多年凍土區天然氣管道建設關鍵技術

李欣澤， 金會軍

（1.中國科學院西北生態環境資源研究院凍土工程國家重點實驗室，甘肅蘭州730000； 2.中國科學院大學資源環境學院，北京 100049；3.中石化石油工程設計有限公司，山東 東營 257026； 4.東北林業大學土木工程學院/東北多年凍土區地質環境系統教育部野外科學觀測研究站/寒區科學與工程研究院，黑龍江 哈爾濱 150040）

0 引言

北極地區油氣資源豐富，為實現資源可持續開發利用，多年凍土區的油氣管道建設正引起廣泛重視［1］。2017 年11 月中國石化、中投海外、中國銀行和阿拉斯加州政府、阿拉斯加天然氣開發公司共同簽署了中美聯合開發阿拉斯加LNG 項目意向性文件。項目包括天然氣處理裝置，一條長1 287 km 的管線，以及一套年產2 000×104t LNG 的天然氣液化裝置。2018 年1 月中國國務院發布《中國的北極政策》，明確提出支持企業通過各種合作形式，在保護北極生態環境的前提下，積極參與北極油氣和礦產資源開發。

多年凍土區特殊的地質和巖土條件決定著管道設計、建設和管理等許多方面都有別于溫帶地區的管道。已建多年凍土區管道工程中，最為經典的是美國的阿拉斯加（Alaska）原油管道［2-3］、加拿大的羅曼井（Norman Wells）原油管道［4］。格爾木-拉薩成品油管線是我國在多年凍土區建設的第一條管道，基本沿青藏公路鋪設，于1974—1977 年建設并投入運行，全長1 076 km，有900 km 多的管線處在海拔4 000 m以上嚴寒地區，560 km多管線鋪設在多年凍土區；埋深1.2～1.4 m，管道干線直徑159 mm，壁厚6 mm。工程修建十分艱巨、復雜，管道自運行以來，由于局部管道管基土凍脹，導致管道破裂，出現過幾次泄漏事故［5-6］。

2008—2011年和2016—2018年建設、投產的中俄原油管道I 線和II 線（漠大線）是我國多年凍土區管道建設的里程碑式工程。中俄管道在中國境內管道全長約為933 km，管徑為813 mm，壁厚為12.5～17.5 mm，設計壓力為8.0～10.0 MPa。管道敷設方式采用“修訂的埋設”（Modified conventional burial construction mode）施工方式，埋深1.6～1.8 m，接近多年凍土上限附近。采用常溫密閉輸送工藝，輸送俄羅斯低凝（-18 ℃）原油。中國境內的中俄原油管道沿線的多年凍土區約為512 km，其中島狀及零星不連續多年凍土區205 km；季節凍土區約為441 km。該管道在借鑒美國、加拿大、俄羅斯等國外多年凍土區管道工程經驗的基礎上，投入上千萬科研經費開展工程地質條件評價、預報及管道熱、應力分析和數值模擬，多年凍土地區和林區、沼澤濕地輸油管道施工、地溫監測和管道位移監測等課題的研究，采取了增加壁厚、保溫、地基土換填、熱管等融沉防治措施。但在管道投產后由于原油溫度與俄方提供的設計輸入條件相差較大，全年正溫輸送，多年運維監測資料顯示管道主要風險為融沉［7-12］。

在全球多年凍土區，目前已建的油氣管道不超過十條，多為原油管道。雖經多次論證、幾度沉浮，限于經濟技術合理性，20世紀80年代規劃建設的阿拉斯加天然氣輸送系統至今未建成投產。可見，多年凍土區（特別是北極地區）天然氣管道的設計、修建和維運仍然是個懸而未決的全球性凍土工程難題［13-14］。目前，我國在多年凍土區建設天然氣管道的工程實踐經驗非常有限，尚難以保證極地寒區和極端低溫條件管道工程的設計、施工和安全運行。因此，研究和解決極地和其他多年凍土區天然氣管道工程所遇到的難題對我國國家利益最大化和人類命運共同體的福祉具有重大而深遠的意義。縱觀多年凍土區的油氣管道建設經驗以及教訓，本文站在管道工程設計者的角度，分析總結了以下亟待解決的寒區管道工程關鍵技術問題。

1 我國多年凍土區天然氣管道研究進展

我國多年凍土區天然氣管道研究主要圍繞中俄東線天然氣管道工程（黑河-上海）和格爾木-拉薩天然氣管道工程展開。中俄東線是國內首條外徑（OD）1 422 mm 大口徑輸氣管道，途徑東北北部嚴寒地區，最冷月平均氣溫約-24～-14 ℃，極端最低溫度-48.1 ℃或更低，最大季節凍深221～298 cm。管道北段黑河至長嶺段于2019 年10 月建成投產。該管道形成了系列OD 1 422 mm 設計、施工集成技術。其中，與多年凍土有關的關鍵技術包括輸氣管道可靠性設計和評價技術、多年凍土開挖與回填技術、站場OD 1 422 mm低溫管件設計與研制等。

輸氣管道可靠性設計和評價是基于概率的極限狀態設計方法，針對管道所對應的極限狀態和狀態方程，定量計算管道的可靠性水平，優化管道設計并指導運行維護，適用于一般地段和特殊地段。多年凍土開挖與管溝回填技術明確了多年凍土開挖設備（挖掘機液壓鎬、推土機松土器和挖掘機）配置方式以及回填方式（篩分斗+外購細土、篩分斗和直接回填）優化。站場OD 1 422 mm 低溫管件設計與研制是從設計溫度的確定、材料的選擇、結構尺寸的設計、性能指標的制定等方面進行全面研究，制定中俄東線站場低溫環境用管件制造技術條件，研發站場低溫環境用管件新產品。

另外，規劃在青藏高原工程廊帶內與已建格拉成品油管道并行新建格拉油氣管道（同溝敷設）。其中，輸氣管道推薦管徑OD 559 mm，設計壓力6.3～12.0 MPa；在多年凍土區管頂埋深1.8～2.0 m。采取低溫輸送工藝，為應對冷季可能加劇活動層的凍結過程，導致凍脹類病害的增多和加劇，全線采用了保溫防護措施，保溫層厚度80 mm；在高含冰量多年凍土地段采取“保溫+換填”等技術處理措施來應對可能出現的管基土的融沉問題。

2 設計關鍵技術

2.1 管土水、熱、力耦合系列

天然氣的密度和比熱容與原油相比有很大差異。天然氣在壓氣站增壓后出站溫度能達到30～50 ℃。因此，在多年凍土區，為防止管基土的融化，需要人為降溫至接近圍巖溫度進行輸送。但負溫氣流輸送可能導致管道周圍凍、融土中熱量散失，在周圍土體中產生凍結圈，形成強烈凍脹，結果可能導致管道過量變形、彎曲或橢圓化變形［15-16］。因此，在多年凍土區進行管道工程設計，對輸氣管道溫度調控要求要嚴格得多。為防止輸氣溫度過高而導致管體周邊凍土融化和管基土融沉，根據實際情況可能需采取保護多年凍土的原則，采用負溫輸送工藝，壓氣站出站溫度需要控制不高于-1 ℃。而單一的空冷器達不到理想的降溫效果，需要增設換熱器聯合對管輸氣流進行冷卻。

對于多年凍土區輸油管道來說，由于管道全年是正溫輸送，埋地管道相當于一個熱源，主要關注的管基穩定問題是融沉變形過大［17-20］。阿拉斯加原油管道全長1 287 km，其中有676 km 的管道為了穿越富含冰高溫多年凍土區（融化不穩定區），采用了地上架空的穿越方式，就是為了避免管道向周圍土壤散熱，造成多年凍土融化并失去對管道的支撐能力。與多年凍土區輸油管道不同，多年凍土區天然氣管道主要關注的問題是管基土的凍脹［21-22］。

多年凍土區天然氣管道對管內流體溫度的計算精度要求非常高，因為它直接影響管道可允許的最低金屬溫度的確定、基于應變設計管段的選取以及運營期間管基的（差異性）融沉和凍脹預測。常規的長距離輸氣管道計算模擬仿真商業軟件如TGNET 和SPS 可能不適用于多年凍土區管道設計，其采用總傳熱系數法進行傳熱計算，沒有考慮土壤相變潛熱和管基土中的對流換熱等問題［23-24］。因此，多年凍土區管道設計需要采用完全的管基土的水、熱、力耦合模型，對管輸氣流溫度和管周巖土和水分、溫度耦合計算，考慮土中水分的相變潛熱和對流換熱等。為精確預測氣流溫度，耦合模型需要針對每個管段輸入一系列有限元地形數據、氣候數據、初始地溫、含水（冰）率和管基土的結構等數據。從區域層面分析，在季節凍土區，由于管道運行溫度、土的特性、地下水位、覆土厚度、空氣水平運動和巖土溫濕度等參數影響，管基存在（差異性）凍脹的情況；在多年凍土區，由于管道運行溫度、巖土的特性、地溫、從安裝到投運周期、地表擾動和掃線施工等影響，可能存在管基（差異性）融沉情況。從管道本體層面分析，氣流溫度沿著管線受管周巖土溫度的影響，在管道投產以及壓氣站陸續投運過程，沿線的管道中氣流溫度是變化的，若輸氣管道運行溫度低于水合物的形成溫度和氣源水露點，管道容易出現冰堵事故［25］；在夏季，管線上方地溫升高，降低了管線的上浮阻力，管線產生應變；由于施工和氣候變化造成的地溫升高會增加管體的蠕變速率。上述情況均與管道運行溫度相關，是管線和設備設計所應考慮的因素，都需要在水、熱、力耦合計算模型中予以考慮。

2.2 材料、應力系列

2.2.1 輸氣管道斷裂控制技術

輸氣管道在運行時，管道中積聚了大量的彈性壓縮能，一旦發生破裂，材料的裂紋擴展速度極快，斷裂速度將超過聲速，且不易止裂，其斷裂長度也會很大。為確保鋼管避免脆性斷裂擴展，控制其延性斷裂擴展，一般是對鋼管制造商提出嚴格的控制韌性指標，依靠材料自身止裂。沖擊韌性反映材料的塑性變形和斷裂過程吸收能量的能力，是材料強度和塑性的綜合反映，是抗斷裂和止裂的主要指標，可以通過結合夏比V 形缺口試驗和落錘撕裂試驗（DWTT）來確定。經濟合理的韌性要求與鋼種的強度等級、管徑、壁厚、焊接方法和使用環境、溫度等因素有關。如果韌性指標過高，實物鋼管制造時也會存在難以達到的情況，即如果不能從鋼管本身的高韌性指標獲得充足的固有止裂性能，那么就必須采取其他防止延性斷裂的止裂措施，如沿管道每隔一段距離安裝止裂器。

溫帶地區天然氣管道韌性指標制管企業一般均能滿足，在國內還未有安裝止裂器的管道。但多年凍土區情況則不同，在低溫條件下，金屬材料韌性降低，脆性增加。尤其要十分注意暴露在氣溫特別低的地區的管道和設施。在這些場合選用材料時，應慎重考慮其低溫力學性能。國內外輸氣管道工程設計規范規定：管道根據沿線居民戶數和（或）建筑物的密集程度，劃分為四個地區等級，其中一級地區人員和（或）建筑物密集程度最低，選用最大的強度設計系數；相同鋼級和設計壓力情況下，選取設計壁厚最薄。一般多年凍土區位于一級地區的高等級鋼管，止裂所需的的夏比沖擊功過高，實物制造有時難以實現。因此，這部分管道要想實現止裂要考慮應用止裂器。止裂器可采用鋼套筒、鋼絲繩卷、厚壁鋼管、復合材料或其他適當型式的組件。

2.2.2 “基于應變的管道設計”新技術

傳統的管道設計是基于應力設計，實質上是有一定安全系數的彈性設計方法。通過判斷管道復合應力是否滿足管材許用應力，確定設計管道是否可靠。該方法局限性在于推薦的安全系數不能完全反映管材性能水平，無法證實和量化其有效性，設計結果往往是雖然安全，但偏于保守［26-29］。

“基于應變的管道設計”新方法來源于極限狀態設計思想。通常指在位移控制為主或部分以位移控制為主的狀態下，為了保證管道在塑性變形下（應變大于0.5%），仍能滿足極限狀態而進行的設計方法。作用于管道結構的載荷分為負載控制型載荷和位移控制型載荷。位移控制型載荷包括熱膨脹、凍脹、強迫位移等。載荷大小則取決于結構所產生的位移和變形。管道基于應變設計應遵循如圖1所示的流程。

基于應變的強度設計數學表達式與傳統的基于應力的設計方法類似：

式中：ε為設計應變，可采用解析法和有限元軟件編程計算法（主要手段）確定，一般常用的有限元分析軟件為Abaqus和ANSYS［30］；[ε]為許用應變；εs為管材所能承受的極限應變；F為安全系數，通過綜合評價管材性能、管道穿越類型、地區等級、地質災害類型及危險等級等指標確定。

圖1 管道基于應變設計的流程Fig.1 Flow diagram of strain-based design of pipeline

使用有限元軟件計算設計應變的步驟是：首先確定管材特性模型和管道載荷等參數，接著選擇合適單元類型建立管土耦合作用模型，然后采用合適方式模擬邊界條件，最后確定計算對象的結果輸出類型和輸出方式［31］。部分采取基于應變設計方法設計的凍土區管道項目確定的拉伸應變極限和壓縮應變極限見表1。對于多年凍土區天然氣管道，關注的是差異性凍脹位移計算方法，主要方法有基于統計模型的凍脹量估算方法和基于分凝勢模型的計算方法［14］。對于多年凍土區輸油管道，關注的是差異性融沉位移計算方法，主要方法有基于崔托維奇公式的融沉量估算方法和基于管道融化圈的融沉量估算方法［32-33］。

表1 基于應變設計管道的拉伸應變極限和壓縮應變極限［34］Table 1 Tensile strain limit and compressive stain limit of strain-based design of pipeline［34］

2.3 公用配套系列

2.3.1 連續多年凍土區接地

極寒多年凍土地區的土的電阻率高，導致常規的接地技術無法滿足設備的接地需求。除考慮接觸電壓、跨步電壓需滿足規程要求外，自控、通信等設備對接地電阻值的要求也是一個設計難點。極寒地區的接地技術主要包括：連續多年凍土區對接地設計的影響、接地方案比選、接地材料的選型、接地系統的維護方案等。

2.3.2 不連續多年凍土區陰極保護

對于不連續多年凍土區，多年凍土帶和非多年凍土帶斷續分布或頻繁過渡。土的特性不僅在管道沿線差異很大，而且同一管段的土的電阻率也有可能隨季節和凍融狀態變化存在較大差異，影響長輸管道陰極保護系統設計［35］。長輸管道的陰極保護技術的研究包括合理可行的陰極保護設計方案研究、適合不連續多年凍土區工況條件下的相關陰極保護設備和材料的研究、陰極保護系統的管理維護等。

2.3.3 站場基礎和地上管道支撐

對于低溫（＜-1 ℃）、連續多年凍土區的輸氣管道沿線站場，采用鉆孔+插入鋼管樁+泥漿灌縫的技術方案，保證鋼管與地基土有效凍結。對于高溫（≥-1 ℃）、不連續多年凍土（多年性凍土）站場，采用鉆孔+插入鋼管樁+熱管技術的技術方案。其中站場內儲油罐基礎尤其要注意是否有潛在凍脹敏感性風化巖土，否則會增加處理成本。

阿拉斯加原油管道全線地上管道支撐共有9種不同形式，有的是兩根鋼管支撐，有的是四根鋼管支撐。管托與上部管道固定，在地震等情況下，管托連同上部管道可以在下部鋼支撐（Vertical supporting members，VSM）上移動，管托與鋼支撐接觸面是薄薄一層四聚氟乙烯板。鋼支撐上部熱管個數、高度也不相同，決定因素取決于多年凍土管基的含水量、地溫和土的性質（是否是凍脹敏感性土或融化不穩定土）［36-37］。圖2 表示的是北極某油氣處理站場架空基礎。

圖2 北極某油氣處理站場架空基礎Fig.2 Overground foundation of one oil and gas processing station in Arctic

2.3.4 建筑物模塊化和設備撬裝化

北極地區施工窗口期只有不到4 個月（12 月底至次年4月中旬），且Alaska北坡地區北冰洋的口岸海冰解凍窗口期只有9—10 月這兩個月；11 月—次年1月為溫度很低的極夜時期（北極圈內）［38］。由于天氣嚴寒，北極地區整體施工效率低于通常情況下的50%。為充分利用有限的窗口期，降低現場施工工作量，管道站場需盡可能建筑物模塊化和設備撬裝化。采用模塊化建筑物和撬裝化設備，將主要構件制成模塊，從口岸運到建設營地的地方，將節省45%～55%的施工工程量。建議的模塊化建筑物包括發電機房、配電室、控制室、辦公室、倉庫和宿舍等。建議的撬裝化設備包括計量設備、調壓設備、加熱設備、空氣壓縮設備和水罐等。

3 施工關鍵技術

（1）在北極地區，修筑永久性道路將破壞苔原苔蘚等脆弱、敏感植被，不符合環保要求，除非特殊需要才修建礫石便道或工作臺。因此，只需要修成冰雪公路等臨時性施工便道。施工開始于11 月中旬，通過在附近湖中開采冰塊或收集積雪，運至工地粉碎，壓實鋪設。同時每日在寒冷天氣條件下不斷噴灑水層（到積雪或冰面），可修建30 cm 厚的冰面公路，能承載重型車輛通過。冰路每隔一段距離安裝溫度檢測儀表，數據可遠傳，用于實時監測冰路狀態。冰路融化后現場無遺留痕跡，對環境無破壞。每年都需要進行冰路修建，同時進行除雪作業維護［39-40］。圖3所示的是冰路施工場景。

圖3 冰路施工Fig.3 Ice road construction

（2）在可以進行修筑永久性公路的地方，筑路材料的來源是一個很大問題。北極地區地表至4 m深度處為粉土夾碎石，不適宜用于筑路。埋深4 m以下為碎石，是比較好的筑路材料。為此需要進行爆破，采用空氣鉆井技術，成孔直徑約8 cm，深度4 m，裝入炸藥后起爆，將其上多年凍土層清除，可開采下面的碎石土進行筑路。

（3）施工設備需進一步改造后才能適應北極極端的自然環境，即施工設備是專門針對北極地區的特殊化設計。這需額外增加防凍等系統，比常規設備費用高出25%，用特殊設計來應對極寒天氣和氣候環境。各種機動車輛24 h 不熄火。車輛要求是多用途，主要零部件可以拆卸組裝實現鑿冰、運冰、鏟冰等不同功能。鋼架、吊桿以及其他裸露受力的鋼結構等都必須使用耐低溫的鋼材。液壓循環系統要用特殊的液壓油和特殊的潤滑油。自動焊機等設備需要24 h 不停機。燃料包括施工用的油料和潤滑油、汽車、飛機用油和取暖用燃油，冬季用量極大?？紤]對苔原環境的影響，采用寬履帶、特寬輪胎的特種車輛，如氣缸軟胎羅林岡運輸汽車（relligons）可以通行［41］。圖4所示的是履帶式推雪車。

圖4 履帶式推雪車Fig.4 Track bulldozer

（4）北極地區不僅溫度低、黑暗，風也很大。極寒施工環境的焊接工藝技術主要包括焊接方法的選取、焊接材料的選擇研究、通過焊接工藝評定的對比分析提出母材的合金成分體系范圍、制定環焊縫焊接性能指標、焊前預熱方式、焊后熱處理方式、焊接質量的檢測與試驗等一系列焊接技術細節。比如所有焊接接頭應進行全周長100%無損檢測，宜選擇射線或超聲波無損檢測方法，在焊接作業過程中，低溫焊接棚是必備的。

4 項目風險管理關鍵技術

筆者針對多年凍土區天然氣管道項目建設，識別出的系統風險主要有自然環境風險［42-44］、政治環境風險、經濟環境風險、政策、法律環境風險、社會人文風險，非系統風險主要有技術風險、質量風險和進度風險。根據項目風險對項目的建設承攬范圍進行決策，決策方案有只承擔設計任務、只承擔施工任務和作為EPC 承包商承擔設計、采購和施工任務。構建的層次結構模型見圖5。通過邀請具有管道建設經驗、熟悉凍土環境的專家，由他們給出判斷矩陣，進而計算出權重，見表2和3。

圖5 用于項目風險分析的層次結構模型圖Fig.5 Hierarchical model diagram for project risk analysis

表2 用于判別項目系統風險的矩陣及權重Table 2 Matrix and weight for judging project system risk

表3 用于判別項目非系統風險的矩陣及權重Table 3 Matrix and weight for judging project non-system risk

將風險的評價尺度V 分為5 個等級，V=（5，4，3，2，1），分別表示（可能性大風險，比較大風險，中等風險，不大風險，較小風險）。對本項目風險進行評價，同時各風險的權重值沿用層次分析法計算出的權重值，本項目綜合得分為4.3，屬于高風險。風險應對策略和應對措施概述見表4。與在溫帶地區建設管道相比，需要重點關注自然環境風險、社會人文風險、技術風險。北極地區有極晝、極夜特殊自然現象。極晝一般在每年5—7月，“白盲”增加了對人身安全的威脅；極夜在每年11月—次年1月，長期的低溫條件和黑暗大氣環境對人的工作效率影響很大，在生理上使人產生厭倦的情緒，甚至導致抑郁和自殺、殺人傾向，必須適時安排度假或輪換工種等。當地工會名目眾多，土著居民利益、文化、民族和環境保護意識強烈，但其勞動技能和熟練程度遠達不到管道項目建設要求，需要額外培訓上崗，會極大增加勞動力成本，要盡量采用運籌學技術降低人力資源成本。輸氣管道也是高危工程設施，一旦泄露爆炸，其破壞是環境的巨大浩劫，將對國家、企業的利益和榮譽造成毀滅性的打擊。因此，有些或有時保守或額外的設計是必須和強制性的。

5 解決方案或路徑

本文在國內外多年凍土區油氣管道建設的經驗和成果基礎上，結合管道建設最新技術，以實事求是、因地制宜解決多年凍土區特殊問題為目標，綜合歸納出了多年凍土區管道設計、施工、項目風險管理3 個大項14 個子項關鍵技術。它們主要包括管土水、熱、力耦合系列的管輸氣冷卻技術和傳熱計算技術，材料和應力系列的管道斷裂控制技術和“基于應變的管道設計”新技術，公用配套系列的連續多年凍土接地技術、不連續多年凍土區陰極保護技術、多年凍土區站場基礎和地上管道支撐設計技術和建筑物模塊化和設備撬裝化技術，施工系列的特殊施工裝備、冰路修建、低溫焊接和焊縫100%檢測技術，以及自然環境、社會人文、技術等風險管理技術。具體關鍵技術及解決方案或路徑見表5。

表4 多年凍土區天然氣管道建設項目風險一覽表Table 4 The risk list of natural gas pipeline construction in permafrost regions

表5 多年凍土區天然氣管道建設關鍵技術Table 5 Key techniques for building of natural gas pipelines in permafrost regions

5 結論和建議

（1）多年凍土區輸油管道與天然氣管道最大的不同在于輸送介質和輸送溫度的不同。凍土是一種對溫度極為敏感的土體介質，凍土地基出現病害的主要原因是凍脹和融沉。輸油管道若正溫輸送，往往關注管基土的（差異性）融沉問題；天然氣管道如負溫輸送，往往更關注管基土的（差異性）凍脹問題。

（2）低溫將帶來一系列挑戰和難題，一方面可以因地制宜，利用增強換熱技術或裝置，比如在壓縮機入口設置換熱器，利用進站冷氣流進行出站氣體換熱，同時滿足壓縮機入口來氣預熱和壓氣站出站氣流降溫的需要。另一方面積極采取措施應對由于低溫帶來的新問題，消除負面影響。比如止裂器的研發來控制管道大面積斷裂；地上斷層穿越處或輸氣站場低溫閥門、管道、收發球筒等設備等研發應對極端環境溫度；通過增加管壁厚度或采用大應變鋼管來提高管道的許用應變應對凍脹引發的位移載荷；在低溫、連續多年凍土區的站場，采用鉆孔+插入鋼管樁+泥漿灌縫的技術方案，保證鋼管與地基土有效凍結。

（3）多年凍土區的管-土多場耦合傳熱計算技術最亟待解決，需要進一步加強水、熱、力三場耦合機理的研究，研發水、熱、力三場耦合數值分析平臺，采用完全的管基土的水、熱、力耦合模型，對管輸氣流溫度、管周土和水分、溫度耦合計算，考慮土壤相變潛熱和對流換熱等影響因素，精確預測流體溫度，為管道允許最低金屬溫度的確定、“基于應變的管道設計”管段的選取以及運營期間管基的融沉和凍脹預測等提供準確依據。

（4）在多年凍土區建設天然氣管道，在嚴格的環境保護要求和惡劣的自然環境條件下，施工技術十分關鍵。需要采用特殊的施工裝備、特殊的施工方法，并進行周密的施工組織設計才能確保管道建造質量和效率。