输油管道腐蚀剩余寿命的预测
!检测诊断#输油管道腐蚀剩余寿命的预测Ξ罗金恒ΞΞ 赵新伟 白真权 路民旭(中国石油天然气集团公司石油管材研究所)摘要 针对某 273mm×6(7)mm输油管道建成时间不长,管道腐蚀却很严重,腐蚀发展速率非常高的情况,利用此管道历年来的近千个腐蚀大修缺陷尺寸数据,统计出管线的腐蚀速率分布,建立了腐蚀速率概率分布的模型,并对模型进行了验证,发现腐蚀速率服从正态分布N (013968,011412)。
利用腐蚀剩余强度评价确定的极限缺陷尺寸数据,在可靠性理论的基础上对 273mm×6(7)mm输油管道的腐蚀剩余寿命进行了预测,发现在低、中风险地段,管道使用5～6年后,需要检测和维修;在高风险地段,管道使用4～5年就需要检测和维修。
建议应对此输油管道加强防腐,严把防腐质量关。
主题词 输油管道 腐蚀 剩余寿命 预测 可靠性 某 273mm×6(7)mm输油管道于1988年8月开始建设,1989年9月一期工程建成投产,二期工程于1990年11月全部投入使用。
管线采用钢级为X52的直缝钢管,设计最大输油量105×104t/a,最小输油量55×104t/a,设计工作压力6128MPa,输送介质温度低于80℃,设计寿命20a。
管线实际运行温度为56℃,压力为510～518MPa,输油量为125～137m3/h。
此输油管道虽然建成时间不长,但由于管线周围环境恶劣,地形起伏多变,腐蚀现象十分严重。
对管线大修挖开的部分管线进行统计,腐蚀的平均深度和最大深度分别为:1994年平均腐蚀深度为119mm,最深为3mm;1995年平均腐蚀深度为2143mm,最深达510mm;1996年平均腐蚀深度为2164mm,最深达410mm。
1997年漏磁检测结果表明,深度在310mm以上的腐蚀点就有213处,可见管线腐蚀情况非常严重,对此管线进行腐蚀剩余寿命预测已迫在眉睫。
腐蚀剩余寿命预测思路油气输送管道腐蚀剩余寿命预测是管道安全评价的重要组成部分,它直接关系到管道检测、维修和更换周期的确定。
然而,由于腐蚀剩余寿命预测工作中存在着许多不确定因素,包括环境、力学和材质状况等因素,都难以取得准确结果,尤其是实际工况条件下的缺陷发展规律很难确定,造成腐蚀剩余寿命预测工作相对于剩余强度评价难度增大,从目前研究状况来看也相对不成熟。
例如,在现行适用性评价标准CEG B R6[1]、PD6493[2]以及最新发布的API579草案[3]中,对寿命预测方法仅提供了简单的指导性作法,实际使用中可操作性差。
因此,腐蚀剩余寿命预测一直是困扰管道评价人员的一大难题,发展较慢。
笔者利用此管道历年来近千个腐蚀大修缺陷尺寸数据(主要是腐蚀深度数据),统计出管线的腐蚀第28卷 第2期石 油 机 械 2000年ΞΞΞ罗金恒,工程师,生于1972年,1997年毕业于西安交通大学材料科学与工程学院,获硕士学位,现从事石油管道及重大装备劳动卫生安全评价工作。
地址:(710065)陕西省西安市。
电话:(029)8214211-3405。
(收稿日期:1999-06-07;修改稿收到日期:1999-08-20)中国石油天然气集团公司九五项目(油气管道检测与安全评价技术研究)。
速率分布,并基于可靠性理论对 273mm ×6(7)mm 输油管道的腐蚀剩余寿命进行了预测。
预测思路如图1所示。
图1 腐蚀剩余寿命预测思路腐蚀速率概率分布模型的建立1.腐蚀速率分布的统计统计1994～1996年 273mm ×6(7)mm 输油管道大修时的近千个腐蚀缺陷深度数据,并除以相应的管道服役时间,得到腐蚀速率数据,画成图2所示的直方图。
从图2可看出, 273mm ×6(7)mm 输油管道缺陷的腐蚀速率位于013～015mm/a 之间的最多,高于015mm/a和低于013mm/a 的都逐渐减少。
图2 腐蚀速率分布直方图2.腐蚀速率概率分布模型的建立与验证从图2可看出, 273mm ×6(7)mm 输油管道的腐蚀速率分布大致为一种正态分布,因此要对分布类型先提出假设,然后利用概率论知识进行验证。
(1)均值μ和方差σ2的计算 由极大似然估计法,可求出腐蚀速率为正态分布的均值μ和方差σ2,即μ=013968 (mm/a )σ2=010199 (mm/a )2 (2)腐蚀速率为正态分布的验证 腐蚀速率分布的验证利用常用的χ2-检验法(非参数检验法的一种)。
假设总体分布X ～N (013968,010199),将频数太小的区间并入相邻的区间,共分成6个区间计算概率,所得结果见表1。
表1 χ2-检验法结果一览表A i n i p i np i n i -np i (n i -np i )2/np i012<x 660108226 73154 -715401773012≤x <0131500116284145158414201134013≤x <0142450126290235103919701423014≤x <01524201259302311811011901448015≤x <0161380115777141105-310501066016≤x53010749366199-1319921921∑89441765 注:x 为腐蚀速率;A i 为以腐蚀速率划分的区间;n i 为处于A i 中的腐蚀速率频度(图2所示);p i 为根据X ～N(013968,010199)分布确定的处于A i 中的腐蚀速率概率;n =894(腐蚀速率统计的总个数)。
取显著性水平α=0105,查χ2-分布表,由费歇定理,知其自由度为6-2-1=3,χ2(3)=71815,拒绝域应为[71815,∞),由于χ2的计算值为41765,没有落入拒绝域,因此在水平α=0105下,腐蚀速率服从正态分布N (013968,011412)。
极限缺陷尺寸的确定273mm ×6(7)mm 输油管道极限缺陷尺寸的计算利用API RP579[3],取管道外径D =273mm ,管道壁厚t 取较小值6mm ,屈服强度(σs )取三个试样的最小值394MPa ,压力取实际运行压力的较高值518MPa ,焊缝系数E 取110[4]。
为了简化分析,计算时将对管道剩余强度不敏感的缺陷轴向和周向尺寸固定,对应于现场缺陷开挖的实际情况,将缺陷轴向和周向尺寸取为两种情况,分别为400mm ×300mm 、1500mm ×环向一周。
由于不知道缺陷具体的厚度分布,为保守起见,假设为矩形分布。
不考虑地区类别,按照100%屈服强度计算,所得极限缺陷尺寸(极限深度尺寸)的结果见表2。
表2 输油管道缺陷极限深度尺寸的计算结果腐蚀区域400mm ×300mm1500mm ×环向一周极限深度尺寸(mm )4122741218腐蚀剩余寿命的预测1.可靠性寿命预测思路随着管线服役年限的增加,腐蚀缺陷逐渐长大。
根据可靠性理论[5],通过对腐蚀缺陷尺寸和腐蚀发展规律的统计,可以给出管道腐蚀失效的概率13第28卷 第2期罗金恒等:输油管道腐蚀剩余寿命的预测 统计分布规律,其思路如图3所示。
其中图3a 对应的是时间1的失效概率P f ,其值很小,随着时间的推移,发展到时间2,失效概率P f 为图3b 中的相交区域,可以看出,随着时间越往后发展,失效概率P f 越大。
若通过确定合适的可接受失效概率,就可对管道的剩余寿命预测,据此确定正确的管道检测和维修周期。
图3 管道腐蚀失效概率统计图2.管道随服役年限变化的失效概率分布根据 273mm ×6(7)mm 输油管道腐蚀速率的概率分布和腐蚀缺陷的极限尺寸,按照图3的思路,就可将管道的失效概率随服役时间变化的规律绘制成如图4所示的曲线。
比较图4a 与图4b ,可发现两图具有某些共同点,即随着管道服役年限的增加,管道的失效概率逐渐增加,而且都有一个从小到大快速增长的转折点。
因此,通过确定可接受的失效概率,根据图4就可以估计管道的剩余寿命,从而确定合适的检测周期和维修周期。
另外,还可以看出即使缺陷的腐蚀区域变化较大,但是对使用年限相同的管道,失效概率却几乎没有改变。
a.腐蚀区域为400mm ×300mmb.腐蚀区域为1500mm ×环向一周图4 管道腐蚀失效概率随时间变化的规律曲线3.腐蚀剩余寿命的预测参照API RP579的思路,将管道经过的不同地段划分为低风险地段、中风险地段和高风险地段三种类型。
这样,不同地段管道可接受的失效概率可取为不同的数值,见表3。
表3 不同风险地段管道可接受的失效概率数值地段类别低风险地段中风险地段高风险地段可接受的失效概率213×10-210-310-5 根据表3和图4,就可预测 273mm ×6(7)mm输油管道的腐蚀剩余寿命,从而确定出管道维修和检测周期,结果见表4。
表4 输油管道的腐蚀剩余寿命预测结果地段类别低风险地段213×10-2中风险地段10-3高风险地段10-5腐蚀剩余寿命(a )400mm ×300mm 5～65～64～51500mm ×一周5～65～64～5结论及建议(1)利用 273mm ×6(7)mm 输油管道历年来的腐蚀大修缺陷尺寸数据,统计出了管道的腐蚀速率分布,发现腐蚀速率分布服从正态分布N (013968,011412)。
(2)通过确定不同风险地段管道可接受的失效概率,对 273mm ×6(7)mm 输油管道进行了可靠性腐蚀剩余寿命预测。
发现在低、中风险地段,管道使用5～6年的时间,需要进行检测和维修;在高风险地段,管道经过4～5年的时间,就需要进行检测和维修。
(3)基于 273mm ×6(7)mm 输油管道高的腐蚀速率,应对此输油管道加强防腐,严格把好防腐质量关。
参 考 文 献1 Milne ,Ainsw orth R A ,D owling A R ,et al.Assessment of theintegrity of structures containing defects.Int.J.Pressure Vessels and Piping ,1998,32:2～1042 BSI PD6493G uidelines on Method for Assessment of theAcceptability of Flaws in Fusion Welding S tructures ,19913 Draft API RP 579API Recommended Practice for Fitness -for-service4 AS ME B3118G as T ransmission and Distribton Pipling Systems ,1989:395 金国梁,陈 琳,张爱林等.可靠性与优化及其在石油工业中的应用.北京:中国科学技术出版社,1992:91～99(本文编辑 郑 重)23 石 油 机 械2000年。
海底输油管道腐蚀剩余寿命评估
径。
的管 道 腐 蚀 剩 余 寿 命 的 评 估 ， 传 统 的 Ｂ １ 规 范 用 ３Ｇ
对 管 道 的轴 向应 力 和 环 向应 力 分 别 进 行 校 核 ， 然 显 只 对 危 险点 是 单 轴 应 力 状 态 或 纯 剪 切 应 力 状 态 的特 殊情 况 才 是 可 行 的 ， 实 际 上 管 道 中的 单 元 体 处 于 而 三 轴 受 力 的 空 间应 力 状 态 ； 此 用 Ｂ １ 规 范 进 行 因 ３Ｇ 评 估 低 估 了管 道 中 的 实 际 应 力 。 根 据 这 一 点 ， 文 本 采 用 第 ４强 度 理 论 ， 考 虑 了 管 道 中单 元 体 所 处 的 即 空 间应 力 状 态 ， 行 管 道 中相 当应 力 的 计 算 ， 进 并进 而
维普资讯
第 １ ４卷第 ３期
刘立 名 ， ：海底输 油管 道腐蚀 剩余 寿命评 估 等
海 底 输 油 管 道 腐 蚀 剩 余 寿 命 评 估
刘 立 名
余 建 星 王
磊
中海 石 油 研 究 中 心 ， 京 ，０ ０ ７ 天 津 大 学 建 筑 工 程 学 院 ， 津 ，０ ０ ２ 北 １０２ 天 ３０ ７
摘
要 以 受 腐蚀 海 底 输 油 管道 中的应 力超 过屈 服 应 力 极 限 为 失 效 形 式 ， 于 第 ４强 度 理 论 进 行 基
长输管道剩余寿命的预测
油气长输管道在运行过程 中，由于各种各样的 原 因 ，将会 不 可避免 遭受 腐蚀 的侵 害 。腐蚀 会导 致 管道壁厚减薄 ，影响到管道的使用强度和寿命 ， 更严 重 的腐 蚀 可能会 造成 管道破 裂 ，从 而 引起 油气
泄漏 ，污染 环境 。因此 ，预测 管道腐 蚀 寿命对 管道 及 时 采取 降压 、补强 等措施 有着 重要 的指 导 意义 。
Ｚ ＨＡ ０ Ｑｉ ｎ ｇ － ｎ ａ ，Ｚ Ｈ Ａ ＮＧＤｉ ，Ｙ Ａ ＮＪ ｕ ｎ ，Ｌ Ｉ ＵＲ ｕ ｉ — ｋ ａ ｉ ，Ｌ Ｉ Ｅ ｒ － ｗｅ ｉ
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炼化装置压力管道均匀腐蚀剩余寿命的预测和探讨
2020年第20卷第11期腐蚀与防护技术编辑俞雪兴边敏倪桂才赵梦竹炼化装置压力管道均匀腐蚀剩余寿命的预测和探讨喻灿，何笑冬，韩立恒（上海安恪企业管理咨询有限公司，上海200237）摘要：随着炼化装置原油的多样化和劣质化，为预防腐蚀事件的发生，企业常需要进行材质升级,剩余寿命的预测可以帮助企业合理选材。
剩余寿命的预测需要依靠大量数据支撑，针对一些炼厂实际存在的数据缺乏问题，列出了4种不同数据完整程度下剩余寿命的预测方法，并通过实例分析表明设计壁厚的保守性以及剩余寿命预测对材质更换或升级的重要性。
关键词：炼化装置；压力管道；均匀腐蚀；剩余寿命;预测；腐蚀事件DOI：10.3969/j.issn.1672-7932.2020.11.0071材质适应性研究现状近年来，随着炼化企业加工原油的多样化和劣质化，炼油化工设备和管线的腐蚀问题也日益突出，不少石化企业在更换劣质化原油之前，对装置的适用性进行了腐蚀评估,并通过评估对不适应劣化后原油的设备管线采取了材质升级的对策，达到了较好的腐蚀预防效果。
选材一般依据高硫和高酸选材导则［1，2］,以及API581标准，对存在高温硫腐蚀、高温硫和环烷酸腐蚀以及高温硫和硫化氢腐蚀、胺腐蚀等均匀腐蚀机理均有较为成熟的计算方法，针对理论腐蚀速率超过某一限值的材质进行升级，目前一般以0.25mm/a为腐蚀速率的门槛值,也有企业考虑该数值的保守性,结合实际经验采用了0.38mm/a作为门槛值。
此外，国内外学者也提出了一些指导性建议,例如:黄学庆⑶建议对操作温度240以上、原材质理论腐蚀速率不小于0.3mm/a的高温管道均更换为更高等级材质；于立秋⑷依据中国石化设计选材导则,结合侧线硫分布情况，按照McCono-my曲线、API581标准等对温度大于220弋的设备管线材质进行腐蚀核算，对于部分腐蚀速率超标的设备管线结合现场监测和实际测厚情况进行材质升级;李卫江［5］指出对操作温度240X以上的管线设备进行材质升级，并通过实际测厚发现腐蚀速率大幅降低;徐英［6］通过分析高酸值原油给生产带来的不利影响，指出在没有理想的工艺防腐蚀手段的情况下,提高设备材质的耐蚀等级是减轻环烷酸腐蚀最有效的方法;张叶红［7］指出，对于存在高温环烷酸腐蚀的物料，通过加氢、热解、注碱、胺处理等脱酸工艺可以达到防腐的目的，但在工业上应用则各有利弊，因此，选择优质的耐蚀材料可以更有效地防止环烷酸腐蚀；张杰［8］在分析露点腐蚀机理的基础上,结合省煤器实际运行环境和操作特点，测试各工况下的露点温度，确定备选材料范围，通过实验室对备选材料进行耐蚀性研究，对比各备选材料的腐蚀速率，给出不同锅炉给水条件下的省煤器选材方案；喻灿⑼通过结合加氢装置高温液相管线的依据标准的理论腐蚀速率计算和实际腐蚀案例,对其选材进行了探讨;刘肃［10］结合定点测厚数据,参照相关装置材质升级经验，对常减压蒸馏装置240X以上设备、管道收稿日期：2020-09-17第一作者简介:喻灿，工程师，硕士研究生，2014年毕业于华东理工大学化工过程机械专业，现主要从事石油化工设备腐蚀防护与评估工作。
油气管道剩余强度有限元模拟分析及剩余寿命预测
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一 腐蚀深度／ｍｍ
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图４轴向腐蚀承压随腐蚀深度的变化曲线 Ｆｉｇ．４ Ａｘｉａｌ ｅｒｏｓｉｏｎｓ ｂｅａｒｉｎｇ ｌｏａｄ ＶＳ ｅｒｏｓｉｏｎ ｄｅｐｔｈ
３．３结果分析 在整个加载过程中．腐蚀区的应力变化可分为３个加载
袭１ 管体材料及其几何尺寸和力学性能参数 Ｔａｂｌｅ １ Ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｔｈｅ ｐｉｐｅｌｉｎｅ ｍａｔｅｒｉａｌｓ，ｇｅｏｍｅｔｒｙ
ａｎｄ ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ
２有限元模型 依据上述分析建立管段有限元分析模型。为了消除边界
效应，被评管线的长度均取轴向腐蚀长度的１０倍。同时对外 边界施加非反射边界限制；考虑到腐蚀实际位置，本文将腐 蚀区域选择在６：００方位。图２巾给出了轴向腐蚀长度为５００
得到了管道在未来确定时间的剩余强度；根据相关标准规定的失效准则。确定了管道的剩余寿命；预测了管道在未来某一时间的运
行可靠性。研究结果对管道运行与维护补强措施的制定具有指导意义。
关■词腐蚀管道；有限元模拟；剩余强度；剩余寿命：腐蚀
中圈分类号ＴＥ９９８．２
文献标识码Ａ
文章■号１０００—７８５７（２００９）０６一００３４—０４
Ｌｉｍｉｔｅｄ，Ｂｅｉｊｉｎｇ／００００７，Ｃｈｉｎａ ２．Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ
Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００８３，Ｃｈｉｎａ
预测压力管道腐蚀剩余寿命的可靠性方法
E (x) ≈k + 015772η
(3)
D (x) ≈116449η2
(4)
由矩法公式可知 :
E (x) =μx , D (x) =σx2
(5)
把式 (5) 代入式 (3) 与式 (4) 中可得 :
k =μx - 014501σx
(6)
η= 017797σx
(7)
113 腐蚀剩余寿命的计算公式
根据假设 , 最大腐蚀速率 vx 为一定值 , 在 压力管道腐蚀剩余寿命 N F 内 , 最大腐蚀深度 x 的分布参数为 :
(13)
114 可靠度与腐蚀剩余寿命
由于影响腐蚀速率的因素很多 , 因此可将压 力管道的安装地段分为低度 、中度和高度风险等
3 种 , 在不同风险地段的可靠度要求见表 1[1 ] 。
表 1 不同风险地段可接受的可靠度
地段类别 可靠度 Rσ, %
低风险 9717
中风险 9919
高风险 991999
均值
μx = vxNF
(8)
变异系数
Cx =σx/μx
(9)
由式 (6) ～式 (9) 可得 :
k = vxNF —014501vxNFCx
(10)
η= 017797vxNFCx
(11)
如果要求的可靠度为 R , 由式 (2) 可得腐
蚀裕量的计算公式为 :
C2 = - ηln ( - lnR) + k
输油管道的公称尺寸为 <273 ×6 (7) , 设计 压力 6128M Pa , 操作压力 510 ～518M Pa , 运行 温度为 56 ℃, 腐蚀裕量为 C2 = 412mm 。经过大 量的实测数据进行统计 , 得到腐蚀速率的均值 vx = 013968mm/ a , 标准差σx = 01141mm/ a 。下 面用压力管道安装在低 、中 、高风险地段中的可 靠度对腐蚀剩余寿命进行计算 。
集输管道腐蚀期限预测方法研究
集输管道腐蚀期限预测方法研究1 前言1.1 研究背景金属腐蚀遍及石油化工生产的各个领域，危害十分严重。
可以造成巨大的经济损失，据工业发达国家的统计，因腐蚀造成的经济损失约占当年国民经济总产值的1.5% ~ 4.2%。
如果输油或输气管道发生腐蚀穿孔等事故则可以造成灾难性后果，例如：1980年，北海油田某采油平台发生腐蚀疲劳破损，致使123人丧生。
国外对腐蚀管道的研究工作开始于20世纪60年代末，在腐蚀管道评估方面已取得了很大的成就。
在美国、加拿大和英国，对受腐蚀的油气管道的评估已有规范可循。
在这方面，美国机械工程师协会（ASME）、美国天然气协会（AGA）和英国天然气公司做了大量的工作。
国外对管道的研究工作开始于50年代，在管道腐蚀方面的研究已取得了很大的成就. 20世纪60年代末70年代初，美国得克萨斯州东部输气公司和美国天然气协会（AGA）的管道研究委员会共同发起对管道的腐蚀进行了研究，主要用断裂力学的方法研究了裂纹缺陷的扩展机理和失效模式以及缺陷评估方法等，在研究的基础上提出了表面缺陷评估公式，用来计算腐蚀管道的剩余强度。
在此基础上，经过一些试验验证，提出了评估腐蚀管道的准则,即B31G准则。
1984年，美国机械工程师协会把B31G准则收录到管道设计的规范中,即ANSI/ASME B31G标准。
因为B31G准则的基础是基于断裂力学的表面缺陷评估公式，此公式基于一定的假设和简化，所以用B31G标准来评估腐蚀管道时具有很大的局限性，有时给出非常保守的结果，致使一些管道过早被拆除和更换，造成了不必要的浪费。
针对标准的保守性，1989年美国天然气协会又进行研究，对B31G准则保守的原因进行了研究分析，根据研究结果对B31G准则进行了修正，得到了修正的B31G准则。
Wang于1991年用有限元方法分别计算腐蚀管道在内压、轴向载荷和弯矩作用下的应力集中系数，再利用已有的方法计算好管子的各向应力，然后可得到腐蚀区的应力状态，计算出最大V onMises等效应力，如果最大V onMises等效应力不大于材料的屈服强度,则认为是安全的，否则失效。
埋地油气管道的内腐蚀速率预测及剩余强度研究
埋地油气管道的内腐蚀速率预测及剩余强度研究埋地油气管道的内腐蚀速率预测及剩余强度研究摘要：埋地油气管道的内腐蚀是造成管道破裂和泄漏的主要原因之一。
本文通过研究埋地油气管道的内腐蚀速率预测和剩余强度，旨在提供一种有效的方法来评估和监测管道的健康状况，为管道的维护和检修提供科学依据。
1. 引言随着油气工业的不断发展，越来越多的油气管道被埋地应用。
然而，埋地环境中的各种因素会导致管道的内腐蚀，从而影响管道的安全运行。
因此，对于埋地油气管道的内腐蚀监测和剩余强度研究具有重要意义。
2. 埋地油气管道的内腐蚀速率预测内腐蚀是管道失效的主要因素之一，因此准确地预测内腐蚀速率非常重要。
目前，内腐蚀速率的预测主要采用实验和数值模拟相结合的方法。
实验通过腐蚀试样的制备和浸泡实验来获取腐蚀速率数据，但实验条件无法完全模拟复杂的埋地环境。
数值模拟则通过模拟埋地环境中的腐蚀介质的流动和腐蚀物质的传输来预测腐蚀速率。
然而，数值模拟需要大量的计算和输入数据，并且对模型参数的准确性有较高的要求。
因此，综合应用实验和数值模拟可以更准确地预测埋地油气管道的内腐蚀速率。
3. 埋地油气管道的剩余强度研究埋地油气管道的内腐蚀会降低管道的剩余强度，导致其不能承受设计要求的荷载，从而增加管道失效的风险。
因此，研究埋地油气管道的剩余强度对于确保管道的安全运行非常重要。
剩余强度的评估主要通过无损检测技术进行，如超声波检测、磁粉检测和渗透检测等。
这些技术能够检测管道的几何缺陷和表面裂纹，结合腐蚀速率预测可以评估管道的剩余强度。
4. 维护和检修策略基于埋地油气管道的内腐蚀速率预测和剩余强度研究，制定维护和检修策略是确保管道安全运行的重要手段。
根据管道的腐蚀状况和剩余强度，可以制定定期检测和维护计划，及时发现和修复管道的腐蚀和损伤。
此外，也可以采取防腐措施，如涂层和阴极保护，减缓内腐蚀速率。
5. 结论埋地油气管道的内腐蚀是管道失效的主要原因之一，预测内腐蚀速率和评估剩余强度对于管道的管理非常重要。
用数理统计方法预测油套管腐蚀剩余寿命
断
块
油
气
田
２ ０ １ ３年 ７月
学效应 理论 ．研究 了不 锈钢 在 高温 水介 质 中受 应 力作
行了 Ｃ Ｏ 腐蚀 的长效 实验 ， 根据 实验 结果 ， 拟合 确 定 了 Ｃ Ｏ 的腐蚀 速率 变化 规律 。 Ｃ Ｏ 长 效腐蚀 存 在 ２种 腐蚀 规律 ， 在不 同温度 和 Ｃ Ｏ 分压 情况 下 ， 其 腐蚀 类型 表 现
数， 叼为尺度 参数 ， 均大 于 ０ 。 根据 室 内实 验数据 ， 拟 合 后可 知损 失重 量 （ ￡ ） 与 腐 蚀 时间 ｔ 符 合幂 函数 关系 ：
Ｗ（ ｔ ） ＝ ａ ｔ （ ３ ）
响 了腐蚀 产物 成膜 的机 制 。
目前 工 业上 根据 Ｃ Ｏ 分压 判断 Ｃ Ｏ ： 的腐蚀 性 。通 常。 随着 Ｃ Ｏ 分 压 的升 高 ， 溶 液对 金 属 的腐 蚀 性 增 强 ， 平 均腐 蚀速 率 升高 ， 但 同时腐蚀 产物 在金 属表 面成 膜 ， 保 护 性增 强 ， 又 有 降低 腐 蚀 速率 的趋 势 ； 因此 ， 需 结 合 温 度 条件具 体 分析 。
性 寿命 进行 了预 测 。
图１ 温度对 Ｎ ８ ０套 管腐 蚀 速 率 的 影 响
２ 腐 蚀 概 率 分 布 规 律
２ ． １ 腐 蚀 机 理
暑
薄
蓉 墼
Ｃ Ｏ 较 易溶 解 在 水 中 ， 而在 碳 氢 化 合 物 （ 如原油）
中 的溶解 度则 更高 ，气 态 Ｃ Ｏ 与碳 氢 化合 物 的溶 解体 积 比可达 ３ ： １ 。干燥 的 Ｃ Ｏ 气 体本 身不 具腐 蚀性 ， 但 溶
图３ ） 。Ｎ ８ ０套 管 的腐蚀 速率 规律 为
输油管道腐蚀剩余寿命的预测
输油管道腐蚀剩余寿命的预测
罗金恒;赵新伟;白真权;路民旭
【期刊名称】《石油机械》
【年(卷),期】2000(028)002
【摘要】针对某φ273mm×6(7)mm输油管道建成时间不长,管道腐蚀却很严重,腐蚀发展速率非常高的情况,利用此管道历年来的近千个腐蚀大修缺陷尺寸数据,统计出管线的腐蚀速率分布,建立了腐蚀速率概率分布的模型,并对模型进行了验证,发现腐蚀速率服从正态分布N(0.3968,0.1412).利用腐蚀剩余强度评价确定的极限缺陷尺寸数据,在可靠性理论的基础上对φ273mm×6(7)mm输油管道的腐蚀剩余寿命进行了预测,发现在低、中风险地段,管道使用5～6年后,需要检测和维修;在高风险地段,管道使用4～5年就需要检测和维修.建议应对此输油管道加强防腐,严把防腐质量关.
【总页数】3页(P30-32)
【作者】罗金恒;赵新伟;白真权;路民旭
【作者单位】中国石油天然气集团公司石油管材研究所;中国石油天然气集团公司石油管材研究所;中国石油天然气集团公司石油管材研究所;中国石油天然气集团公司石油管材研究所
【正文语种】中文
【中图分类】TE9
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1.海底输油管道在悬空与腐蚀联合作用下的剩余寿命预测 [J], 田凯
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4.埋地输油管道腐蚀剩余寿命预测 [J], 程远鹏;白羽;李小艳;范桓
5.基于二元逆高斯过程的腐蚀输油管道剩余寿命预测 [J], 王艺斐;苏春;谢明江因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
输油管道腐蚀缺陷评估与剩余寿命预测
输油管道腐蚀缺陷评估与剩余寿命预测
代辉;杨磊;李涛;田知密;徐方
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2015(000)008
【摘要】选择局部高风险管段对某输油管道进行漏磁检测作业，统计管线腐蚀缺陷周向位置分布，结合腐蚀检测数据，建立了ASME-B31G腐蚀缺陷容限尺寸模型。
由统计数据分析表明，腐蚀缺陷深度和缺陷长度分别满足指数分布、对数正态分布，采用拟合的方法得到径向腐蚀速率计算公式。
结合容限尺寸模型对腐蚀缺陷部位的剩余强度进行了评价，采用概率的方法对局部管道进行了失效概率的预测计算。
结果表明：该输油管道的腐蚀较为严重，在目前的工作压力下，管段上的中度缺陷有一定的安全余量，对管道的安全操作不构成威胁；但在设计压力下，一些中度缺陷的剩余强度不能满足要求，需要进一步评估。
【总页数】3页(P15-16,18)
【作者】代辉;杨磊;李涛;田知密;徐方
【作者单位】长庆油田采油八厂;新疆油田分公司陆梁油田作业区;新疆油田分公司石西油田作业区;长庆油田第六采气厂;青海油田分公司采油二厂
【正文语种】中文
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