本發(fā)明涉及油氣管道腐蝕控制技術(shù)領(lǐng)域，特別涉及一種油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法。

背景技術(shù)：

油氣管道在長期服役過程中會受到多種因素的影響而發(fā)生腐蝕，影響油氣的正常輸送。因此，為了保證油氣的正常輸送，要及時發(fā)現(xiàn)腐蝕部位。

油氣管道包括干線和油氣站場工藝管道。其中，對于油氣管道干線來說，可以通過管道內(nèi)檢測技術(shù)(ili)和管道外檢測技術(shù)(ecda)檢測防腐層和管體腐蝕缺陷。內(nèi)檢測技術(shù)采用向干線管道通智能檢測器的方式，利用漏磁和超聲等技術(shù)探測管體上的腐蝕缺陷信號，通過分析可以獲得管體缺陷的深度、時鐘方位、軸向長度和周向長度等詳細參數(shù)。管道干線外檢測技術(shù)可以通過pcm、cips和dcvg等技術(shù)手段檢測管道涂層漏點，判斷腐蝕缺陷活性、雜散電流危害等信息。而對于油氣站場工藝管道來說，由于變徑、彎頭、立管眾多，不滿足內(nèi)檢測通智能檢測器的條件，因此無法開展內(nèi)檢測；同時由于站場內(nèi)管道密集，各種功能的工藝管道、消防管道、排污管道相互交織，再加上站場安全接地網(wǎng)影響，造成外檢測信號衰減和干擾嚴重，也無法開展外檢測。目前，普遍采用開挖檢測的方法對油氣站場工藝管道進行腐蝕檢測。

在實現(xiàn)本發(fā)明的過程中，發(fā)明人發(fā)現(xiàn)現(xiàn)有技術(shù)至少存在以下問題：開挖檢測方法費用較高、安全隱患大，而且由于開挖范圍有限，不能對油氣站場工藝管道的腐蝕程度進行全面檢測。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

為了解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明提供一種非開挖式整體性的油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法，用于對油氣站場工藝管道腐蝕程度進行初步判斷，從而科學(xué)制定油氣站場工藝管道檢查計劃。

具體而言，包括以下的技術(shù)方案：

一種油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法，所述預(yù)測方法包括：

獲取各個待測油氣站場工藝管道腐蝕程度影響因素的指標；

根據(jù)預(yù)設(shè)規(guī)則分別對每個所述腐蝕程度影響因素的指標進行評分；

根據(jù)每個腐蝕程度影響因素的指標的得分以及每個腐蝕程度影響因素的權(quán)重計算所述待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分；

從記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫中獲取腐蝕程度總分與所述待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分最接近的兩個已知腐蝕程度的油氣站場工藝管道的腐蝕程度；

根據(jù)已知腐蝕程度的油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分及對應(yīng)的腐蝕程度，利用插值法預(yù)測所述待測油氣站場工藝管道腐蝕程度。

進一步地，所述預(yù)測方法還包括：建立所述記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度等級之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫，具體包括：

獲取已知腐蝕程度油氣站場工藝管道的腐蝕程度影響因素的指標；

根據(jù)所述預(yù)設(shè)規(guī)則分別對每個所述腐蝕程度影響因素的指標進行評分；

根據(jù)每個腐蝕程度影響因素的指標的得分以及每個腐蝕程度影響因素的權(quán)重計算所述已知腐蝕程度油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分，建立所述記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫。

具體地，所述油氣站場工藝管道腐蝕程度影響因素的指標包括油氣站場累計投運年限、油氣站場土壤腐蝕性等級、油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況、油氣站場管道出站溫度、雜散電流等級以及油氣站場工藝管道的防腐層類型。

具體地，所述每個腐蝕程度影響因素的權(quán)重為：所述油氣站場累計投運年限的權(quán)重為18％～22％，所述油氣站場土壤腐蝕性等級的權(quán)重為23％～27％，所述油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況的權(quán)重為13％～17％,所述油氣站場管道出站溫度的權(quán)重為18％～22％，所述雜散電流等級的權(quán)重為3％～7％，所述油氣站場工藝管道的防腐層類型的權(quán)重為13％～17％。

具體地，采用百分制對每個所述腐蝕程度影響因素的指標進行評分。

具體地，對所述油氣站場累計投運年限進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：以20年為基準，所述油氣站場累計投運年限為20年對應(yīng)的得分為60分；所述油氣站場累計投運年限每減少1年，對應(yīng)的得分增加2分；所述油氣站場累計投運年限 每增加1年，對應(yīng)的得分減少2分。

具體地，對所述油氣站場土壤腐蝕性等級進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：所述油氣站場土壤腐蝕性等級為“強”對應(yīng)的得分為30分，所述油氣站場土壤腐蝕性等級為“中”對應(yīng)的得分為50分，所述油氣站場土壤腐蝕性等級為“較弱”對應(yīng)的得分為70分，所述油氣站場土壤腐蝕性等級為“弱”對應(yīng)的得分為90分。

具體地，對所述油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：無區(qū)域陰極保護對應(yīng)的得分為0分，陰極保護全部達到陰極保護標準對應(yīng)的得分為90分。

具體地，對所述油氣站場管道出站溫度進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：以20℃為基準，所述油氣站場管道出站溫度為20℃對應(yīng)的得分為60分；所述油氣站場管道出站溫度每降低1℃，對應(yīng)的得分增加2分；所述油氣站場管道出站溫度每升高1℃，對應(yīng)的得分減少2分。

具體地，對所述雜散電流等級進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：所述雜散電流等級為“強”對應(yīng)的得分為30分，所述雜散電流等級為“中”對應(yīng)的得分為60分，所述雜散電流等級為“弱”對應(yīng)的得分為90分。

具體地，對所述油氣站場工藝管道的防腐層類型進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：所述油氣站場工藝管道的防腐層為石油瀝青防腐層對應(yīng)的得分為30分，所述油氣站場工藝管道的防腐層為熔結(jié)型環(huán)氧樹脂涂層對應(yīng)的得分為60分，所述油氣站場工藝管道的防腐層為三層聚乙烯防腐層對應(yīng)的得分為90分。

本發(fā)明實施例提供的技術(shù)方案的有益效果是：

本發(fā)明實施例提供了一種基于已知油氣站場工藝管道腐蝕檢測數(shù)據(jù)對待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度進行預(yù)測的方法。該預(yù)測方法能夠在不進行開挖檢測的情況下對待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度做出準確的預(yù)測，從而為制定油氣站場工藝管道檢查計劃提供參考，以保證油氣站場工藝管道的正常運行。

附圖說明

為了更清楚地說明本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案，下面將對實施例描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發(fā)明的一些實施例，對于本領(lǐng)域普通技術(shù)人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動的前提下， 還可以根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖。

圖1為實施例1提供的油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法的流程圖；

圖2為實施例2提供的油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法的流程圖；

圖3為實施例3提供的油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法的流程圖。

具體實施方式

為使本發(fā)明的技術(shù)方案和優(yōu)點更加清楚，下面將結(jié)合附圖對本發(fā)明實施方式作進一步地詳細描述。

實施例1

本實施例提供一種油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法，參見圖1，該預(yù)測方法包括以下步驟：

步驟101，獲取各個待測油氣站場工藝管道腐蝕程度影響因素的指標。

步驟102，根據(jù)預(yù)設(shè)規(guī)則分別對每個所述腐蝕程度影響因素的指標進行評分。

步驟103，根據(jù)每個腐蝕程度影響因素的指標的得分以及每個腐蝕程度影響因素的權(quán)重計算所述待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分。

步驟104，從記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫中獲取腐蝕程度總分與所述待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分最接近的兩個已知腐蝕程度的油氣站場工藝管道的腐蝕程度。

步驟105，根據(jù)已知腐蝕程度的油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分及對應(yīng)的腐蝕程度，利用插值法預(yù)測所述待測油氣站場工藝管道腐蝕程度。

本實施例提供的油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法是一種基于已知油氣站場工藝管道腐蝕檢測數(shù)據(jù)的預(yù)測方法，該預(yù)測方法能夠在不進行開挖檢測的情況下對待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度做出準確的預(yù)測，從而為制定油氣站場工藝管道檢查計劃提供參考，以保證油氣站場工藝管道的正常運行。

實施例2

油氣站場工藝管道由于結(jié)構(gòu)復(fù)雜難以采用常規(guī)的管道內(nèi)檢測技術(shù)和管道外檢測技術(shù)對其腐蝕程度進行檢測，而開挖檢測方法又存在費用高、安全隱患大 不能全面檢測的問題，基于此，本實施例提供一種非開挖式整體性的油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法。該預(yù)測方法建立在通過開挖檢測方法獲得的油氣站場工藝管道腐蝕數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，參見圖2，該預(yù)測方法具體包括以下步驟：

步驟201，確定油氣站場工藝管道腐蝕程度影響因素以及各腐蝕程度影響因素的權(quán)重。

影響油氣站場工藝管道腐蝕程度的因素有很多，需要根據(jù)大量的資料從眾多的影響因素中選擇對油氣站場工藝管道腐蝕程度影響較大的因素，并對所選擇的各個腐蝕程度影響因素的權(quán)重進行設(shè)定。合理選擇腐蝕程度影響因素以及設(shè)定各個腐蝕程度影響因素的權(quán)重對提高預(yù)測準確度有重要作用。本實施例中優(yōu)選采用以下6個腐蝕程度影響因素對油氣站場工藝管道腐蝕程度進行預(yù)測：

(1)油氣站場累計投運年限，是指油氣站場從投運到進行腐蝕程度預(yù)測的時間，以年為單位計，不足1年的按1年計算，例如1年零1個月和1年零10個月都按照2年計算。

(2)油氣站場土壤腐蝕性，根據(jù)gb/t19285《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕防護工程檢驗》4.2節(jié)土壤腐蝕性調(diào)查中的要求，從土壤電阻率、管道自然腐蝕電位、氧化還原電位、土壤ph值、土壤質(zhì)地、土壤含水量、土壤含鹽量和土壤氯離子含量8個方面評價土壤腐蝕性，按照每個單項一定的評價分數(shù)，綜合評價土壤腐蝕性。按照上述標準，油氣站場土壤腐蝕性共分為四個等級，分別為“強”、“中”、“較弱”和“弱”。

(3)油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況。

(4)油氣站場管道出站溫度，可以通過scada(supervisorycontrolanddataacquisition，數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制)系統(tǒng)來獲得油氣站場管道出站溫度。

(5)雜散電流等級，長期監(jiān)測油氣站場管道雜散電流干擾強度，根據(jù)gb/t50698《埋地鋼質(zhì)管道交流干擾防護技術(shù)標準》和gb/t50991《埋地鋼質(zhì)管道直流干擾防護技術(shù)標準》，雜散電流等級共分為三個等級，分別為“強”、“中”和“弱”。

(6)油氣站場工藝管道的防腐層類型，站場工藝管道防腐層包括地下和地上管道防腐層、埋地彎頭和立管的防腐層。由于目前幾乎所有彎頭和立管都采用冷纏帶方式，因此本實施例只考慮工藝管道主體的防腐層。常用的工藝管道主體防腐層包括：石油瀝青防腐層、熔結(jié)型環(huán)氧樹脂涂層(fbe)三層聚乙烯防腐層(3lpe)。

上述6個腐蝕程度影響因素的權(quán)重分別優(yōu)選為：油氣站場累計投運年限，18％～22％；油氣站場土壤腐蝕性等級，23％～27％；油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況，13％～17％；油氣站場管道出站溫度，18％～22％；雜散電流等級，3％～7％；油氣站場工藝管道的防腐層類型，13％～17％。

步驟202，制定對各個腐蝕程度影響因素的指標進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則。

在確定油氣站場工藝管道腐蝕程度影響因素以及相應(yīng)的權(quán)重之后，制定合理的對腐蝕程度影響因素進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則，也對提高預(yù)測的準確度有重要作用?？梢圆捎冒俜种茖€影響因素進行評分，也可以采用5分制或10分制來進行評分。對上述油氣站場累計投運年限、油氣站場土壤腐蝕性、油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況、雜散電流等級以及油氣站場工藝管道的防腐層類型這6個腐蝕強度影響因素進行評分可以參照以下預(yù)設(shè)規(guī)則(百分制)：

(1)對油氣站場累計投運年限進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：以20年為基準，油氣站場累計投運年限為20年對應(yīng)的得分為60分；油氣站場累計投運年限每減少1年，對應(yīng)的得分增加2分；油氣站場累計投運年限每增加1年，對應(yīng)的得分減少2分；

(2)對油氣站場土壤腐蝕性等級進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：油氣站場土壤腐蝕性等級為“強”對應(yīng)的得分為30分，油氣站場土壤腐蝕性等級為“中”對應(yīng)的得分為50分，油氣站場土壤腐蝕性等級為“較弱”對應(yīng)的得分為70分，油氣站場土壤腐蝕性等級為“弱”對應(yīng)的得分為90分；

(3)對油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：無區(qū)域陰極保護對應(yīng)的得分為0分，陰極保護全部達到陰極保護標準對應(yīng)的得分為90分，陰極保護未全部達標，酌情扣除適當(dāng)分數(shù)。

(4)對油氣站場管道出站溫度進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：以20℃為基準，油氣站場管道出站溫度為20℃對應(yīng)的得分為60分；油氣站場管道出站溫度每降低1℃，對應(yīng)的得分增加2分；油氣站場管道出站溫度每升高1℃，對應(yīng)的得分減少2分；

(5)對雜散電流等級進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：雜散電流等級為“強”對應(yīng)的得分為30分，雜散電流等級為“中”對應(yīng)的得分為60分，雜散電流等級為“弱”對應(yīng)的得分為90分；

(6)對油氣站場工藝管道的防腐層類型進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則為：防腐層為 石油瀝青防腐層對應(yīng)的得分為30分，防腐層為熔結(jié)型環(huán)氧樹脂涂層對應(yīng)的得分為60分，防腐層為三層聚乙烯防腐層對應(yīng)的得分為90分。

步驟203，建立記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫。

本實施例提供的預(yù)測方法最終是要根據(jù)已經(jīng)通過開挖檢測方法獲得的油氣站場工藝管道腐蝕數(shù)據(jù)來預(yù)測未知油氣站場工藝管道的腐蝕程度，因此，要對盡可能多的已經(jīng)開展站場工藝管道腐蝕開挖驗證站場開展腐蝕相關(guān)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，建立記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫。數(shù)據(jù)庫中關(guān)鍵的統(tǒng)計信息包括但不限于以下內(nèi)容：

(1)站場基本信息類，可以包括：站場名稱、隸屬線路、站場主要功能、投運累計年限、站場進出站溫度、站場地上管道防腐層、站場地下管道防腐層、站場彎頭立管防腐層、站場土壤綜合腐蝕性評價級別、區(qū)域陰極保護運行及達標率、雜散電流干擾級別；

(2)非開挖超聲檢測數(shù)據(jù)統(tǒng)計類，可以包括：站場管體超聲檢查點數(shù)目、疑似缺陷數(shù)目、疑似缺陷數(shù)目占總檢查點的百分比；

(3)防腐層直接開挖驗證類，可以包括防腐層開挖評價“優(yōu)”級數(shù)目及占防腐層開挖驗證總數(shù)的百分比、防腐層開挖評價“中”級數(shù)目及占防腐層開挖驗證總數(shù)的百分比、防腐層開挖評價“差”級數(shù)目及占防腐層開挖驗證總數(shù)的百分比；

(4)管體腐蝕缺陷直接開挖驗證類，可以包括開挖驗證腐蝕點的數(shù)目、屬于第一類腐蝕缺陷的數(shù)目及占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比、屬于第二類腐蝕缺陷的數(shù)目及占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比、屬于第三類腐蝕缺陷及占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比。

(5)站場立管彎頭開挖檢測類，可以包括：站場立管彎頭總數(shù)目、開挖立管彎頭數(shù)目、存在腐蝕跡象的數(shù)目及其占站場立管彎頭總數(shù)目百分比和占開挖立管彎頭數(shù)目。

根據(jù)上述的統(tǒng)計信息以及步驟201和步驟202中制定的各腐蝕程度影響因素的權(quán)重以及對其進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則計算已知腐蝕程度油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分，具體步驟如下：

步驟2031，獲取已知腐蝕程度油氣站場工藝管道的腐蝕程度影響因素的指標，例如，對于油氣站場累計投運年限這一因素來說就是獲取其具體的投運年 數(shù)，對于油氣站場土壤腐蝕性這一因素來說就是獲取其具體的等級，對于油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況這一因素來說就是獲取其區(qū)域陰極保護的達標情況，對于油氣站場管道出站溫度這一因素來說獲取其具體的出站溫度，對于雜散電流這一因素來說就是獲取其具體的等級，對于防腐層類型這一因素來說就是獲取其具體的防腐層類型。

步驟2032，根據(jù)預(yù)設(shè)規(guī)則分別對每個腐蝕程度影響因素的指標進行評分。

步驟2033，根據(jù)每個腐蝕程度影響因素的指標的得分以及每個腐蝕程度影響因素的權(quán)重計算已知腐蝕程度油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分，建立記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫。以a1、a2、a3、a4、a5、a6、……an(n為大于或者等于1的正整數(shù))代表某個已知腐蝕程度油氣站場工藝管道的各腐蝕程度影響因素的指標的得分，以x1、x2、x3、x4、x5、x6、……xn(n為大于或者等于1的正整數(shù))代表該工藝管道各腐蝕程度影響因素的權(quán)重，則該工藝管道腐蝕程度總分z為：

z＝a1×x1+a2×x2+a3×x3+……+an×xn公式(1)

需要說明的是，上述公式(1)中，x1、x2、x3、x4、x5、x6、……xn的和應(yīng)當(dāng)為100％。

按照上述公式(1)分別計算出所有已知腐蝕程度油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分。建立腐蝕程度總分與表征腐蝕程度的數(shù)據(jù)的對應(yīng)關(guān)系后，即得記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫。表征腐蝕程度的數(shù)據(jù)包括但不限于上文所述第一類管體腐蝕缺陷的數(shù)目占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比、第二類管體腐蝕缺陷的數(shù)目占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比以及第三類管體腐蝕缺陷的數(shù)目占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比。為了便于后續(xù)的查找比較，可以按照腐蝕程度總分按照從高到低的順序進行排序。

需要說明的是，不需要在每次對未知油氣站場工藝管道的腐蝕程度進行預(yù)測時都進行以上步驟201～203，當(dāng)確定了油氣站場工藝管道腐蝕程度影響因素以及其權(quán)重、制定了對腐蝕程度影響因素進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則并且建立了油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫之后，可以直接進行以下步驟204～208，對未知腐蝕程度的工藝管道進行預(yù)測。

步驟204，獲取步驟201中確定的各個待測油氣站場工藝管道腐蝕程度影響因素的指標。例如獲取油氣站場累計投運的具體年數(shù)，油氣站場土壤腐蝕性的 具體等級，油氣站場區(qū)域陰極保護的達標情況，油氣站場管道的具體出站溫度雜散電流的具體等級以及具體的對于防腐層類型等。

步驟205，根據(jù)步驟202中制定的對各個腐蝕程度影響因素的指標進行評分的預(yù)設(shè)規(guī)則分別對步驟204中的每個腐蝕程度影響因素的指標進行評分。

步驟206，根據(jù)每個腐蝕程度影響因素的指標的得分以及每個腐蝕程度影響因素的權(quán)重計算待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分。計算方法同步驟203，在此不再贅述。

步驟207，從記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫中獲取腐蝕程度總分與待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分最接近的兩個已知腐蝕程度的油氣站場工藝管道的腐蝕程度。

需要說明的是，如果數(shù)據(jù)庫中存在多個總分與待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分最接近的工藝管道，則比較其中權(quán)重較高的影響因素的得分，選擇權(quán)重較高的影響因素得分最接近的油氣站場工藝管道。例如某待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分為m分，其中站場土壤腐蝕性權(quán)重最高，其得分為k分，在數(shù)據(jù)庫中存在三個總分為m油氣站場工藝管道，其中站場土壤腐蝕性的得分分別為k+1分、k+2分、k+3分，則站場土壤腐蝕性的得分分別為k+1分和k+2分的油氣站場工藝管道為與該待測油氣站場工藝管道最接近的工藝管道。如果權(quán)重較高的影響因素的得分也相同，則繼續(xù)比較其余影響因素的得分。

步驟208，根據(jù)已知腐蝕程度的油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分及對應(yīng)的腐蝕程度，利用插值法預(yù)測待測油氣站場工藝管道腐蝕程度。

本實施例中以預(yù)測第一類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比、第二類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比以及第三類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比作為最終的預(yù)測結(jié)果。

插值法又稱“內(nèi)插法”，是利用函數(shù)f(x)在某區(qū)間中插入若干點的函數(shù)值，做出適當(dāng)?shù)奶囟ê瘮?shù)，在這些點上取已知值，在區(qū)間的其他點上用該特定函數(shù)的值作為函數(shù)f(x)的近似值的一種計算方法。本實施例中以一次函數(shù)作為函數(shù)f(x)來對待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度進行預(yù)測。

例如，步驟206中計算得到待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分為zx，步驟207中選出的兩個油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分分別為z1和z2，其對應(yīng)的第一類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比分別為y1和y2，則該待測 油氣站場工藝管道的第一類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比yx可以按照以下公式計算得到：

公式(2)

化簡得：

公式(3)

將公式(3)中的第一類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比替換為第二類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比和第三類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比，則可對待測油氣站場工藝管道的第二類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比以及第三類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比進行預(yù)測。本領(lǐng)域技術(shù)人員可以理解的是，公式(3)中的y1和y2還可以為其他能夠表征工藝管道腐蝕程度的參數(shù)。

綜上，本實施例提供了一種以統(tǒng)計站場工藝管道開挖檢測數(shù)據(jù)和打分法為核心的油氣站場工藝管道腐蝕程度的預(yù)測方法。采用該方法能夠在不進行開挖檢測的情況下對未知腐蝕程度的油氣站場工藝管道的腐蝕程度進行準確、全面預(yù)測，為制定油氣站場工藝管道檢查計劃提供參考，以保證油氣站場工藝管道的正常運行。

實施例3

本實施例以具體數(shù)據(jù)為例，對實施例2提供的油氣站場工藝管道腐蝕程度預(yù)測方法作進一步詳細說明。

本實施例中待測油氣站場工藝管道的工況條件為：累計投運年限為25年，站場內(nèi)埋地工藝管道主體涂層為3lpe防腐層，土壤腐蝕性綜合評價等級為“中”級，站場內(nèi)采用區(qū)域陰極保護，所有測試點全部滿足陰極保護標準要求，出站溫度為30℃，雜散電流干擾等級為“弱”。

參見圖3，本實施例中以油氣站場累計投運年限、油氣站場土壤腐蝕性等級、油氣站場區(qū)域陰極保護運行狀況、油氣站場管道出站溫度、雜散電流等級以及油氣站場工藝管道的防腐層類型這6個因素作為腐蝕程度影響因素，上述6個影響因素的權(quán)重分別為：20％、25％、15％、20％、5％以及15％。

按照實施例2步驟202中制定的預(yù)設(shè)規(guī)則，對上述6個影響因素進行評分。

站場累計投運年限為25年的得分為60-(25-20)×2＝50分，防腐層類型為3lpe防腐層的得分為90分，站場土壤腐蝕性等級為“中”級的得分為50分，全部滿足陰極保護標準要求的得分為90分，出站溫度為30℃的得分為60-(30-20)×2＝40分，雜散電流等級為“弱”的得分為90分。

根據(jù)上述各影響因素的得分以及各影響因素的權(quán)重得到該待測油氣站場工藝管道的腐蝕程度總分為：

50×20％+90×5％+90×15％+50×25％+90×15％+40×20％

＝10+4.5+13.5+12.5+13.5+9

＝62。

從記錄有油氣站場工藝管道腐蝕程度總分和腐蝕程度之間對應(yīng)關(guān)系的數(shù)據(jù)庫中查找與本實施例待測目標油氣場站工藝管道腐蝕程度總分62分最接近的場站，分別為m和n站場，其腐蝕程度總分分別為60分和63分，其中m站對應(yīng)的第一類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比為10％，n站對應(yīng)的第一類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比為7％，則通過插值法預(yù)測該待測油氣站場工藝管道的第一類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比為：

可以按照同樣的方法對第二類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比和第三類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的百分比進行預(yù)測。

對本實施例中的待測油氣站場工藝管道進行開挖檢測后，得到第一類管體腐蝕缺陷占腐蝕點數(shù)目總數(shù)的實際百分比為9％左右，可見本實施例提供的預(yù)測方法準確度較高。

以上所述僅是為了便于本領(lǐng)域的技術(shù)人員理解本發(fā)明的技術(shù)方案，并不用以限制本發(fā)明。凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)，所作的任何修改、等同替換、改進等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。