極寒地區油氣管線建設研究現狀*

付 超，司 譯，李學達，羅天寶

（1.山東勝利鋼管有限公司，山東 淄博 255082；2.中國石油大學（華東），山東 青島 266580）

高寒地區是指因海拔高或者緯度高而形成的特別寒冷的特殊氣候區，氣溫在－40 ℃以下的地區稱為極寒地區，北極地區是名副其實的極寒地區，我國的黑龍江、內蒙古及俄羅斯的西伯利亞等地區屬于高寒區域。近年來隨著全球油氣資源需求的日益上漲，蘊藏著豐富石油天然氣的北極地區成為全球油氣資源開采與管線建設的熱點區域。

1 北極地區油氣資源及分布

北緯66°34′以北的陸地和海域，包括北冰洋、邊緣陸地海岸帶及島嶼、北極苔原帶等，總面積約在2 100 萬km2的地區為地球的北極地區，簡稱極地，涉及美國、俄羅斯、加拿大、丹麥、芬蘭、瑞典、挪威、冰島8 個環北極國家。

圖1 北極地區油氣儲量分布圖

美國地質調查局 （USGS）2008年5月系統地評估了北極圈內33 個地理區域的油氣資源，在此基礎上發布了 《北極地區油氣潛力評估報告》。北極地區油氣儲量分布如圖1所示。《北極地區油氣潛力評估報告》表明：極地已探明并可利用現有技術開發的石油、天然氣、液化天然氣儲量估量分別高達900 億桶、1 669 萬億ft3和440 億桶，其中石油儲量約占全球已探明儲量的13%、天然氣占30%、液化天然氣占20%，而已探明的這些油氣資源高達84%的含量分布在較易開采的近海區[1]。最新研究估計北極有910 億桶原油，1 363 萬億ft3天然氣及400 億桶液化天然氣的可采儲量[2]。70%未被發現的原油資源分布在以下幾個地區：阿拉斯加北極、美洲盆地、東巴倫支盆地、東格陵蘭盆地和西格陵蘭—加拿大東部區域。70%的天然氣資源分布在西西伯利亞盆地、東巴倫支盆地和北極阿拉斯加3 個地區。

2 建設極地油氣管線面臨的難題

北極油氣資源的開發、極地油氣管線的建設面臨諸多技術難題，如極寒溫度 （低至－40 ℃）、冰川沖刷、凍土脹力等，其中極寒溫度是首當其沖的難題[3-5]。美國國家冰雪數據中心指出北極大部分地區的冬季氣溫低于－50 ℃，由于大部分管線建在地表，因此必須保證管線鋼管在－50 ℃甚至－60 ℃下具備足夠的沖擊韌性。而對穿越凍土層的管線來說，由于管線內部的原油或液化天然氣的傳輸溫度高于凍土溫度，熱量通過管壁傳遞到凍土層，會引起凍土層的融化，而無法承受管線的質量，進而引起管線下沉，足夠大的應變將形成嚴重的事故[6]。同時，由于不同地區的凍土層含冰量和地質不同，設計長距離管線無法精確計算凍土的脹力。為了解決管線穿越凍土層受到的應力難題，可將管線設計為地面管線，如縱貫阿拉斯加管線就建設了近96.56 km 的地面管線，如圖2所示。

FERINO J 等[7]綜合分析了諾曼韋爾斯與縱貫阿拉斯加管線的埋地管線與裸露管線，指出埋地管線是更佳的選擇，但其運行溫度必須是低溫以避免破壞凍土層。而運行溫度必然會影響管線的低溫韌性。因此不論埋地管線還是地表管線，管線鋼低溫性能將是設計極地管線首要考慮的難題[8]。

圖2 地上極地管道及其脹力分布示意圖

3 極地油氣管線的建設現狀

北極油氣資源的開采在很早之前就已經是資源國地區經濟增長的重要組成部分。其中，俄羅斯有40 多年開采極圈油氣資源的歷史，最先建成了世界最北端的管線 （包括1969年從米頌揚斯克油氣田到諾里爾斯克市長約671 km 的天然氣管道）。俄羅斯對北極圈內陸上油氣資源的開采始于米頌揚斯克油氣田 （1969年）和梅德韋日爾氣田 （1972年），比阿拉斯加北坡普拉德霍灣油田的開采 （1977年）分別早 8年和 5年。據估計，以油當量計算，過去的40年間，在俄境內北極圈內開采的油氣資源是其他所有北極沿岸國家開采總和的3.5 倍[8]。目前在建的俄羅斯巴甫年科沃—烏恰 （Bovanenkovo-Ukhta，記為B-U）天然氣管道項目是國際上高鋼級大壁厚耐低溫管線的代表，總長1 100 km，采用 K65 鋼級 （俄羅斯標準，相當于 API X80 鋼級），設計焊管直徑 1 422 mm，壁厚 23.7 mm 以上，輸送壓力 11.8 MPa，要求-40 ℃ HAZ 和焊縫夏比沖擊功不低于60 J[9]。

加拿大西北地方政府也一直在推動謀求更多天然氣項目，建設一條長約1 220 km 的從Inuvik 通往Northern Alberta 的輸氣管道，被稱為Mackenzie Gas 項目[10]。但截至 2016年，由于經濟、環保等多方面因素，該管線一直未開始建設。

美國對北極管線的開發已有近40年的歷史。圖2所示的縱貫阿拉斯加管線 （Trans-Alaska），途徑地區的冬季氣溫在-51～-48 ℃，穿越了近1 300 km 的阿拉斯加荒原，為避開凍土層，一半以上的管線設計為地上管線，該管線可以說是極寒溫度下油氣輸送管線的典范[11]。阿拉斯加北坡的天然氣管線，所經區域地質條件極其復雜惡劣，因而對鋼板提出了高變形能力與優良低溫韌性的全新要求。該管線的輸送能力約465 億 m3/a，長度 2 737 km，采用 Φ1 219 mm 焊管，鋼級為X80[12]。美國石油公司開發的Northstar Project 是北極地區第一條海底管線，兩條原油和天然氣管線延伸到Beaufort 海底9 km，陸地部分為17 km 長的管線與Trans-Alaska 管線相連[13-14]。極地油氣管線分布如圖3所示。

圖3 極地油氣管線分布示意圖

可見，環北極地區的國家都逐步加強了對北極油氣管線的開發與建設，未來對極地地區油氣資源開發的競爭將會更加激烈。相比于大多數海上油氣盆地，北極大陸架和大陸坡地區因極端惡劣的自然氣候條件，遠離陸上油氣工業基礎設施、生態環境脆弱和海上邊界糾紛等原因，油氣資源開采進展非常緩慢。

4 我國高寒地區低溫管線的建設現狀

目前國內對低溫管線還沒有明確的管線鋼軋制與制管標準，國際上通用的管線鋼管制造標準ISO 3183、API SPEC 5L 以及國內的 GB/T 9711要求的試驗溫度均為0 ℃。我國最具代表性的西氣東輸二線、三線工程均對母材、HAZ 和焊縫在-10 ℃的沖擊功單值和均值進行了要求。

馮耀榮等[15]指出，為保證管線運行安全性，我國高等級埋地油氣輸送管線的服役溫度一般為0 ℃；裸露地表管線 （站場及懸跨管段等）的服役溫度應按當地的最低大氣溫度考慮 （鋼管的管體、焊縫及熱影響區一般要求-46～-30 ℃沖擊韌性符合標準要求）。為保證裸露地表管線的安全運行，管線鋼的韌脆轉變溫度應低于當地的極限低溫，并且在極限溫度下保持充足的韌性。但實際運行中，由于西氣東輸某站場用管的技術標準要求較低，在站場用管的運行過程中，由于鋼板的質量問題曾發生了開裂現象。

杜偉、李鶴林等[16]指出，我國大慶和新疆油田的地表管線最低溫度為-34 ℃，早期西氣東輸一線輪南首站的低溫液氣分離器脆性斷裂，造成了嚴重后果。近年來高鋼級管線三通在低溫試壓過程中頻繁出現脆性爆裂，為此，輸送管的低溫脆斷問題需引起高度重視，國家應積極開發低溫環境用高強度鋼管。

直徑為1 422 mm 、輸送壓力12 MPa 的大壁厚天然氣管道已被列入 “第三代大輸量天然氣管道關鍵技術研究” 的科技專項中，難點在于管線鋼壁厚增加的同時要具備足夠的低溫韌性。王曉香[17]指出，俄羅斯敷設的巴甫年科沃—烏恰管道為了確定其的止裂韌性要求，在俄羅斯進行了17 次全尺寸氣體爆破試驗，要求焊管在-40 ℃的夏比沖擊功不小于200 J，-20 ℃的DWTT 剪切面積平均值不小于85%。這些指標無疑是代表了當代超大輸量天然氣低溫管道的最高水平。歐洲鋼管公司、日本和俄羅斯的鋼管廠生產了該管道所用的鋼管。我國制管廠也在試制能夠滿足這種低溫韌性要求的焊管，初步試驗結果表明，要達到這種低溫韌性要求有一定難度。由于該管道系統還要建設多條管道，我國管廠今后還有機會參與，但要在鋼管的低溫韌性方面加大研究力度。王曉香[18]同時指出，由于不斷地優化X80 管線鋼的成分和軋制工藝，許多鋼廠能夠以非常少的合金成分設計，充分發揮控制軋制和加速冷卻工藝技術的優勢，而且X80 鋼輸氣管道的斷裂控制技術比較成熟。因此，在一個相當長的時期內，X80鋼將作為天然氣長輸管道的首選鋼級之一。

張驍勇等[19]指出，隨著管線服役溫度的降低，管線鋼的脆化機理有所不同，由微孔積聚型轉變為穿晶解理型，斷口特征從韌性纖維狀轉變為結晶狀，材料由塑性轉變為脆性。為保證在極寒地區低溫條件下的安全性，管線鋼在韌脆轉變溫度區間必須有足夠的韌性儲備。與此同時，由于天然氣輸送壓力的提升、富氣輸送工藝的實施和高強度管線鋼的應用，必須要求管線鋼管的起裂和止裂韌性達到更高的級別。

我國近幾年來也啟動了X80 鋼級大直徑、厚壁天然氣管線用管的研究工作，一級地區X80鋼級Φ1 422 mm×21.4 mm 螺旋和直縫埋弧焊管以及二級地區X80 鋼級Φ1 219 mm×22 mm 螺旋埋弧焊管的開發已成為熱點。2012年以來，相關科研單位、國內大型鋼鐵企業和制管企業按照《天然氣輸送管道用X80Φ1 422 mm 螺旋縫埋弧焊管技術條件》（以下簡稱 《技術條件》），完成了 X80 鋼級 Φ1 422 mm 壁厚 21.4～30.8 mm 焊管的小批量試制工作。山東勝利鋼管有限公司在2012年就按照 《技術條件》使用首鋼卷板成功試制出了X80 鋼級Φ1 422 mm×21.4 mm 螺旋埋弧焊管。X80M Φ1 422 mm×21.4 mm 螺旋焊管系列沖擊功如圖4所示。由圖4可見，X80 管線鋼的沖擊功隨溫度變化不大，-60 ℃及以上時均維持在 300 J 以上，而焊縫與 HAZ 在-40 ℃時的沖擊功均超過60 J，表明該焊管具備優異的低溫韌性。2014年中石油制定了站場用管低溫韌性標準，要求當最低環境溫度低于-30 ℃時，夏比沖擊試驗溫度取-45 ℃，焊縫和熱影響區的沖擊功單值不小于40 J[20]。湖南勝利湘鋼鋼管有限公司[21]按照此標準成功開發了站場用X80 鋼級Φ1 219 mm×27.5 mm直縫焊管，-40 ℃管體沖擊功在350 J 以上，HAZ 沖擊功均值達到190 J；渤海裝備研究院[22]參照巴甫年科沃—烏恰天然氣管道的技術參數，確定了大直徑大壁厚耐低溫K65 鋼管技術條件，成功開發了 K65 鋼級 Φ1 420 mm×27.7 mm 的直縫埋弧焊管，但-40 ℃ HAZ 沖擊功值不穩定。

圖4 X80M Φ1 422 mm×21.4 mm 螺旋焊管系列沖擊功

除了上述科研試制研究之外，我國近幾年也建設了一些穿越低溫地區的油氣管線。2016年開工的中俄原油二線工程始于漠河縣止于大慶市，途經黑龍江、內蒙古兩省，途經地區最低地溫均低于-40 ℃，采用 X65 鋼級 Φ813 mm×12.5 mm/14.2 mm 焊管，要求埋地鋼管-20 ℃焊縫和熱影響區的沖擊功均值不低于90 J；2016年中俄東線天然氣管道工程開工，從中俄邊境處的黑河市至長嶺末站，管道全長737 km，管徑1 422 mm、設計壓力為 12 MPa、鋼級為X80，設計輸量為380×108m3/a。管道沿線經過我國東北地區，冬季最低氣溫平均為-24～-14 ℃，極端最低溫度為-48.1 ℃。

勝利鋼管公司生產的X80MΦ1 420 mm 不同壁厚低溫焊管的宏觀形貌如圖5所示。湖南勝利湘鋼鋼管有限公司開發X80MΦ1422mm×25.7mm、Φ1422 mm×30.8 mm 規格中俄東線直縫埋弧焊管，-20 ℃沖擊功在200 J 以上。巨龍鋼管有限公司、寶雞石油鋼管有限責任公司等也正在生產中俄東線鋼管。中俄東線等管線的建設表明我國在低溫管線建設方面的技術也已經走在世界前列。

圖5 勝利鋼管公司生產的X80M Φ1 420 mm 不同壁厚低溫焊管的宏觀形貌

5 長距離極地油氣輸送管線的研究方向

5.1 耐低溫大應變厚壁管線鋼的研究

目前國際上先進的鋼廠、制管企業為滿足極地地區及深海環境用管的需求，均開發了相應的低溫管線鋼。日本新日鐵住友金屬公司（NSSMC）[23]是B-U 管線的主要鋼材供應商之一，通過控制有效晶粒尺寸和加速冷卻工藝生產的X80 鋼-40 ℃沖擊功都高于 280 J；NSSMC 還試制了滿足低溫管線要求的X100 鋼級Φ1 219 mm×12.4 mm 直縫焊管1 000 t 。歐洲安賽樂米塔爾鋼鐵集團[24]通過優化的合金化設計和TMCP 技術開發了X80M 24 mm 厚的低溫用管線鋼，韌脆轉變溫度低于-90 ℃；薩爾茨基特集團與歐洲鋼管公司[25]聯合開發了北極用高等級鋼管，并利用SEM 和EBSD 技術研究了X80 管線鋼低溫韌性與工藝參數、顯微組織和織構之間的關系。我國的鋼鐵企業近幾年已經逐步加強了低溫用管線鋼的開發。首秦鋼鐵公司針對中亞C 線站場用27.5 mm 厚 X80 鋼管，通過 TMCP+OCP 工藝，獲得了細顆粒狀貝氏體+M/A 組元的基體組織，-50 ℃沖擊功仍然接近 500 J。劉文月等[26]針對阿拉斯加北坡天然氣管道技術要求，開發了X80雙相管線鋼，具備優良的低溫韌性。為進一步促進低溫管線鋼和鋼管的發展，2017年國家重點研發計劃 “重點基礎材料技術提升與產業化” 重點專項提出了 “開發屈服強度555 MPa，-40 ℃夏比沖擊功≥245 J 的低溫管線鋼，滿足-40 ℃極寒地區服役的技術要求，實現低溫用管線鋼的完全國產化” 的要求。采用現代化微合金化設計與控軋控冷技術生產的大壁厚X80 管線鋼的低溫韌性與韌脆轉變溫度均能滿足極寒溫度的設計要求。

近年來，基于應變設計的高鋼級管線鋼開發取得了巨大進展，設計方法和預測工具也得到持續提升，基于應變設計的大應變直縫焊管已經成功應用。就鋼板開發而言，關鍵是通過控制顯微組織以獲得合適的力學性能。除了化學成分，軋制溫度和冷卻速度對顯微組織的影響非常顯著，冷卻速度的細微變化會顯著影響管線鋼的均勻延伸率、屈強比等力學性能指標。同時，鋼管的冷成型過程 （UOE/JCOE/螺旋成型等）、焊接過程以及防腐工藝中頻加熱影響等均會改變鋼管的力學性能。寶山鋼鐵股份有限公司設計了優化的顯微組織，開發出 X80 鋼級 Φ1 219 mm×25 mm 抗應變鋼管（1.5%設計應變條件），鋼板全延性斷口溫度低于-80 ℃[27]。COLLINS L 等[28]經過系統的研究指出，基于應變設計的螺旋焊管應解決兩個關鍵問題：①環焊縫的韌性，特別是環焊縫的CTOD 性能；②環焊縫和管體縱向之間適當的高強匹配。其研究結果表明，X80 鋼級螺旋焊管能夠滿足應用于北極地區的基于應變設計的苛刻要求。SHINOHARA Y[29]等人通過優化QF 的晶粒尺寸與體積分數，軋制了具備優異伸長率、屈強比與DWTT 性能的抗變形管線鋼，并得出了降低含碳量可有效抑制管線鋼應變時效的結論。

5.2 極寒溫度下螺旋/直縫鋼管的焊接接頭性能

雖然很多鋼廠都成功開發了具備優良低溫韌性的大壁厚X80 管線鋼，但多數標準要求的HAZ“低溫韌性” 在-20 ℃以上的溫度區間，且大多數文獻研究的X80 管線鋼的韌性集中在-20 ℃以上的區間。在-40 ℃及以下的溫度區間，還缺乏對管線鋼焊接接頭與HAZ 韌性的系統研究。

X80 鋼焊接接頭HAZ 微區分布如圖6所示，管線鋼在制管過程中先后經歷內外多絲串列埋弧焊接，受雙道次熱循環的影響，焊接接頭HAZ又可細分為粗晶區 （CGHAZ）、細晶區（FGHAZ）、臨界區 （ICHAZ）及臨界粗晶區（ICCGHAZ）等微區。由于組織類型存在較大差異，各區域的韌性及韌脆轉變溫度也因此不盡相同。HAZ 中韌性較差的區域被稱為局部脆化區（LBZ），在受到沖擊或者在變形過程中脆性裂紋會優先從LBZ 起裂并導致失穩擴展。

圖6 X80 焊接接頭HAZ 微區分布圖

綜合不同研究者關于X80 管線鋼焊接接頭HAZ 在-40 ℃以下的溫度區間的韌性研究，可得出以下結論：①焊接接頭 HAZ （FL+1 mm 或FL+2 mm）與熱模擬 CGHAZ，-40 ℃沖擊功普遍較高。②對-60 ℃ CGHAZ 沖擊功不同研究者之間得出的數據差異較大，且同一研究者得出的數據離散性也較大。③-40 ℃以下的溫度區間，FL 位置是實際焊接接頭韌性最差的區域，熱模擬ICCGHAZ 的韌性極差。隨著溫度的降低，CGHAZ 的韌性下降更為明顯，而ICCGHAZ 則保持緩慢下降，說明CGHAZ 組織對溫度更加敏感。④FGHAZ 等其他微區的韌性鮮有文獻報道。

5.3 極寒溫度下管線鋼管的斷裂韌性控制

天然氣長輸管線在運行過程中，受疲勞的影響，管道 （管體、螺旋縫或環焊縫）中的缺陷可能會發生穩定擴展；當穩定擴展至一定程度時，缺陷將由表面裂紋轉變成穿透缺陷，造成管線泄漏；當穿透裂紋沿鋼管軸向穩態擴展到臨界值時，就會形成失穩擴展，導致鋼管宏觀上發生破裂，這一臨界稱為起裂。管道一旦起裂，裂紋迅速發生失穩擴展，尤其是當服役溫度低于韌脆轉變溫度時，就會立刻產生脆性斷裂；當服役溫度高于韌脆轉變溫度時，會發生延性斷裂。脆性斷裂一旦發生，就會導致天然氣的減壓波速小于管線鋼的脆性開裂速度，管體將無法自身止裂，導致長距離管道破裂，甚至會發生爆炸事故，極大的影響了管線運行安全性[30]。而目前針對極寒地區運行的管線還沒有一種較為系統的預測模型，斷裂控制指標可參考的經驗參數也較少。如何保證極寒溫度下管線的安全運行是建設極地油氣管線必須考慮的難題。

6 結束語

北極等極寒地區蘊藏著巨量的石油天然氣資源亟待開發，而受制于極地特殊天氣和地理環境等條件的影響，建設長距離極地油氣管線還面臨著重重困難，必須解決極寒溫度下大壁厚管線鋼的脆性斷裂、穿越凍土層導致的鋼管大變形等技術難題。我國中俄管線的建設為開發更低溫度下的油氣管線積累了十分寶貴的經驗，目前該管線還在生產，國內鋼管行業的專家應以此為出發點，加大對低溫環境下高鋼級管線鋼焊接接頭的脆化以及管線運行過程中止裂的研究。相信在不遠的將來，在國內就能用上來自北極的石油天然氣。