漠大多年冻土区埋地输油管道周围温度场监测

埋地输油管道的建设和运行势必会破坏多年冻土的稳定性,容易引发冻胀、融沉、崩塌、热融滑坡,从而导致管道弯曲、翘曲等灾害。由于多年冻土对温度具有极敏感性及其破坏的不可逆性,因此,需要对多年冻土区埋地输油管道周围温度场的监测开展研究。以漠大管道为例,选取典型管段,设计了适用于漠大管道周围温度场监测的测温系统。结果表明:管道设置合理的保温措施可有效阻隔输油管道向土壤的放热,减小管道周围土壤的融化范围,缓解管道融沉,为管道冻土灾害综合整治提供决策依据。     

多年冻土区管道投产运行后的融沉风险

寒区某管道穿越多年冻土区域,途经连续冻土、不连续冻土、岛状冻土和冻土沼泽,地质条件复杂,同时管道投产后输油温度远高于设计运行温度,实际敷设情况也与设计有很大不同,极易出现融沉问题。利用多层介质稳定导热方法建立迭代公式求解管道投产运行至今冻土层中的地基融化圈厚度,通过对气温升高、地表融化作用和冻土地温的修正,求出无保温层和有保温层两种情况下管道地基融化圈的融化深度。在此基础上,结合多年冻土地基融化下沉变形和压缩沉降变形分析,计算了管道的融沉变形量,并与管道允许的最大差异性融沉变形量进行对比,明确其融沉风险。根据冻土区的地质特征和实际工程经验,给出了3种管道融沉防治措施。（表7,图2,参7）     

漠大管道及其多年冻土区域地质灾害风险

漠大管道途经我国纬度最高、极端温度达-52.3℃的高寒地带,是我国第1条完全意义上穿越永冻土区域的大口径长输原油管道,所经过的漠河-加格达奇大杨树段共计440km的管道穿越大兴安岭多年冻土区域,包括连续冻土、不连续冻土和岛状冻土。管道沿线地势北高南低,北部地形起伏较大,沿线为大兴安岭低山、丘陵及河谷地貌,南部为松嫩平原,地形平坦开阔,地理环境复杂,极易发生冻胀融沉、崩塌、热融滑坡、水毁冲蚀(坍岸)等地质灾害。分析了漠大管道穿越冻土区域所面临的热融滑坡、冻胀、融沉以及弯曲、翘曲等特有的地质灾害风险,提出了灾害管理和风险应对措施的建议。     

饱和含水冻土区埋地管道水热力耦合数值模拟

通过对饱和含水冻土区埋地管道周围冻土层的温度场、水分场和应变应力场进行数值模拟分析,得出管道穿越冻土区应力、应变不均匀分布和变化的一般规律。由于管道的散热作用,周围冻土层的结构、成分遭到破坏,土壤孔隙水减少,蓄热量低于融土,同时伴随水分的传热和传质作用而带走热量使土壤更加干燥。这些变化影响土壤变形及应力状态:管道上方土壤应变、应力变化剧烈;管道周围应变渐增,应力不断减小,易产生融沉;管道下方非融冻土应变小于上方融土、呈层状递减,土壤被加固,应力不断增大。     

冻土地区勘察在管道设计工作中的重要性

分析了冻土及地基土冻胀和融沉对管道的影响,阐述了在冻土地区管道勘察的重要性,介绍了冻土地区管道勘察的步骤和方法.指出冻土地区管道勘察与常规管道勘察的区别在于试验量大、精度要求高,需要评判和确定的各项因素指标多,勘察周期长且勘察的时间和方式有特殊限定,建议4～5月和10～11月是分别勘察冻结深度和融化深度最大值的最佳时间.     

冻土地区管道建设面临的工程技术难题

介绍了国内外冻土地区管道工程技术现状，针对冻土地区管道沿线和周围（岩）土的冻胀和融沉问题，提出了相应的对策。以格拉输油管道为例，探讨了冻土地区管道工程可选择的敷设方式、油气管道的电保护技术、气候和环境变化对管道的影响以及沿线环境管理等方面的问题。     

漠大管道在沿线多年冻土区的位移监测

针对漠大管道在沿线多年冻土区面临的冻胀融沉灾害,提出了基于全站仪测量的管道位移监测技术。详细介绍了管道位移监测原理,设计了基准桩和标志桩结构,采取了3项措施保证基准桩的稳定。在漠大管道漠河首站-加格达奇泵站区间,选取了9个高风险区,安装了62套管道位移监测装置。2010年11月9日管道投产前采集了初始数据,2010年12月-2011年6月完成了5次数据采集,对监测数据进行分析发现:监测段管道未受到冻胀灾害的影响,部分监测段管道受到融沉灾害的影响。验证了该技术的可行性和有效性。     

多年冻土区管道地基土冻融影响因素的敏感性

多年冻土区运营的油气管道的地基土冻胀融沉容易引起管道的屈曲变形,严重影响管道的安全稳定。以大兴安岭多年冻土区中俄原油管道沿线4种典型的管道地基土为研究对象,通过冻胀、融沉试验分析了各种土样的融沉系数、冻胀率与其影响因素之间的关系,采用灰色关联度法对融沉系数、冻胀率影响因素的敏感性进行了分析。结果表明:试验土样的融沉系数和冻胀率受含水率、干密度等因素影响较大,超塑含水率、含泥量及烧失量对粉土、砂土及泥炭化土亦有显著影响。通过灰色关联度分析可知,含水率虽是冻胀、融沉的最主要影响因素,但并非绝对,对于有的土质其含泥量与超塑含水率起主要作用,设计施工时需要高度重视。研究结果可为多年冻土区埋地管道的设计、施工、运营维护以及冻害防治提供科学依据与理论参考。(图10,表7,参23)     

中俄原油管道沿线冻土区地基土的导热性及冻害防治

中俄原油管道穿越多年冻土带,由于管沟土的导热性差异,导致管道沿线冻土融沉变形问题严重.选取中俄原油管道沿线砾砂、粉土、粉质黏土、黏土及泥炭质土5种典型地基土进行导热系数测试,以掌握导热系数随影响因素的变化规律.测定5种地基土的导热系数,分析导热系数与含水率、干密度之间的关系,并建立回归方程;根据不同土质条件,分析导热系...     

融沉位移作用下X65管道的应变响应

冻胀融沉引起的土壤位移会对埋地管道的结构安全造成重大威胁。基于非线性有限元程序ABAQUS，采用INP编程语言建立融沉位移作用下管道应力应变响应的参数化数值求解模型，并试验验证了模型的准确性。通过影响因素分析，探究了管道的应变分布特性。结果表明：对于穿越多冰冻土区的X65管道，在融沉区宽度较小的情况下，管道内最大轴向应变位于融沉区中心，管道拉应变大于压应变，整体受拉；当融沉宽度大于60 m时，管道随地表一同融沉，管道最大应变体现为弯曲应变，最大应变位于融沉区边缘，融沉区宽度增加不会对管道应变产生明显影响。因此，在冻土融沉区地灾监测中应重点识别融沉区范围，对于小范围融沉，需要对融沉区中心和边缘应变状态加以监控；对于60 m以上融沉区，则需要对融沉区边缘加以监控。（图9，参23）     

漠大原油管道SCADA通讯中断原因及应对措施

漠大原油管道SCADA控制系统通讯中断频繁,严重威胁管道的安全运行。基于漠大原油管道通讯中断数据,统计分析了通讯中断时长、通讯中断类型的比例分布特性,结果表明,时长2～12 h的通讯中断频次最高,占总中断次数的44.3%。探讨了漠大原油管道通讯中断原因,其中天气因素与设备故障是导致通讯中断的主要因素,共导致了74.4%的通讯中断时长。为了降低通讯中断频次,结合漠大原油管道的运营现状,提出了4项管理措施：加强天气监控及现场作业管理,做好应急预案;完善管道保护程序;积极开展维护修复工作;加快推进加格达奇以南光缆割接与测试工作。     

漠大管道安全运行经验总结与思考

中俄漠大管道是我国第一条穿越多年冻土区域的大口径长距离输油管道,因地理位置特殊,运营条件恶劣,维修维护困难,而受到前所未有的关注。概述了该跨国管道的基本情况,对其建设运行以来遇到的各类风险进行了详细分析,介绍了面对这些风险的解决方案和成功经验,总结了运行以来取得的各类成果,如针对性地采取缺陷修复、冻土灾害治理、低温维抢修设备改造等一系列预控措施。基于问题分析和经验总结,提出了高寒冻土区管道设计、建设过程中的优化建议,从而为我国高寒地区管道设计、施工管理和技术发展提供参考。     

同沟敷设中成品油管道对原油管道顺序输送的热力影响

成品油管道和原油管道间的传热对原油管道运行的影响是西部原油、成品油管道建设的关键技术问题之一。对西部管道正常运行时冷成品油管道对顺序输送的原油管道的热力影响进行了研究,结果表明,西部管道正常运行时,成品油管道对原油管道顺序输送的热力影响较小。     

热油管道投产临时输水设施及预热介质用量

以长庆油田一呼和浩特石化原油管道工程（长呼原油管道）投产为例,描述了热油管道投产临时输水设施的设置方法,给出了临时输水管道管径的计算方法。基于长呼原油管道投产期间的相关工艺、设备参数及生产运行储备库储罐储存的投产用水量,计算得出临时输水管道在不同管径下给油泵入口相关工艺参数,进而确定最佳管径。影响预热介质用量的主要因素包括场站间距和进站温度场要求,由此确定了冲水段长度和预热介质用量。相关经验可为热油管道投产提供借鉴。（表3,图4,参6）     

漠大原油管道进出站阀门互锁的实现方法

为消除原油管道收发球过程中人为操作下误操作的可能性,介绍了一种新的阀门互锁方法,与以往使用电气设备进行互锁不同的是,该方法不需添加任何硬件,大大节约了成本,并减少了电气互锁流程操作的复杂性。其主要利用漠大原油管道站场目前使用的利密托克电动执行机构中的ESD功能,并采用PLC软件系统与执行机构硬件功能相结合的方式,启用执行机构的ESD功能,并设置ESD优先级别高于就地级别,进行现场线路连接,完成PLC程序的编制,使旁路阀门和主管道阀门只能按照工艺要求的操作流程操作,否则阀门命令无法执行,从而实现阀门在就地状态下的互锁,防止因操作人员的误操作带来的运行风险。     

埋地管道防腐层大修对管道运行的热力影响

针对东北管网防腐层大修导致土壤温度场发生改变进而影响管道安全运行的问题,对埋地管道的土壤热力条件进行了分析,给出了铁秦线两座泵站的热力对比实例.为消除管道防腐层大修因土壤热力条件恶化对管道运行造成的不利影响,制定了改善管道热力环境的措施,提出了管道防腐层大修工作的建议.     

铁秦管道停输再启动过程模拟

在给出停输过程的热力模型及启动过程的热力，水力模型的基础上，对铁秦输油管道夏季各站间停输温降过程进行了模拟，并模拟分析了葫芦岛－绥中段在四种工况下的再启动过程，通过对四种工况下的再启动过程的模拟结构分析，探讨了铁秦输油管道降温输送的可行性。     

结蜡厚度与土壤总传热系数相关性影响研究

针对铁大线低输量运行开展了管道结蜡的预测及与土壤总传热系数相关性影响研究,给出了铁大线低输量运行条件下的经济结蜡厚度以及结蜡厚度与土壤总传热系数的相关式,确定了各站间的总传热系数和管道的安全最低输量,提高了管道在综合处理工艺条件下的热力校核的准确性,为铁大线低输量运行热力系统改造节约了费用.     

海四联外输管道停输与不预热投产过程的研究

通过对海四联外输原油流变性的研究,建立了热油管道停输与不预热投产过程的数学模型,模拟计算了海四联外输管道停输与不预热投产过程,给出了管外土壤与管内油品的温度分布、管内压力的变化及流量的恢复过程.在模拟计算的基础上,实现了管道前半段动火停输、新建管段不预热直接投油,全线启动投产一次成功.现场实测数据与模拟计算结果基本一致.