基于涡流检测技术的海管内检测作业实践与结果评估

王 潇

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300459)

海底管道是海上油气田开发生产系统的重要组成部分，海上平台之间，以及海上平台与陆地终端之间，通过海管进行物流的连续输送，是最快捷安全和经济可靠的运输方式。在海管的全生命周期运营阶段，随着管道服役期的增加，输送介质组分变化以及恶劣海洋环境等因素影响，会出现管道积垢变形等现象，影响输送效率，也存在管线腐蚀缺陷等风险隐患。因此海管需要进行定期清管和内检测[1-3]，以此延长海管的使用寿命，确保海管的运行安全。

海上某中心平台至陆地终端的原油外输海管，投产7 a来只开展过泡沫球的清管作业，未进行过全线内检测工作，为全面掌握管道变形和腐蚀发展等情况，需要对该海管进行内检测施工作业。考虑到目标管线穿越距离长，涉及弯头、三通等较多管道附件，全线包含海管段和陆管段，管道情况较为复杂，通球过程中存在卡球风险，鉴于此将作业分为两个阶段进行，第一阶段首先开展渐进式机械清管通球工作，第二阶段开展涡流内检测通球工作。

1 内检测作业实施

1.1 涡流检测原理

涡流检测[4]是利用电磁感应原理，通过测定被检工件内感生涡流的变化来发现缺陷的无损检测。当通有交变电流的检测线圈靠近被测物体时，由于激励磁场的作用，被测物体中将感应出涡流。涡流的幅值、相位、路径均受到被测物体各项性质的影响，而由被测物体中的涡流产生的磁场也将在检测线圈中感应出电压。通过对比检测线圈上感应电压的变化，即可判断被测物体是否存在缺陷，进而检测出腐蚀缺陷情况，与漏磁或超声检测技术相比，涡流检测技术具有可通过性更好，清洁度要求更低等优点，加之目标海管设计为双层保温管，内管外壁腐蚀风险较低，综合考虑选用涡流检测开展内检测工作。

1.2 管道基本情况

目标海管位于渤海湾南部海区，投产于2014年，投运时间较长，其将某海上中心平台处理合格的原油(含水率低于0.5%)外输至陆地终端，管线全长接近60 km，分为海管段和陆海段，其中海管段壁厚14.3 mm，陆管段壁厚11.1 mm，沿线包含曲率半径都是5D的弯头，全通径球阀，三通等管道附件。油田生产期间根据公司完整性管理的相关要求，每季度开展通泡沫球作业，收发球筒尺寸满足涡流检测器投放作业要求。

1.3 内检测作业过程

为保障涡流检测器的通过性能及检测精度，首先进行管道清管工作，即开展第一阶段渐进式清管通球作业，有计划地增大清管器的清管强度，即先进行聚氨酯泡沫清管器通球，然后再进行机械清管器通球。作业过程中先后完成了泡沫球、泡沫钢刷球、可变式机械测径球、可变式机械钢刷球、可变式机械磁铁球，共5个清管球的通球工作，该阶段通球过程中，清管球的实际运行时间与理论计算时间偏差不大，均在8 h左右，球体运行过程中海管压力波动平稳，收球作业顺利，未发生卡堵，清出了管道中一些杂质，主要为机械杂质和原油沉积在管壁上的杂质，球体未出现严重的损伤，但测径盘存在比较严重的变形。

根据机械测径球在管道中的实际变形情况，为确认测径盘的变形是否是一处变形点造成，对机械测径球进行模拟管段牵拉试验。通过牵拉试验，发现测径盘两侧均发生了变形，与实际管道中测径盘的变形情况相类似(图1)，因试验管段上仅有一个人工制造的缺陷，故可以确认试验过程中测径盘产生的变形为一处变形点造成。

图1 测径盘实际变形情况与试验变形情况对比图Fig.1 Comparison between actual deformation of caliper disc and test deformation

通过对测径盘在两种条件下的变形情况进行分析，测径盘均存在对侧变形，而且一侧变形程度较为严重，两种条件下测径盘的变形还是比较相似的，初步怀疑海管上存在一处变形，此处变形造成了测径盘的双侧变形。

为保证涡流检测器运行的安全与稳定，防止涡流检测器在海管变形处发生卡堵，使用试验管段对涡流检测器进行牵拉试验(图2)，涡流检测器顺利通过试验管段模拟变形缺陷，由此验证了涡流检测器的通过性满足现场使用要求，说明涡流检测器能够安全顺利的通过海管上存在的变形点，不会造成通球过程中海管的卡堵。

第一阶段通球作业的顺利完成，有效验证了机械清管器在通过大的变形点和多个连续弯头时不会引起大的阻力，球体磨损均在正常范围内，未发生球体卡堵和旁通的风险，为下一步开展涡流内检测提供了先决条件。

在渐进式机械清管通球基础上，开展第二阶段涡流内检测作业。此次作业选用的涡流检测器最小弯头通过性是1.5 D，极限通过性为300 mm。检测器两圈交叉排布32个涡流检测探头，可实现对管道内壁的全覆盖，设备耐温能力达到85 ℃，最大运行速度可以达到 2 m/s～3 m/s，电池使用时间达到25 h，可以实现在产条件下的内检测作业，不需要对海管当前生产工况进行额外调整。涡流检测器与可变式机械球参数对比情况见表1，从表1可以看出，涡流检测器的通过性是满足目标海管运行要求的。

图2 涡流检测器牵拉试验图Fig.2 Traction test diagram of eddy current detector

表1 可变式机械球与涡流检测器参数对比Tab.1 Comparison of parameters between variable mechanical ball and eddy current detector

涡流检测器于13 ∶36从平台海管发球筒发出，21 ∶20到达终端海管收球筒，累计运行时间7 h 44 min，与理论计算时间及机械清管器通球时间偏差不大。通球过程中海管运行稳定，压力平稳。终端接收到的检测器主体结构基本完整，未清出其他明显杂质，检测数据经下载完整有效，质量满足要求，此次第二阶段涡流内检测作业顺利完成。

2 内检测数据分析

涡流检测器回收后，对其采集到的检测数据通过专用软件进行分析和解释，得到检测记录管道里程与实际里程误差范围在0.5%。检测数据完整，检测到管道附件如焊缝、弯头、法兰、三通等共计6 489个，管道特征清晰可见，与管道实物相一致。以图3检测器某一数据块传感器的信号轨迹图为例，这三张信号图谱都显示了同一段管道的信号图谱，从中可以清晰的看到3条焊缝的信号。

图3 内检测传感器信号轨迹图Fig.3 Signal trace diagram of internal detection sensor

涡流检测对海管内壁金属损失缺陷敏感，金属损失缺陷是影响管道安全运营的关键因素，此次检测共发现293个金属损失程度超过10%的缺陷(表2)，最大的一处深度3.7 mm，缺陷长度155.6 mm，缺陷宽度80 mm，壁厚损失约为26%(壁厚14.3 mm)。缺陷从管道时钟方位来看，0点至12点周向均有分布，并未集中在管道底部，可见不是垢下腐蚀。从管道沿程情况来看，呈现为前段至后段均有分布。

表2 缺陷统计表Tab.2 Defect statistics

此次涡流检测同时发现明显的管道变形一处，导致机械球测径盘变形点得到印证，按管道外径406.4 mm，壁厚14.3 mm计算，该变形深度40.1 mm，变形处的最小内径为 337.7 mm，变形宽度196 mm，变形长度152 mm。图4为变形处管道剖面图，可以看到变形点位于管道时钟方位5点钟方向，相对应的11点钟方向测径传感器的运动是由于变形点引起球体中心偏移所造成，并非变形点的一部分。

图4 变形处管道剖面图Fig.4 Pipe section at deformation

3 适用性评价

3.1 剩余强度评估

按照挪威船级社规范(DNV-RP-F101)腐蚀管道评估标准中方法，需先计算出具有腐蚀缺陷管道的失效压力，然后再将该失效压力乘以一个基于初始设计参数的单一安全系数而得到最终的安全工作压力，即管道最终剩余强度[5]，计算方法如下：

(1)

(2)

Psw=F×Pf

(3)

式中：Pf——失效压力；fu=SMTS；t——管道壁厚；D——管道外径；d——缺陷深度；L——缺陷长度；F——安全系数；Psw——安全压力。

在评价时另定义维修指数ERF=MAOP/剩余强度，(MAOP为最大允许操作压力)，若ERF≥1，说明该缺陷点需要进行干预或维修，反之则不需要维护。依据上述规范对缺陷的承压能力进行计算，剩余强度分析仅考虑缺陷在承受内压的条件下进行，此次评价选取所有缺陷进行强度计算，得到最深缺陷剩余强度即安全工作压力为15.55 MPa，此缺陷深26%，长155.6 mm。内缺陷最小安全工作压力为12.62 MPa，此缺陷深度15%，长137 mm。值得注意的是，剩余强度最小的点并不是腐蚀深度最大的点。对比安全工作压力与最大允许操作压力，剩余强度大于MAOP，缺陷局部强度满足当前运行压力，缺陷可以接受，且ERF均小于1，管道处于安全状态不需要维修。

3.2 剩余寿命评估

剩余寿命[6]评估采用极限壁厚接受标准，即自当前检测年度起，随着时间增长，考虑腐蚀速率的存在，当缺陷深度等于规定的最大许用深度时(壁厚的 85%)，输出终止服役时间，也即管道剩余寿命。

步骤1。结合腐蚀直接评价所得腐蚀速率，计算T时间后的腐蚀缺陷深度：

dT=d0+T×ccorr

(4)

式中：dT——T时间后的腐蚀深度；d0——检测时腐蚀深度，ccorr——腐蚀速率。

步骤2。依据T时间后的缺陷深度dT，即可得到缺陷深度与时间T的关系曲线，当深度达到最大许用深度的交点所对应的时间就是剩余寿命。

步骤3。按照上述步骤，分别对实测的不同管段处的不同缺陷位置进行计算，所有计算结果中最小值作为管道的剩余寿命。

此次检测为首次内检测，按照极限壁厚标准计算缺陷深度达到85%的年限，内缺陷剩余寿命最小缺陷深度3.7 mm，结合投产时长6.88 a，按匀速腐蚀计算平均腐蚀速率 0.538 mm/a。此处局部缺陷按当前腐蚀速率发展，基于极限壁厚准则，得到管道剩余寿命为15.7 a。

4 结论

海管内检测是发现管道缺陷、消除潜在事故隐患的有效手段。实践证明，海底管道涡流内检测作业过程安全平稳，涡流检测器通过能力强，卡堵风险小，检测数据有效，涡流检测器对缺陷及特征结构物检测准确，能够准确检测和定位海管的腐蚀程度及位置等状态信息，检测精度高，基于检测数据进一步进行管道腐蚀寿命预测评估等。该项技术的成功实施，为海管的科学管理和运行维护提供了科学依据，对于后续海管开展内检测工作具有一定的借鉴作用。随着海洋石油工业的不断发展，作为海底管道完整性管理的关键一环，涡流检测技术会越来越多地应用于海上油田管道内检测领域。