小口徑原油長輸管線動火連頭作業施工工藝

大慶油田儲運銷售分公司

小口徑原油長輸管線動火連頭作業施工工藝

徐立君

大慶油田儲運銷售分公司

長距離原油輸送管線在動火作業過程中受多種因素影響。以蘇—嵯長輸管線新建返輸流程施工作業為例，探討管線動火連頭過程中不采用封堵作業的施工方法，對于現階段國內外小口徑原油長輸管線的動火連頭施工工藝有一定借鑒意義。通過施工案例可以得出結論：小口徑原油長輸管線在動火作業前，應充分考慮地形地貌、氣候條件及油品物性等多種因素對施工作業的影響；施工作業前應制定詳細的施工作業方案，保證人力、物力、設備設施等提前就位；必要的風險識別，能夠預防突發事件的發生，及時采取應對措施。

長輸管線；封堵作業；動火連頭；施工

小口徑長距離輸送原油管線在動火作業過程中受地形地貌、氣候條件、油品物性等多種因素影響，如何合理地利用現有條件不采用封堵措施，安全地完成施工作業，同時達到成本優化的目的，是石油工作者需要長期探討的一個課題。本文以蘇—嵯管線新建返輸流程為例，利用管線的自然高程差，合理判斷并排出施工區域涉及的管段存油，對于現階段國內外小口徑原油長輸管線的動火連頭施工工藝有一定借鑒意義。

1 基本概況

蘇—嵯長輸管線位于內蒙古呼倫貝爾草原，起點為蘇一聯合站，末點為嵯崗轉油站，管徑為?219×12mm，全長88.9km。輸送介質為原油，密度832.5kg/m3(20℃)，原油凝點26℃。采用加熱輸送的運行方式。管線設計壓力6.3MPa，管徑為?219.1×5.6mm，設計輸量為100×104t/a。沿線設置線路截斷閥室2座，中間熱泵站1座。為保證蘇—嵯長輸管線的正常運行，在原有工藝基礎上新建返輸流程。其中，蘇一首站涉及的連頭位置為9處，動火點位17處；中間站涉及的連頭位置為4處，動火點位12處；嵯崗末站涉及的連頭位置為4處，動火點位6處。全線共計停輸7次。

2 施工工藝

2.1 前期準備

（1）考慮到施工過程中輸油管線需停輸，為降低管線凝管風險，施工時間選擇在呼倫貝爾地區地溫較高的9月份。

（2）蘇—嵯輸油管線全長88.99km，海拔高度差距較大，應提前制定管線沿途高程圖。

（3）現場勘查，制定施工方案，部署各單位（部門）工作職責，提前做好施工所需物資材料、設備設施、人力資源等準備工作。

（4）提前告知上游單位具體的施工時間，做好準備工作。

2.2 施工作業

以蘇一首站返輸進站管線與原站內工藝管線碰頭為例。

2.2.1 具體準備工作

（1）在施工管段處開挖作業坑（2m×2m×3.3m），深度為管底以下2m；作業坑邊開挖排污坑；提前將DN80PN64法蘭短接焊接至預定管線上，下端安裝DN80閘閥。

（2）提前將預定放油管線開孔完畢。

（3）蘇一首站停輸前，降低首站儲罐的液位（7m），保證在施工作業期間能正常接收蘇一原油穩定站來油。

2.2.2 施工過程

（1）蘇一首站調度接到調度令后，安排全線停輸，關閉外輸閥門和高壓泄壓進口閥門，關閉4#閥室截斷閥。

（2）將羅茨泵、放油閥及收油罐車利用軟管進行連接，打開放油閥及羅茨泵，將蘇一首站至4#閥室輸油管線中原油抽至油罐車內。

（3）現場人員監視進油罐車軟管油流情況，待無油流出后，拆卸羅茨泵進口管線，打開放空閥進氣，排凈管線內余油，將排污坑內污油回收至油罐車。

（4）待放油閥無油流出后，利用手動割刀對碰頭管段進行切割作業，完畢后將廢棄管段移至廠區外非作業區。

（5）將原工藝管線碰頭部位殘油擦拭干凈后，按要求在指定位置打防火墻。

（6）依次進行新老管線的對口、焊接作業，期間持續通過可燃氣體報警器檢測，確認管線施工符合動火條件。

（7）焊接作業完畢后，將DN80放油閥拆除并加裝盲法蘭。

（8）在施工焊接過程中，管線進氣閥和排油閥處于常開狀態。

2.2.3 恢復投產

施工作業完畢后，恢復投產前，嵯崗轉油站調度與上級調度聯系，得到恢復投產命令后，導通正常外輸流程恢復生產。

2.3 放油情況

放油管段為蘇一首站至4#閥室?219mm外輸管線；進氣方式為站內外輸管線排空閥；排油方式為外輸管線低端開孔放油。

圖1 管段的自然高程

根據連通器原理及圖1可以看出，蘇一首站至4#截斷閥室間海拔高于蘇一首站作業點，且存在油流回落的區域為：0～0.37km、10.40～10.80km、12.50～12.70km，共計長度為969m。

根據體積計算公式進行計算，最終得出管線回落油量為32.3m3，管段放油量統計見表1。

表1 管段放油量統計

2.4 風險識別

（1）4#閥室截斷閥關閉不嚴，導致原油持續流出。應急措施：關閉首站外輸閥前端閥門或關閉中間站進站閥門，同時緊急調派原油罐車進行收油；如原油排放超過4h仍有原油流出，應停止施工作業，立即組織恢復投產，組織人員分析原因，重新制定施工方案。

（2）在施工作業期間，外輸管線長時間停運，管線內原油溫度降低。預防措施：在恢復投產后采取出站原油高溫度、大排量的方式運行。

（3）在施工作業期間，由于管線內溫度發生變化，可能造成已砌筑防火墻存在間隙，管線內存在可燃氣體，焊接過程中出現閃爆事故。預防措施：在施工過程中，管線的進氣閥和排油閥處于常開狀態，施工完畢后關閉。

3 結論

通過蘇—嵯輸油管線動火連頭施工案例可以看出：

（1）小口徑原油長輸管線在動火作業前，應充分考慮地形地貌、氣候條件及油品物性等多種因素對施工作業的影響。

（2）施工作業前應制定詳細的施工作業方案，保證人力、物力、設備設施等提前就位。

（3）有效利用管線高程圖，合理判斷管線出油量、剩余存油量，能夠避免不必要的封堵作業，達到節省投資、安全施工的目的。

（4）必要的風險識別，能夠預防突發事件的發生，及時采取應對措施。

（5）小口徑原油長輸管線停輸動火作業前，如何采取高效的方式排凈作業區域的原油，最短的時間內達到動火條件，在施工全過程中至關重要。

（欄目主持焦曉梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.6.024