曹國民

國家管網(wǎng)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(shè)備在某停運管道清管封存的工程應(yīng)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(jié)了氮氣推掃技術(shù)在實際作業(yè)中的實施重點，并對以后采用移動式制氮設(shè)備清管封存方法的工程提出了實施建議。

關(guān)鍵詞：停運封存；氮氣推掃；工程應(yīng)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(nèi)的殘油、結(jié)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(shù)規(guī)范》規(guī)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(xué)清洗等方法進行殘留物清理，達到內(nèi)壁無油無蠟、無積液、可燃氣體監(jiān)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(fā)現(xiàn)管道內(nèi)存在較多的油水混合物，管底油泥、管壁結(jié)蠟較多。隨著停運時間的增長，管道因內(nèi)外腐蝕造成的含油污水泄漏所帶來的安全環(huán)保風險日益加大。國內(nèi)也發(fā)生過類似停運報廢和棄置管道含油污水泄漏造成環(huán)境污染事件，警示應(yīng)對此類管線做好停運封存處理。

1  清管技術(shù)方案

管線全長182.35 km，設(shè)計壓力4.6 MPa，管徑Φ529 mm，壁厚7～8 mm，材質(zhì)為16 Mn螺旋焊縫鋼管。該管線停運時管線內(nèi)介質(zhì)為油水混合物。

1.1  分段處置工程量統(tǒng)計

管線途經(jīng)多個高后果區(qū)，經(jīng)安全論證分析，先對高后果區(qū)進行清管，再以三個輸油站為節(jié)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(qū)段清管長度及管容

1.2  總體技術(shù)原則

（1）分段處置：經(jīng)過環(huán)境及地質(zhì)檢測分析，高后果區(qū)管段（1―3）為重點風險管段，分別采用封堵作業(yè)搭建臨時收發(fā)球筒，并嚴格做好環(huán)境風險監(jiān)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(nèi)，油泥、油蠟利用各站內(nèi)收球筒上排污口在各站分別進行回收后統(tǒng)一處置。

2  清管技術(shù)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(qū)，分段推掃時要充分考慮場地限制因素，注氮氣設(shè)備具有良好的靈活性和現(xiàn)場便利性，同時管線在進行無害化處置后短時間內(nèi)不再具備經(jīng)濟價值，要考慮到使用氮氣源的經(jīng)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(shù)將環(huán)境空氣提純過濾出氮氣，再通過增壓系統(tǒng)和儲氣罐實現(xiàn)氮氣穩(wěn)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(yè)，管線內(nèi)部情況復(fù)雜。目前市場上移動式制氮設(shè)備最大輸氣壓力均在20 MPa以上，遠大于該管線的設(shè)計壓力。管內(nèi)油泥較多，需經(jīng)常性開孔排油，對氮氣排量沒有較高要求。根據(jù)SY 6186―2007《石油天然氣管道安全規(guī)程》、SY/T 5225―2005《石油天然氣鉆井、開發(fā)、儲運防火防爆安全生產(chǎn)技術(shù)規(guī)程》等規(guī)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(shè)備。

2.2  氮氣量估算

本次氮氣清管作業(yè)平均壓力約為0.8 MPa，管內(nèi)油泥及各方面受力不規(guī)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(yè)區(qū)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(yè)管道管壁發(fā)生摩擦產(chǎn)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(yè)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(nèi)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(nèi)油泥的徹底清潔，同時節(jié)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(yīng)控制在0.3 MPa～1.0 MPa。當推掃壓力有明顯提升，同時根據(jù)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(nèi)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(nèi)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(yè)過程

3.1  氮氣清管

裝入相應(yīng)過盈量的皮碗清管球，收球筒上的排氣閥門處于開啟狀態(tài)，控制氮氣輸入量，起始壓力控制在0.3 MPa，并將安全閥調(diào)至施工方案最大清管壓力，根據(jù)推球速度和長度逐漸增壓，通過清管球?qū)⒐軆?nèi)的油水混合物推至末站內(nèi)。確認清管球進入收球筒，對管道泄壓，打開盲板取球。關(guān)閉閥門，將管內(nèi)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(yīng)符合以下要求：

（1）升壓過程應(yīng)緩慢分階段進行，升壓速度應(yīng)小于 1 MPa/h。

（2）將管道升壓至試驗壓力的10%，至少穩(wěn)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(yīng)穩(wěn)壓檢查，無泄漏及無異常響聲方可繼續(xù)升壓。

（3）當管道壓力升到方案設(shè)計壓力后，穩(wěn)壓24 h，進行嚴密性試驗。

3.3  氮氣封存

清管結(jié)束后，拆除臨時收發(fā)球裝置，在閥門外側(cè)安裝盲板，盲板上預(yù)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(xù)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(guān)閉氮氣排空孔，繼續(xù)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(wěn)壓24 h，檢測管內(nèi)壓降不超過0.1%，判定符合封存條件。

4  結(jié)語

采用氮氣做動力源和置換介質(zhì)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(zhì)，仍然會有少量殘留的油氣混合在管道內(nèi)，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(huán)境風險。

氣體作為置換介質(zhì)與液體介質(zhì)在技術(shù)要求上存在不同。由于氣體的可壓縮性能強于液體，導(dǎo)致用氣量和推掃壓力很難穩(wěn)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(nèi)，并預(yù)估用氮氣量和推掃壓力的安全允許區(qū)間。

停運管道封存后，應(yīng)根據(jù)管道管理情況，制定相應(yīng)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(xué)化工設(shè)備與機械專業(yè)學(xué)士學(xué)位，2011年獲石油大學(xué)（北京）石油天然氣工程碩士學(xué)位，現(xiàn)任東部原油儲運有限公司管道保衛(wèi)部副經(jīng)理，長期從事于油氣管道管理、完整性管理。