原油管道清管作业风险识别及措施

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摘要：原油管道清管作业中存在多种风险，对可能出现的各类风险进行有效识别并预先制定应对措施是保证清管作业安全进行的有效手段。根据相关研究及大量现场工作经验，分别从清管器运行、管道本体、站场操作等三个方面对清管作业中易出现的风险进行识别并提出有效的应对措施，旨在确保清管人员的人身安全并保证清管作业顺利进行。

关键词：原油管道；清管；风险；措施

随着我国经济和工业的不断发展，对石油、天然气等能源的需求也日益提高。管道运输作为原油输送最主要的方式，在国家能源运输中起着十分重要的作用。我国大部分原油管道由于运行时间较长，管道内油泥、积蜡等杂质较多，严重威胁了管道的安全运行。利用管输流体推动活塞状物体清洁管道内壁，称为“清管”[1]。原油管道清管是保证管道安全运行、提高输送效率的有效手段。此外，清管作业也是油气管道内检测前的重要环节，在对油气管道进行内检测前需要进行清管作业，以满足管道内检测条件的要求[2]。然而，原油管道清管过程中存在各种各样的风险，对可能出现的风险进行有效识别并预先制定应对措施是保证清管作业安全进行的有效手段。

1清管器运行风险分析及应对措施

1.1清管器卡堵。清管器卡堵是清管过程中可能出现的一类严重问题，轻则会造成输油过程的中断，严重时可能造成管道压力异常升高，甚至会导致管道泄漏等严重问题[3,4]。造成清管器卡堵的原因多种多样，总体来说主要集中在以下几个方面：管道三通处未设置档条，清管器通过三通时易产生倾斜，进而造成卡堵；管道变形严重，使清管器无法顺利通过而造成卡堵；通球期间管线干线上阀门开启不完全，容易造成清管器卡堵；管道内存在大块异物使清管器不能顺利通过而造成异物卡堵；管道内油泥、蜡块等杂质过多，清管过程中缓慢淤积造成清管器堵塞。从管道压力变化情况来看，清管器卡堵有两种现象。一种是管道压力明显变化，通球期间发球站压力持续升高，收球站压力明显下降或不变，最终发球站压力突然上升，则说明清管器卡堵在某一位置。另一种是管道压力变化不明显，这种情况是由于清管器皮碗破损或被异物阻挡，跟球过程中可以发现清管器长时间未到达预定位置，需要通过跟踪装置对清管器卡堵位置进行定位。为了降低清管器卡堵风险，清管前应检查前期封堵位置，确保封堵板正常，通球过程中应重点关注。当发生瞬间卡堵时，首站停泵，跟球组人员根据管道输量和压力分布情况判断清管器卡堵位置。清管人员在确认卡堵位置后，要及时做好固定标记并向上级管理部门汇报，尽快通知输油调度和抢险组，根据现场情况共同制定抢修方案，在清管器卡堵处进行封堵作业，取出清管器后恢复正常输油。当出现缓慢卡堵的迹象时，清管组及时与调度进行沟通，将现场情况及时告知站方，抢险人员做好抢险准备，一旦清管器卡堵，及时做好封堵抢险工作，取出清管器后恢复正常输油。1.2清管器跟踪丢失。清管器跟踪丢失是清管过程中易出现的状况，虽然不能直接导致清管过程的中断，但会对清管安全进行造成一定的威胁。可能造成清管器跟踪丢失的原因多种多样，跟踪接受器或发射机故障抑或跟踪人员疏忽大意，都有可能导致清管器跟踪丢失。此外，若管道输量临时变化导致清管器的运行速度发生变化，清管人员未及时获得参数变化信息，也可能导致清管器跟踪丢失。清管过程中若发生清管器跟踪丢失的情况，清管人员应及时与输油调度进行沟通，根据管道最新运行参数，推算出清管器的大致位置并安排人员开展现场找球定位工作，并确认清管器运行状态是否正常。如果是由于跟踪仪机械故障造成的，应立即更换跟踪仪并密切关注清管器运行状态，防止再次跟踪丢失；如果是由于发射机故障造成的，应寻找最近裸管段安排专人监听清管器通过情况，输油调度严密监控管道压力变化情况，直至清管器安全进站；如果是由于输送参数发生变化造成的，跟球人员及时与调度进行沟通，推算清管器当前位置，提前到达指定位置，重新确定清管器运行位置后继续跟球。

2管道本体风险分析及应对措施

2.1管线漏油。管线漏油是清管过程中较为严重的一类风险。虽然导致管线漏油的原因各种各样，但总体来说，主要包括以下两个方面。第一，管道本体经过长期腐蚀，腐蚀严重部位存在薄弱处，通球过程中可能导致管壁薄弱部位破裂，出现管线漏油的风险。第二，通球过程中若清管器出现卡堵，可能造成管线压力瞬间升高，进而可能出现管壁薄弱处破裂漏油的风险。当发生漏油事故时，首先要判断造成管线漏油的原因。如果是因为清管器卡堵造成的，则参照清管器卡堵处置措施进行应急处置；如果经确认不是由于清管器卡堵造成的管线漏油，输油调度及时告知现场跟球人员当前输油参数，跟球组对清管器进行定位，现场配合人员应及时确认管线漏油位置，抢险队伍及时开展应急抢险工作。2.2管道跨越支撑强度不足。当清管器通过管道跨越段时很可能与管线产生共振而造成管道支撑强度不足的风险，可能出现管道跨越段支撑实效、管壁薄弱处泄漏的问题。为防止此类情况的发生，在清管工作开始之前，管道运营单位应对管道跨越部位进行排查，对不符合标准的管段进行增加支撑，确保支撑强度满足清管要求。清管过程中，管道运营单位应安排人员对管道跨越处，尤其是容易发生风险的位置进行重点监控，必要时增加现场巡线人员密度。跟球人员在管线跨越处及时确认清管器通过状态，确保清管器顺利通过。2.3管道泄漏在高风险区造成的次生危害。对于穿越人口密集区、河流湖泊水体区及铁路、公路等交通设施的管道，因清管器卡堵、管道泄漏可能在上述区域造成次生危害。所以在开展清管工作前，应对可能造成的危害制定出详细的应对措施，做好危险点处置方案，清管过程中站方应提高巡线的频率，一旦在上述区域内发生清管器卡堵、管道泄漏，及时启动相应级别的应急预案。

3站场操作风险分析及应对措施

3.1闪燃。闪燃是站场操作过程中可能出现的一类较大风险，严重时可能会导致人员伤亡。在打开收发球筒后，球筒内的残余油气在达到一定浓度下会造成闪燃。为避免闪燃事故的发生，清管作业过程中应严格按照相关规范进行操作。收发球作业现场应放置静电释放装置并确保接地良好，收发球作业前，现场人员必须做好静电释放。收发球站场内应及时清理火源和可燃物，作业人员禁止携带非防爆工具。收发球盲板开启过程中确保无人员处于盲板开启的危险区域内。球筒开启后，安全监护人员需用可燃气体探测仪测量球筒内油气浓度，若浓度超标，则按湿式收球法进行收球。若收发球过程中出现闪燃事故，现场人员应及时利用站场配备的灭火器、毛毡、消防沙等灭火装置进行灭火，防止火灾进一步扩大。若火情继续扩大超出控制范围，应及时拨打火灾报警电话并向应急管理部门上报，启动相关火灾应急预案。3.2硫化氢中毒。硫化氢是一种强烈的窒息性气体，具有多种危险性，同时还极度易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物。虽然硫化氢有恶臭，但极易使人嗅觉疲劳而毫无觉察，危害性极大。根据输油管道清管的作业性质，现场人员和泄漏的原油接触密切，极易发生硫化氢中毒事件。为避免现场收发球作业过程中硫化氢中毒事件的发生，应制定收发球作业操作规范，现场人员严格按照操作规范进行相关操作。收发球过程中，现场作业人员要熟知硫化氢气体的危害、防护知识及应急预案。盲板开启前，除开盲板的操作人员外，其余人员应保持一定的安全距离，且不在操作区域内。开启盲板的操作人员应佩戴正压式呼吸器站在上风口位置，并携带硫化氢气体检测仪。盲板开启时，由安全监护人员对球筒内和操作现场硫化氢浓度进行检测，保障现场通风条件良好，开启盲板后应至少静置30min，期间随时对筒内硫化氢浓度进行监测。收球过程中如发现硫化氢浓度超标应立即疏散人员，待硫化氢浓度低于10mg/m3后再继续进行收发球作业。

4结语

总之，原油管道清管是保证管道安全运行、提高输送效率的有效手段。原油管道清管作业中的风险主要集中在清管器运行、管道本体和站场操作等过程中。针对所识别出的每种风险类型分别制定了相应的应对措施，为保证整个清管作业安全顺利进行提供了有效的保障。清管期间应严格按照相应规范进行操作，若出现上述风险问题，可按照相应措施进行应急处理。此外，现场情况变化多样，各不相同，应结合现场实际情况，适当调整相应应对措施，力求做到理论与实际相结合，确保整个清管过程安全顺利进行。

参考文献：

[1]刘刚,陈雷,张国忠,等.管道清管器技术发展现状[J].油气储运,2011,30(09):646-653+633.

[2]杨理践,耿浩,高松巍.长输油气管道漏磁内检测技术[J].仪器仪表学报,2016,37(08):1736-1746.

[3]尚孟平.原油管道清管蜡堵风险识别与控制[J].石化技术,2019,26(04):325-326.

[4]张伟,蔡青青,张勇,等.钢制管道清管经验及清管器卡堵的应急处理[J].天然气与石油,2010,28(06):14-16+89.

作者:尹逊金 单位:中石化长输油气管道检测有限公司