涡流内检测技术在海上油田输油管道评价中的应用

谢豪放

[中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459]

0 引 言

海上油田输油管道作为海上油气田开采系统的重要组成部分，是海上油气输送的主要载体之一。因为管道外海底环境复杂多变，管道内输送介质含水、盐、硫等腐蚀介质，会对海上油田输油管道的安全运行造成隐患和威胁［1-2］，所以获得准确的内检测数据对于海上油田输油管道的完整性分析与管理十分必要。目前常用的内检测技术有漏磁内检测技术、超声波内检测技术、涡流内检测技术［3-4］。本文目标管道存在583 个弯头、142 个补偿器和3 个三通，这对管道内检测作业的开展提出了更大的挑战。为确保海上输油管道安全运行和提高内检测设备的通过性，某油田采用涡流内检测技术获取该管道状态数据，并基于涡流内检测数据提供了海上输油管道管理建议及维保措施。

1 涡流内检测技术

涡流内检测是一种以电磁感应为原理的无损内检测技术。涡流内检测设备由电源、初级线圈、次级线圈等构成。在管道开展内检测作业时，需对检测设备的初级线圈通电，管道表面在电磁感应作用下产生涡流，涡流产生的感应磁场作用于次级线圈而感应出电压。感应电压的大小与缺陷的大小、形状等有关。当管壁存在缺陷时，通过次级线圈的磁通量发生变化，导致感应电压发生变化，并根据感应电压图谱可以快速准确得到管道缺陷数据［5-6］。

杨松等［7］应用涡流内检测技术高效准确获得了文昌13-1 平台至FPSO 的254 mm 油气水混输管道中PIG阀门的内检测数据，并优化了球体设计参数，提高了检测器的通过性，有效降低了输油管道事故发生的可能性。玄文博等［8］自主搭建了高速自动涡流检测试验装置，并开展了不同类型的类裂纹涡流内检测试验。试验结果表明，不同类型、深度的缺陷阻抗信号特征不同，这验证了电磁涡流技术用于类裂纹缺陷内检测的可行性。常春等［9］基于涡流内检测技术获得了苏里格气田输气管道的运行状态数据，试验结果表明，涡流内检测数据准确度高、通过性好。杨巍等［10］应用涡流内检测技术准确检测了海管立管的腐蚀程度及定位，解决了海管立管内检测的难题，对海上油气田立管内检测工作有一定的指导意义。

2 涡流内检测技术的应用与数据分析

海上某油田输油管道直径为406.4 mm，长度为58.8 km，海管长度为44.2 km，陆管长度为14.6 km，海管壁厚为14.3 mm，陆管壁厚为11.1 mm。为快速准确获取该管道状态数据，应用涡流内检测技术对该管道进行检测，本次试验共检测到该管道存在293 个深度大于10%壁厚的异常，最大深度为26%，里程为3 605.06 m，时钟位置为8：00。涡流内检测数据显示，缺陷沿管道里程均有分布，各时钟方位均有缺陷分布；存在凹陷一处，位于里程31 640.60 m处，其深度40.1 mm，长度152.0 mm，时钟方位为5：00。

2.1 缺陷数量分布

应用涡流内检测技术得到海上某油田输油管道缺陷数量数据分布如图1 所示。图1 数据显示：该管道在全里程范围内均有缺陷分布，且大部分缺陷深度在10%~20%范围内，在13 500~14 250 m里程范围内缺陷数量最多，达到了19 个；在3 000~43 500 m 里程范围内存在深度为20%~30%的缺陷；在39 000~39 750 m里程范围内缺陷数量最多，达到了3 个。该管道在全里程范围内不存在深度大于30%的缺陷。

图1 缺陷数量分布图Fig.1 Defect quantity distribution map

2.2 缺陷时钟方位分布

应用涡流内检测技术得到海上某油田输油管道缺陷时钟方位分布如图2、3 所示。数据显示：该管道沿周向均有分布且主要分布在9：00—3：00 时钟方位范围内，其中在3：00 时钟方位上存在缺陷最多，达40 个；在4：00—8：00 时钟方位范围内缺陷数量较少；在4：00 和5：00 时钟方位存在缺陷最少，均为7 个；深度为20%~30%的缺陷分布在8：00、9：00、1：00 和3：00 时钟方位上。根据缺陷时钟分布图可知，该管道缺陷原因并非垢下腐蚀。

图2 缺陷时钟方位分布图Fig.2 Defect clock azimuth distribution map

图3 缺陷时钟方位分布图Fig.3 Defect clock azimuth distribution map

3 管道评价

3.1 剩余强度分布

目前，国内外前沿的剩余强度分析方法有ASME B31G、DNVGL-RP-F101、API 579、《钢质管道管体腐蚀损伤评价方法》（SY/T 6151—202X）和各种有限元软件模拟分析法等［11-12］。本研究对目标管道应用DNVGL-RP-F101 分析方法探究其剩余强度分布，该方法是由挪威船级社和英国燃气公司共同制定的。DNVGL-RP-F101 分析方法不仅考虑了管道内压力的影响，而且也将弯曲载荷和轴向应力的影响计算在内，并修正了膨胀系数，适用于内腐蚀深度小于83%壁厚的缺陷管道，其计算公式如下：

其中：Pf为失效压力，MPa；t为管道壁厚，m；SMTS为最小拉伸强度，MPa；d0为缺陷深度，m；D为管道外径，m；L为缺陷长度，m；Psw为安全压力，MPa；F为安全系数；F1为模型系数；F2为作业使用系数。

本研究取目标管道上存在的最大缺陷20 个，其深度与长度如图4 所示，安全工作压力如图5 所示，目标管道全里程安全工作压力分布如图6 所示。图中数据显示：目标管道的安全工作压力最小值为14.9 MPa，大于目标管道最大允许操作压力7.2 MPa，此时维修系数ERF为2.06，大于1；随着缺陷深度及长度的增加，目标管道的安全工作压力及维修系数表现为降低的趋势；目标管道上存在的最大的缺陷深度为3.7 mm，长度为155.6 mm，其安全操作压力最小，维修系数也最小。从图6 可以看出，海管的剩余强度高于陆管的剩余强度，海管的剩余强度集中在17 MPa，陆管的剩余强度集中在13 MPa。

图4 缺陷尺寸Fig.4 Defect size

图5 安全工作压力及维修系数Fig.5 Safe working pressure and maintenance coefficient

图6 全里程安全工作压力分布图Fig.6 Full mileage safe working pressure distribution diagram

3.2 剩余寿命分布

准确评价腐蚀管道的剩余寿命对海上油田生产十分重要，目前国内外管道管体剩余寿命分析方法主要有经验公式法、可靠度分析法、有限元分析法等［13-15］。本研究分别基于极限壁厚和极限强度应用经验公式预测了目标管道的剩余寿命分布。

基于极限壁厚的剩余寿命分析以腐蚀速度最大的缺陷为对象，当其腐蚀深度达到壁厚的85%时，所需年限为该管道的剩余寿命。本研究最大缺陷的腐蚀速率为0.538 mm/a，按照此腐蚀发展速率，经15.7 a腐蚀深度可达该管道壁厚的85%，即剩余寿命为15.7 a。

基于极限强度的剩余寿命分析，同时考虑了腐蚀深度速率与腐蚀长度速率对剩余寿命的影响，本研究最大缺陷的腐蚀深度速率为0.538 mm/a，腐蚀长度速率为22.616 mm/a，目标管道全里程剩余寿命分布如图7 所示，腐蚀年限与安全工作压力和维修系数的关系如图8、9 所示。从图7 可以看出，基于极限壁厚的剩余寿命高于基于极限强度的剩余寿命，安全计以基于极限强度的剩余寿命分析结果为准；基于2 种剩余寿命分析的结果均呈现出海管的剩余寿命高于陆管的剩余寿命。图8、9 数据显示：腐蚀年限为10 a时，1#缺陷安全工作压力Psw为7.26 MPa，接近目标管道最大允许操作压力，此时维修系数ERF为1.01，目标管道剩余寿命为10 a；对1#和2#缺陷进行补强可以使目标管道剩余寿命提高至11 a。

图7 全里程剩余寿命分布图Fig.7 Distribution map of remaining life for full mileage

图8 腐蚀年限与安全工作压力Fig.8 Corrosion years and safe working pressure

图9 腐蚀年限与维修系数Fig.9 Corrosion life and maintenance coefficient

4 结论及展望

应用涡流内检测技术解决了海上油田输油管道的缺陷分布问题，该技术对管道通过性较好，并可以快速获取准确的缺陷数据，通过内检测数据分析，得出如下结论。

①涡流内检测数据显示，目标管道存在293 个深度大于10%的异常，最大深度为26%壁厚。

②内检测数据显示，目标管道缺陷主要分布在9：00—3：00 时钟方位范围内，可以排除因垢下腐蚀造成的目标管道缺陷。

③目标管道的安全工作压力最小值为14.9 MPa，远大于管道设计最大允许操作压力7.2 MPa，即目标管道当前状态满足运行要求。

④基于极限强度的剩余寿命分析，可以得出目标管道的剩余寿命为10 a，对目标管道中较大的缺陷进行补强可以增加其剩余寿命。

⑤目标管道海管段的安全工作压力及剩余寿命均高于陆管段的安全工作压力和剩余寿命，主要原因在于两段管道壁厚和腐蚀环境不同。

为获得更准确的腐蚀内因，对腐蚀产物进行取样，应用扫描电镜、XRD等高精仪器分析其晶型结果和元素构成等，针对性地选择缓蚀剂种类及加药量，这对于海上油田输油管道完整性管理具有指导意义。■