陈三君，倪益民，李志彬

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

南海东部海域由于复杂海洋环境与应力腐蚀等多重因素作用下，部分隔水导管出现接箍开裂和管体破损现象，严重影响井筒完整性，危及油气井生产安全。由于目前尚未建立针对在役导管架平台隔水导管腐蚀检测的标准，依据中国船级社（CCS）《在役导管架平台结构检验指南（2013）》[1]推荐的检验方法，仅有水下外观检查、水下磁粉探伤和交流场检测可以应用到现役隔水导管检测，其中水下磁粉探伤和交流场检测主要用于焊缝裂纹的检测，而且需要潜水员来配合，但南海东部海域浅水油气田的水深在100 m左右，常规潜水员的作业仅为水深30 m左右，水深超过30 m通常采取饱和潜水或混合器潜水的方法，需要相关的作业支持船舶，价格高昂。目前南海东部隔水导管腐蚀检测一般采用水下机器人进行外观检查，无法检测隔水导管的实际腐蚀情况。为探求隔水导管检测技术，通过对常规和新型管道检测技术的对比分析，寻找一种不停产状态下，针对现役隔水导管腐蚀检测技术。

1 石油管道检测技术分析

1.1 常规石油管道检测技术

目前，国内外的油气田研究和开发部门对管线的在线检测系统进行了大量的研究，已有的石油管道检测方法主要有漏磁检测技术、超声波检测技术、涡流检测技术、声发射检测技术、光学原理类检测技术和射线照相类检测技术等六种[2]。

其中光学原理类检测技术需从管内进行检测，且只能检测到最内层管的腐蚀，由于隔水导管处于套管的最外层，里面至少还有两层套管，因此这种检测技术无法直接应用于隔水导管腐蚀检测中。

而漏磁检测技术、超声波检测技术、涡流检测技术、声发射检测技术和射线照相类检测技术由于应用的局限性（需要在管内或管外手持信号接收装置），只能检测隔水导管水面以上部分，无法检测水面以下隔水导管的腐蚀情况。

1.2 新型石油管道检测技术

目前石油管道检测技术从管道外部进行检测的技术主要是超声导波和饱和低频涡流检测技术。

1.2.1 超声导波检测技术 超声导波检测技术主要采用脉冲-回波的方法[3]，其主要工作原理（见图1）。工作过程中，粘贴在管道上的铁磁性条带传感器在发射/接收线圈以及偏置磁铁的共同作用下产生超声导波，超声导波耦合到管道上并沿管道快速传播，瞬间即可完成对管道的长距离体积扫描。

目前，世界上用于长距离管线腐蚀检测的超声导波检测技术主要有两种。一种是以传统压电晶片的压电效应为基础的多晶片探头卡环式超声导波检测系统，主要有两家：英国导波公司（GUL）公司的Wave Marker和英国焊接研究所（TWI）下属的PI公司的Teletest；另一种是以铁磁性材料的磁致伸缩效应及其逆效应为基础的条带式MsS超声导波检测系统，由美国西南研究院（SwRI）研发[3]。

根据文献[3]，Teletest导波仪在原油输送管线和地下水管线的检测中进行了实际应用，均发现了严重的腐蚀缺陷。该技术最大测量管径只有24″。

MsS超声导波检测技术在南海东部油田立管腐蚀检测和胜利油田CB22A平台桩腿腐蚀检测进行了实际应用。特别是在胜利油田CB22A平台桩腿腐蚀检测中，利用MsS超声导波检测结果表明，导管架上存在两个腐蚀缺陷集中区域，其中一个区域位于水下1 m附近，另外一个则位于导管架底端靠近海底处[4]。

图1 超声导波检测原理图

MsS超声导波检测技术有如下优势：（1）可应用到各种形状几何结构；（2）检测精度高：最高灵敏度为管道横截面积损失量的0.7%，可靠检测灵敏度为管道横截面积损失量的5%；（3）检测范围大：单方向最大可以检测 200 m；（4）最高耐温可达 500 ℃；（5）管道直径检测范围1.5″到80″；（6）探头与管道之间的耦合方式有两种：机械干耦合方式、环氧树脂胶粘接方式。

MsS超声导波检测技术亦存在如下不足：隔水导管外覆盖的海生物（特别是牡蛎）会大幅增加超声导波的衰减，传播距离受到限制；另外，超声导波无法穿越隔水导管螺纹连接部位（接箍）。

1.2.2 饱和低频涡流检测技术 饱和低频涡流检测系统 （Saturation Low Frequency Eddy Current，SLOFECR）是由德国TMT公司开发的一项电磁检测新技术。其主要工作原理（见图2）。该系统是基于涡流与叠加直流磁化方法。磁轭用于在材料中产生强磁场以进行测试。磁场对样品的材料性能有影响。在无缺陷的样品中，直流场的分布是恒定的，一次涡流信号没有变化。壁厚的减少，例如，由于腐蚀坑，将导致在剩余的壁内的磁场集中，从而增加了上面和周围的磁场强度。这导致了在这个位置的材料性能的变化，将会被涡流传感器检测到。

SLOFECR立管检测工具的优势为：（1）利用爬壁机器人进行快速腐蚀缺陷扫描检查；（2）简单可控、防水可达912 cm；（3）敏感检测体积小的物质损失；（4）测试通过非导电涂层厚度15 mm；（5）测试通过导电、非铁磁涂料；（6）检测壁厚 25 mm；（7）区别从表层和次表层的缺陷信号相分离；（8）区分噪声缺陷信号的相位差；（9）不需要耦合液体。

SLOFECR立管检测工具的劣势为：该技术是沿着隔水导管轴向爬行，但是由于隔水导管外覆盖的海生物较密集，且厚薄不均匀，会影响该系统在隔水导管上的有效爬行；而且由于南海东部导管架平台所处的水深均在100 m左右，中间至少有3层以上的导向扶正孔，而该系统无法爬行穿过导向扶正孔，因此无法测量到第一个导向扶正孔以下的隔水导管腐蚀程度，需要人为进行跨越。

基于以上分析，从经济性、精确度及操作便捷方面考虑，以美国西南研究院的MsS长距离低频超声导波技术为对象开展隔水导管检测试验研究。

2 MsS长距离低频超声导波技术室内试验

2.1 MsS长距离低频超声导波检测系统组成

试验采用国内最先进的由美国西南研究院研制的MsSR3030R检测系统，由主机和MsS探头组成（见图3）。

图2 饱和低频涡流检测原理图

图3 MsSR3030R检测系统主机、薄片状铁钴条带和带状线圈

图4 试验波形图

2.2 试验步骤

试验对象是一根废弃的30″隔水导管，壁厚25.4 mm（实际24.3 mm），扣型为快速扣。

隔水导管距上缺陷距离测点的距离分别是1.58 m和9.22 m，面积分别为471 mm2和509 mm2。

试验步骤为：测量壁厚、缺陷位置测量、耦合粘贴铁钴合金条、安装带状线圈、主机参数设置、用不同频率发射信号并采集数据进行处理。

2.3 试验结果与分析

表1 试验结果

表2 试验结果分析表

试验结果（见图4、表1、表2）表明，测点到缺陷1位置的试验误差约为6.3%，测点到缺陷2位置的试验误差仅为0.3%。MsS长距离低频超声导波技术距离误差率低。

表1中2.5%和2.7%是指腐蚀面积占管材横截面积的百分比。在本次试验中，两个缺陷按试验结果是471 mm2和509 mm2，实际测量的面积为400 mm2和450 mm2。误差偏大的主要原因为试验中缺陷为后期所焊接的突出物。

MsS长距离低频超声导波技术可以有效判断腐蚀位置及面积比例，因此可作为隔水导管检测技术进行现场应用。

3 结论和建议

（1）六种常规石油管道检测技术在现役隔水导管水下部分腐蚀检测中的应用受到制约，而超声导波检测技术和饱和低频涡流检测技术可应用于现役隔水导管腐蚀检测中，但亦有其局限性，超声导波检测技术无法穿越螺纹连接，饱和低频涡流检测技术无法自行穿越隔水导管导向扶正孔。

（2）室内试验表明，MsS长距离低频超声导波技术可以检测出腐蚀面积占管材横截面积2.5%以上的腐蚀缺陷，且距离误差率低，可应用到现役隔水导管腐蚀检测中。

（3）建议在现役隔水导管腐蚀最为严重的飞溅区和潮差区，采用MsS长距离低频超声导波技术进行检测。