跨国长输天然气管道清管器卡堵治理措施

杨金威 袁运栋 王 爽 孙 钊 邓琳纳 成庆林

（1.东北石油大学机械科学与工程学院；2.中油国际管道公司）

天然气管道在长时间的运行过程中，会在管道中积累一定的杂质、积液等，为进一步提高管道输送效率，确保运行安全，按照国家和管道过境国的标准规范，要对天然气管道定期开展清管作业，因此，长输天然气管道清管作业是保障管道安全、高效运行的有效措施，同时也是管道完整性管理范畴内内检测前的重要保护措施。 在清管作业过程中，清管器或因管道变形、管道冰堵、工艺流程错误及管道三通卡阻等系列原因造成清管器堵塞停运、管道憋压的情况，影响上游进气、下游转供，严重情况下甚至会造成管道停输。笔者以我国西北方向能源战略通道的中哈天然气管道为例，科学论述了这一跨国长输天然气管道清管作业的目的意义，深入分析了产生清管器卡堵的潜在原因，以实际案例说明了清管器卡堵后的解堵过程， 并提出清管器卡堵的预防措施，以保障管道安全运行，推进跨国管道安全管理模式跨越发展［1］。

1 长输天然气管道清管作业的基本情况

1.1 清管作业的目的

管道清管作业主要目的［2］是清扫管道内的污物，提升输送效率，降低管道内壁腐蚀概率，延长管道使用寿命，同时防止管道内形成冰堵。 具体的作用如下：

a.减少天然气中的悬浮颗粒、 固体颗粒，净化气质，使所输运的天然气符合标准规定。

b.清除管道内的水合物和液态氢物质，降低介质水、氢露点，使气质符合标准规定，保证供气质量。

c.清除管线内的泥沙、积水、污液及其他杂质，降低沿程摩阻，提升输送效率。

d.清除硫化铁粉末、锈渣及施工过程中残留的焊渣，保证过滤分离设备使用安全，避免金属碎屑对压气站、计量站附属设施造成的损伤。

e.检查管道内部通过能力。

f.清除管道内的明水， 最大限度避免电解质的形成，减小冰堵概率，减缓硫化氢、二氧化碳对管道内部的腐蚀，延长管道寿命。

g.减少天然气中的粉尘、 杂质和污液对设备、仪表的污染、冲刷及腐蚀等破坏。

h.为下一步进行的管线变形检测工作做好准备。

1.2 清管器的类型与功能

天然气管道清管器［3］分为智能清管器和非智能清管器两种。 非智能清管器在管道中运行仅起清扫、隔离等机械性的功能，主要有清管球、皮碗清管器、清管刷、凝胶状物清管及泡沫清管器等， 非智能清管器可以将管道分成两个或多个部分，起到隔离介质的作用；智能清管器，除了具有非智能清管器的功能外， 还可以利用内置的传感器检测管道的变形、腐蚀等损伤，准确找到损伤的位置，并能检测管道内的压力、温度等参数。

无论是智能还是非智能清管器，最主要的功能就是清除管道内的杂物和积液、保证管道的畅通、提高管输效率、减少腐蚀、隔离不同介质、腐蚀检测等。

智能清管器清管步骤如图1所示。

图1 智能清管器清管步骤

1.3 清管作业方案前准备

在编制清管方案前［4～6］，应对计划清管作业的管段进行基础数据调查。 基础数据调查内容主要包括管段基础参数、 清管发送和接收装置参数、清管作业历史记录和清管器选用情况4个方面的内容：

a.管段基础参数，内容包括各清管管段的长度、壁厚、设计压力、站间管容等。 当前运行压力、清管器发送/接收装置的尺寸、流程是否满足进行清管器的收/发作业要求、清管指示装置配备和配置情况。

b.清管器发送和接收装置参数， 包括收/发球筒的长度、内径等。

c.清管作业历史记录，内容包括，清管时间、清管次数、清管器材类型、清管球/碟型皮碗清管器或直板清管器、清管器材尺寸和过盈量、清管运行压力、运行速度、主要清出物及其重量（体积）、清管器磨损情况、清管过程中的卡堵情况。

d.清管器选用情况，内容包括，需要的清管器类型和数量、清管器技术指标、组装方式、可用供货商。

1.4 清管速度与气量的计算

清管器运行距离L的计算式为：

式中 d——输气管内直径，m；

p0——标准大气压，0.101 325 MPa；

ppj——清管器后平均压力（绝），MPa；

Q1——发清管器后的累计进气量，m3；

T——清管器后管段内气体平均温度，K；

T0——15 ℃的下的热力学温度，273.15 K；

Z——气体的压缩因子系数。

清管器运行速度v的计算式为：

式中 F——管道内径横截面积，m2；Q——输气流量，km3/d。

清管器过盈量Δβ的计算式为：

式中 D——清管管段内径，mm；

D1——清管器外径，mm。

平均压力ppj的计算式为：

式中 pQ——管道内起点压力，MPa；

pZ——管道内终点压力，MPa。

管道内任意点x处压力px的计算式为：

式中 l——管道的总长，km；

x——x处距起点的距离，km。

2 中哈天然气管道清管作业特点

2.1 清管站设置特点

2.1.1 清管站未就近压气站合建

根据独联体国家的相关标准要求，在压气站上下游0.75 km处必须设置干线截断阀，中哈天然气管道清管站未与就近的压气站合建，而是在压气站上下游0.75 km处分别设置了收/发球站。 而中国标准要求， 清管设施宜设置在输气站内，因此我国大部分长输管道清管设施均与就近的分输站或压气站合建［7，8］。具体清管站设置对比如图2所示。

图2 中哈天然气管道和国内天然气管道清管站设置对比

2.1.2 清管站站间距大

中哈天然气管道里程-高程图、 压气站分布图如图3所示。 根据图3可以看出，中哈天然气管道的清管站间距大， 其中WKC2到WKC3站间距252.5 km。清管站间距大，清管器在管道内运行的时间和距离都很长， 对于清管器的皮碗强度、配置和发射机的质量都提出了更高的要求，因此清管器选型极为重要。

图3 中哈天然气管道里程-高程图、压气站分布图

2.2 清管站工艺特点

2.2.1 发球工艺

中哈天然气管道的发球工艺和一般管道发球工艺对比示意图如图4所示。 具体存在以下两点不同：一是阀门选型不同，中哈天然气管道正输流程和收球流程均选择了气液联动阀门；二是发球筒工艺不同，中哈天然气管道收球筒增设了平衡管线。

图4 中哈天然气管道和一般管道发球工艺对比示意图

2.2.2 收球工艺

根据图5中的对比可以看出， 中哈天然气管道的收球工艺和一般管道收球工艺有3点不同：设置冷凝液收集器；截断阀与收球筒喉部距离加大；收球操作工艺增加旁通阀门，防止清管器撞击盲板。

2.2.3 跨国管道清管作业要点

跨国管道清管作业要点如下：

a.具备清管器发送和接收的工艺条件；

b.确认清管各工作组工作界面和职责；

c.清管器通关手续办理；

d.边境计量站临时计量方式需要在业主方、海关和输气公司之间达成一致意见；

e.调控中心之间建立畅通的联系和协调平台；

f.使用同一接收频率的信号接收机；

g.双方保持良好的合作关系，密切配合。

3 清管作业风险分析及应对措施

清管作业虽然是输气生产中一种常规作业，但相对其他生产作业风险性较大，在清管作业过程中最有可能出现的是清管器卡堵事故；在收发球过程中，如果操作不当，有可能出现天然气泄漏引起火灾事故；由于硫化亚铁自燃也能引起火灾事故；甚至发生人身伤害事故。 一旦事故发生，将影响全线的安全生产运行， 甚至造成停输、割管等重大恶性生产事故，同时也将造成不可估量的经济损失［9］。

3.1 清管器卡堵

当清管器前后压差大于0.5 MPa时，可判断清管器存在卡堵。 潜在原因为：

a.清管器在行进过程中遇到较多的粉尘，阻碍其行进；

b.管段严重变形导致清管器受阻；

c.管道弯头的半径小于清管器能够通过的最小半径；

d.管段内存在阻碍清管器前进的大障碍物，如一段脱落的三通隔板、大的金属物体等；

e.并行管道之间的跨接线未关闭，清管器进入两跨接线间停止行进。

解决办法：

a.增大推球气量， 以加大清管器前后压差，使之运行；

b.降低清管器前的压力， 以建立一定压差，使之继续运行；

c.排放清管器后天然气，反推清管器解卡；

d.如果因管道冰堵造成清管器卡堵，则可采用局部加热方式解堵；

e.以上方法均不能解卡时，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

清管器在行进过程中被磨损、划伤而导致破裂，进而会使清管器停止运行。 解决办法：

a.再发一个清管器将遗留在管内的清管器推出；

b.上述方法无效时， 需定位清管器位置，采取割管的方式取出清管器。

3.3 清管器漏气

由于清管器皮碗磨损而漏气会使清管器运行缓慢或导致行进停止。 解决办法是增大推球气量推球或再发一个过盈量较大的清管器推出前一个清管器。

4 中哈天然气管道清管器解堵实践

中哈天然气管道按计划开展C线跨境段（C线8号清管站-霍尔果斯站） 内检测第1轮清管器发球作业，全程120.1 km，其中哈国境内114.8 km、中国境内4.3 km，沿途穿越哈国伊犁河，地势相对平坦，个别地段稍有起伏，河流、沟壑众多，水网密布，地表为农田和草地。 根据清管器运行速度变化（图6）可知，清管器经过61号阀室后球速明显下降，在进入哈国段军事缓冲区后“失联”，判断清管器出现卡堵现象； 后续通过调整全线工艺，制定提量冲球方案，增大推球气量，以加大清管器前后压差，使之运行，成功解决清管器卡堵事件。

图6 清管器运行速度变化

潜在原因分析：

a.清管器经过61号阀室后球速明显降低，可能是清管器皮碗有破损，在霍尔果斯调整为收球流程后，C线输量下降， 近霍尔果斯处高程增加，清管器停留在管道爬坡处，球推进力弱无法克服高差进而停止；

b.霍尔果斯河为大开挖方式， 两边存在20°斜角，造成清管器停止；

c.清管器在一个三通位置卡阻，无法运行；

d.清管器破碎停留在管道内部，无法运行；

e.管道变形造成清管器卡阻，无法运行。

解堵措施：

a.使用信号探测仪器开展64号阀室至中哈边境处的搜寻工作，确定清管器的位置。

b.制定提量冲球方案。提高管道下游接气量至1.4亿立方米/日，同时做好低于6.5～6.7 MPa接气准备； 将中哈天然气管道C线末站调整为怠速运行，降低卡球段管道管存，管道接气点降压2 MPa；降低中哈管道C线各站运行负荷，确保最快速度降低事故段管存， 避免影响上游气源进气；当管道末端接气压力降至目标值后，将AB线末站调为怠速状态，C线末站快速加载，按照最大能力处理，将管道瞬时流速提高20 km/h，利用瞬间气流推动清管器运行。

5 结论与建议

长输天然气管道清管器卡堵的治理需要采取多种措施，包括预防措施、应急处理、定期检测和维修以及智能化清管器等。 只有综合运用这些措施， 才能有效地减少清管器卡堵问题的发生，保障天然气管道的安全和稳定运行。 相关建议如下：

a.清管前确认全线工艺状态，关闭并行管道建跨接线，关注气质变化，防止冰堵情况产生，必要时可提前采取注甲醇措施。

b.制定清管跟踪记录表，及时跟踪清管器位置，并作出预测。

c.清管器常年使用造成划伤、破裂、磨损，影响正常使用，因此为了避免出现窜气现象，应对清管器进行日常的维护保养，更换过盈量不足以及皮碗严重磨损、破裂的清管器。 清管作业前检查清管器，确保符合作业条件。

d.清管收球过程中， 合理调整收球工艺，控制管道进出口压力，合理控制清管器速度，在排液的过程中，按照多次、缓慢的排液原则，将液量控制在合理的范围内。 使天然气在进入预分离段后气液有效分离， 避免大量液体进入下游设备，保证运行安全。