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          事故案例

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          國內外凍土區油氣管道失效事故及處置措施

          來源:《管道保護》2021年第2期 作者:戴聯雙 時間:2021-5-11 閱讀:

          欄目主持人戴聯雙博士:對敷設于凍土區油氣管道實施長期監控非常重要。如加拿大Norman Wells油氣管道通過建立凍土融沉監測、管道內檢測、翹曲上拱檢測、皺褶檢測、邊坡檢測、木屑層狀況檢測和溫度監測等,使其技術水平處于國際領先地位。美國阿拉斯加管道密切監控多年凍土融化、侵蝕和管道沿途環境變化,及時發現管道沿線長約50 km的多年凍土層發生融化引起管道沉降,經采取措施有效避免了事故發生。


          1  凍土區對管道產生的危害

          管道穿越凍土區運行及季節變化會影響管道周邊凍土層溫度場分布,引起凍土層物理狀態發生改變,部分凍土融化或凍結,使管道處于相當復雜的受力狀態,容易導致管道斷裂發生泄漏事故。凍土凍脹引起土體膨脹促使管道翹起,相反,凍土融沉使管道沉降,都會造成管道變形。同時,凍脹可能使管道產生失穩,處于邊坡的管道還會因土壤的熱融失去穩定性而遭破壞。中國格爾木—拉薩成品油管道(以下簡稱格拉管道)自1977年投運以來,發生管道泄漏及屈曲等事故30多起,其中一個重要原因就是低溫引起的凍脹。國內外學者一致認為,凍土區最為常見的問題是凍土融化及其所導致的(差異性)融沉、凍脹、邊坡失穩造成管道翹曲上拱。

          當埋地管道的輸送介質或工作溫度大于施工溫度時,管道將受軸向壓應力作用而可能產生軸向失穩屈曲。由于土壤阻力的原因,該失穩屈曲往往向上,常被稱為翹曲上拱。在格拉管道、Norman Wells輸油管道,以及俄羅斯、伊朗、阿聯酋等國管道都出現過翹曲上拱。格拉管道沿線烏麗附近有大量凍脹,使得屈曲后的管道最大上浮位移達1.9 m,地面屈曲長度約3.6 m(圖 1(a))。Norman Wells輸油管道在施工和運行中都因凍脹和融沉發生過翹曲上拱(圖 1 (b))。烏茲別克斯坦一條管徑1020 mm管道曾發生大位移翹曲上拱,如圖 2所示。


          1 格拉管道(a)Norman Well管道(b)翹曲上拱管段


          2 烏茲別克斯坦塔什干管道翹曲上拱管段


          2  俄羅斯管道失效事故及處置措施

          俄羅斯多數大型油氣田氣候條件惡劣,不少油氣管道穿越永久凍土帶。經?梢钥吹揭恍┞冻龅乇硪呀浶纬晒靶魏桶欛薜墓艿,失去縱向穩定性。天然氣管道夏季運行溫度與管道敷設時的溫差、油管道為輸送黏稠含蠟原油加熱溫度與管道敷設時的溫差,都會引起管道喪失縱向穩定性。

          俄羅斯天然氣工業股份公司對3萬公里天然氣管道進行了內部診斷檢查,想方設法解決管道穿越低承載能力土壤難題。針對天然氣管道采取的措施有重復填土和個別管道再次敷設,已取得成功;對敷設在永久凍土帶的天然氣管道,解決溫差的根本辦法是人為降低輸送溫度,降溫過程可以使凍土得到恢復,防止出現卡管和凍脹現象。針對敷設于低承載能力土壤的原油管道,措施為將地下管段改為地上敷設。此外,完善管道設計、建設及維護相關法規制度和標準規范,加強管道建設運營中的生態保護意識,都是對凍土區管道的保護措施。

          3  格拉管道失效事故

          1990年7月下旬,因暴雨造成格拉管道328 m呈懸鏈狀吊懸在河道激流中,出現嚴重險情。為確保格拉管道安全運行,分三處采取岸邊拋石支撐防止管道斷裂的臨時性措施。1991年夏季,對該段懸空管道進行石籠護堤砌筑和鋼筋混凝土支墩現澆永久性加固施工。1995年,由于河岸細沙土層經不住激流巨浪沖刷,致使石籠護堤結構在洪水泛濫中四分之一被沖垮,四分之一開裂倒塌,個別支墩出現了不均勻沉降下滑,已懸空的管道有繼續向兩端延伸之勢,嚴重威脅管道安全。1996年,決定對該段管道實施改線。

          受油流熱力影響,格拉管道熱融沉陷明顯。1997年和2005年兩次勘探表明,管道周圍已形成直徑為1.4 m~1.5 m的融化圈(當地融化深度僅0.9 m)。近年來,格拉管道多次因凍脹被擠出地面(距離地面高約0.7 m,長約3.6 m),并在開挖釋放應力時發生斷裂;地表以上最大翹曲上拱高度達0.5 m(管道埋深1.4 m,總翹曲上拱高度達到1.9 m)。

          格拉管道途經唐古拉山和桃兒九山的海拔達4700 m以上,氣候嚴寒,冬季最低氣溫達﹣40℃,地面凍結期長達8至9個月,屬多年凍土地帶。1978年3月至6月,格拉管道在唐古拉山地段發生冰堵事故;1982年11月至次年4月,在16#泵站到19#泵站兩山翻越點管段發生嚴重冰堵事故,由于大雪封山等原因,冰堵排除時間長達81天;2000年3月,在開心嶺地段再次發生冰堵事故,不得不換管處理。這3次冰堵事故累計停泵達258天,損失巨大。

          4  危害治理措施

          (1)滑坡防治(主要包括工程防護和植物防護兩部分)和冰錐監測,分別如圖 3、圖 4所示。



          3 滑坡防治示例


          4 冰錐監測現場


          (2)溫度場監測。主要確定凍土特征參數,如地表融化與凍結的起始時間、凍土上部融化層年最大融化深度出現時間、凍土上限深度、融化層完全凍結時間、持力層的年最高和最低地溫及出現時間、凍土溫度年變化幅度、凍土年平均地溫及凍土地溫梯度和變化趨勢等。

          (3)管道位移監測。在監測區域安裝基準樁,在待監測管道安裝標志樁,定期測量各標志樁的坐標,若管道發生位移,則標志樁的坐標發生變化,兩次時間間隔的坐標變化即為該時間間隔內管道的位移。監測原理如圖 5所示。



          5 管道位移監測技術原理示意圖


          (4)管—土相互作用監測。主要監測管道建設和運行過程中各種特征指標的相應變化,如管道通行帶范圍內的基本水文地質指標、基本凍土條件、管道主要變形情況。通過變形檢測器和內檢測器檢測管道變形狀況,可以高度準確檢測出管道凹痕、皺褶和彎曲損傷位置及其嚴重程度。利用慣性導航和聲波測徑器可為操作者提供三維圖像信息,用以確定不穩定邊坡狀態、管道承受載荷狀況,以及凍脹上拱管道的載荷、溫度和壓力變化情況。

          (5)陰極保護。國外凍土區長輸管道陰極保護技術研究尚不完善,但應用經驗表明,埋地管道陰極保護常見故障是由陽極接地引起的。若陰極保護系統電位升高,則不能充分發揮抑制管道腐蝕作用。若管道防腐層受損,水分進入保溫層,將會出現凍融現象,在漏點兩側會發生較嚴重的腐蝕。

          (6)其他措施。Norman Wells輸油管道采用對原油進行冷卻的方法,而阿拉斯加管道采用將管道架空的方法,盡管增加了大量的投資,但確實減少了對環境的破壞,也保證了管道的安全運行。國外管道公司在選線、設計、施工、維護等方面始終將環境保護和維持生態平衡擺在重要位置,并通過多種監測手段嚴防管道事故發生,保證環境的安全,阿拉斯加管道在這方面堪為典范。

           

          下一期將為大家介紹 “TRANSCANADA管道公司某輸氣管道發生破裂典型案例”,并分享事故帶來的經驗教訓,敬請關注。




          戴聯雙,博士, 1983年生,現就職于國家石油天然氣管網集團有限公司,注冊安全工程師、二級安全評價師、管道檢驗師。負責編寫了《油氣管道安全防護規范》( Q/SY1490),參與起草公安部標準《石油天然氣管道系統治安風險等級和安全防范要求》( GA 1166)、國家標準 《油氣輸送管道完整性管理規范》( GB 32167)等多項標準。在國內外期刊先后發表論文數十篇,參與編著了《管道完整性管理技術》《油氣管道事故啟示錄》《油氣管道清管技術與應用》等書籍。近年來多次獲得中石油集團科學技術進步獎、河北省科學技術進步獎、管道科學獎等。


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