CN106932334A - 油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法 - Google Patents

油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106932334A
CN106932334A CN201511023768.1A CN201511023768A CN106932334A CN 106932334 A CN106932334 A CN 106932334A CN 201511023768 A CN201511023768 A CN 201511023768A CN 106932334 A CN106932334 A CN 106932334A
Authority
CN
China
Prior art keywords
corrosion
oil
gas station
extent
process pipe
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201511023768.1A
Other languages
English (en)
Inventor
刘文会
毕武喜
姜有文
盖健楠
孙伶
蓝卫
徐华天
陈振华
刘猛
郭正虹
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Original Assignee
China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Natural Gas Co Ltd filed Critical China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority to CN201511023768.1A priority Critical patent/CN106932334A/zh
Publication of CN106932334A publication Critical patent/CN106932334A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N17/00—Investigating resistance of materials to the weather, to corrosion, or to light

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Biodiversity & Conservation Biology (AREA)
  • Ecology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Environmental Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Prevention Of Electric Corrosion (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)

Abstract

本发明公开了一种油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法。该预测方法包括：获取各个待测油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素的指标；根据预设规则分别对每个腐蚀程度影响因素的指标进行评分；根据每个腐蚀程度影响因素的指标的得分以及每个腐蚀程度影响因素的权重计算待测工艺管道的腐蚀程度总分；从记录有工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库中获取腐蚀程度总分与待测工艺管道的腐蚀程度总分最接近的两个已知腐蚀程度的工艺管道的腐蚀程度；根据已知腐蚀程度的工艺管道的腐蚀程度总分及对应的腐蚀程度，利用插值法预测待测工艺管道腐蚀程度。该预测方法能够在不进行开挖检测的情况下对油气站场工艺管道腐蚀程度进行准确预测。

Description

油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法
技术领域
本发明涉及油气管道腐蚀控制技术领域，特别涉及一种油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法。
背景技术
油气管道在长期服役过程中会受到多种因素的影响而发生腐蚀，影响油气的正常输送。因此，为了保证油气的正常输送，要及时发现腐蚀部位。
油气管道包括干线和油气站场工艺管道。其中，对于油气管道干线来说，可以通过管道内检测技术(ILI)和管道外检测技术(ECDA)检测防腐层和管体腐蚀缺陷。内检测技术采用向干线管道通智能检测器的方式，利用漏磁和超声等技术探测管体上的腐蚀缺陷信号，通过分析可以获得管体缺陷的深度、时钟方位、轴向长度和周向长度等详细参数。管道干线外检测技术可以通过PCM、CIPS和DCVG等技术手段检测管道涂层漏点，判断腐蚀缺陷活性、杂散电流危害等信息。而对于油气站场工艺管道来说，由于变径、弯头、立管众多，不满足内检测通智能检测器的条件，因此无法开展内检测；同时由于站场内管道密集，各种功能的工艺管道、消防管道、排污管道相互交织，再加上站场安全接地网影响，造成外检测信号衰减和干扰严重，也无法开展外检测。目前，普遍采用开挖检测的方法对油气站场工艺管道进行腐蚀检测。
在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下问题：开挖检测方法费用较高、安全隐患大，而且由于开挖范围有限，不能对油气站场工艺管道的腐蚀程度进行全面检测。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明提供一种非开挖式整体性的油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法，用于对油气站场工艺管道腐蚀程度进行初步判断，从而科学制定油气站场工艺管道检查计划。
具体而言，包括以下的技术方案：
一种油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法，所述预测方法包括：
获取各个待测油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素的指标；
根据预设规则分别对每个所述腐蚀程度影响因素的指标进行评分；
根据每个腐蚀程度影响因素的指标的得分以及每个腐蚀程度影响因素的权重计算所述待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分；
从记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库中获取腐蚀程度总分与所述待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分最接近的两个已知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度；
根据已知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度总分及对应的腐蚀程度，利用插值法预测所述待测油气站场工艺管道腐蚀程度。
进一步地，所述预测方法还包括：建立所述记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度等级之间对应关系的数据库，具体包括：
获取已知腐蚀程度油气站场工艺管道的腐蚀程度影响因素的指标；
根据所述预设规则分别对每个所述腐蚀程度影响因素的指标进行评分；
根据每个腐蚀程度影响因素的指标的得分以及每个腐蚀程度影响因素的权重计算所述已知腐蚀程度油气站场工艺管道的腐蚀程度总分，建立所述记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库。
具体地，所述油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素的指标包括油气站场累计投运年限、油气站场土壤腐蚀性等级、油气站场区域阴极保护运行状况、油气站场管道出站温度、杂散电流等级以及油气站场工艺管道的防腐层类型。
具体地，所述每个腐蚀程度影响因素的权重为：所述油气站场累计投运年限的权重为18％～22％，所述油气站场土壤腐蚀性等级的权重为23％～27％，所述油气站场区域阴极保护运行状况的权重为13％～17％,所述油气站场管道出站温度的权重为18％～22％，所述杂散电流等级的权重为3％～7％，所述油气站场工艺管道的防腐层类型的权重为13％～17％。
具体地，采用百分制对每个所述腐蚀程度影响因素的指标进行评分。
具体地，对所述油气站场累计投运年限进行评分的预设规则为：以20年为基准，所述油气站场累计投运年限为20年对应的得分为60分；所述油气站场累计投运年限每减少1年，对应的得分增加2分；所述油气站场累计投运年限每增加1年，对应的得分减少2分。
具体地，对所述油气站场土壤腐蚀性等级进行评分的预设规则为：所述油气站场土壤腐蚀性等级为“强”对应的得分为30分，所述油气站场土壤腐蚀性等级为“中”对应的得分为50分，所述油气站场土壤腐蚀性等级为“较弱”对应的得分为70分，所述油气站场土壤腐蚀性等级为“弱”对应的得分为90分。
具体地，对所述油气站场区域阴极保护运行状况进行评分的预设规则为：无区域阴极保护对应的得分为0分，阴极保护全部达到阴极保护标准对应的得分为90分。
具体地，对所述油气站场管道出站温度进行评分的预设规则为：以20℃为基准，所述油气站场管道出站温度为20℃对应的得分为60分；所述油气站场管道出站温度每降低1℃，对应的得分增加2分；所述油气站场管道出站温度每升高1℃，对应的得分减少2分。
具体地，对所述杂散电流等级进行评分的预设规则为：所述杂散电流等级为“强”对应的得分为30分，所述杂散电流等级为“中”对应的得分为60分，所述杂散电流等级为“弱”对应的得分为90分。
具体地，对所述油气站场工艺管道的防腐层类型进行评分的预设规则为：所述油气站场工艺管道的防腐层为石油沥青防腐层对应的得分为30分，所述油气站场工艺管道的防腐层为熔结型环氧树脂涂层对应的得分为60分，所述油气站场工艺管道的防腐层为三层聚乙烯防腐层对应的得分为90分。
本发明实施例提供的技术方案的有益效果是：
本发明实施例提供了一种基于已知油气站场工艺管道腐蚀检测数据对待测油气站场工艺管道的腐蚀程度进行预测的方法。该预测方法能够在不进行开挖检测的情况下对待测油气站场工艺管道的腐蚀程度做出准确的预测，从而为制定油气站场工艺管道检查计划提供参考，以保证油气站场工艺管道的正常运行。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为实施例1提供的油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法的流程图；
图2为实施例2提供的油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法的流程图；
图3为实施例3提供的油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法的流程图。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
实施例1
本实施例提供一种油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法，参见图1，该预测方法包括以下步骤：
步骤101，获取各个待测油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素的指标。
步骤102，根据预设规则分别对每个所述腐蚀程度影响因素的指标进行评分。
步骤103，根据每个腐蚀程度影响因素的指标的得分以及每个腐蚀程度影响因素的权重计算所述待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分。
步骤104，从记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库中获取腐蚀程度总分与所述待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分最接近的两个已知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度。
步骤105，根据已知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度总分及对应的腐蚀程度，利用插值法预测所述待测油气站场工艺管道腐蚀程度。
本实施例提供的油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法是一种基于已知油气站场工艺管道腐蚀检测数据的预测方法，该预测方法能够在不进行开挖检测的情况下对待测油气站场工艺管道的腐蚀程度做出准确的预测，从而为制定油气站场工艺管道检查计划提供参考，以保证油气站场工艺管道的正常运行。
实施例2
油气站场工艺管道由于结构复杂难以采用常规的管道内检测技术和管道外检测技术对其腐蚀程度进行检测，而开挖检测方法又存在费用高、安全隐患大不能全面检测的问题，基于此，本实施例提供一种非开挖式整体性的油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法。该预测方法建立在通过开挖检测方法获得的油气站场工艺管道腐蚀数据的基础上，参见图2，该预测方法具体包括以下步骤：
步骤201，确定油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素以及各腐蚀程度影响因素的权重。
影响油气站场工艺管道腐蚀程度的因素有很多，需要根据大量的资料从众多的影响因素中选择对油气站场工艺管道腐蚀程度影响较大的因素，并对所选择的各个腐蚀程度影响因素的权重进行设定。合理选择腐蚀程度影响因素以及设定各个腐蚀程度影响因素的权重对提高预测准确度有重要作用。本实施例中优选采用以下6个腐蚀程度影响因素对油气站场工艺管道腐蚀程度进行预测：
(1)油气站场累计投运年限，是指油气站场从投运到进行腐蚀程度预测的时间，以年为单位计，不足1年的按1年计算，例如1年零1个月和1年零10个月都按照2年计算。
(2)油气站场土壤腐蚀性，根据GB/T 19285《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》4.2节土壤腐蚀性调查中的要求，从土壤电阻率、管道自然腐蚀电位、氧化还原电位、土壤pH值、土壤质地、土壤含水量、土壤含盐量和土壤氯离子含量8个方面评价土壤腐蚀性，按照每个单项一定的评价分数，综合评价土壤腐蚀性。按照上述标准，油气站场土壤腐蚀性共分为四个等级，分别为“强”、“中”、“较弱”和“弱”。
(3)油气站场区域阴极保护运行状况。
(4)油气站场管道出站温度，可以通过SCADA(Supervisory Control AndData Acquisition，数据采集与监视控制)系统来获得油气站场管道出站温度。
(5)杂散电流等级，长期监测油气站场管道杂散电流干扰强度，根据GB/T50698《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》和GB/T 50991《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》，杂散电流等级共分为三个等级，分别为“强”、“中”和“弱”。
(6)油气站场工艺管道的防腐层类型，站场工艺管道防腐层包括地下和地上管道防腐层、埋地弯头和立管的防腐层。由于目前几乎所有弯头和立管都采用冷缠带方式，因此本实施例只考虑工艺管道主体的防腐层。常用的工艺管道主体防腐层包括：石油沥青防腐层、熔结型环氧树脂涂层(FBE)三层聚乙烯防腐层(3LPE)。
上述6个腐蚀程度影响因素的权重分别优选为：油气站场累计投运年限，18％～22％；油气站场土壤腐蚀性等级，23％～27％；油气站场区域阴极保护运行状况，13％～17％；油气站场管道出站温度，18％～22％；杂散电流等级，3％～7％；油气站场工艺管道的防腐层类型，13％～17％。
步骤202，制定对各个腐蚀程度影响因素的指标进行评分的预设规则。
在确定油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素以及相应的权重之后，制定合理的对腐蚀程度影响因素进行评分的预设规则，也对提高预测的准确度有重要作用。可以采用百分制对个影响因素进行评分，也可以采用5分制或10分制来进行评分。对上述油气站场累计投运年限、油气站场土壤腐蚀性、油气站场区域阴极保护运行状况、杂散电流等级以及油气站场工艺管道的防腐层类型这6个腐蚀强度影响因素进行评分可以参照以下预设规则(百分制)：
(1)对油气站场累计投运年限进行评分的预设规则为：以20年为基准，油气站场累计投运年限为20年对应的得分为60分；油气站场累计投运年限每减少1年，对应的得分增加2分；油气站场累计投运年限每增加1年，对应的得分减少2分；
(2)对油气站场土壤腐蚀性等级进行评分的预设规则为：油气站场土壤腐蚀性等级为“强”对应的得分为30分，油气站场土壤腐蚀性等级为“中”对应的得分为50分，油气站场土壤腐蚀性等级为“较弱”对应的得分为70分，油气站场土壤腐蚀性等级为“弱”对应的得分为90分；
(3)对油气站场区域阴极保护运行状况进行评分的预设规则为：无区域阴极保护对应的得分为0分，阴极保护全部达到阴极保护标准对应的得分为90分，阴极保护未全部达标，酌情扣除适当分数。
(4)对油气站场管道出站温度进行评分的预设规则为：以20℃为基准，油气站场管道出站温度为20℃对应的得分为60分；油气站场管道出站温度每降低1℃，对应的得分增加2分；油气站场管道出站温度每升高1℃，对应的得分减少2分；
(5)对杂散电流等级进行评分的预设规则为：杂散电流等级为“强”对应的得分为30分，杂散电流等级为“中”对应的得分为60分，杂散电流等级为“弱”对应的得分为90分；
(6)对油气站场工艺管道的防腐层类型进行评分的预设规则为：防腐层为石油沥青防腐层对应的得分为30分，防腐层为熔结型环氧树脂涂层对应的得分为60分，防腐层为三层聚乙烯防腐层对应的得分为90分。
步骤203，建立记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库。
本实施例提供的预测方法最终是要根据已经通过开挖检测方法获得的油气站场工艺管道腐蚀数据来预测未知油气站场工艺管道的腐蚀程度，因此，要对尽可能多的已经开展站场工艺管道腐蚀开挖验证站场开展腐蚀相关数据统计，建立记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库。数据库中关键的统计信息包括但不限于以下内容：
(1)站场基本信息类，可以包括：站场名称、隶属线路、站场主要功能、投运累计年限、站场进出站温度、站场地上管道防腐层、站场地下管道防腐层、站场弯头立管防腐层、站场土壤综合腐蚀性评价级别、区域阴极保护运行及达标率、杂散电流干扰级别；
(2)非开挖超声检测数据统计类，可以包括：站场管体超声检查点数目、疑似缺陷数目、疑似缺陷数目占总检查点的百分比；
(3)防腐层直接开挖验证类，可以包括防腐层开挖评价“优”级数目及占防腐层开挖验证总数的百分比、防腐层开挖评价“中”级数目及占防腐层开挖验证总数的百分比、防腐层开挖评价“差”级数目及占防腐层开挖验证总数的百分比；
(4)管体腐蚀缺陷直接开挖验证类，可以包括开挖验证腐蚀点的数目、属于第一类腐蚀缺陷的数目及占腐蚀点数目总数的百分比、属于第二类腐蚀缺陷的数目及占腐蚀点数目总数的百分比、属于第三类腐蚀缺陷及占腐蚀点数目总数的百分比。
(5)站场立管弯头开挖检测类，可以包括：站场立管弯头总数目、开挖立管弯头数目、存在腐蚀迹象的数目及其占站场立管弯头总数目百分比和占开挖立管弯头数目。
根据上述的统计信息以及步骤201和步骤202中制定的各腐蚀程度影响因素的权重以及对其进行评分的预设规则计算已知腐蚀程度油气站场工艺管道的腐蚀程度总分，具体步骤如下：
步骤2031，获取已知腐蚀程度油气站场工艺管道的腐蚀程度影响因素的指标，例如，对于油气站场累计投运年限这一因素来说就是获取其具体的投运年数，对于油气站场土壤腐蚀性这一因素来说就是获取其具体的等级，对于油气站场区域阴极保护运行状况这一因素来说就是获取其区域阴极保护的达标情况，对于油气站场管道出站温度这一因素来说获取其具体的出站温度，对于杂散电流这一因素来说就是获取其具体的等级，对于防腐层类型这一因素来说就是获取其具体的防腐层类型。
步骤2032，根据预设规则分别对每个腐蚀程度影响因素的指标进行评分。
步骤2033，根据每个腐蚀程度影响因素的指标的得分以及每个腐蚀程度影响因素的权重计算已知腐蚀程度油气站场工艺管道的腐蚀程度总分，建立记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库。以a1、a2、a3、a4、a5、a6、……an(n为大于或者等于1的正整数)代表某个已知腐蚀程度油气站场工艺管道的各腐蚀程度影响因素的指标的得分，以x1、x2、x3、x4、x5、x6、……xn(n为大于或者等于1的正整数)代表该工艺管道各腐蚀程度影响因素的权重，则该工艺管道腐蚀程度总分Z为：
Z＝a1×x1+a2×x2+a3×x3+……+an×xn 公式(1)
需要说明的是，上述公式(1)中，x1、x2、x3、x4、x5、x6、……xn的和应当为100％。
按照上述公式(1)分别计算出所有已知腐蚀程度油气站场工艺管道的腐蚀程度总分。建立腐蚀程度总分与表征腐蚀程度的数据的对应关系后，即得记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库。表征腐蚀程度的数据包括但不限于上文所述第一类管体腐蚀缺陷的数目占腐蚀点数目总数的百分比、第二类管体腐蚀缺陷的数目占腐蚀点数目总数的百分比以及第三类管体腐蚀缺陷的数目占腐蚀点数目总数的百分比。为了便于后续的查找比较，可以按照腐蚀程度总分按照从高到低的顺序进行排序。
需要说明的是，不需要在每次对未知油气站场工艺管道的腐蚀程度进行预测时都进行以上步骤201～203，当确定了油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素以及其权重、制定了对腐蚀程度影响因素进行评分的预设规则并且建立了油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库之后，可以直接进行以下步骤204～208，对未知腐蚀程度的工艺管道进行预测。
步骤204，获取步骤201中确定的各个待测油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素的指标。例如获取油气站场累计投运的具体年数，油气站场土壤腐蚀性的具体等级，油气站场区域阴极保护的达标情况，油气站场管道的具体出站温度杂散电流的具体等级以及具体的对于防腐层类型等。
步骤205，根据步骤202中制定的对各个腐蚀程度影响因素的指标进行评分的预设规则分别对步骤204中的每个腐蚀程度影响因素的指标进行评分。
步骤206，根据每个腐蚀程度影响因素的指标的得分以及每个腐蚀程度影响因素的权重计算待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分。计算方法同步骤203，在此不再赘述。
步骤207，从记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库中获取腐蚀程度总分与待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分最接近的两个已知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度。
需要说明的是，如果数据库中存在多个总分与待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分最接近的工艺管道，则比较其中权重较高的影响因素的得分，选择权重较高的影响因素得分最接近的油气站场工艺管道。例如某待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分为m分，其中站场土壤腐蚀性权重最高，其得分为k分，在数据库中存在三个总分为m油气站场工艺管道，其中站场土壤腐蚀性的得分分别为k+1分、k+2分、k+3分，则站场土壤腐蚀性的得分分别为k+1分和k+2分的油气站场工艺管道为与该待测油气站场工艺管道最接近的工艺管道。如果权重较高的影响因素的得分也相同，则继续比较其余影响因素的得分。
步骤208，根据已知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度总分及对应的腐蚀程度，利用插值法预测待测油气站场工艺管道腐蚀程度。
本实施例中以预测第一类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比、第二类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比以及第三类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比作为最终的预测结果。
插值法又称“内插法”，是利用函数f(x)在某区间中插入若干点的函数值，做出适当的特定函数，在这些点上取已知值，在区间的其他点上用该特定函数的值作为函数f(x)的近似值的一种计算方法。本实施例中以一次函数作为函数f(x)来对待测油气站场工艺管道的腐蚀程度进行预测。
例如，步骤206中计算得到待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分为Zx，步骤207中选出的两个油气站场工艺管道的腐蚀程度总分分别为Z1和Z2，其对应的第一类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比分别为y1和y2，则该待测油气站场工艺管道的第一类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比yx可以按照以下公式计算得到：
公式(2)
化简得：
公式(3)
将公式(3)中的第一类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比替换为第二类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比和第三类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比，则可对待测油气站场工艺管道的第二类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比以及第三类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比进行预测。本领域技术人员可以理解的是，公式(3)中的y1和y2还可以为其他能够表征工艺管道腐蚀程度的参数。
综上，本实施例提供了一种以统计站场工艺管道开挖检测数据和打分法为核心的油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法。采用该方法能够在不进行开挖检测的情况下对未知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度进行准确、全面预测，为制定油气站场工艺管道检查计划提供参考，以保证油气站场工艺管道的正常运行。
实施例3
本实施例以具体数据为例，对实施例2提供的油气站场工艺管道腐蚀程度预测方法作进一步详细说明。
本实施例中待测油气站场工艺管道的工况条件为：累计投运年限为25年，站场内埋地工艺管道主体涂层为3LPE防腐层，土壤腐蚀性综合评价等级为“中”级，站场内采用区域阴极保护，所有测试点全部满足阴极保护标准要求，出站温度为30℃，杂散电流干扰等级为“弱”。
参见图3，本实施例中以油气站场累计投运年限、油气站场土壤腐蚀性等级、油气站场区域阴极保护运行状况、油气站场管道出站温度、杂散电流等级以及油气站场工艺管道的防腐层类型这6个因素作为腐蚀程度影响因素，上述6个影响因素的权重分别为：20％、25％、15％、20％、5％以及15％。
按照实施例2步骤202中制定的预设规则，对上述6个影响因素进行评分。
站场累计投运年限为25年的得分为60-(25-20)×2＝50分，防腐层类型为3LPE防腐层的得分为90分，站场土壤腐蚀性等级为“中”级的得分为50分，全部满足阴极保护标准要求的得分为90分，出站温度为30℃的得分为60-(30-20)×2＝40分，杂散电流等级为“弱”的得分为90分。
根据上述各影响因素的得分以及各影响因素的权重得到该待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分为：
50×20％+90×5％+90×15％+50×25％+90×15％+40×20％
＝10+4.5+13.5+12.5+13.5+9
＝62。
从记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库中查找与本实施例待测目标油气场站工艺管道腐蚀程度总分62分最接近的场站，分别为M和N站场，其腐蚀程度总分分别为60分和63分，其中M站对应的第一类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比为10％，N站对应的第一类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比为7％，则通过插值法预测该待测油气站场工艺管道的第一类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比为：
可以按照同样的方法对第二类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比和第三类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的百分比进行预测。
对本实施例中的待测油气站场工艺管道进行开挖检测后，得到第一类管体腐蚀缺陷占腐蚀点数目总数的实际百分比为9％左右，可见本实施例提供的预测方法准确度较高。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法，其特征在于，所述预测方法包括：
获取各个待测油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素的指标；
根据预设规则分别对每个所述腐蚀程度影响因素的指标进行评分；
根据每个腐蚀程度影响因素的指标的得分以及每个腐蚀程度影响因素的权重计算所述待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分；
从记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库中获取腐蚀程度总分与所述待测油气站场工艺管道的腐蚀程度总分最接近的两个已知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度；
根据已知腐蚀程度的油气站场工艺管道的腐蚀程度总分及对应的腐蚀程度，利用插值法预测所述待测油气站场工艺管道腐蚀程度。
2.根据权利要求1所述的预测方法，其特征在于，所述预测方法还包括：建立所述记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库，具体包括：
获取已知腐蚀程度油气站场工艺管道的腐蚀程度影响因素的指标；
根据所述预设规则分别对每个所述腐蚀程度影响因素的指标进行评分；
根据每个腐蚀程度影响因素的指标的得分以及每个腐蚀程度影响因素的权重计算所述已知腐蚀程度油气站场工艺管道的腐蚀程度总分，建立所述记录有油气站场工艺管道腐蚀程度总分和腐蚀程度之间对应关系的数据库。
3.根据权利要求1或2所述的预测方法，其特征在于，所述油气站场工艺管道腐蚀程度影响因素的指标包括油气站场累计投运年限、油气站场土壤腐蚀性等级、油气站场区域阴极保护运行状况、油气站场管道出站温度、杂散电流等级以及油气站场工艺管道的防腐层类型。
4.根据权利要求3所述的预测方法，其特征在于，所述每个腐蚀程度影响因素的权重为：
所述油气站场累计投运年限的权重为18％～22％，
所述油气站场土壤腐蚀性等级的权重为23％～27％，
所述油气站场区域阴极保护运行状况的权重为13％～17％,
所述油气站场管道出站温度的权重为18％～22％，
所述杂散电流等级的权重为3％～7％，
所述油气站场工艺管道的防腐层类型的权重为13％～17％。
5.根据权利要求3所述的预测方法，其特征在于，对所述油气站场累计投运年限进行评分的预设规则为：
以20年为基准，所述油气站场累计投运年限为20年对应的得分为60分；所述油气站场累计投运年限每减少1年，对应的得分增加2分；所述油气站场累计投运年限每增加1年，对应的得分减少2分。
6.根据权利要求3所述的预测方法，其特征在于，对所述油气站场土壤腐蚀性等级进行评分的预设规则为：
所述油气站场土壤腐蚀性等级为“强”对应的得分为30分，所述油气站场土壤腐蚀性等级为“中”对应的得分为50分，所述油气站场土壤腐蚀性等级为“较弱”对应的得分为70分，所述油气站场土壤腐蚀性等级为“弱”对应的得分为90分。
7.根据权利要求3所述的预测方法，其特征在于，对所述油气站场区域阴极保护运行状况进行评分的预设规则为：
无区域阴极保护对应的得分为0分，阴极保护全部达到阴极保护标准对应的得分为90分。
8.根据权利要求3所述的预测方法，其特征在于，对所述油气站场管道出站温度进行评分的预设规则为：
以20℃为基准，所述油气站场管道出站温度为20℃对应的得分为60分；所述油气站场管道出站温度每降低1℃，对应的得分增加2分；所述油气站场管道出站温度每升高1℃，对应的得分减少2分。
9.根据权利要求3所述的预测方法，其特征在于，对所述杂散电流等级进行评分的预设规则为：
所述杂散电流等级为“强”对应的得分为30分，所述杂散电流等级为“中”对应的得分为60分，所述杂散电流等级为“弱”对应的得分为90分。
10.根据权利要求3所述的预测方法，其特征在于，对所述油气站场工艺管道的防腐层类型进行评分的预设规则为：
所述油气站场工艺管道的防腐层为石油沥青防腐层对应的得分为30分，所述油气站场工艺管道的防腐层为熔结型环氧树脂涂层对应的得分为60分，所述油气站场工艺管道的防腐层为三层聚乙烯防腐层对应的得分为90分。
CN201511023768.1A 2015-12-30 2015-12-30 油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法 Pending CN106932334A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201511023768.1A CN106932334A (zh) 2015-12-30 2015-12-30 油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201511023768.1A CN106932334A (zh) 2015-12-30 2015-12-30 油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN106932334A true CN106932334A (zh) 2017-07-07

Family

ID=59441799

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201511023768.1A Pending CN106932334A (zh) 2015-12-30 2015-12-30 油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN106932334A (zh)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110334733A (zh) * 2019-05-29 2019-10-15 中国石油大学(华东) 一种基于ConvLSTM的地下空间管道腐蚀程度预警方法
CN112304852A (zh) * 2020-10-20 2021-02-02 中国特种设备检测研究院 一种便携式承压设备损伤模式智能识别方法及系统
CN113516397A (zh) * 2020-12-15 2021-10-19 天博电子信息科技有限公司 场馆消防评分方法及系统
CN113639206A (zh) * 2020-05-11 2021-11-12 中国石油天然气股份有限公司 用于天然气站场工艺管道检测的方法
CN114491912A (zh) * 2020-11-12 2022-05-13 中国石油天然气股份有限公司 管道的应力腐蚀开裂开挖检测位置的确定方法及设备
CN115183160A (zh) * 2022-07-22 2022-10-14 广东力创信息技术有限公司 管道泄漏的误报降低方法及设备

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101071483A (zh) * 2007-06-19 2007-11-14 广州市煤气公司 地下燃气管网模糊风险评估系统
CN101221633A (zh) * 2007-06-19 2008-07-16 广州市煤气公司 基于穆氏模型的燃气管道风险评估方法
CN201229289Y (zh) * 2008-06-20 2009-04-29 广州市煤气公司 一种腐蚀预测装置
CN104504274A (zh) * 2014-12-29 2015-04-08 中国石油天然气股份有限公司 一种管道指标确定方法及装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101071483A (zh) * 2007-06-19 2007-11-14 广州市煤气公司 地下燃气管网模糊风险评估系统
CN101221633A (zh) * 2007-06-19 2008-07-16 广州市煤气公司 基于穆氏模型的燃气管道风险评估方法
CN201229289Y (zh) * 2008-06-20 2009-04-29 广州市煤气公司 一种腐蚀预测装置
CN104504274A (zh) * 2014-12-29 2015-04-08 中国石油天然气股份有限公司 一种管道指标确定方法及装置

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
刘春波: "埋地钢质管道腐蚀防护模糊综合评价技术研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》 *
李长荣 等: "多因子加权综合评价法在埋地管道腐蚀状况预测中的而应用", 《石油化工腐蚀与防护》 *
汪涛: "城市天然气管网运行模糊风险评价技术方法研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅱ辑》 *

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110334733A (zh) * 2019-05-29 2019-10-15 中国石油大学(华东) 一种基于ConvLSTM的地下空间管道腐蚀程度预警方法
CN113639206A (zh) * 2020-05-11 2021-11-12 中国石油天然气股份有限公司 用于天然气站场工艺管道检测的方法
CN113639206B (zh) * 2020-05-11 2023-08-22 中国石油天然气股份有限公司 用于天然气站场工艺管道检测的方法
CN112304852A (zh) * 2020-10-20 2021-02-02 中国特种设备检测研究院 一种便携式承压设备损伤模式智能识别方法及系统
CN112304852B (zh) * 2020-10-20 2021-10-29 中国特种设备检测研究院 一种便携式承压设备损伤模式智能识别方法及系统
CN114491912A (zh) * 2020-11-12 2022-05-13 中国石油天然气股份有限公司 管道的应力腐蚀开裂开挖检测位置的确定方法及设备
CN113516397A (zh) * 2020-12-15 2021-10-19 天博电子信息科技有限公司 场馆消防评分方法及系统
CN115183160A (zh) * 2022-07-22 2022-10-14 广东力创信息技术有限公司 管道泄漏的误报降低方法及设备

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106932334A (zh) 油气站场工艺管道腐蚀程度的预测方法
Parker et al. Pipeline Corrosion and Cathodic Protection: A Practical Manual for Corrosion Engineers, Technicians, and Field Personnel
CN104122196A (zh) 应力条件下油气管道用高强钢直流杂散电流腐蚀评价方法
CN104537208B (zh) 一种输油站场埋地工艺管网腐蚀泄漏风险评价方法及装置
Remeshevska et al. Study of the ways and methods of searching water leaks in water supply networks of the settlements of Ukraine
CN108562639A (zh) 一种埋地钢质管道全生命周期缺陷外检测方法
CN105574272A (zh) 一种基于双环电导探针阵列的水平井持水率测量方法
Floyd Testing and mitigation of AC corrosion on 8 line: a field study
CN104357853B (zh) 一种辨别管道防腐层破损点是否牺牲阳极的检测方法
CN102954754A (zh) 一种埋地钢质管道防腐层破损面当量直径的检测方法
Tafuri Locating leaks with acoustic technology
CN108007971A (zh) 一种计及输变电设备干扰的埋地金属管道腐蚀健康状态评估方法
Dzhala et al. Information Technology of Surveys and Diagnostics of Underground Pipelines
Mimi et al. Evaluation of water losses in distribution networks: Rammallah as a case study
Shawki Above ground coating integrity assessment: Experience with SUMED pipelines
Ahmad et al. Pipeline integrity management through corrosion mitigation and inspection strategy in corrosive environment: An experience of Arabian Gulf oil company in Libya
Janda Cathodic Protection-It's All About Current
CN112835109B (zh) 一种长输管道内检测器管道弱磁定位方法
Hilleary Monitoring Strategies for Effective AC Mitigation Integrity Management
Baete et al. Digital Twin Model for Pro-active Pipeline Maintenance–An External Corrosion Case Study
Niaz et al. The threat to pipeline integrity from soil corrosion
Kioupis et al. AC-corrosion detection on electrical resistance probes connected to a natural gas transmission pipeline
Marr et al. The role of soil data in pipeline integrity
Hu et al. Managing Uncertainty when Assessing External Corrosion of a Buried Oil Pipeline Segment
Brooks Microbiologically–influenced corrosion Riviera Park case study

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
RJ01 Rejection of invention patent application after publication
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20170707