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摘 要：管道作为当今时代运输油气最经济最安全的运输方式，在石油天然气工业中已被广泛应用。但是随着管道服役时间的增长，管道很容易受到道腐蚀、磨损、三防破坏等一系列因素的影响。对于管道健康状况定期考察，是保障油气安全运输的工作重点。可以通过对管道定期通内检测器，对管道健康状况有准确的把握。本文对内检测技术进行总结，旨在为现场提供内检测技术选择依据。
关键词：安全运输;管道缺陷;内检测技术
中图分类号：TE973.6 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2019）23-0057-05
1 管道内检测现状
管道运输作为一种安全性好，成本低廉的运输方式，已在油气运输工程中广泛应用。管道，将油气田、储油设备、油气处理终端连接成一个有机的整体。但是，在实际运输、操作过程中，由于管道材料质量、施工质量、管道运营过程中的不确定因素等，会导致管道运输油气过程中，管道产生形变、腐蚀、裂纹等一系列缺陷[1]。管道健康状况逐渐恶化，严重威胁油气输送过程的安全生产。
国内油气田提出相应标准，长输管道每3-5年进行一次内检测已成为常规保障油气安全输送的做法[2]。通过内检测器对管道检测，可以确定管道变形、褶皱、裂纹点，对管道整体腐蚀状况、健康状况有整体把握。通过内检测结果，可对管道局部进行更换，避免不必要、无计划、不合理的管道维修和更换，节约经济成本和人工成本，保障管道安全高效运行。海底管道事故对海洋生态环境威胁很大，同时，海洋管道事故处理难度大。海洋管道事故相对于陆地管道，维修成本、经济损失、环境破坏严重。而海底服役管线在运用过程中，不确定因素众多，安全隐患也比陆地管线更多。对海底管道的内检测也是安全生产的重点。
油气管道失效形式众多，可分为时效性风险因素、稳定风险因素、随机风险因素。不同类型因素中包含各种失效形式，如图1所示。大部分管道类失效形式可以通过内检测手段判断定位。设备缺陷或者操作失误导致的管道失效，需要对管道运行过程中的附属设备进行定期检查，对岗位员工定期进行安全教育、考核。管道内检测作为一种可以确定、排除管道多种失效形式的技术，在管道运行检测中，已被广泛应用[3]。
2 内检测技术发展情况
管道内检测技术分为两部分：内检测器定位技术、内检测缺陷技术。通过定位技术确定内检测器运动位置[4-5]。通过内检测器反馈的信号，结合定位技术给出的内检测器位置与时间的关系，确定内检测器不同时间运动到不同位置时管道的健康状况。通过数据分析得到管道存在的缺陷情况，便于管道维修和运营风险控制。
2.1 内检测器跟踪定位技术
2.1.1 里程轮定位技术
里程轮一般位于内检测器末端，是一种在运动过程中计算内检测器运动位置的测量方式，如图2所示。在内检测器运动过程中，里程轮随之转动。通过里程轮转动的总周数，确定内检测器距离投放处的距离。里程轮测量精度受加工精度、管道内壁状况（石蜡、污油等引起打滑）、里程轮表面花纹、运动过程中里程轮的磨损情况、转动的灵活性、检测器的运行速度、输送介质（摩擦与润滑效果）等因素的影响。在定位过程中容易受到管道健康状况影响大。
从定位原理来看，里程轮定位技术建立在累计里程轮转动频率上，在运动过程中，具有误差积累效应。随着内检测器检测管道距离的增加，定位准确度不断降低，最高精度只能达到0.2%。这在长距离管道内检测过程中，难以达到精确定位的要求。
2.1.2 加速度计定位技術
加速度计的基本原理是牛顿运动定律，物体运动距离是加速度的二次积分。在内检测器上固定加速度计[6]，并通过电子设备记录检测过程中检测器在前进方向的加速度。通过在已知检测器初速度（一般为零）条件下，确定任意时刻检测器距离发射点的距离，实现管道定位。由于实际管道敷设过程中，存在倾斜因素，加速度计在管道内运动过程中受重力分量的影响，在计算时需要考虑重力加速分量。如图3所示。
2.1.3 压力波定位技术
此方法通过检测管道两端压力的变化，判断管道检测器的位置[7-8]。检测过程中需要在内检测设备两端安装压力波检测设备。内检测器工作时，管道两端的压力波发生器会产生两个一致的波形，沿管道方向传播。管道起末两端的压力传感器收集压力，计算出内检测器在管道中的位置信息。
实现压力波定位的操作较为简单，但是存在较大误差，无法准确定位。压力波法一般用于粗定或实时跟踪内检测器设备。
2.1.4 电磁波定位技术
为保证在内检测器运动过程中实时监测其位置，电磁波定位法[9]通常利用低频电磁波，可以穿透金属和大地，实时反馈内检测器位置。按照电磁波定位要求，在管道沿线按一定距离依次放置多个磁接收机（或根据实际情况利用同一个接收机在不同位置接收磁信号）。当装载次发射器的内检测器达到接收机的信号接收范围时，接收机通过对此信号进行调理、判别、报警、显示，通知地面工作人员，实时跟踪管道内检测器的运动状态及运行位置。如图4所示。
2.1.5 人工追踪内检测器位置
此方法一般需要搭配其他检测手段，对内检测器运动位置进行监控。此方法准确性相对较高，可以对内检测器实时运动位置、运动状态、卡堵、管道故障点等特征具有较为准确的把握。监控人员通常需要搭配动力配置达到要求的越野汽车及信号接收装置。此过程至少需要两名检测人员。一名人员驾驶，实时跟踪定位内检测器位置，保证其时刻处于可检测范围。另一名人员实时监控内检测器反馈信号，确定内检测器安全运行。此方法检测准确度较高，成本较低，但是对于地形地貌具有较高要求，在行驶困难区域，如河流较多，易塌方山地等，人工追踪检测方法，不再适用。
2.2 管道内检测器探伤技术
2.2.1 几何变形检测技术（GP）
内检测器一般会搭配测径器以便于检测、定位和测量管壁几何形状异常。常用的测径器采用一定排列的机械抓手或者有机械抓手的辐射架。
在内检测器运动过程中，机械抓手压着管道内壁，并会因为横断面出现的变形而产生一定偏移。这些偏移通常是由凹陷、偏圈、褶皱或附着于管道壁面上的碎屑引起的。捕捉到的偏移信号转化为电子信号存储到内检测器运载的存储设备上。内检测结束后，将数据提出，并使用合适的软件加以分析，进而确定异常数据，结合内检测器运动轨迹，确定管道异常点。目前，市场是测径器的测量方位从100～1500mm不等，其灵敏度通常为管段直径的0.2～1.0%，精度大约为0.1%～2.0%。如图5所示。
2.2.2 漏磁检测技术（MFL PIG）
漏磁检测通常[10-12]可以检测出管道内、外腐蚀产生的体积型，对检测环境要求较低，可兼用于输油和输气管道，见解判断管道涂层完整性。使用漏磁技术对管道内部缺陷进行检测时，需要使用永磁体将管道管道饱和磁化，与被检测关闭形成磁回路。当管壁没有缺陷时，磁力线囿于管壁内。当管壁存在缺陷时，磁力线会穿过管壁产生漏磁。
这种检测方式较为敏感，对于管道裂缝、腐蚀、焊缝较为敏感，可以较早地检测到管道的体积性缺失。
如图6中接收信号所示，焊缝处相对于管壁处不平整，漏磁检测器与管壁贴合变差，磁力线从管壁中的通量减少，更多磁力线通过感应线圈，从而导致感应线圈两端电压信号发生畸变。
2.2.3 超声检测技术（UT PIG）
超声检测技术[13-14]类似于传统意义上的超声波检测技术。传感器通过液体耦合与管壁接触，从而测出管道缺陷。超声波检测对裂纹等平稳型缺陷较为敏感，无法检测管道外部腐蚀、外壁面金属缺失，是一种较为精确的检测技术，也是目前发现裂纹最好的检测方法。
但是检测器晶体易碎，传感器远在运行过程中容易损坏。由于在运动过程中传感器晶体要求通过液体与管道连续耦合，因此，对管道清洁情况，管道清洁剂有很高要求。目前此技术仅限于液体输送管道。如图7所示。
2.2.4 涡流检测技术（EC PIG）
涡流检测[15]的特点是，可以检测各种导电材料的缺陷，与测试关闭可以通过直接物理接触或者隔离一定厚度非导电涂层进行检测。但是，涡流检测发射范围较窄，覆盖面积有限，只能检测材料的近表面。而远场涡流检测技术是采用可以穿透管壁的低频涡流。主要缺点是对轴向裂纹敏感性较差，通过引起检测线圈上的电压变化，分析电压波形曲线得到管壁缺陷情况。
涡流检测探头与漏磁检测工具相结合，可区分管道内、外缺陷。涡流检测的另一个作用是识别焊缝。此技术也可作为辅助定位的重要手段。在一些特定精度的凹痕检测中，涡流检测信号也作为补偿信号描述凹痕轮廓，其结果可以进一步分析由于凹陷引起的应力应变。如图8所示。
2.2.5 电磁超声检测技术（EMAT PIG）
超声波能是一种在弹性导电介质中得到激励，在使用此技术过程中不需要传统机械接触或者液体耦合。电磁超声检测技术利用电磁物理学原理[16-17]，以新的传感器代替超声波检测技术中的传统压电传感器。当电磁波传感器载管壁上发出超声波能时，波的传播采取已关闭的内、外表面作为“波导器”的方式进行，当管壁是均匀的，电磁波沿管壁传播只会受到衰减作用。当管壁上有异常点出现时，在异常截面处，超声波发生阻抗的突变导致电磁波发生反射、折射和漫反射，接收到的波形会发生明显改变。
电磁波传到不惜要液体耦合剂来保证其工作性能，该技术提供了输气管道超声波检测的可行性，是替代漏磁检测的有效方法。如图9所示。
3 管道内检测的流程
内检测过程一般分为八个步骤：管线调查，试通球，检测前清洗/验证，管道集合检测，管道漏磁检测，测试数据分析，管道检测报告，管道完整性管理。
3.1 管线调查
管线调查需要参考《管道内检测调查表》，对表中要求参数进行调查完善。然后根据实际情况安装收发球筒以及管道清洗附属设备。安装设备时需要在装置正后方留出3m空间，方便安装或者取出检测设备。通过管线调查，对管道局部弯头进行整改，使之具备2D通球的施工条件。对管道附属设备，如闸阀等进行改造，使之具备通过检测器的能力。
3.2 试通球
试通球是为了保证智能内检测器可以成功实施，在智能检测设备投放前，进行的清管作业。对于长期未清扫过的管道，清管程序需要更加严谨。前期投放密度较小，硬度較低的泡沫清管器，随后根据清管情况，逐步增大泡沫清管器的密度。通过多次更换泡沫清管器，初步了解管道最小直径和清洁程度，为下步清管器类型和清管程序的选择提供基础信息。在清管器运动过程中可以通过调整背压大小调整清管器运动速度。通球次数一般为4～5次，对管道状况有初步了解，对内检测器型号选择有提供支撑。如图10所示。
3.3 管道清洗
管道清洗的目的是清洗管道、设备和工艺，以循序渐进的发方法从输油、输气管道中去除污物、氧化铁堆积物[18]。对于减缓内腐蚀、提高保证输送量、保障啊管道安全运营具有重要作用。同时，液位内检测做好准备，进一步提升内检测精度。如图11所示。
3.4 管道几何检测
管道集合检测是测量管道因施工及运行使用过程中产生的几何变形。对管道阀门、三通、弯头等关键部件进行测量标识，并对上述关键及管道形变给予量化尺寸。
通过管道几何检测，检测人员进行数据分析初步得到稽核监测报告。进而确认凹陷、椭圆变形、弯头和内径变形尺寸、探测并测量管道内径变形、弯曲和褶皱、检测出管道内部残留污物。
几何检测采用的检测工具还能准确测量弯头角度和弯头半径。几何检测器车载陀螺仪采用三轴向方位计算弯头角度。几何检测的精度一般需要精确到参考点距离的1%，保证检测后的维修工作顺利进行。
3.5 管道漏磁检测
漏磁检测系统的探测能力（适用于所有类型的管道，如无缝管道、焊缝管道、螺旋焊缝管道等），目前能够探测到管道内的缺陷类型如下：（1）腐蚀相关，在环焊缝附近，凹陷相关、管外壁划痕等相关的金属损失;（2）修补夹板下面的金属损失;（3）制造缺陷相关的金属损失;（4）焊缝、直焊缝、螺旋焊缝焊接点;（5）包括環焊缝内环形裂纹在内的环焊缝异常;（6）凹陷;（7）制造型缺陷;（8）施工损坏;（9）标称管壁厚度不符;（10）管道设备和配件的健康状况;（11）管道附近可能影响保护涂层或阴极保护系统的铁金属物体;（12）包括偏心度在内的可能影响管道涂层或阴极保护系统的偏心套管在内的套管;（13）参考标记磁铁;（14）破坏管道外表面的涂层。
漏磁检测过程中，首先需要对缺陷检装置进行标定。然后将缺陷检测装置放与内检测器中，接收端准备好检测装置信号接收工作。对检测装置通电，开始计时。前期工作结束后，打开清管流程，推动内检测器在一定速度下运动，进行检测作业。内检测器在运动过程中，需要对检测器两端压力变化、检测信号、检测时间等进行实时跟踪，并按照时间顺序记录所有事件，做好应急准备[19]。内检测器达到中断后，关闭清管流程，取出检测装置，断电，对检测设备进行清洗。最后对检测装置损伤状况进行观察，读取内部数据进行分析。最终形成质量报告和内检测最终报告。
3.6 数据分析
数据分析通常在内检测过程得到一个粗略的分析结果，并在整体检测流程结束后进行进一步分析，使用特定分析技术判断管道缺陷点。
3.7 检测报告
检测报告一般分为三种：
（1）初步检测报告：在数据分析中心接收到检测数据，20个工作日后，提交初步评估报告。
（2）最终检测报告：在数据分析中心接收到检测数据，40个工作日后，提交最终检测报告。
（3）管道总结报告：包含管道缺陷状况，管道健康状况的总结报告。
4 技术发展方向
目前，内检测技术种类众多，准确的检测技术和定位技术，抗干扰性强的技术成为研究热点和难点。单一的检测手段可能会面临定位精度差，或者检测易受影响等问题。多种检测技术耦合实现对管道不同类型的缺陷进行准确检测并定位分类，是目前内检测过程通常使用的策略。陆地管道，已经可以使用内检测技术，结合合适的定位技术，实现对管道缺陷的把握。但是海底管道[20]，定位技术精度差，在内检测过程，缺陷定位方面可能会产生较大误差。在后续研究中，重点应在于适用性广的定位技术和合理的多检测技术耦合策略。
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