清管产品及技术综述

王紫涵 宋华东 郭晓婷 张赟 王晴雅

摘 要：清管是管道建设和运行中的重要程序。本文分别从清管器的工作原理、国内外发展历史、清管器产品分类、应用领域、标准体系概况、清管产品技术现状及清管质量控制现状等方面进行了研究。介绍了国内外清管技术的最新进展。深入研究了目前应用比较广泛的智能清管器主要技术：基于涡流检测技术 、 超声波检测技术以及漏磁检测技术，由于技术的复杂性，使得智能清管器的应用目前还具有一定的局限性。此外还介绍了国际管道清管标准的先进理念，借鉴国外清管技术的先进性，对于提高我国管道清管技术水平以及制定清管标准规范具有重要意义。

关键词：清管器; 检测;管道;泄露; 涡流;超声波; 漏磁

由于石油与天然气复杂的性质以及管道穿越地区地貌的多样性，管道运行时内部可能会出现杂质、结垢、变形等问题。所以对管道投产前和运行过程中进行清管处理必不可少。清管器作为一种管道内部清管装置，在管道行业得到了广泛的应用，衍生出具有无损检测，数据采集、处理和储存功能的智能清管器，具有极高的效率和经济性。

1  概述

1.1  清管器工作原理

清管器的工作原理是将清管器放人管道中形成密封，依靠被清洗管道内流体的自身压力或通过其他设备提供的水压或气压作为动力，推动清管器在管道内向前移动，刮削管壁污垢，将堆积在管道内的污垢及杂物推出管道[1]。

1.2  清管器行业发展历史

清管是由管道结蜡问题引起的作业想法而发展的技术。该技术是随着管道输送工业的发展而不断提高的，国外已有100多年的历史。国内采用清管工艺清洗管道是从20世纪60年代中期开始的，在输气管道上应用比较普遍，但近几年发展很快，油、气、水管道都广泛采用，并取得越来越显著的效果。

据大量资料表明，国外640mm输气管道中，1950年以前设计的装有清管器收发装置的占24%，1960年以前建造的占51%，而1960年以后建设的长输管道几乎100%装有清管器收发装置。由此可见，清管工艺在迅速发展和普及。

1.3  清管器应用领域

（1）运营中天然气管线：清除管线内部积水、轻质油、甲烷水合物、氧化铁、碳化物粉尘、二硫化碳、氢硫酸等腐蚀性物质;降低腐蚀性物质对管道内壁的腐蚀损伤;重新明确管线走向;检测管线变形;检查沿线阀门完好率;减小工作回压。

（2）运营中原油管线：管线内检测前清管、低输量间歇运行输油管线清管;清除管线内部的凝油、结蜡、结垢，达到减小输油回压、减小磨阻、降低输油温度的目的。

（3）化工物料及食用油管线：清理具有聚合性物料管线;隔离不同管输介质实现单管多品输送、计量管输介质。

（4）分段清管扫线试压：清除管线杂物、浮锈、排水、排气。

（5）总通清管试压：检测管线变形、施工质量。水压试验前排气、生产前排水、干燥、介质隔离。

（6）输水、注水管线：清除水垢、沉积物。

2  标准体系概况

管道的铺设、运行安全性具有战略意义，国家出台了一些列法律法规，保障管线能够有序安全的运行，法律法规情况如下：

（1）国家《 石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》的要求

第34条：石油天然气管道应定期进行全面检测，新建石油管道应在投产三年后进行检测，以后视管道安全状况确定检验周期，最多不得超过8年;

（2）国家安全生产监督管理总局《海洋石油安全生产规定》海底管线在其建成后每年进行检测，每五年进行特别定期检测;

（3）《国務院安全生产委员会关于印发 2016 年油气输送管道安全隐患整治 攻坚战工作要点的通知》（安委[2016]6 号）

（4）《关于贯彻落实国务院安委会工作要求全面推行油气输送管道完整性管理的通知》（发改能源[ 2016 ]2197 号）

（5）《质检总局 国资委 能源局关于规范和推进油气输送管道法定检验的通知 》 （国质特检联[2016 ]560号）

俄罗斯管道标准更新较慢，但俄罗斯管道运营技术标准在综合性、系统性方面比我国标准成熟，标准内容丰富，使用方便，可操作性强，值得我国借鉴学习。深入研究俄罗斯管道清管技术标准的先进理念和发展趋势，对于完辨提高我国管道清管技术具有指导意义[2] 。

3  清管产品技术现状

清管器经过100多年的发展，已经由最初单一的清除管道内杂物功能发展到如今可以检测管线尺寸甚至检测管线金属损失和腐蚀情况的功能。管道内检测种类繁多，在评估管道寿命、制定维护计划、保障管道运行等方面都具有重要作用[3]。

国内外长输管道应用最广泛的是漏磁内检测（MFL）和超声波内检测（UT），新建管道投产过程中使用是变形内检测和测绘检测，裂纹检测是管道内检测技术的难点，衍生了电磁超声内检测（EMT）。随着电子、通信和计算机技术发展，涡流检测、磁记忆法、弱磁法和阴保电流内检测成为新兴的技术，仍处于验证阶段，尚未大规模成功应用于工业管道。研发高精度、高分辨率的检测期产品是国外发达国家内检测公司的优势技术，例如美国GE公司、英国国家GAS公司和德国Rosen公司。

3.1  漏磁内检测技术现状

国内外学者针对漏磁内检测技术进行了大量的研究工作。针对漏磁场特性，特别是漏磁信号的处理以及缺陷特征的分析进行了深入研究。通过实验证明了利用轴向励磁方式产生的非均匀磁场可以有效地检测出管道轴向导向的狭窄裂纹，但是磁极附近的背景磁场对裂纹检测的精度影响很大;比较现有无损检测技术，提出了变励磁的漏磁检测技术，经过仿真分析和实验验证，证明了该技术能够检测钢板内、外表面缺陷，并可实现内、外表面缺陷的区分;对漏磁检测中的缺陷重构方法进行了研究，详细介绍了开环逆向重构法和闭环伪逆向重构法;俄罗斯TDW公司研发的基于螺旋磁化原理的漏磁内检测器（Spir ALL TM），从总体上没有显著增加内检测器的长度，并可以对各个方向的狭长缺陷、裂缝、分层进行精确测量;GE PII 公司在20 世纪70 年代开发出高分辨率的漏磁检测器，可以同时记录3个独立方向的漏磁信号，首次实现了准确检测管道环向螺旋焊缝缺陷，代表了该类型内检测产品的最高技术水平[4]。

3.2  超声内检测技术现状

超声波技术是80年代末才引入的。国外最先将超声波技术引入腐蚀检测智能检测的是日本的NKK（日本钢管株式会社）和德国Pipetronix公司，以后加拿大、美国等也相继研制了这类超声内检测器。

美国GE公司研制出第二代超声波腐蚀内检测器，研发的超声波相控阵内检测器检测管道的里程已达数千公里，并且成功检测长25 mm、深1 mm 的裂纹，检测准确率超过90%。安桥公司研发的弹性波检测器和超声波管道事故检测器检测的管道已经超15000 km，分辨率和精度都达到很高的水平，检测速度更快，同时检测结果的表现方式更加多样[5]。超声内检测器的典型代表产品德国环球无损检测公司生产的Line Explorer系列产品，其中UM型产品设计了压电传感器发射垂直型超声波，主要用于测量管道壁厚和金属损失;UC型产品设计了压电换能器发射角度束型超声波，可检测大部分平面和体积型裂纹缺陷;TCM型产品设计压电传感器同时发出垂直型和倾角超声波，可实现同时检测金属损耗和裂纹缺陷。

3.3  涡流内检测技术现状

涡流内检测技术是基于电磁感应原理发展而来的管道无损内检测技术。利用管道磁化后内壁缺陷处非均匀磁场引起的涡流分布变化产生检测信号。

目前已应用的涡流检测技术包括单频、多频、远场、脉冲和深层涡流技术，新发展的有阻抗平面显示技术和磁光涡流成像技术。涡流检测缺点是覆盖面积有限，只能近表面检测。为解决这一技术瓶颈，远场涡流检测技术（Remote Field Eddy Current，RFEC）采用的是低频涡流信号，可以穿透整个管壁厚度，可对管壁外表面的腐蚀缺陷进行检测，但对轴向裂纹检测效果不好。RFEC不要求使用耦合介質，可以直接用于气体管道，目前较成熟的远场涡流内检测器主要有Russell公司研发的See Snake。

4  清管质量控制及应用现状

清管是管道建设和运行中的一项重要工作，对于保证管道安全、降低管道能耗具有重要意义[6]。国内管道清管主要问题是效果不太理想，特别是大落差管道，管道低点位置积液不能完全清除，清管器跟踪预测精度低，发生清管器卡阻等问题。

在实际清管作业中，常会遇到以下问题：

4.1  清管器卡堵问题

管道清管作业最大的风险因素是清管器卡堵。国内管道实践表明，清管器卡堵的主要原因是管道变形、弯头半径小于清管器允许通过的最小半径、管道内水和污物过多、三通设计不合理等]。

针对清管器卡堵问题提出了解决对策，一旦出现了清管器卡堵的现象，可先使用增大推动压差的方法，但是不能盲目地增加进气量，因为确保清管器的后方压力在合适的范围之内，不超过管道最高允许的工作压力。假如这个方法仍然不能够缓解卡堵的情况，那么可以将清管器后方的天然气排放出去，反推清管器来解决这一情况[7]。

4.2  速度控制问题

（1）国内清管器速度控制技术现状

国内天然气管道清管器速度控制主要基于调整输气量控制管道流速，工艺措施包括控制上游来气压力、协调下游接气量、用户供气方式调整等，但由于管道瞬时气量不稳定、清管器运行特性和泄流孔作用等，该方法存在调速滞后、误差大等缺点[8]。

（2）国外清管器速度控制技术现状

国外管道机构研制了可控制清管器速度的旁通阀调速装置，并进行了工业管道试验，例如韩国Nguyen研究了旁通孔流速与清管器运行速度的关系，在KOGAS输气管道进行试验，验证了含旁通孔清管器的速度预测方法的可靠性。俄罗斯研制了基于旁通阀的调速管道内检测器。英国BJ、德国Rosen、美国GE-PII公司和Tuboscope公司已有成熟的调速清管器产品，成立了全球性管道行业协会管道技术与服务协会，致力于提供专业的管道可调速清管作业和管道内检测服务。

4.3  清管器跟踪定位问题

天然气管道清管器跟踪定位主要依靠定点监听和计算预测，可能导致丢球，或者收球流程切换不及时导致污物进入站内管道的事故。定点监听一般做法是在清管管段的线路阀室设置监听点，另外至少设置2个监听点，原则上在发球站出站500～1000m处，另一个设置在收球站进站前1000～2000m处，此外在隧道、穿越点设置临时监听点。

俄罗斯标准规定清管器跟踪由专业承包商负责，专业承包商数量与清管管段长度相关。此外在下列位置也设置监测点，例如线路截断阀;与干线管道不小于70%夹角的支线管道连接处;与干线管道夹角45°的弯管处。俄罗斯重视清管器跟踪作业，由专业承包商负责，监测点设置位置、间距等要求相对国内标准更为严格，具有借鉴意义[9]。

4.4  探头控制问题

在管道内检测器中，探头控制问题尤为重要。传统工业相控阵定方法不具有角度、声程、晶片增益修正技术，采用单一入射点校准方式与常规修正，造成的扇形扫查区域中能量分布不均匀及测量误差等问题未能有效解决，所以需要相控阵设备具有角度补偿功能。

为更好地达到效果，应选择超声相控阵AUT技术，相控阵探头有多个小晶片，每一个晶片都会被独立激发，并施加不同的时间延迟，以实现声束的角度和聚焦可在很大范围内变化。

4.5  信号传输、数据分析系统建设问题

在目前的燃气管道监控技术里，这部分类似SCADA系统功能，但由于采集的数据类型和所需的结果不同，因此分析技术选择略有差异。SCADA系统的作用是正确掌握系统运行状态、加快决策、快速诊断出系统故障状态等。而检测器后台支持系统需要分析腐蚀程度并加以分类，但是由于管道内检测的特殊要求，在多通道、小型化、数据处理、压缩、解释、扫描成像等方面还存在很多技术难点，可以采用多类支持向量机分类器，鉴于其在机器学习、数据挖掘、信号处理与分类领域的优越性能，可以将多类支持向量机分类器应用于处理超声波内检测的回波信号。

5  结束语

国内外学者对传统清管器的研究已比较成熟，清管器从传统意义上的物理清管器发展到清管和检测结合于一体的智能清管器。随着现场应用的需求逐步完善，对于清管器的要求会越来越高。清管器的发展越来越偏向于数字化、智能化、高精度、远距离的方向。

参考文献：

[1] 刘承昱.清管与检测技术综述[J].清洗世界，2015（2）：10-14.

[2] 蔡亮，赵金赢，郭晶. 俄罗斯管道清管技术标准分析[J]. 石油规划设计， 2017，（3）.8-11，31.

[3] 周琳，肖永达. 管道内检测技术的发展现状[J]. 河南化工， 2020， 37（4）：57-58.

[4] 王富祥，冯庆善，王学力.三轴漏磁内检测信号分析与应用[J].油气储运，2010（11）：815-817.

[5] NAVA B L，SOTO C J A.Development of an ultrasonic  thickness  measurement equipment[J].IEEE Signal

Processing Magazine， 2002， 49（ 6） ： 848-851.

[6] 代晓东，刘江波，党丽.国内外油气管道清管技术现状[J].石油工程建设，2019（8）：1-5.

[7] 潘长满.天然气管道清管作业风险分析及解决对策研究[J].科技风，2016（9）：175.

[8] 张妮，张华卓，李磊.国内外长输管道清管技术综述[J].全面腐蚀控制，2017（4）：6-10.

[9] 马伟平，刘忠昊，董博.俄罗斯清管技术标准先进性研究[J].石油工业技术监督，2014（3）：32-34.

作者简介：

王紫涵（1991-），硕士研究生，主要从事清管器工作。