某油田海上平台工艺管线综合无损检测方案的应用

2022-07-22孙宗腾李文言刘国良

全面腐蚀控制 2022年6期

王海孙宗腾李文言刘国良

（中海油常州涂料化工研究院有限公司上海海铠防腐工程技术分公司，天津 300452）

0 引言

油气开采过程中由于多相流的强烈腐蚀性使得各种监检测手段应运而生，海上平台工艺管线也常年进行各种腐蚀监检测。然而腐蚀环境复杂多样，针对不同的管线材质、腐蚀介质等就需要制定相应的检测方案，只有采取了恰当的检测手段，才能给出有效的防护手段“对症下药”，从而满足安全生产要求。可见腐蚀检测方案的制定至关重要。

随着科技的发展，针对腐蚀减薄、穿孔、裂纹、焊接缺陷及变形等问题，常用的检测手段包括腐蚀挂片、腐蚀探针、水相分析、细菌检测、二价铁检测、H2S和CO2检测等常规手段和超声波测厚、磁粉检测、渗透检测、焊缝区超声检测、涡流检测以及超声导波检测等非常规手段得到广泛应用[1-4]，以对被检测对象的安全性和可靠性进行评价。各类检测方法的适用场景有所差异，只有在充分了解各种检测方法优缺点的情况下，才能通过结合某几种检测方法制定出指定工况下最适用的检测方案。

面对常规腐蚀检测方法单一、效率低下、应用范围受限等缺点，本文通过综合无损检测方案的应用来实现高效率、高精度的全面腐蚀检测。

1 综合无损检测方案的制定和实施

1.1 工艺管线实际工况

本文选取的工艺管线实际参数如表1所示。天然气中H2S分压并未超过0.0003MPa的临界值，CO2分压也未超过0.021MPa的临界值，但高压环境使得水分更易液化，势必引发电化学腐蚀。

1.2 方案制定

在对某段工艺管线进行腐蚀检测方案制定时，主要考虑能否对其进行比较全面的检测。而常规检测手段更多的关注于腐蚀介质的严苛程度以及挂片等的腐蚀速率，对于管线实际情况了解甚微。立足于对管线进行全方位的检测以及得到缺陷精确的数据，综合无损检测方案的应用应运而生。

尽管超声导波检测能对整个管段尤其是对人员不容易到达或被保温层包覆的管段实施100%的全面检测[1,2]，但它对缺陷的识别信息需要有经验人员进行解读；受管径和壁厚的影响，对某些缺陷（如减薄量）不能获得精确的测量值；存在多重缺陷时可能会产生叠加效应等局限性。

针对天然气管道的腐蚀特点，除特别关注弯头处及焊缝处腐蚀外，对于长的直管段的检测，一般情况下，首先进行超声导波检测对管段进行全面检测，获得缺陷的区域位置。如果是焊缝，接下来对焊接区域进行焊缝表面的磁粉检测和焊缝内部的超声波检测[5]；如果是管壁缺陷（如腐蚀穿孔、裂纹、腐蚀减薄等），后续进行目视检测和超声波测厚等。

表1 工艺管线参数

表2 检测方法详情

1.3 检测方法

本文使用的检测手段所用仪器及测试参数或方法如表2所示。

图1 超声测厚检测区划分图示

1.4 腐蚀检测现场及过程

超声导波检测、超声测厚、超声焊缝检测、磁粉检测现场施工如图2所示。首先进行选点去除保温层，然后安装导波探头环并连接主机及计算机进行检测，最后根据导波信号对特征位置去除保温观察并进行超声测厚或磁粉检测等，对已知焊缝直接去除保温进行磁粉检测、超声检测等。

图2 （a）超声导波检测；（b）超声测厚；（c）焊缝超声检测；（d）磁粉检测施工现场

2 腐蚀数据分析

在对1#管线分段进行导波检测后发现，其分段代号为1～3和1～8的管线段导波检测结果出现缺陷信号，结果如图3所示。特征位置信息如表3所示。

图3 （a）1～3管段；（b）1～8管段

图4 1～4管段超声导波包络信号曲线

表3 导波检测特征位置

通过图3和表3可以发现导波检测比较精确的检测出缺陷的位置，大大提高了检测效率，方便了后续点对点检测。另外通过信号曲线还可以大致估算缺陷轴向尺寸，如图3（a）中可以通过计算缺陷（Ⅰ）的波峰宽度大致估算缺陷轴向尺寸，这受限于仪器的精度。

针对导波检测的结果，我们需要缺陷更详细的信息，对特征位置去除保温层后，直接采取超声测厚检测手段对缺陷处进行检测，结果如表4所示。

表4 超声测厚检测结果

通过计算得到相对于设计尺寸的平均减薄率分别为69.79%、71.51%，均为严重腐蚀，由SH/T 3059-2012《石油化工管道设计器材选用规范》可知对DN≤100mm的碳素钢管道，最小壁厚为2.4mm。尽管超声测厚得到的结果中的最小值仍然＜2.4mm，但管道由于腐蚀造成的壁厚减薄会使管道剩余强度远远低于许用应力值。

图4为1～4管段导波检测信号曲线，对特征处除去保温层后发现为焊缝，针对焊缝及热影响区的超声检测和磁粉检测结果如表5所示。现场检测得出该管段焊缝处无缺陷。