近年來，隨著清管技術的不斷發(fā)展，國內(nèi)外相繼研發(fā)出了凝膠-機械清管器、基于旁通閥調(diào)速機制的清管器、射流清管器、自動推進清管器、加強型清管器以及測徑清管器。上述清管器不僅可以確保油氣管道輸送能力，還可以滿足后期開展內(nèi)檢測的需要。此外，在定位跟蹤方面，有基于放射性、機械、聲學、壓力、磁學等原理的跟蹤定位產(chǎn)品，按照其適用場合及使用方法，這些產(chǎn)品又可具體分為指示器、定位器與跟蹤器三類。其中，基于放射性原理的產(chǎn)品對人體健康有危害，基于聲學原理的產(chǎn)品定位精度差，機械式跟蹤設備必須安裝在管道上，使用不靈活，所以應用較少。而基于磁學的定位跟蹤產(chǎn)品具有使用方便、靈活，定位精度高的優(yōu)點，技術也比較成熟，是目前主流的定位跟蹤產(chǎn)品。

盡管清管器技術的發(fā)展及定位跟蹤產(chǎn)品的更新?lián)Q代有效地降低了清管作業(yè)的風險，并提升了清管定位跟蹤的能力，但是在實際清管作業(yè)過程中仍然發(fā)生了多起清管器卡堵、竄氣的案例，嚴重影響了油氣生產(chǎn)及下游的生產(chǎn)生活。這主要是在清管作業(yè)前對作業(yè)風險認識不全面，清管器類型、清管次序及清管參數(shù)設置等選取不當所致。然而，現(xiàn)有的清管規(guī)范、標準及清管作業(yè)流程較簡單，在清管風險識別、特殊管道及特殊工況下清管流程與清管器的選取無法給予足夠的指導。特別是油氣集輸管道，其具有總里程長、建設時間跨度大、尺寸規(guī)格類型多、地理環(huán)境復雜、輸送介質(zhì)多樣等特點，不同的油氣集輸管道面臨的清管風險及適用的清管工藝、清管流程與安全保障措施有所不同，應當區(qū)別對待，需要詳細的規(guī)范進行指導。

一、國外清管技術發(fā)展現(xiàn)狀

1、國外清管器類型及特點

近年來，隨著科學技術的發(fā)展，清管作業(yè)所用清管器也已從最初簡單的清管球發(fā)展成為具備可調(diào)節(jié)速率、自動解堵、多徑清管等諸多種功能的清管器。目前，國外市場所開發(fā)的清管器類型較多，應用較為成熟的主要有聚氨酯泡沫清管器、機械清管器、測徑清管器、凝膠清管器以及用于輸送不同介質(zhì)的隔離型清管器。聚氨酯泡沫清管器具有以下優(yōu)點：較高的彈性、韌性和耐磨性，過盈量為管徑的5%～10%，變形量大于50％，結構簡單，通過能力強，容易通過曲率半徑較小的彎頭，節(jié)省更換皮碗這道程序，作業(yè)量少，即使發(fā)生卡堵也能依靠其高變形性克服，或提高壓力使其破裂自行解堵。該清管器不足之處在于材料強度低，一次性使用，運行距離短，清除雜物能力也一般。相比而言，機械清管器具有更強的清污效果，可清除管內(nèi)積液以及固體雜質(zhì)，也可根據(jù)需要安裝鋼刷、刮板等增強清管效果，其使用壽命長，運行距離一般可達800～1000 km；但因變形量較小，在復雜地勢下容易出現(xiàn)卡阻，不適用于多彎頭、閥門和有較大變形的管道。

Rosens技術和研究中心針對天然氣管道的黑粉研發(fā)出了42″、48″和56″的清管器，現(xiàn)場大量應用結果表明其清管效果顯著。

射流清管器通過在結構上設有旁通通道，當前后壓力差達到一定值時，清管器上游的流體以高壓狀態(tài)通過泄流孔和壓力控制閥通道噴射至下游，將堆積的蠟和雜質(zhì)沖散，實現(xiàn)射流清管器的自動解堵功能；而針對部分管道因直徑變化、閥門安裝不當、低運行壓力、低流動性或無流動性、缺少發(fā)射和接收設施等諸多限制導致清管器無法通過的問題，國外開發(fā)了新型的蠕動清管器，其是通過改變?nèi)~輪機傳遞給泵體的轉(zhuǎn)速，進而調(diào)節(jié)清管器的速率，可順著或逆著介質(zhì)運動，清管器與管道之間不形成密封，即使管徑變化很大，也不會發(fā)生卡堵。但是需要保障清管器零部件的牢固性，使其不會散落在管道中。

2、國外清管技術規(guī)范概況

目前，國際組織、歐美等國家以及油氣管道相關管理部門尚未建立針對在役油氣管道的清管專項標準，僅在油氣管道施工建設以及運行標準中提出了清管作業(yè)條件、清管器選型主要考慮的因素、清管周期、清管效果判據(jù)等方面的相關要求，比如ISO 13623:2017《石油與天然氣工業(yè)管道運輸系統(tǒng)》、PД153-39.4-056-2000《干線輸油管道運行技術規(guī)程》、PД153-39.4p-118-2002《在役原油管道干線試壓規(guī)程》等。在清管作業(yè)前，俄羅斯標準СНиПIII-42-1980《干線管道施工標準與規(guī)范》規(guī)定，新建管道僅在具備連續(xù)通過能力時才可以進行清管作業(yè)和壓力試驗，OP-16.01-60.30.00-KTH-2004《石油管道建筑安裝工程竣工后清管以及清管以及強度、密封性試驗》標準則進一步規(guī)定，在發(fā)送第一個清管器前應預先向管道內(nèi)充入體積為管道容積0.1%~0.15%的水，以便濕潤和沖刷污染物。注入水應通過過濾器進行注水，防治泥沙、異物進入管道。

ISO 13623:2017《石油與天然氣工業(yè)管道輸送系統(tǒng)》標準中則提出，清管前應先發(fā)送測徑板尺寸，確定管道橢圓度以及是否存在障礙物，要求測徑板的直徑不小于管道最小公稱內(nèi)徑的95%，板與管壁之間的間隙不小于7 mm。當清管器穿越陡峭的地形時，建議使用清管器跟蹤裝置，使用反向壓力控制清管器運動速率，保證運行安全。對于寒冷地區(qū)使用水作為清管器推動介質(zhì)時，應該有相關規(guī)定或保證措施來防治水結冰，針對清管試運行也應制定書面程序。清管器選型主要考慮的因素包括清管器機械強度、耐磨性、吸附性與管道中輸送介質(zhì)的反應性以及通過能力。清管作業(yè)時，標準СНиПIII-42-1980要求進行分段清管，管段長度不應超過40 km。Д-16.01-74.20.00-KTH-058-1-2005標準中規(guī)定了干線輸油管道的清管器間距不能超過280 km。標準СП111-34-1996《天然氣管道清管和試壓》規(guī)定了天然氣管道清管作業(yè)時，所有人員、車輛、機械和設備應位于保護區(qū)范圍之外，管徑1420 mm的埋地天然氣管道清管作業(yè)保護區(qū)范圍為管道軸線至兩側25 m。俄羅斯標準ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004規(guī)定應考慮高速運行時清管器及附件設施的危險性，以及清管器附件從管道中飛出的可能性，其覆蓋范圍是與清管器運行方向呈60°夾角。

關于清管周期，標準PД153-39.4p-118-2002《在役原油管道干線試壓規(guī)程》規(guī)定應編制輸油管道年度清管作業(yè)計劃，根據(jù)輸油管道運行情況和油品物性確定清管周期，且每季度不少于1次。在清管周期內(nèi)，當輸送管道能力下降3%及以上時，應進行緊急清管，規(guī)范推薦使用凝膠（溶劑）-機械隔離式清管器，溶劑是汽油和二乙烯乙醇混合液。對于清管效果，標準СНиПIII-42-1980《干線管道施工標準與規(guī)范》中規(guī)定清管器到達收球筒無損壞，且推出的液流中不含泥土、沙子等雜質(zhì)，視為清管合格。

此外，在DIN 2430-3-2009《管道清管系統(tǒng) 第3部分：運行前的測試》中描述了兩種用于檢查清管系統(tǒng)質(zhì)量的試清管辦法，主要對試清管的運行速率、壓力檢測、管道缺陷提出要求，標準中規(guī)定了液體介質(zhì)推動清管器速率應控制在0.1 m/s，氣體介質(zhì)推動清管器速率應保持在1 m/s左右，為方便清管器作業(yè)，還提出應在管道中添加降黏劑，當清管器出現(xiàn)故障進行引出時，管道系統(tǒng)應該完全卸壓。

二、國內(nèi)清管器技術發(fā)展現(xiàn)狀

1、國內(nèi)清管技術類型及特點

20世紀60年代伊始，國內(nèi)引入清管球，并在六七十年代進行了大規(guī)模的推廣應用。隨著科學技術的發(fā)展，國內(nèi)清管器的研發(fā)進度逐步加快，與國外清管技術的差距也在不斷縮小。除了聚氨酯泡沫清管器、皮碗清管器、磁力鋼刷清管器外，國內(nèi)還研制出射流清管器，并在西南油氣田公司重慶氣礦進行了成果應用。此外，在可調(diào)速清管器方面也做了大量研究。從國內(nèi)各大油氣田的現(xiàn)場實際應用情況來看，國內(nèi)在役油氣集輸管道常用的清管器類型主要為傳統(tǒng)的皮碗清管器、直板清管器、聚氨酯硬質(zhì)泡沫清管器、磁力鋼刷清管器以及新開發(fā)的射流清管器，均具有應用簡便、通過能力強、不易卡堵、清污能力強的優(yōu)點。

圖1 清管器類型

2、國內(nèi)清管規(guī)范概況

目前，從規(guī)范標準來看，國內(nèi)關于清管的專項標準有1995年頒布的SY/T 6148-1995《輸油管線清管作業(yè)規(guī)程》、1999年頒布的SY/T 6383-1999《長輸天然氣管道清管作業(yè)規(guī)程》，標準規(guī)定了清管作業(yè)的流程（圖2）、清管作業(yè)實施步驟、清管器的維護、安全措施等內(nèi)容。前者適用于油氣田原油集輸管道清管作業(yè)，而后者僅適用于長輸天然氣管道清管作業(yè)，對于油氣田天然氣集輸管道的適用性有待商榷。

圖2 清管作業(yè)流程圖

從內(nèi)容上來看，各個規(guī)范覆蓋面廣，但不詳盡。比如，未明確風險類別及風險識別方法，未推薦特殊管道的清管流程，未明確特殊工況下清管器的選取方法，以及未明確清管器皮碗打翻壓力、泡沫壓碎壓力等具體參數(shù)的要求。在安全保障措施方面，各標準中僅提及了清管器漏氣、破裂、卡堵，未明確防治冰堵、蠟堵、硫化亞鐵自燃以及H2S氣體毒性等安全問題的處置措施。同時，兩部標準頒布時間早，僅涉及軟質(zhì)清管器與機械清管器，無其他類型清管器的推薦應用，對于清管器卡堵、破裂問題的解決方式也較單一。

在此基礎上，中石油塔里木油田分公司結合油田集輸管道清管經(jīng)驗，參考SY/T 6597-2018《油氣管道內(nèi)檢測技術規(guī)范》、GB/T 27699-2011《鋼質(zhì)管道內(nèi)檢測技術規(guī)范》等標準中的相關規(guī)定，于2016年發(fā)布了適用于油氣集輸管道清管作業(yè)的專項標準Q/SY TZ 0475-2016《油氣管道清管作業(yè)規(guī)范》。該規(guī)范可用于新建管道與在運行管道的清管作業(yè)，細化了清管前的調(diào)查流程，增加了清管作業(yè)可行性分析，總結了新建管道與在運行管道清管作業(yè)的一般技術要求，但是內(nèi)容依然稍顯簡略，無法對復雜多樣的油氣集輸管道清管作業(yè)給予足夠的指導。除了清管專項標準，SY/T 5922-2012《天然氣管道運行規(guī)范》、SY/T 5536-2004《原油管道運行規(guī)程》、SY/T 6597-2018《油氣管道內(nèi)檢測技術規(guī)范》、GB/T 27699-2011《鋼質(zhì)管道內(nèi)檢測技術規(guī)范》等規(guī)范對管道清管也有相關規(guī)定，但內(nèi)容較少，僅明確了清管的部分要求及清管作業(yè)的引用標準。

綜上所述，國內(nèi)外關于清管的標準內(nèi)容簡略，無法指導在役油氣管道的清管作業(yè)，尤其是對首次清管管道、濕氣管道、含硫化亞鐵的管道、歷史資料不詳?shù)墓艿?、安全停輸時間短的管道等的清管要求，需要進一步完善。

三、國內(nèi)主要油氣田清管過程中存在的問題

目前，國內(nèi)主要油氣田清管多采用皮碗清管器、直板清管器、硬質(zhì)泡沫清管器與磁力鋼刷清管器，按照每年兩次的頻率進行清管。對于含蠟量高的原油管道與積液、積炭嚴重的天然氣管道，均會提高清關頻率以提升管道的流通能力。在日常清管過程中，各油氣田現(xiàn)場遇到的主要問題是多次變徑的老舊管線、落差較大的油氣管線以及焊接工藝不當與第三方破壞的油氣管線在變徑位置、焊接臺肩、管道變形處以及高落差的低洼位置均會存在卡堵的風險以及清管器撞擊彎頭等管件的風險。此外，在清管器定位跟蹤技術方面，各油氣田主要采用定點跟蹤的方式跟蹤清管器的進度，該方法存在定位跟蹤困難，無法實現(xiàn)連續(xù)跟蹤，易因饋電、運行速率波動以及發(fā)射機破損導致丟球的問題。

國內(nèi)主要油氣田清管現(xiàn)狀及存在的問題總結如下：

新疆某油田：

清管現(xiàn)狀：輸油管道一般采用皮碗清管器，每年兩次，開春與入冬各一次；對于結蠟嚴重的管道，以加密清管的方式來解決；輸氣管道主要采用皮碗+直板組合的清管器。

存在的主要問題：多次變徑的老舊管線，在焊接臺肩處易出現(xiàn)卡堵。

西北某油田：

清管現(xiàn)狀：西北某油田輸油管線主要采用硬質(zhì)泡沫清管器、磁力鋼刷清管器、直板清管及機械測徑清管器，一般每季度開展一次；輸氣管道主要采用皮碗清管器。

存在的主要問題：輸油管道落差大，易出現(xiàn)清管器沖擊低洼位置彎頭以及末端處理積液能力超限的問題；大落差濕氣管道，在低洼處存在較大的積液風險。

東北A油田：

清管現(xiàn)狀：輸油管道主要的沉積物是垢，主要采用化學清洗的方法進行清管，少數(shù)采用清管器，清管器類型主要為橡膠球與射流清管器；輸氣管道主要采用皮碗清管器，清管周期較長。

存在的主要問題：輸油管道清管器一般無定位裝置，在彎頭、變徑及機械破壞處會發(fā)生卡堵。

東北B油田：

清管現(xiàn)狀：輸油管道主要沉積物是石蠟和油泥，多采用四碟皮碗清管器，一般春秋各一次，一年兩次。含蠟量較多時，會縮短清管周期；輸氣管道主要為炭黑，少液，主要采用四碟皮碗清管器。

存在的主要問題：在管道焊接臺肩與第三方破壞處易發(fā)生卡堵。

四、清管標準需要完善的內(nèi)容

針對不同生產(chǎn)階段的清管，國內(nèi)外清管相關的標準規(guī)范中已經(jīng)提出了清管前的準備工作、清管一般操作流程、清管潛在的風險與清管風險解決方法以及清管過程中流量、流速等參數(shù)的評估方法，但如前文所述，內(nèi)容簡略，缺乏系統(tǒng)的清管風險識別方法、清管器選取依據(jù)、清管參數(shù)選取原則以及安全保障措施不完善等問題。針對以上問題，圍繞更好地指導油氣田現(xiàn)場清管作業(yè)的目標，借鑒已公開發(fā)表的文獻資料及油氣田現(xiàn)場清管案例，提出國內(nèi)清管規(guī)范及標準中應當進一步完善的內(nèi)容及完善思路，以供相關領域?qū)＜覍W者參考。

1、風險識別參考方法

目前，國外涉及清管作業(yè)的標準中未具體提及清管風險識別方法，國內(nèi)相關標準中也僅要求了前期調(diào)研資料，并在輸氣管道清管作業(yè)規(guī)范中提出了清管器漏氣、破裂、卡堵的識別方法以及響應的安全保障措施。對于清管器未發(fā)出、未回收球筒、人身安全與環(huán)境安全等風險，現(xiàn)有標準均未給出明確的清管風險識別方法。此外，對于輸油管道的清管作業(yè)風險也未給出明確的識別方法。因此，可借鑒相關文獻資料及清管案例或國外清管規(guī)范完善清管標準。比如，可根據(jù)管道及附屬結構與介質(zhì)特性，明確潛在的管道構造、蠟堵以及旁通可能導致的卡堵與清管器磨損、機械損壞和老化腐蝕的風險；可基于通球指示器顯示、壓力表示數(shù)以及進站定位跟蹤指示來識別清管器是否已發(fā)出與已回收球筒。而在人身安全方面，可通過所佩戴的危害氣體檢測器顯示及安全防護措施的完整性來識別有害氣體的危害；對于火災、爆炸等風險，可通過天然氣的泄漏監(jiān)測以及是否存在火源來識別風險的可能性。

2、清管器選取依據(jù)

在清管器的選取方面，在國內(nèi)外的清管作業(yè)規(guī)范中均有所推薦，比如在規(guī)范中推薦了軟質(zhì)清管器、機械清管器與特殊清管器。對于不定期清管的管線，推薦選取軟質(zhì)清管器；對于定期清管的管線以及新建管道，推薦選擇機械清管器；而對于天然氣管道，僅推薦清管球與皮碗清管器，建議根據(jù)管道狀況與清管器特性進行單獨選用或者組合選用。但目前國內(nèi)外標準均未對清管器的選取原則做出明確的規(guī)定，且隨著各種新型清管器的涌現(xiàn)，需要結合其功能特點，制定具體的選型依據(jù)及推薦更加具體的選型，才能更好地指導油氣田現(xiàn)場的清管作業(yè)。李大全等提出可根據(jù)清管的目的、管道系統(tǒng)的屬性以及各類清管器的特點進行選型。在選型的過程中，按照現(xiàn)場調(diào)查、計算分析、試驗評價、試探性清管等四步進行操作。在計算分析時，可參照白港生等在設計皮碗清管器時給出的骨架剛體直徑、皮碗密封間距等基本設計參數(shù)與相關的公式和經(jīng)驗值，避免因清管器尺寸規(guī)格選取不當造成停球或卡堵。

3、清管參數(shù)

對于清管參數(shù)的選取，在國內(nèi)輸油管道清管規(guī)范SY/T 6148-1995中未明確清管器過盈量及清管器的控制速率，但在中石油塔里木油田分公司發(fā)布的企業(yè)標準Q/SY TZ 0475-2016中則給出了推薦：泡沫清管器的過盈量為3%~5%，皮碗清管器與直板清管器的過盈量為1%~4%，油氣集輸管道的清管器運行速率為1~5 m/s。在輸氣管道清管規(guī)范SY/T 6383-1999中建議清管球注滿水后過盈量為3%~10%，皮碗清管器的過盈量為1%~4%，運行速率控制在12~18 km/h，但在實際應用時皮碗清管器多采用3%~6%的過盈量。另外，在中石油發(fā)布的Q/SY 05262-2019機械清管器技術條件中推薦皮碗的過盈量為2.5%~5%，運行速率不易超過10 m/s。若開泄流孔，前后皮碗的泄流孔的有效面積總和不易超過1%~8%，前后皮碗的泄流孔面積之比宜為1:1.5~1:2。對于其他類型清管器，需要結合相關廠家的推薦，制定相應的參數(shù)要求。

4、安全保障措施

在安全保障措施方面，國內(nèi)標準分別從清管前的管道系統(tǒng)、指示儀表等設施的完好性檢查以及清管期間可能涉及的清管作業(yè)技術措施、帶氣動火安全措施、搶修搶險安全安排及操作安全措施的制定上進行了要求。對于在清管過程中可能出現(xiàn)的冰堵、有毒氣體的危害、機械傷害、FeS等可自燃清管物的處理等方面并未給出明確的措施。對此，可參照俄羅斯標準規(guī)范，要求清管期間人員應分布在管道軸線至兩側25 m范圍以及沿清管器運行方向60°夾角覆蓋范圍以外，避免高速運行的清管器及附件設施帶來的風險。此外，在打開快開盲板時，應確保收球筒壓力表完好且示數(shù)降至0。對于可能存在的冰堵，可向管道內(nèi)注入聚乙二醇，避免冰堵產(chǎn)物的形成；對于FeS清管物的處理，可借鑒現(xiàn)場常用方法，以向收球筒內(nèi)注水的方式進行防治。對于H2S等有害氣體的泄漏，可參照標準SY/T 6277-2017《硫化氫環(huán)境人身防護規(guī)范》中推薦的方法，穿戴好勞保及防護設備，并佩戴適宜的氣體監(jiān)測報警裝置。一旦發(fā)生報警，應立即采取適當?shù)膽辈僮骰騿討睂ｍ椃桨浮?

五、清管技術規(guī)范發(fā)展方向

1、建立清管風險識別方法

從已有的清管事故案例來看，導致清管出現(xiàn)卡堵、竄漏、破損等問題主要原因還是對油氣管道清管作業(yè)的風險認識不充分，導致清管器選型與清管工藝控制有所偏差，進而導致清管無法順利實施。因此，在后續(xù)清管規(guī)范建設方面，應該基于清管作業(yè)的操作流程，結合國內(nèi)主要油氣田待清管集輸管道的特征和介質(zhì)環(huán)境特點，充分識別清管作業(yè)中潛在的各類風險，并進行風險溯源及風險特征分析，建立系統(tǒng)的油氣集輸管道清管風險識別方法，用于指導現(xiàn)場清管風險的辨識，以便編制更加全面、合理的清管方案。

2、結合管道特點，建立清管器選型流程

目前，國內(nèi)油氣集輸管道存在里程長、管道類型多樣、管內(nèi)外環(huán)境復雜、完整性管理水平參差不齊的特點，且清管情況也有所不同，有些管道需要進行周期性清管，有些管道需要清管但未曾開展過清管作業(yè)，屬于首次清管。從清管情況來看，首次清管的管道潛在的清管風險不清楚，需要全面調(diào)查管道系統(tǒng)、生產(chǎn)工藝及內(nèi)外環(huán)境，充分識別可能存在的清管風險，必要時需要開展進一步的模擬計算分析，從而最大限度地降低清管卡堵的風險。同時，在清管助劑的加注、清管器選型、清管器發(fā)出順序、清出物處理措施等方面均要有所考慮。而對于周期性清管管道來說，主要的風險認識及清管流程已比較清楚，僅需要對工藝變更及管道維護或者存在第三方破壞的情況進行進一步分析與風險處理。此外，對于高含蠟管道、歷史資料不詳?shù)墓艿?、安全停輸時間短的原油管道以及高含CO2/H2S、低壓低流量的天然氣管道等，在清管器類型、材料以及清管器運行控制、清管物的處理等方面均有所差異。因此，需要建立針對性的清管器選型依據(jù)與選型流程，以便指導現(xiàn)場技術人員。

3、進一步完善安全保障措施

在風險分析的基礎上，進一步開展從前期管道系統(tǒng)、附屬儀表及清管設備與跟蹤設備的檢查到后期清管球進入收球筒后人員操作、站位以及清管物的處理各環(huán)節(jié)安全保障措施的梳理工作。補充完善現(xiàn)有標準與規(guī)范中未提及的安全保障措施，以便指導現(xiàn)場清管作業(yè)，避免發(fā)生安全事故。

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