道工程设计参数优化 第9篇

1 优化算法原理

在稠油伴热管道设计参数的优化中, 各参数对能耗的影响是十分复杂的, 其设计参数之间存在着相互制约的关系。针对此特点, 采用蒙特卡洛法进行优化。

蒙特卡洛法又称统计模拟实验法、随机模拟法, 是试验数学的一个分支。蒙特卡洛法的理论基础是概率论中的基本定律———大数定理。因此, 此方法健壮性较强, 适用范围较宽[3]。

多变量蒙特卡洛法的基本求解过程如下[4]:

(1) 首先选取初值X= (x1, x2, x3, …, xn) T, 并代入计算目标函数F=F (1) , 并将当前F赋值给Fmin。

(2) 再选取扫描宽度b>0, 在区间[-b, b]内生成均匀分布的随机数列R= (r1, r2, r3, …, rn) T对每一组随机数列R, 计算X+R= (x1+r1, x2+r2, x3+r3, …, xn+rn) T, 对应的目标函数值F=F (2) 。

(3) 若F (2) >Fmin, 则在相同内条件下继续生成随机数列R, 直至有R使F (2) <Fmin, 则将F (2) 赋给Fmin, 并将X+R作为新的X, 回到 (1) 再次进行计算。

(4) 重复 (1) ~ (3) , 直至F (n) -F (n-1) <ε, 其中ε为误差容忍度, 则认为计算收敛, 此时的X即为最优的参数值组合, F (n) 为求解区域内的最优值。

2 优化设计数学模型

由上文可以看出, 油管直径、伴热水管直径、伴热热水流量和伴热热水温度四个设计参数对能耗均有较大影响, 并且其存在相互耦合的关系。因而必须将四个参量统筹考虑, 以得到可靠的最优解, 保证优化的效果。对该优化问题建立数学模型:

2.1 目标函数

以集输管道的最小总费用作为目标函数, 表达式如下:

其中, FTw为伴热水管的热力能耗, 为用于加热伴热水而消耗的热能。

FKw为伴热水管的动力能耗, 为用于泵送热水而消耗的电能。

FKo为稠油管的动力消耗。给出了两种计算方法, 1FKo为初步计算中利用列宾宗公式得到的公式, 2FKo为修正计算中利用数值方法得到的结果。其用途将在下文详述。

2.2 约束条件

四种设计参数之间相互制约, 必须满足以下各项约束条件。 (1) 伴热水管和稠油管的压力降不得超过最大允许压力降

(2) 伴热水管和稠油管的温度降不得超过最大允许温度降

(3) 伴热水管出站温度不能超过保温层的最高耐受温度。

(4) 伴热水管和稠油管道的平均流速需按照国标规定, 限制在一定范围之内。

(5) 伴热水管和稠油管的管径必须管道规格系列中选取, 是离散的变量。

3 算法的实施

3.1 参数取值范围的确定[5]

(1) 稠油管和伴热水管管径[6]

这两个参数根据GB8163-87《输送流体用无缝钢管》选取, 即符合下式:

同时, 管径的选取应不至于使管内流体流速过大或过小。按照数值实验结果, 水管管内流速不宜超过6 m/s, 同时也不宜低于0.2 m/s;油管流速不宜超过1.5 m/s, 不宜低于0.1 m/s。

(2) 伴热热水流量

同理, 伴热热水流量应不至于使管内流速过大或过小。

(3) 伴热热水温度[7]

根据SH3040-2002《石油化工管道伴管和夹套管设计规范》, 伴热水的温度宜低于100℃, 并高于被伴介质30℃。

3.2 避免求得局部最优解的处理方法

为了方便观察, 下面以单变量情况为例说明求解过程中避免求得局部解的处理方法。

如图1所示, 在高度非线性的情况下, 如果搜索器的搜索范围过小, 如1#搜索器, 当初值取得离真解较远时, 计算将会收敛到如1点所示的局部最优解上;而搜索范围较大的搜索器, 如2#搜索器, 则可以得到全局最优解。

4 算例验证

4.1 蒙特卡洛法算例验证

设计参数优化计算的执行依赖于热力和水力计算的结果。此处为了说明蒙特卡洛算法的有效性和高效性, 为了便于观察, 仅采用一维算例进行验证。不妨对图1中的曲线求最小值, 其函数表达式如下:

采用单向搜索法和牛顿迭代法, 得到同样精度的解, 所需时间对比如图2。

由图2可见, 相对于其他算法, 蒙特卡洛法具有收敛速度快, 对初值不敏感的优点, 因而适用于进行多变量、高度非线性的优化问题。

4.2 稠油伴热集输管道优化算例验证

面将基于稠油伴热集输管道的生产运行数据, 对一典型伴热集输管道进行优化设计。为了验证计算结果的有效性, 进行了大量的随机数值实验。各因素对管道总成本的影响见图3~图6。

由图3~图6中可以看出, 在众多的设计参数组合中, 由本算法得出的结果处在所有点的最下方, 即相应的管道成本最小。

5 结论

为了在保证管道正常运行的前提下, 最大限度的降低总能耗成本, 本文采用了蒙特卡洛法, 针对油管直径、伴热水管直径、伴热热水流量和伴热热水温度四个设计参数进行优化。通过算例验证了蒙特卡洛法的有效性和高效性, 并得出在众多的设计参数组合中, 基于蒙特卡洛原理的算法得出的结果令管道成本最小。故该基于蒙特卡洛原理的算法是可行的。

文中各符号意义见表1。

参考文献

[1]李雪峰.稠油集输系统的热力学分析[D].大庆:大庆石油学院, 2007.

[2]张文东.稠油掺热水伴热集输管道热力计算与优化设计[J].石油规划设计, 1997 (5) :12-15, 19.

[3]王佳伟.基于蒙特-卡洛法的冲推器数量与冲量优化[J].探测与控制学报, 2010, 32 (1) :92-96.

[4]张枫念.用蒙特卡洛法对非线性零部件的优化设计[J].传动技术, 2009, 23 (3) :16-21.

[5]李杰训.油气集输设计规范GB50350-2005[S].北京:中国计划出版社, 2005.

[6]郝文秀.输送流体用无缝钢管GB8163-87[S].北京:中国计划出版社, 1988

油气集输管道内腐蚀及内防腐研究 第10篇

关键词：油气集输管道,内腐蚀,内防腐

1 前言

在集输和开采含有大量气田卤水、H2S、凝析油、CO2等油井和天然气井的过程中, 很容易由于腐蚀问题而出现集输管线爆破、油套管穿孔、闸门丝杆断裂, 井口装置失灵等安全事故。同时, 由于油气集输管道中一般都是输送固、烃、水、气共存的多相流介质, 含水量较大, 使得油气集输管道内腐蚀问题日益严重。本文就油气集输管道内腐蚀及内防腐进行研究。

2 油气集输管道的内腐蚀分类

2.1 缝隙腐蚀

缝隙腐蚀是由于非金属材料与金属材料, 或者异种金属材料、同种金属材料相互接触而形成的。缝隙腐蚀是一种较为常见的腐蚀形式, 在管道内壁锈层下、焊缝气孔、螺母紧压面、法兰连接面都很容易出现缝隙腐蚀, 它们是由于缝隙中某种离子累计、缝隙中酸度变化、缝隙中氧分子的缺乏而造成的。

2.2 应力腐蚀

应力腐蚀可能是油气集输管道金属内部的残余应力, 也很有可能是油气集输管道外加应力, 它是一种由于特定腐蚀介质与拉应力共存的过程中所出现的腐蚀破裂。残余应力可能是由于管道金属材料体积变化引起的, 也可能是管道金属材料升温后冷却降温不均匀引起的, 也有可能是由于加工制造的过程中所出现的形变, 还有可能是由于冷缩配合、螺栓紧固、铆合作用所引起的应力。

2.3 点蚀

在油气集输管道金属内壁局部区域很容易出现点蚀现象, 而这些点蚀又会使得坑点或者洞穴向内部扩展, 甚至还有可能会出现穿孔的现象。油气集输管道在氯离子含量高的土壤中很容易出现坑蚀和点蚀。一般在综合评价点蚀时, 都采用最大点蚀深度、平均点蚀深度、点蚀密度等指标。

2.4 晶间腐蚀

油气集输管道往往都采用合金材料, 晶间腐蚀常常发生在合金晶界处, 一旦出现晶间腐蚀, 那么会导致管道的延伸性和强度都出现大幅度下降的现象, 机械强度变化较快, 即使管道的外型尺寸和金属质量没有发生多大的变化, 但是对于油气集输管道结构的损坏却是极为严重的。

2.5 浓差电池腐蚀

这是由于靠近油气集输管道内壁金属表面的土壤质量浓度不同而使得电极电位不同, 这样一来就会形成浓差电池腐蚀。

3 油气集输管道内腐蚀评估方法

对检测出的油气集输管道内腐蚀缺陷, 可以依据相关标准规范进行评估。

3.1 基于分项安全因数的方法

原始数据:规定的最大缺陷深度、规定的最大缺陷长度、规定的最小拉伸强度、管道壁厚、管道外径。使用超声智能清管器或者漏磁智能清管器进行内部检测, 所得结果即为缺陷尺寸。

基于分项安全因数, 对腐蚀管道的安全工作压力 (许用压力) 进行合理地估算, 同时, 将所得估算结果与管道最大许用操作压力进行相应的比较。若最大许用操作压力高于估算的许用压力, 那么在运行之前, 应该降低压力, 使之在估算的许用压力以下运行。若最大许用操作压力低于估算的许用压力, 在经过防腐保温和腐蚀清理之后, 腐蚀管道就可以直接使用。

3.2 基于许用应力设计的方法

原始数据:测量的最大缺陷深度、最大缺陷长度、极限拉伸强度, 原始壁厚, 管道外径。对安全工作压力和失效压力进行正确的计算, 同时将其与海底管道最大许用操作压力进行相应的比较。若最大许用操作压力高于安全工作压力, 那么在运行之前, 应该降低压力, 使之在安全工作压力以下运行;若最大许用操作压力低于安全工作压力, 在经过防腐保温和腐蚀清理之后, 腐蚀管道就可以直接使用。

4 油气集输管道内防腐措施

4.1 涂料涂装工艺

采用防腐性好的涂料涂装进行保护, 能够尽量延长维护周期, 减少涂层维修次数。涂料涂装的关键步骤之一就是表面处理, 应严格遵守涂层系统和各种涂料的规定, 动力工具处理依照SIS 05 5 900-St3的目视标准, 喷砂处理依照标准SIS05 5 900, Sa 2.5, 用砂轮机打磨平整边缘, 同时清除掉焊接的潜在氧化皮、分层、碎片、飞溅, 尤其要注意磨平或者整圆焊缝、角落、填充物、锋利边, 清除掉缝隙焊渣;如果空气的相对湿度大于80%或者表面温度低于露点3℃, 那么就不可以对其表面进行处理。涂料现场施工要求: (1) 刷涂时, 要刷掉下垂和流挂, 尽可能使膜厚均匀, 最好刷成平滑的涂层, 只有在特殊情况下涂装作业才可以采用辊筒; (2) 首选工艺应该是喷涂, 现场主要涂装方法是无气喷涂, 在整个表面均匀地涂敷每道涂层, 在喷涂作业之前, 应该用毛刷蘸涂料对空隙、螺母、角落、螺丝、小支架、焊缝、边缘这些部位进行预涂; (3) 在对第一道底漆进行涂装之前, 要保障所有表面都是清洁、无灰尘的, 尤其是要用真空吸尘器来清理容器和罐。 (4) 要遵守涂料商推荐的复涂时间、涂层干燥时间、混合比、选用设备、作业方法、稀释剂用量等施工参数。 (5) 涂装质量检验是涂层的最终控制环节, 对涂装质量要及时进行检验, 主要控制涂层开裂、流挂、起泡、外观、针孔、固化情况、溶剂残留、表面污染物等缺陷。常见涂装问题及处理见表1。

4.2 阴极保护法

阴极保护法可分为牺牲阳极法和强制电流法。因管道为密闭体系, 施加阴极保护常受密闭空间的限制。对于管理维护、测试也不同于外部, 因此设计时要考虑较多的因素。如阴极保护过程中产生的氧气和氢气是不得不考虑的安全因素, 温度可能对镁阳极消耗率及锌阳极的极性逆转有影响需要考虑, 还有测试系统的布置, 内壁的电绝缘等。

4.3 添加缓蚀剂

缓蚀剂的缓蚀效果与缓蚀剂的加注工艺、加注量和周期有着十分密切的关系;缓蚀剂未到达的腐蚀区或气流或液体段塞将缓蚀剂膜剥离, 均起不到保护作用。因此, 缓蚀剂的注人位置的选择和注人方法应确保整个生产系统受益, 即注人的缓蚀剂不仅能在起始浓度下, 足以在整个系统的金属表面形成一有效的保护膜, 而且在缓蚀剂膜被气流剥离后还能不断地提供足够浓度的剩余

参考文献

[1]臧国军, 崔斌.油气集输管道内涂层金属腐蚀失效机理研究[J].石油化工设计, 2005, (04)

[2]李春润, 王春林.小口径内涂层管道机械压接技术研究[J].石油工程建设, 2006, (03)