高寒區管道運行維護技術現狀綜述

劉海鵬 黃曉波 李旭海 張凱靈 馮建龍 馬偉平

1. 中油國際管道有限公司, 北京 100029; 2. 中國石油管道局工程有限公司質量安全環保部, 河北 廊坊 065000; 3. 中國石油西南管道南寧輸油氣分公司, 廣西 南寧 541300; 4. 中國石油西南油氣田公司輸氣管理處, 四川 成都 610213; 5. 中國石油吐哈油田分公司工程技術研究院地面工程設計所, 新疆 鄯善 838202; 6. 中國石油管道科技研究中心, 河北 廊坊 065000

0 前言

中俄原油管道是中國第一條穿越高寒區的大型管道工程,是我國重要的能源戰略通道[1]。高寒區管道運行維護的突出問題是凍土地質災害、低溫維搶修和管道腐蝕防護等[2],而我國缺少高寒區管道運行維護實踐經驗[3-4]。中俄原油管道投產以來,針對高寒區管道凍土地質災害防治、特殊環境維搶修和低溫腐蝕防護技術進行了探索研究。加拿大、美國和俄羅斯已在高寒凍土區建設多條油氣管道,特別是Norman Wells、Trans-Alaska管道在規劃設計階段,進行了大量系統的管道凍害防治技術研究[5]。研究國內外高寒區管道運行維護的先進經驗和做法,有助于提升中國高寒區管道運行維護技術水平,并為中俄東線管道項目提供借鑒。

1 國內外高寒區管道工程

俄羅斯東西伯利亞—太平洋原油管道建設于20世紀70年代,全長 2 694 km,穿越永凍土600多千米,采用埋地敷設方式。加拿大Norman Wells管道1985年投產,全長869 km,管徑325 mm,設計壓力10 MPa,采用常溫輸送工藝,是北美第一條穿越多年凍土區的原油管道。美國Trans-Alaska管道1977年投產,全長 1 288 km,管徑 1 219 mm,設計壓力8 MPa,設計輸量1.2×108t/a；管道采用X 60、X 65和X 70耐低溫管材,壁厚11.7 mm；管道穿越凍土區架空敷設676 km,穿越北極和亞北極連續和不連續凍土區,其中75%為多年凍土區。

中俄原油管道全長965 km,采用常溫輸送俄羅斯原油(凝點小于-10 ℃),管材為X 65鋼級,管徑813 mm,壁厚11 mm,設計壓力8.0 MPa,設計輸量 1 500×104t/a。中俄原油管道經過凍土區管段約440 km,相對俄羅斯、加拿大的永久凍土,多為島狀季節性、不穩定凍土,差異性凍脹融沉發生概率高。中俄原油管道穿越大興安嶺，地貌復雜,地下水豐富,沼澤、河漫灘交替分布,穿越大中型河流11條,管道發生凍脹融沉的區域分散。

2 高寒區管道運行維護風險分析

2.1 地質災害

中俄原油管道埋深在1.6～2 m,接近多年凍土區上限。高寒區管道地質災害主要是凍脹融沉和熱融滑塌[6-7]。凍土災害造成管道拱起或下沉,管道持續位移產生附加應力,可能導致管道褶皺、彎曲甚至斷裂。土壤含冰量大的斜坡,融化后土體結構強度降低,融化層沿多年凍土上限滑塌,威脅敷設于斜坡的管道。管道建設階段,管溝開挖回填切斷地下水流動路徑,地下水在管溝積聚,易發育凍脹丘、冰錐等凍土形式。管道運行期間,維搶修進行凍土開挖,表層植被被破壞,隔熱作用減弱,地表吸收熱量,凍土融化概率高。

2.2 焊接施工

中俄原油管道X 65鋼級焊接質量要求高,低溫環境對焊接環境溫度及焊工操作造成影響。管道不可避免存在未熔合、夾渣、咬邊等缺陷,還可能存在裂紋或者殘余應力,在非設計載荷條件下,存在焊口失效及低溫脆斷的風險。

2.3 管道管理

中俄原油管道在日常管理、維搶修和應急等方面的突出問題是[8]:自然環境和社會依托差、信息聯絡溝通困難;缺少低溫條件下凍土、沼澤、濕地專用維搶修設備;部分閥室距離大中型河流較遠,對管道穿越河流的油品泄漏事故控制能力弱;管道伴行路少、管道巡線困難、第三方施工較多;凍土和低溫條件導致陰極保護系統失效。還應考慮嚴寒條件下人員安全和健康問題。

3 凍土地質災害防治

中俄原油管道應用慣性測量單元(IMU)內檢測技術,實現對管道基線、中心線位移變化趨勢的監測。針對凍脹融沉重點管段,綜合應用溫度場監測、管道應力應變監測、管道機械式位移監測及探地雷達等技術,監測管道周圍融化圈和管道變形情況,先后試驗應用管溝換填細土層、熱棒技術和支撐結構等防護方法,中俄原油管道沿線建設了6處“熱棒+換填”的凍脹融沉災害治理案例工程[9],見圖1。針對熱熔滑塌重點管段,借鑒加拿大Norman Wells管道做法,縱坡地段采用“木屑護坡”方式防止凍土融化,增強斜坡穩定性。

美國Trans-Alaska管道為徹底解決差異性融沉變形導致管道斷裂的問題,在管道通過676 km高含冰量不穩定凍土區采用VSM支撐架+熱管的架空敷設方式,兩側熱管用于冷卻和保護凍土并起到支撐作用[10-11],見圖2。

圖1 中俄原油管道采用熱棒技術治理凍脹融沉災害照片Fig.1 Sino-Russia crude oil pipeline adopte thermal probe to control frost heave and thawing settlement disaster

圖2 美國Trans-Alaska管道穿越凍土區的架空敷設方式照片Fig.2 Overhead laying method of Trans-Alaska pipeline crossing frozen soil area in the United States

4 管道檢測評價

中俄原油管道應用的內檢測技術包括幾何檢測、IMU內檢測和三軸高清漏磁檢測等[12],可識別管道變形、金屬損失、螺旋焊縫缺陷和環焊縫缺陷。根據美國標準ASME B31 G-2012《確定已腐蝕管線剩余強度的手冊》進行缺陷評價,按照缺陷嚴重程度、是否處于高后果區等進行優先級排序,結合管道停輸時間、運行壓力調整,制定缺陷修復方案。

從1989年開始,加拿大Norman Wells管道每年進行1次IMU內檢測,評估不穩定土體運動和差異性融沉對管道的影響。隨著積累多次內檢測數據,可判定管道系統位移變化趨勢,并為管道系統完整性評價提供依據。

5 管道維搶修

5.1 高寒區管道特殊維搶修設備

中俄原油管道冬季平均溫度低于-30 ℃,常規維搶修設備無法完全保證達到正常工作要求,例如管道切管機作業溫度不低于-10 ℃。高寒區管道特殊維搶修設備的配備如下:中俄原油管道配備了PC 400大馬力挖掘機等大功率設備,還配備了俄羅斯制造的割冰機,用于河流穿越段油品泄漏的收集圍控；俄羅斯管道行業應用了履帶機車[13],可用于設備運輸和挖掘作業,可進入沼澤地區或冰雪地區,見圖3～4；美國管道行業凍土開挖應用了液壓挖掘機,包括水力沖擊機、吸泥器、水力噴射器等附件設施,先用熱水軟化土壤,高壓水射流用于切割凍土,土壤粉碎被真空軟管吸走,挖掘速度快,特別適用于含缺陷管道的開挖情形[14]。

圖3 凍土區履帶式管溝開挖設備照片Fig.3 Crawler pipe trench excavation equipment in permafrost region

圖4 沼澤地及凍土區管道搶修一體化車輛照片Fig.4 Integrated vehicle for pipeline emergency and repair in swamp and permafrost region

5.2 凍土區管溝開挖

針對計劃性維修,凍土區管溝開挖方法是采用傳溫熔化法,加熱凍土后進行人工開挖,持續時間較長,但不產生振動,適用于凍土層厚度較大、管道存在缺陷的情形。針對凍土層厚度不大的情形,采用配備松土器的挖掘機開挖,利用單鉤鏟斗可較快清除表層凍土。該方法簡單快速,但挖掘振動大,容易造成含缺陷管道的缺陷擴展,不適合含缺陷管道修復作業。

5.3 凍土區管溝回填

中俄原油管道管溝回填方法是在管道敷設過程中換填低凍脹性的粗顆粒土或沙土進行換填和回填[15]。管底300 mm以下采用粗土,管底300 mm以上采用細土,細土層應回填至管頂上方300 mm,細土最大粒徑不超過10 mm。為減少管溝回填土體的融沉量,管溝回填宜分層壓實。由于管溝回填中的凍土不能完全壓實,存在來年夏季融化下沉風險。在高含冰量凍土管段,應在冬季進行二次回填,回填土高度應高出地面30 cm。

5.4 沼澤地維搶修

中俄原油管道配備了俄羅斯生產的沼澤地專用拼裝路面設備。針對沼澤地等特殊環境維搶修作業,充分考慮設備改造、進場路鋪設、構筑修理平臺、開挖作業坑、溢油控制回收等各方面因素,實現吊車、挖掘機等大型設備進場,以及泥濘環境下溢油圍控,保證沼澤地維搶修順利進行。

5.5 焊接低溫防護

GB/T 31032-2014《鋼質管道焊接及驗收》規定雨雪天氣或環境溫度低于5 ℃,應考慮低溫焊接作業的加熱、保溫和人員防護措施。低溫焊接作業應搭建作業坑保溫棚,提高焊接作業環境溫度。焊接前進行焊口預熱,預熱后使用紅外測溫儀進行檢測,預熱溫度達到焊接評定要求才能進行焊接。焊接過程適當增加電流,嚴格控制層間溫度。焊接完成,用石棉保溫被進行緩慢冷卻,保溫時間至少30 min。

6 管道輸送溫度

中俄原油管道投產以來,實際輸油溫度在2.6～16.8 ℃之間,長期處于正溫運行工況,溫度場監測表明管道周圍存在融化圈,位移監測發現管道產生一定融沉量,管道巡檢發現部分管段發生凍脹，造成埋深減小。

針對管道輸送溫度問題,加拿大Norman Wells管道采取降溫措施,原油在輸送之前輸油溫度冷卻至-1 ℃或者接近地溫,減少管道散熱對凍土的影響;為避免凍土融化,美國Trans-Alaska管道穿越640 km凍土區管段采用熱棒進行降溫。

7 管道線路巡線

中俄原油管道采用人工巡線、車輛巡線、直升機以及無人機巡線等多種方式,保證管道巡線工作可靠性,爭取在第一時間發現油氣泄漏特征,以及管道附近的第三方破壞活動等異常事件。還應用了涵道式單旋翼無人機,其具有巡護范圍廣、自動導航或人工控制、實時監控拍攝視頻資料、重點區域巡護等優點,適用于森林、沼澤、河灘等人員難以接近的管段[16]。

國外干線管道廣泛采用飛機巡線、汽車巡線、步行巡線等方式,特殊地區還采用輪船巡線[17-18]。加拿大Norman Wells管道每周要進行直升機巡線一次,嚴密觀察管道周圍的變化,包括無人值守閥室、第三方施工、河流沖刷、斜坡滑移、管道標志樁等情況。

8 管道腐蝕防護

中俄原油管道采用強制電流陰極保護方式,在凍土區設計柔性陽極平行鋪設作為輔助陽極,陰極保護電位測試采用高純鋅參比電極。從實際應用效果來看,在冬季低溫條件下,高純鋅參比電極漂移嚴重。研發了長效抗凍性參比電極,在管道沿線重點管段埋設,保證準確測量管道保護電位。

高寒區土壤凍結后,電阻率大幅增加,若采用強制電流保護方式,陰極保護系統輸出很大,經濟性較差[19]。俄羅斯干線管道和油氣站場均有采用犧牲陽極保護方式的案例[20]。美國Trans-Alaska管道采用分段犧牲陽極保護的方式,主管段采用連續的鋅帶陽極進行保護。

9 結論

國內外高寒區管道運行維護的公認做法是實施凍土凍脹融沉防治技術和管道位移監測,定期進行管道內檢測,準確掌握管道系統狀況,將風險控制在可接受范圍內,科學制定缺陷修復方案,保障管道本質安全。展望未來，高寒區管道設計建設的發展方向是全生命周期免維搶、設備遠程控制和數字化管理,針對高風險管段考慮設計安全冗余量,采用高低溫韌性和大變形能力的管材。此外還應進一步研發、驗證和推廣管道融沉防治新技術,研制適用于極寒地區的管道維搶修的挖掘機械、破冰設備和履帶型機車。