剩余壁厚在油气集输管道检测中的应用
输油管道防腐技术及壁厚监测分析
输油管道防腐技术及壁厚监测分析摘要：主要介绍了输油管道的防腐蚀技术研究现状，对管道腐蚀影响较大的几种因素，同时结合管道壁厚检测数据，分析不同部位如三通、弯管处液体流动对管道的影响情况，最后提出需要特别留意管道壁厚减薄的部位，要加强监测，做好跟踪。
关键字：防腐技术；壁厚；输油管道1输油管道防腐技术1.1输油管道防腐技术现状输油管道防腐技术主要分为内防腐和外防腐两种，内防腐主要技术手段是在管道内壁内置一种防腐涂层，涂层主要材料是树脂纤维，将其一面贴附在管道内部，热固性材料固化后，可以形成良好的防腐效果。
外防腐技术主要包括环氧粉末涂层、聚乙烯胶带涂层、3PE涂层等[1]。
环氧粉末属于粉末喷涂，其不含溶剂，固化迅速，对管道的附着能力强，可以耐高温；3PE涂层的底层是环氧粉末，外层是一种聚乙烯材料，3PE涂层的综合性能较好，大型管道一般选择这种涂层方法，且目前大多数埋地管道同样都是使用这种方式，配合强加在管道上的恒电流，可以对外管道起着很好的保护作用，是环保且经济的方式。
聚乙烯胶带涂层是用腻子来填充焊缝，然后使用胶带进行缠绕，这种方式的唯一缺点就是工序较多，制作流程复杂[2]。
还有一种管道防腐技术称为阴极保护，一般采用埋设牺牲阳极的方式，埋设牺牲阳极是将牺牲阳极与管道相连，当管道防腐层出现漏点发生电荷转移时，优先将牺牲阳极的电荷转移，通俗一点讲，就是优先腐蚀牺牲阳极，然后腐蚀管道，这种方式可以有效减缓管道腐蚀速率，但是每一处牺牲阳极保护管道的里程较短，对于里程较长的管道来说，需要设置多处才能达到保护要求。
1.2输油管道腐蚀影响因素研究输油管道影响腐蚀的因素可以针对性的进行预防，对降低输油管道腐蚀速率，延长管道使用年限有明显的效果。
影响管道腐蚀的因素一般有以下几个：(1)管道周边环境。
对于埋地管道而言，其在工作环境下，有着多种腐蚀情况，主要腐蚀情况有：土壤腐蚀、细菌腐蚀和杂散电流腐蚀。
外部环境温度、地下水位、土壤水分含量等会对输油管道造成一定的腐蚀，水中含有一定量的盐使土壤具有离子导电性，土壤物理化学性质的不均匀性和金属材质的电化学不均匀性，构成了埋地管道的电化学腐蚀条件，从而会产生土壤腐蚀。
油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管壁厚选用规定
油田油气集输、注水、水处理和消防管道壁厚选择规定一、油田注水、水处理和消防1、无缝钢管壁厚的选择1.1 设计压力为16.0MPa、20.0MPa，介质为清水、含油污水、聚合物目的液；设计压力为25.0 MPa、32.0MPa，介质为清水、含油污水的注水、注聚无缝钢管壁厚的选择见表1。
表1 20号无缝钢管壁厚的选择表公称直径/DN1520253240506580100125150200225钢管外径2227344248607689114140168219245273设计压力16.0MPa 可选值2.53.04.04.55.06.07.09.0 11.0 13.0 16.0 18.0 20.0 20.0MPa 8.0 14.0 22.0 25.0 25.0MPa 5.5 10.0 28.032.0MPa12.019.034.038.01.2 设计压力为P≤1.6MPa，介质为消防冷却水、泡沫混合液（防火堤内）的无缝钢管壁厚的选择见表2。
300350325356设计压力1.6MPa电焊连接、法兰连接可选值1螺纹连接、用于沟槽连接可选值2表2 20号无缝钢管壁厚的选择表2、焊接钢管壁厚的选择2.1设计压力为P≤1.0MPa，介质为清水、含油污水的焊接钢管壁厚的选择见表3。
表3 Q235B焊接钢管壁厚的选择表21.326.933.742.448.360.376.188.9114.3139.7168.3设计压力1.0MPa2.83.23.8400450500600700800219.1273.1323.9355.6406.44575086107118137.12．2设计压力为P≤1.6MPa，介质分别为清水、含油污水、泡沫混合液的焊接钢管壁厚的选择见表4。
表4 Q235B焊接钢管壁厚的选择表压力1.6MPa3.65.66.33、不锈钢无缝钢管壁厚的选择（高压）设计压力P≤16MPa，介质为聚合物母液和三元母液不锈钢无缝钢管壁厚的选择见表5。
油气工程设计中钢管外径和壁厚的选用
油气工程设计中钢管外径和壁厚的选用地面工艺设计所薛道才一、油气工程设计执行规范目前，国内的油气工程设计按其内容不同分别执行下列规范：1、《输气管道工程设计规范》GB502512、《输油管道工程设计规范》GB50253；3、《油气集输设计规范》GB50350；4、《城镇燃气设计规范》GB50028；5、《石油库设计规范》GB50074；6、《石油储备库设计规范》GB50737；7、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156。
二、钢管规格和材料性能执行规范对于不同的油气工程设计，其工艺管道凡选用国产钢管的，其规格与材料性能应分别符合下述现行国家标准（详见附表1）：1、《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711；2、《输送流体用无缝钢管》GB/T8163；3、《高压锅炉用无缝钢管》GB5310；4、《化肥设备用高压无缝钢管》GB6479；5、《低压流体输送用焊接钢管》GB/T3091。
三、钢管尺寸、外形、重量及允许偏差执行规范每一个钢管标准中分别规定了选择钢管尺寸、外形、重量的不同标准，共计有下列标准（详见附表1）：1、《平端钢管(焊接、无缝)尺寸和单位长度重量表》ISO 42002、《焊接和无缝轧制钢管》ASME B36.10M3、《无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差》GB/T173954、《焊接钢管尺寸及单位长度重量》GB/T21835四、碳钢钢管外径和壁厚的标准化数值汇总现将上述4个钢管尺寸、外形标准的外径和壁厚标准化数值汇总在一起（详见表2），供设计人员参考选用。
五、《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711中给定钢管外径和壁厚标准选用的讨论《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2011于2012年6月1日开始执行，但标准规范中取消了钢管外径、壁厚和重量的数据，钢管规定外径和规定壁厚的选用要求执行ISO 4200和ASME B36.10M标准，根据附表2中数据可以看出：1、《平端钢管(焊接、无缝)尺寸和单位长度重量表》ISO 4200的钢管外径系列和壁厚系列基本类同于《无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差》GB/T17395和《焊接钢管尺寸及单位长度重量》GB/T21835。
油气长输腐蚀管道剩余强度评价技术研究
油气长输腐蚀管道剩余强度评价技术研究作者：焦江明王志强张露来源：《科技资讯》 2014年第2期焦江明王志强张露（塔里木油田塔西南分公司新疆塔里木 844804）摘要：油气管线在输送环境及输送介质的影响下发生腐蚀的现象在所难免，必须剩余强度评价腐蚀的管线，才能为管线的更换、修复、继续服役提供科学、正确决策。
文章对评价相关油气长输管线腐蚀曲线剩余强度的软件进行简要介绍，使评价具有可靠性。
关键词：分级评价；剩余强度评价；服饰缺陷；油气管线中图分类号：TE988.2 文献标识码：A文章编号1672-3791(2014)01（c)-0000-00长输管道在腐蚀性较强的土壤地段受到严重危害，特别是城镇地区，环境保护措施实施的效果不显著、以及工业生产发展速度过快等原因，局部土壤在大量工业废水排放后，增强了腐蚀性，而越来越强的土壤腐蚀性也加速着长输管道的腐蚀程度，腐蚀性穿孔漏油的可能性也就增大了。
油气技术能力的提升受到管道故障的严重影响与制约，与此同时增加了改造、维修的费用，而从另一方面来看，管线事故的发生在对生态环境造成破坏的同时，更严重的是会对人身安全产生直接威胁。
因此，腐蚀管道剩余强度的确定、确保管道可靠、安全地运行是亟待解决的课题。
1腐蚀原因概述腐蚀是自然现象，是一个自然的过程，并且是一种破坏，在电化学或者化学的作用下，金属的元素状态转变为离子状态就是腐蚀。
水、气、油等存在于油气管线的管内，管道内壁上的水会产生亲水膜，最终发生电化学腐蚀，或者二氧化碳、硫化物、硫化氢等有害物质与金属直接发生作用所引发的化学腐蚀都属于内壁腐蚀。
尤其是在管道气液交界面、低洼积水处、管道弯头等处，具有强烈的电化学腐蚀，这样，一系列腐蚀深坑就形成于管壁上。
相对于内壁，外壁腐蚀的情况更为复杂，对其的分析也必须从所处管道环境展开。
水中或土壤中的管道容易受到杂散电流腐蚀、细菌腐蚀、土壤腐蚀等。
而大气腐蚀则会给架空管道带来影响。
管道的防腐层一旦遭到破坏，环境条件的腐蚀会直接侵犯外壁。
在用油管剩余壁厚检测方法
试验研究无损检测2005年第27卷第4期 在用油管剩余壁厚检测方法邹应国,康宜华,徐 江,武新军(华中科技大学机械学院,武汉 430074)摘 要:提出采用主磁通与漏磁通相结合的方法检测在用油管剩余壁厚的方法。
分析了检测原理,介绍了检测传感器的设计。
检测时,沿油管周向磁化被测管段,油管螺旋前进,检测探头固定,主磁通用于测量油管的大面积剩余壁厚,漏磁通用于测量小面积壁厚变化,两种不同信号可用软件进行滤波区分,最终达到精确检测剩余壁厚的目的。
试验表明了该方法可用于油管剩余壁厚分类。
关键词:磁性检测;漏磁检测;油管;剩余壁厚中图分类号:T G 115.28 文献标识码:A 文章编号:100026656(2005)0420187202Measurement of the R esidual W all Thickness of the Oil Well Tubing in UseZH OU Ying 2guo ,KANG Yi 2hu a ,XU Jiang ,WU Xin 2jun(School of Mechanical Science and Engineering ,Huazhong University of Science and Technology ,Wuhan 430074,China )Abstract :A measuring method combining main magnetic flux and magnetic flux leakage for approaching the residual wall thickness of the oil well tubing in 2service was presented.The testing principle and design of sensor were introduced.Magnetized circumferentially ,the oil well tubing went forward in a helical way while the testing sensor was fastened.Main magnetic flux testing method was used to measure the large area loss of a wall thickness and magnetic flux leakage testing method was used to measure the small one precisely.The two kinds of signals with different f requencies could be seperated by filter with software.Experiment showed that the method could be used to the classification of oil well tubing for different residual wall thickness.K eyw ords :Magnetic testing ;Magnetic flux leakage testing ;Oil well tubing ;Residual wall thickness 油管壁减薄直接造成其所能承受的压力减小,从而极易引发井下事故。
石油集输管道腐蚀剩余预测研究
石油集输管道腐蚀剩余预测研究发布时间：2022-08-19T06:05:50.881Z 来源：《科技新时代》2022年第1期作者：任冲[导读] 在现场防护施工的条件和技术手段下，任冲中石化新疆新春石油开发有限责任公司，山东东营，257000摘要：在现场防护施工的条件和技术手段下，管道外部防护敷设的保护层破损率较高，抗老化能力不强。
可见，对已有的在役管道进行管输介质、环境土壤以及管材性能等多角度的研究，并最终获得剩余寿命预估结果的需求急迫。
在获得石油集输管道满足强度要求下的壁厚条件时，其剩余安全强度的腐蚀时间估算，有益于对其进行有效失效控制以及进行针对性的维修指导。
石油集输管道腐蚀剩余预测研究对石油集输的安全性和经济性具有重要意义。
关键词：石油集输管道；腐蚀；剩余预测一、石油集输管道的腐蚀分析（一）石油集输管道的腐蚀类型 1.均匀腐蚀均匀腐蚀指的是在整个管道金属表面分布较为均匀的腐蚀情况。
该情况下腐蚀面积较大，腐蚀深度较为均匀，没有产生太大的突变。
均匀腐蚀将会使整个管道的管壁变薄，从而引发安全事故。
与局部腐蚀相比，均匀腐蚀的危险性要比较低。
对于均匀腐蚀的程度描述通常是基于年平均复式深度来确定的，通常有十级标准和三级标准两种评判标准。
在描述和评定管道腐蚀程度的过程中，应当结合各个管道的实际情况，进行严格的设计。
结合均匀腐蚀深度尺寸和表面形状，可以将缺陷深度假定为柱状、将缺陷表面假定为椭圆，再对其几何形态进行处理。
2.局部腐蚀局部腐蚀指的是在管道金属表面一定区域内的集中腐蚀情况，其它的区域则没有受到腐蚀或只受到了轻度腐蚀。
在管道腐蚀失效当中，局部腐蚀使最为重要的原因。
局部腐蚀的管道由于容易发生腐蚀穿孔，导致石油的泄漏，因而往往都会比均匀腐蚀更早失效。
根据相关的研究发现，在局部腐蚀的石油集输管道当中，在缺陷深度剖面上，呈现出一深一浅排列的深度尺寸，也就是说，在缺陷剖面的深度上，其规律使中间深、两端浅。
同时，缺陷过渡通常较为平滑，并不存在十分明显的突变情况。
油气集输管道腐蚀检测技术及应用
油气集输管道腐蚀检测技术及应用随着全球经济不断发展，油气工业也越来越重要，而管道输送是油气工业的核心。
然而，油气集输管道的腐蚀问题一直是该领域面临的重要挑战之一。
腐蚀破坏不仅会影响油气流动，还会造成严重的安全和环境问题。
因此，有效的腐蚀检测技术非常关键。
一、油气集输管道腐蚀的类型和形成原因油气集输管道腐蚀的类型包括：普通腐蚀、局部腐蚀、微生物腐蚀、应力腐蚀、点蚀腐蚀等。
这些腐蚀形式的共同点是它们都会削弱管道墙壁的厚度，并且可能在管道中形成孔洞，从而导致泄漏和其他安全问题。
导致油气集输管道腐蚀的主要原因包括：介质的化学性质、温度和压力的变化、大气环境和水分的刺激、金属中的杂质和缺陷、电化学作用等。
为了及时发现和处理油气集输管道的腐蚀问题，需要使用一些有效的检测技术。
以下是常见的技术：1.金属探伤法金属探伤法是在管道表面涂上磁性材料，然后通过磁场产生涡流检测管道材料内部是否有缺陷。
当涡流碰到管道的缺陷时，该缺陷就会产生反应。
该技术适用于大多数金属材料，比如钢、铸铁和铜等，但对于非金属材料则不能使用。
2.超声波检测法超声波检测法使用超声波检测管道的厚度和检测管道中是否存在裂缝、孔洞等缺陷。
该技术适用于多种材料，包括金属和非金属。
3.腐蚀传感器技术腐蚀传感器技术是一种新型的腐蚀检测技术，可以实时、远程监测管道内部的腐蚀状况。
该技术通过在管道表面安装电化学传感器来测量管道内部的电化学反应，从而识别腐蚀情况。
该技术具有高精度，可以提供实时反馈，并且可以在管道运行的整个寿命期内监测腐蚀的产生和演化。
4.数字射线检测技术数字射线检测技术是使用数字射线机器将射线投射到管道上，然后测量管道中的厚度、缺陷和裂纹等信息。
该技术具有高灵敏度和高精度，可以在不接触管道的情况下对管道进行检测。
油气集输管道腐蚀检测技术在油气工业中的应用非常广泛。
以下是一些典型的例子：1.石油管线腐蚀检测石油管线是油气工业中最常用的管道，其管道长度往往达到几千公里。
不开挖检测技术在输气管线中的应用
不开挖检测技术在输气管线中的应用摘要：管道运行一段时间后，外防腐层可能发生老化现象，并且管道外防腐层破损点处管体可能发生腐蚀，同时管道内腐蚀现象可能存在。
为此，为保证管道平稳安全运行，有必要对管道进行全面有效的腐蚀检测评价，从而保证管道介质输送安全。
不开挖管道检测技术能在管线不开挖的条件下准确检测管线的腐蚀安全状况。
不开挖检测技术主要包括RD-PCM+管道外防腐层防护状态检测与评价技术、TEM管体剩余壁厚检测技术以及金属磁应力检测技术等。
该项技术在中原油田分公司天然气产销厂文柳Φ630管线得到很好的应用。
关键词：不开挖；外防腐层检测；剩余壁厚检测；磁应力1 技术原理1.1 RD-PCM+管道外防腐层防护状态检测与评价技术PCM通过管中电流法和地面电场法实现管道外防腐层的检测和评价。
PCM 发送机给管道施加近似直流定位电流，接受机在地面管道上方跟踪、采集该信号，便能测绘出管道上各处的电流强度。
由于管道防腐层存在弱而稳定的导电性，在管道外防腐层完好时，随着检测距离的增加电流强度呈指数衰减规律。
在管径、管材、土壤环境不变的情况下，管道的防腐层的绝缘性越好，施加在管道上的电流损失越少，衰减越慢；如果管道防腐层损坏，绝缘性变差，管道上电流损失就越严重，衰减就越快。
见图1图1 交变电流梯度法检测工作原理1.2 管道剩余壁厚检测（TEM）技术管道壁厚TEM检测方法是基于瞬变电磁（TEM）原理，用不接地回线向金属管道发送一次脉冲磁场，用接收回线测量二次涡流磁场，根据不同规格、材质的管道在瞬变衰减特征上的区别来评估管体金属损失的一种检测手段。
在稳定激励电流小回线周围建立起一次磁场，瞬间断开激励电流便形成了一次磁场“关断”脉冲。
这一随时间陡变的磁场在管体中激励起随时间变化的“衰变涡流”，从而在周围空间产生与一次场方向相同的二次“衰变磁场”，二次磁场穿过接收回线中的磁通量随时间变化，在回线中激励起感生电动势，最终观测到用激励电流归一化的二次磁场衰变曲线——瞬变响应。
油气集输管道腐蚀检测技术及应用
油气集输管道腐蚀检测技术及应用
油气集输管道是将油气从生产地输送到加工厂或销售地的管道，其重要性不言而喻。
由于长期运输和使用的原因，管道容易出现腐蚀问题，导致安全隐患和经济损失。
对油气
集输管道进行定期的腐蚀检测是必不可少的。
腐蚀检测技术是一种非破坏性测试方法，通过对管道表面和内部的检测，来评估管道
的腐蚀情况。
以下是常用的腐蚀检测技术及其应用：
1. 超声波检测
超声波检测是通过超声波的传播速度和幅度的变化来判断管道壁厚度和腐蚀情况的技术。
它适用于对管道壁厚度进行定量分析和评估，并可以检测到管道的内部腐蚀情况。
2. 磁粉探伤
磁粉探伤是通过施加磁场和喷洒磁性粉末，来检测管道表面和内部的腐蚀缺陷。
它适
用于对管道表面的腐蚀进行定性和定位分析，并可以检测到管道内部的腐蚀情况。
1. 管道维护和管理
腐蚀检测可以帮助运营单位及时了解管道的腐蚀情况，及时采取保护措施，延长管道
的使用寿命，减少运维成本。
2. 安全监控
腐蚀检测可以帮助运营单位及时发现管道的腐蚀缺陷，及时采取修复措施，防止发生
管道泄漏和爆炸等事故，保障人员和设备的安全。
3. 环境保护
腐蚀检测可以帮助运营单位及时发现管道泄漏和污染，并采取相应的措施，保护环境，减少对土壤和水体的污染。
油气集输管道腐蚀检测技术在油气行业中起着至关重要的作用。
通过定期的腐蚀检测，可以及时了解管道的腐蚀情况，并采取措施进行维护和修复，确保管道的安全运行和延长
寿命。
油气集输管道腐蚀检测技术及应用
油气集输管道腐蚀检测技术及应用油气集输管道是能源工业中重要的输送通道，起着油气运输的关键作用。
由于长期使用和外界环境的影响，管道很容易发生腐蚀现象。
腐蚀不仅会造成管道的破损和泄漏，还会带来巨大的安全隐患。
油气集输管道的腐蚀检测技术及应用是非常重要的。
油气集输管道腐蚀检测的目的是及早发现并评估管道腐蚀的程度，以便采取相应的修复措施。
目前，主要的腐蚀检测方法主要有以下几种：1. 表面检测：表面检测是最常见也是最简单的一种方法，通过人工或机械手段检查管道表面的腐蚀情况。
这种方法可以较快地检测到明显的腐蚀，但对于隐蔽的腐蚀难以检测到。
2. 超声波检测：超声波检测是利用超声波在不同介质中传播速度的差异来检测管道内部的缺陷和腐蚀。
该方法对于管道内部的腐蚀具有较高的灵敏度和准确性，并且可以在不拆除管道的情况下进行检测。
3. 磁粉检测：磁粉检测是利用磁性颗粒在磁场作用下吸附于管道表面的方法。
当管道表面存在腐蚀时，磁粉会在腐蚀处形成集中的颗粒，从而可以通过对颗粒进行观察来判断腐蚀情况。
4. 电化学检测：电化学检测是利用电化学方法来检测管道腐蚀情况的方法。
该方法通过外加电流或电压的作用，测量管道表面的电位和电流来评估腐蚀情况。
除了以上几种主要的腐蚀检测方法外，还有一些其他的方法如渗透检测、X射线检测等。
这些方法的选择主要取决于管道的具体情况和需求。
油气集输管道腐蚀检测技术的应用非常广泛。
它可以帮助能源公司及早发现管道的腐蚀问题，以便及时采取相应的修复措施，防止事故的发生。
它可以用来评估管道的剩余寿命，为管道的维护和管理提供依据。
油气集输管道腐蚀检测的技术也可以应用于新建管道的验收和监测，以确保管道的质量和安全性。
随着科技的不断进步，油气集输管道腐蚀检测技术也在不断发展。
新的检测方法和设备不断涌现，并且融入了无人机、人工智能等新技术。
这些创新的技术将进一步提高腐蚀检测的准确性和效率，为油气工业的发展提供更好的保障。
管道壁厚TEM检测技术在大庆油田管道完整性评价中的应用
率高 、 费用低 廉等特 点 ， 用于管 道 内检 测和其 它无 适
损探伤 手段腐蚀检 测和完 整性评 价工作 。
ｌ 管道 壁 厚 Ｔ Ｍ 检 测 方 法简 介 Ｅ
管 道 壁 厚 Ｔ Ｍ 检 测 方 法 是 基 于 瞬 变 电 磁 Ｅ （Ｅ 原理， Ｔ Ｍ） 用不 接 地 回线 向金 属 管道 发送 一 次脉
Ｌｉ ａ ｓ ｎ ｎ ｈ ｎ ｎ Ｘｉ ｏ ｏ ｇ ａ ｄ Ｓ ａ ｇ Ｂｉ ｇ
（ ａ ｄｎ ｈＣ ｅ ｇ ｉｎ Ｓ ｉ ｃ Ｂ ｏ ｉ Ｃ ｉ ｈ ｎ Ｑ ａ ［ ｃｅ ｅ＆ Ｔ ｃ ｎ ｌ ｙ Ｃ ，Ｌｄ ０ １ ５ ） ｇ ｉ ｎ ｅ ｈ ｏｏ ｏ ｇ ｔ ７ ０ １
冲磁场 ， 用接 收 回线测量 二次 涡流磁场 ， 根据不 同规 格 、 质 的管道在 瞬 变 衰减 特 征上 的区别 来 查 找管 材
壁厚度 减 薄部位 、 价 管体 腐 蚀程 度 的一 种 间接 检 评
油气管道壁厚检测管理规定
沙漠运输分公司 D SYS/QHSE-ZD-YJ-049 油气管道壁厚检测管理规定第一章总则第一条为加强公司管道管理，确保油田公司管道依法合规安全运行，根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》《中华人民共和国特种设备安全法》《特种设备使用管理规则》等国家相关法律法规、标准规范；《股份公司油气田管道和站场完整性管理规定》等股份公司相关规章制度，特制定本规定。
第二条本管理规定对油气管道定点测厚的布点原则、测厚点设置、测厚仪器、测厚周期、测厚方法及数据记录等内容进行了规范。
本管理规定适用于钢制油气管道冲刷或腐蚀减薄。
第二章管理职责第三条油田技术管理科为公司油气管道壁厚检测管理的归口管理部门，对管理规定的执行提供咨询、培训、监督、支持和审核。
第三章一般性规定第四条新建或新投运的管道，在投运前应确定定点测厚的位置，并取得原始壁厚数据。
第五条使用超声波测厚仪应根据实际工况选择专用耦合剂。
第四章测厚点布点原则第六条定点测厚布点应遵循以下布点原则：—1 —a) 冲刷严重及高湍流区域：弯头、变径、三通、阀门、调节阀、孔板流量计附近等；b) 流速较小且有沉积物易发生垢下腐蚀的部位；c) 温度较高区域；d) 盲端及死角部位，如：排污管线、取样管线、调节阀旁通、开停工平衡管线等；e) 气、液相界面处；f) 介质为酸气、酸水的部位，如酸气空冷器进出口管线等；g) 其他认为易发生腐蚀的部位。
第七条对弯头、变径、三通、阀门或孔板、汇管等管道常见结构的布点位置参见附录A。
第八条壁厚检测部位数据记录表参见附录B。
第五章测厚点设置要求第九条测厚点应有明显的标示和编号，具体做法如下：a) 在裸管上的测厚点，应用红漆涂一个内径为30mm的标示圈并标上编号；b) 存在保温层的管道上的测厚点，应安装可拆卸式保温罩并标上编号，并在管体上做标示；c) 测厚点标示和编号以清晰可见易于管理为原则，参见附录C。
第十条标示圈内管体应清除飞溅、锈蚀、油污及其他外部杂质，表面应修磨平整光滑，其表面粗糙度不应超过6.3μm。
浅议油气集输管道检测技术与保护管理
浅议油气集输管道检测技术与保护管理油气集输管道是连接油气生产地和用户的重要通道，它承担着将产出的油气从采油井和气田输送到储油罐和用户终端的任务。
管道的长期运行和环境因素的影响，使得油气集输管道存在着失效和泄漏的风险，这对环境和人员安全都会造成严重影响。
油气集输管道的检测技术和保护管理非常重要。
油气集输管道的检测技术对于发现管道的潜在问题至关重要。
常见的检测技术包括超声波检测、磁粉检测、涡流检测等。
超声波检测通过声波的传播来检测管道壁的厚度、管道内部的裂缝和缺陷等问题，可以帮助发现及时处理管道的潜在故障。
磁粉检测则是利用铁磁性材料的磁性特性，通过在管道表面覆盖磁粉来检测管道壁上的缺陷。
涡流检测则是通过将电磁感应线圈放在管道表面，通过测量感应电流的变化来检测管道壁的裂纹等问题。
这些检测技术的应用可以帮助发现潜在的管道问题，及时进行维修和处理，确保管道的运行安全。
油气集输管道的保护管理也是非常重要的。
保护管理包括防腐保温、防腐涂层、防冻保护等措施。
防腐保温是为了防止管道在运行过程中被腐蚀和损坏，可以采用聚氨酯、聚氨酯保温管道等材料进行包覆。
防腐涂层则是在管道表面涂覆防腐蚀材料，形成一层保护层，防止管道被环境中的氧气、水分等物质侵蚀。
防冻保护是为了防止管道在低温环境下冻结和破裂，可以通过加热器等设备来对管道进行加热，保持管道的温度。
油气集输管道的监测系统也是保护管理的重要组成部分。
监测系统包括泄漏探测、远程监控等功能，可以实时监测管道的运行状况，及时发现异常情况，并进行预警和处理。
泄漏探测系统可以通过安装传感器等设备，检测管道发生泄漏的情况，并及时报警，以防止泄漏事故发生。
远程监控系统则可以通过网络等通信方式，将管道的运行数据传输到监测中心，实现对管道的远程监控和管理。
油气集输管道的检测技术和保护管理对于保障管道的安全运行非常重要。
通过应用先进的检测技术，可以及时发现管道的潜在问题，及时进行维修和处理；而保护管理则可以从根本上预防管道的故障和泄漏，确保管道的安全运行。
油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管壁厚选用规定
油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管壁厚选用规定管理标准1.背景与目的为了确保油田油气集输、注水、水处理和消防专业中使用的管道具备充分的强度和耐久性，有效地防止安全事故的发生，维护生产秩序和环保要求，特订立此规定。
2.管道选用原则2.1 管道壁厚应依据设计条件、介质特性和使用环境等因素综合考虑确定。
2.2 管道壁厚选用应符合国家和行业相关标准要求，确保管道系统的安全可靠运行。
2.3 使用不同材质的管道应依据其特性，结合作业环境、操作条件等，选用合理的壁厚。
3.壁厚选用规范3.1 油气集输管道壁厚选用规定 3.1.1 油气集输管道应依据输送介质的特点和工作压力等级选用合适的壁厚。
3.1.2 常用管道材质和壁厚对应关系如下：管道材质壁厚范围（mm）镀锌管 1.5 — 4.0碳素钢管 3.0 — 6.0不锈钢管 1.0 — 3.0高强度合金钢 3.0 — 8.03.1.3 管道壁厚的选用应结合现场实际情况进行评估，确保满足系统的强度和耐久性要求。
3.2 注水管道壁厚选用规定 3.2.1 注水管道壁厚选用应综合考虑管道材质、运行压力、介质腐蚀性、温度等因素进行选取。
3.2.2 注水管道常用材质和壁厚对应关系如下：管道材质壁厚范围（mm）镀锌管 1.2 — 2.5碳素钢管 2.0 — 4.0不锈钢管0.8 — 2.0高强度合金钢 2.5 — 6.03.2.3 注水管道壁厚选取应遵从安全可靠、经济合理的原则。
3.3 水处理管道壁厚选用规定 3.3.1 水处理管道壁厚选取应考虑介质特性、管道材质、操作温度和压力等因素。
3.3.2 水处理管道常用材质和壁厚对应关系如下：管道材质壁厚范围（mm）PVC管 1.0 — 8.0碳素钢管 2.0 — 6.0不锈钢管 1.5 — 3.5高强度合金钢 3.0 — 8.03.3.3 水处理管道壁厚选取应具备耐腐蚀、耐高温、耐高压等特性。
3.4 消防管道壁厚选用规定 3.4.1 消防管道壁厚选取应依据消防设计要求、运行压力、介质特性等因素进行综合评估。
油气集输管道腐蚀检测技术及应用
油气集输管道腐蚀检测技术及应用油气集输管道作为能源领域的重要设施，起着承载能源资源、输送能源产品的重要作用。
长期使用和恶劣环境的影响容易导致管道腐蚀，进而引发安全事故。
油气集输管道腐蚀检测技术的研究和应用显得尤为重要。
一、油气集输管道腐蚀的危害油气集输管道腐蚀是指管道壁面因受到所在环境介质的侵蚀，从而使得管道壁材料的性能受到破坏，最终导致管道的破裂和泄漏。
管道腐蚀会对管道的使用安全性造成威胁，一旦出现漏油和泄气，将会造成环境污染和人员伤亡，同时对经济造成巨大损失。
对油气集输管道的腐蚀进行及时、有效的检测显得至关重要。
二、油气集输管道腐蚀检测技术1. 金属探头检测技术金属探头检测技术是通过在管道表面滑动超声波探头或电磁感应探头，利用超声波或电磁感应来探测管道内外壁的腐蚀情况。
该技术可以直接测量管道的厚度和腐蚀程度，可以在不损伤管道的情况下进行检测，全面了解管道的腐蚀情况。
2. 磁粉探伤检测技术磁粉探伤检测技术是通过在管道表面喷洒磁粉液，再施加磁力场，通过审查缺陷处磁粉的沉积情况来发现管道的裂纹和腐蚀等缺陷。
该技术能够对管道进行全面、快速的检测，对于金属材料管道的腐蚀和裂纹检测效果显著。
3. 超声波检测技术超声波检测技术是通过向管道内发送一定频率和振幅的超声波，通过管道内壁的反射信号来检测管道的腐蚀和裂纹情况。
该技术具有检测速度快、效果好、操作简单等特点，适用于各种管道材料的腐蚀检测。
4. 光纤传感器检测技术光纤传感器检测技术是通过将光纤传感器固定在管道表面，检测光纤传感器接收到的光信号变化来判断管道的腐蚀情况。
该技术具有高灵敏度、免维护、实时监测等优点，适用于长输管道和难以接近的地段的腐蚀检测。
三、油气集输管道腐蚀检测技术的应用1. 实时监测油气集输管道腐蚀检测技术可以对管道的腐蚀情况进行实时监测，及时发现管道的腐蚀和裂纹等缺陷，有助于实施预防性的维护和修复，提高管道的安全性和可靠性。
2. 数据分析腐蚀检测技术可以获取大量的管道腐蚀数据，通过对这些数据的分析和比对，可以及时掌握管道的腐蚀趋势和变化规律，为管道的维护和管理提供科学依据。
油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管壁厚选用规定
油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管壁厚选用规定引言油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管道在油气工程中扮演着重要的角色。
为了保证管线的安全可靠运行，必须合理选择管壁厚度。
本文将详细介绍油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管道的管壁厚度选用规定。
管道介绍1.油田油气集输管道：主要用于将采出的油气从油井输送到生产装置或加工厂。
2.油田注水管道：用于将注水剂输送到油井进行注水增压。
3.水处理管道：用于将处理后的水供应给生产设备或消防设施。
4.消防管道：用于供应水源，以保障火灾事故的扑灭和紧急灭火。
管壁厚度选用规定在选用油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管道的管壁厚度时，需要考虑以下几个因素：1. 工作压力根据油气输送或注水的工作压力，确定工作压力下的安全壁厚。
一般来说，工作压力越大，所需的安全壁厚度也越大。
2. 外部负荷管道可能受到外部负荷的作用，如地震、风力等。
根据设计条件和现场环境，考虑外部负荷对管道的影响，确定承载能力和所需的管壁厚度。
3. 材料强度根据所选用的材料的强度参数（如屈服强度、抗拉强度等），结合工作条件和安全系数，计算出所需的最小壁厚。
4. 耐腐蚀性能考虑介质的腐蚀性和工作环境对管道的腐蚀影响，选用具有良好耐腐蚀性能的材料或对内壁进行涂层处理以增强耐腐蚀性。
5. 温度影响考虑输送介质的温度，以及温度变化对管道的影响。
温度变化会引起管道的膨胀和收缩，需要合理选择管道材料和壁厚以满足温度变化对管道的要求。
6. 现场环境条件根据实际现场环境条件，如温度、湿度、风力、地质情况等，对管道进行全面考虑，确定合适的管壁厚度，以确保管道在各种环境条件下的安全可靠运行。
结论油田油气集输、注水、水处理和消防专业用管道的管壁厚度选用规定涉及多个因素，包括工作压力、外部负荷、材料强度、耐腐蚀性能、温度影响和现场环境条件等。
在设计和选用管道时，需要综合考虑这些因素，并采用合适的安全壁厚，以保障管道的安全运行。
利用PNN测井技术进行剩余油监测及应用
是该技术受地层孔 隙度 和地层本底伽马的影响较 免 由 自然伽马与延迟伽马所带来的测量误差 ，同时
大 ；ＰＮＣ测井技术在含气井 中能很好的分辨气层 ，但 在低矿化度与低孔隙度地层保持了相对较高的计数
是 该测 井 方 法受 地层 水 矿化 度 影 响较 大 ，在低 地层
水 矿 化 度 条 件 下 很 难 区 分 油 水层 。ＰＮＮ测井 技 术
（ＰＮＣ）。这两种测井方法都能有效地评 价储层剩余 子寿命测井仪 ，传统 的中子寿命仪记录的是热 中子
油饱和度 ，但是在应用过程 中它们都有一定 的局限 被地层俘获而放射 出俘获伽马射线 的计数率 。而
性 。Ｃ／Ｏ测 井 的优 点 是不 受 地 层 水 矿 化度 影 响 ，但 ＰＮＮ采用 这种 直 接探 测 热 中子 衰减 的方法 ，可 以避
ＰＮＮ 测 井 ． 中 子 寿 命 测 井 理 论测 试 ，
地 层 饱 和 状 态 ．
度 点按 时 间序列 采样 ６０次 ，保 证 了地 层俘 获 截面 数 据的准确性 ，精度可以达到 ±０．１俘获截面单位。这 些采集方式使得 ＰＮＮ在低孔 隙度 、低 矿化度地层 （目前大多数油 田生产的难点）相对其他测井方式具
２０１２年第 １期 ５６ 总第 １８７期
· 开发应 用 ·
国 外 测 井 技 术
Ｗ ＯＲＬＤ Ｗ ＥＬＬ ＬＯＧＧＩＮＧ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
Ｆｅｂ．２０１２ Ｔ０ｔａｌ １８７
利用 ＰＮＮ测井技术进行剩余 油监测及应 用
蒋建 立 赵 克成 杨兆 臣。 陈学杰
１新 疆 准 东石 油技 术股份 有 限公 司 ２．３．４．新 疆 油田分公 司陆梁油 田作业 区
图 ｌ ＰＮＮ衰减与 中子伽马寿命衰减对比 曲线
油气管道腐蚀缺陷剩余强度评估的研究
油气管道腐蚀缺陷剩余强度评估的研究1 引言由于管道的经济、稳定以及便捷性，已成为最常用的油气输送方式。
管道在运行期间，由腐蚀、机械损伤等原因会导致管道壁厚减薄，因此，评价含腐蚀缺陷管道的剩余强度对管道的安全运行以及维修维护有着重要的作用。
关于管道剩余强度评价方面的研究，目前已经有几套成熟完整的评价方法被广泛认可，包括ASME B31G，美国Battelle实验室提出的NG-18，D.R.Stephens和Leisbn提出的PCORRC法，挪威船级社提出的DNV RP F101，英国标准协会提出的BS7910，D. Ritchied和S. Last提出Shell 92法、API RP 579等，这些方法大都基于弹塑性断裂力学提出。
2 常用的剩余强度评价准则2.1 NG-18剩余强度评价准则20世纪70年代初，美国Battelle实验室根据承受内压的圆筒轴向裂纹分析结果、半经验断裂力学关系式以及全尺寸爆炸实验数据综合得出了NG-18评价公式，该公式是多种评价标准和方法的基础[1]。
表达式如式（1）、式（2）。
（1）（2）其中，为通过管壁厚的纵向平面缺陷的面积，mm2；M为Folias膨胀系数；P为失效压力，MPa；为流变应力，MPa；D为管道公称直径，mm；A为缺陷区域金属损失面积，mm2；t为管道公称厚度，mm；d为最大腐蚀深度，mm；L为腐蚀长度，mm。
2.2 ASME B31G剩余强度评价准则20世纪80年代初，美国机械工程师协会颁布了腐蚀管道剩余强度测定手册ASME B31G，该测定方法是由半经验公式NG-18演变而成，模型对流变应力、Folias因子以及腐蚀缺陷参数进行了多次修正，对腐蚀缺陷进行分级评价，降低了模型评价的保守性。
该模型适用于评估带有轴向缺陷的中低强度钢腐蚀管道，模型假设只存在内压载荷，不考虑缺陷的轴向轮廓、形状及缺陷间的相互作用[2]。
ASME B31G-1984是该准则最早的版本，该版本认为材料最小屈服强度的1.1倍为材料的流变应力，管道腐蚀缺陷区域的金属损失通过投影面积来表示，当腐蚀缺陷为长缺陷时，投影面积近似描述为矩形面积，当腐蚀缺陷为短缺陷时，投影面积近似描述为抛物线围成的面积，表达式如下：当时，（3）当时，（4）在应用过程中，ASME B31G-1984较为保守，P.H. Vieth和J.F. Kiefner在对不同形状缺陷的管道失效压力分析的基础上，对1984版进行了改进，提出了ASME B31G-1991评价准则，该准则认为材料的流变应力应为屈服强度加69MPa]，失效压力表达式如下：（5）当时，（6）当时，（7）ASME B31G-2009版和ASME B31G-2012版将剩余强度评价级别分为四个等级：零级评价、一级评价、二级评价以及三级评价。
浅议油气集输管道检测技术与保护管理
浅议油气集输管道检测技术与保护管理油气集输管道是贯穿能源生产与利用领域的重要设施，其负责输送油气资源，燃料和其他液体物质。
由于其功能的重要性，保护和管理其完整性至关重要。
随着管道的使用年限增长和现代化技术的引入，油气集输管道的安全和保护管理变得更加复杂和关键。
旨在保证管道完整性和长期使用的最佳管理方法之一是采用先进的管道检测技术，这种技术可以检测管道中的缺陷或其他问题，以便及时修复并避免潜在的危险。
油气集输管道的检测技术常常包括非破坏性检测以及破坏性检测两种。
其中非破坏性检测技术是最为流行的一种方法。
其包括利用电磁、超声、射线和磁流等技术对管道进行检测，检测结果可以对管道内部和外部的缺陷情况给予清晰的描述并提供有价值的信息。
其中，电磁检测技术主要是利用感应原理来检测管道金属缺陷和损坏，它是一种速度快、非破坏性的检测方法，适用于检测管道内部异物、腐蚀、裂纹等问题的检测。
超声检测技术是一种非常常见的管道检测技术，可用于检测管道内部的任何类型缺陷，通常适用于壁厚大于3毫米的管道。
射线检测技术则适用于检测管道的管壁厚度和精确位置等问题，同时还可以检测管道中的任何类型缺陷。
磁流检测技术则通过检测管道内部的电流和磁场等参数来识别管道内部的问题，比如管道中金属的厚度和腐蚀状况等信息。
另一方面，破坏性检测技术在一些极端的情况下也被采用。
例如，当其他非破坏性检测技术无法有效检测到管道问题时，采用破坏性检测技术方法可以探测管道内部的不良情况。
但是应该指出的是，破坏性的检测方法，增加了管道维修的成本，并且管道需要关闭，对工作进度造成了不利影响。
对于油气集输管道的保护管理需要采取多种措施，其中包括管道包裹、维修和改造等措施。
管道保护和管理是一个较为复杂的过程，需要了解传输管道内部的工作原理以及材料病变的缘由。
同时，定期检测工作应该得到重视，以帮助及时发现管道内的异物、腐蚀和裂纹等问题。
多种管道维修方法如电弧焊、气体护焊、超声焊、气体喷涂等技术也应该得到重视，有效的维修措施可提高管道的安全性和使用寿命。
不拆保冷层的LNG管道最小剩余壁厚预测
不拆保冷层的LNG管道最小剩余壁厚预测
孙玉江;刘海超;孟强;苑世宁
【期刊名称】《无损检测》
【年(卷),期】2022(44)2
【摘要】为了保证生产和生活的需要,需要在不拆保冷层的条件下对LNG(液化天然气)管道剩余壁厚进行在役检测。
以LNG保冷管道为例,分析了切向射线检测技术的基本原理,并用所开发的切向射线检测试验装置对一段LNG管道进行了检测试验,然后对其检测精度与千分尺测量结果进行了对比分析,最后对某条在役LNG管道进行了剩余壁厚检测,并结合Gumbel极值分布方法预测了整条LNG管道的最小剩余壁厚。
试验结果表明,切向射线检测方法可以有效地对带保冷层LNG管道壁厚进行检测,可以预测整条LNG管道的最小剩余壁厚,且LNG管道的最小剩余壁厚符合Gumbel极值分布。
【总页数】5页(P22-26)
【作者】孙玉江;刘海超;孟强;苑世宁
【作者单位】中海油(天津)管道工程技术有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TG115.28
【相关文献】
1.内腐蚀管道最小剩余壁厚有限元分析
2.在役管道最小允许剩余壁厚的非线性有限元分析
3.瞬变电磁法在隔保冷层压力管道壁厚检测中的应用
4.大型LNG储罐罐壁
漏热与保冷层的优化研究5.基于极值分布模型的管道剩余壁厚特征参量预测方法研究
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论对比图。其中横坐标为延时的自然对数，单位为毫秒；纵坐 标为响应幅值的自然对数，单位为微伏 / 安培。图中实线为壁 厚 8mm 的响应曲线，虚线为壁厚 7.44mm 的响应曲线。从中可 以看出，延时晚期两条曲线明显分离，即管径相同，壁厚不同 的脉冲瞬变响应曲线在理论上是可分的。
图 4 中横坐标为延时，纵坐标为响应幅值的自然对数。实
部位，经过与已知的（已发生腐蚀的和未发生腐蚀）情况进 线为某段管线(管径为 219mm，壁厚为 5mm)一个测点上实测
行对比，就可以检测出腐蚀地段并对腐蚀导致的减薄程度做 的响应曲线；短虚线为相应参数的理论计算值；长虚线为实测
出评价。
大地的响应曲线。由图中可以看出，管线上的响应早期为大
在稳定激励电流小回线周围建立起一次磁场，瞬间断开 地、装置、管道的综合响应，响应晚期是与被测管道直接相关
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提取与被测管道直接相关的时变信息，采用专用软件计算检 测点处埋设管体的金属蚀失量和平均剩余管壁厚度。
图 5 为有蚀失量与无蚀失量响应曲线的对比图，图中实 线为标准管段的响应曲线（无金属蚀失）；短虚线与长虚线都 是腐蚀管段的响应曲线（有金属蚀失），发射线框距管体中心 轴线分别为 1m 和 2m。图 5 说明：有无金属蚀失在实际上也 是可分辨的。
图 5 桩 226-292 段检测结果 （3）检测结果验证 采用管体腐蚀检测系统对管体进行腐蚀检测完成后，对
数据处理中管壁厚度最小值测点以及壁厚值相对较低测点， 使用高精度(0.01mm)超声波测厚仪进行了选点实际测量。结 果表明：采用多次叠加手段提高了信噪比，干扰较小，用超声 波测厚的平均管壁厚度与检测检验所得的平均管壁厚度之 间的均方误差作为衡量检测工作质量的指标，计算出统计均 方差为 0.201mm，相对管壁真实厚度误差为 2.876%。检测出 报的剩余管壁平均厚度与管壁实际平均厚度之间的符合率 为 83.3%。
空间产生与一次场方向相同的二次“衰变磁场”，二次磁场穿 过接收回线中的磁通量随时间变化，在回线中激励起感生电 动势，最终观测到用激励电流归一化的二次磁场衰变曲线 - 瞬变响应。
图 壁厚脉冲瞬变响
应幅值的理论对比
图 4 实测的 响应曲线
2．检测管段二的基本情况 罗东站至陈庄站原油管线为河口采油厂原油外输管道， 该管线于 2002 年 1 月建成投产，采用规格为 159×6 的 20# 钢管，为泡沫黄夹克防腐。 （1）布点位置 基本检测点距为 25m，使用管线探测仪定点，采用手持式 GPS 定位测点坐标。对外防腐层破损点和检测出的异常管段 加密观测。由于罗东站～陈庄站输油管道部分地段通过性差， 以罗东站为 0 号点，按序号编号增加（1、2、3 ……）至 191；以 陈庄站前的拐点为 583 号点，按序号编号减小（582、581、580 ……）至 376；两测点间的加密点以一位小数表示，如 1、2 测 点之间的加密测点以 1.1、1.2 …… 1.9 编号。 （2）检测结果 罗东站～陈庄站输油管道检测段管壁厚度 TEM 检测均 值 为 6.40mm， 最 小 值 5.40mm， 最 大 值 7.35mm， 标 准 差 0.32mm；管壁厚度在 5.76mm～6.08mm 范围内的测点有 62 个，占此段测点的 14.98%，管壁厚度小于 5.76mm 的测点有 14 个，占测点总数的 3.38%。
剩Á余壁厚在油气集输管Á道检测Á中的应用Á 第23卷 第4期 2009 年 8 月
胜利油田职工大学学报 JOURNAL OF SHENGLI OIL FIELD STAFF UNIVERSITY
Vol . 23 No . 4 Aug . 2009
张亚男
（胜利石油管理局安全环保处 ，山东 东营 257000）
摘 要： 油气集输管道作为油田油气集输系统的主要设施，随着油气管道服役时间的增长,许多管道在设
计、制造、安装及运行管理中的问题逐渐暴露出来,致使油气集输管道事故时有发生,造成了资源的巨大浪费和
环境污染。
关键词： 油气集输；剩余壁厚；检测技术
中 图 分 类 号 ：TE832
文献标识码： A
文 章 编 号 ：1008-8083（2009）04-0050-03
图 6 管壁厚度 TEM 检测结果图 （3）检测结果验证 采用管体腐蚀检测系统对管体进行腐蚀检测完成后，对 数据处理中管壁厚度最小值测点以及壁厚值相对较低测点， 使用高精度(0.01mm)超声波测厚仪进行了选点实际测量。结 果表明：采用多次叠加手段提高了信噪比，干扰较小，用超声 波测厚的平均管壁厚度与检测检验所得的平均管壁厚度之 间的均方误差作为衡量检测工作质量的指标，计算出统计均 方差为 0.213mm，相对管壁真实厚度误差为 2.923%。检测出 报的剩余管壁平均厚度与管壁实际平均厚度之间的符合率 为 82.7%。 五、结 论 管体腐蚀检测系统在油田油气集输管道中的现场检验表 明：在管道不开挖情况下，管体腐蚀检测系统可以对油田油气 集输管道的平均管壁厚度进行检测，并具有较高的灵敏度，通 过实验对比不难看出以下规律： 1.壁厚相同、材质相同的管道，等效电导率、等效磁导率、 综合参数随着管径增大而减小，响应极值延时则增大；
六、结束语 多个检测工程的实例表明：用脉冲瞬变法检测油田油气 集输管道的金属蚀失量、继而评价管体腐蚀程度是一个有效 的方法。该项技术可以连续评估（与埋深尺度大小相当的）被 测管段防腐层绝缘电阻和金属蚀失量；定位准确、量化科学， 具有成本低、适用范围广、不影响管线正常运行等特点；既可 用于在线管道的腐蚀调查和定期监测，又可用做管线建设竣 工后的质量验收评价手段。
激励电流便形成了一次磁场“关断”脉冲。这一随时间陡变的 的时变信息，理论模型与实际一致。金属蚀失量检测就是基于
磁场在管体中激励起随时间变化的“衰变涡流”，从而在周围 激励涡流衰变原理，从地面所采集的脉冲瞬变数据体中分离、
收稿日期： 2009-05-21 作者简介： 张亚男（1964-），男，山东单县人，胜利石油管理局安全环保处工程师。
如何确定出可以被（所用仪器）观测出的折算讯号值，它 取决于仪器的灵敏度、干扰噪声大小、装置规模、发－收回线 的磁矩以及围土介质的导电性能。目前，市面上流行的瞬变电 磁仪的标称灵敏度是 1 微伏；一般情况下干扰噪声约几十微 伏，强干扰地区（段）可达数百至上千微伏；装置规模与管道 中心埋深有关，一般应使激发线框的半边长等于管道中心深 度，当然，增大发射磁矩以提高信噪比也能对半边长不足于管 道中心深度的装置予以弥补；发－收线框的磁矩可根据干扰 电平调整，在强干扰条件下工作时，发射磁矩大于接收磁矩较 为有利；围土的电导率尽管远远小于管道的等效电导率，但其 高低却直接影响到管道与围土瞬变电磁响应的时间可分性， 因此，根据实际情况对发射磁矩（增大）、接收磁矩（减小）、 采样时窗（加长）进行调整是必要的。
（责任编辑 周永红）
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2.管径相同、材质相同的管道，壁厚大者其等效电导率、 等效磁导率、响应极值延时大，综合参数小；无论是内腐蚀还 是外腐蚀，只要金属蚀失量相同，瞬变电磁响应特征一致；
3.管径相同、壁厚相同的管道，电导率或磁导率高者其等 效电导率、等效磁导率也高，综合参数小，响应极值延时大；
4.管径、壁厚、材质、输送介质均不相同的管道，其综合参 数和响应极值延时有可能相同，瞬变电磁响应将会一致。
管体腐蚀检测系统是基于激励涡流衰变原理，从所采集 的脉冲瞬变数据体中分离、提取与被测管道直接相关的时变 信息，计算检测点处一段（涡流“烟圈”所夹范围内）埋设管 体的金属蚀失量或剩余管壁平均厚度；根据蚀失量的大小及 其随年度的变化速率评价管体腐蚀程度。
三、管体腐蚀检测系统的组成及特点 1.管体腐蚀检测系统主要由美国产的 GDP32 多功能电法 采集系统及配套的数据处理软件组成。 2.管体腐蚀检测系统能够采用非接触式检测，勿需拆除 保温防腐层。 3.它可以描述管体腐蚀现象的参量丰富，除了基本物理 参量（电导率、磁导率、介电常数）以外，相应参数，诸如阻抗、 振幅谱、相位谱等均可利用； 4.检测信号的调制比较容易，发、收同步也较易实现，信 号加载、收录技术以及抗干扰措施等都比较成熟。 5.该方法最适用的检测对象是单根或者可视为单根的管 道；不适宜用于孔（点）蚀的检测。 四、 管体腐蚀检测系统在油田油气集输管道中 的应用 1．检测管段一的基本情况 海三站至海四联 Φ325 外输管线为海洋采油厂输气管 线，该管线海三站起，到桩西压气站站止，管线地理环境复 杂，沿途多处处于水中，部分管道穿越马路、建筑物等。该管 线全长 17.8km，采用 Ф325×7mm 的螺纹管，材质均 Q235B， 设计压力：3MPa，设计温度：常温，采用黄夹克（硬质聚氨酯 泡沫塑料为保温层，聚乙烯塑料为外防护层）外防腐；该管线 于 1995 年铺设投用，在 2000 年年底停用，2002 年 10 月 - 2003 年 2 月曾输送天然气，2005 年 12 月至今该管线向桩 西供气使用。通过宏观检查，该管线沿途多为沼泽地，并有多 处裸露（如图 6），部分地方黄夹克已经缺失，管体已经发生 严重腐蚀（图 7）。 （1）布点位置 该管道的检测以海三站为起点，沿介质流向，距离采用测 绳直接量测，以 25m 为基本点距，并在管道上方设立标志桩， 检测时使用桩号＋距离的方法布设测点并记录，本次检验共 布设 406 个测点，完成了 17800m 注汽管线的管体腐蚀检测。 （2）检测结果 采集检测数据后，通过配套软件可分析得到测点管道剩 余壁厚，并可以通过图像显示进行对比，见图 6。该管壁厚度 检测平均值为 6.87mm，其中 226、271、273、282、测点管壁厚 度检测值低于 6mm。
参考文献： ［1］ 钱金康，黄胜清.在用工业管道检验及缺陷处理[J].管道技术与
设 备 ,2004(6). ［2 ］ 陈 棋.在用压力管道的全面检验[J].机电技术,2006(3). ［3］ 王 臻 意,李 建.管 道 检 验 应 控 制 的 几 个 环 节[J].企 业 标 准 化,