曹國民

國家管網集團東部儲運公司

 

摘要：原油管道停運后仍會存在一定風險，需要及時進行無害化處置，本文通過移動式制氮設備在某停運管道清管封存的工程應用，介紹了氮氣通球掃線注氮量、清管球選擇和封存要求，對氮氣推掃的施工流程加以明確，總結了氮氣推掃技術在實際作業中的實施重點，并對以后采用移動式制氮設備清管封存方法的工程提出了實施建議。

關鍵詞：停運封存；氮氣推掃；工程應用

 

長輸原油管道停運或廢棄后需及時進行無害化處置，目前國際上還沒有針對陸上油氣管道廢棄的通用做法，一般采取對管道內的殘油、結蠟進行清洗，再用惰性氣體吹掃封存。SY/T 7413―2018《報廢油氣長輸管道處置技術規范》規定，對于停運的油氣管道可采取管道拆除、就地棄置、管道注漿等三種方法，并要求在處置之前采用通球掃線、蒸汽吹掃、化學清洗等方法進行殘留物清理，達到內壁無油無蠟、無積液、可燃氣體監測滿足火焰切割的潔凈程度。

某原油管線于2013年停輸，采用清水置換方式完成管線掃線，清水置換時未進行管道清管。近年來，對該管線改線斷管發現管道內存在較多的油水混合物，管底油泥、管壁結蠟較多。隨著停運時間的增長，管道因內外腐蝕造成的含油污水泄漏所帶來的安全環保風險日益加大。國內也發生過類似停運報廢和棄置管道含油污水泄漏造成環境污染事件，警示應對此類管線做好停運封存處理。

1  清管技術方案

管線全長182.35 km，設計壓力4.6 MPa，管徑Φ529 mm，壁厚7～8 mm，材質為16 Mn螺旋焊縫鋼管。該管線停運時管線內介質為油水混合物。

1.1  分段處置工程量統計

管線途經多個高后果區，經安全論證分析，先對高后果區進行清管，再以三個輸油站為節點將全線分為三段進行清管（圖 1）。按計劃實施順序，各段清管長度及管容見表 1。

圖 1 分段處置示意圖

表 1 各區段清管長度及管容

1.2  總體技術原則

（1）分段處置：經過環境及地質檢測分析，高后果區管段（1―3）為重點風險管段，分別采用封堵作業搭建臨時收發球筒，并嚴格做好環境風險監控，對三處重點風險管段分段處置。

（2）全段處置：從首站開始分站進行全線推掃，油水混合物使用各站全越站管線直接推至末站油罐內，油泥、油蠟利用各站內收球筒上排污口在各站分別進行回收后統一處置。

2  清管技術要求

2.1  氮氣源的選擇

管線停運期間，新增多處人口密集型高后果區，分段推掃時要充分考慮場地限制因素，注氮氣設備具有良好的靈活性和現場便利性，同時管線在進行無害化處置后短時間內不再具備經濟價值，要考慮到使用氮氣源的經濟性。綜合考慮，采用移動式制氮車作氮氣源，利用膜分離技術將環境空氣提純過濾出氮氣，再通過增壓系統和儲氣罐實現氮氣穩定增壓輸出，使用成本低，且輸出壓力和流量能滿足清管掃線要求。

由于管線停運時間較長，且運行期間未進行過清管作業，管線內部情況復雜。目前市場上移動式制氮設備最大輸氣壓力均在20 MPa以上，遠大于該管線的設計壓力。管內油泥較多，需經常性開孔排油，對氮氣排量沒有較高要求。根據SY 6186―2007《石油天然氣管道安全規程》、SY/T 5225―2005《石油天然氣鉆井、開發、儲運防火防爆安全生產技術規程》等規范，要求氮氣置換排放口氣體含氧量低于2%為合格，因此選擇用額定氮氣排量600 Nm3/h、氮氣純度98%以上的移動式制氮設備。

2.2  氮氣量估算

本次氮氣清管作業平均壓力約為0.8 MPa，管內油泥及各方面受力不規律，難以準確計算，可以通過波義耳定律，以管容為基準估算氮氣用氣量的近似值。各作業區段氮氣用量估算如表 2所示。

表 2 氮氣用量理論計算

2.3  清管球及注氮壓力選擇

清管球受氮氣壓力推動前進過程中，與作業管道管壁發生摩擦產生阻力，使得清管球后端壓力大于前端壓力，并且液體和固體的可壓縮性遠小于氣體。管線前段油泥混合物在受壓的情況下不會大量溢出到清管球后端，在壓力差的作用下，后端的氮氣會流竄到清管球前端管線，進一步改變清管球前段管線混合氣體成分，降低清管作業危險性。因此，第一遍清管時考慮油泥量過大的情況，采用過盈量較小的3%雙皮碗清管球，增加清管球的通過性。此時管道內大部分油泥被清掃出來，第二遍清管采用過盈量較大的5%四傘皮碗清管球，用氮氣對管線實施徹底清管。通過兩遍物理方式清洗，可以最大程度保證管內油泥的徹底清潔，同時節約了成本（圖 2）。

圖 2 氮氣推球掃線物理模型

在保證腐蝕、變形等薄弱點不會受壓泄漏的情況下，氮氣推掃壓力應控制在0.3 MPa～1.0 MPa。當推掃壓力有明顯提升，同時根據跟蹤器計算皮碗球是否到達計算位置，打開收球裝置上閥門，看是否還有油水外溢。如沒有明顯油水外溢，打開站內排污管線進行油泥油蠟回收，直至皮碗球回收至收球筒。

2.4  清線步驟

分段推球吹掃完成后，開始對管道內混合空氣進行氮氣置換。之后對管道進行泄壓放空，將氮氣壓力降至常壓，隨后封堵管道兩端，用制氮車對管道升壓至微正壓，完成封存。具體流程如圖 3。

圖 3 氮氣推球掃線流程圖

3  作業過程

3.1  氮氣清管

裝入相應過盈量的皮碗清管球，收球筒上的排氣閥門處于開啟狀態，控制氮氣輸入量，起始壓力控制在0.3 MPa，并將安全閥調至施工方案最大清管壓力，根據推球速度和長度逐漸增壓，通過清管球將管內的油水混合物推至末站內。確認清管球進入收球筒，對管道泄壓，打開盲板取球。關閉閥門，將管內氮氣排至0.05 MPa。取出清管球，拆除收球筒，完成注氮封存。

3.2  管道試壓

管道升壓應符合以下要求：

（1）升壓過程應緩慢分階段進行，升壓速度應小于 1 MPa/h。

（2）將管道升壓至試驗壓力的10%，至少穩壓5 min，若無泄漏再緩慢升至試驗壓力的50%。其后每增加10%的試驗壓力時均應穩壓檢查，無泄漏及無異常響聲方可繼續升壓。

（3）當管道壓力升到方案設計壓力后，穩壓24 h，進行嚴密性試驗。

3.3  氮氣封存

清管結束后，拆除臨時收發球裝置，在閥門外側安裝盲板，盲板上預留壓力表及氮氣注入口、排氣口。從一端盲板上的氮氣注入口注入氮氣，氮氣純度不低于98%。放氣口連續3次（間隔為5分鐘）采樣氣體含氧量小于2%，即置換合格。

氮氣置換完成后，關閉氮氣排空孔，繼續在注入口注入氮氣。氮氣壓力大于0.05 MPa時，停止注入氮氣，并穩壓24 h，檢測管內壓降不超過0.1%，判定符合封存條件。

4  結語

采用氮氣做動力源和置換介質的清線方法，可以有效將管道中的油泥掃除置換出來，但由于氣體的天然擴散性質，仍然會有少量殘留的油氣混合在管道內，清管后再用氮氣封存對停運管道起到了惰性保護作用，提高了停運管道的安全性，消除了環境風險。

氣體作為置換介質與液體介質在技術要求上存在不同。由于氣體的可壓縮性能強于液體，導致用氣量和推掃壓力很難穩定控制，且停運管道的承壓能力相對降低，在編制方案時要充分計算在內，并預估用氮氣量和推掃壓力的安全允許區間。

停運管道封存后，應根據管道管理情況，制定相應的安全措施和處置方案，并定期巡檢線路，對存在的安全隱患進行及時處理。

作者簡介：曹國民，高級工程師，1993年東北石油大學化工設備與機械專業學士學位，2011年獲石油大學（北京）石油天然氣工程碩士學位，現任東部原油儲運有限公司管道保衛部副經理，長期從事于油氣管道管理、完整性管理。