油气井井下管柱（油管、套管、钻杆等）作为连接地面与地下储层的“生命线”，其完整性与可靠性直接影响油气田的安全生产和经济效益。

井下管柱服役环境复杂，受力学载荷、化学介质、流（固）体冲蚀及交变应力等多重因素影响，主要形成腐蚀损伤、机械损伤、磨损与冲蚀损伤、疲劳损伤4种模式。不同类型损伤模式对应的损伤机制如图1所示。

图1 井下管柱损伤模式及损伤机理

腐蚀损伤是井下管柱常见的失效形式之一，本质上是金属与环境介质发生化学或电化学反应的结果。根据作用机制可划分为以下3类：

机械损伤是材料或构件在外部载荷、加工缺陷或物理碰撞作用下，因应力超过承载能力导致结构完整性破坏的现象。其损伤机制可归纳为以下3类:

磨损与冲蚀损伤是指井下管柱在服役过程中，因外部物质或流体作用导致材料表面物质流失、性能下降的损伤形式。

其中，磨损主要由固体颗粒或接触面相对摩擦引发，如出砂井中砂粒切削管壁，以及管柱与井壁、工具间的长期接触摩擦导致表面被划伤；冲蚀则因高速多相流冲刷管壁，在变径、接头、弯头等部位形成局部磨损。二者均会造成管柱壁厚减薄，影响其完整性与使用寿命，威胁油气井安全生产。

疲劳损伤是指井下管柱在振动载荷、应力集中或交变载荷等因素长期作用下，材料内部萌生微裂纹并逐步扩展，最终导致结构失效的损伤形式。

其中，振动疲劳主要由流体扰动或机械振动引发，会使管柱承受周期性动应力；交变应力疲劳则包括管柱在井眼曲率变化处因周期性弯曲产生的疲劳损伤；应力集中疲劳则源于管柱几何形状突变、焊接与装配缺陷或材料本身的缺陷所形成的应力集中区。

针对上述4种损伤模式，下面系统介绍几何缺陷与表面状态（腐蚀速率、表面缺陷、裂纹等）、力学载荷与变形（应力应变、井筒变形等）、环境参数（温度、压力等）等关键损伤（致因）参数的监检测技术现状，并结合典型现场案例进行分析。

电磁检测技术的核心原理是基于电磁场与金属材料缺陷的相互作用，通过检测磁场或涡流信号异常识别腐蚀缺陷。主要通过两种机制实现缺陷识别：

① 漏磁检测（MFL）：通过外部励磁装置使其饱和磁化，缺陷处磁阻增大导致漏磁信号溢出，利用霍尔传感器或线圈检测信号可定位缺陷并评估尺寸；

② 涡流检测（ECT）：通过线圈施加高频交变电流产生涡流，缺陷阻碍涡流路径造成线圈阻抗变化，据此识别缺陷位置、深度及形状。

目前，多家机构研发的电磁检测技术各具优势。胜利油田的阵列式井下瞬变电磁探测系统，结合自适应地面控制与多层管柱反演算法，可检测2层以上管柱损伤，壁厚分辨率0.3 mm，最小孔洞识别直径8 mm，已在现场应用220余井次。

斯伦贝谢的EM Pipe Scanner（图2）通过激发低频和高频感应电流，结合电磁成像、套管特性测量等方法，可定量评估腐蚀损伤、检测壁厚及表征套管几何形状。

图2 EM Pipe Scanner示意及技术原理

西安格威的全分辨率电磁探伤成像仪（ePDT）能够同时检测5层管柱的厚度和裂缝孔洞位置，并通过组合多臂井径等设备可实现井筒完整性综合评估。

此外，长庆、青海、胜利等油气田引进俄罗斯GITAS公司的MID-K、MID-S等产品，实现了管柱变形、减薄、穿孔等损伤的识别与可视化展示。

超声波检测技术基于超声波在不同介质中的传播特性，通过分析其遇管柱腐蚀缺陷时产生的反射波、折射波和散射波的时间、幅度等特征参数，实现对管柱缺陷位置、尺寸及壁厚的精准表征。

相比较地面检测场景，现有井下超声波检测技术更侧重高分辨率三维可视化能力的深度拓展。如DarkVision公司的HADES^TM通过高精度超声成像技术与机器人控制技术的有机融合，借助全周扫描获取井下管柱的高保真三维可视化图像，可精准识别套管、油管及井口装置等部件的腐蚀、孔洞以及判断泄漏通道。

哈利伯顿公司的CAST-V工具依托内嵌式360°旋转超声探头，通过声波信号的处理和反演算法，生成井眼及管柱壁厚分布、缺陷特征的高分辨率图像。

STAVANGER公司的SPACE®Vernier工具基于脉冲回波超声原理，借助288个元素换能器阵列对回波飞行时间的精确测量，实现管柱内外径及壁厚的定量检测，并完成腐蚀损伤识别、变形分析及三维可视化重构。

井下视觉检测技术是通过面阵传感器（通常是照相机和摄像机）直接获取井下视频图像的一种成像技术。相比其他监检测技术，视觉检测技术能够将井下管柱腐蚀、结垢、变形、穿孔、裂缝以及井眼堵塞、变形等以可视化方式呈现，具有直观、高效、信息量大、可信度高等优点。

井下视觉检测技术主要包括可见光井下电视、短波红外（SWIR）井下电视、X光散射（Visuray）井下电视。

(a) 可见光井下电视：依托防水光学镜头与高强度光源，实时采集井下管柱表面视频及图像，并通过电缆或光纤传输至地面系统。常见的可见光井下电视厂商和产品如表1所示。

表1 可见光井下电视主流厂商产品技术参数

由表1可知，主流厂商产品均具备高分辨率特性，可精准捕捉毫米级细微缺陷，清晰还原管柱表面损伤状态；同时配备的广角镜头支持360°全景扫描，无死角地获取管柱表面图像，显著提升作业效率与全面性。在极端工况适应性上，设备展现出卓越的耐温耐压性能，耐温可达125～155 ℃，耐压能力最高达70～103 MPa，可稳定运行于井下高温高压环境。

(b) 短波红外井下电视：可见光井下电视技术虽已实现广泛应用，但其成像质量高度依赖流体的透明度，主要适用于气体或清水环境，在原油体系中成像效果不佳。针对这一技术瓶颈，短波红外（SWIR）技术得到应用，SWIR技术基于0.9～1.7 μm波段的红外光，凭借光子受瑞利散射影响小的特性，对原油能够保持优异的穿透性。

目前，SWIR成像技术已在工业半导体检测、食品饮料品控、夜视安防等领域实现成熟应用，但在井下电视领域尚未形成商业化产品。其根源在于SWIR波段（0.9～1.7 μm）难以适配油气井内空气、水、原油及其混合物构成的复杂流体环境——原油在此波段完全透明，而水相却在1.45 μm和1.9 μm处存在显著吸收峰，无法被穿透。

此前研究中，John A. Hother曾提出采用双波长光源分别解决油和水穿透性问题，却因不同波长光的焦平面偏移，导致镜头设计面临巨大挑战。因此，SWIR技术若要实现在井下视觉成像的成功落地，必须攻克油水介质光学特性适配、多波长光协同成像、镜头光学系统优化等关键技术难题。

(c) X光散射井下电视：与SWIR井下电视类似，Visuray井下电视是针对充满泥浆的裸眼井检测场景发展起来的解决方案。相较于可见光技术和SWIR技术，Visuray技术几乎不受井内流体类型影响，无论是油气混合流体、水体环境，还是高浓度泥浆，都能实现有效检测，极大节省了洗井等前置作业成本。

Visuray团队研制的X光散射井下电视成像装备，已在挪威、德国等地成功完成井下实地测试，验证了技术上的可行性。然而，该技术也存在信号衰减快、成像质量与视觉效果欠佳以及装备通常较为庞大等局限，是后续攻关改进的方向。

腐蚀挂片/环法是一种将同材质金属试片置于井下腐蚀环境中，通过测量质量损失来量化腐蚀程度的方法。优点是直观可靠、成本低、环境适应性强；缺点是仅测量平均腐蚀速率、周期长、无法测量局部腐蚀和实时在线监测。

根据挂片/环安装位置可分为油管内部、外部、套管外壁及井下工具附件（如封隔器、安全阀等工具表面或附近流道），根据下入方式分为管柱内置式（绳索/电缆悬挂、油管短节连接等）和管柱外壁/环空安装（卡箍固定、封隔器集成等）。

国内外油气企业针对复杂的井下工况和多元的监测需求开展了系列应用。西南油气田F6井采用钢丝悬挂法，可根据监测需求动态实时调整挂片下放深度与布设数量，实现管柱内部腐蚀状态的精准监测。

文昌油田在封隔器上下环空以及潜油泵吸口附近安装环形挂片，实现不同腐蚀环境下的腐蚀速率对比监测。

中国石油公布了一项专利技术，通过卡箍将挂片固定在套管外壁，从而实现监测地层水及水泥环微裂缝渗流引发的腐蚀。

针对电磁检测、超声波检测及腐蚀挂片法等传统技术存在的实时性匮乏、数据离散等技术瓶颈，为了精准掌握井下高温高压、多相流、强腐蚀性等极端环境下管柱腐蚀的动态演变过程，国内外研究机构致力于原位在线监测技术研发，代表性技术产品及其性能参数如表2所示。

表2 几种腐蚀在线监测系统及性能参数

由表2可知，美国Rohrback Cosasco公司于2013年率先推出DCMS井下腐蚀监测系统，该系统基于电阻探针（ER）原理可实现不同时段累计腐蚀量的精准测量，具备最高69 MPa耐压和150 ℃耐温的优异性能，但存在无法获取瞬时腐蚀速率数据且存储周期较短（最长90天）的短板。

近年来，国内在测量参数、数据实时性以及智能化水平上实现显著突破。武汉科思特和湖北创联石油科技相继研发井下腐蚀在线监测系统，均通过电阻探针与交流阻抗技术（EIS）的集成创新，实现累计腐蚀量与实时腐蚀速率的同步监测，并借助地面无线收发器实现云端数据实时推送。

中国科学院金属研究所研制的CM-2100井下油井管腐蚀在线监测系统，基于电磁感应原理同步监测腐蚀深度、腐蚀速率及温度，在纯油/气非导电介质中兼具超低功耗（1次/h的采样频率可监测1年）与抗干扰优势。

上述技术通过多原理协同监测与集成化系统设计，有效突破了传统检测方法的技术局限，为井下管柱腐蚀防护策略的制定提供了实时数据支撑。

光纤传感技术作为当下井下管柱应力应变监测的核心技术之一，主要包含分布式光纤应变监测（DSS）与光纤光栅传感器（FBG）两大技术体系。

前者依托光的布里渊/拉曼散射效应，通过解析光信号频率或相位的细微波动，实现光纤全线的应变分布式监测，空间分辨率可达1 m以内，应变分辨率数十微米级，能够精准捕捉全井段管柱的形变分布特征。

后者则借助光纤光栅的布拉格波长随应变的动态偏移特性，通过高精度波长偏移量测量实现应变量化分析，应变分辨率微米级，可针对套管鞋、射孔段等应力集中区域开展微米级精度的实时监测。

近年来，光纤传感技术在井下管柱完整性监测领域实现规模化应用。大庆油田采用DSS与FBG技术组合，对套管井周向/轴向应变开展系统性监测，通过分布式光纤的千米级覆盖与光栅传感器的毫米级精度协同，建立起套管轴向应变与地层压力的动态关联模型。

胜利油田依托光纤技术的多参量监测优势，同步采集井下温度、声波及应变数据，通过高频次应变追踪，实时捕捉管柱在压裂液冲击等工况下的形变特征。

传统应变监测技术主要包括电阻应变传感技术和振弦式应变监测技术。

电阻应变传感技术基于压阻效应，通过粘贴在管柱表面的应变片，将应变引发的电阻变化转化为电压信号实现测量，适用于短期井下单点（井口、套管接箍等）短期应力监测，具有成本低、精度高的优点，但存在需有线连接、耐温性差、单点测量的局限。

振弦式应变监测技术利用钢弦振动频率随应力变化的特性进行测量，适用于油气井套管长期健康监测，具备抗干扰强、长期稳定、无需供电的优势，但存在响应频率低、仅适用于静态或缓变应力监测的不足。

机械井径检测技术凭借几何参数测量直观、检测多维全面和环境适应性强等优点，成为井筒变形检测的常用手段之一，可精准识别套管椭圆度、弯曲变形、缩径等几何缺陷。

其技术原理是利用多臂井径仪的弹性臂与井筒内壁接触产生径向位移，经传感器转化为电信号，从而实现内壁几何形态的量化。

产品方面，Schlumberger、Sondex、Halliburton等油服公司推出了覆盖24～60臂的系列产品。这些产品不仅具备多尺寸切换功能，还依托高密度触臂阵列与高精度径向位移传感技术，可适配常规井、水平井乃至超深井等复杂井况的检测需求。

现场应用方面，延长油田、长庆油田、克拉玛依油田等将机械井径技术应用到套管变形、腐蚀结垢检查等场景中，为井筒完整性评估与后续维护提供了可靠的数据支撑。

随着油气田开发逐渐向深海、深层等复杂区域推进，井下管柱面临（超）高温、（超）高压极端恶劣环境。管柱长期暴露于这类极端环境中，不仅会直接弱化管柱材料的力学性能、加剧结构应力集中，还会与腐蚀等作用形成交互效应，协同加速管柱表面缺陷扩展、裂纹萌生等损伤进程。因此，对温度和压力这两类致损因子的精准监检测，是实现管柱损伤早期预警、保障其服役安全的重要前提。

除应变监测外，光纤技术在井下温度与压力监测领域应用成熟，以分布式光纤温度传感（DTS）与FBG技术为代表。

渤海油田基于DTS与FBG技术协同监测，实现稠油热采井蒸汽吞吐全周期井筒、油套环空及水平段温度实时监测，在300～400 ℃区间内温度误差≤1 ℃，验证了光纤技术在高温工况下的适应性，管柱结构见图3。

图3 渤海油田高温井下测试系统管柱结构

胜利油田应用FBG与非本征法布里-珀罗干涉仪（EFPI）复合技术，实现井下温度和压力的长期实时监测，压力分辨率达0.0007 MPa，在生产井中连续监测5个月，为油藏动态分析提供高质量数据，温压传感器结构见图4。

图4 胜利油田井下温压传感器结构及测量原理

新疆油田针对SAGD井高温（300 ℃）、硫化氢腐蚀工况，研发DTS测温+F-P单点测压复合系统，实现全井筒分布式温度与井底压力实时精准监测，系统最长连续运行44个月且成功率100%，显著提升高温油藏生产调控效率。

传统的电子式监测技术主要包括石英/硅晶压力计和热电偶温度计。石英/硅晶压力计的技术原理是利用石英/硅晶材料的压阻效应或压电效应实现压力测量；热电偶温度计的技术原理通过热电偶的塞贝克效应进行温度监测，最后信号经电缆传输至地面系统解析。

两种技术具有短期精度高（如蓝宝石压力传感器精度±0.01 MPa，热电偶温度分辨率0.01 ℃）、技术成熟、成本适中的优点，适用于油气井投产初期单点或多点的温度和压力快速检测。

但其在高温环境（>150 ℃）易出现信号漂移、长期稳定性不足，且电磁干扰敏感、井下电缆易受腐蚀失效，限制了在超深井、高温井及长期监测场景中的应用，仅适用于常规井短期监测或作为光纤传感技术的辅助手段。

来源：安全健康与环境期刊

作者：花靖，靳彦欣，闫柯乐，程永钦，傅建斌，于超，解辉，夏晞冉

工作单位：化学品安全全国重点实验室/中石化安全工程研究院有限公司