天然气管道通球扫线和氮气置换难点及对策

马国武，马 军，龙志宏，刘 凯，张传隆

中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司，河北唐山 063200

天然气管道通球扫线和氮气置换难点及对策

马国武，马 军，龙志宏，刘 凯，张传隆

中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司，河北唐山 063200

天然气长输管道清管、干燥、氮气置换是管道施工的重要工序，也是投产运行管道降低积液带来的腐蚀风险的重要措施。由于天然气具有易燃易爆等特点，因此对天然气管道系统进行通球扫线比较危险。结合某外输天然气管道通球扫线工程，介绍了通球扫线作业的难点、清管器到达和通过监测点的判断方法、运行异常的情况及处理措施、积液的回收、管道注氮的注意事项等。实践表明，长距离湿气管道采用清管扫线方式清理积液效果较好，可为今后类似项目的施工提供参考。

管道；通球扫线；置换；积液回收；注氮

南堡NP2-3LP外输天然气管道于2008年8月开工，11月投产，全长23 km，管道规格D325 mm ×7 mm，弯头规格D325 mm×8 mm、曲率半径R=6 DN。该管道起于南堡油田5号人工岛，终于南堡油田1号人工岛先导试验站，是5号人工岛外输天然气的唯一管道。该管道在施工过程中残留下来的污物（水、土、砂、石块、焊渣等杂物）和管道投产运行中积存的凝析液及腐蚀产物，降低了气质和输气能力，堵塞了仪表，降低了计量精度，加剧了管道内壁腐蚀。为保证整条管道的平稳正常运行，需进行清管器清管作业。

1 施工面临的难点和风险

（1）NP2-3LP外输天然气中含硫化氢气体（检测报告显示含量为66 mg/m3），天然气外排过程中容易引起人员中毒，特别是沿线2个阀室内的监测过程，由于检测位置处于低洼（高差约3 m）和受限的空间（密闭）内，极易造成有毒气体聚集超标，引起中毒乃至伤亡的风险极大。

（2）管道内天然气和轻质油残液具有易燃易爆性质，且处在较长、密封环境中，通球过程中速度掌握不好易使铁屑、碎石等管道内杂物在清管球推动下与管道摩擦产生火花，从而造成闪爆。这是该项工程施工过程中应引起高度重视的问题，也是需要控制的关键难点。

（3）经前期现场勘查，该条管道安装了清管阀，但由于管道内积液较多，且末端清管阀处无排污管道和排液计量系统，不能满足接收清管器要求，如何改造现有流程使其能安全接收清管器以及建立满足通球、排液的回收和现场计量系统是研究的重点内容之一。

（4）该管道有21处弯头，沿线定向钻穿越道路和河流共计4处，高差偏高（最大标高差15 m），且输送气体为湿气，管道内轻质油等积液较多，清管器前进阻力较大；因管道变形、清管段焊口内侧太粗糙、输气管道球阀未打开完全，可造成管内卡球、堵球，所以必须选择耐磨、密封性好，易通过弯头、阀门等障碍物的清管器；同时通球顺序、卡球时的应急预案、应急物资和人员、设备等需提前确定并准备完善。

（5）由于管道较长，沿线测试点较少，为了保证通球后天然气再次投产安全，通球后需要再次进行氮气置换，因此如何在较短的时间内检测并充够合格的氮气，如何快速、准确地测量出氮气的浓度，并判断合格与否是缩短施工时间的关键之一。

2 采取的措施和应急准备

（1）针对天然气内含有硫化氢气体，为避免造成人员伤亡，施工前编制《硫化氢中毒应急预案》，对施工相关人员进行专项集中培训和考核，并在管道的始末端和阀室等危险位置进行了现场应急演练；每一个施工现场均需配备正压式呼吸器、H2S检测仪、可燃气体检测仪、急救药品等应急物资。

（2）为防止管道内碎石与管道打出火花，遇轻质油后发生着火、爆炸。首先进行氮气置换，氮气体积分数要求在99.9%以上，氮气注入量约1 746 m3（按照管道长23 km，管径D325 mm×7 mm的容积计算，实际用量为理论用量的1.5～2倍），从而保持清管器在惰性气体环境下运行；其次是防止塞球或运行过程中进入空气。另外控制通球速度和末端排液速度，清管球的运行速度宜控制在3.5～5 m/s[1]。

（3）针对原有末端清管阀不能满足接收清管器的问题，对收球端清管阀进行改造，见图1。将球阀1、球阀3关闭，进行放压，待无压力后，在清管阀与球阀1之间的管段上安装DN100应急放空管道，并且安装DN100闸阀5一个。

图1 清管阀改造流程

为解决通球过程中积液排放无法计量问题，同时为防止管道内油气外排污染环境，根据日常天然气生产数据，增加排液资源回收和氮气放空装置，施工时增加1套油气分离回收流程，并安装了应急的临时火炬放空，流程如图2所示。施工时由井下作业公司按照作业区指定地点吊运分离器至现场安装并做好生产分离器接地保护，在收球筒外输管道安装1个钢法兰闸阀，以便控制油气进分离器的压力。

图2 收球端排污计量流程

（4）清管器的分类及特性见表1[2]。根据常用清管器性能对比和现场实际情况，综合考虑安全、效益因素，确定采用直板皮碗组合式清管器（表1序号3）进行清管作业，清管器上安装有1个支撑皮碗、2个密封皮碗及骨架。

表1 清管器的分类及特性

（5）采用清管器进行清管作业时，可能出现异常情况，通过分析，总结了清管器通过监测点与到达的判断方法（见表2）、运行异常情况及处理措施[3-5]（见表3）。

表2 清管器通过监测点和到达的判定方法

表3 通球过程中清管球运行异常情况及处理措施

（6）从工艺流程、设备倒运难易情况和经济等方面进行考虑，尽可能减少注氮点数量和位置变更，氮气置换方案的对比见表4。通过表4的对比，本工程氮气置换方案采用不加隔离器清管方案，即“气推气”方式。注氮置换时必须使用可燃气体检测仪随时检测氮气及天然气浓度，禁止在超过爆炸下限10%的条件下作业；氮气置换检测达到合格标准（可燃气体不报警、氧气的体积分数≤2%为合格）。

表4 氮气置换方案选择

（7）注氮参数确定。注氮量的确定：为了避免出现氮气不足或浪费，施工前应确定氮气使用量，1 t液氮转化为1个标准大气压（101.325 kPa）、5℃状态下的气体体积为700 m3。按照注氮管道容积计算注氮量，实际用量为理论用量的1.5～2倍。

温度及压力的确定：液氮在进行气化过程中会吸收大量的热量，一般情况下管道内温能达到0℃以下，为防低温损伤管道，施工时通过锅炉车对气化装置进行热水加热，确保温度控制在5～15℃之间，保证施工的需要。注氮压力不宜过高，太高容易导致氮气和空气混合气体到达阀室和场站的时间出现偏差，置换完毕后保持氮气一定压力，一般为0.2 MPa以下[6-13]。

3 结论

本次天然气管道通球扫线施工中，通过工艺流程改造、加装积液回收装置、氮气置换等技术措施，保证了施工作业的安全，切实达到了消除管道内轻烃、沉积物的目的，从实际效果来看，提高了气质和输气能力，降低了管道内壁腐蚀速度。通过工程实践，得出以下几点结论和建议：

（1）此次通球扫线造成卡球是由于通球前未检查清管阀的开启状态，清管阀门开启处于不完全状态所致。因此通球前必须认真检查首末端清管阀开启状态，清管器通过的全线阀门须全开，避免造成卡球现象；清管阀因其内部构造的局限性和管道监测需要，已不适用于长距离管道上使用，现阶段已将清管阀替换为适用于管道内检测要求的收发球筒。

（2）管道运行压力保持在0.5～0.6 MPa，收球处压力保持在0.13～0.18 MPa之间；当清管器受阻时，可逐步提高压力，但不能超过0.8 MPa。

（3）收球端放空管道保持畅通和保证排放量满足清管要求，避免出现憋压造成清管器停滞。

（4）皮碗清管球过盈量一般为5%，施工前清管球要留出备用量，以提高施工的可靠性。跟踪仪对运动中的清管器检测不太准确，施工中需要结合进气量和进出口压力变化判断清管器的位置。

（5）氮气置换过程中气源主要通过主线输送，在进行支线氮气置换时，需将主线路截断阀门关闭，待支线检测合格后再进行主线路氮气置换，以保证每条线路氮气置换均检测合格。

（6）注氮施工最重要的是要控制氮气出口的温度，施工一定要严格按照审批后的施工方案进行，安装温度计和红外线测温仪，控制出口的温度在规范允许范围内，杜绝温度过低的氮气进入管道。

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我国可燃冰开采技术达国际先进水平全球储量远超石油

我国可燃冰开采技术获得突破性进展。据新华社近日消息，经10余年技术攻关，吉林大学科研团队研发出陆域天然气水合物冷钻热采关键技术，填补了国内该领域空白，总体达到国际先进水平。此外，该技术还获得了2016年国家技术发明奖二等奖。

可燃冰分布于深海沉积物或陆域永久冻土中，是由天然气与水在高压低温条件下形成的类冰状结晶物质，燃烧后仅会生成少量的二氧化碳和水，污染比煤、石油、天然气小很多，但能量高出十倍。此外，可燃冰储量巨大，所含有机碳资源总量相当于全球已知煤、石油和天然气总量的两倍，被国际公认为石油、天然气的接替能源。

吉林大学从2004年开始开展陆域可燃冰钻采项目研发，攻克了高海拔和严寒地区施工等多项技术难题，成功研发了国内外首创的具有自主知识产权的可燃冰冷钻热采关键技术。

（本刊摘录）

Difficulties and countermeasures of natural gas pipeline pigging and nitrogen replacement

MAGuowu，MAJun，LONG Zhihong，LIU Kai，ZHANG Chuanlong

Petro China Jidong Oilfield Company，Tangshan 063200，China

Pigging，drying and nitrogen replacement of long distance natural gas pipeline are the important working procedures in pipeline construction，also the important measures to reduce the corrosion risk due to liquid accumulation in the pipeline being put into operation.Because naturalgas is flammable and explosive，the pigging operation is dangerous to natural gas pipeline system.Combined with a natural gas pipeline pigging project，this paper introduces the difficult key matters of pigging operation，judgment method as pigging arriving and passing the monitoring point，abnormal operation cases and treatment measures，recovery of accumulated liquid，nitrogen injection matters needing attention.The practice shows that cleaning the accumulated liquid in the long distance wet gas pipeline with pigging technique achieves good results.

pipeline；pigging；replacement；recovery of accumulated liquid；nitrogen injection

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.01.015

马国武（1982-），男，河北廊坊人，工程师，2010年毕业于西南石油大学石油工程专业，现主要从事油田地面工程建设工作。Email：565866608@qq.com

2016-07-29；

2016-11-25