油氣井口裝置包含大量連接站內設備設施的管道，其壓力變化大、規格樣式多、結構復雜，并擔負著高溫、高壓、易燃、易爆和有毒介質的輸送任務，在油氣場站中扮演著重要角色。隨著服役時間的增長，其管壁因受流體沖刷、電化學腐蝕、化學腐蝕等作用，會逐步產生管壁減薄、腐蝕、裂紋等缺陷，一旦發生泄漏失效，輕則影響生產進度并帶來經濟損失，重則將造成重大安全生產事故。

目前，主要通過人工檢測方式對油氣井口裝置的管道腐蝕狀況進行定期檢測，此方式無法及時掌握檢測間隔期間井口裝置的實際腐蝕狀況，并且當管道進行高危的壓裂作業時，將無法采用人工方式進行檢測。此外，腐蝕刮片是也是常用的管道腐蝕監測手段，但其實時性低且無法準確獲得關鍵危險點的腐蝕情況。因此，亟需對相關管道的腐蝕在線檢測開展技術研究，找到一種實時在線的井口裝置易損部位腐蝕監測與智能預警方法。

壓電超聲測厚法因其穩定可靠、成本低，在管道腐蝕監測方面具有巨大潛力。因此四川大學機械工程學院和中國石油集團川慶鉆探工程有限公司安全環保質量監督檢測研究院的科研人員提出了使用一種可以進行液-固轉變的耐候材料作為耦合劑的壓電超聲干耦合方法，同時利用溫度傳感器對管道表面溫度進行在線監測，以消除不同溫度下管道聲速變化對腐蝕監測造成的影響。在此基礎上，結合物聯網技術、云平臺技術等，開發了基于云平臺的管道腐蝕在線監測系統，并通過現場應用驗證了其實用性與推廣價值。

基于云平臺的管道腐蝕在線監測方案

針對管道腐蝕遠程監測中的壁厚傳感、多通道采集、無線傳輸、數據存儲與分析等關鍵問題，結合井口裝置腐蝕機理與監測實際需求，提出了基于干耦合壓電傳感的多通道腐蝕在線監測方法，以獲取井口裝置易腐蝕點多個部位的腐蝕數據，并通過信號處理系統與物聯網通信系統接入云平臺，進行數據存儲與分析。

圖1 油氣鉆采裝備沖刷腐蝕在線監測系統框圖

液-固轉變耦合壓電傳感方法

由于流失和揮發問題，常規液體耦合劑不適用于管道腐蝕監測。另一方面，針對弧形管道，尤其是小曲率管道，探頭與管壁之間的耦合更為困難，因此，需要研究一種易安裝、不流失的干耦合方法。最佳的耦合劑是安裝時為液態，可保證小曲率管道的耦合效果，安裝完成后耦合劑變為固態，實現不流失、不揮發。同時，耦合劑還需保證在一定的高低溫極端環境中聲特性卻不發生變化。針對上述需求，科研人員研發了一種可進行液-固轉變的耐候材料，作為干耦合劑。

干耦合劑材料以聚二甲基硅氧烷為主要原料，輔以交聯劑、填料、增塑劑、偶聯劑、催化劑等混合而成，在室溫下與空氣中的水蒸氣發生反應，達到固化的效果。該干耦合劑材料具有安裝施工前為糊狀半液態，施工后轉化成固態的特點，可輕易地排除耦合間隙的空氣，且無需較大的耦合壓緊力，同時可耐戶外自然老化。

干耦合材料合適的聲特性阻抗是保證超聲波能夠有效進入管道的基礎。為消除耦合層對測厚數值和精度的影響，回波-回波的超聲測厚模式比較適合管道壁厚的檢測。理想透射系數約為0.25，通過理論計算分析得到干耦合材料的聲特性阻抗接近于壓電晶片的聲特性阻抗。因此，在研制干耦合材料時，可以以壓電晶片聲特性阻抗為參考。

圖2 聲波在壓電晶片-耦合劑-管道3層介質中的傳播模型

另外，當d遠小于波長的時候，d越小聲強損失越小。經試驗對比發現，研發的耐候干耦合劑與傳統耦合劑甘油的耦合效果相當。

在數字式超聲測厚儀超聲波接收電路增益固定為16.5dB的條件下，使用干耦合劑的超聲回波脈沖幅值稍低于采用傳統耦合劑甘油的超聲回波脈沖幅值，如圖3所示，信噪比良好。

圖3 使用不同耦合劑的超聲測厚儀波形顯示

傳感網絡布局與傳感器安裝方法

探頭安裝狀態是決定聲波是否能夠有效進入管道的關鍵。傳感器安裝的3個關鍵點如下：

（1） 布點選取。只有獲得最易腐蝕的布點位置，才能夠全面獲得管道的健康狀態。針對此問題，一般通過有限元仿真法獲得在不同流體速度、顆粒含量、顆粒直徑、管道結構等條件下的管道腐蝕速率與關鍵位置，同時結合實際管道腐蝕檢測的工程經驗，獲得整個裝置的最佳布置點。

（2） 傳感器定位。只有精確的傳感器定位，才能使超聲波傳播路徑適應小管道、90°彎管外側、三通等結構。

（3） 傳感器固定。管道腐蝕監測系統需要長期工作，而井口裝置在流體作用下會產生震動，壓裂井口裝置震動更為嚴重，因此需要對傳感器進行固定，避免傳感器松動導致耦合不良。

沖刷腐蝕一般在彎管外側、變徑、三通等位置較為嚴重，如圖4所示，因此腐蝕監測方法側重于對上述位置進行監測。

圖4 管道沖刷腐蝕嚴重位置

在傳感器定位方面，提出了一種基于磁吸附定位并結合鋼扎帶固定的傳感器安裝方法，如圖5所示。

圖5 干耦合超聲監測探頭安裝現場

在設計過程中，需要實現傳感器的小型化與輕量化，以滿足狹窄空間的安裝需求。另外，該方式不需要進行焊接即可固定，保證了油氣站場的安全。

基于云平臺的數據處理與顯示方法

系統采用B/S（瀏覽器/服務器）架構方式監測數據，利用運營商所搭設的4G網絡傳輸至云端，經過數據處理與分析后存儲在云平臺的數據庫中?？蛻艨赏ㄟ^網頁瀏覽監測數據并進行互操作。具體來說，就是在云服務器中部署后臺軟件，對波形脈沖數據進行特征識別并計算厚度，最后將計算得到的厚度轉發至客戶端網頁，供用戶隨時隨地查看壁厚數據。后臺軟件兼顧壁厚壽命預測功能，可結合歷史壁厚數據估算腐蝕速率，并預測管道的剩余壽命，為安全生產作業做出合理的指導；同時，每個通道設定報警閾值，當低于某個安全預設數值時，系統會自動報警并通知用戶及時前往現場查驗；用戶還可根據需要通過客戶端網頁遠程修改現場超聲設備的喚醒周期、增益、激勵脈寬等參數，以應對壁厚減薄對波形的影響。

現場測試

綜合上述關鍵技術，開發了一種基于云平臺的管道腐蝕監測系統，具體指標包括：通道數（不大于80個）；采集頻率（最高1次/h）；工作溫度（-20~100℃）；壁厚動態監測精度（0.1mm）；壁厚顯示分辨率（0.01mm）；軟件功能（實時壁厚、腐蝕速率、預警功能、剩余壽命預測等）；通信方式（4G網絡）；供電方式（電池）；探頭安裝方式（磁吸附、鋼扎帶等多種形式）；適應范圍（不同管徑、壁厚與形狀的井口裝置）。

圖6 干耦合超聲監測系統工作現場

如圖6所示，將設計的干耦合管道腐蝕監測系統安裝在某平臺進行試驗。將超聲激勵與采集系統、控制系統、通信模塊與電源等放入防爆配電箱內，并連接工裝探頭與同軸電纜線，通過防爆撓性管引入防爆配電箱內。被測管道外徑分別為76，134，146mm。根據現場工人的維護經驗，將探頭布置在采氣樹出氣口閥門法蘭連接處，采集頻率為每天1次，在數據非采集期間設備將處于待機狀態，以提高電池壽命。

圖7 管道腐蝕監測結果

如圖7所示，截取的是其中3個布點處近3個月的數據，其中布點1厚度由最初的28.39mm減薄到27.32mm，布點2厚度由30.63mm減薄到29.96mm，布點3厚度由37.88mm減薄到37.36mm。經過現場手持測厚儀驗證和數據校驗，系統監測結果在誤差范圍之內。目前管道腐蝕監測系統工作穩定，傳感器各項指標均滿足要求，干耦合劑性能穩定。

值得注意的是，高低溫環境對腐蝕檢測精度有一定的影響，需要通過測溫或者采用標定板的方式進行消除。探頭安裝過程極為重要，當管道表面存在涂層或表面紋路時，需先進行清理，再布置探頭，否則會影響信號強度與信噪比。

結論

1 使用液-固轉變耦合劑可保證長期穩定、清潔的耦合效果，使壓電傳感器在耦合條件苛刻的環境下依然能夠可靠地工作，為長期在線監測提供了思路。

2 基于物聯網與云平臺的B/S監測系統架構，可為用戶提供一種便捷、可靠、靈活的監測數據管理與分析應用方案。

3 由于液-固轉變耦合劑性能的限制，系統的服役溫度應為100℃以下，后續研究人員將針對更高溫度的監測需求，開展高溫壓電傳感的研究工作。