常小虹

（陜西延長石油（集團(tuán)）管道運(yùn)輸?shù)谌止?，陜?延安 716000）

1 石油管道分布

目前，我國已基本形成連通海外、覆蓋全國、橫跨東西、縱貫?zāi)媳?、區(qū)域管網(wǎng)緊密跟進(jìn)的油氣骨干管網(wǎng)布局。根據(jù)國家發(fā)改委在2017年印發(fā)的《中長期油氣管網(wǎng)規(guī)劃》明確，至2025年，國內(nèi)油氣管網(wǎng)規(guī)模提升至24萬公里，其中，天然氣、原油、成品油管道里程數(shù)分別達(dá)到16.3萬公里、3.7萬公里、4萬公里。屆時(shí)，全國省區(qū)市成品油、天然氣主干管網(wǎng)將全部實(shí)現(xiàn)聯(lián)通。

2 長輸管道檢測和使用

隨著長輸管道的規(guī)模不斷壯大，管道公司面對(duì)不斷變化的因素，對(duì)油氣管道運(yùn)行中面臨的風(fēng)險(xiǎn)因素進(jìn)行識(shí)別和評(píng)價(jià)，通過監(jiān)測、檢測、檢驗(yàn)等各種方式，獲取與專業(yè)管理相結(jié)合的管道完整性的信息，制定相應(yīng)的風(fēng)險(xiǎn)控制對(duì)策，不斷改善識(shí)別到的不利影響因素，從而將管道運(yùn)行的風(fēng)險(xiǎn)水平控制在合理的、可接受的范圍內(nèi)，最終達(dá)到持續(xù)改進(jìn)、減少和預(yù)防管道事故發(fā)生、經(jīng)濟(jì)合理地保證管道安全運(yùn)行的管理模式不斷被重視和完善。

原油輸送管道經(jīng)過一定時(shí)間的使用，在管內(nèi)壁會(huì)沉積一定厚度不易流動(dòng)的石蠟、膠質(zhì)、凝油、砂和其他雜質(zhì)的混合物（結(jié)蠟），造成原油管道實(shí)際輸油管徑變小、輸送能力減弱、摩阻增加等問題，嚴(yán)重增加系統(tǒng)能耗，降低輸送質(zhì)量。國產(chǎn)原油含蠟量較高，在輸送時(shí)管壁結(jié)蠟現(xiàn)象尤其明顯，嚴(yán)重時(shí)可使原油失去流動(dòng)性，造成凝管重大事故。因此，除采取必要措施防止原油在管道內(nèi)結(jié)蠟外，定期對(duì)原油管道進(jìn)行清管處理是非常重要的必要手段。

由于含蠟原油的凝點(diǎn)一般高于管道周圍環(huán)境溫度，必須降凝降粘后輸送，目前多采用加熱輸送。隨著管道中沿程油溫的降低，在析蠟點(diǎn)以下，原油中石蠟逐漸析出并沉積在管壁上，使流通截面減少，摩阻增大，管道輸送能力降低；同時(shí)又增大了油流至管內(nèi)壁的熱阻，使總傳熱系數(shù)下降，并使輸送費(fèi)用增加。由于管內(nèi)壁結(jié)蠟，給輸油工作帶來了許多新的問題。通過提升輸送原油溫度的措施來控制管內(nèi)壁結(jié)蠟，這雖然是減少結(jié)蠟的措施，但增加了管道的熱損失。為了在經(jīng)濟(jì)加熱溫度較低時(shí)確保管道的輸油能力，國內(nèi)外對(duì)管內(nèi)壁石蠟沉積的條件和機(jī)理進(jìn)行了不少實(shí)驗(yàn)研究工作。下面就管內(nèi)壁的結(jié)蠟情況在線監(jiān)測做出方法指導(dǎo)，為原油管道的清管、內(nèi)檢測提供數(shù)據(jù)支撐和更具體的科學(xué)依據(jù)。

采用加熱輸送的原油管道，輸送介質(zhì)溫度最低處應(yīng)該在中間加熱站進(jìn)加熱爐之前或者在末站進(jìn)罐之前，下面就以輸油末站為例進(jìn)行描述，如圖所示，在收球筒旁通上裝一法蘭短節(jié)，通過定期對(duì)法蘭短節(jié)結(jié)蠟情況的檢測，已達(dá)到對(duì)整條管線的結(jié)蠟情況的監(jiān)測。

短節(jié)剖面圖

通過以下公式計(jì)算出管線的當(dāng)量管內(nèi)徑

式中：δdL——當(dāng)量結(jié)蠟厚度，m；DdL——當(dāng)量管內(nèi)徑，m；h——管線的沿程摩阻，m；D0——管線的設(shè)計(jì)內(nèi)經(jīng)，m；P1——管線起點(diǎn)壓力，MPa；P2——管線終點(diǎn)壓力，MPa；z1——管線起點(diǎn)高程，m；z2——管線起點(diǎn)高程，m；ρ——原油密度，kg/m3；L——管線長度，m；υ——原油的粘度，m2/s。Q——管線的體積流量，m3/s；β、m——與流態(tài)有關(guān)的常數(shù)，對(duì)于紊流光滑區(qū)，β=0.0246，m=0.25。

計(jì)算結(jié)果分析：管線低洼段如無沉積物，則法蘭短節(jié)處的結(jié)蠟厚度a為管線最大結(jié)蠟厚度，故計(jì)算所得DdL＞2r。可以定期取下法蘭短節(jié)測量結(jié)蠟厚度a，檢查是否需要清蠟，及計(jì)算出2r=D0-2a，并為確定清管器的尺寸提供準(zhǔn)確的依據(jù)。

3 原油管道清管

常見的原油管道清管方法分為物理法和化學(xué)法。化學(xué)法即在原油中加入表面活性劑或蠟結(jié)晶改良劑，阻止蠟結(jié)晶凝聚或繼續(xù)沉積。但是化學(xué)添加方法成本較高，十分不經(jīng)濟(jì)。故生產(chǎn)中常用物理法清管，即清管器清管。物理清管原理是將清管器（又稱清管球）送入原油管道內(nèi)并使其隨原油輸送而在管道內(nèi)移動(dòng)。由于清管器與管壁接觸部分常由彈性材料制成且直徑略大于管徑，故在管道中其外沿與管道內(nèi)壁可以做到彈性密封。當(dāng)管輸介質(zhì)推動(dòng)清管器前進(jìn)時(shí)，清管器自身或其所帶的機(jī)具會(huì)對(duì)管壁產(chǎn)生刮削和沖刷作用，從而清除管道內(nèi)的結(jié)垢或沉積物。

機(jī)械清管球的選擇至關(guān)重要（常用球：機(jī)械球、機(jī)械皮碗球，尤其是首次通球，還要根據(jù)油質(zhì)、油溫、結(jié)蠟厚度等條件選擇不同性質(zhì)的球（包括泡沫球）。機(jī)械清管器選擇時(shí)，應(yīng)注意到本體部件的設(shè)置允許通過25%的管道變形，在小于等于DN300的管道中應(yīng)能通過1.5D和彎頭。常用的皮碗清管器應(yīng)在本體（或皮碗）上設(shè)置泄流孔，使其讓5%的流體流過。機(jī)械清管器設(shè)計(jì)兩個(gè)皮碗時(shí)，兩皮碗間距宜為管道公稱直徑1.2倍，設(shè)計(jì)3～4個(gè)皮碗時(shí)，外部兩皮碗間距離宜為管線公稱直徑的1.4倍。皮碗外徑應(yīng)為管道內(nèi)徑的1.05倍，其皮碗上應(yīng)設(shè)計(jì)旁通孔（本體不設(shè)時(shí)），其孔的間距宜為150～180mm，各孔的總面積之和為管道內(nèi)徑斷面積的5%。

管道清管是原油管道安全高效運(yùn)行的必要保障，又是管道內(nèi)檢測的必要前期準(zhǔn)備，而內(nèi)檢測又是管道完整性管理的重要內(nèi)容和數(shù)據(jù)來源，自2001陜京線年提出了完整性管理，并首家在國內(nèi)實(shí)施管道完整性管理試點(diǎn)，隨后中國石油開始全面推廣實(shí)施管道完整性管理，已經(jīng)建成完整性管理體系和信息化系統(tǒng)。

4 結(jié)束語

中國石油借助其所屬的管道科技研究中心（廊坊）等內(nèi)部技術(shù)力量，從04年起通過8年多的研究和應(yīng)用，已經(jīng)全面推廣實(shí)施管道完整性管理，已經(jīng)掌握了管道完整性管理的核心支持技術(shù)，如管道數(shù)據(jù)管理技術(shù)（基于GIS）、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)技術(shù)、檢測技術(shù)、完整性評(píng)價(jià)技術(shù)和各種維搶修技術(shù)及專業(yè)的團(tuán)隊(duì)，建成了管道完整性管理體系和信息化系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了管道數(shù)據(jù)的集中管理存儲(chǔ)和完整性管理業(yè)務(wù)流程的信息化。中國石化和中海石油也開始推廣應(yīng)用管道完整性管理，開展了管道內(nèi)檢測和管道數(shù)字化等工作。