海底管道.docx

海底管道Alexander P. Albert美国得克萨斯州休斯敦Daniel L. LanierGEosciEncE EaRtH anD MaRinE 服务公司休斯敦Brian L. PerillouxWilliams MiDstREam服务公司休斯敦每个远景区的成功不仅依赖作业者的油气开采能力，同时还取决于作业者的油气输送能力。在许多地区，油气管道都是一种将油气从井口输送至炼厂最经济可靠的方式。管道公司想尽一切办法，竭尽全力实现输送系统的安全安装与运行。Andrew Strong英国汉普郡南安普顿油田新技术2011 年春季刊 ：23 卷，第 1 期。2011 斯伦贝谢版权所有。在编写本文过程中得到以下人员的帮助，谨表谢意 ：加拿大艾伯塔省埃得蒙顿的 KamRanAkbaRzaDEH ；休 斯 敦 的 MicHaEl CaRnEY ；海 牙TERRa Et Aqua 杂 志 的 MaRsHa CoHEn ；塔 尔 萨 威廉姆斯公司的 JuliE GEntz ；得克萨斯大学奥斯汀分校的 StElios KYRiakiDEs ；法国 La DfEnsE 的DomitillE LucEREau ；得克萨斯州 SuGaR LanD 塔塔钢铁国际有限公司的 FRank McWilliams 以及休斯敦 CoRRosion REsistant AlloYs 公司的 Matt PonD。IntEGRiti Platinum，PIPESIM 和 REalViEw 等是斯伦贝谢公司的商标。1. 有关油田内管道系统的更多信息，请参见 ：Amin A，RiDinG M，SHEPlER R，SmEDstaD E 和Ratulowski J ： 海上油田生产从储层到处理设施”，油田新技术，7 卷，第 1 期（2005年春季刊）：4-17。2. 许多技术研究机构已发布了海底管道设计、建造和检查规范与规程，如美国国家标准学会、美国石油学会、美国机械工程师学会、挪威船级社、英国气体专业学会和英国近海作业者协会等。可在英国健康与安全管理局查找到各种国际标准代码 ： UsE ofPiPElinE StanDaRDs anD GooD PRacticE GuiDancE”，HttP:/www.HsE.GoV.uk/PiPElinEs/REsouRcEs/PiPElinEstanDaRDs.Htm（2010 年 11 月 25 日 浏览）。3. ConnEllY M ： DEEPwatER PiPElinEs TakinG tHECHallEnGE to NEw DEPtHs”，OffsHoRE MaGazinE，69 卷，第 7 期（2009 年 7 月 1 日）：94-97。4. MacPHERson H ： UniquE CHallEnGEs in ManaGinGDEEPwatER PiPElinE IntEGRitY”，PEtRoMinPiPElinER，5 卷， 第 3 期（2009 年 7-9 月 ）：14-25。5. KCI Publications（编辑）： ClaD PiPEs ：GRowinGMaRkEt IncREasinG REquiREmEnts”，StainlEssStEEl WoRlD，20 卷（2008 年 1-2 月）：18-21。4陆上和浅水盆地中的油气田已逐步进入开采的中后期，为应对这一局面，许多勘探与生产公司正将其储量开采触角延伸至海上深水远景区。通过钻井与完井作业证实远景区开采的可行性，之后准备进行平台建造与布署。即使在完成了油井与平台的连接工作后，还有很多的工作尚待完成。如何将产品输送到市场，这一问题必须要落实到位。对于已有基础设施的开发区域而言，通常需要铺设几公里的输出管线，以连接平台与现有的输油管道。在偏远地区，作业者必须在几公里的范围外铺设大量管道系统，或是依靠船运（通常为浮式生产储油卸油（FPSO）船的穿梭油轮），将产品输送至接收站，然后一般是通过管道再输送到炼厂。在找到切实可行的输送方式之前，来之不易的储量无法得到开采，作业者只能将这些储量留在地下。在勘探与生产公司向更深水区域进军的同时，管道公司也在努力与其保持同步。为了实现这一目标，管道行业必须设计并安装高标准的管道系统，即能在深水、黑暗、高压和低温环境中，将高温高压流体向上推送很长的距离。即使面对上述挑战，管道行业仍在不断创造纪录。2000年，管道公司为墨西哥湾的Hoover-Diana项目铺设了64公里（40英里）长的管道，水深达到1450米（4800英尺）。2005年，Blue Stream项目在黑海2150米（7050英尺）水深区域成功安装了长度为386公里（240英里）的双管道。2008年在Perdido Norte项目中，管道公司在墨西哥湾的Alaminos Canyon与EastBreaks地区之间铺设了206公里（128英里）长的管道，水深在1067米到2530米（3500英尺到8300英尺）之间，创造了管道铺设水深新纪录。计划在2011年铺设的Galsi管道将在地中海水下从阿尔及利亚延伸至撒丁岛，预计将创造2824米（9265英尺）的新水深纪录。管道公司也在不断打破管道长度纪录。2004至2007年间，在挪威和英国之间铺设的Langeled天然气管道的长度达到1173公里（729英里），成为世界上最长的海底管道。无论是否创造新的纪录，每条管道都有其独特之处。产品的化学性质在很大程度上决定了管道的材质选择，而管道长度和深度梯度则决定着作业压力与流量，这些因素又进而影响着管道直径与管壁厚度。这些设计因素对管道作业和维护都产生直接影响。本文对海底管道的建造、运行与监测等方面进行了介绍。油田新技术“ 1“ 管道各部分组成。油田内管道（粉红色）从井口延伸至平台或其他初步集油和处理设施。输出或销售管道（绿色）从平台向下游延伸。设计考虑因素管道系统包含所有管道、阀门、泵、仪表以及用于输送采出液流的设施。这些系统可被分成几个不同的部分（上图）。油田内管道为相对小直径的管道（小于16英寸），位于井口与生产平台或FPSO之间，包括出油管、集油管和立管1。油田内管道输送的是油井产出液混合物，通常包含气、油和水；而对于气井而言，输送的是天然气、天然气凝析液和水。输出管道也称主干线或输送管线，通常由较大直径管道组成（1644英寸），用于从一个或多个油田向岸上输送加工过的流体。加工过的流体在生产平台或FPSO上经过分离和初步处理，通常是具有少量水或气体与凝析液的油流。这些管道通常与陆上管道相连，进而将流体输送到位于内陆更远处的炼厂。管道的建造要依据严格的标准与规范2。海底管道的设计规定必须考及管道铺设沿线的地形等。这些因素将最终影响管道成本、制造方法、管道铺设技术和运行计划等。管道在设计上要能够承受在指定流量下产生的内部压力。然而在深水环境中，内部压力成为次要问题，管道如何承受由于水深而产生的外部挤毁压力是主要问题，特别是在管道中无流体通过的铺设阶段。椭圆度和抗压强度决定了对静水挤毁压力的抵抗能力，而椭圆度和抗压强度是由管道的冶金组成和管壁厚度实现的3。因此，一般环境下内部压力决定了管道厚度，而对深水管道而言，静水压力成为管道厚度的主要影响因素。虽然破裂和挤毁压力是主要驱动因素，但管道设计还必须要考虑其他因素。一项对墨西哥湾管道的研究表明，腐蚀是管道损坏的最主要原因4。管道输送流体的组成和温度可影响管道对内部腐蚀的敏感度，因此冶金工艺成为一项重要的设计考虑因素，不含碳氢化合物，并混有水、二氧化碳、氯化物或硫化氢（H2S）的腐蚀性混合物，且通常处于高温环境下。并且由于油藏的逐步开发会改变流体混合液的组成，因此条件通常会随着时间而发生改变。管道行业已研发出多种缓解腐蚀问题的方法。一些管道设计增加了管壁厚度，以补偿预计腐蚀所产生的金属损失。有些管道则采用耐腐蚀合金（CRA）。这些合金混合了多种金属，如不锈钢、铬、镍、铁、铜、钴、钼、钨或钛。CRA可比碳钢管更有效地对抗腐蚀，通常根据其对特定采出液特性的抵抗能力进行选择。虽然拥有很好的耐腐蚀性，但CRA不具备碳钢管的抗张和抗压强度。可将CRA覆层用在管道内部。这样碳钢外管可承受内部和外部压力，而合金覆层可实现防腐保护5。选择CRA时还必须要考虑合金的强度、韧性和可焊性。虑多种因素，包括设计长度、水深、温度、管道输送流体的组成和流量以2011 年春季刊仅要提供抗压强度，还要对抗腐蚀威胁。油田内管道输送的未加工流体包5的损坏（左下图）。热应力是另一个难题。热原油在管道中的流动可引发金属膨胀，进而会导致管道位置移动。对于在两个固定点间的直管线而言，此种移动可造成管道系统的灾难性损害。然而，工程师可通过设计一种稍微曲折的管道，允许沿着管道发生横向移动，来补偿膨胀和收缩作用。此种构造甚至 熔结环氧粉末涂层。为防止管道受到腐蚀和机械损坏，以静电喷涂的方式将环氧树脂涂层喷涂在钢管上。树脂喷涂温度为110oC（230F），之后发生热塑性硬化。通常涂层的厚度在350可减缓地震和泥流引发的移动。至450微米之间。可喷涂第二层涂层以实现额外保护。（示意图由EUROPIPE公司提供）。管道制造在采用耐腐蚀冶金材质的同时，通常还采用化学抑制方法来减轻腐蚀，该技术通过在采出液流中添加化学添加剂来降低流体的腐蚀性。管道易受到外部腐蚀的伤害，对于海底管道而言，海水是产生腐蚀的主要元凶，作为一种高效的电解液，容易形成水溶液腐蚀。所有金属和合金在该环境下都会受到腐蚀影响，其程度取决于各自的电势和海水的pH值。可通过阴极保护技术在一定程度上减少引发腐蚀的电化学反应6。然而，随着深度的增加，水温下降且导电性降低，因此降低了用于保护管道阳极的有效性。此外，设计规范中还必须预防生物化学反应。海洋淤泥中的硫酸盐还原菌可生成侵蚀管道的硫化氢，而其他生物（如帽贝或附着甲壳动物）可刮伤或钻入无防护层金属。为防止水下环境产生的破坏并延长管道使用寿命，可在采用阴极保护技术的同时，施加熔结环氧粉末涂层（FBE）或其他外部涂层（上图）。管道设计还必须防止金属疲劳，这是一种由施加在管道上的周期载荷而引发的渐进式局部损坏。当水流在无支撑管跨段之上或之下流动时，产生的涡致振动（VIV）会引发一种周期载荷。当管道穿越海床地带中的倾角和峡谷时，或当水流冲刷腐蚀裸置管道下的海床时，会形成这样的管跨段。可采用VIV抑制装置，如螺旋翅片底板和挡板，以保护管跨段免受洋流用于建造管道的管子被称为干线用管。大多数干线用管是由碳钢材料制成的，通常选择特定的合金来实现重要的力学和冶金特性，有时也会使用不锈钢材料7。管道用钢的力学特性要求十分严格，要求单个钢级具备高强度、延展性、韧性、耐蚀性和可焊性。通过仔细校准合金化学性质以及生产过程中的热机械处理工艺，来实现干线用管的设计特性。从钢厂到管道排放场的整个生产过程中，都要监督质量控制工作。干线用管技术规范通常要求专业的工艺流程，从铸造钢锭到后续的将板材与带钢合为一体，最终形成干线用管。大多数工艺流程都由计算机控制，之后再通过无损检测的综合阵列进行检验，包括超声波、磁性粒子以及X射线评价厚度和焊接情况。干线用管不是无缝焊接就是滚焊。无缝管的外径可达到16英寸。滚焊类管的外径通常在16英寸至64英寸之间。大多数无缝管开始时要在转底炉中加热钢锭或钢坯，之后利用冲心机穿透。穿透的钢锭被送往冲孔轧钢车间，在此根据直径将其拉长并减小管壁厚度。将心轴插入空心锭的环空中，以在钢锭通过一系列滚轴时，起到固定和定型作用，之后将其送往专门加工车间，以获得精确的管子形 管道底板。水流流经无支撑管跨段时，会在管道尾端产生漩涡（插图）。当漩涡离开管道时，就会产生震动，使管道因受到周期载荷而受损。可将VIV底板固定在管道外侧（黄色），以分散水流的流动，迫使漩涡远离管道。（示意图由Mark Tool & Rubber公司提供）。6状、厚度和直径。油田新技术在建造滚焊管时，开始要根据要求的管道直径，将钢卷分成宽度相同的几段。之后将其卷绕并挤压，以形成具有特定尺寸和厚度的板材。将板材冷加工，形成管状结构，并焊接接缝，形成管子。完工后的管子要经过流体静压试验，之后还要进行各种力学测试，以测量硬度、抗张强度和其他特性。为防止腐蚀，还可在干线用管上喷涂一层环氧树脂涂层。之后分别对每个管子编号，并配备证书，记录其冶金工艺、物理属性和制造过程。管道路由海底管道路线计划必须考虑当地地形以及伴随飓风、海啸、海底地 管跨段。管道下方的不平坦地形或海底水蚀冲刷可产生管跨段。为防止产生与管跨段相关的管道问题，可利用专用船只将低洼区域用岩石充填。震、泥流、强流和侵蚀产生的气象异常和地质灾害。管道路由直接影响开采项目的成本和可行性。管道路由最终要综合考虑以下因素： 需要最大限度地缩短管道长度，同时减少对可能损坏管道的岩石或碎屑的预清除需求。 最大限度地降低对挖沟、掩埋和管跨段修复的需求。 避免管道交叉8。管道路由方案的选择远不是在两点间铺设一条直管道那么简单。路由设计必须考虑诸多因素，包括地形；管道铺设下方沉积物的稳定性；对底栖生物群的影响；船运、打捞、钻井和建筑活动的影响；以及可能穿越计划管道路径的现存管道等9。此外，路由还会受到不平坦或崎岖海底地形的影响，此种地形会增加由VIV或弯曲应力引发的管跨段或损坏的可能性（右上图）。当沿着陡坡向上或向下泵送油气时，不平坦地形也会导致严重的地形诱发应力波动10。在勘测潜在路由之前，要提前很长时间进行初步桌面调研。桌面评价中要绘图标出地理边界、现有管道、海上设施、环境敏感区、考古遗址、禁区以及管道预计开始点与结束点之2011 年春季刊间已知的地质或海洋隐患。桌面评价工作要给出规定的海床取心间隔，并指出何处的海底条件或路由要求需要额外的沉积物取样。这一初步评价工作是重要的一步，有助于开发计划的管道路由、识别需要更详细评价的区域、并确定如何开展后续安装前勘测。因此，例如当桌面评价工作发现在管道路由附近存在已知的军械倾倒区时，就需要利用远程操纵潜水器（ROV）进行直观勘测。接下来，由海底勘测承包商进行安装前勘测，绘图标出计划路由沿线的浅滩危险区、海底障碍物、考古遗迹和底栖生物群位置。安装前勘测采用一种宽线勘测法，包括对预计管道路线两侧的补偿，以涵盖管道铺设驳船抛锚可能会干扰的区域。通过宽线勘测还可设定用于微调预计路由的限界。在深水区域，标准的宽线约为760米（2500英尺）宽。勘测作业可评价海床上以及水下浅层的地质特征与人为地貌。海床地质隐患包括漂石、断层崖、气孔、礁体和不稳定斜坡；地下地质隐患包括含气沉积层、压力异常区和埋藏河道。人为障碍物包括管道、井口、沉船、军械装置、通信电缆以及之前油气作业遗留的井口装置和残余物等。勘测作业对保护海洋环境起着十分重要的作用。勘测作业可有效识别深海底栖生物高密度聚集区，如化能合成群落、珊瑚和硬海底海洋生物。特别是化能合成群落与地球上的大多数其他生物不同，它们利用碳氢化合物的化学能，生成生物量显著高于周围海底环境的群落11。认为这些群落与地质断层、天然油气渗漏以及油气充填沉积层有密切的关系。6. 阴极保护是一种用于最小化管道或其他金属构造腐蚀速度的技术。该技术不是消除腐蚀，相反，它将腐蚀从保护结构转移至可更换的牺牲阳极（极片或金属棒）。阴极保护技术依靠腐蚀的电化学特性，因此电流通过牺牲阳极排出，避免管道遭受腐蚀。7. KYRiakiDEs S和CoRona E：MEcHanics of OffsHoREPiPElinEs，VolumE I：BucklinG anD CollaPsE。阿姆斯特丹：ElsEViER，2007年。8. Bai Y和Bai Q：SubsEa PiPElinEs anD RisERs。阿姆斯特丹：ElsEViER，2005年。9. 底栖生物群落由水体底部生存的生物组成。10. CRanswick D：“BRiEf OVERViEw of Gulf of MEXicoOCS Oil anD Gas PiPElinEs：Installation，PotEntialImPacts，anD MitiGation MEasuREs”，新奥尔良：美国内政部矿产管理局，OCS报告MMS2001-067，2001年8月。11. MacDonalD IR（编辑）：“StabilitY anD CHanGEin Gulf of MEXico CHEmosYntHEtic CommunitiEs。VolumE II：TEcHnical REPoRt”，新奥尔良：美国内政部矿产管理局，OCS研究MMS 2002-036，2002年。7果，以探测并评价勘测区域内的海底物体和特征。 浅穿透浅底地层剖面仪，用于确定沉积层上部15米（50英尺）范围内的近地表地质特征。 高频单波束和多波束测深仪，用于连续测量水深，多波束反向散射数据可提供海底构造信息。后续勘测通常包括水下照相机、录像机、取心器或其他地球物理测线等。假如这些仪器发现存在沉船残骸或人造物聚集（如瓶子、瓷器或成堆 移锚。常规系泊式铺管船通过向前松出前锚并在船尾放出锚链，在前进时将管柱从船尾放出。部分锚链，尤其是侧锚，会在该过程中被向侧面拖拽，最终要由操锚船重新安放所有锚链。石渣等），那么这一发现则提示应建立缓冲带并停止进一步作业，以防止底栖生物群落通常需要几百英尺的缓冲带才能得到更好的保护。管道铺设以及相应的起抛锚活动会对深海生物产生不利影响。除了管道铺设、抛锚以及相关锚泊装置产生的实际影响外，这些活动产生的干扰和沉积物再悬浮也会带来潜在危害。勘测结果可有效用于规划缓冲带。政府对管道许可证的批准主要依据海底勘测结果。勘测作业需利用政府法规规定的各种仪器，详细探查海底环境。勘测仪器根据不同的GPS导航系统进行调整，以确保不同数据在位置上的整合。通常至少要包括下述仪器： 磁力仪，以确定管道和其他铁磁物体的存在。 侧扫声纳，用于记录连续成像结现场受到破坏。遇到考古发现时，需立即通知政府当局，由政府当局评价该遗址的潜在历史重要性。因此，勘测作业通过提供一种探测地质灾害、底栖生物群和考古遗址的方法，使得管道作业者能对计划路由做出调整，以防止对环境和管道造成损坏。管道安装与铺设铺管船在设计和能力上的变化也说明了管道行业从浅水向深水区域的转变。正如钻机发展以适应更深水环境一样，铺管船也经历了相似的过程，从浅水铺管船发展为深吃水船和半潜式装置。很长时间以来，铺管船一直被用于在大陆架的相对浅水区域铺设管道。早期的铺管船采用常规系泊的方式，并依赖多个锚钩（根据船只的大小，通常为12个或更多）（左上图）。当管柱从船尾放出时，铺管船通过在船头松出锚链同时在船尾放出，以向前移动。当所有锚链都松出后，由操锚船重新安放锚链，之后铺管船再向前行。然而长锚链降低了轨道控制的精确度，因此常规系泊式铺管船的使用深度仅限于1000英尺（305米）左右12。深水作业需要利用铺管船或半 S型铺管船。Allseas Solitaire是世界上最大的铺管船，总长达300米（984英尺）（不包括船尾托管架）。该船能铺设直径2英寸到60英寸的管道，其夹持力为1050吨，能够铺设最重的管道。从船尾延伸的架构控制托管架的角度，图中为高出水面的部分（插图）。（图片由Allseas公司提供）。8潜式装置能够通过动态定位实现轨道控制。这些船只采用多个推进器（通过方位角旋转实现反向推动的螺旋油田新技术辊），以到达预期位置。动态定位系统通常是由连接于星载地理定位系统的计算机系统驱动。与常规系泊方式相比，动态定位虽然需要更多的燃料，但提高了管道铺设作业的效率13。管道设计，尤其是直径、厚度和冶金工艺，决定了管道在安装过程中能承受的最大张力、压缩力和弯曲应力。同样，为避免在安装过程中出现会导致管道变形的极限应力，安装技术的选择也是十分关键的。安装技术的选择在很大程度上受到水深的限制，最常见的安装技术包括S型铺 S型铺管示意图。在管道被下放至海底的过程中，由船头和船尾推进器控制铺管船的位置。长托管架从船尾伸出，其形态控制升离点和着陆点间的角度。（图片由Allseas公司提供）。管、J型铺管、卷筒式和牵引式铺管技术。由于管道从铺管船下放至海底时，管道呈现细长的S型形态，因此将其命名为S型铺管技术，该技术最初设计用于相对浅水区域。一个长托管架和一个桁架式结构（装备有滚轴和张紧装置）是区分S型铺管船的显著标志（前一页，下图）。托管架固定于船尾，以在管道离开铺管船时起到支撑作用。在S型铺管船上，当管道位于甲板时，每根干线用管都水平放置、焊合、进行X射线或超声波检查并喷涂FBE涂层。托管架的结构影响管道下放至海底时产生的弯曲应力。管道在升离点离开托管架，在着陆点切向接触海底（右上图）。在过弯曲区（管道离开船只的区域）和垂弯区（从管道海底着陆点向上延伸），管道要承受极大的应力。由托管架上的滚轴控制过弯曲区的弯曲度，由张紧装置和船只定位装置控制垂弯区的弯曲度14。12. CRanswick，参考文献10。13. KYRiakiDEs和CoRona，参考文献7。14. KYRiakiDEs和CoRona，参考文献7。15. KammERzEll J：“PiPElaY VEssEls SuRVEY EXPanDs toIncluDE WoRlDwiDE FlEEt”，OffsHoRE MaGazinE，69卷，第11期（2009年11月）。16. CHEYEnnE油田出油管的铺设水深达到8960英尺通过改装托管架和张紧系统，S型铺管技术已能够应用于超深水作业15。深水作业需要一个陡的升离角，以适应过弯曲区，这可通过更长、更弯曲的托管架来实现。迄今为止，该方法已应用于水深达到8960英尺（2731米）的作业中，并且在此类项目中，托管架的长度常常超过450英尺（137米）16。J型铺管技术开发用于在深水中铺设管道。近似垂直的装配塔是J型铺管船的显著特征（下图）。管道段被放置在装配塔的最高点，并在自动焊接站垂直连接。之后管道被下放至超声波检查站和野外喷涂站，然后再经由月池进入水中17。在部分船体中，短托管架延伸至船身下方，以支撑管柱，管柱会在接触海床时呈现J型形态。这种外型会使管柱在深水中承受较低的弯曲应力。然而，J型铺管技术无法用在深度低于200500英尺（61152米）的浅水区域，此种水深会限制管子接头的外形，并对管道施加巨大的弯曲应力。也可利用卷筒式铺管船铺设管道。在陆上卷轴基地，将几段约1公里（0.62英里）长的硬钢管道焊合（下一页图）。检查焊缝，并喷涂坚固的（2731米），与位于墨西哥湾Mission CanYon920区块的独立中心平台相连。17. 月池为船体上的一个开口，设计用于允许设备在甲板与海水间通过。在卷筒式铺管船和某些J型铺管船上都可能有月池。2011 年春季刊 J型铺管示意图。管道被提升至垂直塔顶端，并在下放入水的过程中经过焊接站、超声波检查站和野外喷涂站。J型铺管技术适用于深水作业，因为管道仅在海底弯曲一次，因此在安装过程中承受更少的应力。J型铺管方法不适用于浅水作业，因为管道无法承受巨大弯曲应力。（根据Kyriakides和Corona的资料改编，参考文献7）。9的架构，其中混凝土管道可埋在现有海床深度下方。在英国东海岸的Easington，该方法被用于铺设Langeled管道（下一页图）。这一直径44英寸的天然气管道DEEP BLUE 卷轴基地。Technip公司的卷轴基地位于美国阿拉巴马州Mobile附近，能为卷筒式铺管船处理并焊接外径为18英寸的管道。该装配设施包含两条独立的焊接线，以及校准、焊接、无损检测和现场接头喷涂站。Technip的Deep Blue铺管船停靠在远端（左上），正在往船上卷取管道。铺管船（插图）长677.5英尺（206.5米），装配有直径为131英尺（40米）的双卷筒，每个卷筒能够搬运2800吨外径在4英寸到18英寸的刚性管。可在甲板下方携带柔性管。（图片由Technip美国公司提供）。在一个之前挖掘的近海海沟中靠近海岸，该海沟离岸12英里（20公里），起始水深为120英尺（37米）。根据浅水作业的需要，为防止抛锚、拖网和坠落物体造成的损害，对6.5英尺（2米）深的海沟进行了回填，以埋藏管道。为顺利上岸，在低潮期需利用陆上重型建造设备建造一个临时堤道。堤道提供了穿过潮间带的通道，以在堤道旁边建造一个787英尺（240米）长的板桩围堰。围堰起始于高水位内陆上的连接坑，并从低潮位200英尺（60米）外的海滩向外延伸20。在海岸和天然气终端之间有一个不稳定的悬崖壁。利用隧道挖掘机挖掘出1247英尺（380米）长的混凝土柔性环氧或聚乙烯防护涂层，之后将管道卷绕至船载卷筒上。在甲板上卷绕管道后，铺设船驶向管道铺设区域。在铺设区域将管道从卷筒上放下来，矫直并向海底抛锚。在深水区，可能需要拉紧管道，以最大限度地减少下弯，否则下弯情况会在管道下放至海底的过程中继续发展。如果下弯情况十分严重，管道将发生变形。之后，根据天气条件，铺管船约以1节（1.85公里/时或1.15英里/时）的速度向前行驶，同时缓慢放出管道。当所有管道从卷筒放出后，将管堵焊接在适当位置，以密封管道末端，随后将其下放至海底。利用浮标标记管道末端。之后，铺管船会前往港口，以补充卷筒或装载新的全负荷卷筒。在回到海上作业地点后，将之前管道末端从海底提出，与新管道焊接在一起，并重复上述过程18。牵引式铺管技术为第四种铺管方法，通常用于绝缘的管中管或成捆的管组。该方法首先需要在陆上装配设施中进行焊接、检查、接合处喷涂10和阳极安装。随后将装配管放置在水中并淹没。通常要连接浮箱和链条垂链，以实现零浮力。然后由远航拖船或海上支援船沿着严格控制的路线牵引管道，此路线此前已进行勘测，以识别海底潜在的危险情况。能够在陆上设施的受控条件下应用复杂或专业的制造技术是牵引式铺管技术的优势。然而，管道长度也受到装配设施空间局限的限制19。该方法尤其适用于成捆的管道，其中多个管段或集成管束被捆绑并罩在一个输送管内。然而，牵引过程中管道可能与水下障碍物接触，因此该方法存在较高的管道损坏风险。在管道安装的整个过程中，可结合采用几种技术，尤其是当计划路由的水深存在大幅变化时。当海底管道接近陆地而必须在海陆之间多变的区域铺设管道时，可能会遇到最具挑战性的难题。为解决这一问题，可从海滩建造一个围堰，向近岸水域延伸数百英尺。由挖掘船挖掘向海通路，以使铺管船到达围堰。围堰提供了一个稳固隧道，该隧道作为穿越悬崖的通道，可实现天然气终端、连接点和围堰间的连通。在铺管船到达前完成了隧道和围堰的建造。利用一台500吨的绞车将管道从铺管船牵引至连接坑，并在低潮位下方43英尺（13米）处捆扎管道。在将海上管道与陆上管道连接时，对管道焊缝进行了检查并喷涂涂层。将隧道和管道安全掩埋后，清除堤道和围堰并将现场恢复为自然状态，不遗留管道着陆的明显痕迹。该管道输送的天然气量约占英国天然气需求量的20%。运行与维护深水管道在高流体静压下的低水温环境中运行。尽管环境较为恶劣，但大多数管道的使用寿命都在20到40年，这在一定程度上是由于防腐处理以及仔细的管道监测延长了其使用寿命。固体化合物（如沥青质、水合物和石蜡）的形成是深水管道工程师主要关注的问题21。在某些环境下，这些化合物可增加流体粘度，并限制管油田新技术 Langeled管道上岸。J.F.J. De Nul挖掘船朝向从海岸延伸出的围堰，挖掘向海通路。临时的砂堤提供了到达围堰的通道，围堰由位于堤道右侧的金属桩建造而成。围堰延伸至潮间带之外。（图片由Terra et Aqua杂志提供）。道内的流体流动。压力、温度、流体组分、管壁、流态和剪切力可影响石蜡与沥青质的沉积。为了准确了解这些参数如何影响管道内的沉积情况，斯伦贝谢工程师开发出了一个试验装置。RealView实时固体试验装置用于测量湍流状态下的油沉积，温度控制在4oC（39oF）至150oC（302oF）之间，可适应压力达到103 MPa（15000 psi）。该沉积试验装置还适用于测试含硫化氢流体。在封闭的批处理模式下，该试验装置每次测试仅需150毫升（9.15英寸3）的取样体积，而在流动试验中，该装置可适应1升（61英寸3）的取样体积。RealView试验装置由一个圆筒形容器组成，该容器带有一个轴向居中的2011 年春季刊热源。容器外壁静止不动，内壁或心轴旋转，以在环隙内产生湍流或层流态。通过控制该实时固体沉积试验装置，能够精确并独立地调节压力、温度、温差和主轴转速。收集沉积物后利用高温气相色谱法对其进行定量分析，以分析石蜡沉积。模拟蒸馏是一种利用气相色谱法模拟实验室蒸馏过程的技术，可利用该技术分析沥青质沉积。之后利用沉积质量计算沉积速率。RealView实时固体沉积研究可帮助作业者评价在具有代表性的环境中化学添加剂对沉积物的影响。RealView试验数据也可用在商业软件中，如用于进行石蜡和沥青质沉积模拟的PIPESIM生产系统分析软件。有了这些试验结果，作业者可微调管道系统中流速、确定需要执行补救程序的频率并选择最佳的化学处理方案与用量。18. KYRiakiDEs和CoRona，参考文献7。19. 截至2007年，牵引式管道的最大长度为7公里（4.35英里）。KYRiakiDEs和CoRona，参考文献7。20. VERcRuYssE W和Fitzsimons M：“LanDfall anDSHoRE APPRoacH of tHE NEw LanGElED PiPElinE atEasinGton，UK”，TERRa Et Aqua，102卷（2006年3月）：12-18。21. 有关沥青质的更多信息，请参见：AkbaRzaDEHK，Hammami A，KHaRRat A，ZHanG D，AllEnson S，CREEk J，KabiR S，JamaluDDin A，MaRsHall AG，RoDGERs RP，Mullins OC和SolbakkEn T：“沥青质问题研究与分析”，油田新技术，19卷，第2期（2007年夏季刊）：22-43。有关水合物的更多信息，请参见：BiRcHwooDR，Dai J，SHElanDER D，BoswEll R，CollEttT，Cook A，DallimoRE S，FuJii K，Imasato Y，FukuHaRa M，Kusaka K，MuRRaY D和SaEki T：“开发天然气水合物”，油田新技术，22卷，第1期（2010年春季刊）：18-33。11 荧光检测器，利用光源激发目标材料中的分子，以获得更高的能级。当这些分子恢复为低能态时，会发出不同波长的光，并通过荧光检测器进行测量。 质量平衡方法，监测安装于管道上的两个或多个压力传感器间的压降。 甲烷探测器，依靠溶解甲烷的扩散，通过隔膜并进入传感器腔室，在那里溶解甲烷会改变电阻，进而生成检测器信号。光学非分散红外光谱法是该方法的一种。利用该方法，以特定波长红外光吸收度的形式测量甲烷浓度，检测器中红外光的强度是甲烷浓度的计量标准。 智能清管器。管道检测仪最初用于清除管内沉积物并确保流体流动。现代清管器作为一种精密设备，能够严格测量管道的内表面、焊接完整性、阴极保护以及腐蚀情况。利用磁漏和超声波测试技术，清管器可在单次检查过程中检测金属损失和管壁特征。该设备适用于16英寸的管道，约3.6米（11.8英尺）长。（图片由ROSEN集团提供）。 无源声波传感器，当破裂或泄漏产生的声波通过装置或水体传播时，利用水下检波器测量声波的压强。利用两个以上的传感器测量声波的到需要对部分管道隔热或加热，以应对适当的热动力条件。许多管道依靠化学注入抑制剂或溶剂，如乙二醇、三乙烯基乙二醇或甲醇。作业者也需要定期采用机械方法，清除管道上的堆积物。管道检测仪（清管器）为活塞式装置，用于清洁管道内壁。有多种尺寸、形状和材料的清管器可供选择，包括金属管刮管刀、弹性刷和泡沫塑料球等。大多数清管器的外径都几乎与管道内径相同，以确保十分紧密的匹配。有些清管器还装配有传感器（上图）。这些“智能清管器”甚至能够检测管道内部腐蚀或确定泄漏点位置22。通过在清管器后部或上游端施加气体或液体压力，迫使清管器进入管道。在清管器向下游行进的过程中，它会刮擦管道内壁并清除所有堆积物22. CRanswick，参考文献10。23. 挪威船级社：“SElEction anD UsE of SubsEa LEakDEtEction SYstEms”，挪威HoVik，操作规程建议DNV-RP-F302，2010年4月。24. 有关光纤DTS的更多信息，请参见：BRownG：“利用光纤技术测量井下温度”，油田新技术，20卷，第4期（2008年冬季刊）：34-39。12或前方的液体。这些清除物将与清管器一起，被管道末端的清管器接收器收集。清除管道沉积物的常规清管作业是生产作业的组成部分。清管作业的频率随流速、作业温度和采出液的性质而不同，可一周一次、一月一次或采用更长的时间间隔。管道监测作业者对管道的完整性进行监测，以确保持续正常作业、保护环境并防止生产损失。有两种管道监测方法：采用移动式装置进行的定期检查与勘测，如清管器、ROV或自主式水下航行器（AUV）；采用永置式检漏传感器进行的连续监测。对多种传感器技术进行了改进，将其用于水下管道监测23。这些传感器技术包括： 电容传感器，测量传感器周围介质的介电常数变化。该电容器由两个同轴、绝缘的电容器极板组成。传感器的电容与电容器极板间介质的介电常数成正比。海水与油气的介电常数不同，因此直接接触油气后，电容测量值会出现变化。达时间，就能够用三角测量法测出声源位置。 可发射声脉冲的声纳探测器，不同介质间声阻抗的变化可反射该声脉冲。声阻抗取决于介质的声速、密度、盐度和温度。不同密度的流体，如水和油气，具有不同的声阻抗。 可直观监测水下系统的摄像机。理想情况下，监测系统能够连续探测并确定环境状况，对管道沿线的潜在问题向作业者发出预警，然后以一个目标明确、区分优先顺序的显示方式，综合并解释多种测量结果。光纤监测系统集成了这些功能，目前广泛应用于全球陆上和海底管道中。光纤传感器一直以其可靠性而著称，自20世纪80年代以来，分布式温度传感器（DTS）就一直应用于作业中。此类传感器将光纤同时作为传感元件和回接控制器的数据总线。这些传感器以光时域反射技术（OTDR）为基础，该技术是电信业长期采用的成熟技术。DTS系统能够在100公里（62英里）的距离，沿着光纤每几米就进行一次精确的温度测量。光纤Bragg光栅技术可进行更细微的测量，该技术利用内接于光纤纤心的光栅，实现对部油田新技术分参数（如应变和温度）的高精确度测量24。Integriti Platinum全集成式管道监测系统采用光纤技术，帮助管道作业者监测管道沿线的环境情况。连续的温度、应变和振动测量能够检测到可能威胁管道完整性的各种事件。该光纤系统采用了基于DTS原理的各种技术：用于监测应变的分布式应变温度传感器（DSTS）和用于测量光纤沿线振动或声信号的分布式振动传感器（DVS）。Integriti Platinum系统可在100公里的管道距离上测量2oC（3.6oF）的温度变化，并在40微应变的分辨率下，以10米（33英尺）间隔测量应变。该集成传感