摘要：该长输管道2016年完成了对首站、中1站及中2站的增输改造工程并于同年投产。经过改造后，该长输管道全长约200km，全线采用加热密闭输送方式，其主要任务是向某炼油厂输送原油。然而其原油接收方某炼油厂对其装置每3-5年进行一次为期50天左右的检修，检修期间无法正常接收原油。而目前该长输管道输送的原油无法满足管道停输50天后再顺利启动的要求。该长输管道可实现返输功能，若采用正返输方案，其能耗比较大，安全性较差，管道运行期间存在很大安全隐患及风险。2013年该管线开始转接俄罗斯原油，俄罗斯原油具有凝固点低，流动性好等特点。炼油厂检修期间输油方案有了新的选择——俄油灌线置换停输。本文仅针对炼油厂检修期间，该长输管道采用俄油灌线置换停输再启动进行研究。
关键词：原油管道；安全因素；风险控制
引言
随着我国经济和工业的不断发展，对石油、天然气等能源的需求也日益提高。管道运输作为原油输送最主要的方式，在国家能源运输中起着十分重要的作用。我国大部分原油管道由于运行时间较长，管道内油泥、积蜡等杂质较多，严重威胁了管道的安全运行。利用管输流体推动活塞状物体清洁管道内壁，称为“清管”[1]。原油管道清管是保证管道安全运行、提高输送效率的有效手段。此外，清管作业也是油气管道内检测前的重要环节，在对油气管道进行内检测前需要进行清管作业，以满足管道内检测条件的要求[2]。然而，原油管道清管过程中存在各种各样的风险，对可能出现的风险进行有效识别并预先制定应对措施是保证清管作业安全进行的有效手段。
一、停输再启动过程分析
管道正常工况下，管内输送原油温度远远高于周围土壤温度，由于两者存在较大温差，停输后管道会不断向外界传递热量，管道与周围环境之间的温差会随着停输时间的增加而减小，其热传递也随之减小，直至管内输送油品温度接近周围土壤温度时温降过程结束。埋地管道的热力系统主要包括：大气温度、土壤、管道内介质等。原油管道停输再启动过程是由管内存油被顶挤、各项流动参数逐渐恢复到正常运行工况、伴随着原油流动、传热、水力和热力耦合、管内介质与外部土壤环境等相互影响的非稳态过程。启动时，由于长时间停输导致大幅温降，使管内油品流变性变差，因此，启动压力较高。随着管内冷油逐渐被顶出，顶挤原油量逐渐增大，管道存油量逐渐减少，管道沿线温度逐渐升高。在此过程中，泵出口压力先升高再逐渐降低。顶挤完成后，管道沿线的能量系统恢复平衡，流量和压力趋于稳定状态。一般停输后的启动过程分为两种情况：一种停输时间较短，管内原油温度下降不多，没有屈服值，再启动时压力只需克服原油黏度，流量趋于稳定，压力、温度逐渐恢复正常，最终达到平衡状态；另一种停输时间较长，管内原油温度下降较大，具有屈服值，再启动时压力首先要克服管内原油的屈服值才能使其流动，随后管道系统再逐渐恢复稳态工况。原油顶挤过程：再启动刚开始时，热油开始进入管道，冷热原油接触面处部分冷油开始压缩；再启动中顶挤开始，由外输泵提供的启动压力通过挤顶原油作用在管内存油上，当压力超过管道的静屈服应力时，管内存油开始改变晶格结构并断裂，压力波传至管道末端，油流开始流动；屈服段达到管道末端，挤顶油取代存油，完成再启动。
二、清管器运行风险分析及应对措施
（一）清管器卡堵
清管器卡堵是清管过程中可能出现的一类严重问题，轻则会造成输油过程的中断，严重时可能造成管道压力异常升高，甚至会导致管道泄漏等严重问题[3,4]。
造成清管器卡堵的原因多种多样，总体来说主要集中在以下几个方面：管道三通处未设置档条，清管器通过三通时易产生倾斜，进而造成卡堵；管道变形严重，使清管器无法顺利通过而造成卡堵；通球期间管线干线上阀门开启不完全，容易造成清管器卡堵；管道内存在大块异物使清管器不能顺利通过而造成异物卡堵；管道内油泥、蜡块等杂质过多，清管过程中缓慢淤积造成清管器堵塞。从管道压力变化情况来看，清管器卡堵有两种现象。一种是管道压力明显变化，通球期间发球站压力持续升高，收球站压力明显下降或不变，最终发球站压力突然上升，则说明清管器卡堵在某一位置。另一种是管道压力变化不明显，这种情况是由于清管器皮碗破损或被异物阻挡，跟球过程中可以发现清管器长时间未到达预定位置，需要通过跟踪装置对清管器卡堵位置进行定位。为了降低清管器卡堵风险，清管前应检查前期封堵位置，确保封堵板正常，通球过程中应重点关注。当发生瞬间卡堵时，首站停泵，跟球组人员根据管道输量和压力分布情况判断清管器卡堵位置。清管人员在确认卡堵位置后，要及时做好固定标记并向上级管理部门汇报，尽快通知输油调度和抢险组，根据现场情况共同制定抢修方案，在清管器卡堵处进行封堵作业，取出清管器后恢复正常输油。当出现缓慢卡堵的迹象时，清管组及时与调度进行沟通，将现场情况及时告知站方，抢险人员做好抢险准备，一旦清管器卡堵，及时做好封堵抢险工作，取出清管器后恢复正常输油。
（二）清管器跟踪丢失
清管器跟踪丢失是清管过程中易出现的状况，虽然不能直接导致清管过程的中断，但会对清管安全进行造成一定的威胁。可能造成清管器跟踪丢失的原因多种多样，跟踪接受器或发射机故障抑或跟踪人员疏忽大意，都有可能导致清管器跟踪丢失。此外，若管道输量临时变化导致清管器的运行速度发生变化，清管人员未及时获得参数变化信息，也可能导致清管器跟踪丢失。清管过程中若发生清管器跟踪丢失的情况，清管人员应及时与输油调度进行沟通，根据管道最新运行参数，推算出清管器的大致位置并安排人员开展现场找球定位工作，并确认清管器运行状态是否正常。
（三）管线漏油
管线漏油是清管过程中较为严重的一类风险。虽然导致管线漏油的原因各种各样，但总体来说，主要包括以下两个方面。第一，管道本体经过长期腐蚀，腐蚀严重部位存在薄弱处，通球过程中可能导致管壁薄弱部位破裂，出现管线漏油的风险。第二，通球过程中若清管器出现卡堵，可能造成管线压力瞬间升高，进而可能出现管壁薄弱处破裂漏油的风险。当发生漏油事故时，首先要判断造成管线漏油的原因。如果是因为清管器卡堵造成的，则参照清管器卡堵处置措施进行应急处置。
结束语
总之，原油管道清管是保证管道安全运行、提高输送效率的有效手段。原油管道清管作业中的风险主要集中在清管器运行、管道本体和站场操作等过程中。针对所识别出的每种风险类型分别制定了相应的应对措施，为保证整个清管作业安全顺利进行提供了有效的保障。清管期间应严格按照相应规范进行操作，若出现上述风险问题，可按照相应措施进行应急处理。此外，现场情况变化多样，各不相同，应结合现场实际情况，适当调整相应应对措施，力求做到理论与实际相结合，确保整个清管过程安全顺利进行。
参考文献
[1]王硕.中缅油气管道马德首站的风险管理研究[D].中国石油大学(北京),2018.
[2]李灿荣.中缅原油管道缅甸段D泵站风险评价研究[D].昆明理工大学,2018.
[3]李正清.中缅原油管道运营安全风险分析[D].中国石油大学(北京),2018.
[4]杨松克,赵正勋,杨曦宇,孔未臣,古丽努尔·牙哈甫.埋地原油长输管道定量风险评价技术研究[J].油气田地面工程,2018,37(05):11-15.
[5]张明.影响长输原油管道安全因素及风险控制方法[J].石化技术,2017,24(09):306.