阿赛线废弃管线氮气吹扫施工方法

Ｐｉｐｅｌｉｎｅ　Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ　ａｎｄ　Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ

２０１８　Ｎｏ􀆰５　

阿赛线废弃管线氮气吹扫施工方法

刘兆鑫

（中原油田天然气技术服务中心，河南濮阳　４５７００１）

　　摘要：文中通过氮气吹扫施工方法在阿赛线改造工程中的应用，详细介绍了废弃管线技术参数和封存要求，明确了管线氮气吹扫的施工流程，提出了施工过程中的注意事项，总结了氮气吹扫施工方法的实施重点，对以后采用氮气吹扫施工方法的工程提出了实施建议。关键词：氮气吹扫；施工方法；输油管线

中图分类号：ＴＥ９７３　　　文献标识码：Ａ　　　文章编号：１００４－９６１４（２０１８）０５－００３２－０３

ＮｉｔｒｏｇｅｎＰｕｒｇｅＣｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎＭｅｔｈｏｄｆｏｒＡｂａｎｄｏｎｅｄＰｉｐｅｌｉｎｅ

ｉｎＡＥｒＳｈａｎ－ＳａｉＨａｎＴａＬａＯｉｌＰｉｐｅｌｉｎｅ

（ＺｈｏｎｇｙｕａｎＯｉｌｆｉｅｌｄＧａｓＴｅｃｈｎｉｃａｌＳｅｒｖｉｃｅＣｅｎｔｅｒ，Ｐｕｙａｎｇ４５７００１，Ｃｈｉｎａ）

Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｒｏｕｇｈｔｈｅａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆＮｉｔｒｏｇｅｎｐｕｒｇｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｉｎｔｈｅＡＥｒＳｈａｎ－ＳａｉＨａｎＴａＬａｏｉｌｐｉｐｅｌｉｎｅｍｏｄｉｆｉｃａ⁃ｔｉｏｎｗｏｒｋｓ，ａｂａｎｄｏｎｅｄｐｉｐｅｌｉｎｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓａｎｄｓｔｏｒａｇｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｗｅｒｅｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ，ｔｈｅＮｉｔｒｏｇｅｎｐｕｒｇｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｗａｓｃｌｅａｒｅｄ，ｔｈｅｐｒｅｃａｕｔｉｏｎｓｉｎｔｈｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓｗａｓｐｕｔｆｏｒｗａｒｄ．ＴｈｅｋｅｙｐｏｉｎｔｓｏｆＮｉｔｒｏｇｅｎｐｕｒｇｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｗｅｒｅｓｕｍｍａｒｉｚｅｄ．ＳｏｍｅｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓｗｅｒｅｐｕｔｆｏｒｗａｒｄｆｏｒｔｈｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｏｆＮｉｔｒｏｇｅｎｐｕｒｇｅｍｅｔｈｏｄｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｎｉｔｒｏｇｅｎｐｕｒｇｅ；ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ；ｏｉｌｐｉｐｅｌｉｎｅ

ＬＩＵＺｈａｏ⁃ｘｉｎ

０　引言

阿尔善－赛汉塔拉输油管道始于华北油田分公司二连油田阿一联合站，止于赛汉塔拉镇，全长３８３ｋｍ，共设置８座站场，其中首站、３＃站、５＃站为热泵站，２＃站、４＃站、６＃站和７＃站为加热站，末站通过铁路运输将原油运往呼和浩特石化公司，设计输量１００万ｔ／ａ，最大输量１０５万ｔ／ａ，最小输量５５万ｔ／ａ，设计压力６．３ＭＰａ，管道规格为Ｄ２７３．１×６．４ｍｍ，材质为Ｘ５２的直缝高频电阻焊钢管。

随着管道使用时间增长，管线腐蚀严重，进入事故高发期，失效频率上升，运行风险增高［１］，经常发生管线穿孔事故，影响正常生产运营。２００９年对首站至３＃站之间的管线进行了整体更换，２０１７年对３＃站至末站之间的管线进行了整体更换，新管道投产时对原有管线采用清水进行替换后将清水保留在旧管道中。旧管道需做废弃处理，目前国内缺乏系统、科学的废弃标准及实际操作经验［２］，建设单位决定将废弃管线中的清水替出，并对废弃管线进行氮气封存。

收稿日期：２０１８－０１－２６

１　废弃管线技术参数和封存要求

废弃管线中为满管清水，但管壁上附着有残留的油气，管线规格为Ｄ２７３．１×６．４ｍｍ，材质为Ｘ５２的直缝高频电阻焊钢管，设计压力为６．３ＭＰａ，但因管道运行时间长，点蚀严重，因此管道运行时压力不超过５ＭＰａ，需将管道中的清水替出，同时用氮气对管道进行封存，氮气保持微正压。１．１　管道沿线站场阀室参数表

管道沿线站场和阀室里程及高程如表１所示。

表１　管道沿线站场和阀室里程及高程表

序号站场、阀室间距／ｋｍ里程／ｋｍ１２３４５６７８首站００高程／ｍ序号站场、阀室间距／ｋｍ里程／ｋｍ高程／ｍ９６６９５号站６号站７号站末站３０．４２７．９２６．９２５．３２４．６２５．７２３．４２２９．２２５７．１２８４．０３０９．３３３３．９３５９．６３８３．０１０７１９８３９８７１０７３１０９０１１０１９４５１号阀室２号阀室３号阀室４号阀室４号站３号站２号站２３．０２５．０２８．０３２．０３１．８３２．０２７．０２３．０４８．０１０８．０１３９．８１７１．８１９８．８７６．０１００１１０７６１３１３１０１１１２１３１４１５５号阀室６号阀室７号阀室１１３７１１２４１０２５１０８１１．２　管道站间管容统计管道站间管容如表２所示。

　第５期

刘兆鑫：阿赛线废弃管线氮气吹扫施工方法

　３３　

表２　管道站间管容表

站间距／ｋｍ

容积／ｍ３首站至２号站４８．０２５２９２号站至３号站６０．０３１６１３号站至４号站６３．８３３６１４号站至５号站５７．４３０２４５号站至６号站５４．８２８８７６号站至７号站４９．９２６２９７号站至末站４９．１２５８７合　计

３８３．０

２０１７８

１．３　现场条件

污水池和（１）首站与阿一联合站合建１个３０００ｍ３的污水池，，有可以用来储存管道１个５０００ｍ３的

内的存水。

３

的储罐，１个３０００ｍ

３

的污水池（２）末站有，可以从来储存管道内的存水１个２００００ｍ。

投产时新旧管道的顺利切换（３）因投产时采用了不停输投产工艺，在沿线各站均设置了投，为了保证

产临建流程。首站临建发球筒１套，３＃站临建收发球筒各１套，５＃站临建收发球筒各１套，末站临建收球筒１１．４　套。

置换封存要求

将管道内的存水全部置换出来，以站场为界将管道分段注入氮气进行封存，氮气体积分数９５％以上，封存压力保持微正压。

２　氮气吹扫置换施工和注意事项２．１　施工方法的选择２．１．１　根据现场实际情况吹扫段落的划分

，管内污水只能排入首站或者

末站，首站最大容纳量为８０００ｍ３２３，末站最大容纳量为

个段落分别进行吹扫０００ｍ３，结合临建收发球筒情况，见表３。

，将全线划分为３表３　吹扫段落划分表

吹扫段落起止位置发球位置排水位置第１段首站至３＃站３＃站首站第２段３＃站至５＃站３＃站末站第３段

５＃站至末站

５＃站

末站

２．１．２　因管道已投产运营多年置换压力的确定

，经常发生腐蚀穿孔事

故，结合管道日常运行情况，置换时各站出口压力

不能大于５ＭＰａ。同时进行置换作业时，清管器需克服沿程摩阻、清管器阻尼和静水压差，因此清管器通过全线最低点时需要４．２ＭＰａ的压力。最终确定管道清管时最大压力不能超过５ＭＰａ，当注入点压力升至４ＭＰａ时需控制升压速度，每ｈ不大于０．１２．１．３　ＭＰａ。

将管道内存水置换出来需用气体置换介质的确定

，可以选择的气

体有空气和氮气。若采用空气进行置换，置换完成后需再次采用氮气对空气进行置换，同时空气中氧含量充足，管道中残留有油气组分，危险性较大，因此决定采用氮气直接进行置换。２．１．４　通常氮气来源有制氮设备的确定

２种：采用制氮车，直接从空气中

分离出氮气；购买液氮，现场汽化。考虑全线管容为２０４．２１７８量为ＭＰａ，ｍ３，不同管段置换时氮气需升压区间为２～３００加上现场氮气损失０００ｍ３，综合折算后预计氮气用便利性决定采用制氮车，用量较大。。综合考虑经济性和现场２．１．５　管道输送原油时排量为置换排量的确定

１３０ｍ３油时排量为１２０ｍ３／ｈ，置换时预计／存ｈ，水投产试运水替

ｍ３／ｈ，氮气最大注入量为排量为１００２．１．６　因管道日常运行中的清蜡清管器为直板清管器的确定

１５００ｍ３／ｈ。

８片组合

使用，因此置换时决定采用相同的直板清管器。２．１．７　全线管道起伏不平背压的设置

，为了防止管道进气形成气

阻，在注入端压力上升至０．５ＭＰａ后排出端缓缓打开阀门进行排水，背压设置为０．３ＭＰａ。２．１．８　吹扫分段完成后开始氮气置换施工置换流程

，置换完成后降

低管道内氮气压力至常压，管道两端焊接封头，然后采用氮气车升压至微正压，完成封堵。具体流程为：吹扫分段—氮气吹扫—管段氮气降至常压—管线两端同时焊接封头—氮气二次注入升压—封堵完成。２．２　施工过程２．２．１　氮气吹扫氮气吹扫

时采用２台制氮车，排量分别为９００

ｍ３气吹扫时需配置／ｈ、６００ｍ３／ｈ，两台制氮车并联施工３组人员配合进行作业。，每段管线氮第１组人员

　　３４ＰｉｐｅｌｉｎｅＴｅｃｈｎｉｑｕｅａｎｄＥｑｕｉｐｍｅｎｔ

Ｓｅｐ􀆰２０１８　

在氮气注入点，负责氮气的注入，监控注入端氮气压力，每隔３０ｍｉｎ进行一次记录，确保压力正常；第２组人员在存水排出端，监控存水排出的流量和压力，确保排出端的管线背压；第３组人员对置换段管线进行巡线，查看是否出现异常情况，同时对清管器的位置进行跟踪，核实清管器行进速度和距离是否与计算一致。

２．２．２　管道氮气降至常压

集造成堵塞，决定从注入端继续注入氮气，增加推力，以推动清管器前进，但是在注入端压力升至４ＭＰａ时清管器仍未前进，出口端断断续续有污水排出，根据上述情况再次判断原因为清管器变形失效造成漏气。根据上述情况，决定在注入端进行氮气放空，降低注入端氮气压力至１ＭＰａ时在注入端重新投入两组皮碗式密封清管器，采取上述措施后成功的解决了问题。管道存水置换完成后需将管段内的氮气降至常

压，降压时采用预先在收发球筒上预留的放空阀门进行放空，放空高度不小于２．５ｍ，放空作业时管线两端同时放空，同时专人监控放空区域的氧气体积分数，当氧气体积分数小于１５％时停止作业，等氧气体积分数恢复正常后再施工。２．２．３　采用管段封堵

１０ｍｍ钢板制作成盲板，焊接在管道两端进

行封堵。焊接作业时管道两端同时进行，以减少氮气泄漏量。同时在管线一端预留１个ＤＮ２５的阀门，用于管段氮气的二次注入。２．２．４　全线盲板焊接完成后氮气二次注入升压

，采用６００ｍ３间封堵管段逐段进行增压，压力增至０．０５／ｈＭＰａ。氮气车对站

２．３　注意事项

积分数（１），大于氮气吹扫置换前先检查制氮车产生氮气的体９５％方可注入管道。

排量控制难度大（２）气体的可压缩性造成置换排量的变化，在置换过程中需及时记录氮气注入，置换

量、注入端压力、存水瞬时排量和累计排量，对上述数据进行分析，判断置换作业是否正常。

（３）（４）专人跟踪清管器行走位置管段泄压氮气排放时需监测排放点的氧气百

。分数。

３　出现的问题和解决措施３．１　出现的问题

在进行第一段吹扫置换时，注入端出现氮气注入排量保持在１５００ｍ３

升；排出端存水排量逐步减少／ｈ不变时，背压逐步降低，注入端压力不断上

，最后流量降为零；现场跟踪清管器人员反馈清管器运行速度减慢，最后停止前进的情况。３．２　解决措施

结合现场情况，初步分析认为是管壁残油凝结聚

４　结论

阿赛线废弃管线氮气吹扫置换施工历时２８ｄ全部完成，根据现场施工作业情况，结论和建议如下：

成系统科学的管道废弃处理技术体系和标准规范（１）我国油气管道废弃的研究、实践较少，尚未形

［３］采用氮气对管线进行封存仅是一种临时处置手段，并，没有从根本上解决废弃管线的处置问题。

道中的液体置换出来（２）采用“氮气＋清管器，不能保证将管道置换干净”的置换方法，只能够将管，管道内仍然含有残留的油气，用氮气封存提高了废弃管道的安全性，若想将管道清洗干净，需采用综合物理清管器清洗和化学清洗的组合清洗技术，但会增加清洗的成本［４］同，采用气体置换液体时（３）气体置换液体与液体置换液体有很大的不。

，气体的压缩性造成置换排量和置换压力很难控制，在编制方案时需详细计算管道的承压能力，设定置换排量和置换压力的允许区间。

的皮碗式清（４）气体管置器换，同液时体清时，管建器议配采备用跟密踪封定性位能器更，专好

人巡线跟踪清管器的位置，便于发现问题及时处理。

参考文献：

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［４］　郭正虹清洗技术，康叶伟［Ｊ］．油气储运，王洪涛，２０１７（４）：４３０，等．陆上废弃管道处置中的组合

－４３４．

作者简介：刘兆鑫（１９８５—），工程师，从事管道技术研究工作。

Ｅ⁃ｍａｉｌ：ｌｉｕｚｈａｏｘｉｎ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ