跨國長輸天然氣管道清管器卡堵治理措施

楊金威 袁運棟 王 爽 孫 釗 鄧琳納 成慶林

（1.東北石油大學(xué)機械科學(xué)與工程學(xué)院；2.中油國際管道公司）

天然氣管道在長時間的運行過程中，會在管道中積累一定的雜質(zhì)、積液等，為進一步提高管道輸送效率，確保運行安全，按照國家和管道過境國的標準規(guī)范，要對天然氣管道定期開展清管作業(yè)，因此，長輸天然氣管道清管作業(yè)是保障管道安全、高效運行的有效措施，同時也是管道完整性管理范疇內(nèi)內(nèi)檢測前的重要保護措施。 在清管作業(yè)過程中，清管器或因管道變形、管道冰堵、工藝流程錯誤及管道三通卡阻等系列原因造成清管器堵塞停運、管道憋壓的情況，影響上游進氣、下游轉(zhuǎn)供，嚴重情況下甚至?xí)斐晒艿劳］敗９P者以我國西北方向能源戰(zhàn)略通道的中哈天然氣管道為例，科學(xué)論述了這一跨國長輸天然氣管道清管作業(yè)的目的意義，深入分析了產(chǎn)生清管器卡堵的潛在原因，以實際案例說明了清管器卡堵后的解堵過程， 并提出清管器卡堵的預(yù)防措施，以保障管道安全運行，推進跨國管道安全管理模式跨越發(fā)展［1］。

1 長輸天然氣管道清管作業(yè)的基本情況

1.1 清管作業(yè)的目的

管道清管作業(yè)主要目的［2］是清掃管道內(nèi)的污物，提升輸送效率，降低管道內(nèi)壁腐蝕概率，延長管道使用壽命，同時防止管道內(nèi)形成冰堵。 具體的作用如下：

a.減少天然氣中的懸浮顆粒、 固體顆粒，凈化氣質(zhì)，使所輸運的天然氣符合標準規(guī)定。

b.清除管道內(nèi)的水合物和液態(tài)氫物質(zhì)，降低介質(zhì)水、氫露點，使氣質(zhì)符合標準規(guī)定，保證供氣質(zhì)量。

c.清除管線內(nèi)的泥沙、積水、污液及其他雜質(zhì)，降低沿程摩阻，提升輸送效率。

d.清除硫化鐵粉末、銹渣及施工過程中殘留的焊渣，保證過濾分離設(shè)備使用安全，避免金屬碎屑對壓氣站、計量站附屬設(shè)施造成的損傷。

e.檢查管道內(nèi)部通過能力。

f.清除管道內(nèi)的明水， 最大限度避免電解質(zhì)的形成，減小冰堵概率，減緩硫化氫、二氧化碳對管道內(nèi)部的腐蝕，延長管道壽命。

g.減少天然氣中的粉塵、 雜質(zhì)和污液對設(shè)備、儀表的污染、沖刷及腐蝕等破壞。

h.為下一步進行的管線變形檢測工作做好準備。

1.2 清管器的類型與功能

天然氣管道清管器［3］分為智能清管器和非智能清管器兩種。 非智能清管器在管道中運行僅起清掃、隔離等機械性的功能，主要有清管球、皮碗清管器、清管刷、凝膠狀物清管及泡沫清管器等， 非智能清管器可以將管道分成兩個或多個部分，起到隔離介質(zhì)的作用；智能清管器，除了具有非智能清管器的功能外， 還可以利用內(nèi)置的傳感器檢測管道的變形、腐蝕等損傷，準確找到損傷的位置，并能檢測管道內(nèi)的壓力、溫度等參數(shù)。

無論是智能還是非智能清管器，最主要的功能就是清除管道內(nèi)的雜物和積液、保證管道的暢通、提高管輸效率、減少腐蝕、隔離不同介質(zhì)、腐蝕檢測等。

智能清管器清管步驟如圖1所示。

圖1 智能清管器清管步驟

1.3 清管作業(yè)方案前準備

在編制清管方案前［4～6］，應(yīng)對計劃清管作業(yè)的管段進行基礎(chǔ)數(shù)據(jù)調(diào)查。 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)調(diào)查內(nèi)容主要包括管段基礎(chǔ)參數(shù)、 清管發(fā)送和接收裝置參數(shù)、清管作業(yè)歷史記錄和清管器選用情況4個方面的內(nèi)容：

a.管段基礎(chǔ)參數(shù)，內(nèi)容包括各清管管段的長度、壁厚、設(shè)計壓力、站間管容等。 當前運行壓力、清管器發(fā)送/接收裝置的尺寸、流程是否滿足進行清管器的收/發(fā)作業(yè)要求、清管指示裝置配備和配置情況。

b.清管器發(fā)送和接收裝置參數(shù)， 包括收/發(fā)球筒的長度、內(nèi)徑等。

c.清管作業(yè)歷史記錄，內(nèi)容包括，清管時間、清管次數(shù)、清管器材類型、清管球/碟型皮碗清管器或直板清管器、清管器材尺寸和過盈量、清管運行壓力、運行速度、主要清出物及其重量（體積）、清管器磨損情況、清管過程中的卡堵情況。

d.清管器選用情況，內(nèi)容包括，需要的清管器類型和數(shù)量、清管器技術(shù)指標、組裝方式、可用供貨商。

1.4 清管速度與氣量的計算

清管器運行距離L的計算式為：

式中 d——輸氣管內(nèi)直徑，m；

p0——標準大氣壓，0.101 325 MPa；

ppj——清管器后平均壓力（絕），MPa；

Q1——發(fā)清管器后的累計進氣量，m3；

T——清管器后管段內(nèi)氣體平均溫度，K；

T0——15 ℃的下的熱力學(xué)溫度，273.15 K；

Z——氣體的壓縮因子系數(shù)。

清管器運行速度v的計算式為：

式中 F——管道內(nèi)徑橫截面積，m2；Q——輸氣流量，km3/d。

清管器過盈量Δβ的計算式為：

式中 D——清管管段內(nèi)徑，mm；

D1——清管器外徑，mm。

平均壓力ppj的計算式為：

式中 pQ——管道內(nèi)起點壓力，MPa；

pZ——管道內(nèi)終點壓力，MPa。

管道內(nèi)任意點x處壓力px的計算式為：

式中 l——管道的總長，km；

x——x處距起點的距離，km。

2 中哈天然氣管道清管作業(yè)特點

2.1 清管站設(shè)置特點

2.1.1 清管站未就近壓氣站合建

根據(jù)獨聯(lián)體國家的相關(guān)標準要求，在壓氣站上下游0.75 km處必須設(shè)置干線截斷閥，中哈天然氣管道清管站未與就近的壓氣站合建，而是在壓氣站上下游0.75 km處分別設(shè)置了收/發(fā)球站。 而中國標準要求， 清管設(shè)施宜設(shè)置在輸氣站內(nèi)，因此我國大部分長輸管道清管設(shè)施均與就近的分輸站或壓氣站合建［7，8］。具體清管站設(shè)置對比如圖2所示。

圖2 中哈天然氣管道和國內(nèi)天然氣管道清管站設(shè)置對比

2.1.2 清管站站間距大

中哈天然氣管道里程-高程圖、 壓氣站分布圖如圖3所示。 根據(jù)圖3可以看出，中哈天然氣管道的清管站間距大， 其中WKC2到WKC3站間距252.5 km。清管站間距大，清管器在管道內(nèi)運行的時間和距離都很長， 對于清管器的皮碗強度、配置和發(fā)射機的質(zhì)量都提出了更高的要求，因此清管器選型極為重要。

圖3 中哈天然氣管道里程-高程圖、壓氣站分布圖

2.2 清管站工藝特點

2.2.1 發(fā)球工藝

中哈天然氣管道的發(fā)球工藝和一般管道發(fā)球工藝對比示意圖如圖4所示。 具體存在以下兩點不同：一是閥門選型不同，中哈天然氣管道正輸流程和收球流程均選擇了氣液聯(lián)動閥門；二是發(fā)球筒工藝不同，中哈天然氣管道收球筒增設(shè)了平衡管線。

圖4 中哈天然氣管道和一般管道發(fā)球工藝對比示意圖

2.2.2 收球工藝

根據(jù)圖5中的對比可以看出， 中哈天然氣管道的收球工藝和一般管道收球工藝有3點不同：設(shè)置冷凝液收集器；截斷閥與收球筒喉部距離加大；收球操作工藝增加旁通閥門，防止清管器撞擊盲板。

2.2.3 跨國管道清管作業(yè)要點

跨國管道清管作業(yè)要點如下：

a.具備清管器發(fā)送和接收的工藝條件；

b.確認清管各工作組工作界面和職責(zé)；

c.清管器通關(guān)手續(xù)辦理；

d.邊境計量站臨時計量方式需要在業(yè)主方、海關(guān)和輸氣公司之間達成一致意見；

e.調(diào)控中心之間建立暢通的聯(lián)系和協(xié)調(diào)平臺；

f.使用同一接收頻率的信號接收機；

g.雙方保持良好的合作關(guān)系，密切配合。

3 清管作業(yè)風(fēng)險分析及應(yīng)對措施

清管作業(yè)雖然是輸氣生產(chǎn)中一種常規(guī)作業(yè)，但相對其他生產(chǎn)作業(yè)風(fēng)險性較大，在清管作業(yè)過程中最有可能出現(xiàn)的是清管器卡堵事故；在收發(fā)球過程中，如果操作不當，有可能出現(xiàn)天然氣泄漏引起火災(zāi)事故；由于硫化亞鐵自燃也能引起火災(zāi)事故；甚至發(fā)生人身傷害事故。 一旦事故發(fā)生，將影響全線的安全生產(chǎn)運行， 甚至造成停輸、割管等重大惡性生產(chǎn)事故，同時也將造成不可估量的經(jīng)濟損失［9］。

3.1 清管器卡堵

當清管器前后壓差大于0.5 MPa時，可判斷清管器存在卡堵。 潛在原因為：

a.清管器在行進過程中遇到較多的粉塵，阻礙其行進；

b.管段嚴重變形導(dǎo)致清管器受阻；

c.管道彎頭的半徑小于清管器能夠通過的最小半徑；

d.管段內(nèi)存在阻礙清管器前進的大障礙物，如一段脫落的三通隔板、大的金屬物體等；

e.并行管道之間的跨接線未關(guān)閉，清管器進入兩跨接線間停止行進。

解決辦法：

a.增大推球氣量， 以加大清管器前后壓差，使之運行；

b.降低清管器前的壓力， 以建立一定壓差，使之繼續(xù)運行；

c.排放清管器后天然氣，反推清管器解卡；

d.如果因管道冰堵造成清管器卡堵，則可采用局部加熱方式解堵；

e.以上方法均不能解卡時，需定位清管器位置，采取割管的方式取出清管器。

3.2 清管器破裂

清管器在行進過程中被磨損、劃傷而導(dǎo)致破裂，進而會使清管器停止運行。 解決辦法：

a.再發(fā)一個清管器將遺留在管內(nèi)的清管器推出；

b.上述方法無效時， 需定位清管器位置，采取割管的方式取出清管器。

3.3 清管器漏氣

由于清管器皮碗磨損而漏氣會使清管器運行緩慢或?qū)е滦羞M停止。 解決辦法是增大推球氣量推球或再發(fā)一個過盈量較大的清管器推出前一個清管器。

4 中哈天然氣管道清管器解堵實踐

中哈天然氣管道按計劃開展C線跨境段（C線8號清管站-霍爾果斯站） 內(nèi)檢測第1輪清管器發(fā)球作業(yè)，全程120.1 km，其中哈國境內(nèi)114.8 km、中國境內(nèi)4.3 km，沿途穿越哈國伊犁河，地勢相對平坦，個別地段稍有起伏，河流、溝壑眾多，水網(wǎng)密布，地表為農(nóng)田和草地。 根據(jù)清管器運行速度變化（圖6）可知，清管器經(jīng)過61號閥室后球速明顯下降，在進入哈國段軍事緩沖區(qū)后“失聯(lián)”，判斷清管器出現(xiàn)卡堵現(xiàn)象； 后續(xù)通過調(diào)整全線工藝，制定提量沖球方案，增大推球氣量，以加大清管器前后壓差，使之運行，成功解決清管器卡堵事件。

圖6 清管器運行速度變化

潛在原因分析：

a.清管器經(jīng)過61號閥室后球速明顯降低，可能是清管器皮碗有破損，在霍爾果斯調(diào)整為收球流程后，C線輸量下降， 近霍爾果斯處高程增加，清管器停留在管道爬坡處，球推進力弱無法克服高差進而停止；

b.霍爾果斯河為大開挖方式， 兩邊存在20°斜角，造成清管器停止；

c.清管器在一個三通位置卡阻，無法運行；

d.清管器破碎停留在管道內(nèi)部，無法運行；

e.管道變形造成清管器卡阻，無法運行。

解堵措施：

a.使用信號探測儀器開展64號閥室至中哈邊境處的搜尋工作，確定清管器的位置。

b.制定提量沖球方案。提高管道下游接氣量至1.4億立方米/日，同時做好低于6.5～6.7 MPa接氣準備； 將中哈天然氣管道C線末站調(diào)整為怠速運行，降低卡球段管道管存，管道接氣點降壓2 MPa；降低中哈管道C線各站運行負荷，確保最快速度降低事故段管存， 避免影響上游氣源進氣；當管道末端接氣壓力降至目標值后，將AB線末站調(diào)為怠速狀態(tài)，C線末站快速加載，按照最大能力處理，將管道瞬時流速提高20 km/h，利用瞬間氣流推動清管器運行。

5 結(jié)論與建議

長輸天然氣管道清管器卡堵的治理需要采取多種措施，包括預(yù)防措施、應(yīng)急處理、定期檢測和維修以及智能化清管器等。 只有綜合運用這些措施， 才能有效地減少清管器卡堵問題的發(fā)生，保障天然氣管道的安全和穩(wěn)定運行。 相關(guān)建議如下：

a.清管前確認全線工藝狀態(tài)，關(guān)閉并行管道建跨接線，關(guān)注氣質(zhì)變化，防止冰堵情況產(chǎn)生，必要時可提前采取注甲醇措施。

b.制定清管跟蹤記錄表，及時跟蹤清管器位置，并作出預(yù)測。

c.清管器常年使用造成劃傷、破裂、磨損，影響正常使用，因此為了避免出現(xiàn)竄氣現(xiàn)象，應(yīng)對清管器進行日常的維護保養(yǎng)，更換過盈量不足以及皮碗嚴重磨損、破裂的清管器。 清管作業(yè)前檢查清管器，確保符合作業(yè)條件。

d.清管收球過程中， 合理調(diào)整收球工藝，控制管道進出口壓力，合理控制清管器速度，在排液的過程中，按照多次、緩慢的排液原則，將液量控制在合理的范圍內(nèi)。 使天然氣在進入預(yù)分離段后氣液有效分離， 避免大量液體進入下游設(shè)備，保證運行安全。