1 引 言
多年冻土区和北极大陆架地区蕴藏着丰富的油气资源，仅北极地区的未开采油气资源就占全世界探明储量的1/3，很多泛北极地区的勘探程度也不高，潜力巨大。以美国阿拉斯加州北坡地区为例，探明天然气储量高达9.91×1011 m3 [1]，约占美国总储量的1/8，未探明储量预计高达6.68×1012 m3。近年来随着高寒地区油气资源开发的步伐逐步加快，多年冻土区的管道建设得到了广泛重视。过去的几十年里，国内外已在多年冻土区开展了不少的重大管线工程研究和实践，其中最为经典的是美国的阿拉斯加（Alyeska）原油管道[2,3]、加拿大的罗曼井（Norman Wells）原油管道[4,5]、国内的中俄原油管道[I线（2011年投运）和II线（2018年投运）][6,7]以及格尔木—拉萨成品油管道[8]。
这些管道在建设和运营过程中，针对冻土这种特殊环境，特别是（差异性）冻胀和融沉采取了积极的防治措施，有效地保证了管道安全和正常运营[9,10]，积累了不少的经验和教训，对天然气管道的科学勘察与评价、高效设计、成功建设和运营具有重要的借鉴意义[11,12]。然而，已建成的高寒多年冻土区管道以输油管道为主，往往采用加热或常温输送工艺。多年冻土区的天然气管道工程在敷设方式、输送介质、输送温度控制等方面和液体管道存在很大不同，将面临新的问题和挑战。需要仔细梳理、分析和总结过去几十年冻土区管道工程的经验教训，同时结合天然气管道的工程实际，明确多年冻土区天然气管道建设关键技术、主要工艺和技术难点，预估面临的冻融灾害并提出防治对策。这有利于天然气管道工程的顺利实施，同时也将提高我国和全球多年冻土区油气管道和其他油气储运工程的设计、施工和运维水平。
2 面临的技术挑战
2.1 输送介质具有腐蚀性和生成水合物冰堵风险
北极地区的天然气资源一般来自油田开采过程中的伴生气。由于没有外输通道，伴生气在地面经过分离后又被回注到地下以维持地层压力，提高石油采收率。但伴生气存在液态水，若直接进入管道，管道将面临较大的CO2和H2S腐蚀风险。
在没有电解质（水）存在的条件下，干燥的CO2本身并不具备腐蚀性，但CO2溶解于水后变成碳酸，会引起金属的严重腐蚀，使管道寿命大大低于设计寿命，比如CO2在低碳钢的腐蚀速率可高达7 mm/a，有时甚至更高[13]。国内外均有不少因CO2腐蚀引起钢材全面腐蚀或局部腐蚀的案例，这不仅造成巨大的经济损失，而且会造成严重的环境和安全事故。长输管道常用的API 5L管线钢属于低碳钢的范畴，即使选用更高的钢级并添加一定含量的合金元素，也仅是提高材料强度并降低管道壁厚的经济做法，对于碳钢的耐腐蚀性能并没有提升。干燥的H2S同样对金属材料无腐蚀破坏作用，H2S只有溶解在水中才具有腐蚀性。其反应析出的氢原子，在催化作用下进入钢材，在拉伸应力的作用下，会生成垂直于拉伸应力方向的氢脆型开裂。这种金属管道在应力和特定环境介质共同作用下所产生的低应力脆断现象称为应力腐蚀开裂（Stress Corrosion Cracking， SCC）。在输送酸性气体时，金属管道内壁接触H2S，会造成内壁的硫化氢应力腐蚀。
以上内容主要是针对管道的内腐蚀，对于管道外表面腐蚀，在低温环境下多年冻土区天然气管道由于周边土壤冻结、微生物活性丧失，管道外表面腐蚀速率维持较低的水平。但需要注意夏季冻融交替循环区域，融化的冻土对管道外表面会产生腐蚀的影响。
另外，管道还存在输送过程中生成天然气水合物冰堵的风险。水合物冰堵的形成需要足够的游离水和充足的过冷度(输气运行温度与水合物形成温度之差)。多年冻土区天然气管道地处高寒地区，一旦输气管道运行温度同时低于运行压力下水合物的形成温度和气源气质水露点，管道容易出现冰堵事故从而影响输气任务的完成及管道安全。
2.2 传统的管道传热计算方法不适用
SPS（Synergee Pipeline Simulator）是由DNV GL公司开发的国际公认长距离输油（气）管道设计、计算以及全线自动化控制模拟的高精度软件。自 1999 年兰成渝成品油管道在设计和运营领域成功应用 SPS软件后，该软件成为了我国长输管道设计、运营的必备工具。截止目前，SPS产品在国内用户数量超过50家，国内设计单位与运营单位是应用该软件的主要顾客。针对管道流体热力计算，SPS是采用总传热系数法进行传热计算，需要输入管壁、防腐涂层、保温层、土壤各层密度、比热容、热传导率等参数，软件通过计算得出管道内流体与土体之间总传热系数从而进行传热计算。其只考虑了管道周边土体对管输气体介质温度的影响，无法计算管道内部流体温度分布对周边土体温度的影响变化。采用这种简易计算方法在设计温带地区的油气管道时往往没有问题，计算误差在工程可承受的范围内，但这种计算方法不适用于冻土区和存在冰冻、融解交替循环的区域。主要原因是冻土这种特殊土体对温度极其敏感，冻土的相变潜热、管土的相互作用和影响必须考虑，否则计算误差较大。其计算结果往往是夏季工况下计算温度偏高，而冬季工况下计算温度偏低，若据此作为输入条件进行管道设计，不得不采取增大管道壁厚、选取低钢级钢管、提高压气站出站温度或选取低温承受能力更强的管材等技术措施，因此将造成过于保守的设计，增加投资[14]。
图1
图1
某极地天然气管道的沿线压力和温度曲线图（冬季工况）
红色曲线代表压力，蓝色曲线代表温度
Fig.1
Pesssure and temperature graph of one arctic gas pipeline(winter scenario)
Red line stands for pressure and blue line stands for temperature
图2
图2
某极地天然气管道的沿线压力和温度曲线图（夏季工况）
红色曲线代表压力，蓝色曲线代表温度
Fig.2
Pesssure and temperature graph of one arctic gas pipeline(summer scenario)
Red line stands for pressure and blue line stands for temperature
2.3 压气站失效导致下游管段承受低温超限
为提高天然气管道输量，在沿线设置压气站是最常用的增输方式。在增压过程中，由于增压压比提高，压缩机出口天然气温度会变高。以温带某压气站进站温度32.7 ℃、进站压力6.97 MPa、增压气量4.237×107 m3/d为例，当出站压力要求9.85 MPa（压比1.41），压气站出站温度会达到61.6 ℃。传统温带地区的天然气管道输气温度为20~50 ℃，在沿线某压气站失效工况下不会出现下游管段承受温度超过管材极限的特殊情况，即不会超过最低设计金属温度(Minimum Design Metal Temperature，MDMT)。而为了防止冻土融化进而导致管道融沉，多年冻土区天然气管道要采取冷却输送工艺，正常运营工况下压气站出站温度需要控制在0 ℃以下。在沿线某压气站失效工况下，气体进行越站输送，考虑到下游用户用气稳定性、不可中断的工业用户需求、管输企业经济效益等因素，管道要尽可能保持压气站失效前的高输量水平，在焦耳—汤姆逊效应的作用下，冷管周边的土壤热量被大量吸收，会出现失效压气站下游管道温度低于管材金属最低设计温度的情况，容易造成管道破裂。以多年冻土区某压气站出站温度-1 ℃、出站压力14 MPa，下游长输管道管径1 016 mm工况为例，当该压气站失效，下游117 km处管道温度将达到-25.6 ℃，超过了最低设计金属温度-20.5 ℃，需要采取积极的应对措施防止该不利工况发生。
2.4 基于应力设计的局限性和传统敷设方式的单一性
现行的国内外各类管道设计大多遵循传统的基于应力设计准则，即保证外载荷产生的管道应力或等效应力小于或远小于管材本身的最小屈服应力(Specified Minimum Yield Strength，SMYS)。这种设计方法为过去和现在的管道安全运营提供了很好的保障。但对于管道应力已超过比例极限，管道继续变形的情况（如冻胀、融沉、地震、滑坡、海底管道敷设等位移控制载荷作用），基于应力的强度设计准则已不再适用[18,19]。冻土区管道不可避免地会遭受冻胀和融沉变形的影响，发生扁平化、弯折或断裂，影响埋地管道的安全运营[20]。加拿大罗曼井原油管道首次采用基于应变设计方法以应对这种受位移控制的载荷作用。但与加拿大罗曼井原油管道不同，天然气管道采用冷却输送工艺，管道中冷输天然气与严寒的气候共同作用使管基土发生复杂多向冻结，再加之局部地区地表水、地下水异常丰富、赋存条件复杂多变，天然气管道遭受的冻胀作用将更为复杂而严重[21]。在冻胀作用下的冻土区天然气管道的应力变形特征、应变设计的设计准则、设计方法等都要与过去的研究和实践有很大的不同。
原油热油管道为了减缓管内流体在流动过程中的热量损失，需额外增加保温层，避免原油温度低于凝点导致恶性凝管事故。而天然气性质与温度关系不大，天然气管道在工艺上无须考虑特殊保温措施。因此，传统温带地区建设的天然气管道除了穿越大中型河流采用的跨越方式，基本均采用埋地裸管的敷设方式。若在多年冻土区依然采用埋地裸管敷设方式，可以防止森林失火，减少生态破坏，方便荒野动物迁移，不会造成地表水径流的障碍。但另一方面，由于管道是低温输送，管周容易形成冻结圈，如果管道埋深在融土之下，管道可能因法向冻胀力的作用而破坏。由此可知，敷设方式的选择是一个技术经济课题，传统的敷设方式可能不适用。
2.5 管道运营期监测系统的可靠性
多年冻土区天然气管道将面临管底冻土融沉和冻胀的潜在威胁，管道系统结构整体性、安全可靠性、管基长期稳定性存在一定的风险。有必要在管道沿线的高风险地段，如融沉区、冻胀区和过渡段区，建立长期监测体系，密切监测管道结构、管基的温度、应力和应变发展进程，以及冻融灾害(如不良地质现象冰椎、冻胀丘和涎流冰等)的发展动态和趋势，在灾害发展初期采取工程措施以减小或消除隐患[22]。通过管道温度场监测和管道应变监测可掌握风险地段的气温、地温变化规律和管道变形规律，可为管道安全状态评价和冻融灾害防治提供依据。但单一的监测手段往往可靠性较差，一旦失效，将影响管道正常运行生产。比如已建中俄原油管道Ⅰ线在设计时虽考虑了温度场和位移监测项目，但在运营期监测设备没有充分考虑低温、高寒情况带来的影响，冻拔破坏严重，运行不理想。建设期间埋设的温度监测装置只剩几套能正常工作，冻土水分迁移监测装置建立失败，只有应力监测系统基本运作正常。
3 解决方案
3.1 上游建设气体处理厂保证进入管道气体质量
上游气体处理厂的作用包括天然气脱水净化处理、降低天然气CO2和H2S含量，提高气体进入管道压力，降低气体进入管道温度，防止管道融沉。其中关键作用是保证进入管道的天然气不存在液态水。以天然气H2S含量要求为例，北极某气田气H2S含量范围为6.1~46.2 mg/m3，不满足国际通用标准要求，需要通过气体处理厂进一步处理后外输。
低温天然气管道水合物冰堵防治主要技术措施包括严格控制输气管道气源气质水露点，保证水露点比输送条件最低环境温度低5 ℃，从根本上杜绝液态水析出。辅助措施包括提高输气管道运行温度、降低运行压力，使其低于水合物形成温度和形成压力；注入热力学抑制剂，缩小水合物的形成区域；增加清管周期，实现定期排污。
3.2 采用管道—冻土水、热、力耦合模型开展工艺模拟分析并划分温度控制线控制温度
由于管线穿越多年冻土区，水力热力工艺模拟要假定管线在一个较低的温度下运行。对于连续和不连续多年冻土区，需要预先建立特定的温度范围，另外，最低运行温度还与管道材料断裂韧性相关。图3表示某极地管道在连续、不连续和零星多年冻土区的温度控制曲线。
图3
（1）在连续多年冻土区，压气站出站要全年保持-1 ℃的温度，以防管线的融沉。在夏季环境温度较高以及某些站场出口的地方，允许存在小范围的温升，但这些变化不能引起多年冻土退化。
（2）在非连续多年冻土区，多年冻土在水平方向和深度上是多变的，要明确容易融沉的管段。为了减缓管道在这些地区的不均匀沉降，在夏季时段，管道运行温度可以在冰点以上，压缩机出口温度趋向于环境大气温度；在冬季时段，压缩机出口温度要在冰点以下。
（3）在零星多年冻土区，输气温度不作特别控制，和温带地区管道类似。
输气管道的通过流量与绝对输气温度的0.51次方成反比，也就是说，输气管道的输气温度越低，输气量就越大。温带地区的天然气管道是在压气站压缩机出口设置空冷器，用于降低天然气温度，提高管道输量。比如中石化川气东送管道各压气站压缩机出口设置空冷器保证天然气出站温度不超过50 ℃。在多年冻土区，为保证出站温度控制在0 ℃以下，可以考虑在压缩机入口增设换热器，利用来气低温对压缩机出口气流温度进行空冷器冷却后的二次冷却，同时提高压缩机入口气流温度，满足燃驱压缩机入口来气预热需要。
图4是带冷却功能的压气站工艺流程。管道来气通过压气站进站截断阀进入站内，先通过入口分离器分离出天然气液滴和微小颗粒，随后进入气—气换热器。在换热器，低温来气对压缩机出口空冷器一次冷却后的气体进行二次冷却，同时，低温来气也进行了预热。经预热的气流经过压缩机增压升温后流入空冷器，通过空冷器进行一次冷却，之后进入气—气换热器进行二次冷却后进入出站管道。空冷器和气—气换热器的双重冷却功能可以保证压气站出站气流温度低于0 ℃，同时充分利用了来气低温的冷量。
图4
图4
带冷却功能单机组压气站工艺流程图
Fig.4
Process flow diagram of single-unit compressor station with coolers
3.3 压气站失效后采取多种控温应对方案
在多年冻土区压气站失效停机工况下，气体进行越站输送，由于焦耳—汤姆逊效益，会出现失效压气站下游管道温度超限的工况，容易造成管道破裂。可采取多措施组合的解决方案。各方案优缺点如表2所列。
表1 部分国家燃气相关标准中对硫化氢含量要求
Table 1
| 序号 | 标准 | H2S指标控制 |
|---|---|---|
| 1 | 欧洲标准EN 16726-2016《燃气基础设施气体质量H组》 | 5 mg/m3 |
| 2 | 德国燃气和水工业协会标准 DVGW G 260-2013《气体质量》 | 5 mg/m3 |
| 3 | 美国燃气协会标准AGA 4A-2009《天然气合同计量和质量条款》 | 5.7~23 mg/m3 |
| 4 | 俄罗斯国家标准GOST 5524-2014《工业和公共生活用可燃天然气》 | 20 mg/m3 |
| 5 | 美国AGA 4A报告 | 5.72~22.88 mg/m3 |
| 6 | 加拿大标准BNQ 3672-100:2012 | ≤7 mg/m3（分配） ≤23 mg/m3（输送） |
| 7 | 中国GB17820-2018《天然气》 | 6 mg/m3 |
表2 技术方案对比表
Table 2
| 技术方案 | 缺点 | 优点 |
|---|---|---|
技术方案1： 提高失效压气站上游压气站出站温度 | 过分提高压气站的出口温度，很容易引起冻土融化和管道融沉 | 不增加投资 |
技术方案2： 在可能超低温管段选用高性能管材 | 增加投资 | 保证管道继续在高输量下运行 |
技术方案3： 降低管道输量 | 1.需精确计算某压气站失效后管道的最高允许输量，计算结果受季节、失效压气站位置等因素影响，逻辑控制不好实现 2.降低管道全年输量 3.由于输量降低，其他压气站运行低负荷，当低负荷超限，引发其他压气站失效 4.离心压缩机由于进气量降低，容易引发喘振，需要采取站内打回流操作，造成能量浪费 5.燃驱压缩机在低负荷运行，污染物排放容易超标 | 不增加投资 |
技术方案4: 增设加热站，当某压气站失效停机，加热站投用 | 增加投资 | 保证管道继续在高输量下运行 |
3.4 采用“基于应变的管道强度设计”方法和技术的管道敷设方式
“基于应变的管道强度设计”方法于2004年引入我国，并在西气东输二线工程穿越强震区和活动断层段第一次得到工程实际应用。该方法来源于极限状态的设计思想，极限状态指工程结构处于某种不能继续提供原本所能提供功能的临界状态，达到或逾越了该临界状态，结构可能产生特定形式的失效。当处于适用极限状态的管材已经超过屈服极限而处于塑性变形阶段时，管材的应力应变曲线比较平缓，如仍采用应力作为控制参量，微小的应力误差将产生较大的应变误差，很容易使管道达到临界极限状态。因此将应变作为控制参量是适宜的[29,30,31,32]。其中，建立合理的穿越冻土地质灾害埋地管线的力学分析模型，分析管线应变的影响因素并提出相应的抗震措施使之满足管道抗震设计要求，是保证埋地管线安全性的前提和基础。涉及基于应变设计方法的管道规范或导则如表3所列，涉及应用过基于应变设计方法的管道工程如表4所列。
表3 涉及基于应变设计方法的管道规范或导则
Table 3
| 序号 | 国家 | 规范名称 |
|---|---|---|
| 1 | 中国 | 《西气东输二线管道工程强震区和活动断层区段埋地管道基于应变设计导则》 |
| 2 | 加拿大 | CSA Z662 |
| 3 | 挪威 | DNV-OS-F101 |
| 4 | 美国 | 《埋地管道设计指南》、ASM E B31.8、API 1111和ABS 2001 |
| 5 | 中国 | SY/T 7403-2018《油气输送管道应变设计规范》 |
表4 涉及基于应变设计方法的管道工程
Table 4
| 序号 | 管线名称 | 使用条件 |
|---|---|---|
| 1 | 西气东输二线 | 活动断层、强震区 |
| 2 | BP-Northstar管线 | 阿拉斯加极地浅海 |
| 3 | Statoil-Haltenpipe管线 | 针对悬空及不稳定海床 |
| 4 | Connoco Philips- Ekofisk II管线 | 海底管线极限状态设计 |
| 5 | BP-Alaska管线 | 极地浅海管线 |
| 6 | Shell-Malampaya管线 | 地震及不稳定海床管线极限状态设计 |
| 7 | ExxonMobil-Sakhalin Island管线 | 地震区管线 |
| 8 | Enbridge-Norman Wells管线 | 多年冻土区 |
| 9 | BP-Badami管线 | 阿拉斯加极地地区 |
| 10 | 阿尔博特-Nova 输气管线 | 不连续冻土区 |
| 11 | TAPS输气管线 | 多年冻土区 |
表5 多年冻土区天然气管道敷设方案优缺点对比
Table 5
| 序号 | 敷设方案 | 优点 | 缺点 | 国内外应用 |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 架空敷设 | 1.便于检修，降低事故机率，当事故出现后消除事故费时较少 2.管道与冻土地质关系不大，管道对冻土热影响极小，能有效保护冻土环境，规避各种冻害影响 3.不会妨碍天然气地表径流，高支墩管道不妨碍野生动物迁徙 | 1.易受第三方破坏，外冲击作用下比较脆弱，林区失火风险高 2.造价高，桩基易受冻拔作用，若配上热桩，建设费用更高 | 阿拉斯加管道近57%的管段 |
| 2 | 地面敷设 | 1.对冻土热影响较小 2.线路无需进行大开挖，无须铺设锚固设施 | 1.易受第三方破坏 2.改变地表径流，易受冲刷，对地表生态影响大 3.对多年冻土有附加间接热力作用 4.妨碍野生动物迁徙 | 1.俄罗斯管道 2.阿拉斯加管道穿越断层处管段 |
| 3 | 直接埋设+保温 | 1.防止森林失火，对生态破坏最小，方便荒野动物迁移，不会造成地表水径流的障碍 2.施工方便 3.总体费用低 | 1.事故发现和排除比较复杂 2.线路在冬季开挖困难，土方挖掘工程量大 3.事故出现机率与热作用关系很大，管道的热作用对地质环境有影响，难以准确预测 4.对管材的应力应变水平要求高 | 1.阿拉斯加管道近一半管段 2.俄罗斯远东管道（靠近中国的部分高含冰沼泽、洼地段） 3.中俄原油管道Ⅰ线和Ⅱ线 |
3.5 采用“四位一体”的管道系统监测、评价、预警技术
多年冻土区管道的监测、评估、预警和运维是管道管理的重要一环，需要进行“星、空、地、管道本体”四位一体化的实时监测和评估、预警系统，及时处置问题，防微杜渐。密切监控多年管道周围多年冻土融化过程、含水率变化、融化圈大小和发展速度、管道变形、油温变化、管输效率、融沉、冻胀、管道内外破坏、生态环境、水土环境、森林和苔原火险等[37,38,39,40,41,42]。星：卫星遥感；空：飞机、直升机和无人机巡检；地：地面上的电阻率映像法（Electrical Resistivity Tomography Method，ERT)和探地雷达（Ground Penetrating Radar，GPR）物探等非破损探测，必要时需要大开挖或钻探、坑探，找到原因并处理；管道本体：使用管道内检测装置检测管内残留沉积物、管道内腐蚀、管道变形情况等，便于管道剩余强度和剩余寿命预测。
4 结 语
温带地区传统、常规的天然气管道设计、施工、运维方法、技术不适用于冻土区管道建设，因为在中低纬度很少有这样的技术难题和挑战。本文结合冻土区特殊环境条件，纵观多年冻土区的油气管道建设经验以及教训，讨论了多年冻土区天然气管道面临的新问题和新挑战，并初步给出相应的解决方案构想。解决方案主要围绕温度控制或预防冻胀展开，包括通过建设气体处理厂进行天然气脱水净化处理、保证进入管道的天然气不存在液态水，同时降低气体进管道温度，防止管道融沉；采用管道—冻土水、热、力耦合模型开展工艺模拟分析并划分温度控制线，研究冷输天然气管道周围融化、冻结圈形成和发展进程，预估管道运营对周围管基土冻结和融化过程、冻土环境的影响；在压气站失效后采取提高上游压气站出站温度、增设加热站等多种管道控温应对方案；为应对多年冻土区管道承受的土壤冻胀、融沉位移控制型载荷，采用基于应变的极限状态法进行多年冻土区管道设计；为提高管道本体温度、应变位移等单一监测手段的可靠性，建议采用“星、空、地、管道本体”四位一体化的实时监测和评估、预警系统。
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