渦流內檢測技術在海上油田輸油管道評價中的應用

謝豪放

[中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300459]

0 引 言

海上油田輸油管道作為海上油氣田開采系統的重要組成部分，是海上油氣輸送的主要載體之一。因為管道外海底環境復雜多變，管道內輸送介質含水、鹽、硫等腐蝕介質，會對海上油田輸油管道的安全運行造成隱患和威脅［1-2］，所以獲得準確的內檢測數據對于海上油田輸油管道的完整性分析與管理十分必要。目前常用的內檢測技術有漏磁內檢測技術、超聲波內檢測技術、渦流內檢測技術［3-4］。本文目標管道存在583 個彎頭、142 個補償器和3 個三通，這對管道內檢測作業的開展提出了更大的挑戰。為確保海上輸油管道安全運行和提高內檢測設備的通過性，某油田采用渦流內檢測技術獲取該管道狀態數據，并基于渦流內檢測數據提供了海上輸油管道管理建議及維保措施。

1 渦流內檢測技術

渦流內檢測是一種以電磁感應為原理的無損內檢測技術。渦流內檢測設備由電源、初級線圈、次級線圈等構成。在管道開展內檢測作業時，需對檢測設備的初級線圈通電，管道表面在電磁感應作用下產生渦流，渦流產生的感應磁場作用于次級線圈而感應出電壓。感應電壓的大小與缺陷的大小、形狀等有關。當管壁存在缺陷時，通過次級線圈的磁通量發生變化，導致感應電壓發生變化，并根據感應電壓圖譜可以快速準確得到管道缺陷數據［5-6］。

楊松等［7］應用渦流內檢測技術高效準確獲得了文昌13-1 平臺至FPSO 的254 mm 油氣水混輸管道中PIG閥門的內檢測數據，并優化了球體設計參數，提高了檢測器的通過性，有效降低了輸油管道事故發生的可能性。玄文博等［8］自主搭建了高速自動渦流檢測試驗裝置，并開展了不同類型的類裂紋渦流內檢測試驗。試驗結果表明，不同類型、深度的缺陷阻抗信號特征不同，這驗證了電磁渦流技術用于類裂紋缺陷內檢測的可行性。常春等［9］基于渦流內檢測技術獲得了蘇里格氣田輸氣管道的運行狀態數據，試驗結果表明，渦流內檢測數據準確度高、通過性好。楊巍等［10］應用渦流內檢測技術準確檢測了海管立管的腐蝕程度及定位，解決了海管立管內檢測的難題，對海上油氣田立管內檢測工作有一定的指導意義。

2 渦流內檢測技術的應用與數據分析

海上某油田輸油管道直徑為406.4 mm，長度為58.8 km，海管長度為44.2 km，陸管長度為14.6 km，海管壁厚為14.3 mm，陸管壁厚為11.1 mm。為快速準確獲取該管道狀態數據，應用渦流內檢測技術對該管道進行檢測，本次試驗共檢測到該管道存在293 個深度大于10%壁厚的異常，最大深度為26%，里程為3 605.06 m，時鐘位置為8：00。渦流內檢測數據顯示，缺陷沿管道里程均有分布，各時鐘方位均有缺陷分布；存在凹陷一處，位于里程31 640.60 m處，其深度40.1 mm，長度152.0 mm，時鐘方位為5：00。

2.1 缺陷數量分布

應用渦流內檢測技術得到海上某油田輸油管道缺陷數量數據分布如圖1 所示。圖1 數據顯示：該管道在全里程范圍內均有缺陷分布，且大部分缺陷深度在10%~20%范圍內，在13 500~14 250 m里程范圍內缺陷數量最多，達到了19 個；在3 000~43 500 m 里程范圍內存在深度為20%~30%的缺陷；在39 000~39 750 m里程范圍內缺陷數量最多，達到了3 個。該管道在全里程范圍內不存在深度大于30%的缺陷。

圖1 缺陷數量分布圖Fig.1 Defect quantity distribution map

2.2 缺陷時鐘方位分布

應用渦流內檢測技術得到海上某油田輸油管道缺陷時鐘方位分布如圖2、3 所示。數據顯示：該管道沿周向均有分布且主要分布在9：00—3：00 時鐘方位范圍內，其中在3：00 時鐘方位上存在缺陷最多，達40 個；在4：00—8：00 時鐘方位范圍內缺陷數量較少；在4：00 和5：00 時鐘方位存在缺陷最少，均為7 個；深度為20%~30%的缺陷分布在8：00、9：00、1：00 和3：00 時鐘方位上。根據缺陷時鐘分布圖可知，該管道缺陷原因并非垢下腐蝕。

圖2 缺陷時鐘方位分布圖Fig.2 Defect clock azimuth distribution map

圖3 缺陷時鐘方位分布圖Fig.3 Defect clock azimuth distribution map

3 管道評價

3.1 剩余強度分布

目前，國內外前沿的剩余強度分析方法有ASME B31G、DNVGL-RP-F101、API 579、《鋼質管道管體腐蝕損傷評價方法》（SY/T 6151—202X）和各種有限元軟件模擬分析法等［11-12］。本研究對目標管道應用DNVGL-RP-F101 分析方法探究其剩余強度分布，該方法是由挪威船級社和英國燃氣公司共同制定的。DNVGL-RP-F101 分析方法不僅考慮了管道內壓力的影響，而且也將彎曲載荷和軸向應力的影響計算在內，并修正了膨脹系數，適用于內腐蝕深度小于83%壁厚的缺陷管道，其計算公式如下：

其中：Pf為失效壓力，MPa；t為管道壁厚，m；SMTS為最小拉伸強度，MPa；d0為缺陷深度，m；D為管道外徑，m；L為缺陷長度，m；Psw為安全壓力，MPa；F為安全系數；F1為模型系數；F2為作業使用系數。

本研究取目標管道上存在的最大缺陷20 個，其深度與長度如圖4 所示，安全工作壓力如圖5 所示，目標管道全里程安全工作壓力分布如圖6 所示。圖中數據顯示：目標管道的安全工作壓力最小值為14.9 MPa，大于目標管道最大允許操作壓力7.2 MPa，此時維修系數ERF為2.06，大于1；隨著缺陷深度及長度的增加，目標管道的安全工作壓力及維修系數表現為降低的趨勢；目標管道上存在的最大的缺陷深度為3.7 mm，長度為155.6 mm，其安全操作壓力最小，維修系數也最小。從圖6 可以看出，海管的剩余強度高于陸管的剩余強度，海管的剩余強度集中在17 MPa，陸管的剩余強度集中在13 MPa。

圖4 缺陷尺寸Fig.4 Defect size

圖5 安全工作壓力及維修系數Fig.5 Safe working pressure and maintenance coefficient

圖6 全里程安全工作壓力分布圖Fig.6 Full mileage safe working pressure distribution diagram

3.2 剩余壽命分布

準確評價腐蝕管道的剩余壽命對海上油田生產十分重要，目前國內外管道管體剩余壽命分析方法主要有經驗公式法、可靠度分析法、有限元分析法等［13-15］。本研究分別基于極限壁厚和極限強度應用經驗公式預測了目標管道的剩余壽命分布。

基于極限壁厚的剩余壽命分析以腐蝕速度最大的缺陷為對象，當其腐蝕深度達到壁厚的85%時，所需年限為該管道的剩余壽命。本研究最大缺陷的腐蝕速率為0.538 mm/a，按照此腐蝕發展速率，經15.7 a腐蝕深度可達該管道壁厚的85%，即剩余壽命為15.7 a。

基于極限強度的剩余壽命分析，同時考慮了腐蝕深度速率與腐蝕長度速率對剩余壽命的影響，本研究最大缺陷的腐蝕深度速率為0.538 mm/a，腐蝕長度速率為22.616 mm/a，目標管道全里程剩余壽命分布如圖7 所示，腐蝕年限與安全工作壓力和維修系數的關系如圖8、9 所示。從圖7 可以看出，基于極限壁厚的剩余壽命高于基于極限強度的剩余壽命，安全計以基于極限強度的剩余壽命分析結果為準；基于2 種剩余壽命分析的結果均呈現出海管的剩余壽命高于陸管的剩余壽命。圖8、9 數據顯示：腐蝕年限為10 a時，1#缺陷安全工作壓力Psw為7.26 MPa，接近目標管道最大允許操作壓力，此時維修系數ERF為1.01，目標管道剩余壽命為10 a；對1#和2#缺陷進行補強可以使目標管道剩余壽命提高至11 a。

圖7 全里程剩余壽命分布圖Fig.7 Distribution map of remaining life for full mileage

圖8 腐蝕年限與安全工作壓力Fig.8 Corrosion years and safe working pressure

圖9 腐蝕年限與維修系數Fig.9 Corrosion life and maintenance coefficient

4 結論及展望

應用渦流內檢測技術解決了海上油田輸油管道的缺陷分布問題，該技術對管道通過性較好，并可以快速獲取準確的缺陷數據，通過內檢測數據分析，得出如下結論。

①渦流內檢測數據顯示，目標管道存在293 個深度大于10%的異常，最大深度為26%壁厚。

②內檢測數據顯示，目標管道缺陷主要分布在9：00—3：00 時鐘方位范圍內，可以排除因垢下腐蝕造成的目標管道缺陷。

③目標管道的安全工作壓力最小值為14.9 MPa，遠大于管道設計最大允許操作壓力7.2 MPa，即目標管道當前狀態滿足運行要求。

④基于極限強度的剩余壽命分析，可以得出目標管道的剩余壽命為10 a，對目標管道中較大的缺陷進行補強可以增加其剩余壽命。

⑤目標管道海管段的安全工作壓力及剩余壽命均高于陸管段的安全工作壓力和剩余壽命，主要原因在于兩段管道壁厚和腐蝕環境不同。

為獲得更準確的腐蝕內因，對腐蝕產物進行取樣，應用掃描電鏡、XRD等高精儀器分析其晶型結果和元素構成等，針對性地選擇緩蝕劑種類及加藥量，這對于海上油田輸油管道完整性管理具有指導意義。■