俄罗斯清管技术标准先进性研究

2014-07-16马伟平刘忠昊廖叶光

石油工业技术监督 2014年3期

关键词：管器清管分离式

马伟平，刘忠昊，董博，廖叶光

1.中国石油管道科技研究中心（河北廊坊 065000）

2.中国石油天然气管道局设计院（河北廊坊 065000）

3.中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部（北京 100101）

4.中国石油西南管道南宁输油气分公司（广西南宁 541899)

中俄原油管道是我国第一条通过永冻土地区的大口径、高压力、长距离原油管道，沿线地质复杂、气候恶劣，深入研究俄罗斯管道标准在高寒冻土区的理念和作法，借鉴俄罗斯管道标准中先进条款和技术指标，对于保障中俄原油管道安全运行具有重要的意义。俄罗斯标准化文件与管道行业密切相关的是指导性文件PД、BH、OP、CO等企业标准，以及OCT、BCH、ПБ和СНиП等部门标准。限于篇幅，本研究从上千项俄罗斯管道标准中重点筛选了管道清管技术标准，力求在一定程度上代表俄罗斯管道清管的技术水平和发展趋势（表1）。

中国管道清管技术标准有3类：国家标准GB 50251-2003《输气管道设计规范》[1]、GB 50253-2006《输油管道设计规范》、GB 50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》；行业标准SY/T 5922-2003《天然气管道运行规范》、SY/T 5536-2004《原油管道运行规程》和SY/T 6695-2007《成品油管道运行规范》；企业标准Q/SY 1059-2009《油气输送管道线路工程施工技术规范》等。

表1 俄罗斯管道清管技术标准

1 清管方式

表1中前3项标准规定管道清管有4种方式：可分离式清管器、不使用可分离式清管器(高速液流冲洗/高速气流吹扫)、拉伸式清管装置和液体置换。直径大于219mm管道应使用可分离式清管器；直径小于219mm管道，当曲率半径小于5倍管径或者清管长度小于1km可不使用可分离式清管器，但采用高速气流吹扫的管段长度不超过5km；拉伸式清管装置是指借助拖动推杆移动清管器以及利用内部或外部定心进行清管；液体置换是指管道试压后通过高速液流排出污染物的方式进行清管。为提高清管质量，减少油-水混合悬浮液体积，还使用凝胶-溶剂式机械分离清管器，溶剂是汽油或二乙烯乙醇（图1）。相对我国管道清管使用清管球(器)，俄罗斯管道清管装置和清管方式更为多样化。

关于清管器允许通过的曲率半径，中国和俄罗斯标准基本相近。GB 50369规定清管器应适用管线弯管的曲率半径；Q/SY 1059规定清管器应可以通过曲率半径5倍的弯管。俄罗斯标准Ⅱ规定当曲率半径小于5倍管径时，可不使用可分离式清管器。

图1 凝胶-溶剂式机械分离清管器示意图

2 清管器运行速度

表1中第1、2、5项标准规定可分离式清管器运行速度不应小于1km/h，不使用可分离式清管器，由液体流动速度保证清管质量，液体流动速度不应小于5km/h。Q/SY 1059规定原油清管器运行速度宜控制在3～6km/h；SY/T 5922规定天然气管道清管器运行速度一般宜控制在3.5～5m/s(12～18km/h)。关于清管器运行速度和管道吹扫速度，中国标准更为严格。

3 清管周期

中国标准针对“清管周期”比较简略，缺乏定量要求，不能完全指导生产实际，主要表现在以下3个方面。

1）SY/T 5922规定输气管道应根据气质组成、管道输送效率和输送压差确定合理的清管周期，当管道输送效率小于0.95时宜进行清管。管道输送效率为实际输气量与设计输气量的比值，由于气源不稳定性、用户调峰和支线分输等原因，该参数不能真正反应管道实际情况，作为清管周期的依据，具有一定片面性和局限性。

2）SY/T 5536规定原油管道首次和不定期清管，应制定清管方案。目前热油管道结蜡预测技术较为成熟[2-4]，由于输量较低、结蜡层的保温作用，管道在较长时间内可能不清管，应综合考虑管道结蜡不均匀性、能耗经济性和低输量运行安全性等因素，进而确定最优结蜡厚度和清管周期[5]。

3）SY/T 6695规定根据管道运行和油品质量检测情况安排成品油管道清管作业。由于杂质过多堵塞过滤器导致成品油管道频繁停输较为常见，但管道内腐蚀机理有待进一步研究，例如微生物腐蚀、管材氧化腐蚀、水溶性和酸性腐蚀等。

表1中第1项标准规定新建管道要求具备连续通信能力时，才可以进行清管作业和压力试验，我国标准缺少此类规定。表1中第6项标准规定应编制输油管道清管年度作业计划，应根据输油管道实际情况和油品物性确定清管周期，但每季度不少于一次。定期清管周期内管道输送能力下降3%及以上时，应进行紧急清管。俄罗斯标准针对“清管周期”既有原则性规定，也有最低要求，具有借鉴意义。

4 管道有效直径计算

根据管道历史运行参数，计算管道有效直径，掌握管道结蜡状况，是确定原油管道是否进行清管的重要依据和有效方法，但国内标准无相关规定。表1中第6项标准规定原油管道流速低于1m/s或者未进行周期性清管。根据管道运行参数，每个月抽取5～10 个时间段，周期 8～24h，周期内输油参数（流量、压力）无较大变化。

每个时间段管道有效直径按下式计算：

式中：D为管段有效直径，m；L为管段长度，m；Q为管段平均体积流量，m3/s；v为原油运动黏度，m2/s；ΔP 为管段压差，m；ΔZ 为管段高程差，m；m 为水力摩阻系数,对于层流，m=1,水力光滑区，m=0.25。

5 清管质量控制措施

针对“清管质量控制措施”，国内标准比较简略，例如GB 50251和GB 50369规定油气管道试压前清管应不少于2次；GB 50369和Q/SY 1059规定清管应分段进行。表1中第2项标准规定清管前应向管道注入其容量10%～15%的水，以便湿润和冲刷污染物，清管必须通过过滤器进行注水，防止泥沙、异物进入管道；表1中第5项标准规定管道分段清管，管段长度不应超过40km。俄罗斯标准具有借鉴意义。

针对“管道清管合格条件”，中国和俄罗斯标准基本相近，GB 50369规定管道清管以开口端不再排出杂物为合格。表1中第2项标准规定可分离式清管器从管道中穿过没有任何损坏时认为清管质量合格；不使用可分离式清管器，由液体流动速度保证清洗质量，当排放管排出液流不含污染物时认为清管质量合格。

6 清管器跟踪

针对“清管器跟踪”，国内标准是非强制性要求，俄罗斯标准是强制性要求，例如SY/T 5922规定清管器宜安装发讯装置，便于跟踪定位；SY/T 5536规定首次进行清管、不定期清管或清管器破损需发送机械清管器推出破损的清管器时，机械清管器应安装跟踪设备，沿线应进行跟踪。表1中第6项标准规定清管器应配备防爆构型的低频传送器，与地面便携式定位仪监测清管器通过管段的情况，检验清管器卡阻的情况。

针对“清管器跟踪监测设置地点”，国内标准较为简略，俄罗斯标准更为细化，具有借鉴意义，例如SY/T 5922规定根据管道全面调查资料和实际情况设置清管器监听点，在中间阀室、支线、穿跨越、高程差较大管道等特殊地点应设监听点，并配备信号接收装置和通过指示仪；SY/T 5536规定清管器发送前，根据管道线路情况，以适宜的距离选择放置接收机的地点，特殊地段应加密跟踪点。表1中第5项标准规定清管器跟踪由配备低频声学测位器的专业承包商负责，专业承包商数量取决于管段长度(2km以内，1 支；2～12km，2 支；12～24km，3 支；24～40km，4支)。用于监测清管器发送信号的检测点应设置在管道轴线上方，间距不超过1km，以下位置应设置监测点：①线路截断阀；②干线管道与等径或支线管道的节点；③干线管道与不小于70%干线管道直径的支线管道的节点；④与水平方向夹角45°的干线管道弯管处。

7 清管安全措施

针对“清管安全措施”，国内标准为原则性规定，例如GB 50369规定管道清管施工前，应编制施工方案，制定安全措施，并充分考虑施工人员及附近公众与设施安全。清管作业应统一指挥，并配备必要的交通工具、通信及医疗救护设备。SY/T 6695规定清管作业应制定相应的清管方案，明确清管作业组织机构、清管器的选用、清管步骤、流程操作、运行控制、事故预案等事宜。表1中第5项标准规定原油管道清管作业危险区域为从管道轴线至两侧25m范围，天然气管道清管作业危险区域为：管道管径100～300mm，从管道轴线至两侧40m范围；管道管径300～800mm，从管道轴线至两侧60m范围；管道管径800～1 400mm，从管道轴线至两侧100m范围，具有借鉴意义。