俄罗斯高寒冻土区新建管道投产的技术标准体系

2018-07-09刘福建李雪坡武思雨马伟平

石油库与加油站 2018年2期

刘福建陶金姜旭李雪坡武思雨马伟平

〔1.新疆石油工程建设有限责任公司新疆克拉玛依 834000；2.中油国际管道公司中乌天然气管道项目北京

100007；3.中国石油天然气销售安徽公司安徽合肥 230000；4.中国石油管道局工程有限公司人事部河北廊坊065000；5.中国石油天然气股份有限公司管道分公司集体资产管理中心河北廊坊 065000；6.中国石油管道科技研究中心河北廊坊 065000〕

十三五期间，我国建设运营了中俄原油管道一线、二线工程，中俄东线天然气管道也进入全面施工阶段。这不仅对我国能源战略安全具有重要意义[1]，对缺少高寒冻土区管道运行管理经验和管道专业标准的我国相关行业都非常重要。本文针对我国该方面的情况，重点介绍了管道投产的俄罗斯标准，包括清管、试压、投产交接和试运行监控等，对于保障中俄管道安全运行具有现实意义，也有助于我国管道工程投产技术的规范化和程序化。

1 俄罗斯管道投产技术标准

俄罗斯标准与管道行业相关的有OCT、BCH、ПБ和СНиП等石油天然气部级标准，以及 PД、BH、OP、CO等管道公司企业标准。本文重点选取了基本代表了目前俄罗斯长输管道的技术水平的管道投产方面的技术标准，见表1。

表1 俄罗斯管道投产技术标准

2 管道清管

清管是管道投产中的一项重要工作，对于保证管道安全、降低管道能耗具有重要意义。我国新建管道工程清管的主要问题是大落差管道清管质量差，清管器运行振动大；清管器偏磨严重等。管道清管尚未形成专门、统一的标准，现行的行业标准SY／T 5922—2012《天然气管道运行规范》等侧重于制定清管方案、组织机构、安全措施和应急预案等，清管技术要求较简略，不能完全指导清管作业[3]。

2.1 清管器类型

我国新建管道应用清管球、聚氨酯泡沫清管器、机械清管器、测径清管器、漏磁检测清管器等，新型清管器例如自动泄压清管器、管道通径检测器和自调速清管器等也有应用。俄罗斯有应用凝胶体清管器的案例，适用于管道沉积物清除、排空以及顺序输送两种油品隔离、管道投产时油（气）水隔离等，具有良好密封性和弹性变形特性。

俄罗斯标准 РД153－39.4p－118—2002规定，为提高清管质量，减少油－水混合悬浮液体积，推荐使用凝胶（溶剂）－机械隔离式清管器，溶剂是汽油和二乙烯乙醇的混合液，配套使用刮板式机械清管器，给出凝胶塞长度与清管管段长度和管内径关系的计算公式，以及凝胶制作工艺（化学成分、固化时间）和注入管道方法。建议我国进一步研究凝胶（溶剂）－机械隔离式清管器对于国内油气管道的适用性。

2.2 清管站间距

随着管道向大口径、高压力方向的发展，需要耐高压、耐磨、稳定运行、自解堵、适合不同管径、功能多样化的清管器，特别是适应长距离站间距的清管要求，对清管器的皮碗强度和发射机质量等要求更高[4]。针对清管站间距，国内标准无规定。实际操作中清管间距通常是按照站间距离确定。俄罗斯标准 РД－16.01－74.20.00－КТН－058－1—2005规定干线输油管道的清管站距离不超过280 km。

2.3 清管质量合格的条件

我国新建管道清管的主要问题是大落差管道清管质量差，管道低点易形成积液。针对清管质量控制，国内标准比较简略，例如 GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》规定管道试压前清管应不少于两次；GB 50369—2014《油气长输管道工程施工及验收规范》规定管道清管以开口端不再排出杂物为合格。以不排出杂物作为管道清管质量标准，使清管质量难以保证。俄罗斯标准在新建管道清管质量控制方面具有相似做法，俄罗斯标准 ОР－16.01－60.30.00－КТН—2004规定管道分段清管，管段长度不应超过40 km；清管器到达收球筒无损坏，且推出的混合液中不含泥沙等杂质，认为清管质量合格。

2.4 清管器跟踪

关于清管器跟踪，国内标准是非强制性要求，例如SY／T 5536—2016《原油管道运行规范》规定首次清管或不定期清管时应对清管器进行跟踪。俄罗斯标准是强制性要求，如标准РД153－39.4－056—2000规定清管器应安装本质安全防爆型低频传送器，在地面通过定位仪接收清管器传感器发出的信号，监测清管器是否顺利通过管段，以及确定卡阻位置。

2.5 清管器监听

目前我国天然气管道的清管实时过程模拟技术还不完善，主要依靠定点监听和经验判断。清管器监听位置设置在线路阀室、穿跨越处、隧道，以及出站和进站1km左右。俄罗斯标准ОР－16.01－60.30.00－КТН—2004规定管道企业聘请专业的清管器跟踪承包商负责指定管段的清管器监测，接收清管器跟踪装置传感器信号的检测点的间距不超过1km，接收清管器发送信号的检测点设置包括管道干线截断阀，管道线路与支线管道的交叉点与水平方向夹角45°的干线管道弯管处。

3 管道试压

3.1 试压管段的划分

俄罗斯标准未严格限定试压管段长度，具有灵活性，可根据实际情况调整试验管段长度，例如РД153－39.4p－118—2002规定大落差地区根据最大和最小试验压力确定试压管段长度。

3.2 试压介质

俄罗斯管道试压的介质呈多样化且倾向于液体试压，例如ВСН011—1988规定使用空气／天然气和水进行联合试压，即当管道注入空气或天然气升至试验压力，再向管道内注入液体；СНиП III－42—1980和РД153－39.4－044—1999规定原油管道和成品油管道应进行液体试压。

3.3 试压强度

我国管道试压强度一般不超过0.95倍管道标准屈服强度。俄罗斯管道已普遍进行高强度水压试验，管道试压强度最低满足0.95倍管材标准屈服强度，高压力液体试压强度可达1.1倍管材标准屈服强度[5]。

3.4 管道试压泄漏检测

国内标准未规定管道试压泄漏检测要求，俄罗斯标准提出利用目测、涂漆的曳光剂、液体或气体泄漏声音、添加增味剂、分析土壤上方空气试样、计算试压管段压降等多种方法确定试压过程中发生泄漏的位置，具有实用性。例如 ВСН 011—1988气体试压中可添加增味剂，以确定管道泄漏位置，建议每1 000 m3天然气中添加50～80 g乙硫醇。

3.5 零度以下管道试压

我国缺少气温零度以下管道试验标准要求和工程实践，例如GB 50369—2014《油气长输管道工程施工及验收规范》仅规定试验环境温度低于5℃应采取防冻措施。俄罗斯标准规定了零度以下管道试压技术要求，包括低温条件压缩机性能参数、管道设施保温设计、管道散热过程分析、添加甲醇等制备低温冷冻液体，具有借鉴意义。例如ВСН011—1988规定编制管道试验热力参数计算书，针对无保温层的地下管道和地上保温管道，当土壤和大气温度低于零度时，必须通过注入热水预热管道和周围土壤，直至管道末端水温达到设计温度，保证设计计算时间内不会结冰才能进行试验。

3.6 管道投产延迟时重新试压

国内标准未规定管道投产延迟时是否进行重新试压，管道腐蚀、管材缺陷等因素可能导致管道重新投产时发生泄漏风险。俄罗斯标准规定新建管道投产延迟条件下（10天、6个月、1年和3年）应重新试压。例如 РД－16.01－60.30.00－КТН－103－1—2005规定管道试压和管内充满原油后停止10天以上，应进行压力0.5 MPa、持续时间6 h的密封性检查，检查结果不合格应重新进行液压试验。

4 管道投产试运行

4.1 管道投产条件

关于管道投产的必备条件，国内标准比较笼统，缺少技术性要求。例如国内标准 SY／T 5536—2016《原油管道运行规范》规定了管道投产前进行有关物资的准备，如供水供电、置换气源等；管道企业编制的《试运投产前条件确认检查表》要求确认管道基本状况。存在投运的自动化仪表系统未经检定、未配置阴极保护系统、伴行路敷设不到位等问题管道即投产试运的情形[6]。俄罗斯标准РД153－39.4－056—2000规定应满足以下条件时管道才进行投产，具有借鉴意义。包括：①管道线路风险评价和高后果区识别经过评审；②按照水压试验的最大强度试验压力确定最大允许操作压力（MAOP）；③管道干线和站场工艺设施焊缝无损检测合格；④管道人员经过运行操作、维护和应急预案培训；⑤阴极保护系统投入运行；⑥制定管道第三方破坏防控措施。

4.2 重要设备试验

国内管道做法是依编制的《试运投产前条件确认检查表》，在投产前根据检查表所列项，针对管道干线、临时设施、自动化仪表系统、电气系统和通信系统等进行专项验收。俄罗斯标准РД 153－39.4－056—2000规定管道投产前，管道系统的监控设备和控制设备应进行功能性试验，如：清管器与收发球筒之间的内部联锁（锁定功能）、管线紧急停输和压力流量控制（ESD系统）；在管道置换气体前进行阀门现场试验，以保证正常运行状态，具有借鉴意义。

4.3 管道投产延迟管理

我国管道建设实行建管分离体制，管道建成后如投产延后，管道将处于闲置状态，存在安全隐患。国内标准未规定闲置管道管理要求。俄罗斯标准РД153－39.4－056—2000规定管道投产延迟分为两种情形：管道试压后未清除油气，管道中应注入防腐剂，或采用缓蚀性试压介质；管道试压后清除油气，管道应用惰性气体干燥，防止管道内腐蚀。此外管道投产延迟期间，阴极保护系统和杂散电流检测周期不超过60天，管道电位每年检测一次。如管道发生严重腐蚀问题，应考虑重新试压。俄罗斯标准关于管道投产延迟时的管理要求，对于保障新建管道安全运行具有重要意义。

4.4 管道投产试运行评价

对管道投产试运行过程的评价，国内标准为非强制性要求。国内管道交接节点是从油品到达管道末站开始至管道平稳运行72 h视为管道投产试运行结束[7]。俄罗斯标准 РД153－39.4－056—2000规定管道投产试运行结束后，在由建设方向管道运营商完成管理权限交接之前，应编制管道试运过程评价报告，作为管道运行管理的技术文件。该做法对于管道投产后正常运行管理提供了极大的便利，其主要内容有包括：①管道施工期间遗留问题清单和完成整改的时间节点；②设计文件变更与竣工实际记录的对比分析；③管道运行操作人员培训情况；④环境管理计划；⑤SCADA和PLC等软件使用权限交接；⑥管道施工维修机具库存、备品备件文件。