石油钻杆螺纹连接部位无损伤检测的超声横波检测技术规范

石油钻杆是油气钻探的核心传力构件，其螺纹连接部位因长期受扭矩、拉伸及腐蚀介质作用，易产生牙底裂纹、根部疲劳损伤等隐蔽缺陷，直接威胁钻探安全。超声横波检测技术凭借对金属内部线性缺陷的高灵敏度，成为螺纹部位无损检测的主流手段。但螺纹结构的螺旋性、锥度及复杂几何形貌，对检测的规范性要求极高——任一环节的疏漏都可能导致缺陷漏检或误判。本文围绕该技术的实操规范，从人员资质、设备选型到缺陷判定、数据管理展开系统说明，为现场检测提供可落地的技术遵循。

检测人员的资质与能力要求

超声横波检测的专业性极强，检测人员需持有国家或行业认可的无损检测（UT）Ⅱ级及以上资质证书，且证书需覆盖“石油钻杆/金属螺纹构件”检测范围，有效期内的证书需附年度审核记录。

除资质外，人员需接受钻杆螺纹专项培训：内容包括API圆螺纹（牙型角60°、螺距3.175mm）、偏梯形螺纹（牙型角30°、螺距5mm）的几何参数，以及螺纹常见缺陷（如牙底轴向裂纹、根部横向疲劳纹）的形成机制。培训需由具备10年以上钻杆检测经验的高级工程师授课，确保人员理解螺纹结构对声束传播的影响。

实践能力方面，检测人员需具备至少200小时现场检测经验，参与过不少于10批钻杆检测项目，能独立解决耦合不良、声束偏移等问题。上岗前需通过模拟试件考核：在API螺纹模拟试块（含0.5mm牙底裂纹）上，准确识别缺陷位置与深度，考核合格后方可操作。

此外，人员需了解钻杆服役环境——如高扭矩（超过API标准15%）、腐蚀介质（含H₂S的钻井液）对缺陷的加速作用，能结合钻杆使用记录（如扭矩日志、下井次数）辅助缺陷判定，避免孤立解读检测数据。

检测设备与器材的选型规范

超声检测仪需选数字式脉冲反射仪，频率范围2-10MHz（螺纹检测常用2-5MHz），动态范围≥36dB，水平线性误差≤0.5%，垂直线性误差≤2%。设备需支持波形存储（至少1000条）与USB数据导出，便于后续复核。

横波探头的选择需匹配螺纹结构：API圆螺纹（锥度1:16）用K1-K1.5探头（折射角45°-56°），API偏梯形螺纹（锥度1:16）用K1.5-K2探头（折射角56°-63°）；晶片尺寸优先选6×12mm或8×16mm，确保声束覆盖牙底与根部——过小的晶片（如4×8mm）易漏检，过大的晶片（如10×20mm）则无法适配螺旋牙型。

校准试块需采用与被检钻杆同材质（如37Mn5合金钢）、同螺纹参数的标准件，内置预设缺陷：牙底轴向裂纹（深度0.5mm、1.0mm）、根部横向裂纹（深度1.0mm、2.0mm）。试块需定期校验（每年一次），确保缺陷尺寸误差≤0.1mm。

辅助器材需专用：不锈钢丝刷（丝径≤0.3mm，避免划伤螺纹）、工业甘油或超声专用耦合剂（声阻抗3.5×10⁶kg/(m²·s)，匹配钻杆材质）、游标卡尺（精度0.02mm，测量钻杆壁厚与外径）。探头保护膜磨损超过1mm需更换，耦合剂出现沉淀或异味需废弃。

检测前的钻杆预处理规范

螺纹表面清洁是耦合的关键：油污用工业酒精擦拭，铁锈用不锈钢丝刷轻除（避免破坏牙型），防腐涂层用刀片剥离（保留螺纹原始形貌）。清理后需用压缩空气（压力≤0.5MPa）吹干，确保表面无水分、油污残留——潮湿表面会导致耦合剂失效，产生杂波。

检测区域需明确：API标准钻杆的检测范围为“接头端面至螺纹末尾100mm”（覆盖完整螺纹段）；对于下井次数超过50次的钻杆，需扩展至螺纹末尾外20mm的直杆段（防止裂纹向直杆扩展）。区域用红色标记笔圈出，避免检测遗漏。

设备校准需在检测前30分钟内完成：用标准试块调整声速（37Mn5钢取5900m/s）、水平线性（通过试块上3个不同深度的反射体校准）、基准灵敏度（将1.0mm牙底裂纹的反射波调至屏幕满幅80%）。校准后填写《设备校准记录》，记录校准人、时间及参数。

声束路径的设计与验证规范

声束需垂直于缺陷方向：牙底轴向裂纹（沿钻杆轴线）用周向入射声束，螺纹根部横向裂纹（沿钻杆周向）用轴向入射声束。例如，检测API圆螺纹的牙底轴向裂纹时，探头沿钻杆周向放置，使声束与裂纹垂直，最大化反射波幅值。

声束覆盖范围需确保相邻声束重叠率≥50%：螺距3.175mm的API圆螺纹，探头移动步距≤1.5mm；螺距5mm的偏梯形螺纹，步距≤2.5mm。移动方向沿螺纹螺旋线，避免垂直跨越牙型导致漏检。

声束路径需用模拟试块验证：将探头按设计方向放置，观察预设缺陷的反射波——若幅值≥基准灵敏度80%，说明路径正确；若幅值＜50%，需调整探头角度（如K1换为K1.5）或移动方向，直至反射波符合要求。

需考虑螺纹锥度的影响：API螺纹锥度1:16，检测时探头需沿锥度方向倾斜3.5°（arctan(1/16)），确保声束垂直牙型——未倾斜的探头会导致声束偏移，使牙底缺陷反射波幅值下降40%以上。

现场检测的操作流程规范

探头移动需匀速（≤50mm/s），压力适中（0.5-1kg）——过快易漏检，过压会损伤探头或螺纹。移动方向沿螺纹螺旋线，避免横向滑动破坏耦合层。

实时观察超声仪屏幕：若反射波幅值≥基准灵敏度50%，立即停止移动，微调探头位置（前后、左右±1mm），确认反射波是否稳定。稳定的高幅值波（≥80%）需标记位置（用红色油漆画圈），记录反射波时间、幅值。

可疑缺陷需重复检测：用不同角度探头（如K1换K1.5）或不同入射方向（轴向换周向）验证——若两次检测的反射波位置、幅值一致，判定为缺陷；若不一致，视为杂波（如表面不平整）。

环境干扰需规避：温度＜0℃时提前预热仪器（30分钟），温度＞40℃时用遮阳伞遮挡钻杆（防止耦合剂挥发）；避免探头接触金属物体（产生杂波），避免线缆拉扯（导致信号中断）。

缺陷的判定与记录规范

缺陷判定需满足“三要素”：1）幅值：反射波≥基准灵敏度80%为严重缺陷，50%-80%为可疑缺陷，＜50%为杂波；2）位置：位于螺纹牙底、根部或接头过渡区（直杆段缺陷需结合服役情况判定）；3）尺寸：深度=声速×反射时间/2（误差≤0.1mm），长度=反射波持续的探头移动距离（误差≤0.5mm）。

缺陷分类需明确：按位置分“牙底裂纹”“根部疲劳损伤”“过渡区裂纹”；按方向分“轴向”“横向”“斜向”。例如，“API圆螺纹牙底轴向裂纹（深度0.8mm，长度5mm）”的描述需准确，避免模糊表述（如“螺纹缺陷”）。

记录需完整：每根钻杆的检测记录含“钻杆编号、型号、壁厚、检测时间、缺陷位置、缺陷类型、幅值、尺寸、检测人”，并附超声波形图（标注基准灵敏度、反射波位置）。严重缺陷需拍照片（清晰显示标记位置与螺纹形貌），存入检测档案。

检测数据的管理与复核规范

数据存储需双备份：电子数据存专用服务器（密码保护）与加密移动硬盘（每周备份），纸质数据装订成册（封面标注项目名称、时间），保存期限≥5年（符合石油行业档案要求）。

复核需由UTⅢ级人员执行：核对“设备校准参数（声速、灵敏度）、缺陷判定（幅值、位置、尺寸）、记录完整性（无遗漏项）”。若发现问题（如缺陷深度计算错误），需重新检测并修改记录。

数据需可溯源：通过检测记录能追溯到“钻杆生产信息（厂家、批号）、设备信息（超声仪编号、探头编号）、人员信息（检测人、复核人）、环境信息（检测温度、湿度）”——溯源性确保检测结果的真实性，便于后续缺陷原因分析。