深水开发中的海底管道和海洋立管

海底管道敷设及海水取水构筑物摘要：以华南地区某海洋乐园配套的海水取水工程为研究背景，从工程概况、管道材质、海底管道敷设、取水头及取水头构筑物等方面进行了技术总结，在此基础上，确定了海底管道敷设方案以及海水取水构筑物方案，保证海水取水安全可靠。

关键词：海底管道；海水取水；取水构筑物；取水管1工程概况本工程为华南地区某海洋乐园配套的海水取水工程。

取水系统的布置分为三部分：第一部分为海域段取水管，以取水头部为起始点，陆上泵站的提升水池外墙为终点，管道取水采用满管自流方式取水；第二部分为取水泵房；第三部分为陆域段取水管，以泵房出水口为起点，海洋乐园的海水蓄水池进水口为终点。

其中海域段取水管采用2根DN450管道平行敷设，泵站提升水池的池底标高-4.80m，海域段取水管终点处中心标高-3.50m，海域段取水管的海侧起始点位置布置在泥面标高约-7.90m处，单根取水管长度1050m（水平投影长度）。

海域段取水管分为4部分，分别为接泵房处陆域开挖段、穿堤段、近岸开挖段、深海段。

2管道材质海域段取水管道范围为自泵房外墙外边线至取水头端部，共设置2根DN450 HDPE取水管道，管道间距1.0～7.4m，单根管道总长度1050m，两根管道基本等长，总长度约2100m。

管道规格为PE100级，SDR21，电热熔连接。

3海底管道敷设3.1接泵房处陆域开挖段本分段取水管道位于泵房外墙侧至现状堤，此段管道中心标高均为-3.50m，管道采用平坡，管道平均埋深为9.1m，管道需外套钢管。

此处现状地面标高较为均匀，平均标高为5.3m，周围施工条件良好，故铺管方法采用放坡开挖方法，采用三级放坡，坡度为1：2或稳定坡度，两侧采用钢板桩形成止水帷幕。

3.2穿堤段本工程管道进入外海时，需穿越现状土堤一座，此堤规划为防洪堤，本分段取水管道正位于此堤身下。

根据建设时序，本段工程穿堤段先由堤坝施工单位预埋DN700钢套管，取水管道平面长度115m/根，管道中心标高均为-3.50m，管道采用平坡。

海洋导管架平台立管设计方法研究摘要：本文以在近海某处从现有的2平台到拟定1平台的管道铺设设计为例说明此类设计的过程。

假定1位于2油气生产设备以西大约53km。

1区域的水深是53m。

采用10英寸的全井流管线将1的油气输送到2全套设备进行进一步的加工。

进行管线和立管的基本设计是为1平台到2平台的10英寸全井流管线的详细工程设计提供所有需要的数据和参数。

因此，在管线和立管设计中始终依照本文，用以把握管线立管设计过程中所有设计参数的变化。

关键词：海底管线立管设计平台1 设计准则和标准管线系统的设计优先满足最新的国家标准和ISO/API规范标准。

如果政府或地方当局的法律法规比国家标准更加严格，则优先采用前者。

背离与这些标准的部分应该经客户的同意和批准。

初步的管线和立管系统设计准则应该和国家规范保持一致。

2 系统描述2.1测量参数包括：DGPS卫星数据、地方统计调查数据、基准面移参数2.2平台位置需列出拟定平台的UTM坐标：平台1，东699100.00英尺，北1363600.00英尺；平台2，东867180.83英尺，北1365919.87英尺。

2.3管线和立管工作参数管线和立管工作参数包括公称直径、材料等级、作业状态、管道长度、设计压力、水压试验压力、法兰额定值、最大工作压力、设计温度、最大工作进口温度、流量、设计寿命、最大油气密度、最小油气密度。

2.4生产工具生产工具规定详见参考文献5。

井内流体：井流流体成分和原油属性参照参考文献6。

2.5管线钢属性下面的钢材料属性包括钢的公称直径、钢密度、杨氏模量（E）、泊松比（ν）、膨胀系数、热传导系数、结构阻尼系数。

材料大致包括碳钢、阴极铝合金、混凝土重量涂层、安装接头填充材料（海洋胶泥）、3层聚丙烯、沥青瓷漆，材料密度取值根据不同的材料参照规范选取合适的数值。

2.6环境数据除非另作说明，环境数据都来自于实际工作海域的考察和气象预报数据以及DNV规范中有关的规定。

海底管道清管作业过程中清管器卡堵原因分析及预防控制措施摘要：长距离海底管道清管过程中存在诸多难点。

海管长度增加导致内部杂质累积量增大，清管器运行阻力增加，进而增大清管器卡堵的风险，如何降低杂质累积导致的卡堵风险是长距离海底管道清管的难点之一。

本文以某海底管道为例，就海底管道清管作业过程中清管器卡堵的主要原因进行了详细分析，并就如何做好预防控制措施进行了详细阐述。

关键词：海底管道；清管作业；清管器；卡堵；预防控制措施0前言在海洋石油工程中，海底管道将海上油气田、储油设施或陆上处理终端连接成一个有机的整体，使海上生产设施的各个环节通过管道形成相互关联、相互协调作业的生产操作系统。

对于海底管道来说，其稳定高效安全运行只管关键，这其中清管发挥着很重要的技术支撑作用。

然而长距离海底管道清管过程中存在诸多难点，如清管器密封板与海管内壁间存在摩擦损耗，长距离的摩擦损耗影响清管效果甚至出现密封失效导致卡堵，而如何评判清管器密封板的耐磨性能也是长距离清管的又一难点，此外，清管过程中存在多种阻力影响清管器的运行，如何降低这些阻力以及设置准确的输入动力也是长距离清管的难点；清管过程中，准确判断清管器的具体位置以及清管器进入收球筒的时间至关重要，而采用什么方法判断也是长距离清管的难点。

本文结合某清管技术，针对上述难点进行重点分析，为长距离海管清管提供技术指导。

1清管器卡堵原因清管器的受力主要分为两类：动力部分与阻力部分。

其中动力部分包括清管器前后压差力，阻力部分包括清管器重力的轴向分量、清管器前端杂质重量的轴向分量、清管器与管内壁的摩擦阻力。

清管过程中最致命的问题是清管器在运行过程中出现卡堵。

根据清管器所受外力的计算公式可知，清管器卡堵直接原因是其受到的阻力大于最大推动力。

清管器在运行的过程中可能会因为下列情况而卡堵在管道内。

（1）管道自身问题。

施工过程中由于外力破坏造成的管道变形；管道上的附属设施，如阀门、法兰、变径管等的内径与管道内径不一致甚至相差很大；管道弯头曲率半径未达到清管要求（弯头的曲率半径应≥1.5D）；管道焊接施工结束后管道内壁焊瘤未及时清除；管道施工后期，在管道整体焊接时不慎遗留在管道中的较大杂物。

第36卷第3期深水油气田开发中的中深水输送概念基金项目：国家重大科技专项：大型油气田及煤层气开发，子课题“西非深水海上典型油气田开发工程模式研究”（2008ZX05030-05-05-03）!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!"!!!!!!"!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!"!!!!!!"何宁1；王桂林2，段梦兰2，李婷婷2，冯玮3，刘太元3（1.海洋石油工程股份有限公司，天津300451；2.中国石油大学（北京）海洋油气研究中心，北京102249；3.中海石油研究中心，北京100027）摘要：海上油气的勘探与开发已经转向深海，深水油气管道是深水开发的一个重要环节，面临诸如流动保障、高温高压和低温环境等技术难题。

文章着重介绍了国外在深水油气田开发中应用的中深水管道输送概念，包括Trelline 方案和GAP 方案（重力驱动管道），论述了它们的技术特点，列举了一些应用实例，并对其应用前景进行了分析。

关键词：深水开发；油气管道；中深水；概念设计中图分类号：TE53文献标识码：A文章编号：1001－2206（2010）03－0033－050引言深水油气田开发是当前海上油气勘探与开发的发展趋势，随着大型海上深水油气藏的不断发现和深海开发技术水平的不断提高，全球海上油气的勘探与开发正在由浅水向深水的方向转移。

当前，深水油气田开发最活跃的地区是墨西哥湾、巴西海域和西非海域，而西非被认为是深水开发最具前景的地区。

在深水和超深水条件下，深水油气田的开发将面临许多技术挑战，如流动保障、水下生产系统、立管系统、水面生产结构、输送系统等的技术问题。

深水油气田的开发对油气管道提出了更高更严格的要求，如流动保障、低环境温度、高温高压（HP/HT ）等。

对生产或注入立管、钻井立管、完井或修井立管以及不同类型混合立管等的设计和安装的要求也极高。

海底管道立管检测技术及近海平台立管检测方法选择分析杨树亮发布时间：2021-09-03T09:01:39.107Z 来源：《中国科技人才》2021年第15期作者：杨树亮[导读] 海底管道及近海平台管道的品质将直接决定整个海域管道系统的安全性，所以非常有必要对其立管进行品质检测。

中石化胜利海上石油工程技术检验有限公司山东东营 257000摘要：海底管道及近海平台管道的品质将直接决定整个海域管道系统的安全性，所以非常有必要对其立管进行品质检测。

尽管无法对立管系统进行全方位的全天候实时监测，可片段性检测所获取的信息，也可以一定程度上反馈海水管道及近海平台管道系统的缺陷。

常用的立管无损检测方法包括直接观察进行无损检测、利用超声波进行无损检测、利用电磁感应进行无损检测、利用电场进行无损检测、利用磁场进行无损检测、利用射线进行无损检测等等。

下文我们就针对这些方式的优缺点展开具体分析，找出更加符合海底管道立管及近海平台立管的检测方法。

关键词：海底管道立管检测技术；近海平台立管检测方法；选择分析1.海底管道立管及近海平台立管检测方法选择的依据为了不影响立管系统的正常使用和不破坏立管系统的整体性，一般采用无损检测的方法完成缺陷检测。

无损检测是一种物理性质的检测方法，主要通过应用超声波、电磁感应、电场、磁场、射线等物质的物理性能来实现检测目的。

在不破坏立管系统原先品质的基础上对其进行全面检测。

这种物理性质的检测过程并不会削弱检测结果的准确性，反而会更加准确的反馈立管系统的缺陷程度，此外还可以精准定位缺陷存在的具体位置以及范围的大小，有些检测方式还可以深入反馈缺陷的成因。

无损检测相对于破坏性检测有诸多优势，最明显的当然是可以在检测过程中确保海底管道立管系统及近海平台立管系统的完整性，确保其性质不变性和性能稳定性，这就在很大程度上保护了管道系统的正常运作；其次无损检测相对于破坏性检测有更强的适应性和更大范围的适用性，能够在几乎所有材质和形状的立管系统检测中发挥作用；再者无损检测对于立管系统原材料的限制几乎为零，立管系统投入使用之前、使用过程中以及操作结束之后的任意时刻都可以进行无损检测。

第九章钻井和生产立管James Brekke GlobalSantaFe公司, 美国德克萨斯州休斯顿市Subrata Chakrabarti Offshore Structure Analysis有限公司, 美国伊利诺斯州普兰菲尔德市John Halkyard Technip Offshore有限公司，美国德克萨斯州休斯顿市9.1概述立管常用来容纳压井液（钻井立管）并从海底向平台运送碳氢化合物（生产立管）。

立管系统是海上钻井和浮式生产作业的一种关键部件。

在本章中，9.2节涵盖了在可移式海洋钻井装置（MODU）的浮动钻井作业中的钻井立管，9.3节则阐述了浮式生产作业中的生产立管（以及钻井立管）。

对于许多浮式海洋结构，立管是一种独特的公共装置。

立管把浮式钻井/生产设备与水下井连接起来，对油田安全作业至关重要。

对于深水作业，立管设计是最大挑战之一。

当在浮式钻井作业中使用时，钻井立管是MODU作业的管道。

尽管大部分时间处于连通状态，但钻井立管在它们的寿命期间经受了反复部署和回收作业，并且受到恶劣天气下紧急解脱和悬挂的意外事故影响。

当今正应用的生产立管包括顶部张紧生产立管（TTR）、挠性管钢悬链线立管（SCR）和自由直立生产立管。

现今，用于深水和超深水的超过50种不同的立管方案正在发展中。

一些最常见的立管方案如图9.1所示。

根据Clausen和D’Souza（2001）的统计，当今有超过1550种生产立管和150种钻井立管正在使用中，连接在各种各样的浮式平台上。

大约85％的生产立管是挠性立管。

挠性立管用于不超过1800m水深的水域，而顶部张紧立管和钢悬链线立管则用于水深达1460m水域。

世界上最深的生产立管是在巴西1853m 水域里用于Roncador Seillean FPSO的立管，该立管同时用于钻井和早期生产。

钻井立管则正在大于3000m水深中使用。

图9.1 立管方案示意图[Clausen 和D’Souza,Subsea7/KBR(2001)提供的图片] （STANDARD FLEXIBLE RISER CONFIGURATIONS-标准挠性立管结构；Steep Wave-陡波；Lazy Wave-惰波；Free Hanging-自由悬挂；Steep S-高弯度S 形；Lazy S-低弯度S形；Chinese Lantern-中国灯笼；ALTERNATIVE FLEXIBLE RISER CONFIGURATIONS-可选择的挠性立管结构；U-Shape-U型；Fixed S-固定S形；Camel S-驼峰S形；Tethered Wave-系缆波；Tethered S-系缆S形；Lazy Camel-惰驼峰）顶部张紧立管是细长的垂直圆柱形管，安置在海面或海面附近，并延伸到海底（参见图9.2）。

海洋平台海底管道立管环空区域封堵灌浆防腐施工工艺摘要：因早期海洋平台海底管道立管设计建造的是单层结构，立管外护管往一直通到海底，造成海水进入海管与外护管间环空区域，长期存在海水冲刷导致潮差区的海管外部腐蚀。

经内窥镜排查后发现该结构形式的海底管道立管结构多存在不同程度的腐蚀情况。

将海管立管环空区域填充满高性能灌浆材料，待固化后防止海水，起到隔离海水防腐的作用。

关键词：海底管道立管；环空区域；灌浆防腐，高性能灌浆材料1、海洋平台海底管道立管环空区域封堵灌浆材料选型1.1高性能灌浆材料高性能灌浆材料是一种配以多种添加剂的无机超细微粒组成的水泥材料，满足DNV-OS-C502，Offshore Concrete Structures，2012标准要求，材料通过检测后出具认证报告并通过DNV船级社认证。

且符合以下条件要求：（1）高性能灌浆材料流动性：初始流动性大于300mm，120分钟流动性大于280mm，240分钟流动性大于240mm；（2）高性能灌浆材料凝固时间：在环境温度24℃条件下，初凝时间大于8小时，终凝时间大于10小时。

温度越高，初凝时间越短；（3）高性能灌浆材料强度：试验在150×300mm罐体内压缩强度大于110MPa；（4）高性能灌浆材料蠕变系数：28天蠕变系数小于0.52,140天蠕变系数小于0.62,365天蠕变系数小于0.72；（5）高性能灌浆材料其他技术参数：沁水率为0，含气率小于2%，比重大于2.35，静态弹性模量大于52GPa。

1.2 封堵设备及密封工具材料（1）环空封隔器：采用套筒模式使用机械机关驱动的锚固装置，其设计最大承载重量超过3吨，套筒向外伸长的张力抓，抓住护管的内壁且不能伤及内管壁，在海管环空区域的水下至少1米处完成锚固安装。

环空封隔器的设计直径应满足直径间隔4寸宽度，再减去内外管两个管壁的尺寸宽度，以便能卡在内外管环空空隙区域空间内；（2）两端封口板：材质为316不锈钢的环形圈板，用于海管立管环空段下上端封口，下端封口板防止高性能灌注材料漏入海里，上端封口板防止灌浆材料漫出环空区域内；（3）水下堵漏球：一种快干灌浆材料容量包，常温下5分钟之内固化，可实现水下固化封堵，球体直径大于10cm ，渗水率1GPM以下；（4）环氧粘接层UW：主要材质为聚乙烯，具有良好的柔韧性适用于海水以及潮湿的工况，自流平设计，零VOC, 耐化学腐蚀，耐磨，完全固化时间不得多于24小时。

海底管道气体运输中的水下管道安装技术随着能源需求的不断增长，海底管道气体运输成为了现代社会中不可或缺的一部分。

海底管道安装技术因此变得越来越重要，它是将气体从沿海或海洋天然气资源走向陆地市场的关键步骤。

本文将讨论海底管道气体运输中的水下管道安装技术的关键成果和挑战。

一、管道安装前的准备工作在进行水下管道安装之前，必须进行详尽的准备工作，例如进行地质勘探、环境评估和风险评估。

地质勘探将确定管道的确切位置和地质条件，以便选择合适的安装方案。

环境评估将帮助确定管道安装是否会对海洋生态系统产生不良影响。

风险评估则旨在确定任何潜在的风险因素，并采取相应的预防措施。

二、管道的安装方法1. 立管式安装方法这种方法是最常用的管道安装技术之一。

它涉及到将管道的一端从海床上升起，然后沿着一条预定的路径铺设到目的地。

这种方法适用于较浅的水域和相对平缓的海床。

岩石、沙质或海床底部的凹凸不平可能会对立管式安装方法造成一定的挑战。

2. 滑道式安装方法滑道式安装方法适用于较深的水域和复杂的海床条件。

它涉及到将管道通过滑道或特殊的装置从安装船上滑下，然后下沉到海床。

这种方法需要高度的技术精确度和船只的稳定性。

此外，滑道式安装方法还可以减少对海洋生态系统的干扰，因为安装船不会直接接触到海底。

3. 固定式安装方法固定式安装方法适用于在海底结构物上安装管道的情况，例如油井、海洋风电场和海底液化天然气接收站。

这种方法涉及到使用支架、锚链或螺栓将管道固定在结构物上。

固定式安装方法能够提供安全稳定的支撑，确保管道在恶劣的海洋条件下的运行。

三、挑战和解决方案在海底管道安装过程中，存在一些挑战需要克服。

首先是地质条件的不确定性，例如海床不规则性、沉积物和潮汐力的变化。

这些都可能导致管道的移位、破裂或泄漏。

解决这一挑战的一种方法是进行足够的地质勘探，在设计和安装管道时考虑到这些因素。

此外，使用耐腐蚀材料和防腐涂层可以提高管道的寿命和安全性。

其次，气候条件可能在管道安装中带来一些困难，例如风暴和海浪。

深水柔性立管整体性能分析鲁成林;李兰;宋平娜;曹静;沙勇;周巍伟【摘要】海洋软管在海洋油气资源开发中起到关键的作用。

由于其耐腐蚀性强、地形适应性好、连续长度长、安装方便等优点,逐渐取代了传统的海洋钢管。

国际上已在深水油气田开发中大量使用柔性立管来连接浮式结构与海底生产系统,但在国内还没有深水柔性立管的设计和生产技术。

主要针对柔性立管在位工况下的整体性能如何分析来进行系统介绍。

将立管参数、环境参数、与立管相连的浮式生产储卸油装置(FPSO)参数、立管造型等作为整体分析的输入条件,利用分析软件,进行静态分析、动态分析、规则波分析和不规则波分析。

根据分析结果即可判断柔性立管是否符合应用要求。

【期刊名称】《海洋工程装备与技术》【年(卷),期】2015(000)002【总页数】5页(P88-92)【关键词】海洋油气管道;柔性立管;复合软管;浮式生产储卸油装置;系泊分析;整体分析【作者】鲁成林;李兰;宋平娜;曹静;沙勇;周巍伟【作者单位】天津市海王星海上工程技术股份有限公司;中海油研究总院【正文语种】中文【中图分类】TE95在海洋油气田开发中，海底管线是海洋基础结构的关键组成部分。

传统的海底管线主要是钢管。

随着石油天然气工业的发展，国际上海底输油复合软管技术也逐渐趋于成熟。

与传统钢管相比，复合软管有以下优点：耐腐蚀性强；地形适应性好；连续长度长；安装方便；不需大型铺管船，安装费用低。

复合软管以其优越的特能在海洋油气田开发中的应用越来越广泛。

目前深水复合柔性立管的设计技术主要由国外公司掌握，国内尚处于起步阶段。

为了提高海上油气开发能力，我国把“深水海底管道和立管工程技术”纳入“十二五”规划中，大力发展海洋资源开发的相关装备技术。

“保温输油软管关键技术研究”是“深水海底管道和立管工程技术”的子课题之一，研究目标为掌握保温输油软管设计、制造和试验的关键技术，生产出可以在300 m水深作业的保温输油软管样管及相关附件，并进行相关试验，以及设计1 500 m水深作业的保温输油软管及相关附件。

海底管路设计方案海底管路设计方案海底管路是指安装在海底底部的管道系统，用于输送油气、淡水等物质。

海底管路设计方案需要考虑多种因素，包括海底地形、海底生态环境、海洋动力学特征等。

以下是一个简单的海底管路设计方案。

1. 海底地形测量：首先需要进行海底地形测量，以确定管道的布置和安装位置。

可以使用声纳、测深仪等设备进行测量，获取海底地形数据。

2. 管道材料选择：根据输送物质的性质和海洋环境的特点，选择适当的管道材料。

一般常用的材料包括高密度聚乙烯（HDPE）、钢管等。

3. 管道布置设计：根据海底地形、水深、海洋动力学特征等因素，确定管道的布置方案。

可以选择直线布置、弯曲布置等方式。

同时还需考虑管道的深埋深度，以保证管道的安全性和稳定性。

4. 管道安装方式：管道可以通过直接铺设、钻孔铺设等方式进行安装。

对于较深的海底区域，可以使用沉管技术进行安装。

在安装过程中，需要注意管道的对接和连接，以确保管道的连续性和密封性。

5. 海底管道保护：为了保护海底管道免受海洋环境的侵蚀和外界力的作用，可以在管道表面涂覆防腐层和保护层。

同时还可以设置防护网、石子垫层等措施，以减少管道的风险和损害。

6. 管道监测系统：为了实时监测管道运行状况和预防潜在故障，可以设置管道监测系统。

该系统可以监测管道的温度、压力、流速等参数，并通过遥控和遥视技术进行数据传输和处理。

7. 环境影响评估：在设计海底管路方案时，还需要进行环境影响评估，以评估管道对海洋生态环境的可能影响和风险。

对于敏感的海洋生态保护区域，还需进行特殊处理和保护。

8. 管道维护和检修：海底管道需要定期进行维护和检修，以确保管道的正常运行和安全性。

维护和检修工作可以通过潜水员、遥控机械等方式进行。

综上所述，海底管路设计方案需要综合考虑多种因素，包括海底地形、海洋环境、管道材料等。

通过科学合理的设计和管理，海底管路可以安全、稳定地输送油气、淡水等物质，为海洋经济的可持续发展做出贡献。

水下生产系统第一章：水下生产系统发展概述1、从浅水走向深水原因▪对能源需求的增长▪陆上及浅水资源开发已经到达成熟期，并开始减少。

▪高油价，降低开发成本▪深水技术的快速发展（深水钻井技术、水下增压和分离技术等）水深、环境条件、油气田位置和油气输送成本等综合因素决定了油田的开发方案为何采用水下生产系统？▪能将井口布置在现有平台有效钻井范围以外的地方；▪高油价，降低开发成本；▪深水技术的快速发展（深水钻井技术、水下增压和分离技术等）2、水下生产系统组成立管和海管、水下采油树、水下增压系统、水下分离系统、回注系统、水下管汇、跨接管、管道终端、连接器3、我国水下生产系统发展展望1)国外规范和成熟经验是重要参考资料2)但由于中国南海海域的特殊条件（台风频繁、较强的内波流作用、复杂海底地形、油田离岸距离远等），相关的技术不可能完全照搬，必须针对南海的独特海况与离岸距离，做出创新性的研究与设计。

3)采油树结构复杂，涉及机械、力学、密封、材料、控制、安全、钻井、海洋工程等学科。

一旦具备了水下采油树的设计、制造、安装和测试能力，就可以设计制造其他水下产品，突破国外技术封锁，自主开发深水油气田。

第二章：立管系统立管主要功能➢生产立管:将流体从地底油藏传输到海面浮式设施➢注入立管:回注气体或液体到地底油藏➢外输立管:将处理过的油气传输到陆上或穿梭油轮➢钻井立管:钻井工具通道立管类型从本身的特点可分为钢悬链线立管（SCR）、顶部张紧立管（TTR）、柔性立管（FR）、混合立管（HR）深水立管的主要挑战：➢立管系统的费用对水深非常敏感；➢立管系统的安装费用对水深也非常敏感；➢安装时需要具有足够能力的特殊安装船舶；➢对于焊接和检验质量的要求高；➢在立管设计中的主要考虑因素为重量和疲劳寿命。

立管的组装➢柔性立管和脐带缆通过陆上组装而成；➢SCR通过立管安装船舶焊接作业线组装而成；➢TTR通过连接法兰或连接接头组装而成。

SCR容易发生破坏的部位顶部柔性接头和底部触地点TTR顶部张紧系统形式浮筒式和张紧器式FR优点➢无VIV➢连接和解脱方便➢疲劳寿命长➢管线在海底覆盖面积小➢可重复利用➢抗腐蚀性能好FR类型UN-BONDED PIPE 和BONDED PIPE混合立管特性➢经济有效➢具有独立的浮筒➢对浮式平台的负载小➢紧凑构型–占地面积小➢在有限的空间内能容纳多根立管➢消除了单独垂直立管的相互影响➢无管土相互作用影响立管设计考虑因素➢1）立管功能要求➢2）海洋环境条件➢3）工程地质条件➢4）施工场地条件➢5）施工机具条件第三章：水下采油树采油树功能•采油——把流体从井中输入到海底管道(生产型采油树)或者把水和气注入到海底（注入型采油树）•安全控制——通过控制系统指挥，关闭阀门，保证流体的输送或者注入都能够安全地停止，防止水下事故发生。

海底管道铺设工程施工的定位与定线技术分析近年来，随着能源需求的快速增长，海底油气资源的开发已逐渐成为世界各国关注的焦点。

而海底管道的铺设工程无疑是实现海底油气资源开发的重要一环。

如何精确地定位和定线海底管道，成为了施工中的关键问题。

一、海底管道定位技术1. 全球定位系统（GPS）全球定位系统（GPS）是一种利用卫星信号来确定位置的导航系统。

在海底管道工程中，可以通过在管道上安装GPS接收器，获取管道位置的经度、纬度和高度等信息。

通过GPS定位，可以实时监测和控制管道的位置，提高施工的准确性。

2. 惯性导航系统惯性导航系统是一种利用陀螺仪和加速度计等惯性传感器测量物体运动状态的技术。

在海底管道铺设工程中，可以通过在铺设船舶上安装惯性导航系统，监测船舶的位置、速度和姿态等信息，从而实现对管道位置的定位。

3. 声纳定位系统声纳定位系统是一种利用声波进行测距和定位的技术。

在海底管道铺设工程中，可以通过在海底管道上安装声呐设备，发射声波信号并接收回波，根据声波的传播时间和接收信号的方向，计算出管道的位置。

声纳定位系统可以实现对管道位置的高精度定位，是海底管道施工中常用的定位技术之一。

二、海底管道定线技术1. 三维激光扫描技术三维激光扫描技术是一种利用激光测距和扫描技术获取物体表面坐标信息的技术。

在海底管道铺设工程中，可以通过在铺设船舶上安装激光扫描仪，对管道进行扫描和测量，获取管道的位置、形状和尺寸等信息。

三维激光扫描技术可以快速、准确地获取管道的定线数据，为施工提供有效的参考。

2. 高精度测量技术高精度测量技术是一种利用全站仪、测距仪和测角仪等设备进行精确测量的技术。

在海底管道铺设工程中，可以通过在铺设船舶上安装全站仪和测距仪等仪器，对管道进行精确测量，获取管道的位置、坡度和弯曲等参数。

高精度测量技术可以提供精确的定线数据，从而确保海底管道的施工质量。

3. 遥感技术遥感技术是一种利用卫星或航空器获取地球表面信息的技术。

海洋石油开发中的海底管道维护与修复技术海洋石油开发一直是石油行业的重要领域之一，而海底管道作为石油运输的关键组成部分，在海洋石油开发中起着至关重要的作用。

随着海洋石油产量的不断增加和管道运输技术的不断发展，海底管道的维护与修复技术也日益受到重视。

一、海底管道维护海底管道维护是确保管道系统正常运行和延长使用寿命的重要措施。

在海洋环境中，海底管道容易受到海水侵蚀、海床沉积物积聚、生物腐蚀等因素的影响，因此需要定期检修和维护。

具体的维护措施包括：1. 定期巡视检查：通过潜水员或遥控设备对海底管道进行定期巡视检查，查看管道是否存在损坏、腐蚀或其他异常情况。

2. 清理海床沉积物：海底管道易受海床沉积物的影响，沉积物会增加管道的承载压力和摩擦阻力，影响管道的稳定性和流体运输效率。

因此，定期清理海底管道周围的沉积物是保证管道正常运行的重要环节。

3. 预防生物腐蚀：海底生物对海底管道的腐蚀是管道使用寿命的重要影响因素之一。

采用生物防护涂层或防腐保护措施，可以减少生物腐蚀对管道的影响，延长管道的使用寿命。

二、海底管道修复技术海底管道在使用过程中难免会遭遇意外损坏或泄漏等情况，因此海底管道修复技术也显得尤为重要。

常见的海底管道修复技术包括：1. 混凝土补修：对于管道的表面损坏或部分腐蚀，可以采用混凝土封覆补修的方法，将损坏部位进行修补，恢复管道的完整性和稳定性。

2. 缠绕补强：对于管道断裂或严重腐蚀的情况，可以采用纤维复合材料进行缠绕补强，增加管道的承载能力和耐压性。

3. 点对点修复：采用潜水员或遥控机器人进行点对点的修复，对具体的损坏部位进行局部修复，减少维修成本和影响管道运行的时间。

总的来说，海洋石油开发中的海底管道维护与修复技术对于保障海底管道系统的正常运行和安全稳定具有重要意义。

通过定期维护和及时修复，可以保证海底管道的安全性和可靠性，更好地满足石油运输的需求。

随着技术的不断发展和完善，相信海底管道维护与修复技术将会越来越成熟和先进，为海洋石油开发的可持续发展提供重要支撑。

海底管道铺设工程施工中的海底电缆与管道共埋综合利用随着科技的不断发展和社会的不断进步，海底资源的开发和利用已成为各国关注的热点领域。

在海洋能源开发、海洋通信和海洋矿产勘探等方面，海底管道的铺设已成为不可或缺的工程措施之一。

然而，在海底管道施工中，为了更好地利用海洋资源，海底电缆和管道的共同利用已成为一种新趋势。

本文将重点介绍海底管道施工中海底电缆与管道共埋综合利用的相关技术和优势。

首先，海底电缆与管道共埋综合利用可以有效地减少海底工程施工对海洋环境的干扰。

传统的海底工程施工方式需要单独铺设海底电缆和管道，导致施工时同时占用海底空间，增加了海洋生态系统的破坏风险。

而海底电缆与管道共埋综合利用可以将电缆放置在管道中，减少了对海底空间的占用，降低了对海洋生态系统的影响。

这种综合利用方式可有效减少施工时间和成本，提高了工程的可持续性发展。

其次，海底电缆与管道共埋综合利用可以提高海洋资源的利用效率。

在海底能源开发方面，海底电缆与管道共埋综合利用可以实现一次性铺设管道，同时为海洋风电场和海底油气输送系统提供电力供应，提高了能源利用的效率。

在海洋通信领域，共埋综合利用可以将海底电缆和光缆一同铺设在管道中，节省了施工成本和维护周期。

在海底矿产勘探方面，共埋综合利用可以提高矿产的开采效率，实现资源的综合利用。

此外，海底电缆与管道共埋综合利用在施工过程中还能够提高工作安全性。

传统铺设海底电缆和管道需要进行多次施工，增加了施工人员的工作强度和施工环境的复杂性。

而共埋综合利用可以将施工作业减少为一次，减少了施工风险和人员伤害，提高了施工安全性。

当然，在实际的施工过程中，海底电缆与管道共埋综合利用也存在一些技术难题需要克服。

首先，需要考虑电缆与管道的互相干扰。

电缆、管道和线缆之间的电磁相互作用可能导致电缆损坏，从而影响传输效果和工程的可靠性。

其次，共埋综合利用需要考虑海底环境的复杂性和多变性。

在海底管道施工中，需要考虑海底地质、海流、海浪等因素的影响，为选择合适的电缆和管道材料提供技术支持。

海洋立管的涡激振动48卷增刊2007年11月中国造船SHIPBUILDINGOFCHINAV o1.48Speci~NOV.2007文章编号:lo0O-4882(2o07)S一0369—05海洋立管的涡激振动娄敏(海洋石油工程股份有限公司,天津300451)摘要海洋输流立管是海面与海底井口间的主要连接件,是海洋基础结构的关键组成部分,作为海面与海底的一种联系通道,既可用于浮式海洋平台,又可用于固定式平台及钻探船舶.立管在波浪及海流的作用下易发生涡激振动(VIV),涡激振动是深水立管设计的一个主要控制因素.对海洋立管涡激振动的工程背景,研究现状进行了介绍,对所做的研究工作进行了总结,并提出了研究中的不足之处及进一步研究的建议.关键词:海油工程;海洋立管;涡激振动1引言目前深水油气开发常用的平台形式有深水固定式平台(FP),顺应塔式平台(CT),TLP平台,SPAR平台,FPSO和SEMI—FPS平台等.不管海洋油田开发采用何种平台方案,都需要使用海洋立管,它是海洋基础结构的关键组成部分.海洋立管是海面与海底井口间的主要连接件,作为海面与海底的一种联系通道,既可用于浮式海洋平台,又可用于固定式平台及钻探船舶.海洋立管具有多种可能的结构,如顶端张紧的立管(TTR),自由悬挂的钢悬链线立管(SCR),混合立管(HYBRIDSER)等.立管所承受的海洋环境荷载主要有风,浪,流,冰和地震荷载等,其中波浪和海流荷载是最重要的海洋荷载,受水流作用的工程结构都有可能产生涡激振动,任何具有足够陡峭后缘的工程结构在一定范围的雷诺数内都会脱落旋涡,使结构在与水流垂直的方向发生周期性的振动【IJ.因此,当波浪和海流流经立管时,在一定的流速条件下,可在立管两侧交替地形成强烈的旋涡(如图l所示),旋涡脱落会对立管产生一个周期性的可变力,使得立管在与流向垂直方向上发生横向振动;结构的振动反过来又对流场产生影响,使旋涡增强,阻力增加,这种涡激振动是小尺度部件流固耦合现象的具体体现.除了横向振动外,流体阻力可使立管沿流动方向发生纵向振动,不过在一般情况下,纵向振动比横向振动幅值约小一个数量级,频率约是其两倍.当旋涡脱落频率与立管固有频率接近时,将引起立管的强烈振动,旋涡的脱落过程将被结构的振动所控制,从而使旋涡的脱离和管道的振动具有相同的频率,发生"锁定"(1ock—in)现象.lock—in现象产生并不会马上对立管产生破坏,但会加剧立管的疲劳破坏,涡旋脱落现象在管道工程结构中诱发的大振幅振动,在工程实践中有着很重要的意义.2涡激振动研究现状图1立管涡激振动深水开发需要新方案和新技术来处理在浅水开发中遇不到的挑战,解决深水立管技术需要新型的370中国造船学术论文工业设计标准.第一个立管设计标准是APIRP2RD,然后是DNVOSF201,两个标准中都指出涡激振动荷载易引起立管疲劳破坏,在设计中要充分考虑,需采用当地的海流参数,进行立管涡激振动计算以确定其疲劳寿命及是否需要采用绕流装置,如需要,选择涡激振动绕流装置类型并确定其尺寸.因此涡激振动(VlV)是深水立管设计的一个主要控制因素,该方面研究特别受到重视,其研究主要集中在①VIV数值模拟,②VIV实验研究,@VIV抑振技术3个方面.1)VIV数值模拟.目前对于VIV的数值模拟方法可以归纳为两大类:一类是通过直接求解Navier-Strokes方程的计算流体动力学法(CFD);另一类是通过实验数据确定流体作用力参数的半经验法.1997年,CarlM.Larsen&KarlH.Halse[】对柔性海洋结构的涡激振动计算模型在四种工况下进行了比较,包括DNV模型,LIC模型,MARINTEK模型,MIT-Triantafyllou模型,MIT-V andiver模型,NTH模型,UCL模型,其中只有DNV模型是采用计算流体动力学法.尽管涡激振动模型较多,但是数值模拟与实际工程情况还有一定的差距,需要进一步改进和修正涡激振动模型.2)VIV实验研究.目前国内外对于海洋立管涡激振动的试验研究基本上分为四类:室内无比尺试验,室内有比尺试验,室外无比尺试验,室外足尺试验.室内无比尺试验,试验费用较低且容易控制试验条件,用于探索规律性的试验研究;室内有比尺试验,一般需要建立深水试验室,试验条件比较好控制;对于室外无比尺试验及室外足尺试验,试验效果好,但是费用较高且试验条件不易控制. 3)VIV抑振技术.立管在涡激振动作用下会发生强烈振动,目前国内外学者及研究机构对VIV抑制做了大量的实验及数值模拟工作,通过扰流装置来抑制或削弱VIV,从而提高立管使用寿命.目前的绕流装置类型如图2所示J.{lL_i门...I二≥..=二_='一-=一…一一—lI一一:i',(——屯如j1.,一l—I￡:—一■dIt:--~f,[二=s申ot'I(a)Helicalstrake;(b)Shroud;(C)Axialslats;(d)Streamlinedfairing;(e)Splitterplate,(f)Ribbonedcable(曲Pivotedguidingvane;(h)Spo/lterplates图2绕流装置类型3涡激振动试验研究目前,国际上对海洋立管涡激振动的研究一般不考虑管内流体的流动作用,而实际上当管内介质流经挠曲的管道时,由于管道曲率的变化和管道的横向振动,流体发生加速,这些加速的力会反过来作用在管道上,引起管道的附加振动[4—7】.因此,考虑管内流体流动及管外海洋环境共同作用的海洋立管试验,理论研究,不仅有重要的科学意义,在工程上亦有较大的应用价值.～～f一娄敏:海洋立管的涡激振动371笔者进行的涡激振动试验研究主要包括如下内容:(1)浅水刚性海洋立管有比尺涡激振动试验研究.取实际工程中的立管参数包括立管长度,直径,壁厚,材料,并取中国渤海海域的水深,海流等海洋环境参数,通过相似分析,将工程中的海洋立管缩放到试验水槽中,重点考察管内流体对立管动力特性及动力响应的影响,在海流作用下立管顺流向及横向动力响应,并采用S-N曲线法对立管进行疲劳寿命分析.试验装置图如图3所示,在立管模型的三个位置处布置应变片,记为位置l,位置2及位置3,在每个位置处,粘贴4个应变片,成90.布置,在x轴上的两个用来测量顺流向振动,Y轴上的两个用来测量横向振动. UZ▲lYl/,,匕————-.Y/一—I/厂,,一tf,./\\\删.\\\,\\=..图3浅水刚性立管试验模型装置图×(2)深水柔性立管无比尺涡激振动试验研究.采用橡胶管作为立管模型,变化管内流体流速及管外流速,使得立管在一阶及二阶自振频率处发生"锁振",考察内流对立管动力特性及动力响应的影响,立管顺流向及横向涡激振动响应,立管顺流向振动与横向振动关系.试验装置如图4所示.UZ●i/Y一xked一11#一—'2}L一'悻_—?—t77_厂'.=:.....I/厂一一\}\/『\"\//s0\g.u9e2\~gaug.图4深水柔性立管试验模型装置图372中国造船学术论文(3)海洋立管涡激振动数值模拟.考虑管道的可伸缩性,采用虚功原理,建立了立管振动方程,采用Matteoluca尾流振子模型来模拟流体对立管的涡激振动作用力,求解立管涡激振动响应,并通过MATLAP有限元程序进行编程计算.(4)试验与数值模拟结果对比.将试验中浅水刚性立管的参数及深水柔性海洋立管参数代入海洋立管涡激振动有限元程序中进行计算,将数值模拟结果与试验结果进行对比,比较其在振动幅值,振动频率及管内流体流动对涡激振动的影响方面的差异.4存在的问题及建议本文虽然海洋输流立管的动力特性和涡激振动响应做了一些研究工作,也得到了一些有用的结论,但仍存在一些问题:(1)在试验中,只在立管上部无水处布置应变片进行测量,没有在水下立管部分布置应变片,无法得到立管振型.在今后的试验中,对水下立管部分也应进行测量,使得立管振动数据更全面.(2)实际工程中,采用一些绕流装置以减弱涡激振动的影响,在今后的试验中可以考察不同绕流装置的抑制效果.(3)本文对深水柔性立管进行的是无比尺涡激振动试验研究,在今后的试验中,可在深水实验室考虑深水柔性立管有比尺试验研究.5结语随着我国海洋石油工业不断向深海发展,对浮式海洋平台及浮式生产储运系统的需求将不断增加,对相应的立管系统技术的需求也将随之增加.涡激振动作为海洋立管疲劳破坏的重要因素应该引起足够的重视,根据海洋环境情况采用合理的涡激振动模型进行立管涡激振动计算以确定其疲劳寿命,并采用适当的绕流装置以减弱涡激振动响应.参考文献:…1Blevins,RD.Flow—inducedvibrations[M].2ndedn.NewY ork:VanNostrand&Co.,1990.[2]2LarsenCM.&HalseKH—Comparisonofmodelsforvortexinducedvibrationofslenderstructures[S],Marine Structures,1997,10,413—441.[3】3TechetAH..Seperatedflowsandvortexinducedvibrations[M].13.012Lecture,MIT,2002. [4】4MoeG,andChucheepsakulS.Theeffectofinternalflowonmarinerisers[A].7thIntematinal ConferenceonOffshoreMechanicsandArcticEngineering[C],1998.375—382.[5】5GUOHY,WANGSQ,Dynamiccharacteristicsofmarinerisersconveyingfluid[J].ChinaO ceanEngineering,2000,14(2):153.160.[6】6GUOHW ANGYBandFUQ.Theeffectofinternalfluidontheresponseofvortex.inducedvi brationofmarineriser[J].ChinaOceanEngineering,2004,18(1):11—20.[7】7LOUM,DINGJ,GUOHY andDONGXL,TheeffectofInternalflowonvortex-inducedvibr ationofsubmarinefreespanningpipelines[J].ChinaOceanEngineering,2006,19(1):147—154.48卷增刊娄敏:海洋立管的涡激振动373StudyontheV ortex—InducedVibrationofMarineRisersL0UMin(OffshoreOilEngineeringCo.,Ltd.,Tianjin300451,China)Abstract Marinerisersarethemainconnecterbetweenaplatfelrlnandthemouthofawellintheseabeda ndCanbeappliedtofloatingplatform,fixedplatformanddrillingshippingsystems.Therisersystem sincurrentandwavearepronetovortex—inducedvibrations(VIV)andVIVisaveryimportantcontrol~ctorinthe designofthedeepwaterrisersystems.Inthispaper,theVIVbackgroundand~searchstatusare brieflyreviewed,theexperimentalandnumericalsimulationworkofthewrierisintroducedandthes hortcomingstogetherwiththeresearchprospectareproposed.Keywords:riser;vortex—inducedvibration作者简介娄敏女,1981年生,工学博士.主要从事海洋工程结构研究.。