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事故案例

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国内外冻土区油气管道失效事故及处置措施

来源:《管道保护》2021年第2期 作者:戴联双 时间:2021-5-11 阅读:

栏目主持人戴联双博士:对敷设于冻土区油气管道实施长期监控非常重要。如加拿大Norman Wells油气管道通过建立冻土融沉监测、管道内检测、翘曲上拱检测、皱褶检测、边坡检测、木屑层状况检测和温度监测等,使其技术水平处于国际领先地位。美国阿拉斯加管道密切监控多年冻土融化、侵蚀和管道沿途环境变化,及时发现管道沿线长约50 km的多年冻土层发生融化引起管道沉降,经采取措施有效避免了事故发生。


1  冻土区对管道产生的危害

管道穿越冻土区运行及季节变化会影响管道周边冻土层温度场分布,引起冻土层物理状态发生改变,部分冻土融化或冻结,使管道处于相当复杂的受力状态,容易导致管道断裂发生泄漏事故。冻土冻胀引起土体膨胀促使管道翘起,相反,冻土融沉使管道沉降,都会造成管道变形。同时,冻胀可能使管道产生失稳,处于边坡的管道还会因土壤的热融失去稳定性而遭破坏。中国格尔木—拉萨成品油管道(以下简称格拉管道)自1977年投运以来,发生管道泄漏及屈曲等事故30多起,其中一个重要原因就是低温引起的冻胀。国内外学者一致认为,冻土区最为常见的问题是冻土融化及其所导致的(差异性)融沉、冻胀、边坡失稳造成管道翘曲上拱。

当埋地管道的输送介质或工作温度大于施工温度时,管道将受轴向压应力作用而可能产生轴向失稳屈曲。由于土壤阻力的原因,该失稳屈曲往往向上,常被称为翘曲上拱。在格拉管道、Norman Wells输油管道,以及俄罗斯、伊朗、阿联酋等国管道都出现过翘曲上拱。格拉管道沿线乌丽附近有大量冻胀,使得屈曲后的管道最大上浮位移达1.9 m,地面屈曲长度约3.6 m(图 1(a))。Norman Wells输油管道在施工和运行中都因冻胀和融沉发生过翘曲上拱(图 1 (b))。乌兹别克斯坦一条管径1020 mm管道曾发生大位移翘曲上拱,如图 2所示。


1 格拉管道(a)Norman Well管道(b)翘曲上拱管段


2 乌兹别克斯坦塔什干管道翘曲上拱管段


2  俄罗斯管道失效事故及处置措施

俄罗斯多数大型油气田气候条件恶劣,不少油气管道穿越永久冻土带。经常可以看到一些露出地表已经形成拱形和皱褶的管道,失去纵向稳定性。天然气管道夏季运行温度与管道敷设时的温差、油管道为输送黏稠含蜡原油加热温度与管道敷设时的温差,都会引起管道丧失纵向稳定性。

俄罗斯天然气工业股份公司对3万公里天然气管道进行了内部诊断检查,想方设法解决管道穿越低承载能力土壤难题。针对天然气管道采取的措施有重复填土和个别管道再次敷设,已取得成功;对敷设在永久冻土带的天然气管道,解决温差的根本办法是人为降低输送温度,降温过程可以使冻土得到恢复,防止出现卡管和冻胀现象。针对敷设于低承载能力土壤的原油管道,措施为将地下管段改为地上敷设。此外,完善管道设计、建设及维护相关法规制度和标准规范,加强管道建设运营中的生态保护意识,都是对冻土区管道的保护措施。

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呈悬链状吊悬在河道激流中,出现严重险情。为确保格拉管道安全运行,分三处采取岸边抛石支撑防止管道断裂的临时性措施。1991年夏季,对该段悬空管道进行石笼护堤砌筑和钢筋混凝土支墩现浇永久性加固施工。1995年,由于河岸细沙土层经不住激流巨浪冲刷,致使石笼护堤结构在洪水泛滥中四分之一被冲垮,四分之一开裂倒塌,个别支墩出现了不均匀沉降下滑,已悬空的管道有继续向两端延伸之势,严重威胁管道安全。1996年,决定对该段管道实施改线。

受油流热力影响,格拉管道热融沉陷明显。1997年和2005年两次勘探表明,管道周围已形成直径为1.4 m~1.5 m的融化圈(当地融化深度仅0.9 m)。近年来,格拉管道多次因冻胀被挤出地面(距离地面高约0.7 m,长约3.6 m),并在开挖释放应力时发生断裂;地表以上最大翘曲上拱高度达0.5 m(管道埋深1.4 m,总翘曲上拱高度达到1.9 m)。

格拉管道途经唐古拉山和桃儿九山的海拔达4700 m以上,气候严寒,冬季最低气温达﹣40℃,地面冻结期长达8至9个月,属多年冻土地带。1978年3月至6月,格拉管道在唐古拉山地段发生冰堵事故;1982年11月至次年4月,在16#泵站到19#泵站两山翻越点管段发生严重冰堵事故,由于大雪封山等原因,冰堵排除时间长达81天;2000年3月,在开心岭地段再次发生冰堵事故,不得不换管处理。这3次冰堵事故累计停泵达258天,损失巨大。

4  危害治理措施

(1)滑坡防治(主要包括工程防护和植物防护两部分)和冰锥监测,分别如图 3、图 4所示。



3 滑坡防治示例


4 冰锥监测现场


(2)温度场监测。主要确定冻土特征参数,如地表融化与冻结的起始时间、冻土上部融化层年最大融化深度出现时间、冻土上限深度、融化层完全冻结时间、持力层的年最高和最低地温及出现时间、冻土温度年变化幅度、冻土年平均地温及冻土地温梯度和变化趋势等。

(3)管道位移监测。在监测区域安装基准桩,在待监测管道安装标志桩,定期测量各标志桩的坐标,若管道发生位移,则标志桩的坐标发生变化,两次时间间隔的坐标变化即为该时间间隔内管道的位移。监测原理如图 5所示。



5 管道位移监测技术原理示意图


(4)管—土相互作用监测。主要监测管道建设和运行过程中各种特征指标的相应变化,如管道通行带范围内的基本水文地质指标、基本冻土条件、管道主要变形情况。通过变形检测器和内检测器检测管道变形状况,可以高度准确检测出管道凹痕、皱褶和弯曲损伤位置及其严重程度。利用惯性导航和声波测径器可为操作者提供三维图像信息,用以确定不稳定边坡状态、管道承受载荷状况,以及冻胀上拱管道的载荷、温度和压力变化情况。

(5)阴极保护。国外冻土区长输管道阴极保护技术研究尚不完善,但应用经验表明,埋地管道阴极保护常见故障是由阳极接地引起的。若阴极保护系统电位升高,则不能充分发挥抑制管道腐蚀作用。若管道防腐层受损,水分进入保温层,将会出现冻融现象,在漏点两侧会发生较严重的腐蚀。

(6)其他措施。Norman Wells输油管道采用对原油进行冷却的方法,而阿拉斯加管道采用将管道架空的方法,尽管增加了大量的投资,但确实减少了对环境的破坏,也保证了管道的安全运行。国外管道公司在选线、设计、施工、维护等方面始终将环境保护和维持生态平衡摆在重要位置,并通过多种监测手段严防管道事故发生,保证环境的安全,阿拉斯加管道在这方面堪为典范。

 

下一期将为大家介绍 “TRANSCANADA管道公司某输气管道发生破裂典型案例”,并分享事故带来的经验教训,敬请关注。




戴联双,博士, 1983年生,现就职于国家石油天然气管网集团有限公司,注册安全工程师、二级安全评价师、管道检验师。负责编写了《油气管道安全防护规范》( Q/SY1490),参与起草公安部标准《石油天然气管道系统治安风险等级和安全防范要求》( GA 1166)、国家标准 《油气输送管道完整性管理规范》( GB 32167)等多项标准。在国内外期刊先后发表论文数十篇,参与编著了《管道完整性管理技术》《油气管道事故启示录》《油气管道清管技术与应用》等书籍。近年来多次获得中石油集团科学技术进步奖、河北省科学技术进步奖、管道科学奖等。


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