水下结构油气泄漏检测新需求及多技术融合应用设想*

罗 松 庄 瑞 张恩勇 朱春丽 曲 杰

(1. 中船重工(昆明)灵湖科技发展有限公司 云南昆明 650051； 2. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028；3. 中海石油技术检测有限公司 天津 300450)

水下管汇、管道、阀门、连接设备、跨接管等水下结构在长期服役过程中会面临外部损伤、电化学腐蚀及内部腐蚀等风险因素。随着运行时间增加，以上因素必然会导致水下结构运行安全风险增加，须定期或长期在线对水下结构进行检测，及时发现并处理微渗漏、慢泄漏等故障隐患，保障水下生产系统的安全运行。

本文针对油气生产系统水下结构在海床集中安装及智能化管理的新要求，以及水下结构对油气微渗漏和慢泄漏检测装备的市场需求，对现有常用的(主要是管道方面)泄漏检测技术机理进行了分析，并对相关技术的特点进行了总结。在此基础上，针对水下结构油气泄漏检测新需求和应用环境，以及水下结构泄漏检测装备可靠性差及维修难、远程供电难、扩展能力弱和水下安装施工难等问题，提出了水下结构油气检测多技术融合应用设想，对今后水下结构油气泄漏检测技术的应用及发展具有一定的参考价值。

1 现有油气泄漏检测方法及技术特点

国内外对水下结构油气泄漏检测方法的实际应用较少见诸报道，而技术相近的陆上管道油气泄漏检测方法较多，因此本节主要就管道泄漏检测方法进行总结和分析。

1.1 现有油气泄漏检测方法

利用管道内、外部参数或其他特征的变化对管道的运行状况进行检测，是目前管道油气泄漏检测技术应用的主要方式[1-2]，目前对管道泄漏进行检测和预报的主要技术方法见图1。

图1 管道油气泄漏检测的主要技术方法Fig .1 Main technical methods for oil and gas leakage detection of pipeline

1) 基于瞬变压力信号的检测方法。

该方法利用管道两端检测到的压力变化进行泄漏检测和定位，根据管道内部压力分布和变化特征不同，又可细分为压力点分析法、负压波法、管内声波法和激励响应法。

1988年，Farmer提出压力点分析法[3-4]，该方法根据管道上某点压力是否偏离正常值来判断是否发生了泄漏，响应速度较快，但只能进行泄漏检测，无法精确定位，受管道工况影响敏感。负压波法[5-7]利用压力波传递到管道两点的时间差进行泄漏定位，由于早期流量计使用不多，负压波法是早期泄漏检测的主流方法。该方法易受管道工况等因素影响，检测能力较差。管内声波法[8-10]是在管道内发射已知形式的声信号，声信号的传播会发生衰减，管道发生泄漏后也会导致声信号发生畸变，通过检测畸变信号的特征实现泄漏检测和定位。针对管内声波法，国内外已推出有关装备，并已得到了不断应用和改进[11-15]。激励响应法[16]需要在管道上持续施加特征明确的连续激励信号，在某固定位置实施检测，分析持续信号特征的变化，并与激励信号的变化特征进行比较，从时域和频域来辨别管道结构泄漏并定位。该方法将持续信号作用于管道上，易受管道工况和环境介质等因素的干扰[17-19]。

2) 基于流量平衡的检测方法。

根据管道流量检测处理方式的不同，基于流量平衡的检测方法可分为流量差值法和统计泄漏监测法。不同位置的流量差是表征管道泄漏最明显的标志。流量差值法[20-21]直接根据管道2个检测点流量的情况来判断管道是否发生泄漏以及泄漏的严重情况，并可对泄漏进行粗略定位。该方法具有较高的可靠性，是早期管道泄漏检测技术中普遍研究和应用的主要方向，目前国内外均已有大量的研究成果[22-24]。统计泄漏监测法利用统计的方法，涉及有序列概率比检验[25]、Kullback信息度法[26]和贝叶斯法[27]等，主要根据管道流量和压力等信息，连续计算它们之间的关系变化，当发生泄漏时，预测曲线就会发生畸变，可以粗略定位泄漏位置。

3) 基于模型的检测方法。

基于模型的检测方法包括辨识模型法、稳态模型法、瞬态模型法及神经网络模型法。辨识模型法[28]利用过程测量的信息，在某种准则指导下，估计出模型的未知参数，可以确定一定工况下管道参数之间的数值关系，计算速度较快，但工况有变化时，不能适应工况变化进行检测。稳态模型法[29]通过建立管道压力和流量与管道线路上压力梯度分布之间的关系，基于管道两端压力或流量的改变对管道线上的压力梯度进行估算，从而判断泄漏并定位漏点。由于该方法基于稳态特征建模，因此对瞬态变化无法进行定位计算。瞬态模型法[30-31]根据管道两点间的压力和流量信号变化对管道的参数分布进行估算，判断泄漏发生并定位。计算复杂，检测能力有限，精度较低。神经网络模型法[32]是基于管道模型的复杂性和非线性以及管内介质和工况因素等而采用的一种非线性和不确定性的系统模型。随着神经网络技术的发展，该方法研究较为热门，国内外已在管道泄漏检测和定位方面开展了大量的研究工作，但实际应用报道较少。

4) 其他检测方法。

对于水下管道泄漏问题而言，利用水声学技术的泄漏检测技术报道也不少。如挪威NAXYS公司(现已被GE公司收购)的声纳泄漏检测系统利用被动声纳检测管道泄漏的射流噪声，从而判断是否存在泄漏。英国Sonardyne公司的声学泄漏检测系统及瑞士Weathford公司的Didson声学泄漏检测系统是利用主动声纳检测水下管道泄漏的成熟产品。光图像观察法通过在水下管道结构重要位置安装光学图像观察装备，观察油气泄漏，直观准确、可靠性高，但观察窗口易受水下环境影响。分布式光纤探测方法则是通过敏感温度和振动变化检测油气泄漏，定位精度高，但在水下敷设管道上安装时，受敷设管道时的焊接活动和夹管器动作等影响，实施困难，难以推广应用。利用管线电导率变化进行探测的方法，可检测并估计管线腐蚀的状态变化。管道加载信号法(类似夹钳法)可检测管道裸露点位置及路由变化，检测效果好，定位精度高，但需要有配合检测的装备，如自主式水下航行器(AUV)巡查或管道旁侧的传感器阵等。

1.2 现有水下管道结构油气泄漏检测技术特点

1) 采用平衡法的检测技术。如管内瞬变压力信号法、流量平衡法。通过比较管道不同位置点的压力变化、流量变化、声波到达时间等，分析是否存在管道泄漏并定位，是应用较成熟和普及的方法。该类方法只能检测管道结构较大的泄漏，无法精确定位，对工况变化影响敏感。

2) 采用模型检测分析的方法。如基于辨识模型、稳态模型的管道泄漏检测方法。该类方法漏点定位困难，对管道工况等环境变化因素影响较敏感，如分布式管道管壁沉积物厚度变化，管径、管阀影响等均对检测造成较大影响。

3) 管内外低频声波检测法。该类方法通过在管道或阀门等重要位置附近布置水听器或水听器阵列线缆监听油气泄漏声音信号，达到检测油气泄漏的目的。成本相对较高，水听器易受环境及海生物附着影响，可以定位，但不能用于管道微渗漏和慢泄漏检测。

4) 基于分布式光纤的检测方法和光图像观察方法。分布式光纤的检测方法是现代技术的水下应用，其内有多根光纤(如3根)沿管道侧布设，可以实时检测管道结构形变参数、温度变化、振动等，从而分析管道路由形变并定位。由于随管道敷设的工程实施困难(夹管器及焊接等工艺流程影响)，该检测方法未普及应用。光图像观察方式下，图像观察直观准确、可靠性高，但观察窗口易受水下附着物和水质影响。

5) 基于漏磁分析的方法。该方法基于管道与海水绝缘，可通过管道与海水构成的闭合回路，加入特征脉冲信号，利用专有装备沿管道检测水下的电磁空间分布。通过比较分析，可得到管道与水下线缆的相对位置变化或泄漏可疑位置，从而分析是否存在管道路由形变、裸露或泄漏情况。

以上几种现有的管道结构泄漏检测技术只能检测管道结构存在明显泄漏的情况，受工况和环境影响较大，难以实现长期对管道结构的油气微渗漏和慢泄漏的检测。

2 水下结构油气泄漏检测新需求

针对浅水环境水下结构集中安装于沉埋密闭腔体内以及外输水下管道与海缆沉埋并行敷设的应用趋势，为水下结构油气泄漏检测技术应用提供了新的环境条件和需求。迫切需要安全可靠，供电及维修方便且水下安装方便的水下结构油气泄漏在线检测模块化装备，特别是对微渗漏和慢泄漏的在线检测技术和装备。

深水环境时，海底装备安全风险较小，水下结构在海床安装较集中，油气泄漏风险主要集中在管汇、阀门和采油树等关键部位。外输管道和海缆一般采取直接在海床安装敷设的方式，输送管道的安全风险主要集中在陆坡管道和立管。

针对浅水密闭腔体内安装的水下结构和深水海床安装的管汇、采油树、阀门等重要位置的水下结构，当前常用的油气泄漏检测技术不能满足对水下结构微渗漏和慢泄漏的长期在线检测需求，泄漏检测能力和定位能力不足，对水下长输管线还缺乏有效的在线检测技术手段。针对新的检测、识别和定位需求，须开展声、磁、光、电等多技术融合的检测技术和方法研究，开展浅水并行敷设及沉埋管缆路由在线检测和泄漏检测技术的研究和装备研发，同时利用现代信号智能识别技术、控制技术等开展综合性的油气泄漏检测目标识别，从而解决当前水下结构油气泄漏在线检测的难题。

3 水下结构油气泄漏检测多技术融合应用设想

3.1 水下结构集中安装的油气泄漏检测技术

针对浅水密闭腔体内或深水重要位置的水下结构油气泄漏检测问题，应解决以下2方面的关键技术及装备问题。

1) 水下高频图像声呐检测技术及装备。针对微渗漏和慢泄漏检测问题及声呐检测距离情况，选择合适的图像声呐工作频率(如670 kHz、2 MHz频率)，开展油气微渗漏和慢泄漏检测和声图像目标识别技术研究，同时开展水下结构防除海生物方法及工艺措施研究，对抗海生物附着对水下声呐基阵性能的影响。以多组图像声呐近程探测水下结构微渗漏和慢泄漏，开发声呐目标特征识别软件以满足水下结构油气微渗漏和慢泄漏检测需求，其检测系统结构见图2。

图2 水下结构油气泄漏声-光图像检测系统结构Fig .2 Sound and light image detection system structure for oil and gas leakage in underwater structure

2) 水下长期光学图像观察方法及装备。现有的水下光学图像观察装备没有采取观察窗口清理措施，只适用于短时间的水下观察应用，对长期水下固定安装的水下光学图像观察装备，须开发具有光学窗口程控清理功能的装备，解决装备的水下海生物附着和光学窗口沉积物堆积的影响问题，保证水下光学图像观察装备长期稳定的观察功能，用多组光学观察装备近程观察水下结构微渗漏和慢泄漏。

3.2 长输管缆并行敷设的油气泄漏检测技术

针对浅水海床沉埋长输管道及海底管和缆并行敷设检测问题，应加强管道和线缆路由变化检测及泄漏检测，开展技术研究和装备研发。有关的检测装备应容易水下安装并方便供电、通讯、故障定位、维修和技术升级，降低运营成本。应解决以下3方面的关键技术及装备问题。

1) 浅水区水下长输管缆并行敷设检测技术和装备。针对并行敷设的海底沉埋管缆路由，利用管缆并行敷设条件，开展水下并行管缆在线互探测技术研究和装备研发，实现水下管道泄漏实时探测、路由变化检测和牺牲阳极腐蚀变化检测，从而满足新条件下水下管缆并行敷设在线互检需求。如可在并行敷设线缆上增加敷设检测线缆，并在检测线缆上布置高灵敏度的电磁传感器和水听器。检测线缆每间隔100 km左右设置一个海底固定基点，基点上安装信号转换及驱动、供电等装备，方便检测维修(图3)。检测线缆可随水下铠装海缆敷设，也可单独敷设，但不能随管道敷设(管道敷设时有焊接活动和夹管器影响，随管道敷设存在较大难度，实施可行性较低)。用于管道电磁信号检测的电磁传感器选用三轴传感器，按一定间隔布置(如300 m，复杂环境可减小相邻布置间隔)；用于敷设管道泄漏信号检测的水听器，由于数量较多，可采用光纤水听器，并按一定间隔布置(如500 m，复杂环境可减小相邻间隔布置)，从而降低供电要求和装备成本。对于加载信号，可采用夹钳法在管道上加载一定频率的CW电流脉冲信号(信号频率1 000 Hz以下)，利用海水构成通电回路，沿管道检测信号变化情况，并通过电磁传感器检测分析管道路由变化及裸露点。上述操作的优点包括：①检测线缆可实时检测环境电磁分布变化，分析管和缆的相对位置变化(位置分辨能力优于0.5 m)；②可检测电力线和磁力线强度变化，分析牺牲阳极的腐蚀变化；③可通过电、磁检测数据分析水面是否有停船，从而预警管缆面临的风险；④方案成本低，方便供电，施工较简单。

图3 浅水并行敷设管和缆检测装置布置示意图Fig .3 Schematic of device for detecting parallel laying pipes and cables in shallow water

2) 水下在线固定检测装备自供电、网络链接、定位及通讯技术和装备。水下长输管线长度可达1 000 km量级，水下检测装备供电、通讯和安装十分困难。针对建设后期有海底敷设管和缆检测需求时，可以设置海底固定基点，在固定基点上柔性构建相应的检测系统。因此，需要解决检测装备模块化和水下自供电、柔性连接等问题。水下自供电可采用电池组+外连无线充电耦合连接器+补充供电装备的综合措施解决，从而方便电池组更换或无线充电，而补充供电装备可以利用输送管与海水形成的温差研制水下热电转换发电装备，或是海底微海流发电装备等。柔性连接可采用无线耦合供电通讯连接器，通过连接水下模块化装备柔性构建需要的检测系统。无线耦合供电通讯连接器与硬连接器相比，对接要求低，无对接水密问题，有利于降低施工要求。水下无线耦合充电器方面，国内已有3 000 W级的产品；而无线耦合供电通讯连接器方面，国内已有100 W供电功率、100 Mbps通讯速率的成熟产品。

3) AUV搭载检测技术和装备。自主式水下航行器AUV的航行探测速度低(如5 kn以下)，可采用湿式框架结构，其重心低于浮心较多，稳定性好，水下机动性和抗侧流能力强，对控制要求较低，定位精度高，如0.3%内定位误差。AUV为模块化结构，可基于搭载探测任务模块的尺寸和质量适当调整AUV的尺寸、质量和浮心位置，从而适应搭载需求。采用AUV搭载探测任务模块执行水下管和缆探测任务时，先在水面平台吊放AUV入水，识别并定位水下管缆，用探测结果导引AUV执行水下探测及巡检任务。由多普勒计程仪测量AUV的航行距离，到达目的地附近时，通过应答式声呐呼唤目标平台值班人员准备回收AUV。采用AUV开展水下管缆路由变化及泄漏、牺牲阳极腐蚀情况自动巡查与检测工作，获取海底敷设管和缆路由参数，抵近识别并观察核实是否有悬跨、泄漏等，可减少出船量和人工出勤成本。

3.3 水下检测装备安装流程简化及方便维修更换技术

目前，水下固定电子系统装备普遍存在维修难、供电难、水下安装难和网络化能力弱等问题。解决上述问题的有效途径是通过装备模块化、网络化以及柔性连接方式构建水下电子系统，通过管控中心实现水下检测装备智能化和一体化管理，降低水下安装及运营成本。

1) 水下泄漏检测装备应具有维修方便、水下安装方便及功能扩展能力。需要研究开发水下无线耦合供电通讯连接器，开发水下模块化装备、网络连接器等，研究应用油气泄漏目标智能识别技术，从而有助于简化水下检测装备的安装流程并实现装备的快速维修或更换。

2) 遥控式无人潜水器(Remote Operated Vehicle,ROV)机具开发。水下电子检测装备安装在水下固定基点平台上，含有应答式信标，安装和维修时可以导引水下机器人ROV等接近。须开发相应的ROV操作专用机具，由小型ROV搭载使用，用于水下模块化组件状态检测和更换维修，或用于水下电池组在线对接充电、数据通讯，适应水下电子装备固定安装流程简化及能量补给等需要，提高维修快速反应保障能力，进一步降低施工及运营成本，促进水下系统检测装备的应用和发展。

4 结束语

针对水下油气生产设施深浅水海底安装方式和智能化管理的发展趋势，从水下结构泄漏检测技术、装备智能化和降成本角度，总结了当前急需解决的一些关键技术问题。目前水下生产设施油气泄漏检测须柔性构建多技术综合的、网络化的泄漏检测系统，融合多类检测技术，并利用现代信号处理、控制技术和智能识别技术，解决当前装备检测能力不足、供电难、维修难及安装难等问题，从而满足水下结构油气泄漏检测及精确定位要求，适应水下结构油气泄漏检测系统无人化管理需要。本文成果为后期的泄漏检测技术研究及装备研发提供了技术思路和应用设想，有利于降低水下结构油气泄漏风险和海洋环境污染风险。