大慶油田儲(chǔ)運(yùn)銷售分公司

小口徑原油長(zhǎng)輸管線動(dòng)火連頭作業(yè)施工工藝

徐立君

大慶油田儲(chǔ)運(yùn)銷售分公司

長(zhǎng)距離原油輸送管線在動(dòng)火作業(yè)過(guò)程中受多種因素影響。以蘇—嵯長(zhǎng)輸管線新建返輸流程施工作業(yè)為例，探討管線動(dòng)火連頭過(guò)程中不采用封堵作業(yè)的施工方法，對(duì)于現(xiàn)階段國(guó)內(nèi)外小口徑原油長(zhǎng)輸管線的動(dòng)火連頭施工工藝有一定借鑒意義。通過(guò)施工案例可以得出結(jié)論：小口徑原油長(zhǎng)輸管線在動(dòng)火作業(yè)前，應(yīng)充分考慮地形地貌、氣候條件及油品物性等多種因素對(duì)施工作業(yè)的影響；施工作業(yè)前應(yīng)制定詳細(xì)的施工作業(yè)方案，保證人力、物力、設(shè)備設(shè)施等提前就位；必要的風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別，能夠預(yù)防突發(fā)事件的發(fā)生，及時(shí)采取應(yīng)對(duì)措施。

長(zhǎng)輸管線；封堵作業(yè)；動(dòng)火連頭；施工

小口徑長(zhǎng)距離輸送原油管線在動(dòng)火作業(yè)過(guò)程中受地形地貌、氣候條件、油品物性等多種因素影響，如何合理地利用現(xiàn)有條件不采用封堵措施，安全地完成施工作業(yè)，同時(shí)達(dá)到成本優(yōu)化的目的，是石油工作者需要長(zhǎng)期探討的一個(gè)課題。本文以蘇—嵯管線新建返輸流程為例，利用管線的自然高程差，合理判斷并排出施工區(qū)域涉及的管段存油，對(duì)于現(xiàn)階段國(guó)內(nèi)外小口徑原油長(zhǎng)輸管線的動(dòng)火連頭施工工藝有一定借鑒意義。

1 基本概況

蘇—嵯長(zhǎng)輸管線位于內(nèi)蒙古呼倫貝爾草原，起點(diǎn)為蘇一聯(lián)合站，末點(diǎn)為嵯崗轉(zhuǎn)油站，管徑為?219×12mm，全長(zhǎng)88.9km。輸送介質(zhì)為原油，密度832.5kg/m3(20℃)，原油凝點(diǎn)26℃。采用加熱輸送的運(yùn)行方式。管線設(shè)計(jì)壓力6.3MPa，管徑為?219.1×5.6mm，設(shè)計(jì)輸量為100×104t/a。沿線設(shè)置線路截?cái)嚅y室2座，中間熱泵站1座。為保證蘇—嵯長(zhǎng)輸管線的正常運(yùn)行，在原有工藝基礎(chǔ)上新建返輸流程。其中，蘇一首站涉及的連頭位置為9處，動(dòng)火點(diǎn)位17處；中間站涉及的連頭位置為4處，動(dòng)火點(diǎn)位12處；嵯崗末站涉及的連頭位置為4處，動(dòng)火點(diǎn)位6處。全線共計(jì)停輸7次。

2 施工工藝

2.1 前期準(zhǔn)備

（1）考慮到施工過(guò)程中輸油管線需停輸，為降低管線凝管風(fēng)險(xiǎn)，施工時(shí)間選擇在呼倫貝爾地區(qū)地溫較高的9月份。

（2）蘇—嵯輸油管線全長(zhǎng)88.99km，海拔高度差距較大，應(yīng)提前制定管線沿途高程圖。

（3）現(xiàn)場(chǎng)勘查，制定施工方案，部署各單位（部門）工作職責(zé)，提前做好施工所需物資材料、設(shè)備設(shè)施、人力資源等準(zhǔn)備工作。

（4）提前告知上游單位具體的施工時(shí)間，做好準(zhǔn)備工作。

2.2 施工作業(yè)

以蘇一首站返輸進(jìn)站管線與原站內(nèi)工藝管線碰頭為例。

2.2.1 具體準(zhǔn)備工作

（1）在施工管段處開挖作業(yè)坑（2m×2m×3.3m），深度為管底以下2m；作業(yè)坑邊開挖排污坑；提前將DN80PN64法蘭短接焊接至預(yù)定管線上，下端安裝DN80閘閥。

（2）提前將預(yù)定放油管線開孔完畢。

（3）蘇一首站停輸前，降低首站儲(chǔ)罐的液位（7m），保證在施工作業(yè)期間能正常接收蘇一原油穩(wěn)定站來(lái)油。

2.2.2 施工過(guò)程

（1）蘇一首站調(diào)度接到調(diào)度令后，安排全線停輸，關(guān)閉外輸閥門和高壓泄壓進(jìn)口閥門，關(guān)閉4#閥室截?cái)嚅y。

（2）將羅茨泵、放油閥及收油罐車?yán)密浌苓M(jìn)行連接，打開放油閥及羅茨泵，將蘇一首站至4#閥室輸油管線中原油抽至油罐車內(nèi)。

（3）現(xiàn)場(chǎng)人員監(jiān)視進(jìn)油罐車軟管油流情況，待無(wú)油流出后，拆卸羅茨泵進(jìn)口管線，打開放空閥進(jìn)氣，排凈管線內(nèi)余油，將排污坑內(nèi)污油回收至油罐車。

（4）待放油閥無(wú)油流出后，利用手動(dòng)割刀對(duì)碰頭管段進(jìn)行切割作業(yè)，完畢后將廢棄管段移至廠區(qū)外非作業(yè)區(qū)。

（5）將原工藝管線碰頭部位殘油擦拭干凈后，按要求在指定位置打防火墻。

（6）依次進(jìn)行新老管線的對(duì)口、焊接作業(yè)，期間持續(xù)通過(guò)可燃?xì)怏w報(bào)警器檢測(cè)，確認(rèn)管線施工符合動(dòng)火條件。

（7）焊接作業(yè)完畢后，將DN80放油閥拆除并加裝盲法蘭。

（8）在施工焊接過(guò)程中，管線進(jìn)氣閥和排油閥處于常開狀態(tài)。

2.2.3 恢復(fù)投產(chǎn)

施工作業(yè)完畢后，恢復(fù)投產(chǎn)前，嵯崗轉(zhuǎn)油站調(diào)度與上級(jí)調(diào)度聯(lián)系，得到恢復(fù)投產(chǎn)命令后，導(dǎo)通正常外輸流程恢復(fù)生產(chǎn)。

2.3 放油情況

放油管段為蘇一首站至4#閥室?219mm外輸管線；進(jìn)氣方式為站內(nèi)外輸管線排空閥；排油方式為外輸管線低端開孔放油。

圖1 管段的自然高程

根據(jù)連通器原理及圖1可以看出，蘇一首站至4#截?cái)嚅y室間海拔高于蘇一首站作業(yè)點(diǎn)，且存在油流回落的區(qū)域?yàn)椋?～0.37km、10.40～10.80km、12.50～12.70km，共計(jì)長(zhǎng)度為969m。

根據(jù)體積計(jì)算公式進(jìn)行計(jì)算，最終得出管線回落油量為32.3m3，管段放油量統(tǒng)計(jì)見表1。

表1 管段放油量統(tǒng)計(jì)

2.4 風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別

（1）4#閥室截?cái)嚅y關(guān)閉不嚴(yán)，導(dǎo)致原油持續(xù)流出。應(yīng)急措施：關(guān)閉首站外輸閥前端閥門或關(guān)閉中間站進(jìn)站閥門，同時(shí)緊急調(diào)派原油罐車進(jìn)行收油；如原油排放超過(guò)4h仍有原油流出，應(yīng)停止施工作業(yè)，立即組織恢復(fù)投產(chǎn)，組織人員分析原因，重新制定施工方案。

（2）在施工作業(yè)期間，外輸管線長(zhǎng)時(shí)間停運(yùn)，管線內(nèi)原油溫度降低。預(yù)防措施：在恢復(fù)投產(chǎn)后采取出站原油高溫度、大排量的方式運(yùn)行。

（3）在施工作業(yè)期間，由于管線內(nèi)溫度發(fā)生變化，可能造成已砌筑防火墻存在間隙，管線內(nèi)存在可燃?xì)怏w，焊接過(guò)程中出現(xiàn)閃爆事故。預(yù)防措施：在施工過(guò)程中，管線的進(jìn)氣閥和排油閥處于常開狀態(tài)，施工完畢后關(guān)閉。

3 結(jié)論

通過(guò)蘇—嵯輸油管線動(dòng)火連頭施工案例可以看出：

（1）小口徑原油長(zhǎng)輸管線在動(dòng)火作業(yè)前，應(yīng)充分考慮地形地貌、氣候條件及油品物性等多種因素對(duì)施工作業(yè)的影響。

（2）施工作業(yè)前應(yīng)制定詳細(xì)的施工作業(yè)方案，保證人力、物力、設(shè)備設(shè)施等提前就位。

（3）有效利用管線高程圖，合理判斷管線出油量、剩余存油量，能夠避免不必要的封堵作業(yè)，達(dá)到節(jié)省投資、安全施工的目的。

（4）必要的風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別，能夠預(yù)防突發(fā)事件的發(fā)生，及時(shí)采取應(yīng)對(duì)措施。

（5）小口徑原油長(zhǎng)輸管線停輸動(dòng)火作業(yè)前，如何采取高效的方式排凈作業(yè)區(qū)域的原油，最短的時(shí)間內(nèi)達(dá)到動(dòng)火條件，在施工全過(guò)程中至關(guān)重要。

（欄目主持焦曉梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.6.024