非接觸磁應力檢測技術在油田集輸管道缺陷檢測的探索和實踐

李金武 趙曉云 汪 羅 張智德 王曉強

（北京西管安通檢測技術有限責任公司，北京 100107）

0 引言

油田單井管線、集油管線、轉油管線在是油田開發生產的基礎設施，是油田正常生產的動脈。然而，由于環境、輸送物質的腐蝕性，埋地鋼質管線會出現不同程度的腐蝕，腐蝕是管道系統性能降低的重要原因。掌握管線腐蝕程度隨服役時間的變化規律，對現役埋地管線運行安全和壽命預測具有重要意義，也是油田管道完整性管理的要求。

油田集輸管道中的輸送介質有些直接是井口采出液，由于沒有采用脫鹽、脫水、凈化分離的處理，其輸送介質的成分復雜，極易造成管道的內壁腐蝕。又由于原油的凝點高，需要加熱以保障輸送，在管道的外壁常常又包覆了保溫層。油田集輸管道通常沒有施加陰極保護，一旦管道外壁的保溫層發生破損，就會因水分的接觸，造成管體外壁的腐蝕加速。在內外腐蝕的作用下，可能會造成管壁穿孔，造成輸送介質的泄漏，由于壓力和流量低、在泄漏的初期，由于泄漏量小，通常不易被發現；而一旦擴大，則影響的區域已經超過了初始的泄漏點，造成了較大面積的環境污染和經濟損失，更加引起了社會、公眾的廣泛關注[1,2]。

油田集輸管道普遍存在管徑小、壓力低、輸量小、距離短的特點，較難像長距離輸送管道那樣，是無法采用內檢測的方法對管道的腐蝕狀況進行檢測和評價。而非接觸式磁應力檢測技術是一種非侵入、非接觸式的檢測方法[3]，無需對管線進行開挖，沿著埋地管道的正上方收集自然磁場信號的變化并進行分析，即可發現管道中可能存在的缺陷。為此，我們采用了非接觸磁應力檢測技術對某條廢棄油田集輸管道腐蝕缺陷的檢測方法進行了探討和實踐。

1 被檢管道的基本情況

被檢管線于2002年投入使用，輸送介質為脫水處理后的原油，管線全長13km，材質為20#鋼，直徑133mm，壁厚5mm，外壁為黃夾克保溫層，無內防腐層，設計壓力4.0MPa。管線從計量接轉站出站后約20m處，為了避讓民用建筑的占壓，降低風險，對約700m長管線做了更換，而原700m長的管線廢棄，管線的路由如圖1中的橙色和綠色線段。在實際檢測中，由于現場道路上停放車輛及民房占壓的影響，實際檢測長度480m，如圖1中綠色線段。

圖1 某廢棄管線路由及磁應力檢測圖

2 非接觸磁應力檢測技術和步驟

圖2 非接觸磁應力檢測原理圖

該技術原理是基于金屬管體的自然磁場產生的應力變化，檢測過程中，無需對管體進行磁化，當金屬管體不存在任何缺陷時，管體不存在應力集中，其自然磁場是平直無變化的；當缺陷存在時，缺陷處會產生應力集中，導致自然磁場發生畸變，非接觸磁應力技術正是通過這種自然磁場信號來確定（缺陷引起的）管體應力集中的程度[4]。通過在現場采集管道的磁場信號，分析磁場信號所對應管道應力變化程度，利用數據庫及軟件分析，預判缺陷可能的類型和風險級別，之后對高風險級別的管段開挖詳細檢查，進一步評價在役管道缺陷狀況，從而了解管道的安全狀況[4-7]。

在進行非接觸磁應力檢測的過程中，我們借鑒管道內腐蝕直接評價技術（ICDA）[8]中的四步法，即：（1）預評價（基礎數據的收集及磁應力檢測技術可行性的評價；（2）現場檢測與數據分析過程，通過收集管道的磁應力數據并進行校核分析，計算管道應力異常點的位置和風險等級；（3）對高風險異常點進行開挖詳細檢測，對異常點的管道部位進行詳細的檢查；（4）后評價，對本次完整性評價工作進行總結。

3 磁應力檢測結果與詳細檢測

3.1 磁應力檢測結果

現場執行過程中，首先對管線進行定位（如圖3所示），然后使用非接觸式磁應力檢測設備收集金屬管體的自然磁場的信號，通過對所收集到的金屬管體自然磁場數據的詳細計算和分析，可以得到被檢測管道的缺陷狀況，結果顯示本次所檢測的目標管道有四處高風險點。

3.2 開挖點的選擇

圖3 被檢測管道路由及定位工作

根據磁應力檢測中高風險點，如表1所示，異常點25#和26#實際上緊鄰的兩處，該位置在花園區域，埋深不足半米，因此選擇對這兩個點位合并為25#點進行開挖和詳細檢測。

3.3 詳細檢測

3.3.1 風險管段取樣

確定了開挖點之后，我們對高風險管段進行了開挖，并切割取樣，開展目視檢查和超聲測厚。現場取樣管段總長約2.2m，分別切割為三段以便運輸和后續剖切，按照流體方向分別記為25-1#、25-2#、25-3#。管段軸向的剖切是為了更好地對管道內壁腐蝕情況進行檢查。對于剖切點的選擇，根據以往油田集輸管道腐蝕點主要在六點鐘方位附近區域，因此，剖切點選擇了三點鐘和九點鐘進行軸向剖切，部分截取后的剖開管段內外壁狀況及超聲測厚情況如圖4所示。

3.3.2 目視檢查

對于管體表面存在腐蝕情況的位置如圖5（a）所示，要進行目視檢查，進行記錄和拍照，然后對管體表面的銹層進行清除，使表面無雜物，且使表面呈現金屬本色[9]，如圖5（b）所示。發現該處管體外表面存在大量的點蝕缺陷，分析應是因保溫層的破損后環境造成的腐蝕。

表1 開挖及詳細檢測的高風險點數據表

圖4 （a） 部分截取管段剖開后的內外壁狀況

圖4 （b） 超聲波測厚工作圖

對取樣管段進行目視檢查，發現了環焊縫根部的焊接裂紋，如圖6所示；表面的凹坑現象，直徑約50mm，深度約3.2mm，如圖7所示。

3.3.3 測量剩余壁厚

對目視發現的腐蝕嚴重的部位，按照管段現場的時鐘點位，進行超聲測厚，測量管壁的剩余壁厚，如圖8所示。

圖5 （a） 管體外表面的腐蝕情況

圖5 （b） 清除銹層，管體外表面成片的腐蝕坑

圖6 目視發現環焊縫根部的焊接問題

圖7 管段外壁的凹坑，直徑約50mm，深度約3.2mm

表2 管體腐蝕程度評價表

圖8 使用超聲測厚儀對管段的剩余壁厚進行測量，該處剩余壁厚為3.45mm（設計壁厚5mm）

測量得到的剩余壁厚，按照腐蝕程度評價的要求開展[10]，結果如表2所示。

4 結束語

使用非接觸磁應力檢測技術，結合開挖和詳細檢測的步驟，在一條廢棄油田集輸管道開展的時間探索表明，該檢測技術能夠找到管體存在的腐蝕缺陷并通過詳細檢測過程得到了驗證。對于難以開展管道內檢測的油田集輸管道而言，該方法可以作為試壓檢測技術、管道外腐蝕直接評價技術、管道內腐蝕直接評價技術的輔助檢測技術之一。