小口径原油长输管线动火连头作业施工工艺

大庆油田储运销售分公司

小口径原油长输管线动火连头作业施工工艺

徐立君

大庆油田储运销售分公司

长距离原油输送管线在动火作业过程中受多种因素影响。以苏—嵯长输管线新建返输流程施工作业为例，探讨管线动火连头过程中不采用封堵作业的施工方法，对于现阶段国内外小口径原油长输管线的动火连头施工工艺有一定借鉴意义。通过施工案例可以得出结论：小口径原油长输管线在动火作业前，应充分考虑地形地貌、气候条件及油品物性等多种因素对施工作业的影响；施工作业前应制定详细的施工作业方案，保证人力、物力、设备设施等提前就位；必要的风险识别，能够预防突发事件的发生，及时采取应对措施。

长输管线；封堵作业；动火连头；施工

小口径长距离输送原油管线在动火作业过程中受地形地貌、气候条件、油品物性等多种因素影响，如何合理地利用现有条件不采用封堵措施，安全地完成施工作业，同时达到成本优化的目的，是石油工作者需要长期探讨的一个课题。本文以苏—嵯管线新建返输流程为例，利用管线的自然高程差，合理判断并排出施工区域涉及的管段存油，对于现阶段国内外小口径原油长输管线的动火连头施工工艺有一定借鉴意义。

1 基本概况

苏—嵯长输管线位于内蒙古呼伦贝尔草原，起点为苏一联合站，末点为嵯岗转油站，管径为Ø219×12mm，全长88.9km。输送介质为原油，密度832.5kg/m3(20℃)，原油凝点26℃。采用加热输送的运行方式。管线设计压力6.3MPa，管径为Ø219.1×5.6mm，设计输量为100×104t/a。沿线设置线路截断阀室2座，中间热泵站1座。为保证苏—嵯长输管线的正常运行，在原有工艺基础上新建返输流程。其中，苏一首站涉及的连头位置为9处，动火点位17处；中间站涉及的连头位置为4处，动火点位12处；嵯岗末站涉及的连头位置为4处，动火点位6处。全线共计停输7次。

2 施工工艺

2.1 前期准备

（1）考虑到施工过程中输油管线需停输，为降低管线凝管风险，施工时间选择在呼伦贝尔地区地温较高的9月份。

（2）苏—嵯输油管线全长88.99km，海拔高度差距较大，应提前制定管线沿途高程图。

（3）现场勘查，制定施工方案，部署各单位（部门）工作职责，提前做好施工所需物资材料、设备设施、人力资源等准备工作。

（4）提前告知上游单位具体的施工时间，做好准备工作。

2.2 施工作业

以苏一首站返输进站管线与原站内工艺管线碰头为例。

2.2.1 具体准备工作

（1）在施工管段处开挖作业坑（2m×2m×3.3m），深度为管底以下2m；作业坑边开挖排污坑；提前将DN80PN64法兰短接焊接至预定管线上，下端安装DN80闸阀。

（2）提前将预定放油管线开孔完毕。

（3）苏一首站停输前，降低首站储罐的液位（7m），保证在施工作业期间能正常接收苏一原油稳定站来油。

2.2.2 施工过程

（1）苏一首站调度接到调度令后，安排全线停输，关闭外输阀门和高压泄压进口阀门，关闭4#阀室截断阀。

（2）将罗茨泵、放油阀及收油罐车利用软管进行连接，打开放油阀及罗茨泵，将苏一首站至4#阀室输油管线中原油抽至油罐车内。

（3）现场人员监视进油罐车软管油流情况，待无油流出后，拆卸罗茨泵进口管线，打开放空阀进气，排净管线内余油，将排污坑内污油回收至油罐车。

（4）待放油阀无油流出后，利用手动割刀对碰头管段进行切割作业，完毕后将废弃管段移至厂区外非作业区。

（5）将原工艺管线碰头部位残油擦拭干净后，按要求在指定位置打防火墙。

（6）依次进行新老管线的对口、焊接作业，期间持续通过可燃气体报警器检测，确认管线施工符合动火条件。

（7）焊接作业完毕后，将DN80放油阀拆除并加装盲法兰。

（8）在施工焊接过程中，管线进气阀和排油阀处于常开状态。

2.2.3 恢复投产

施工作业完毕后，恢复投产前，嵯岗转油站调度与上级调度联系，得到恢复投产命令后，导通正常外输流程恢复生产。

2.3 放油情况

放油管段为苏一首站至4#阀室Ø219mm外输管线；进气方式为站内外输管线排空阀；排油方式为外输管线低端开孔放油。

图1 管段的自然高程

根据连通器原理及图1可以看出，苏一首站至4#截断阀室间海拔高于苏一首站作业点，且存在油流回落的区域为：0～0.37km、10.40～10.80km、12.50～12.70km，共计长度为969m。

根据体积计算公式进行计算，最终得出管线回落油量为32.3m3，管段放油量统计见表1。

表1 管段放油量统计

2.4 风险识别

（1）4#阀室截断阀关闭不严，导致原油持续流出。应急措施：关闭首站外输阀前端阀门或关闭中间站进站阀门，同时紧急调派原油罐车进行收油；如原油排放超过4h仍有原油流出，应停止施工作业，立即组织恢复投产，组织人员分析原因，重新制定施工方案。

（2）在施工作业期间，外输管线长时间停运，管线内原油温度降低。预防措施：在恢复投产后采取出站原油高温度、大排量的方式运行。

（3）在施工作业期间，由于管线内温度发生变化，可能造成已砌筑防火墙存在间隙，管线内存在可燃气体，焊接过程中出现闪爆事故。预防措施：在施工过程中，管线的进气阀和排油阀处于常开状态，施工完毕后关闭。

3 结论

通过苏—嵯输油管线动火连头施工案例可以看出：

（1）小口径原油长输管线在动火作业前，应充分考虑地形地貌、气候条件及油品物性等多种因素对施工作业的影响。

（2）施工作业前应制定详细的施工作业方案，保证人力、物力、设备设施等提前就位。

（3）有效利用管线高程图，合理判断管线出油量、剩余存油量，能够避免不必要的封堵作业，达到节省投资、安全施工的目的。

（4）必要的风险识别，能够预防突发事件的发生，及时采取应对措施。

（5）小口径原油长输管线停输动火作业前，如何采取高效的方式排净作业区域的原油，最短的时间内达到动火条件，在施工全过程中至关重要。

（栏目主持焦晓梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.6.024