国外高寒冻土区管道运行管理技术简析马伟平1蔡亮2王禹钦3潘腾1[共7页].doc

国外高寒冻土区管道运行管理技术简析1 2 3 1马伟平蔡亮 王禹钦 潘腾（1. 中国石油管道科技研究中心，河北廊坊 065000；2. 中国航油集团津京管道运输有限责任公司，天津300300；3. 中国石油管道公司，河北廊坊 065000）摘要 中俄原油管道是我国第一条穿越高寒冻土区的管道， 对于保障我国能源战略安全具有重要意义 国内缺少高寒冻土区管道运行管理经验美国、加拿大、 俄罗斯在多年冻土区建设运行了多条油气管道， 具有借鉴意义 国外高寒冻土区管道运行管理技术的先进性包括实施冻土融沉监测、 管道位移监测和管道内检测准确掌握管道运行状况， 管沟分层回填控制施工质量， 管道线路管理应用飞机巡线方式、 阴极保护系统与管道同步建设运行以及重视管道伴行路维护， 研制开发了适用于冻土区管道维抢修的开挖机、 破冰工具和履带型机车等 通过借鉴国外高寒冻土区管道的先进经验，对于保障中俄原油管道的安全运行具有重要意义关键词 高寒冻土区 管道 运行管理 维抢修 管沟回填 监测1 前言中俄原油管道是我国第一条穿越高寒冻土区的原油管道，对于保障我国石油战略安全[1]具有重要的经济意义和政治意义，全长 965km，管径 813mm，管材等级 X65，设计输量2000 万吨/年，设计压力 8.0MPa。

高寒区管道在设计、施工、日常维护应急维抢修等方面与陆地管道差异很大国内缺少高寒区管道运行管理经验，我国冻土管道仅有建设于上世纪70 年代的格拉管道，格拉管道与中俄原油管道的地质环境、建设水平有较大差异，借鉴意义有限[2] 20 世纪，随着高寒冻土和极地地区油气田的开发，加拿大、 美国和俄罗斯在多年冻土地区铺设了多条油气管道，积累了宝贵的经验，值得借鉴[3]2 国外高寒冻土区管道2.1 俄罗斯管道20 世纪 70 年代前苏联开始在冻土区建设管道，例如东西伯利亚 -太平洋原油管道一期工程全长 2694km，其中永冻土 600 余公里，地质条件复杂，采用埋地敷设方式，主要问题是冻胀融沉危害2.2 加拿大 Norman Wells 管道1985 年投入运行， 管道全长 869km ，管径 323.8mm，设计压力 9.92MPa，油品温度 2-4℃，是北美第一条在永冻土地区全部埋地敷设的常温输送原油管道， 管道全线通过不连续的多年冻土区，主要问题是冻胀融沉危害， Norman Wells 管道典型冻胀管段见图 1图 1 Norman Wells 管道典型冻胀管段2.3 美国 Trans-Alaska 管道1977 年投入运行，管道全长 1288km，管径 1219mm ，设计压力 8.2MPa，设计输量 1.2亿吨/年，输送油品温度 50℃，穿越冻土区 644km。

管道采用 API 5LX 标准中 X60、X65 和X70 高强度耐低温钢材， 壁厚 11.7 和 14.3mm，管材 90%采用直缝钢管 管道架空敷设 676km，常规埋地敷设 605km ，特殊埋地 6.5km，地质条件为多年连续岛状冻土3 高寒冻土区管道监测技术高寒冻土区管道面临主要问题是冻胀融沉和热融滑坡， 例如我国格拉管道投运以来发生腐蚀穿孔 30 多次，大部分是由于冻胀引起的，格拉管道冻胀管段见图 2 在过去 50 年中，气候变暖导致西西伯利亚活动的冻土层逐渐增加，目前厚度已达 10ins，永冻土越来越小冻土融化对管道安全威胁日益严重， 每年俄罗斯天然气股份公司修复冻土融化导致的管道设施损坏费用约 19 亿美金， 而且费用在逐年增加 为防止冻土融化， 阿拉斯加管道 400miles冻土区管道采用热棒进行降温，花费 8 亿美元图 1 格拉管道冻胀管段（管段胀出 3.6m，最高处 0.7m）冻土区管道监测包括土壤温度监测、 水分监测、 管体位移监测和管体应变监测等 美国、加拿大已将卫星合成孔径雷达干涉测量技术 （简称 InSAR ）应用于多年冻土区管道位移监测，可精确监测管道位移数据。

管道内检测器可提供管道变形的检测， 采集数据包括弯曲管段的长度、椭圆度、变形量和位置信息等 Norman Wells 管道由加拿大 Enbridge 公司负责管理和运营，建立了冻土融沉监测、管道内检测、翘曲上拱监测、褶皱监测、边坡监测、木屑层状况监测和温度监测等1）冻土融沉监测根据该管道从 1985 年投产至 2001 年的 17 年监测数据，管道沿线冻土持续融化和沉降导致融化深度加大到 3～5m（沉积土）或 5～7m（粗颗粒矿质土） ，并有显著的地表沉降管道路权范围内（ 16.7m）细颗粒湖相沉积土中沉降量为 0.4～0.7m，路权范围之外的沉降量为 0.3m在粗颗粒土中，路权范围的沉降量为 0.1～0.35m2）管道内检测1989 年后， Norman Wells 管道每年进行一次内检测，评估不稳定土体运动和差异性融沉对管道的影响程度随着检测数据的积累，为管道性能评估提供了依据，例如 1997 年管道内检测数据显示在 KP318(Slope 92)某处管段的内径和应变值有异常，分析认为管道发生了褶皱，现场挖掘验证了褶皱的存在，采取管道更换措施，有效避免了泄漏事故4 高寒冻土区管道施工技术加强管沟回填的施工质量控制，是预防冻土区管道冻胀融沉的有效方法[4] 。

国家标准GB 50369-2014 《油气长输管道工程施工及验收规范》关于管沟回填的要求如下：（1）耕作土地段的管沟应分层回填；（2）回填土应平整密实；（3）冻土段管沟应先回填细土至管顶上方 300mm，后回填原土石方细土的最大粒径不应大于 20mm，原土石方最大粒径不得大于 250mm4）管沟回填土宜高出地面 0.3m 以上加拿大 Norman Wells 管道管沟回填禁止使用含水量较高的土壤， 应选取回填粗颗粒土俄罗斯标准 СО02-04-АКТН-П010-2004《石油运输股份公司的干线石油管道大修规程》规定了冻土区施工管沟回填的要求：（1）管沟底部应使用软土填料层平整铺垫（由下向上依次为沙子、亚砂土、砂质粘土、粘土），应高出地基厚度不小于 20cm，并使用机械打夯机将其夯实；（2）管沟回填土不应使用冻结状态的土壤，应使用处于融化状态或者解冻过程中未沉降的砂土；（3）管沟回填应预留管道沉降余量；（4）管沟回填土应夯实至土壤的自然密度该标准还规定了管道曲线段回填的要求，即管道曲线段回填时，先从曲线中部开始回填，然后在逐步向两端靠拢回填可以看出， 针对冻土区管沟分层回填要求， 国内标准仅针对耕作土地段规定了分层回填要求， 但未给出具体内容， 冻土区管段按照细土和原土石方的两个层级回填。

俄罗斯标准冻土区管沟回填只允许使用软土层， 且按照四个层级进行回填 俄罗斯标准关于冻土区管沟回填要求严格， 从而尽可能的避免管道受到外力、 石块等造成的管道凹坑变形等问题 此外国外冻土区管沟回填还规定了管道曲线段回填以及回填土含水率和冻结状态的要求， 具有借鉴意义5 高寒冻土区管道管理维护5.1 管道巡线方式俄罗斯标准 РД153 -39.4-056-2000《干线输油管道的运营技术规程》规定干线输油管道巡线在交通闭塞、 施工困难的沼泽地或冻土带， 为检测管道可能发生的油品泄漏等紧急情形，应进行拉网式空中巡查加拿大 Norman Wells 管道在山地区域采用飞机巡线方式，每周进行 1 次，重点是检查管道裸露管段，暴雨对管道的冲刷、腐蚀问题，以及管道泄漏国内管道企业主要利用汽车工具和人工徒步的地面巡查方式， 建议研究高寒冻土区管道采用无人机巡线的方式5.2 管道巡线检查项目俄罗斯标准 РД153 -39.4-056-2000《干线输油管道的运营技术规程》规定高寒冻土区的干线输油管道线路巡查时应特别注意：（1）是否有原油泄漏的迹象；（2）土壤侵蚀，是否形成洼地和冲毁处；（3）滑坡段；（4）管道处上方土壤沉降；（5）管道裸露处；（6）管道第三方施工工程；（7）管道穿越水域、铁路和公路段。

国内标准 Q/SYGD1030-2014 《管道管理与维护手册》规定一般地段管道巡线的重点是针对打孔盗油、 人口密集区、地质灾害频发段、第三方施工等问题，缺少冻土区管道巡线检查的要求，建议借鉴俄罗斯标准补充完善5.3 管道阴极保护系统投运时间俄罗斯标准 РД153 -39.4-056-2000《干线输油管道的运营技术规程》规定从管沟内铺设管道之日起，管道阴极保护系统投入运行时间不超过 1 个月，在存在杂散电流干扰的地区，排流保护设施应与管道施工同时进行国家标准 GB/T 21448-2008 《埋地钢质管道阴极保护技术规范》规定新建管道的阴极保护系统应在管道敷设 6 个月内投入运行， 如不能按期投运， 应采取临时阴极保护措施； 针对受到直流杂散电流干扰的管道，阴极保护应在 3 个月内投入运行针对阴极保护投运时间， 我国标准要求低于俄罗斯标准， 特别是杂散电流干扰管段， 很可能造成管道运行安全隐患， 例如兰郑长管道事故就是管道延迟投产期间腐蚀穿孔造成油品泄漏和环境污染问题，建议国内标准限定阴极保护系统投运时间要求5.5 管道伴行道路设计维护针对管道伴行道路规划设计， 国内在管道铺设的时候请第三方公司来进行伴行道的开挖铺设。

国外伴行道路建设初期遵循的原则是避免与管道交叉， 充分利用现有道路， 尽量少占耕地和破坏地表植被， 节约投资 伴行道路后期注意维护伴行道的完整性， 例如在维抢修的[5]时候，也会注意保留伴行道，为之后的工作打下基础 针对管道伴行道路维护， 国内标准 Q/SY 1443-2011《油气管道伴行道路设计规范》 规定了伴行道路的路线、 路基、路面设计建设要求，但缺少日常维护要求 国内管道日常管理侧重于管道线路巡线、 第三方施工管理、 高后果区风险评价等内容， 实际针对伴行道关注度较少国外管道管理制定专门的伴行道完整性方案， 伴行道的完整性都是重点考察内容 俄罗斯标准 РД 3-930-499-1980《干线输油管道线路部分技术维护和修理条例》规定油气管道伴行道路维护的要求：（1）巡查频率：国家级道路每年不少于 4 次；其他级别道路每年不少于 2 次，周期不超过7.5 个月；每月检查道路穿越河流段状况；（2）道路维护：每年修理一次伴行道路，使用向道路凹坑填充碎石、废渣和粘土的再进行平整的施工方法建议国内标准借鉴俄罗斯标准关于高寒冻土区伴行道路维护的规定6 高寒冻土区管道维抢修技术6.1 管道水下穿越段维抢修技术中俄原油管道穿越大中型河流 11 条，但缺少关于水下穿越段管道维抢修技术标准，同时也缺少相应生产经验[6] 。

俄罗斯标准 РД153 -39.4-075-2001《在干线石油管道的水下穿越处发生事故和故障的排除规程》 规定了相关技术要求， 建议进一步研究该标准的采标适用性，该标准主要内容是：（1）河流地理信息，石油泄漏量预测计算方法；（2）应急反应程序，例如油品泄漏后报告流程，事故处理指挥部组织等；（3）维抢修工艺流程，包括管道泄漏点确定、管道泄漏控制修复、漏油收集、环境恢复、回收油品再利用等；（4）水下作业劳动安全和环境保护事项6.2 维抢修机具（1）冻土开挖机国内雪地基坑开挖主要使用爆破和逐层开挖方式， 容易误伤管道造成损失，。