摘要：打孔盗油和第三方破坏一直是油气管道安全运行的最大威胁。特别是在上个世纪90年代，许多输油管线都遭到了不法分子的危害。打孔盗油后留下的开孔点，一般都是采用夹具封堵的方式进行修复，后期运行中，无法对封堵夹具进行有效的检测，给管道运行留下了安全隐患。2016年，新疆输油气分公司组织开展了库鄯原油管道两处封堵夹具的换管作业，采用了清管排油和空管投油两种工艺处置方法，为干线换管作业争取了宝贵时间。
关键词：大落差管道 清管器排油 空管投油 复产
1清管排油实践
1.1 动火点情况简介
本次动火作业位于库鄯原油管道高点至减压站管道之间，高点位置高程为1560米，减压站高程为808米，管线里程为71公里，属于大落差管道。如图1所示，1#动火点位于高点下游2.9公里位置，地势相对较高；2#动火点位于减压站进站前50米位置，属于该段管线的低点。
.png)
图1：动火点位置示意图
1.2排油方法选择
干线排油一般采用开孔排油和自压排油两种方式。开孔排油适用于管线收油量较少的情况。自压排油是利用管道的高程差，油流在重力的作用下，地势高的油品压入地势低的位置。由于地势起伏的原因，很难将管道沿线各低凹位置的油品排尽。特别是原油管道，由于管道内壁结蜡层吸附了较多的原油，断管后存在残油不尽，冲塌黄油墙的风险。
根据以上分析，排油工作分两段进行：I段管线排油为1#动火点位置排油，1#动火点地势较高，且距离高点较近，管道内壁结蜡层吸附的原油较少，可采用自压排油,计划排油长度为8.7公里。II段管线排油为2#动火点位置排油，由于12#阀室存在内漏，需要11#阀室至减压站间管线的油品全部排尽,计划排油44.8公里。由于排油的管线距离长，自压排油后，存在管壁残油不尽的风险。为解决管壁残油的问题，计划在11#阀室放置一个清管器，依靠氮气推动清管器的方式将油品全部推入末站罐区。排油示意图如图2所示,计划排油量为460m3/h。
I段管线排油：管线停输后清管器位于11#阀室上游8.7公里处。打开库鄯线末站进油流程，依靠高点至库鄯末站的高差，推动清管器继续运行，同时在高点注入氮气，当清管器通过11#阀室时，累计排油8.7公里，即完成了I段管线排油。
II段管线排油：当清管器通过11#阀室后，关断11#阀室，在11#阀室安装注氮管线，推动清管器继续运行。当清管器通过12#阀室后关闭12#阀室，在12#阀室安装注氮管线继续注氮，直到清管器进入减压站收球筒，这样就完成了2#动火点位置的排油。
.png)
图1：管线排油示意图
1.3 排油操作
1.3.1清管器的选择
选择双向直板清管器，过盈量4%，骨架和前后直板必须保证完全密封，减少清管器前后端油品泄漏。
1.3.2 清管器通过能力计算
清管器运行过程中受到的阻力包括本体与管道内壁的摩擦力，管壁积蜡阻力，清管器的重力。对于氮气推动的清管器还应包括清管器推动的最大静水压力。如果氮气的推力大于清管器受到的阻力，则清管器可以顺利通过管线。
实际运行时，参考历史清管记录，清管器运行压差为0.3MPa。清管器前端承受的最大静水压力值为0.5MPa，确定清管器后端氮气注入压力为0.8MPa。
1.3.3 注氮设备的准备
按照排油量计算氮气注入量和注入压力，氮气车最大注入排量为4230m3/h，注入压力不小于1MPa。
工况下，氮气注入气体流速不大于15m/s，否则会出现较大节流。高点位置选择DN50的注氮管线，11#阀室和12#阀室选择DN100注氮的管线。
1.3.4 主要操作步骤
1)停输前，安排动火点上游站场发送一个直板清管器。
2)当清管器运行至11#阀室上游8.7公里位置时，库鄯线停输。
3)在高点位置安装注氮管线，打开库鄯线末站收油流程，利用高点与库鄯线末站的高差自压排油。
4)开启高点位置氮气注入，保持管线微正压氮气注入。
5)当清管器运行至11#阀室后关闭截断阀，在11#阀室安装注氮管线，注入氮气，依靠氮气压力推动清管器继续排油。
6)当清管器通过12#阀室后启动12#阀室注氮设备，直至清管器进入减压站收球筒。
1.4 排油效果
1#动火点断管结束后，管道内壁吸附了部分残油，两侧断口面不断有油滴流出，累计回油管壁残油15m3。
2#动火点断管结束后，管道内壁仅有少量油迹，大部门管壁能够露出金属光泽，不需要进行残油回收，可以直接砌黄油墙封堵。管道内壁效果如图3所示，清理出的积蜡如图4所示。
.png)
图3：2#动火点清管器断管后管道内壁效果 图4：减压站收球筒清理出来的积蜡
2 空管投油实践
2.1 复产工作简介
对于干线投产，一般是采用的是低点进油，高点排气的方式投产。顺序投产时,油头前端需要注入一段距离的水，以隔离原油和空气。由于库鄯原油管道不具备反输流程，无法采用低点进油,高点排气的复产工艺。
如图4所示，本次动火完成后，图中黑色部位为动火完成后管道内的原油，高点至8.7公里，11#阀室至减压站间管道充满了氮气，空管容积约14872m3，计划采用空管投油的方式复产。
管道排气分两阶段进行，第I阶段，将里程为8.7公里至11#阀室间的原油通过自流的方式导通至减压站。第II阶段，上游站场启泵，油品从高点向减压站运行，在11#阀室、12#阀室、减压站进行排气。
.png)
图4：复产前工艺状态
2.2 复产操作
2.2.1 启输排量计算
为确保大落差管道内内气体顺利排出，需保证管道内流体尽可能为满管流的状态。受重力因素的影响，流体总会趋向于不满流。出现不满流后，管道内的气体会就会进入油品中，管道在运行过程中容易出现水击现象。油品进入末站储罐，还可能对浮船升降造成影响。启输排量受两个因素的影响：一是雷诺数，要保证管线不出现层流，二是管道沿地势起伏的最大斜率，要保证流体自身流速大于重力作用下的沿管道斜率下的分速度。
简单计算时，管道内液体的流速应满足
—管道内流体速度，m/s；
—管道内径,mm；
—管道斜率；
—重力加速度。
根据线路调查，管线最大斜率=0.1，计算得出＞0.6km/h，即最小启输排量Q=166m3/h。实际启输排量为550m3/h， 满足管线不拉空和流体不出现层流的要求。
2.2.2 排气操作
（1）第I阶段排气
动火完成后，8.7公里至11#阀室间约17.5公里管线充满了原油。控制11#阀室旁通阀门开度在1/2左右，将上游的17.5公里原油自流至减压站，在减压站收球筒放空管线现场排气。
（2）第II阶段排气：
自流结束后，启动上游站场输油主泵向管线内灌油。
打开11#阀室，12#阀室截断阀，关闭减压站出站流程，使得高点至减压站形成一个密闭的输送管道。
启输初期，启输排量控制在泵的最小排量，约 460m3/h。根据现场排气情况逐渐增加管道输量，启输后在11#阀室、12#阀室和减压站三处同时排气，排气口见油后关闭。计算管线内灌满原油时减压站的静水压力，当减压站进站压力值超过6.85MPa或高点压力值超过0.4MPa立即停泵，复产工作结束。表1为复产过程操作记录。
排气过程中，管线平均排量为586m3/h。管线累计进油14440m3。排气结束后，其中管道内存在432m3气相空间，约占总管容的2.9%。打开管线高点放空阀，没有气体排出，说明管线内的气体全部被推向了下游。
.png)
图5:12#阀室现场排气照片
12#阀室和减压站的成功排气证明了大落差管道空管投油是可行的，投产时只要油流的速度满足排气要求，油头就可以顺利推动管道内的气体向下游运行。
3 结论
本次作业采用了自压推油和氮气推动清管器排油两种排油方法。通过对比，氮气推动清管器排油效果更好，排油结束后管道内壁只有少量油迹，减少了收油时间和油品转运的风险。
从高点到减压站的复产方式为空管投油，动火完成后就可以安排管线启输。通过管道沿线最大斜率反算启输最小排量，保证流体在运行过程中将管线内气体推向下游站场和阀室，为今后管道的复产工作提供了借鉴意义。