阿賽線長輸油管道不停輸換管投產施工方法

孫成建

中國石油華北油田公司公用事業管理處（路橋工程公司）

原油管道順利投產是原油生產設施平穩運行的前提，其中高凝、高黏、高含蠟原油的投產工作量較大，對操作人員的要求較高[1-4]。刁宇等[5]從正輸和先正輸后反輸的輸油方式兩個方面對熱油管道投產時的安全停輸時間和溫降速率進行計算，證明了先正輸后反輸的輸油方式投產的安全系數更高；古麗等[6]模擬了投油頂水階段不同工況對混液量的影響，發現流量與混液量呈反比關系；丁俊剛等[7]針對蘭成管道進行了分段憋壓檢漏，對投產中出現的氣阻和水擊現象進行了預防，提供了熱油管道投產經驗。以上研究對于長輸管道順利投產具有重要作用，但均基于新建管道投產，未涉及老舊管道更換。在此，以華北油田阿賽線安全擴能改造工程為例，通過臨時流程設置、臨時流程施工、帶壓封堵、新管預熱、新管投油、舊管廢棄步驟，考慮清管、預熱、試壓、頂油等因素，實現新舊管道共用一套站內工藝設備，達到在舊管道不停輸的情況下新管道順利投產。

1 管道基本情況

阿賽線位于內蒙古自治區錫林郭勒盟境內，管徑為273 mm×6(7)mm，材質為X52 直縫電阻焊鋼管，采用“加熱密閉輸送工藝”輸油。設計輸量100×104t/a，最小輸量55×104t/a，最大輸量105×104t/a，設計壓力6.3 MPa，沿線共有8 座場站和7 座手動閥室。

3 號站—末站管線因腐蝕深度不斷加深，管道的安全運行壓力已從5.5 MPa 下降到至5.0 MPa，降低了管輸能力，同時總傳熱系數不斷增大，造成加熱爐出口溫度過高，能耗較大?；谝陨显颍鑼?#站—末站管線進行更換，但阿賽線是華北油田重要的輸油管道，無法進行常規停輸換管施工，故需要設置臨時流程實現不停輸換管施工。

2 臨時流程設置

臨時流程一方面需要與站內設備和舊管道連接，保證舊管道的正常運行，另一方面需要為新管道和站內設備的連接提供條件，保證新管道順利投油[8-9]。不停輸施工流程見圖1（以5#站為例）。

圖1 不停輸施工流程Fig.1 Non-stop transmission construction process

2.1 站場功能及設備情況

3#站、5#站為熱泵站，4#站、6#站和7#站為加熱站，各站加熱爐均為油水兩相加熱爐，為一用一備運行方式，輸油泵為一用一備或兩用一備運行方式。以氣溫最低的2 月份進行核算，阿賽線輸送流量147 m3/h 時，3#站—末站需要的熱負荷分別為1 593、1 303、941、1 231 和1 086 kW，單臺加熱爐額定負荷滿足要求，3#站和5#站需要的揚程分別為304 m 和520 m，故各站輸油泵和加熱爐提供的能力均滿足輸送要求且略有盈余。

2.2 臨時流程設計

實現不停輸投產施工，相當于兩條管道共用一套站內工藝，通過上述核算，站內設備均有余量，故臨時流程無需增加加熱爐和泵，只需臨時管道與舊管道相連即可。為方便管理，舊管道采用1#加熱爐，新管道采用2#加熱爐，且在3#和5#站設置收發球裝置，實現油水隔離。新舊管道流程見圖2。

圖2 新舊管道流程對比Fig.2 Comparison of old and new pipeline processes

3 臨時流程施工

臨時流程后期需輸送原油，參照SY/T 4203—2019《石油天然氣建設工程施工質量質量驗收規范站內工藝管道工程》的施工標準，完成管道加工、安裝、組對、焊接、吹掃、試壓、防腐和補口等程序，滿足要求后方可投入使用。

3.1 臨時流程與站內設備連接

加熱爐和輸油泵均為帶壓油氣設備，應參照Q/SY 05064—2018《油氣管道動火規范》中的要求，本次動火作業屬于一級動火作業，需進行危險因素辨識與風險評估、特種作業許可的辦理、場地布置和設備就位、動火作業坑開挖等準備工作，完成后開始動火作業。臨時流程連頭情況見表1。

表1 臨時流程連頭情況統計Tab.1 Statistics of temporary flow connection

將各站1#加熱爐調整為備用狀態，2#加熱爐進入主流程，將1#加熱爐進出口閥門關閉，通過排污系統排空，利用可燃氣體檢測裝置對進出口管道的油氣濃度進行監測，滿足要求后開始切管；切管作業采用機械人工冷切割方式進行，進出口管道各切割500 mm 管段，同時將預制完成的等徑三通焊接至缺口處。焊接前，如設備存在余壓，則采用砌筑黃油墻或隔離囊加黃油墻的方式進行油氣隔離，且黃油墻與切割位置的直線距離≥300 mm。

同理，將在用輸油泵調整為備用狀態，關閉備用輸油泵的進出口閥門，利用泵前排污管道排放泵內原油，由于閥門、過濾器和泵均為法蘭連接，故將進口管道上過濾器與進口閥門之間的短節摘下，增加與臨時管道配對的法蘭，完成進口管道與臨時管道的連接；將出口管道上止回閥與出口閥之間的短節摘下，完成出口管道與臨時管道的連接。

3.2 臨時流程與舊管道連接

根據目前國內現有的施工技術，采用塞式封堵頭進行不停輸帶壓封堵[10-11]。其原理是在需要更換的管道上下游帶壓開孔，安裝封堵器實施封堵作業，隨后在封堵管壁上開孔焊接三通。帶壓封堵示意圖見圖3，帶壓封堵流程見圖4。

圖3 帶壓封堵示意圖Fig.3 Schematic diagram of plugging with pressure

圖4 帶壓封堵流程Fig.4 Process flow of plugging with pressure

各站的操作步驟類似，在此以5#站為例，步驟如下：

（1）調整5 號站為越站流程，調整上游3 號、4號站的出站壓力和溫度，使其滿足越站條件。

（2）在5 號站的進出口管道處選定帶壓封堵點，封堵點盡量選擇直管段，避開管道焊縫區域。剝離管道防腐層，安裝夾板閥進行放壓，組裝開孔機帶壓開孔，開孔完成后預制旁接管路。旁接管路的管徑與在役管線相同，無損檢測和水壓試合格后進行氮氣置換，當氧氣濃度≤5%時，可與封堵三通焊接。封堵管件焊接時，適當降低管道輸量，管內液體流速≤5 m/s。

（3）對于封堵三通焊接，采用公式（1）計算帶壓施焊的壓力。

式中：p為允許帶壓施焊的壓力，MPa；σs為管材最小屈服強度，MPa；t為焊接處管道壁厚，mm；c為壁厚修正量，根據使用的焊條直徑取2.8mm；D為管道外徑，mm；F為安全系數，取0.55。

經計算，該管道帶壓施焊的壓力為6.5 MPa。焊接順序參照GB/T 28055—2011《鋼制管道帶壓封堵技術規范》，焊接順序見圖5、圖6。

圖5 對接焊縫焊接順序Fig.5 Welding sequence of butt weld

圖6 環焊縫焊接順序Fig.6 Welding sequence of girth weld

（4）對舊管道先實施下游封堵，后上游封堵，并密切監聽管道內的異響，如壓力瞬間增大并超過管道安全壓力，則停止作業。封堵完成后，通過2 in 球閥的泄壓孔驗證封堵是否合格，此時旁接管路連接5 號站的進出口管道，舊管道按照越站流程正常運行。

（5）對舊管道封堵段采用“氮氣+清水+氮氣”三遍置換方法.在封堵段中地勢較高的一側充入氮氣，利用壓力將管內原油吹入油罐車；隨后采用50 ℃的清水進行替換，以出口端清水無油花視為合格；最后采用氮氣對水進行置換，完成整個過程。

（6）安裝隔離囊，對舊管道進行斷管.為保障安全，采用割刀機械切割管道，切割后舊管道與站內流程斷開，將舊管道與臨時流程連頭焊接。由于舊管道服役時間較長，存在較大磁性，故在第一道焊口焊接前需采用消磁儀進行消磁，否則會有較大的磁偏，同時焊接完成后按照SY/T 4109—2020《石油天然氣鋼制管道無損檢測》的相關要求進行檢測。此時舊管道與臨時流程連接完畢，臨時流程可以正常運行。

（7）解除封堵并拆除旁接管路，拆除封堵順序為先上游后下游，防腐保溫、土方回填、恢復地貌。

4 新管投產

上述步驟完成后，舊管道與站內工藝斷開，新管道具備和站內工藝連接的條件，同樣采用焊接的方式進行連接，消磁方式與舊管道相同。此時，新舊管道共用站內一套工藝流程，待新管道投油結束后，舊管道可廢棄。

新管投產受原油物性、沿程地溫、管道埋深、設備選型和地形起伏等多種因素的影響，原油物性見表2。目前，熱油啟動主要有冷管直接啟動、采用低黏原油或水預熱啟動、采用稀釋劑或降凝劑啟動三種。其中，冷管啟動適用于管道距離短、沿線地溫高，并能持續大輸量的工況，通過調取沿線不同月份的地溫（圖7）可知，原油凝點均高于各月平均地溫，故無法采用冷管啟動。經核算，采用降凝劑后最大輸送能力只能從147 m3/h增加至165 m3/h，增幅10%，冷油頭在到達末站時溫度接近地溫，故無法采用；該管道計劃在6～7 月份投產，此時原油凝點遠高于地溫，可通過正輸流程建立穩定的溫度場，保證新管投產成功。

表2 原油物性情況Tab.2 Physical properties of crude oil

4.1 水力計算

根據下式計算投水時管道最大輸量：

式中：Q為輸量，m3/h；d為管道內徑；h為沿程摩阻損失，取255 m；λ為摩阻系數，取0.022 982；L為管道程度，m；g為重力加速度，9.8 m/s2。

經計算，投水時最大輸量為164 m3/h，由于投水和老管線替油均需要大排量，且預熱一旦開始不能停止，通過核實水源供水情況（3 號站無水源井，需從首站調水），從供需平衡的角度考慮，將投水輸量定為120 m3/h。

4.2 熱力計算

根據投水輸量和各站加熱爐負荷情況，計算水的最大溫升，見式（3）：

式中：Δt為溫升，℃；P為加熱爐熱負荷，kW；η為加熱爐熱效率，%；q為質量流量，kg/s；C為流體比熱容，J/(kg·℃)，水為4.2 kJ/(kg·℃)。

經計算，3 號站—5 號站的溫升為12.5 ℃，6 號站—7 號站的溫升為11.4 ℃。設定投油時的輸量也為120 m3/h，得到原油的最大溫升為30 ℃。投油時首站進站溫度為40 ℃，出站溫度為70 ℃，沿線各站的溫度損失為2 ℃，各站加熱爐最高出口溫度不超過72 ℃；末站進站溫度定為33 ℃（高于凝點5 ℃）。核算了不同輸量下各站間所需的傳熱系數（圖8）。從圖8 可以看出：隨著輸量增加，站間所需的傳熱系數也增大，證明了大輸量下有利于縮短預熱時間。當輸量為120 m3/h 時，5 號站—6 號站所需的傳熱系數最小，為1.19 W/(m2·℃)，為了增加投油安全性，當管道沿線的傳熱系數降低至1.19 W/(m2·℃)，方可進行投油操作。根據上述結果，計算出投水及投油時的進出站溫度（表3），其溫度滿足投油要求（末站溫度高于凝點5 ℃）。

圖8 不同輸量下站間所需傳熱系數Fig.8 Required heat transfer coefficient between stations at different transmission rates

表3 投水及投油時進出站溫度Tab.3 Inlet and outlet temperature during water and oil injection℃

4.3 投產流程

（1）采用13 ℃的清水進行正輸預熱，均采用各站2#加熱爐進行升溫操作，每隔1 h 記錄進出站溫度。

（2）預熱開始2 h 后，3 號站和5 號站發送清管球，其中3 號站的清管球在5 號站接收，5 號站的在末站接收。

（3）在管道沿線設置監聽組，在收球端設置收球組，嚴格按照SY/T 5536—2016《原油管道運行規范》中的要求執行。

（4）待土壤蓄熱后傳熱系數達到1.19 W/(m2·℃)時，開始投油，為降低混油量，在3 號站和5 號站各設置2 個隔離球，在3 號站發出第一個隔離球后的0.5 h 發出第二個隔離球；在5 號站接到第一個隔離球后發出第三個隔離球，隨后在0.5 h 后發出第四個隔離球。通過兩段隔離可將混油全部送入末站儲罐，可保證油中含水不超過1%。

5 舊管廢棄

新管投油結束后，舊管道進入廢棄階段，使用清水進行置換作業，輸量為120 m3/h，與投油類似，設置4 個隔離球，當隔離球到達末站時表明置換完成。然后按照從首站到末站的順序停泵、停爐，此時水保留在舊管道中等待廢棄處理。

根據國際廢棄管道的處置原則，采用氮氣將存水全部置換，以站場間管道為分段進行氮氣注入，氮氣的質量分數在95%以上。吹掃段劃分為3 號—5 號站，5 號—末站兩段，置換壓力≤5 MPa，在最低點時壓力≥4.2 MPa，置換時采用直板8 片組合清管器，背壓設置0.3 MPa。分段吹掃后進行氮氣置換，置換完成后降低管內壓力至常壓，此時在兩端同時封頭焊接，管道廢棄完成。

6 結束語

針對原油投產中舊管道無法停止運行的問題，對站外舊管道進行不停輸整體更換。通過對站場現有加熱爐和泵的能力進行校核，各站水力和熱力能力均滿足輸送要求且略有盈余。從臨時流程設置、臨時流程施工、管道帶壓封堵、新管預熱、新管投油、舊管廢棄等步驟，綜合考慮清管、預熱、試壓、頂油等因素，通過臨時流程的設置使新舊管道共用一套站內工藝，達到新管道不停輸順利投產施工的目的。該施工工法可在最短時間內完成新舊管道的交替運行，保證一次投產成功。