高寒区管道运行维护技术现状综述

刘海鹏 黄晓波 李旭海 张凯灵 冯建龙 马伟平

1. 中油国际管道有限公司, 北京 100029; 2. 中国石油管道局工程有限公司质量安全环保部, 河北 廊坊 065000; 3. 中国石油西南管道南宁输油气分公司, 广西 南宁 541300; 4. 中国石油西南油气田公司输气管理处, 四川 成都 610213; 5. 中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院地面工程设计所, 新疆 鄯善 838202; 6. 中国石油管道科技研究中心, 河北 廊坊 065000

0 前言

中俄原油管道是中国第一条穿越高寒区的大型管道工程,是我国重要的能源战略通道[1]。高寒区管道运行维护的突出问题是冻土地质灾害、低温维抢修和管道腐蚀防护等[2],而我国缺少高寒区管道运行维护实践经验[3-4]。中俄原油管道投产以来,针对高寒区管道冻土地质灾害防治、特殊环境维抢修和低温腐蚀防护技术进行了探索研究。加拿大、美国和俄罗斯已在高寒冻土区建设多条油气管道,特别是Norman Wells、Trans-Alaska管道在规划设计阶段,进行了大量系统的管道冻害防治技术研究[5]。研究国内外高寒区管道运行维护的先进经验和做法,有助于提升中国高寒区管道运行维护技术水平,并为中俄东线管道项目提供借鉴。

1 国内外高寒区管道工程

俄罗斯东西伯利亚—太平洋原油管道建设于20世纪70年代,全长 2 694 km,穿越永冻土600多千米,采用埋地敷设方式。加拿大Norman Wells管道1985年投产,全长869 km,管径325 mm,设计压力10 MPa,采用常温输送工艺,是北美第一条穿越多年冻土区的原油管道。美国Trans-Alaska管道1977年投产,全长 1 288 km,管径 1 219 mm,设计压力8 MPa,设计输量1.2×108t/a；管道采用X 60、X 65和X 70耐低温管材,壁厚11.7 mm；管道穿越冻土区架空敷设676 km,穿越北极和亚北极连续和不连续冻土区,其中75%为多年冻土区。

中俄原油管道全长965 km,采用常温输送俄罗斯原油(凝点小于-10 ℃),管材为X 65钢级,管径813 mm,壁厚11 mm,设计压力8.0 MPa,设计输量 1 500×104t/a。中俄原油管道经过冻土区管段约440 km,相对俄罗斯、加拿大的永久冻土,多为岛状季节性、不稳定冻土,差异性冻胀融沉发生概率高。中俄原油管道穿越大兴安岭，地貌复杂,地下水丰富,沼泽、河漫滩交替分布,穿越大中型河流11条,管道发生冻胀融沉的区域分散。

2 高寒区管道运行维护风险分析

2.1 地质灾害

中俄原油管道埋深在1.6～2 m,接近多年冻土区上限。高寒区管道地质灾害主要是冻胀融沉和热融滑塌[6-7]。冻土灾害造成管道拱起或下沉,管道持续位移产生附加应力,可能导致管道褶皱、弯曲甚至断裂。土壤含冰量大的斜坡,融化后土体结构强度降低,融化层沿多年冻土上限滑塌,威胁敷设于斜坡的管道。管道建设阶段,管沟开挖回填切断地下水流动路径,地下水在管沟积聚,易发育冻胀丘、冰锥等冻土形式。管道运行期间,维抢修进行冻土开挖,表层植被被破坏,隔热作用减弱,地表吸收热量,冻土融化概率高。

2.2 焊接施工

中俄原油管道X 65钢级焊接质量要求高,低温环境对焊接环境温度及焊工操作造成影响。管道不可避免存在未熔合、夹渣、咬边等缺陷,还可能存在裂纹或者残余应力,在非设计载荷条件下,存在焊口失效及低温脆断的风险。

2.3 管道管理

中俄原油管道在日常管理、维抢修和应急等方面的突出问题是[8]:自然环境和社会依托差、信息联络沟通困难;缺少低温条件下冻土、沼泽、湿地专用维抢修设备;部分阀室距离大中型河流较远,对管道穿越河流的油品泄漏事故控制能力弱;管道伴行路少、管道巡线困难、第三方施工较多;冻土和低温条件导致阴极保护系统失效。还应考虑严寒条件下人员安全和健康问题。

3 冻土地质灾害防治

中俄原油管道应用惯性测量单元(IMU)内检测技术,实现对管道基线、中心线位移变化趋势的监测。针对冻胀融沉重点管段,综合应用温度场监测、管道应力应变监测、管道机械式位移监测及探地雷达等技术,监测管道周围融化圈和管道变形情况,先后试验应用管沟换填细土层、热棒技术和支撑结构等防护方法,中俄原油管道沿线建设了6处“热棒+换填”的冻胀融沉灾害治理案例工程[9],见图1。针对热熔滑塌重点管段,借鉴加拿大Norman Wells管道做法,纵坡地段采用“木屑护坡”方式防止冻土融化,增强斜坡稳定性。

美国Trans-Alaska管道为彻底解决差异性融沉变形导致管道断裂的问题,在管道通过676 km高含冰量不稳定冻土区采用VSM支撑架+热管的架空敷设方式,两侧热管用于冷却和保护冻土并起到支撑作用[10-11],见图2。

图1 中俄原油管道采用热棒技术治理冻胀融沉灾害照片Fig.1 Sino-Russia crude oil pipeline adopte thermal probe to control frost heave and thawing settlement disaster

图2 美国Trans-Alaska管道穿越冻土区的架空敷设方式照片Fig.2 Overhead laying method of Trans-Alaska pipeline crossing frozen soil area in the United States

4 管道检测评价

中俄原油管道应用的内检测技术包括几何检测、IMU内检测和三轴高清漏磁检测等[12],可识别管道变形、金属损失、螺旋焊缝缺陷和环焊缝缺陷。根据美国标准ASME B31 G-2012《确定已腐蚀管线剩余强度的手册》进行缺陷评价,按照缺陷严重程度、是否处于高后果区等进行优先级排序,结合管道停输时间、运行压力调整,制定缺陷修复方案。

从1989年开始,加拿大Norman Wells管道每年进行1次IMU内检测,评估不稳定土体运动和差异性融沉对管道的影响。随着积累多次内检测数据,可判定管道系统位移变化趋势,并为管道系统完整性评价提供依据。

5 管道维抢修

5.1 高寒区管道特殊维抢修设备

中俄原油管道冬季平均温度低于-30 ℃,常规维抢修设备无法完全保证达到正常工作要求,例如管道切管机作业温度不低于-10 ℃。高寒区管道特殊维抢修设备的配备如下:中俄原油管道配备了PC 400大马力挖掘机等大功率设备,还配备了俄罗斯制造的割冰机,用于河流穿越段油品泄漏的收集围控；俄罗斯管道行业应用了履带机车[13],可用于设备运输和挖掘作业,可进入沼泽地区或冰雪地区,见图3～4；美国管道行业冻土开挖应用了液压挖掘机,包括水力冲击机、吸泥器、水力喷射器等附件设施,先用热水软化土壤,高压水射流用于切割冻土,土壤粉碎被真空软管吸走,挖掘速度快,特别适用于含缺陷管道的开挖情形[14]。

图3 冻土区履带式管沟开挖设备照片Fig.3 Crawler pipe trench excavation equipment in permafrost region

图4 沼泽地及冻土区管道抢修一体化车辆照片Fig.4 Integrated vehicle for pipeline emergency and repair in swamp and permafrost region

5.2 冻土区管沟开挖

针对计划性维修,冻土区管沟开挖方法是采用传温熔化法,加热冻土后进行人工开挖,持续时间较长,但不产生振动,适用于冻土层厚度较大、管道存在缺陷的情形。针对冻土层厚度不大的情形,采用配备松土器的挖掘机开挖,利用单钩铲斗可较快清除表层冻土。该方法简单快速,但挖掘振动大,容易造成含缺陷管道的缺陷扩展,不适合含缺陷管道修复作业。

5.3 冻土区管沟回填

中俄原油管道管沟回填方法是在管道敷设过程中换填低冻胀性的粗颗粒土或沙土进行换填和回填[15]。管底300 mm以下采用粗土,管底300 mm以上采用细土,细土层应回填至管顶上方300 mm,细土最大粒径不超过10 mm。为减少管沟回填土体的融沉量,管沟回填宜分层压实。由于管沟回填中的冻土不能完全压实,存在来年夏季融化下沉风险。在高含冰量冻土管段,应在冬季进行二次回填,回填土高度应高出地面30 cm。

5.4 沼泽地维抢修

中俄原油管道配备了俄罗斯生产的沼泽地专用拼装路面设备。针对沼泽地等特殊环境维抢修作业,充分考虑设备改造、进场路铺设、构筑修理平台、开挖作业坑、溢油控制回收等各方面因素,实现吊车、挖掘机等大型设备进场,以及泥泞环境下溢油围控,保证沼泽地维抢修顺利进行。

5.5 焊接低温防护

GB/T 31032-2014《钢质管道焊接及验收》规定雨雪天气或环境温度低于5 ℃,应考虑低温焊接作业的加热、保温和人员防护措施。低温焊接作业应搭建作业坑保温棚,提高焊接作业环境温度。焊接前进行焊口预热,预热后使用红外测温仪进行检测,预热温度达到焊接评定要求才能进行焊接。焊接过程适当增加电流,严格控制层间温度。焊接完成,用石棉保温被进行缓慢冷却,保温时间至少30 min。

6 管道输送温度

中俄原油管道投产以来,实际输油温度在2.6～16.8 ℃之间,长期处于正温运行工况,温度场监测表明管道周围存在融化圈,位移监测发现管道产生一定融沉量,管道巡检发现部分管段发生冻胀，造成埋深减小。

针对管道输送温度问题,加拿大Norman Wells管道采取降温措施,原油在输送之前输油温度冷却至-1 ℃或者接近地温,减少管道散热对冻土的影响;为避免冻土融化,美国Trans-Alaska管道穿越640 km冻土区管段采用热棒进行降温。

7 管道线路巡线

中俄原油管道采用人工巡线、车辆巡线、直升机以及无人机巡线等多种方式,保证管道巡线工作可靠性,争取在第一时间发现油气泄漏特征,以及管道附近的第三方破坏活动等异常事件。还应用了涵道式单旋翼无人机,其具有巡护范围广、自动导航或人工控制、实时监控拍摄视频资料、重点区域巡护等优点,适用于森林、沼泽、河滩等人员难以接近的管段[16]。

国外干线管道广泛采用飞机巡线、汽车巡线、步行巡线等方式,特殊地区还采用轮船巡线[17-18]。加拿大Norman Wells管道每周要进行直升机巡线一次,严密观察管道周围的变化,包括无人值守阀室、第三方施工、河流冲刷、斜坡滑移、管道标志桩等情况。

8 管道腐蚀防护

中俄原油管道采用强制电流阴极保护方式,在冻土区设计柔性阳极平行铺设作为辅助阳极,阴极保护电位测试采用高纯锌参比电极。从实际应用效果来看,在冬季低温条件下,高纯锌参比电极漂移严重。研发了长效抗冻性参比电极,在管道沿线重点管段埋设,保证准确测量管道保护电位。

高寒区土壤冻结后,电阻率大幅增加,若采用强制电流保护方式,阴极保护系统输出很大,经济性较差[19]。俄罗斯干线管道和油气站场均有采用牺牲阳极保护方式的案例[20]。美国Trans-Alaska管道采用分段牺牲阳极保护的方式,主管段采用连续的锌带阳极进行保护。

9 结论

国内外高寒区管道运行维护的公认做法是实施冻土冻胀融沉防治技术和管道位移监测,定期进行管道内检测,准确掌握管道系统状况,将风险控制在可接受范围内,科学制定缺陷修复方案,保障管道本质安全。展望未来，高寒区管道设计建设的发展方向是全生命周期免维抢、设备远程控制和数字化管理,针对高风险管段考虑设计安全冗余量,采用高低温韧性和大变形能力的管材。此外还应进一步研发、验证和推广管道融沉防治新技术,研制适用于极寒地区的管道维抢修的挖掘机械、破冰设备和履带型机车。