输气管道清管器卡堵诊断与应急处置方法.pdf

75 技术研究2023年第9期定期进行清管作业对于输气管道长期稳定运行有着重要意义。然而，由于管道内部存在着大量的杂物和沉淀物或其他因素，清管器卡堵问题时有发生。对于清管器卡堵问题，如果不能及时、有效地解决，将会给管道运行带来不可估量的危害，包括管道输气效率降低、管道破损、事故风险增加等。因此，对于输气管道清管器卡堵问题的解决方法研究具有非常重要的意义。1 清管器卡堵的类型及原因分析1.1 焊口错边卡堵管道的焊口连接部分是管道输送气体的重要部位，如果焊接不规范，就容易造成焊口错边现象。焊口错边是指管道在焊接时，焊接接口的位置偏移了一定的距离，从而导致管道内部出现不规则的凸起或凹陷，这些凸起或凹陷会阻碍清管器顺利通过，导致清管器卡堵1。焊口错边的原因主要有以下几个方面1：（1）焊接操作不规范。如果焊接人员焊接时没有严格按照标准进行操作，或者焊接人员技术不熟练，将容易导致焊口错边。（2）管道在运输或安装过程中受到外力的作用，比如挤压、变形等，管道的焊口连接部分也将会出现错位。（3）管道材质不均匀。管道材质的不均匀也会导致管道焊口错边，如管道材质硬度不均匀，焊接时产生的热量不均匀等。1.2 粉尘堆积卡堵粉尘是管道输送过程中不可避免的产物。一方面，由于管道本身的摩擦和气流带动，会产生大量的灰尘和细小颗粒物，这些物质会在管道内壁和弯头等部位积聚并形成粉尘；另一方面，天然气中的气体成分对于管道内的腐蚀、积存沉淀物等均会产生影响2。例如，天然气中若含有较多的硫化氢，容易促进管道内的腐蚀，并形成粉尘等沉淀物。如果清管周期安排不合理，这些粉尘会逐渐堆积在管道壁上，导致管道内径变小，甚至完全阻塞管道。当清管器通过时，由于管道内壁周围堆积的粉尘使得清管器通过时的阻力增大，导致清管器运行缓慢，从而导致卡堵。粉尘堆积的主要原因有：（1）管道维护不及时。如果管道的清管周期安排不合理、不及时，粉尘会逐渐堆积在管道内部，增加卡堵的风险。（2）管道设计不合理。例如弯头设计过多或者管道直径过小等，容易使粉尘在管道内部沉积，形成粉尘层，在清管作业期间大大增加因粉尘堆积造成清管器卡堵的风险。1.3 管道变形或缩径导致清管器卡堵长输管道在施工和运行使用过程中可能会输气管道清管器卡堵诊断与应急处置方法蔡国塔里木油田公司油气运销事业部南疆利民油气储运中心 新疆 喀什 844000 摘要：清管作业是天然气长输管道运行期间的一项重点工作，是保证管道清洁和提高输气效率的重要措施。主要对长输管道清管器卡堵的类型、原因以及解卡方法进行了分析和总结，现在实例表明灵活运用多种解卡措施，能够及时有效地解除故障，降低卡堵影响及解卡成本，保证管道安全平稳运行。关键词：输气管道 清管器 卡堵 处置D i a g n o s i s a n d E me r g e n c y H a n d l i n g Me t h o d s f o r B l o c k a g e o f G a s P i p e l i n e C l e a n i n g D e v i c eC a i G u oNanjing Limin Oil and Gas Storage and Transportation Center，Oil and Gas Marketing Department，Tarim Oilfield Company，Kashgar 844000Abstract：Pipeline cleaning operations are a key focus during the operation of long-distance natural gas pipelines and an important measure to ensure pipeline cleanliness and improve gas transmission efficiency.This article mainly analyzes and summarizes the types，causes，and unblocking methods of blockage of the cleaning device in long-distance gas pipelines.The examples presented in this article demonstrate that by flexibly using various unblocking measures，the fault can be timely and effectively resolved，the impact of blockage and unblocking cost can be reduced，and the safe and stable operation of the pipeline can be guaranteed.Keywords：gas pipeline；cleaning device；blockage；handling技术研究 76 2023年第9期受到各种因素的影响。例如地震、地质变化、地面沉降、管道运行过程中受到外力冲击或其他因素造成的机械损伤，都会导致管道局部变形或缩径，在清管期间难以通过从而出现卡堵3。1.4 阀门卡堵清管器在阀门处发生卡的的可能性不高，但也偶有发生，其主要原因有：（1）在进行管道清管作业前期准备不充分，未安排专人确认沿线站场、阀室的截断阀门是否处于全开状态。（2）在清管过程中，由于阀门关闭时间有误，造成清管器卡在阀门中间。1.5 三通卡堵三通卡堵是清管过程中可能出现的一种较严重的问题，轻则会造成输气中断，严重时可能造成管道压力升高，甚至会导致输气管道因憋压造成刺漏等严重问题，造成输气管道清管器在管道三通位置卡堵的原因有4：（1）管道在施工过程中，未在管道三通位置设置挡条，清管器在通过三通位置时易产生倾斜，进而造成卡堵。（2）在放空引流、建立压差阶段，操作人员未及时关闭放空阀，导致管道内气体形成偏流，清管器运行到该处附近是发生偏移，由于姿态不正，卡堵在管道三通挡条处。2 解卡方法2.1 看压差、定位置清管作业期间清管器运行的动力源是清管器前后的压差，在清管器卡堵后，上游来气无法及时输至下游，清管器后端形成憋压，管道压力呈上升趋势，同时由于下游用户持续用气导致清管器前端的压力呈下降趋势。工程师一方面根据SCADA系统采集的实时压力数据，进行分析；另一方面，根据现场检测组反馈的信息，初步判断清管器可能卡堵的大致位置，然后通知现场跟球人员利用通过指示仪对该区域加密寻找，参照高等数学中夹逼准则的思想，不断缩小区域范围，最终确定具体的卡堵位置。2.2 调气量、调流向（1）确定卡堵位置后，可通过“调气量、调流向”来推球解卡，即增大清管器后端的进气流量，提高推球压力，此时要注意若球后端的压力提高至该管线的安全极限值（SOL）、标准运行条件（SOC）控制清单中的SOC值，若清管器仍卡堵，则放弃该方法，采用“正向解卡”的方法：通过降低清管器前端用户侧的压力，增大清管器前后压差，增大推力，从而实现“正向解卡”。（2）在管网工艺流程具备正反输条件时，通过提升清管器前端的压力、流量，形成下游高压，上游低压，逆向将清管器推至发球筒。（3）在清管器解卡的方法选择时，正向解卡法与逆向解卡法不互斥，可重复选择使用，直到解卡成功。2.3 二次发球若调整气流和流向无法解决清管器卡堵问题，可以发送第二个清管器推动卡堵的清管器。此时需注意发送的第二个清管器过盈量较第一个稍大，同时可在清管器前端采用增设皮碗或直板，减少撞击，避免第二个清管器损坏。2.4 换管道，取球当利用上述各种方式尝试解卡无果后，为尽快排除卡堵故障，恢复管道正常生产，应采取割管取球解卡。当监测人员利用探测仪确定清管器卡堵位置后，关闭卡堵位置上、下游管线的主阀，放空泄压后，对卡堵段管道进行换管作业。换管作业期间，需做好下游的民生保供及现场的风险管控措施的落实。3 解卡实例HF干线输气管道隶属于NFT油气运行中心，总长332.18km，分设收发球站2座、分输站场2座、阀室5座，设计压力为6.3MPa，管径508mm、壁厚分别为7.1mm、7.9mm、8.7mm、9.5mm、设计压力6.3MPa、材质L360螺旋缝埋弧焊钢管和直缝埋弧焊钢管，沿线地理环境极为复杂，于2012年10月投产运行。2022年对该线路进行清管作业时，39#阀室清管器监测仪发出声响，显示清管器达到39#阀室，而阀室外人员未监测到清管器通过39#阀室信号，初步判断清管器停留至39#阀室，疑似发生清管器卡堵故障。由于2021年该管段清管作业过程中有大量粉尘，存在卡堵风险。本次作业清管器在距离39#阀室前端1 km处，通过下游39#阀室放空监测粉尘量，发现较多粉尘，粉尘呈减少趋势。现场放空无粉尘后，关闭39#阀室放空流程，39#阀室清管器监测仪发出声响，显示清管器达到39#阀室，而阀室外人员未监测到清管器通过39#阀室信号，初步判断清管器停留至39#阀室。确定卡堵位置：根据前期放空操作，初步怀疑清管器卡堵在阀门1101前端放空三通处。现场验证关闭阀门1102，打开阀门1103、1104、1105。在放空10秒后，阀门1103前端压力表压力归零，确定清管器卡堵在39#阀室靠近和田输气站一侧的三通处，图1。77 技术研究2023年第9期图1 确定卡堵位置3.1 正向建压差解卡考虑到泡沫清管器形变能力较强，决定采取正向加大压差进行强制推送解卡。同时考虑到清管器距离39#阀室主阀较近且未通过主阀，不能在39#阀室建立压差，决定通过B分输站建立压差，见图2。（1）7月25日19：40关闭B分输站主干线阀门进行建压推球。7月25日23：03当B分输站主干线阀门前后压差达到0.41MPa（3.56MPa3.15MPa）时进行开阀推球，清管器未动，39#阀室进出站压力持平，清管器内漏。（2）8月6日10：45再次关闭B分输站主干线阀门建立压差。8月6日20：00，B分输站主干线阀门前后压差达到0.85MPa（3.76MPa2.91MPa）时进行开阀推球，39#阀室现场听见明显气流声，经监测确认清管器未通过39#阀室，清管器串气明显。图2 正向建压差解卡示意图3.2 反向建立压差解卡在正向推球无法解卡的情况下，决定以8月H采气处理厂检修气流改变方向为契机，反向通过39#阀室旁通流程将清管器由三通卡堵位置压回主管道内，再利用ZP来气推送清管器，最后返回和田输气站。2022年8月24日H采气处理厂停产检修，当日19：18关闭39#阀室主阀及旁通流程建立压差。8月25日16：11，39#阀室前后管段压差0.5MPa（3.80MPa3.30MPa）时，导通39#阀室旁通阀流程，清管器成功解卡，见图3。图3 反向建立压差解卡示意图这次清管器卡堵的直接原因为清管器到达39#阀室，现场操作人员未及时关闭放空阀，导致管道内气体形成偏流，由于泡沫清管器质量轻、惯性小、弹性强发生偏移，卡堵在主阀前端三通挡条处。4 结束语（1）在进行清管作业时要遵循一个原则“优先考虑通过性，其次考虑清管效果”，在没有足够的把握顺利清管前，优先考虑发送通过性好的清管器，检测管道的通过能力，之后根据管线的工况不同，选用不同形式的清管器顺利完成清管作业。（2）清管器卡堵后及时确定卡堵位置极为重要。清管器卡堵后的寻找时间极为漫长，据不完全统计，卡堵位置无法确定的主要原因为：跟球设备质量差、监测人员责任心差、监测经验不足及特殊地形监测不到。其中监测人员责任心差、监测经验不足占比约65%。在长输管道的日常管理中，不断加强监测人员的责任心和清管作业的理论知识，是促进解堵的关键，也是顺利清管的关键。（3）确定卡堵类型后选择解卡方法时，既要考虑卡堵的严重程度，又要考虑清管器卡堵对输气管网的总体影响，避免出现下游断供、上游憋压停产，同时树立安全发展理念，坚持安全第一，合理选择解堵方法，尽可能实现“无扰动”解卡。参考文献1廖庆喜，王发选管道焊接质量控制方案J.油气田地面工程，2007（4）：3-42杨静，申辉林，秦敏，等塔轮天然气管道沉积物形成原因及应对措施 J.油气储运，2019，38（12）：1391-1396；14023白港生，李卫全，张元，等油气管道清管器的通过性能设计 J油气田地面工程，2021，40（4）：71-764张有渝，陈凤，韩霈霆，等高压大口径输气管道用管件设计制造技术分析 J天然气与石油，2022，40（5）：44-53作者简介蔡国（1997.3），男，汉族，甘肃武威人，本科，助理工程师，主要从事长输管道生产运行及安全管理方面的工作。