国产化FSM设备在高含硫气田输气管道上的应用*

王清岭 郭西水 黄雪松 尹依娜 伍丹丹

中国石化中原油田分公司石油工程技术研究院

H2S与CO2是导致高含硫气田湿气集输系统腐蚀的两大主要因素。高酸性介质在管道中流动和滞留，易引起钢材均匀腐蚀、局部腐蚀和冲刷腐蚀，且面临硫化物应力腐蚀开裂和氢致开裂风险，腐蚀监测及控制不当易导致管线腐蚀穿孔、刺漏，甚至破裂[1-3]。随着高含硫气田的深入开发，所面临的形势越发严峻，一是腐蚀工况变化，如水量增加、水型变化、气量降低、细菌、结垢等问题导致集输系统腐蚀有不同程度增加；二是管道设备服役性能下降、外部受力影响，特别是焊接部位、异形构件应力集中部位等，面临应力累积的风险，若腐蚀监测与控制不当，将给气田生产造成严重危害和经济损失[4-5]。目前，国内外常见的腐蚀监测手段主要有声发射、电磁超声、电指纹（FSM）、超声导波、腐蚀挂片、C扫描、智能检测等。但大多数监测方法都属于间接测量方法，需在检测部位开口安装以测量元件的腐蚀速率，属于介入式；FSM和超声波均属于直接测量方式，无需开口安装和带压拆卸系统，直接测量目标本体的剩余壁厚，杜绝了因开口和带压拆卸带来的风险[6-7]。

但目前进口FSM监测系统存在一定的不足。一方面价格较高，运行中多次出现硬件故障现象，且配件购买和维修周期长，不能及时更换来保障完好率，严重影响了集输系统的安全、经济运行；另一方面冲蚀和坑蚀检测精度低，不能为腐蚀认识与控制提供精准的数据指导。鉴于此，研发了国产化FSM监测系统，并做了一定改进以提升冲蚀与坑蚀的检测精度，打破国外技术垄断，提升服务，且在高含硫气田输气管道上得到了成功应用。

1 国产化FSM的改进与提升

目前进口FSM监测系统在高含硫气田输气管道安全监测过程中多出现硬件故障现象，原因主要表现为4个方面：①电源模块故障；②主板故障；③交流转直流模块损坏；④传输线损坏。以上4类故障中，①和②最常见，绝大部分是由这2种引起的，③和④只出现过一次，分别出现在403集气站和102集气站。同时针对进口FSM监测系统存在的数据分析服务滞后、数据质量有瑕疵等问题，国产化FSM设备在这些方面做了一定改进与提升，以做到精准检测、精准定位，保障高含硫气田集输系统的安全运行。

1.1 FSM工作原理

电指纹法腐蚀监测（FSM）属于一种在线监测金属管道/压力容器腐蚀的无损检测技术，FSM的本质是电位降技术，而电位降技术又是基于欧姆定律，当管道发生腐蚀时，管道的壁厚减小，等效电阻的电阻值会增加。FSM具有以下多方面的技术优势：①可以实现在线、原位、实时直接测量；②系统与介质隔离，系统寿命长，几乎与设备同寿命；③无需开口安装和带压拆卸系统，杜绝了因开口和带压拆卸带来的风险；④电极矩阵采取浇封方式安装，全系统可靠性高，维护工作量很少；⑤具有监测平均腐蚀速率、坑蚀、冲蚀等局部腐蚀的大小、深度、位置及分布的能力，测量精度高；⑥系统适应的温度区间宽（-20～-500℃）。

如图1所示，在被测对象（金属管道、压力容器等）的外壁按照一定规则焊接上测量电极矩阵；在被测管道的外壁上添加一块参考板，该参考板与被测管道外壁之间填充有绝缘材料。参考板的材质与被测对象的材质相同，参考板上布置参考电极，用于消除电流涌动、温度变化以及背景噪声等对测量造成的影响；然后再接上激励电流电缆，测量电极上接上测量电缆，安装若干温度传感器，在管道外壁安装金属保护罩；最后再用环氧树脂浇灌到金属保护罩中，形成对测量探针、测量电缆和激励电流导线的保护层，此时FSM的管道部分即安装完成[8-10]。

图1 实际的埋地FSM系统Fig.1 Actual buried FSM system

在FSM安装完成之后，将最初测得的电压值作为原始电压，安装时测得的壁厚作为原始壁厚。在FSM运行过程中，测得的电压与原始电压做比较，再利用原始壁厚值将电压的变化值计算转变成壁厚的变化值。每一对测量电压的变化情况可以用场指纹系数（Fingerprint Concept）FC来衡量[11]。

式中：WT为壁厚；WT(t0)为初始壁厚；WT(loss)(tx)为壁厚损失。

根据FC值以及初始壁厚，可以推算出腐蚀的壁厚损失。

1.2 牵扯效应的消除

所谓牵扯效应是指当某一区域发生腐蚀导致电阻变化，电流场的分布也随之变化，该区域前后的电流将减小，上下电流将增加，特别对电阻变化的相邻区域影响很大[12]。图2所示为等效电阻链网络模型，当一个电阻增加10%时，它的电压相对增加4.8%，但是在其他未发生腐蚀的地方电压也有相应变化，使得该电阻上下相邻电阻的FC增加，前后相邻的电阻FC值减少为负值。以FC值为基础进行腐蚀分析时，若直接使用上述数据，将对结果产生很大的误差。当管道多处发生坑蚀时，由于叠加效应，牵扯效应引起的误差将会大幅度增加。图3所示为3个相邻电阻阻值均变化10%之后得到的FC值，由于牵扯效应，3个发生腐蚀的地方的FC值不一样，且存在较大差距，而且其他没发生腐蚀的地方也产生了一些较大的FC值信号，且存在着较大的负FC值，因此必须消除牵扯效应的影响。

图2 等效电阻链网络模型Fig.2 Network model of equivalent resistance chain

图3 3个电阻阻值均变化10%后FC值示意图Fig.3 Schematic diagram ofFCvalue after all three resistance values changed by 10%

若能找出牵扯效应对整个测量区域电流场中的各个子块电阻的影响因子即牵扯因子，然后进行量化、建模和处理，则可消除牵扯效应的影响。基于此，假设电阻链大小为(2 n-2)×(m -1)，当有电阻值改变时，根据对称性，整个电阻网络上电流将上下、左右对称，可以得到第n行流向n+1行的电流大小Δn与原电流I的关系，再根据基尔霍夫电流定律，依次计算类推出nm-1,nm-2，……各个节点的电流方程，同时在每个环路中建立电压方程组，对其求解，再根据FC值公式推导出当某一个电阻变化时其他电阻的FC值对于变化电阻的FC值的变化率，即牵扯因子[12]。由图4可以看出，在消除牵扯效应之后，其他电阻阻值未变的地方FC值基本上为0（最大误差0.07‰），FC的值可真实反映电阻网络中相应电阻值的变化，即真实反映了局部坑蚀、冲蚀的情况。

图4 消除牵扯效应后3个电阻均变化10%的FC值Fig.4FCvalues of all three resistors changed by 10%after re‐moving the drag effect

1.3 数据处理系统的提升

1.3.1 异常值处理

管道腐蚀在线监测的数据随时间缓慢变化并有一定的趋势特征，因此，从动态测量数据随时间变化的特性出发，基于数理统计相关知识对异常值进行处理。首先计算出测量信号相邻时刻变化速率，然后获取变化速率的分布规律，根据总体分布规律设置信号变化速率的容差限，以此为判别异常值的依据，剔除异常值之后采用线性内插的方法修复原始测量信号。图5为异常值处理前后对比图。

1.3.2 温度修正

首先利用初始多组电压、温度为基准计算初始值。按照

利用数值拟合对ΔV～ΔT关系进行拟合，确定拟合系数进行修正。拟合关系具体情况可以分为一次、二次、三次、四次甚至更复杂的拟合，以此来修正电压值，图6为原始电压和修正后电压对比图。

1.3.3 数据滤波-分析电压信号频谱

图5 异常值处理前后对比Fig.5 Comparison before and after expectional value processing

图6 原始电压和修正后电压对比Fig.6 Comparison of original voltage and modified voltage

进行频谱分析，即将时域信号变换至频域信号加以分析。频谱分析的过程是先把复杂的时间历程波形化，然后利用傅里叶变换将信号分解成若干个单一的谐波分量，以此来得到信号的频率结构和各谐波分量的相位信息。

2 现场试验与应用

2.1 试验与安装

高含硫气田P304—P305集输站管线于2014年进行了智能检测，发现20～22号桁架之间的管道存在一定程度内部腐蚀，因此选择在304—305站间管道的两个检测井安装了两套自主研发的国产化FSM系统（图7），以检测管道腐蚀状况，并预留超声波壁厚测试孔以直接测厚，而且可以验证国产化FSM的检测精度。

2.2 测量结果

2.2.1 FSM在304-1观察井管道监测部位

图8左图是304-1观察井管道监测部位管道剩余壁厚图。数据显示，原始壁厚数据在9.3～10.3 mm之间，壁厚偏差符合GBT 9711—2011《石油天然气工业管线输送用钢管》的规定。图8右图为304-1观察井管道监测部位管道的腐蚀厚度图，分析腐蚀深度三维图可知，304-1观察井的监测部位管道腐蚀值在0.02 mm范围内变化。

图7 FSM测量电缆的布置及超声波传感器的布置Fig.7 Layout of FSM measurement cable and ultrasonic sensor

2.2.2 FSM在304-2观察井管道监测部位

图9左图是304-2观察井管道监测部位管道剩余壁厚图。数据显示，原始壁厚数据在9.5 mm～10.3 mm之间，壁厚偏差符合GBT 9711—2011《石油天然气工业管线输送用钢管》的规定。图9右图为304-2观察井管道监测部位管道的腐蚀厚度图，分析腐蚀深度三维图可知，304-2观察井的监测部位管道腐蚀值在0.02 mm范围内变化。

2.2.3 超声波在304-1和304-2观察井管道监测部位

在304-1和304-2号井站安装了超声波探头和预留了外部监测点。超声波探头数据如图10和图11所示，测试结果如表1所示。其中304-2的一组位于P13-1位置的探头由于后期胶封导致松动，未紧密贴合，数据采集箱未能获得有效信号。对比结果可以看到超声波数据和FSM数据略有差异，这是因为管道厚度不一致导致的，但整体上来看，数据在0.03 mm范围内变化，属于仪器测量误差。

图8 304-1观察井管道监测部位管道的剩余壁厚图（左）与腐蚀厚度图（右）Fig.8 Residual wall thickness(left)and corrosion thickness(right)of the pipe at the pipe monitoring site of 304-1 observation well

图9 304-2观察井管道监测部位管道的剩余壁厚图（左）与腐蚀厚度图（右）Fig.9 Residual wall thickness(left)and corrosion thickness(right)of the pipe at the pipe monitoring site of 304-2 observation well

图10 304-1观察井的超声波探头数据和附近FSM探针厚度值对比Fig.10 Comparison of thickness value tested by ultrasonic probe and nearby FSM probe in 304-1 observation well

图11 304-2观察井的超声波探头数据和附近FSM探针厚度值对比Fig.11 Comparison of thickness value tested by ultrasonic probe and nearby FSM probe in 304-2 observation well

表1 P304-P305管道观察井检测数据统计Tab.1 Statistics table of detection datas of pipeline observation well P304-P305 mm

3 结论与评价

（1）国产化FSM从消除牵扯效应、提升数据处理系统的准确性等方面做了一定创新与改进，打破了国外进口FSM系统的技术垄断，解决了价格昂贵、维修周期长的问题，同时提高了检测精度。

（2）FSM电场指纹法腐蚀监测技术测量的管道壁厚和常规的超声波测厚仪测量的管道壁厚具有一致性，其相对精度在±1.0%以内，测量结果具有可信性。

（3）在全周向腐蚀监测的管道范围之内，电场指纹法不仅监测到了管道的均匀腐蚀和局部腐蚀，而且能定位各局部腐蚀发生的具体位置。