陈同彦，刘锦昆，谭勇，王保计，郭海涛

1.中石化石油工程设计有限公司，山东东营257026

2.中石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营257237

埕岛油田海底管道监测与预警技术研究

陈同彦1，刘锦昆1，谭勇2，王保计1，郭海涛1

1.中石化石油工程设计有限公司，山东东营257026

2.中石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营257237

埕岛油田地处黄河口滩海交界地带，部分海底管道底部周围被冲刷淘空，给管道的安全运行带来严重的安全隐患，是埕岛油田安全生产的潜在威胁。为了解决海底管道运行期在位安全状态实时监测和预警问题，提高埕岛油田海底管道安全可靠性，针对埕岛油田海底管道的服役环境和退化特点，通过系统集成、安装工艺、配套软件的研究，初步形成了基于分布式光纤传感器的埕岛油田海底管道在位状态监测与预警系统，成功实现了对埕岛油田新建海底管道的在位状态的监测和预警；提出了建立海底管道在位状态安全管理的新思路，对提高埕岛油田海底管道的安全具有参考意义。

埕岛油田；海底管道；在位状态；分布式光纤；监测与预警

埕岛油田地处黄河口滩海交界地带，其环境条件、海底地质是世界上最恶劣的海区之一，海底不稳定，大冲大淤，存在相对滑移变迁的趋势，这些现象造成海底管道底部周围冲刷淘空，给管道的安全运行带来严重的安全隐患。中石化埕岛油田采用中心平台结合卫星平台、海底管道的半海半陆油田开发方式，海底管道在海底星罗棋布，是埕岛油田安全生产的神经及动脉。

海底管道处于海底，无法像陆地管道一样进行巡检。如果海底管道安全隐患不能及时发现，一旦遭遇恶劣海况，可能导致管道的泄漏或断裂，造成停产、海洋环境污染等严重后果，另外，管道破坏后的清污费用、后续修复工程、恢复海洋生态平衡等费用更是极其昂贵[1-4]。为提高管道安全性，结合埕岛油田海底管道设计施工特点，对海底输油管道在位状态监测技术进行研究，主要研究包括三部分：其一，海底管道在位状态监测系统研究，实现对海底管道在位状态的分布式实时监测；其二，海底管道在位健康状态预警系统研究，开发海底管道损伤识别和健康状况诊断软件；其三，海底管道在位健康状态监测系统的安装工艺研究，解决在位状态健康监测系统安装问题。研究成果在CB25A与CB25B平台之间的海底管道上进行了验证试验，取得了良好效果，表明在埕岛油田海底管道上安装安全隐患预警系统是可行的。

1 海底管道在位状态监测系统研究

通过对埕岛油田海底管道的隐患特点研究发现，威胁埕岛油田海底管道安全运行的因素主要来自三个方面：第一，海底管道悬空，管道自身承受较大的弯曲变形，同时易因涡激振动导致疲劳破坏；第二，海底管道裸露，裸露的海底管道因海床崎岖等因素，易在内压和温度共同作用下诱发管道整体屈曲；第三，海底管道腐蚀，局部减薄效应造成应力集中，可以引起管壁的强度失效，也可能在外压作用下因局部屈曲而出现“褶皱”等现象。

海底管道悬空、裸露以及腐蚀等可以通过管道的应变响应表现出某种特殊规律。如果通过分布式技术监测到管道应变响应的变化及其特殊模式，即可实现管道结构状态的监测和失效行为的预警。光纤传感技术目前被认为是最有发展前景的结构安全监测技术，尤其是分布式光纤监测技术，具有天然适应海底管道长距离线性布设的特点，在管道应变和泄漏的分布式监测方面具有一定的优势。分布式光纤传感器可以完成如下监测任务：其一，分布式温度监测；其二，渗漏监测；其三，外部侵入监测；其四，分布式应变和变形监测。分布式应变监测技术利用光纤布里渊散射原理实现应变的分布式测量，已经在大跨桥梁、长输管道的结构性态监测中得到大量应用[5-10]。本研究利用分布式光纤传感技术，建立了海底管道在位状态监测系统。

1.1 海底管道在位状态监测系统方案设计

埕岛油田海底输油管道在位状态监测系统主要包括四个子系统：传感器子系统、数据采集与传输子系统、数据管理与控制子系统和海底管道状态评价与实时安全预警子系统。其工作流程如图1所示。

图1 海底管道在位状态监测系统工作流程示意

四个子系统运行于四个层次：第一层次，通过数据采集单元采集传感器子系统拾取信号；第二层次，将采集到的光信号转换成数字信号并通过光纤宽带或无线互联网输送到数据处理与控制子系统；第三层次，由计算机系统完成数据的后处理、归档、显示及存储，并根据系统的指令为其提供特定格式和内容的数据以及处理结果；第四层次，将采集分析的数据进行综合评估，并进行预警处理。

1.2 海底管道在位状态监测的分布式光纤传感网络设计

海底管道状态识别与评定是通过对管道弯曲应变的分布式监测实现的，在位状态监测系统的实施基础是布设于海底管道上的分布式光纤传感器。海底管道表面的分布式光纤传感器测量的是海底管道的纵向应变，是海底管道弯曲应变与轴压应变的组合，因此海底管道在位状态监测的问题就转化为如何利用可观测的纵向应变获得海底管道的弯曲应变。通过对海底管道任意截面上的应变状态分析可知，管道纵向应变是弯曲应变和轴压应变的叠加，因此在管道截面上每相隔120°布设一条分布式光纤传感器，即可构成一个分布式的传感网络（见图2）当任意截面上三个分布式光纤传感器获得管道纵向应变后，由海底管道在位状态监测系统分析得到管道的弯曲和轴压应变以及中性轴位置，根据海底管道失效模式和安全评价指标对海底管道的状态进行判断和预警。

图2 管道截面与传感器位置

2 海底管道在位健康状态预警系统研究

建立监测数据与海底管道安全问题之间的对应关系，实现海底管道健康状况诊断，形成海底管道在位健康状态预警系统，是实现项目研究目标的关键。

2.1 海底管道状态光纤识别技术研究

海底管道在位状态光纤监测技术的实施基础，就是对海底管道应变响应的变化及其特殊模式的准确测量。利用管道荷载模拟试验箱和管道复杂荷载试验机，进行原型海底管道在典型荷载作用下的分布式应变监测试验，实现基于分布式应变的海底管道状态识别研究。主要进行4类试验：第一，横向荷载应变监测（模拟水动力荷载效应）；第二，基础沉降应变监测；第三，内压、轴力应变监测（模拟工作荷载）；第四，管道屈曲监测。第一、第二和第四类试验在荷载模拟试验箱中进行，第三类试验在管道复杂荷载试验机上进行。试验中，针对不同荷载工况采用分布式光纤传感器监测管道应变分布，并与传统离散测试技术（电阻应变片）的结果进行对比，以评估分布式光纤监测技术的有效性，形成了与之对应的横向荷载效应监测识别技术，基础沉降效应监测识别技术，内压、轴力效应监测识别技术和整体屈曲监测识别技术。

2.2 海底管道泄漏光纤识别技术

泄漏问题一直是海底管道安全运行所涉及的一个重要问题。在海底管道服役过程中可能出现各种形式的泄漏，比如腐蚀泄漏、疲劳裂纹等。管道泄漏监测的技术挑战在于泄漏在管道全长任意位置均可发生，并且初期泄漏量较小不易探测。

利用光纤传感器的分布式探测能力，将管道泄漏监测问题转化为管道沿途的温度监测问题，通过对泄漏所引起的管道周边环境的温度异常实现管道泄漏的探测。基于分布式测温的管道泄漏监测技术具有以下优势：其一，分布式探测，可实现管道全长任意位置的泄漏监测；其二，间接测量，分布式光纤传感器对外管表面温度进行测量，无需附着在内管结构上，大大降低了施工的技术难度和成本，提高了传感器布设的效率。

海底管道的分布式泄漏监测系统包括四个单元（见图3），即分布式光纤传感器、主动加热单元、分布式光纤温度采集单元和管道泄漏评价单元。

图3 海底管道分布式泄漏监测系统示意

通过管道泄漏模拟试验，对管道泄漏监测的敏感性和关键参数进行研究。研究表明：当泄漏液体温度高于管道周围土体温度3℃时，采用分布式测温技术可以准确探测到管道泄漏事件及其位置。

3 海底管道在位健康状态监测系统的安装工艺研究

海底管道特殊的施工工艺和运行过程需要承受的风、浪、流、海冰、意外荷载冲击、土体滑移、冲刷等都会对分布式光纤传感器在海底管道上的安装造成很大困难，在位监测系统的安装问题是建立海底管道在线健康状态监测系统最难解决的问题，决定着监测系统可否实际应用。结合埕岛油田拖管法施工特点，研制了新型光纤传感器和三步法海上施工方案，解决了光纤监测系统在双壁管海底管道上的安装问题。

3.1 海底管道状态监测的分布式光纤传感器研制

光纤本身具有传感和传输的功能，但是本身脆弱易损，作为传感器需一定的抗外界损坏作用的能力。当海底管道施工时，分布式光纤传感器需在管道上进行预装，在拖管施工过程中会受到一定的荷载作用，要求传感器具有一定的抗冲击的能力。同时传感器应具有较小的截面，容易与管道结合。为了满足以上要求，需要对光纤进行全尺度的封装保护。

新型光纤传感器通过多股钢绞线加强保护，使得表面强度得到提高。钢绞线封装分布式光纤传感器包括三个部分，即光纤、钢绞线和聚合物外保护层。光纤是传感器的感知单元，感受外部力学和热学作用；钢绞线是加强保护单元，通过螺旋缠绕与光纤之间产生较大的摩擦力，保证光纤与钢绞线协同变形；聚合物外保护层采用与钢绞线弹性模量呈相类似的聚弹性材料制作，包裹在钢绞线的外部，既起到传感器成型的作用，同时也起到防腐和保护的作用。钢绞线和聚合物保护层构成了分布式光纤传感器的封装层。传感器结构及实物如图4所示。

3.2 分布式光纤传感器布设技术

3.2.1 平管段分布式光纤布设

针对浮拖法施工特点，分布式光纤传感器的布设在浮拖管段预装、焊接完成后进行。经过对比，采用外管表面粘贴法进行布设，施工较为简便，粘结剂经过筛选采用国产凤凰牌WSR6101粘结剂。为了保证海底管道在浮拖和铺设过程中免受损坏，对施工过程中可能承受较大荷载的区域，对传感器采用闭孔泡沫板进行防护。

3.2.2 立管段分布式光纤布设

立管是海底管道承受环境荷载较大的区域之一，特别是浪溅区附近，经受的波浪、海冰荷载的冲击要远大于其他管段，立管区域的分布式光纤的保护尤为重要。

埕岛油田属于冰区，因此海底管道立管都设有抗冰护管，实际是由两片半瓦式钢板焊接到海底管道外管外侧。根据这一特点，通过设计修改，将海底管道外侧的抗冰护管由2片结构改为多片结构，在两片护管瓦片之间的接缝区域埋深光纤保护套管，可有效保护光纤不受冰、波浪等荷载的直接作用，示意图见5。对于立管其他区域，采用与平管段相同的粘贴法将分布式光纤布设到立管外侧，并进行闭孔泡沫板防护，见图5。

图4 钢绞线封装分布式光纤传感器

图5 立管段分布式光纤布设

3.3 外管分布式传感器的三步法海上施工方案

海底管道的海上施工非常复杂，作业窗口期短，分布式光纤传感器的安装布设须尽可能不影响海底管道的正常施工。

分布式光纤传感器的三步法施工方案为：第一步，采用表面粘贴法将分布式光纤传感器布设在水平管外表面；第二步，采用表面粘贴法和套管保护法将分布式光纤传感器布设在立管的外表面，同时布设水平段传感器的导引套管；第三步，在水平管和立管吊装焊接操作完成后，将水平管分布式光纤传感器的预留段穿入导引套管，并对传感器与套管连接部位进行封装保护。在整个海底管道的吊装和对接施工中，无需对分布式光纤传感器进行任何布设和熔接操作。

4 海底管道在位健康状态监测及预警系统海上试验

项目依托埕岛油田CB25A-CB25B平台间海底管道设置分布式光纤传感器，进行了海上现场监测试验，对海底管道监测系统功能进行现场验证。图6为监测系统获得的CB25A-CB25B平台间海底管道的分布式应变监测数据。需要说明的是数据两端较大的跳跃是由传感器与导引光纤焊接所导致的光损造成的，与被测海底管道的结构状态无关。

图6 分布式应变监测数据

数据显示在传感器所对应的150～460 m的范围内，海底管道应变为拉应变，且随着位置的增加，拉应变也逐渐增大，最大拉应变为150με；监测段的其余位置基本受到压应变的作用，压应变的最大值为100μ ε。监测段的拉、压应变数值均较小，结构安全度较高。试验表明研发成果达到预期效果，在埕岛油田浮拖法海底管道上实施海底管道在位健康状态监测及预警可行有效。

5 结论

海底管道在位状态监测和预警对保证海底管道安全运行具有重要意义，多年来一直是世界各国的研究热点之一。但由于受海底管道施工工艺等各种因素影响，其在钢制海底管道上的应用成果较少。

埕岛油田海底管道在位监测与预警技术研究针对埕岛油田海底管道的服役环境和退化特点，通过系统集成、安装工艺、配套软件及产品的研究与开发，成功实现了对埕岛油田新建海底管道的在位状态监测和预警，提出了建立海底管道在位状态安全管理的新思路，对提高埕岛油田海底管道的安全具有参考意义。

[1]周晶，冯新，李昕．海底管线全寿命安全运行的关键问题研究[J].工程力学，2011，28（S2）：97-108.

[2]帅健，张春娥，陈福来．非线性有限元法用于腐蚀管道失效压力预测[J]．石油学报，2008，29（6）：933-937.

[3]CHOI J B，GOO B K，KIM J C，et al．Development of limit load solutions for corroded gas pipelines[J]．InternationalJournal of Pressure Vessels and Piping，2003（2）：121-128.

[4]余建星，罗延生，方华灿．海底管线管跨涡激振动响应的实验研究[J]．地震工程与工程振动，2001，21（4）：93-97.

[5]FENGXin，WUWenjing，LIXingyu，etal．Experimental Investigationsondetectinglateralbucklingforsubsea pipelineswith distributed fiber optic sensors[J]．Smart Structures and Systems，2015，15（2）：245-258.

[6]藏铁军，藏天红．我国管道运输的发展概况[J]．管道技术与设备，1998（4）：1-4.

[7]王效东，黄坤，朱小华，等．油气管道泄漏检测技术发展现状[J]．管道技术与设备，2008（1）：24-25.

[8]李旦．长输原油管道泄漏检测定位研究[D]．西安：西安石油大学，2013.

[9]王剑峰，张在宣，徐向东，等．分布式光纤温度传感器系统新技术研究[C]//全国第12次光纤通信暨第13届集成光学学术会议论文集．四会：中国通信学会，2005：839-842.

[10]黄祥，甘孝清，李强，等．基于拉曼散射的分布式光纤测温系统应用研究[J]．长江科学院院报，2013，30（2）：92-95.

Research on monitoring and early warning technology of submarine pipeline in Chengdao Oilfield

CHEN Tongyan1，LIU Jinkun1，TAN Yong1，WANG Baoji1，GUO Haitao1
1.Sinopec Petroleum Engineering Co.，Ltd.，Dongying 257026，China
2.Offshore OilProduction Plant，Sinopec ShengliOilfield Branch Company，Dongying 257237，China

Chengdao Oilfield is located at the boundary of the Yellow River Estuary and the sea.Partial submarine pipelines surfer from scouring and become hanging which leads to serious pipeline safety hazard.It is a potential threat to the safe production of Chengdao Oilfield.In order to real-time monitor the submarine pipeline and provide the early warning for safety operation，Chengdao Oilfield online monitoring and early warning system based on the distributed optic fiber sensor technique is primarily developed by means of researches on system integrity，installation process，matched software，and successfully applied in new built submarine pipeline.The application results demonstrate that the proposed system can provide online monitoring and early warning for the submarine pipelines.

Chengdao Oilfield；submarine pipeline；online state；distributed optic fiber；monitoring and early warning

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.02.018

陈同彦（1976-），男，山东平度人，高级工程师，1999年毕业于青岛海洋大学工程学院，主要从事海上石油工程结构设计工作。Email：t-chentongyan.slyt@sinopec.com；dycty@126.com

2016-10-21