辽河油田攻克管道完整性管理难题
如何在不拆保温层的情况下，精准给注汽管道“把脉”，掌握其腐蚀状况？6月14日，记者从辽河油田油气集输公司了解到，日前在该公司管道和设备检测运营中心组织的超声波检测与监测专题技术交流会上，围绕辽河油田这一现场痛点展开头脑风暴，以技术创新为管道完整性管理注入新动能。
据了解，辽河油田现有注汽管道总长773公里，涉及7家生产单位。按照以往惯例，每年需按15%的比例拆除管道保温层，开展焊口射线检测及壁厚测厚作业。而注汽管道普遍存在口径小、连续弯头密集、壁厚较大等特点，传统手段频频“失灵”。
面对检测覆盖不全、工序复杂等长期挑战，该中心技术团队聚力攻坚，构建“表面缺陷+内部缺陷+壁厚检测+腐蚀监测”的全维度检测模式，实现了对管道缺陷的精准识别与量化评估，显著提升了运行安全。该中心还编制完成《注汽管道检测技术指南》，为技术推广提供了规范依据。
针对注汽固定管外部包覆保温层难以定位和检测管道焊接接头的现状，团队创新形成复合检测技术，整合磁记忆、超声导波、DR数字射线三项技术，建立一体化检测流程，突破保温层屏蔽等技术瓶颈，在国内首次实现不拆除保温层情况下的焊缝定位与缺陷检测。对于口径小、壁厚大、有结垢的活动管，团队研发了专用超声波检测装置，通过设计密闭腔室耦合系统配套12通道超声检测探头及系统，实现了最小47毫米内径管道的全管长壁厚定量检测，填补了该领域定量检测的空白。
技术创新带来了实实在在的效益“账单”：注汽管道检测费用降低了35%；活动管实现从“无法定量检测”到“全管长100％定量检测”的转变，彻底消除了检测盲区。固定管检测覆盖率提升至85%，设备预知性维护成为现实。保温拆除及恢复工作量降低80%，检测效率提升60%，单组检测人员日检测能力由300米提升到500米再到700米，检测效率最高提升133%，施工窗口期大幅缩短。
记者：隋泠泉 通讯员 ：何帆
编辑：姚婕娜
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