极寒地区油气管线建设研究现状*

付 超，司 译，李学达，罗天宝

（1.山东胜利钢管有限公司，山东 淄博 255082；2.中国石油大学（华东），山东 青岛 266580）

高寒地区是指因海拔高或者纬度高而形成的特别寒冷的特殊气候区，气温在－40 ℃以下的地区称为极寒地区，北极地区是名副其实的极寒地区，我国的黑龙江、内蒙古及俄罗斯的西伯利亚等地区属于高寒区域。近年来随着全球油气资源需求的日益上涨，蕴藏着丰富石油天然气的北极地区成为全球油气资源开采与管线建设的热点区域。

1 北极地区油气资源及分布

北纬66°34′以北的陆地和海域，包括北冰洋、边缘陆地海岸带及岛屿、北极苔原带等，总面积约在2 100 万km2的地区为地球的北极地区，简称极地，涉及美国、俄罗斯、加拿大、丹麦、芬兰、瑞典、挪威、冰岛8 个环北极国家。

图1 北极地区油气储量分布图

美国地质调查局 （USGS）2008年5月系统地评估了北极圈内33 个地理区域的油气资源，在此基础上发布了 《北极地区油气潜力评估报告》。北极地区油气储量分布如图1所示。《北极地区油气潜力评估报告》表明：极地已探明并可利用现有技术开发的石油、天然气、液化天然气储量估量分别高达900 亿桶、1 669 万亿ft3和440 亿桶，其中石油储量约占全球已探明储量的13%、天然气占30%、液化天然气占20%，而已探明的这些油气资源高达84%的含量分布在较易开采的近海区[1]。最新研究估计北极有910 亿桶原油，1 363 万亿ft3天然气及400 亿桶液化天然气的可采储量[2]。70%未被发现的原油资源分布在以下几个地区：阿拉斯加北极、美洲盆地、东巴伦支盆地、东格陵兰盆地和西格陵兰—加拿大东部区域。70%的天然气资源分布在西西伯利亚盆地、东巴伦支盆地和北极阿拉斯加3 个地区。

2 建设极地油气管线面临的难题

北极油气资源的开发、极地油气管线的建设面临诸多技术难题，如极寒温度 （低至－40 ℃）、冰川冲刷、冻土胀力等，其中极寒温度是首当其冲的难题[3-5]。美国国家冰雪数据中心指出北极大部分地区的冬季气温低于－50 ℃，由于大部分管线建在地表，因此必须保证管线钢管在－50 ℃甚至－60 ℃下具备足够的冲击韧性。而对穿越冻土层的管线来说，由于管线内部的原油或液化天然气的传输温度高于冻土温度，热量通过管壁传递到冻土层，会引起冻土层的融化，而无法承受管线的质量，进而引起管线下沉，足够大的应变将形成严重的事故[6]。同时，由于不同地区的冻土层含冰量和地质不同，设计长距离管线无法精确计算冻土的胀力。为了解决管线穿越冻土层受到的应力难题，可将管线设计为地面管线，如纵贯阿拉斯加管线就建设了近96.56 km 的地面管线，如图2所示。

FERINO J 等[7]综合分析了诺曼韦尔斯与纵贯阿拉斯加管线的埋地管线与裸露管线，指出埋地管线是更佳的选择，但其运行温度必须是低温以避免破坏冻土层。而运行温度必然会影响管线的低温韧性。因此不论埋地管线还是地表管线，管线钢低温性能将是设计极地管线首要考虑的难题[8]。

图2 地上极地管道及其胀力分布示意图

3 极地油气管线的建设现状

北极油气资源的开采在很早之前就已经是资源国地区经济增长的重要组成部分。其中，俄罗斯有40 多年开采极圈油气资源的历史，最先建成了世界最北端的管线 （包括1969年从米颂扬斯克油气田到诺里尔斯克市长约671 km 的天然气管道）。俄罗斯对北极圈内陆上油气资源的开采始于米颂扬斯克油气田 （1969年）和梅德韦日尔气田 （1972年），比阿拉斯加北坡普拉德霍湾油田的开采 （1977年）分别早 8年和 5年。据估计，以油当量计算，过去的40年间，在俄境内北极圈内开采的油气资源是其他所有北极沿岸国家开采总和的3.5 倍[8]。目前在建的俄罗斯巴甫年科沃—乌恰 （Bovanenkovo-Ukhta，记为B-U）天然气管道项目是国际上高钢级大壁厚耐低温管线的代表，总长1 100 km，采用 K65 钢级 （俄罗斯标准，相当于 API X80 钢级），设计焊管直径 1 422 mm，壁厚 23.7 mm 以上，输送压力 11.8 MPa，要求-40 ℃ HAZ 和焊缝夏比冲击功不低于60 J[9]。

加拿大西北地方政府也一直在推动谋求更多天然气项目，建设一条长约1 220 km 的从Inuvik 通往Northern Alberta 的输气管道，被称为Mackenzie Gas 项目[10]。但截至 2016年，由于经济、环保等多方面因素，该管线一直未开始建设。

美国对北极管线的开发已有近40年的历史。图2所示的纵贯阿拉斯加管线 （Trans-Alaska），途径地区的冬季气温在-51～-48 ℃，穿越了近1 300 km 的阿拉斯加荒原，为避开冻土层，一半以上的管线设计为地上管线，该管线可以说是极寒温度下油气输送管线的典范[11]。阿拉斯加北坡的天然气管线，所经区域地质条件极其复杂恶劣，因而对钢板提出了高变形能力与优良低温韧性的全新要求。该管线的输送能力约465 亿 m3/a，长度 2 737 km，采用 Φ1 219 mm 焊管，钢级为X80[12]。美国石油公司开发的Northstar Project 是北极地区第一条海底管线，两条原油和天然气管线延伸到Beaufort 海底9 km，陆地部分为17 km 长的管线与Trans-Alaska 管线相连[13-14]。极地油气管线分布如图3所示。

图3 极地油气管线分布示意图

可见，环北极地区的国家都逐步加强了对北极油气管线的开发与建设，未来对极地地区油气资源开发的竞争将会更加激烈。相比于大多数海上油气盆地，北极大陆架和大陆坡地区因极端恶劣的自然气候条件，远离陆上油气工业基础设施、生态环境脆弱和海上边界纠纷等原因，油气资源开采进展非常缓慢。

4 我国高寒地区低温管线的建设现状

目前国内对低温管线还没有明确的管线钢轧制与制管标准，国际上通用的管线钢管制造标准ISO 3183、API SPEC 5L 以及国内的 GB/T 9711要求的试验温度均为0 ℃。我国最具代表性的西气东输二线、三线工程均对母材、HAZ 和焊缝在-10 ℃的冲击功单值和均值进行了要求。

冯耀荣等[15]指出，为保证管线运行安全性，我国高等级埋地油气输送管线的服役温度一般为0 ℃；裸露地表管线 （站场及悬跨管段等）的服役温度应按当地的最低大气温度考虑 （钢管的管体、焊缝及热影响区一般要求-46～-30 ℃冲击韧性符合标准要求）。为保证裸露地表管线的安全运行，管线钢的韧脆转变温度应低于当地的极限低温，并且在极限温度下保持充足的韧性。但实际运行中，由于西气东输某站场用管的技术标准要求较低，在站场用管的运行过程中，由于钢板的质量问题曾发生了开裂现象。

杜伟、李鹤林等[16]指出，我国大庆和新疆油田的地表管线最低温度为-34 ℃，早期西气东输一线轮南首站的低温液气分离器脆性断裂，造成了严重后果。近年来高钢级管线三通在低温试压过程中频繁出现脆性爆裂，为此，输送管的低温脆断问题需引起高度重视，国家应积极开发低温环境用高强度钢管。

直径为1 422 mm 、输送压力12 MPa 的大壁厚天然气管道已被列入 “第三代大输量天然气管道关键技术研究” 的科技专项中，难点在于管线钢壁厚增加的同时要具备足够的低温韧性。王晓香[17]指出，俄罗斯敷设的巴甫年科沃—乌恰管道为了确定其的止裂韧性要求，在俄罗斯进行了17 次全尺寸气体爆破试验，要求焊管在-40 ℃的夏比冲击功不小于200 J，-20 ℃的DWTT 剪切面积平均值不小于85%。这些指标无疑是代表了当代超大输量天然气低温管道的最高水平。欧洲钢管公司、日本和俄罗斯的钢管厂生产了该管道所用的钢管。我国制管厂也在试制能够满足这种低温韧性要求的焊管，初步试验结果表明，要达到这种低温韧性要求有一定难度。由于该管道系统还要建设多条管道，我国管厂今后还有机会参与，但要在钢管的低温韧性方面加大研究力度。王晓香[18]同时指出，由于不断地优化X80 管线钢的成分和轧制工艺，许多钢厂能够以非常少的合金成分设计，充分发挥控制轧制和加速冷却工艺技术的优势，而且X80 钢输气管道的断裂控制技术比较成熟。因此，在一个相当长的时期内，X80钢将作为天然气长输管道的首选钢级之一。

张骁勇等[19]指出，随着管线服役温度的降低，管线钢的脆化机理有所不同，由微孔积聚型转变为穿晶解理型，断口特征从韧性纤维状转变为结晶状，材料由塑性转变为脆性。为保证在极寒地区低温条件下的安全性，管线钢在韧脆转变温度区间必须有足够的韧性储备。与此同时，由于天然气输送压力的提升、富气输送工艺的实施和高强度管线钢的应用，必须要求管线钢管的起裂和止裂韧性达到更高的级别。

我国近几年来也启动了X80 钢级大直径、厚壁天然气管线用管的研究工作，一级地区X80钢级Φ1 422 mm×21.4 mm 螺旋和直缝埋弧焊管以及二级地区X80 钢级Φ1 219 mm×22 mm 螺旋埋弧焊管的开发已成为热点。2012年以来，相关科研单位、国内大型钢铁企业和制管企业按照《天然气输送管道用X80Φ1 422 mm 螺旋缝埋弧焊管技术条件》（以下简称 《技术条件》），完成了 X80 钢级 Φ1 422 mm 壁厚 21.4～30.8 mm 焊管的小批量试制工作。山东胜利钢管有限公司在2012年就按照 《技术条件》使用首钢卷板成功试制出了X80 钢级Φ1 422 mm×21.4 mm 螺旋埋弧焊管。X80M Φ1 422 mm×21.4 mm 螺旋焊管系列冲击功如图4所示。由图4可见，X80 管线钢的冲击功随温度变化不大，-60 ℃及以上时均维持在 300 J 以上，而焊缝与 HAZ 在-40 ℃时的冲击功均超过60 J，表明该焊管具备优异的低温韧性。2014年中石油制定了站场用管低温韧性标准，要求当最低环境温度低于-30 ℃时，夏比冲击试验温度取-45 ℃，焊缝和热影响区的冲击功单值不小于40 J[20]。湖南胜利湘钢钢管有限公司[21]按照此标准成功开发了站场用X80 钢级Φ1 219 mm×27.5 mm直缝焊管，-40 ℃管体冲击功在350 J 以上，HAZ 冲击功均值达到190 J；渤海装备研究院[22]参照巴甫年科沃—乌恰天然气管道的技术参数，确定了大直径大壁厚耐低温K65 钢管技术条件，成功开发了 K65 钢级 Φ1 420 mm×27.7 mm 的直缝埋弧焊管，但-40 ℃ HAZ 冲击功值不稳定。

图4 X80M Φ1 422 mm×21.4 mm 螺旋焊管系列冲击功

除了上述科研试制研究之外，我国近几年也建设了一些穿越低温地区的油气管线。2016年开工的中俄原油二线工程始于漠河县止于大庆市，途经黑龙江、内蒙古两省，途经地区最低地温均低于-40 ℃，采用 X65 钢级 Φ813 mm×12.5 mm/14.2 mm 焊管，要求埋地钢管-20 ℃焊缝和热影响区的冲击功均值不低于90 J；2016年中俄东线天然气管道工程开工，从中俄边境处的黑河市至长岭末站，管道全长737 km，管径1 422 mm、设计压力为 12 MPa、钢级为X80，设计输量为380×108m3/a。管道沿线经过我国东北地区，冬季最低气温平均为-24～-14 ℃，极端最低温度为-48.1 ℃。

胜利钢管公司生产的X80MΦ1 420 mm 不同壁厚低温焊管的宏观形貌如图5所示。湖南胜利湘钢钢管有限公司开发X80MΦ1422mm×25.7mm、Φ1422 mm×30.8 mm 规格中俄东线直缝埋弧焊管，-20 ℃冲击功在200 J 以上。巨龙钢管有限公司、宝鸡石油钢管有限责任公司等也正在生产中俄东线钢管。中俄东线等管线的建设表明我国在低温管线建设方面的技术也已经走在世界前列。

图5 胜利钢管公司生产的X80M Φ1 420 mm 不同壁厚低温焊管的宏观形貌

5 长距离极地油气输送管线的研究方向

5.1 耐低温大应变厚壁管线钢的研究

目前国际上先进的钢厂、制管企业为满足极地地区及深海环境用管的需求，均开发了相应的低温管线钢。日本新日铁住友金属公司（NSSMC）[23]是B-U 管线的主要钢材供应商之一，通过控制有效晶粒尺寸和加速冷却工艺生产的X80 钢-40 ℃冲击功都高于 280 J；NSSMC 还试制了满足低温管线要求的X100 钢级Φ1 219 mm×12.4 mm 直缝焊管1 000 t 。欧洲安赛乐米塔尔钢铁集团[24]通过优化的合金化设计和TMCP 技术开发了X80M 24 mm 厚的低温用管线钢，韧脆转变温度低于-90 ℃；萨尔茨基特集团与欧洲钢管公司[25]联合开发了北极用高等级钢管，并利用SEM 和EBSD 技术研究了X80 管线钢低温韧性与工艺参数、显微组织和织构之间的关系。我国的钢铁企业近几年已经逐步加强了低温用管线钢的开发。首秦钢铁公司针对中亚C 线站场用27.5 mm 厚 X80 钢管，通过 TMCP+OCP 工艺，获得了细颗粒状贝氏体+M/A 组元的基体组织，-50 ℃冲击功仍然接近 500 J。刘文月等[26]针对阿拉斯加北坡天然气管道技术要求，开发了X80双相管线钢，具备优良的低温韧性。为进一步促进低温管线钢和钢管的发展，2017年国家重点研发计划 “重点基础材料技术提升与产业化” 重点专项提出了 “开发屈服强度555 MPa，-40 ℃夏比冲击功≥245 J 的低温管线钢，满足-40 ℃极寒地区服役的技术要求，实现低温用管线钢的完全国产化” 的要求。采用现代化微合金化设计与控轧控冷技术生产的大壁厚X80 管线钢的低温韧性与韧脆转变温度均能满足极寒温度的设计要求。

近年来，基于应变设计的高钢级管线钢开发取得了巨大进展，设计方法和预测工具也得到持续提升，基于应变设计的大应变直缝焊管已经成功应用。就钢板开发而言，关键是通过控制显微组织以获得合适的力学性能。除了化学成分，轧制温度和冷却速度对显微组织的影响非常显著，冷却速度的细微变化会显著影响管线钢的均匀延伸率、屈强比等力学性能指标。同时，钢管的冷成型过程 （UOE/JCOE/螺旋成型等）、焊接过程以及防腐工艺中频加热影响等均会改变钢管的力学性能。宝山钢铁股份有限公司设计了优化的显微组织，开发出 X80 钢级 Φ1 219 mm×25 mm 抗应变钢管（1.5%设计应变条件），钢板全延性断口温度低于-80 ℃[27]。COLLINS L 等[28]经过系统的研究指出，基于应变设计的螺旋焊管应解决两个关键问题：①环焊缝的韧性，特别是环焊缝的CTOD 性能；②环焊缝和管体纵向之间适当的高强匹配。其研究结果表明，X80 钢级螺旋焊管能够满足应用于北极地区的基于应变设计的苛刻要求。SHINOHARA Y[29]等人通过优化QF 的晶粒尺寸与体积分数，轧制了具备优异伸长率、屈强比与DWTT 性能的抗变形管线钢，并得出了降低含碳量可有效抑制管线钢应变时效的结论。

5.2 极寒温度下螺旋/直缝钢管的焊接接头性能

虽然很多钢厂都成功开发了具备优良低温韧性的大壁厚X80 管线钢，但多数标准要求的HAZ“低温韧性” 在-20 ℃以上的温度区间，且大多数文献研究的X80 管线钢的韧性集中在-20 ℃以上的区间。在-40 ℃及以下的温度区间，还缺乏对管线钢焊接接头与HAZ 韧性的系统研究。

X80 钢焊接接头HAZ 微区分布如图6所示，管线钢在制管过程中先后经历内外多丝串列埋弧焊接，受双道次热循环的影响，焊接接头HAZ又可细分为粗晶区 （CGHAZ）、细晶区（FGHAZ）、临界区 （ICHAZ）及临界粗晶区（ICCGHAZ）等微区。由于组织类型存在较大差异，各区域的韧性及韧脆转变温度也因此不尽相同。HAZ 中韧性较差的区域被称为局部脆化区（LBZ），在受到冲击或者在变形过程中脆性裂纹会优先从LBZ 起裂并导致失稳扩展。

图6 X80 焊接接头HAZ 微区分布图

综合不同研究者关于X80 管线钢焊接接头HAZ 在-40 ℃以下的温度区间的韧性研究，可得出以下结论：①焊接接头 HAZ （FL+1 mm 或FL+2 mm）与热模拟 CGHAZ，-40 ℃冲击功普遍较高。②对-60 ℃ CGHAZ 冲击功不同研究者之间得出的数据差异较大，且同一研究者得出的数据离散性也较大。③-40 ℃以下的温度区间，FL 位置是实际焊接接头韧性最差的区域，热模拟ICCGHAZ 的韧性极差。随着温度的降低，CGHAZ 的韧性下降更为明显，而ICCGHAZ 则保持缓慢下降，说明CGHAZ 组织对温度更加敏感。④FGHAZ 等其他微区的韧性鲜有文献报道。

5.3 极寒温度下管线钢管的断裂韧性控制

天然气长输管线在运行过程中，受疲劳的影响，管道 （管体、螺旋缝或环焊缝）中的缺陷可能会发生稳定扩展；当稳定扩展至一定程度时，缺陷将由表面裂纹转变成穿透缺陷，造成管线泄漏；当穿透裂纹沿钢管轴向稳态扩展到临界值时，就会形成失稳扩展，导致钢管宏观上发生破裂，这一临界称为起裂。管道一旦起裂，裂纹迅速发生失稳扩展，尤其是当服役温度低于韧脆转变温度时，就会立刻产生脆性断裂；当服役温度高于韧脆转变温度时，会发生延性断裂。脆性断裂一旦发生，就会导致天然气的减压波速小于管线钢的脆性开裂速度，管体将无法自身止裂，导致长距离管道破裂，甚至会发生爆炸事故，极大的影响了管线运行安全性[30]。而目前针对极寒地区运行的管线还没有一种较为系统的预测模型，断裂控制指标可参考的经验参数也较少。如何保证极寒温度下管线的安全运行是建设极地油气管线必须考虑的难题。

6 结束语

北极等极寒地区蕴藏着巨量的石油天然气资源亟待开发，而受制于极地特殊天气和地理环境等条件的影响，建设长距离极地油气管线还面临着重重困难，必须解决极寒温度下大壁厚管线钢的脆性断裂、穿越冻土层导致的钢管大变形等技术难题。我国中俄管线的建设为开发更低温度下的油气管线积累了十分宝贵的经验，目前该管线还在生产，国内钢管行业的专家应以此为出发点，加大对低温环境下高钢级管线钢焊接接头的脆化以及管线运行过程中止裂的研究。相信在不远的将来，在国内就能用上来自北极的石油天然气。