國內(nèi)外油氣管道清管技術(shù)現(xiàn)狀

代曉東，劉江波，黨 麗，石玉輝

1.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院，山東東營 257061

2.中國石油工程建設(shè)公司，北京 100120

3.中國石油吐哈油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆鄯善 838202

4.中國石油華北油田公司第四采油廠，河北廊坊 065001

國內(nèi)外油氣管道清管技術(shù)現(xiàn)狀

代曉東1，劉江波2，黨 麗3，石玉輝4

1.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院，山東東營 257061

2.中國石油工程建設(shè)公司，北京 100120

3.中國石油吐哈油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆鄯善 838202

4.中國石油華北油田公司第四采油廠，河北廊坊 065001

清管是新建管道投產(chǎn)和管道運行中的重要工作。國內(nèi)管道清管存在清管效果不理想，未制訂專門、統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范等問題。分別從清管器類型、清管器選型原則、清管質(zhì)量控制、清管周期、清管器速度控制和預(yù)測、清管器跟蹤定位、清管器卡阻以及清管作業(yè)安全區(qū)域等方面，闡述了國內(nèi)外管道清管技術(shù)新進(jìn)展，特別指出應(yīng)用凝膠-機械式清管器，研發(fā)適用于長距離站間距的高可靠性清管器，基于旁通閥調(diào)速機理的清管器實施控制技術(shù)等。還介紹了俄羅斯管道清管標(biāo)準(zhǔn)的先進(jìn)性，包括新建管道清管質(zhì)量控制措施，在役原油管道基于輸送能力下降到一定程度時的緊急清管方法，聘用專業(yè)化清管器跟蹤定位服務(wù)商，以及劃定清管作業(yè)安全區(qū)域等。借鑒國外清管技術(shù)的先進(jìn)性，對于提高我國管道清管技術(shù)水平以及制訂清管標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范具有重要意義。

管道；清管技術(shù)；清管器；選型；調(diào)速；監(jiān)測；卡堵

清管是管道投產(chǎn)前或運行中的一項重要工作，對于保證管道安全、降低管道能耗具有重要意義。目前國內(nèi)清管存在效果不夠理想的問題，特別是對于大落差管道，清管器跟蹤預(yù)測精度低且清管器卡阻時有發(fā)生[1]。另外，國內(nèi)未制訂統(tǒng)一的清管標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5922-2012《天然氣管道運行規(guī)范》和SY/T 5536-2004《原油管道運行規(guī)程》側(cè)重于制訂清管方案、清管器發(fā)送/接收操作程序和清管安全措施，對管道清管技術(shù)要求闡述得較少，不能完全指導(dǎo)管道清管作業(yè)。

本文介紹了國內(nèi)外管道清管技術(shù)進(jìn)展和發(fā)展趨勢，以及俄羅斯管道清管標(biāo)準(zhǔn)的先進(jìn)經(jīng)驗和推薦做法。借鑒國外先進(jìn)的清管技術(shù)，對于提高我國管道清管技術(shù)水平以及制訂清管標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范具有重要意義。

1 清管器類型

國內(nèi)外管道廣泛應(yīng)用的清管器有清管球、聚氨酯泡沫清管器、機械清管器、測徑清管器、智能清管器（漏磁檢測清管器）、凝膠清管器，以及用于減少順序輸送混油的隔離型清管器。

1.1 清管球

清管球由橡膠制成，中空，壁厚為管徑的10%，通過清管球上注水排氣孔的單向閥控制注水量，進(jìn)而控制清管球過盈量。清管球主要用于清除管內(nèi)積液或分隔介質(zhì)，清除塊狀物能力較差。

1.2 聚氨酯泡沫清管器

聚氨酯泡沫清管器具有較高的彈性、韌性和耐磨性，過盈量為管徑的5%～10%，變形量大于50%。通過能力強，即使發(fā)生卡堵也能依靠其高變形性克服，或提高壓力使其破裂自行解堵。泡沫清管器適用于清掃內(nèi)壁帶涂層的管道；缺點是一次性使用，運行距離短，清除雜物能力一般。

1.3 機械清管器

機械清管器不僅能清除管內(nèi)積液，還能清除固體雜質(zhì)，可根據(jù)需要安裝鋼刷和刮板等增強清管效果。機械清管器使用壽命長，運行距離一般可達(dá)800～1 000 km，可安裝跟蹤設(shè)備、測徑板、磁鐵等；缺點是通過性稍差，不適用于多彎頭、閥門和有較大變形的管道。國內(nèi)管道常用的機械清管器主要是碟型皮碗清管器和雙向直板清管器。

1.3.1 碟型皮碗清管器

碟型皮碗過盈量一般為管徑的3%～5%，通過能力優(yōu)于雙向直板清管器，碟型皮碗清管器主要用于清除管道內(nèi)積液、粉塵等污物。

1.3.2 雙向直板清管器

雙向直板清管器清除能力優(yōu)于碟型皮碗清管器，特別是能有效清除管道內(nèi)懸浮污物；可以雙向運動，在管道投產(chǎn)或長期運行不清管情況下，如發(fā)生堵塞可反吹解堵。相比碟型皮碗清管器，其磨損更快、運行距離較短，短距離管段內(nèi)有較好清管效率。

1.4 測徑清管器

測徑清管器直徑約為管徑的60%，皮碗柔性好，可通過縮孔15%的孔洞。測徑清管器測量管道橢圓度、凹凸不平度和焊縫焊透性，可提供管道狀況原始基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

1.5 智能清管器

智能清管器包括漏磁檢測MFL、超聲導(dǎo)波UT、電磁檢測EMAT等類型，長度是普通清管器的4～5倍，可采集管道信息包括：

管道幾何變形測量，包括管道凹痕、起皺、橢圓度、彎曲半徑等；管道金屬損失、蠟沉積以及腐蝕程度；管道裂紋缺陷位置、面積和嚴(yán)重程度。

1.6 凝膠清管器

凝膠清管器在俄羅斯和北美管道公司有應(yīng)用[2-3]，可用于管道沉積物清除、順序輸送兩種油品隔離、管道投產(chǎn)油（氣）水隔離等，優(yōu)點是適用于各種直徑管道，在較長運行距離內(nèi)具有良好密封性和彈性變形，可攜帶大量碎屑而不堵塞管道。

關(guān)于凝膠清管器技術(shù)參數(shù)文獻(xiàn)較少涉及，俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)PД153-39.4p-118-2002《現(xiàn)役干線石油管道線路壓力試驗規(guī)程》推薦使用凝膠（溶劑）-機械隔離式清管器，溶劑是汽油和二乙烯乙醇混合液，凝膠塞長度取決于清管管段長度和管內(nèi)徑，在該標(biāo)準(zhǔn)附錄H中有計算方法。該標(biāo)準(zhǔn)還規(guī)定了凝膠制作工藝和注入管道方法等。

2 清管器選型原則

清管器選型是一個多目標(biāo)（安全、有效、經(jīng)濟）、多因素（清管目標(biāo)、管道系統(tǒng)特性、介質(zhì)屬性、清管器性能）的決策問題，主要由清管器的機械強度、耐磨性、吸附性與管道中輸送介質(zhì)的反應(yīng)性以及通過能力等決定。隨著油氣管道向大口徑、高壓力方向發(fā)展，需要耐高壓、耐磨損、穩(wěn)定運行、自解堵、適合于不同管徑、功能多樣化的清管器[4]。特別是適應(yīng)長距離站間距清管要求，俄羅斯標(biāo)準(zhǔn) PД-16.01-74.20.00-KTH-058-1-2005《東西伯利亞-太平洋干線輸油管道設(shè)計與施工專用標(biāo)準(zhǔn)》規(guī)定干線輸油管道的清管站距離不超過280 km。以中亞天然氣管道為例，管道全長1 833 km，管徑1 067 mm，設(shè)計壓力9.81 MPa，設(shè)計輸量300億m3/a，清管站間距分別為201 km和250 km。

3 清管質(zhì)量控制

國內(nèi)管道清管存在的主要問題是清管效果不夠理想，特別是對于大落差管道。針對清管質(zhì)量控制，國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)比較簡略，例如GB 50251-2003《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范》規(guī)定新建管道壓力試驗前應(yīng)至少進(jìn)行2次清管；GB 50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規(guī)范》規(guī)定，管道清管作業(yè)以管道末端不排出雜質(zhì)為驗收合格。

俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)在新建管道清管質(zhì)量控制方面具有相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)，如俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)OP-16.01-60.30.00-KTH -2004《石油管道建筑安裝工程竣工后清管以及強度、密封性試驗》規(guī)定：新建管道清管在管道發(fā)送第一個清管器前，應(yīng)向管道內(nèi)充入0.1%～0.15%管段體積的水，以便濕潤和沖刷污染物，必須通過過濾器進(jìn)行注水，防止泥沙、異物進(jìn)入管道；要求管道分段清管，管段長度不應(yīng)超過40 km；清管器到達(dá)收球筒無損壞，且推出的液流中不含泥土、沙子等雜質(zhì)，才視為清管質(zhì)量合格。

4 管道清管周期

4.1 原油管道

行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5536-2004《原油管道運行規(guī)程》規(guī)定管道輸送效率低于95%時進(jìn)行清管。輸送效率是管道實際輸量與計算輸量的比值，根據(jù)輸送效率決定是否進(jìn)行清管具有一定局限性。國內(nèi)原油管道由于油源調(diào)整、煉廠選址等原因，存在低輸量運行的情形，例如任京輸油管道由于華北煉廠和燕山石化產(chǎn)量調(diào)整，最低輸量接近200萬t/a，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于1 000萬t/a設(shè)計輸量。黃啟玉等[4]綜合比選了國外 Burger、Weingarten、Housa等結(jié)蠟?zāi)Ｐ偷膬?yōu)缺點，提出了含蠟原油管道普適性結(jié)蠟預(yù)測模型，指出由于結(jié)蠟層保溫作用，管道存在最優(yōu)結(jié)蠟厚度和經(jīng)濟清管周期。建議高含蠟原油管道應(yīng)綜合考慮管道結(jié)蠟狀況、管道能耗狀況以及管道低輸量安全性等因素，確定經(jīng)濟清管周期。

此外俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)PД 153-39.4-056-2000《干線輸油管道運行技術(shù)規(guī)程》中規(guī)定應(yīng)根據(jù)油品物性參數(shù)和管道運行狀況確定清管周期，每3個月清管作業(yè)不少于1次。如3個月內(nèi)管道輸送能力下降3%及以上時，應(yīng)進(jìn)行緊急清管。該標(biāo)準(zhǔn)適用于輸送輕質(zhì)原油的管道系統(tǒng)，原油黏度小，由于管道結(jié)蠟原因?qū)е鹿軓阶兓蛪毫ψ兓挠绊懕容^靈敏。建議輕質(zhì)油品管道宜根據(jù)管道運行特性制訂周期性清管計劃和特殊工況條件下的緊急清管方法。

4.2 天然氣管道

行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5922-2012《天然氣管道運行規(guī)范》規(guī)定天然氣管道應(yīng)根據(jù)氣質(zhì)組成、管道輸送效率和輸送壓差確定合理的清管周期，管道輸送效率小于95%時宜進(jìn)行清管。管道輸送效率是實際輸氣量與設(shè)計輸氣量的比值，國內(nèi)輸氣管道由于前期規(guī)劃、氣田產(chǎn)量限制、下游用戶分輸?shù)仍?，很多管道實際輸量低于管道設(shè)計輸量，因此以輸氣效率作為清管周期的依據(jù)實際難以執(zhí)行。根據(jù)對美國Alliance管道、Rockies Express管道、 Alaska NG管道、Texas Eastern Transmission Corp管道以及俄羅斯西伯利亞的輸氣管道系統(tǒng)的調(diào)研結(jié)果，國外天然氣管道無固定的清管周期，且清管周期均較長，一般為3～5年，最短清管周期也在1年左右，原因是油田上游企業(yè)和下游管道運行商簽訂嚴(yán)格的氣質(zhì)準(zhǔn)入條件，由于管道氣質(zhì)原因造成管道冰堵堵塞的情形較少。針對在役運行的天然氣管道，考慮經(jīng)濟性因素，不建議進(jìn)行周期性清管，天然氣管道應(yīng)根據(jù)氣體質(zhì)量監(jiān)測結(jié)果，確定合理經(jīng)濟的清管周期，并考慮氣質(zhì)條件出現(xiàn)冰堵的可能性[6]。

5 清管器速度控制和預(yù)測

我國近年來建設(shè)運營了西氣東輸、陜京線、川氣東送等大型天然氣管道工程，這類管道具有大管徑（1 016～1 219 mm）、高壓力（10～12 MPa）和高流速（10～20 m/s）特點，清管存在清管器速度過快且不穩(wěn)定的問題，例如西氣東輸管道清管器速度可達(dá)10 m/s，甚至接近20 m/s[7]。清管器速度過快產(chǎn)生的問題有[8]：

（1）清管效果差。清管器上下游發(fā)生竄漏氣，不能完全清除積液。

（2）高速清管器攜帶機械雜質(zhì)的摩擦作用，可能破壞管道內(nèi)壁環(huán)氧樹脂涂層。

（3）清管器高速運行對彎頭、通球指示器和收球筒產(chǎn)生巨大沖擊，存在安全隱患。

（4）清管器速度過高造成清管器機械損傷，螺栓松動、皮碗或直板脫落，甚至骨架斷裂。

5.1 國內(nèi)清管器速度控制技術(shù)現(xiàn)狀

根據(jù)清管器工作原理，常規(guī)方法是控制清管器前后壓差，例如機械清管器皮碗或鋼刷上開泄流孔，調(diào)節(jié)清管器壓差和泄流量，進(jìn)而調(diào)節(jié)清管器運行速度。但該方法對清管器速度控制作用有限。耿岱等[9]提出了速度可控清管器設(shè)計方案，由普通清管器、電子倉、信息輪、電機倉、直流伺服電機、轉(zhuǎn)閥、旁通殼體電機倉等組成，但未進(jìn)行工業(yè)管道現(xiàn)場試驗驗證效果。國內(nèi)長輸天然氣管道清管器的速度控制，主要通過調(diào)整輸氣量控制管道流速，工藝措施包括控制上游來氣壓力、協(xié)調(diào)下游接氣量、用戶供氣方式調(diào)整等，該方法存在調(diào)速滯后、誤差大等缺點。

5.2 國外清管器速度控制技術(shù)現(xiàn)狀

國外管道行業(yè)研制了可控制清管器速度的旁通閥調(diào)速裝置，并成功進(jìn)行了工業(yè)管道試驗。韓國Nguyen建立了含旁通孔清管器的運動學(xué)方程，研究了旁通孔流速與清管器運行速度的關(guān)系，在KOGAS輸氣管道進(jìn)行工業(yè)試驗，驗證了含旁通孔清管器的速度預(yù)測方法的可靠性[10]；伊朗Hosseinalipour同樣基于含旁通孔清管器的運動學(xué)方程，在操作壓力下對清管器速度數(shù)值模擬結(jié)果和實測數(shù)據(jù)進(jìn)行了對比分析[11]；俄羅斯Podgobunskikh研究了旁通閥調(diào)速機理，研制了基于旁通閥的調(diào)速管道內(nèi)檢測器[12]；此外，英國BJ、德國Rosen、美國GE-PII公司和Tuboscope公司已研制調(diào)速清管器成熟產(chǎn)品，并成立了區(qū)域性管道工業(yè)協(xié)會-管道技術(shù)與服務(wù)協(xié)會（PPSA，Pigging Products and Service Association），致力于提供高效、可靠、規(guī)范的管道可調(diào)速清管作業(yè)和管道內(nèi)檢測服務(wù)[13]。

5.3 清管器在收球筒內(nèi)速度控制技術(shù)現(xiàn)狀

為避免高速清管器對收球筒設(shè)施的撞擊，應(yīng)嚴(yán)格控制清管器進(jìn)入收球筒前的運行速度。傳統(tǒng)“一次收球”方法是在清管器距收球場站約1 km時，關(guān)閉進(jìn)站閥，減緩清管器進(jìn)筒速度；缺點是管道振動大、存在氣流顫動，而且要準(zhǔn)備廢棄輪胎作為緩沖物。國外在管道設(shè)計階段考慮了管道末端清管器運行速度控制問題，一般在管道進(jìn)站閥后安裝一個旋塞閥，通過控制旋塞閥開度控制清管器運行速度。近年來國內(nèi)西氣東輸管道應(yīng)用了“二次收球”方法[14]，即在發(fā)清管器前，收球站場導(dǎo)通收球流程，但不關(guān)閉進(jìn)站閥，待清管器通過進(jìn)站三通，釋放前后背壓而減速（此為一次收球）；再緩慢關(guān)閉進(jìn)站閥并調(diào)節(jié)其開度，在清管器兩側(cè)建立一定壓差，緩慢推動清管器進(jìn)入收球筒。此“二次收球”方法在一定程度上改善了接收清管器的安全性，但對于新建管道可能造成管道清管雜質(zhì)進(jìn)入站內(nèi)管道的問題。

6 清管器跟蹤定位

目前國內(nèi)缺乏適用于長輸天然氣管道清管過程模擬的成熟軟件技術(shù)[15]，天然氣管道清管過程中對清管器跟蹤定位，主要依靠定點監(jiān)測和人員經(jīng)驗判斷，可能導(dǎo)致丟球或者收球工藝流程切換不及時，甚至導(dǎo)致污物進(jìn)入站內(nèi)管道的事故[16]。

國內(nèi)清管器跟蹤定點監(jiān)測的做法是，在清管管段全部閥室設(shè)置監(jiān)測點，此外至少設(shè)置2個監(jiān)測坑，原則是第一個設(shè)置在發(fā)球站場出站500～1 000 m處，第二個設(shè)置在收球站場進(jìn)站前1 000～2 000 m處；在隧道、穿越點設(shè)置臨時監(jiān)測坑[16]。

俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)OP-16.01-60.30.00-KTH-2004規(guī)定清管器跟蹤由配備低頻聲學(xué)定位儀的專業(yè)承包商負(fù)責(zé)，所需專業(yè)承包商的數(shù)量與管段長度相關(guān)（2 km以內(nèi)，1支專業(yè)承包商隊伍；2～12 km，2支；12～24 km，3支；24～40 km，4支）。接收清管器發(fā)送信號的監(jiān)測點設(shè)置在管道軸線上方，間距不超過1 km；此外以下位置也應(yīng)設(shè)置監(jiān)測點：線路截斷閥，干線管道與不小于70%干線管道直徑的支線管道的節(jié)點，與水平方向夾角45°的干線管道彎管處。俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)重視清管器跟蹤，由專業(yè)承包商負(fù)責(zé)，監(jiān)測點設(shè)置位置、間距等要求相對國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)更為嚴(yán)格細(xì)致，還要求在管道支線節(jié)點、彎管處設(shè)置監(jiān)測點，具有借鑒意義。

7 清管器卡堵

清管器卡堵是管道清管作業(yè)最大的風(fēng)險。國外管道預(yù)防清管器卡堵的主要應(yīng)對方法是研制自解堵型清管器，由剪切裝置、大功率電源及動力裝置組成。清管器運行過程中可識別清管器前方蠟沉積物的數(shù)量和結(jié)構(gòu)強度，超過設(shè)定的臨界值時，剪切裝置感應(yīng)啟動，破壞蠟晶結(jié)構(gòu)，避免蠟沉積物不斷堆積而導(dǎo)致清管器卡堵。國內(nèi)管道工程實踐表明，導(dǎo)致清管器卡堵的主要因素是管道變形、彎頭半徑小于清管器允許通過的最小半徑、管道內(nèi)水和污物過多、三通設(shè)計不合理等[17]，具體包括：

（1）管道建設(shè)期施工遺留物。

（2）地震、土體移動、重載車輛、第三方施工、違章占壓等造成管道變形。

（3）閥門選型不是全通徑閥門。

（4）截斷閥未處于全開位置。

（5）三通處卡球。國內(nèi)清管實踐表明，如支線管道直徑大于1/2干線管道直徑的三通，或采用等徑三通，沒有防護(hù)擋條或擋條設(shè)計不當(dāng)，容易造成卡球故障。管道三通設(shè)計應(yīng)選擇合適擋條，見表1。

表1 三通設(shè)計擋條選擇

（6）彎頭處卡球。清管器在進(jìn)出站管道出、入地彎頭處易發(fā)生卡堵或者通過困難的問題。彎頭曲率半徑設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)如下：曲率半徑為1.5D的彎頭只能用于使用清管球的管道；管徑小于304.8 mm的管道應(yīng)選用曲率半徑為5D的彎頭；管徑大于304.8 mm的管道應(yīng)選用曲率半徑為3D的彎頭。

（7）連續(xù)發(fā)送清管器或發(fā)送清管器/清管球組合容易造成清管器堵塞。應(yīng)盡量延長兩個清管器的間隔時間，以30～50 min為宜。

8 清管作業(yè)安全區(qū)域

國內(nèi)研究者針對天然氣管道清管過程中的風(fēng)險，包括清管器卡堵和串氣、盲板操作風(fēng)險、閥門泄漏、硫化物自燃、天然氣爆炸和環(huán)境污染等，提出了應(yīng)對措施[18]。針對清管作業(yè)安全措施，國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)較簡略，例如GB 50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規(guī)范》規(guī)定管道清管施工前，應(yīng)編制施工方案，制訂安全措施，并充分考慮施工人員及附近公眾與設(shè)施安全，配備必要的醫(yī)療救護(hù)設(shè)備。

俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)OP-16.01-60.30.00-KTH-2004規(guī)定應(yīng)考慮高速運行的清管器及附件設(shè)施的危險性，以及清管器附件從管道中飛出的可能性，其覆蓋范圍是清管器沿運行方向60°夾角覆蓋范圍，原油和天然氣管道清管作業(yè)危險區(qū)域為從管道軸線至兩側(cè)25 m范圍；俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)СП111-34-1996《天然氣管道清管和試壓》規(guī)定天然氣管道清管作業(yè)時，所有人員、車輛、機械和設(shè)備應(yīng)位于保護(hù)區(qū)范圍之外，管徑1 420 mm埋地天然氣管道清管作業(yè)保護(hù)區(qū)為管道軸線至兩側(cè)25 m范圍。

9 結(jié)束語

針對國內(nèi)管道清管作業(yè)存在的問題，以及尚未制訂統(tǒng)一、規(guī)范的清管標(biāo)準(zhǔn)，調(diào)研并分析了國外管道清管技術(shù)新進(jìn)展，以及俄羅斯管道清管標(biāo)準(zhǔn)的先進(jìn)性，包括以下幾個方面：

（1）國外清管器的發(fā)展趨勢是清管技術(shù)應(yīng)用于管道全生命周期各個階段，涵蓋新建管道、運行管道和管道報廢等，清管器功能除用于管道內(nèi)介質(zhì)隔離、清掃、干燥以外，還用于管道腐蝕、變形、裂紋缺陷的監(jiān)測和評價等特殊用途。

（2）國外管道清管技術(shù)新進(jìn)展包括應(yīng)用新型凝膠-機械式清管器增強清管效率和效果；研發(fā)適用于長距離站間距的大功率、高可靠性清管器，可保證通過站間距達(dá)280 km的管段；基于旁通閥調(diào)速機理，可實現(xiàn)清管器實施運行速度的控制和準(zhǔn)確預(yù)測等。

（3）俄羅斯管道清管技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的先進(jìn)性表現(xiàn)在對新建管道嚴(yán)格控制清管次數(shù)、水和泥沙含量等質(zhì)量措施，對在役原油管道既有定期計劃性清管作業(yè)，也制訂了輸送能力下降到一定程度時的緊急清管方法；聘請專業(yè)化的清管器跟蹤定位服務(wù)商，在閥室、分輸/注入管道、穿跨越處設(shè)置監(jiān)測位置，以及劃定禁止人員進(jìn)入的清管作業(yè)安全區(qū)域等。

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An overview on current status ofoiland gas pipeline pigging technology at home and abroad

DAIXiaodong1，LIU Jiangbo2，DANG Li3，SHIYuhui4

1.Shengli College，China University of Petroleum，Dongying 257061，China
2.China Petroleum Engineering&Construction Corp.，Beijing 100120，China
3.Engineering and Technologica lResearch Institute of Petro China Tuha Oilfield，Shanshan 838202，China
4.Forth OilExploitation Factory of Petro China Huabei Oilfield Company，Langfang 065000，China

Pipeline pigging is the important work for new pipeline construction and in-service pipeline operation.The main problems of domestic pipeline pigging are insufficient pigging effect and lack of specific pipeline pigging standard and code. The paper expounds the new technology of pipeline pigging at home and abroad from the aspects of pig types and selection principle，pipeline pigging quality control，pigging period，pig velocity control and forecast，pig tracing and locating，pig blocking and safe zone of pigging operation.The stressed techniques include application of gel-mechanical isolation pig，development of highly reliable pig used for long distance between stations and development of pig control technique based on bypass valve speed adjusting mechanism.In addition，the advanced Russian pipeline pigging standards are introduced with respect to the pigging quality controlmeasures for new pipeline，emergency pigging as pipeline transportation capacity decreasing to a certain extent，professional pig monitoring service provider，and designating safe zone of pipeline pigging operation.It is important to improve Chinese pipeline pigging leveland develop Chinese pipeline pigging standards by means of foreign pipeline pigging technology.

pipeline；pigging technology；pig；type selection；velocity adjustment；monitoring；blocking

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.01.001

代曉東（1980-），男，遼寧瓦房店人，副教授，2009畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）化學(xué)工程與技術(shù)專業(yè)，博士，主要從事儲運和煉油方面的研究工作。Email：xiaodongdai1980@163.com

2016-09-21；

2016-11-01