馬國武，馬 軍，龍志宏，劉 凱，張傳隆

中國石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司，河北唐山 063200

天然氣管道通球掃線和氮氣置換難點及對策

馬國武，馬 軍，龍志宏，劉 凱，張傳隆

中國石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司，河北唐山 063200

天然氣長輸管道清管、干燥、氮氣置換是管道施工的重要工序，也是投產(chǎn)運行管道降低積液帶來的腐蝕風險的重要措施。由于天然氣具有易燃易爆等特點，因此對天然氣管道系統(tǒng)進行通球掃線比較危險。結(jié)合某外輸天然氣管道通球掃線工程，介紹了通球掃線作業(yè)的難點、清管器到達和通過監(jiān)測點的判斷方法、運行異常的情況及處理措施、積液的回收、管道注氮的注意事項等。實踐表明，長距離濕氣管道采用清管掃線方式清理積液效果較好，可為今后類似項目的施工提供參考。

管道；通球掃線；置換；積液回收；注氮

南堡NP2-3LP外輸天然氣管道于2008年8月開工，11月投產(chǎn)，全長23 km，管道規(guī)格D325 mm ×7 mm，彎頭規(guī)格D325 mm×8 mm、曲率半徑R=6 DN。該管道起于南堡油田5號人工島，終于南堡油田1號人工島先導試驗站，是5號人工島外輸天然氣的唯一管道。該管道在施工過程中殘留下來的污物（水、土、砂、石塊、焊渣等雜物）和管道投產(chǎn)運行中積存的凝析液及腐蝕產(chǎn)物，降低了氣質(zhì)和輸氣能力，堵塞了儀表，降低了計量精度，加劇了管道內(nèi)壁腐蝕。為保證整條管道的平穩(wěn)正常運行，需進行清管器清管作業(yè)。

1 施工面臨的難點和風險

（1）NP2-3LP外輸天然氣中含硫化氫氣體（檢測報告顯示含量為66 mg/m3），天然氣外排過程中容易引起人員中毒，特別是沿線2個閥室內(nèi)的監(jiān)測過程，由于檢測位置處于低洼（高差約3 m）和受限的空間（密閉）內(nèi)，極易造成有毒氣體聚集超標，引起中毒乃至傷亡的風險極大。

（2）管道內(nèi)天然氣和輕質(zhì)油殘液具有易燃易爆性質(zhì)，且處在較長、密封環(huán)境中，通球過程中速度掌握不好易使鐵屑、碎石等管道內(nèi)雜物在清管球推動下與管道摩擦產(chǎn)生火花，從而造成閃爆。這是該項工程施工過程中應引起高度重視的問題，也是需要控制的關(guān)鍵難點。

（3）經(jīng)前期現(xiàn)場勘查，該條管道安裝了清管閥，但由于管道內(nèi)積液較多，且末端清管閥處無排污管道和排液計量系統(tǒng)，不能滿足接收清管器要求，如何改造現(xiàn)有流程使其能安全接收清管器以及建立滿足通球、排液的回收和現(xiàn)場計量系統(tǒng)是研究的重點內(nèi)容之一。

（4）該管道有21處彎頭，沿線定向鉆穿越道路和河流共計4處，高差偏高（最大標高差15 m），且輸送氣體為濕氣，管道內(nèi)輕質(zhì)油等積液較多，清管器前進阻力較大；因管道變形、清管段焊口內(nèi)側(cè)太粗糙、輸氣管道球閥未打開完全，可造成管內(nèi)卡球、堵球，所以必須選擇耐磨、密封性好，易通過彎頭、閥門等障礙物的清管器；同時通球順序、卡球時的應急預案、應急物資和人員、設(shè)備等需提前確定并準備完善。

（5）由于管道較長，沿線測試點較少，為了保證通球后天然氣再次投產(chǎn)安全，通球后需要再次進行氮氣置換，因此如何在較短的時間內(nèi)檢測并充夠合格的氮氣，如何快速、準確地測量出氮氣的濃度，并判斷合格與否是縮短施工時間的關(guān)鍵之一。

2 采取的措施和應急準備

（1）針對天然氣內(nèi)含有硫化氫氣體，為避免造成人員傷亡，施工前編制《硫化氫中毒應急預案》，對施工相關(guān)人員進行專項集中培訓和考核，并在管道的始末端和閥室等危險位置進行了現(xiàn)場應急演練；每一個施工現(xiàn)場均需配備正壓式呼吸器、H2S檢測儀、可燃氣體檢測儀、急救藥品等應急物資。

（2）為防止管道內(nèi)碎石與管道打出火花，遇輕質(zhì)油后發(fā)生著火、爆炸。首先進行氮氣置換，氮氣體積分數(shù)要求在99.9%以上，氮氣注入量約1 746 m3（按照管道長23 km，管徑D325 mm×7 mm的容積計算，實際用量為理論用量的1.5～2倍），從而保持清管器在惰性氣體環(huán)境下運行；其次是防止塞球或運行過程中進入空氣。另外控制通球速度和末端排液速度，清管球的運行速度宜控制在3.5～5 m/s[1]。

（3）針對原有末端清管閥不能滿足接收清管器的問題，對收球端清管閥進行改造，見圖1。將球閥1、球閥3關(guān)閉，進行放壓，待無壓力后，在清管閥與球閥1之間的管段上安裝DN100應急放空管道，并且安裝DN100閘閥5一個。

圖1 清管閥改造流程

為解決通球過程中積液排放無法計量問題，同時為防止管道內(nèi)油氣外排污染環(huán)境，根據(jù)日常天然氣生產(chǎn)數(shù)據(jù)，增加排液資源回收和氮氣放空裝置，施工時增加1套油氣分離回收流程，并安裝了應急的臨時火炬放空，流程如圖2所示。施工時由井下作業(yè)公司按照作業(yè)區(qū)指定地點吊運分離器至現(xiàn)場安裝并做好生產(chǎn)分離器接地保護，在收球筒外輸管道安裝1個鋼法蘭閘閥，以便控制油氣進分離器的壓力。

圖2 收球端排污計量流程

（4）清管器的分類及特性見表1[2]。根據(jù)常用清管器性能對比和現(xiàn)場實際情況，綜合考慮安全、效益因素，確定采用直板皮碗組合式清管器（表1序號3）進行清管作業(yè)，清管器上安裝有1個支撐皮碗、2個密封皮碗及骨架。

表1 清管器的分類及特性

（5）采用清管器進行清管作業(yè)時，可能出現(xiàn)異常情況，通過分析，總結(jié)了清管器通過監(jiān)測點與到達的判斷方法（見表2）、運行異常情況及處理措施[3-5]（見表3）。

表2 清管器通過監(jiān)測點和到達的判定方法

表3 通球過程中清管球運行異常情況及處理措施

（6）從工藝流程、設(shè)備倒運難易情況和經(jīng)濟等方面進行考慮，盡可能減少注氮點數(shù)量和位置變更，氮氣置換方案的對比見表4。通過表4的對比，本工程氮氣置換方案采用不加隔離器清管方案，即“氣推氣”方式。注氮置換時必須使用可燃氣體檢測儀隨時檢測氮氣及天然氣濃度，禁止在超過爆炸下限10%的條件下作業(yè)；氮氣置換檢測達到合格標準（可燃氣體不報警、氧氣的體積分數(shù)≤2%為合格）。

表4 氮氣置換方案選擇

（7）注氮參數(shù)確定。注氮量的確定：為了避免出現(xiàn)氮氣不足或浪費，施工前應確定氮氣使用量，1 t液氮轉(zhuǎn)化為1個標準大氣壓（101.325 kPa）、5℃狀態(tài)下的氣體體積為700 m3。按照注氮管道容積計算注氮量，實際用量為理論用量的1.5～2倍。

溫度及壓力的確定：液氮在進行氣化過程中會吸收大量的熱量，一般情況下管道內(nèi)溫能達到0℃以下，為防低溫損傷管道，施工時通過鍋爐車對氣化裝置進行熱水加熱，確保溫度控制在5～15℃之間，保證施工的需要。注氮壓力不宜過高，太高容易導致氮氣和空氣混合氣體到達閥室和場站的時間出現(xiàn)偏差，置換完畢后保持氮氣一定壓力，一般為0.2 MPa以下[6-13]。

3 結(jié)論

本次天然氣管道通球掃線施工中，通過工藝流程改造、加裝積液回收裝置、氮氣置換等技術(shù)措施，保證了施工作業(yè)的安全，切實達到了消除管道內(nèi)輕烴、沉積物的目的，從實際效果來看，提高了氣質(zhì)和輸氣能力，降低了管道內(nèi)壁腐蝕速度。通過工程實踐，得出以下幾點結(jié)論和建議：

（1）此次通球掃線造成卡球是由于通球前未檢查清管閥的開啟狀態(tài)，清管閥門開啟處于不完全狀態(tài)所致。因此通球前必須認真檢查首末端清管閥開啟狀態(tài)，清管器通過的全線閥門須全開，避免造成卡球現(xiàn)象；清管閥因其內(nèi)部構(gòu)造的局限性和管道監(jiān)測需要，已不適用于長距離管道上使用，現(xiàn)階段已將清管閥替換為適用于管道內(nèi)檢測要求的收發(fā)球筒。

（2）管道運行壓力保持在0.5～0.6 MPa，收球處壓力保持在0.13～0.18 MPa之間；當清管器受阻時，可逐步提高壓力，但不能超過0.8 MPa。

（3）收球端放空管道保持暢通和保證排放量滿足清管要求，避免出現(xiàn)憋壓造成清管器停滯。

（4）皮碗清管球過盈量一般為5%，施工前清管球要留出備用量，以提高施工的可靠性。跟蹤儀對運動中的清管器檢測不太準確，施工中需要結(jié)合進氣量和進出口壓力變化判斷清管器的位置。

（5）氮氣置換過程中氣源主要通過主線輸送，在進行支線氮氣置換時，需將主線路截斷閥門關(guān)閉，待支線檢測合格后再進行主線路氮氣置換，以保證每條線路氮氣置換均檢測合格。

（6）注氮施工最重要的是要控制氮氣出口的溫度，施工一定要嚴格按照審批后的施工方案進行，安裝溫度計和紅外線測溫儀，控制出口的溫度在規(guī)范允許范圍內(nèi)，杜絕溫度過低的氮氣進入管道。

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我國可燃冰開采技術(shù)達國際先進水平全球儲量遠超石油

我國可燃冰開采技術(shù)獲得突破性進展。據(jù)新華社近日消息，經(jīng)10余年技術(shù)攻關(guān)，吉林大學科研團隊研發(fā)出陸域天然氣水合物冷鉆熱采關(guān)鍵技術(shù)，填補了國內(nèi)該領(lǐng)域空白，總體達到國際先進水平。此外，該技術(shù)還獲得了2016年國家技術(shù)發(fā)明獎二等獎。

可燃冰分布于深海沉積物或陸域永久凍土中，是由天然氣與水在高壓低溫條件下形成的類冰狀結(jié)晶物質(zhì)，燃燒后僅會生成少量的二氧化碳和水，污染比煤、石油、天然氣小很多，但能量高出十倍。此外，可燃冰儲量巨大，所含有機碳資源總量相當于全球已知煤、石油和天然氣總量的兩倍，被國際公認為石油、天然氣的接替能源。

吉林大學從2004年開始開展陸域可燃冰鉆采項目研發(fā)，攻克了高海拔和嚴寒地區(qū)施工等多項技術(shù)難題，成功研發(fā)了國內(nèi)外首創(chuàng)的具有自主知識產(chǎn)權(quán)的可燃冰冷鉆熱采關(guān)鍵技術(shù)。

（本刊摘錄）

Difficulties and countermeasures of natural gas pipeline pigging and nitrogen replacement

MAGuowu，MAJun，LONG Zhihong，LIU Kai，ZHANG Chuanlong

Petro China Jidong Oilfield Company，Tangshan 063200，China

Pigging，drying and nitrogen replacement of long distance natural gas pipeline are the important working procedures in pipeline construction，also the important measures to reduce the corrosion risk due to liquid accumulation in the pipeline being put into operation.Because naturalgas is flammable and explosive，the pigging operation is dangerous to natural gas pipeline system.Combined with a natural gas pipeline pigging project，this paper introduces the difficult key matters of pigging operation，judgment method as pigging arriving and passing the monitoring point，abnormal operation cases and treatment measures，recovery of accumulated liquid，nitrogen injection matters needing attention.The practice shows that cleaning the accumulated liquid in the long distance wet gas pipeline with pigging technique achieves good results.

pipeline；pigging；replacement；recovery of accumulated liquid；nitrogen injection

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.01.015

馬國武（1982-），男，河北廊坊人，工程師，2010年畢業(yè)于西南石油大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田地面工程建設(shè)工作。Email：565866608@qq.com

2016-07-29；

2016-11-25