馬國(guó)武，馬 軍，龍志宏，劉 凱，張傳隆

中國(guó)石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司，河北唐山 063200

天然氣管道通球掃線(xiàn)和氮?dú)庵脫Q難點(diǎn)及對(duì)策

馬國(guó)武，馬 軍，龍志宏，劉 凱，張傳隆

中國(guó)石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司，河北唐山 063200

天然氣長(zhǎng)輸管道清管、干燥、氮?dú)庵脫Q是管道施工的重要工序，也是投產(chǎn)運(yùn)行管道降低積液帶來(lái)的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的重要措施。由于天然氣具有易燃易爆等特點(diǎn)，因此對(duì)天然氣管道系統(tǒng)進(jìn)行通球掃線(xiàn)比較危險(xiǎn)。結(jié)合某外輸天然氣管道通球掃線(xiàn)工程，介紹了通球掃線(xiàn)作業(yè)的難點(diǎn)、清管器到達(dá)和通過(guò)監(jiān)測(cè)點(diǎn)的判斷方法、運(yùn)行異常的情況及處理措施、積液的回收、管道注氮的注意事項(xiàng)等。實(shí)踐表明，長(zhǎng)距離濕氣管道采用清管掃線(xiàn)方式清理積液效果較好，可為今后類(lèi)似項(xiàng)目的施工提供參考。

管道；通球掃線(xiàn)；置換；積液回收；注氮

南堡NP2-3LP外輸天然氣管道于2008年8月開(kāi)工，11月投產(chǎn)，全長(zhǎng)23 km，管道規(guī)格D325 mm ×7 mm，彎頭規(guī)格D325 mm×8 mm、曲率半徑R=6 DN。該管道起于南堡油田5號(hào)人工島，終于南堡油田1號(hào)人工島先導(dǎo)試驗(yàn)站，是5號(hào)人工島外輸天然氣的唯一管道。該管道在施工過(guò)程中殘留下來(lái)的污物（水、土、砂、石塊、焊渣等雜物）和管道投產(chǎn)運(yùn)行中積存的凝析液及腐蝕產(chǎn)物，降低了氣質(zhì)和輸氣能力，堵塞了儀表，降低了計(jì)量精度，加劇了管道內(nèi)壁腐蝕。為保證整條管道的平穩(wěn)正常運(yùn)行，需進(jìn)行清管器清管作業(yè)。

1 施工面臨的難點(diǎn)和風(fēng)險(xiǎn)

（1）NP2-3LP外輸天然氣中含硫化氫氣體（檢測(cè)報(bào)告顯示含量為66 mg/m3），天然氣外排過(guò)程中容易引起人員中毒，特別是沿線(xiàn)2個(gè)閥室內(nèi)的監(jiān)測(cè)過(guò)程，由于檢測(cè)位置處于低洼（高差約3 m）和受限的空間（密閉）內(nèi)，極易造成有毒氣體聚集超標(biāo)，引起中毒乃至傷亡的風(fēng)險(xiǎn)極大。

（2）管道內(nèi)天然氣和輕質(zhì)油殘液具有易燃易爆性質(zhì)，且處在較長(zhǎng)、密封環(huán)境中，通球過(guò)程中速度掌握不好易使鐵屑、碎石等管道內(nèi)雜物在清管球推動(dòng)下與管道摩擦產(chǎn)生火花，從而造成閃爆。這是該項(xiàng)工程施工過(guò)程中應(yīng)引起高度重視的問(wèn)題，也是需要控制的關(guān)鍵難點(diǎn)。

（3）經(jīng)前期現(xiàn)場(chǎng)勘查，該條管道安裝了清管閥，但由于管道內(nèi)積液較多，且末端清管閥處無(wú)排污管道和排液計(jì)量系統(tǒng)，不能滿(mǎn)足接收清管器要求，如何改造現(xiàn)有流程使其能安全接收清管器以及建立滿(mǎn)足通球、排液的回收和現(xiàn)場(chǎng)計(jì)量系統(tǒng)是研究的重點(diǎn)內(nèi)容之一。

（4）該管道有21處彎頭，沿線(xiàn)定向鉆穿越道路和河流共計(jì)4處，高差偏高（最大標(biāo)高差15 m），且輸送氣體為濕氣，管道內(nèi)輕質(zhì)油等積液較多，清管器前進(jìn)阻力較大；因管道變形、清管段焊口內(nèi)側(cè)太粗糙、輸氣管道球閥未打開(kāi)完全，可造成管內(nèi)卡球、堵球，所以必須選擇耐磨、密封性好，易通過(guò)彎頭、閥門(mén)等障礙物的清管器；同時(shí)通球順序、卡球時(shí)的應(yīng)急預(yù)案、應(yīng)急物資和人員、設(shè)備等需提前確定并準(zhǔn)備完善。

（5）由于管道較長(zhǎng)，沿線(xiàn)測(cè)試點(diǎn)較少，為了保證通球后天然氣再次投產(chǎn)安全，通球后需要再次進(jìn)行氮?dú)庵脫Q，因此如何在較短的時(shí)間內(nèi)檢測(cè)并充夠合格的氮?dú)?，如何快速、?zhǔn)確地測(cè)量出氮?dú)獾臐舛?，并判斷合格與否是縮短施工時(shí)間的關(guān)鍵之一。

2 采取的措施和應(yīng)急準(zhǔn)備

（1）針對(duì)天然氣內(nèi)含有硫化氫氣體，為避免造成人員傷亡，施工前編制《硫化氫中毒應(yīng)急預(yù)案》，對(duì)施工相關(guān)人員進(jìn)行專(zhuān)項(xiàng)集中培訓(xùn)和考核，并在管道的始末端和閥室等危險(xiǎn)位置進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)急演練；每一個(gè)施工現(xiàn)場(chǎng)均需配備正壓式呼吸器、H2S檢測(cè)儀、可燃?xì)怏w檢測(cè)儀、急救藥品等應(yīng)急物資。

（2）為防止管道內(nèi)碎石與管道打出火花，遇輕質(zhì)油后發(fā)生著火、爆炸。首先進(jìn)行氮?dú)庵脫Q，氮?dú)怏w積分?jǐn)?shù)要求在99.9%以上，氮?dú)庾⑷肓考s1 746 m3（按照管道長(zhǎng)23 km，管徑D325 mm×7 mm的容積計(jì)算，實(shí)際用量為理論用量的1.5～2倍），從而保持清管器在惰性氣體環(huán)境下運(yùn)行；其次是防止塞球或運(yùn)行過(guò)程中進(jìn)入空氣。另外控制通球速度和末端排液速度，清管球的運(yùn)行速度宜控制在3.5～5 m/s[1]。

（3）針對(duì)原有末端清管閥不能滿(mǎn)足接收清管器的問(wèn)題，對(duì)收球端清管閥進(jìn)行改造，見(jiàn)圖1。將球閥1、球閥3關(guān)閉，進(jìn)行放壓，待無(wú)壓力后，在清管閥與球閥1之間的管段上安裝DN100應(yīng)急放空管道，并且安裝DN100閘閥5一個(gè)。

圖1 清管閥改造流程

為解決通球過(guò)程中積液排放無(wú)法計(jì)量問(wèn)題，同時(shí)為防止管道內(nèi)油氣外排污染環(huán)境，根據(jù)日常天然氣生產(chǎn)數(shù)據(jù)，增加排液資源回收和氮?dú)夥趴昭b置，施工時(shí)增加1套油氣分離回收流程，并安裝了應(yīng)急的臨時(shí)火炬放空，流程如圖2所示。施工時(shí)由井下作業(yè)公司按照作業(yè)區(qū)指定地點(diǎn)吊運(yùn)分離器至現(xiàn)場(chǎng)安裝并做好生產(chǎn)分離器接地保護(hù)，在收球筒外輸管道安裝1個(gè)鋼法蘭閘閥，以便控制油氣進(jìn)分離器的壓力。

圖2 收球端排污計(jì)量流程

（4）清管器的分類(lèi)及特性見(jiàn)表1[2]。根據(jù)常用清管器性能對(duì)比和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，綜合考慮安全、效益因素，確定采用直板皮碗組合式清管器（表1序號(hào)3）進(jìn)行清管作業(yè)，清管器上安裝有1個(gè)支撐皮碗、2個(gè)密封皮碗及骨架。

表1 清管器的分類(lèi)及特性

（5）采用清管器進(jìn)行清管作業(yè)時(shí)，可能出現(xiàn)異常情況，通過(guò)分析，總結(jié)了清管器通過(guò)監(jiān)測(cè)點(diǎn)與到達(dá)的判斷方法（見(jiàn)表2）、運(yùn)行異常情況及處理措施[3-5]（見(jiàn)表3）。

表2 清管器通過(guò)監(jiān)測(cè)點(diǎn)和到達(dá)的判定方法

表3 通球過(guò)程中清管球運(yùn)行異常情況及處理措施

（6）從工藝流程、設(shè)備倒運(yùn)難易情況和經(jīng)濟(jì)等方面進(jìn)行考慮，盡可能減少注氮點(diǎn)數(shù)量和位置變更，氮?dú)庵脫Q方案的對(duì)比見(jiàn)表4。通過(guò)表4的對(duì)比，本工程氮?dú)庵脫Q方案采用不加隔離器清管方案，即“氣推氣”方式。注氮置換時(shí)必須使用可燃?xì)怏w檢測(cè)儀隨時(shí)檢測(cè)氮?dú)饧疤烊粴鉂舛?，禁止在超過(guò)爆炸下限10%的條件下作業(yè)；氮?dú)庵脫Q檢測(cè)達(dá)到合格標(biāo)準(zhǔn)（可燃?xì)怏w不報(bào)警、氧氣的體積分?jǐn)?shù)≤2%為合格）。

表4 氮?dú)庵脫Q方案選擇

（7）注氮參數(shù)確定。注氮量的確定：為了避免出現(xiàn)氮?dú)獠蛔慊蚶速M(fèi)，施工前應(yīng)確定氮?dú)馐褂昧浚? t液氮轉(zhuǎn)化為1個(gè)標(biāo)準(zhǔn)大氣壓（101.325 kPa）、5℃狀態(tài)下的氣體體積為700 m3。按照注氮管道容積計(jì)算注氮量，實(shí)際用量為理論用量的1.5～2倍。

溫度及壓力的確定：液氮在進(jìn)行氣化過(guò)程中會(huì)吸收大量的熱量，一般情況下管道內(nèi)溫能達(dá)到0℃以下，為防低溫?fù)p傷管道，施工時(shí)通過(guò)鍋爐車(chē)對(duì)氣化裝置進(jìn)行熱水加熱，確保溫度控制在5～15℃之間，保證施工的需要。注氮壓力不宜過(guò)高，太高容易導(dǎo)致氮?dú)夂涂諝饣旌蠚怏w到達(dá)閥室和場(chǎng)站的時(shí)間出現(xiàn)偏差，置換完畢后保持氮?dú)庖欢▔毫?，一般?.2 MPa以下[6-13]。

3 結(jié)論

本次天然氣管道通球掃線(xiàn)施工中，通過(guò)工藝流程改造、加裝積液回收裝置、氮?dú)庵脫Q等技術(shù)措施，保證了施工作業(yè)的安全，切實(shí)達(dá)到了消除管道內(nèi)輕烴、沉積物的目的，從實(shí)際效果來(lái)看，提高了氣質(zhì)和輸氣能力，降低了管道內(nèi)壁腐蝕速度。通過(guò)工程實(shí)踐，得出以下幾點(diǎn)結(jié)論和建議：

（1）此次通球掃線(xiàn)造成卡球是由于通球前未檢查清管閥的開(kāi)啟狀態(tài)，清管閥門(mén)開(kāi)啟處于不完全狀態(tài)所致。因此通球前必須認(rèn)真檢查首末端清管閥開(kāi)啟狀態(tài)，清管器通過(guò)的全線(xiàn)閥門(mén)須全開(kāi)，避免造成卡球現(xiàn)象；清管閥因其內(nèi)部構(gòu)造的局限性和管道監(jiān)測(cè)需要，已不適用于長(zhǎng)距離管道上使用，現(xiàn)階段已將清管閥替換為適用于管道內(nèi)檢測(cè)要求的收發(fā)球筒。

（2）管道運(yùn)行壓力保持在0.5～0.6 MPa，收球處壓力保持在0.13～0.18 MPa之間；當(dāng)清管器受阻時(shí)，可逐步提高壓力，但不能超過(guò)0.8 MPa。

（3）收球端放空管道保持暢通和保證排放量滿(mǎn)足清管要求，避免出現(xiàn)憋壓造成清管器停滯。

（4）皮碗清管球過(guò)盈量一般為5%，施工前清管球要留出備用量，以提高施工的可靠性。跟蹤儀對(duì)運(yùn)動(dòng)中的清管器檢測(cè)不太準(zhǔn)確，施工中需要結(jié)合進(jìn)氣量和進(jìn)出口壓力變化判斷清管器的位置。

（5）氮?dú)庵脫Q過(guò)程中氣源主要通過(guò)主線(xiàn)輸送，在進(jìn)行支線(xiàn)氮?dú)庵脫Q時(shí)，需將主線(xiàn)路截?cái)嚅y門(mén)關(guān)閉，待支線(xiàn)檢測(cè)合格后再進(jìn)行主線(xiàn)路氮?dú)庵脫Q，以保證每條線(xiàn)路氮?dú)庵脫Q均檢測(cè)合格。

（6）注氮施工最重要的是要控制氮?dú)獬隹诘臏囟?，施工一定要?yán)格按照審批后的施工方案進(jìn)行，安裝溫度計(jì)和紅外線(xiàn)測(cè)溫儀，控制出口的溫度在規(guī)范允許范圍內(nèi)，杜絕溫度過(guò)低的氮?dú)膺M(jìn)入管道。

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我國(guó)可燃冰開(kāi)采技術(shù)達(dá)國(guó)際先進(jìn)水平全球儲(chǔ)量遠(yuǎn)超石油

我國(guó)可燃冰開(kāi)采技術(shù)獲得突破性進(jìn)展。據(jù)新華社近日消息，經(jīng)10余年技術(shù)攻關(guān)，吉林大學(xué)科研團(tuán)隊(duì)研發(fā)出陸域天然氣水合物冷鉆熱采關(guān)鍵技術(shù)，填補(bǔ)了國(guó)內(nèi)該領(lǐng)域空白，總體達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平。此外，該技術(shù)還獲得了2016年國(guó)家技術(shù)發(fā)明獎(jiǎng)二等獎(jiǎng)。

可燃冰分布于深海沉積物或陸域永久凍土中，是由天然氣與水在高壓低溫條件下形成的類(lèi)冰狀結(jié)晶物質(zhì)，燃燒后僅會(huì)生成少量的二氧化碳和水，污染比煤、石油、天然氣小很多，但能量高出十倍。此外，可燃冰儲(chǔ)量巨大，所含有機(jī)碳資源總量相當(dāng)于全球已知煤、石油和天然氣總量的兩倍，被國(guó)際公認(rèn)為石油、天然氣的接替能源。

吉林大學(xué)從2004年開(kāi)始開(kāi)展陸域可燃冰鉆采項(xiàng)目研發(fā)，攻克了高海拔和嚴(yán)寒地區(qū)施工等多項(xiàng)技術(shù)難題，成功研發(fā)了國(guó)內(nèi)外首創(chuàng)的具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的可燃冰冷鉆熱采關(guān)鍵技術(shù)。

（本刊摘錄）

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

馬國(guó)武（1982-），男，河北廊坊人，工程師，2010年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)主要從事油田地面工程建設(shè)工作。Email：565866608@qq.com

2016-07-29；

2016-11-25