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长输管道通球扫线、试压技术1综述我国石油工业正处于一个新的发展时期，中西部油气区新资源的发现，有必要建设大量新的重要管道。
因为管道作为输送手段，与其他输送方式相比有较大优点⑴输送成本低；⑵建造价格低，施工周期短；⑶占地面积小；⑷节省能源、人力；⑸安全性高；⑹公害小，几乎无污染。
管道由于其在能源传输上的优势地位，使它在国民经济及地方经济发展中起到越来越大的作用。
石油、天然气、成品油甚至煤都将更多地通过管道运输。
由于高压、大口径管道比低压小口径管道更经济，所以大口径长输管道已成为管道工业的发展趋势。
随着国家西部大开发战略的实施，长输管道工程必将有新的更快发展，这无疑给施工企业带来了良好的发展机遇。
如何把握机遇、占领市场是每个企业都在思考的问题，而优良的资质及业绩，过硬的管理、技术及装备水平应该是其中的基本着眼点。
长输管道施工完毕要经过一系列试验才能投入使用，这部分工作包括清管、试压、通球扫线、干燥，目的就是清扫管腔内的杂物，排除管线内的隐患和缺陷，取得较大的安全度。
为管道投产创造条件。
施工单位对此应该高度重视，必须编制可靠的技术措施、安全措施并认真执行，对出现的问题，依据设计要求及有关规范及时处理。
2 基本施工技术2.1 施工工序长输管道施工的一般工序如下：线路交桩--测量放线--开拓施工带--修施工便道--防腐管拉运--布管--管线组对--焊接--无损探伤--补口补伤--防腐检漏--开挖管沟--管道下沟--回填--地貌恢复--截断阀室安装--三桩埋设--分段吹扫清管--分段试压--连头碰死口--阴极保护--全线通球扫线--联合试运--投产从中可以看出试压、通球扫线、干燥与其他各工序的衔接关系管道是在下沟回填后进行分段清管和分段试压。
分段试压合格后，连接各管段的碰口焊缝只需进行100%射线探伤，可不再进行试压。
穿（跨）越大中型河流、铁路、二级以上公路、高速公路的管段应单独进行清管和试压。
如果设计有特别要求，管道投产前还要进行站间试压和站间清管，以及输气管道的干燥。
论我国与国外的管道清管标准差异一、差异分析1.清管方式俄罗斯标准Ⅰ、Ⅰ和Ⅰ规定管道清管有4种方式：可分离式清管器、不使用可分离式清管器(高速液流冲洗/高速气流吹扫)、拉伸式清管装置和液体置换。
直径大于219mm的管道应使用可分离式清管器；直径小于219mm的管道，当曲率半径小于5倍管径或者清管长度小于1km时，可不使用可分离式清管器，但采用高速气流吹扫的管段长度不超过5km；拉伸式清管装置是指借助拖动推杆移动清管器，以及利用内部或外部定心定置装置进行清管；液体置换是指管道试压后利用高速液流排出污染物的方式进行清管。
为提高清管质量，减少油-水混合悬浮液体积，还使用凝胶-溶剂式机械分离清管器，溶剂是汽油或二乙烯乙醇（图1）。
相对于我国管道清管使用清管球(器)，俄罗斯管道清管装置和清管方式更为多样化。
关于清管器允许通过的曲率半径，中国和俄罗斯标准基本相近。
GB50369规定清管器应能适应管道弯管的曲率半径；Q/SY1059规定清管器可以通过曲率半径为清管器直径5倍的弯管。
俄罗斯标准Ⅰ规定当曲率半径小于5倍管径时，可不使用可分离式清管器。
2.清管器运行速度俄罗斯标准Ⅰ、Ⅰ和Ⅰ规定可分离式清管器运行速度不应小于1km/h，不使用可分离式清管器，由液体流动速度保证清管质量，液体流动速度不应小于5km/h。
Q/SY1059规定原油清管器运行速度宜控制在3～6km/h；SY/T5922规定天然气管道清管器运行速度一般宜控制在3.5～5m/s(12～18km/h)；关于清管器运行速度和管道吹扫速度，中国标准更为严格。
3.清管周期国内标准针对"清管周期";的要求比较简略，缺乏定量要求，不能全面指导实际生产，主要表现在以下3个方面：(1)SY/T5922规定：输气管道应根据气质组成、管道输送效率和输送压差确定合理的清管周期。
当管道输送效率小于0.95时，宜进行清管。
管道输送效率为实际输气量与设计输气量的比值，由于气源不稳定性、用户调峰和支线分输等原因，该参数不能真正反映管道实际情况，以此作为清管周期的依据，具有一定片面性和局限性。
黄金坝作业区清管器使用细则第一章总则第一条为规范、有序、动态地对黄金坝作业区生产井进行有效管理，不断提高黄金坝作业区产能效益，根据西南采气厂生产要求，结合黄金坝作业区生产实际，特制定本细则，适用于黄金坝作业区。
第二章工作职责第二条黄金坝作业井区负责清管器作业发送现场的管理和操作2.1采气井区长负责发送清管器现场的统一指挥，调配人员，发布操作指令，处理和向上级汇报现场出现问题。
2.2作业所在属地负责人员负责查看现场设备的生产参数、管道出站压力的变化数值、生产管线上的压力与温度数值、作业操作步骤等，记录发球相关数据，并随时对作业环境的可燃气体进行检测，如发现异常及时向井区长汇报。
2.3井区作业人员负责清管作业中发球流程的操作，执行现场指挥的指令，在输气管线的监测点对管线进行监听。
第三条黄金坝集气脱水站负责清管器作业收球现场的管理和操作3.1脱水集气站站长负责接收清管器现场的统一指挥，调配人员，发布操作指令，处理和向上级汇报现场出现问题。
3.2 集气站值班人员负责对作业井场和集气站远传数据、监控视频的查看，异常情况的汇报，作业管线沿线井场出站压力数值的监控，记录收球时间压力变化液量变化等数据，相关领导和相关方的告知。
3.3 集气站大班人员负责集气站收球筒的操作、记录时间、妥善保存收到的清管器等。
第四条主管技术经理负责对整个清管作业进行统筹指挥，对可能出现的复杂问题进行处理，对清管效果进行评价。
第三章清管作业管理第四条清管目的长输天然气管道运行过程中，由于杂质长期积聚在管道内部，造成管线通过较小影响输气效率；管道中的水会与天然气中的二氧化碳硫化氢等反应，对管道产生腐蚀。
所以对管道进行清管作业，有利于提高管道的输送效率，降低杂志对管道的腐蚀，达到对管道内进行检测目的。
第五条清管设备管理5.1 在发球筒、收球筒未使用时应在每次清管作业结束后将筒内天然气放空，关闭天然气进口出口阀门并上锁挂签，关闭端口快开盲板。
工程建设强制性国家规范《输油管道工程项目规范》（征求意见稿）2021年3月目录1 总则 (3)2 基本规定 (4)3 管道线路 (8)3.1 一般规定 (8)3.2管道线路 (8)3.3线路标识 (9)4 输油站 (10)4.1一般规定 (10)4.2工艺设备及管道 (10)4.3辅助生产设施 (11)起草说明 (11)1 总则1.0.1 为保障输油管道建设质量、运行安全，维护生态环境以及促进能源资源、节约利用，强化政府监管，加强企业管理，满足国家经济建设和社会发展的需要，依据有关法律、法规，制定本规范。
1.0.2 陆上输油管道的规划、建设、运行管理和废弃应当遵守本规范。
1.0.3 本规范是输油管道工程项目规划、建设、运行管理和废弃等阶段的基本要求。
当输油管道工程项目建设采用的技术措施与本规范的规定不一致，或本规范无相关要求且无相应标准的，应采取合规性判定。
1.0.4 本规范不适用于战争、自然灾害等不可抗条件下对输油管道工程的要求，执行本规范并不能代替工程项目全生命周期过程中的工程质量安全监管。
1.0.5 输油管道工程项目的规划、建设、运行管理和废弃各阶段，除应符合本规范外，尚应符合国家和地方的法律法规、现行有关工程项目规范和通用规范的规定。
2 基本规定2.0.1 输油管道工程是将原油、成品油、液态液化石油气，通过管道从油源或上游管网输送至用户或下游管网的建设工程，包括管道线路、站场及储存设施、配套设施等。
2.0.2 输油管道工程项目建设规划应符合国家或地方政府能源规划的要求，并应与其它建设规划相协调。
2.0.3 输油管道工程项目的建设规模，应根据油源条件、用户需求、项目在管网中的功能定位、技术经济条件等因素，综合分析确定。
2.0.4 输油管道输送介质应符合国家相关产品质量要求。
2.0.5 输油管道工程项目全生命周期内产生的固、液、气等废（弃）物的处置和噪声控制应符合相关标准的规定。
2.0.6 输油管道选用的设备和材料应是安全、环保和节能的产品，输油管道工艺系统及辅助生产设施的功能应完整，性能应可靠。
长输天然气管道清管作业规程中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6383-99长输天然气管道清管作业规程Welding Procedures for Vertical Down Stick Welding of Pipes主编部门：中国石油天然气总公司基建工程局批准部门：中国石油天然气总公司石油工业出版社一、范围本标准规定了长输天然气管道清管作业全过程的各项技术要求。
本标准适用于长输天然气管道清管作业。
二、定义本标准采用下列定义：过盈量清管球外径(皮碗清管器皮碗外径)减管道内径所得值与管道内径的百分比。
三、清管作业的目的和周期1 、目的清扫长输天然气管道内杂物、积液、积污，提高管道输送效率，减少摩阻损失，减少管道内壁腐蚀，延长管道使用寿命。
2 、周期根据管道输送介质的性质，视管道的输送效率和压差确定合理的清管周期。
四、清管前调查1、输气管道状况调查调查管道规格，管道长度，管道使用年限，管道安全工作压力，管道相对高程差，管道穿越和跨越情况，管道弯头、斜口，管道变形，管道中间阀室，管道支线、三通，管道地貌特殊状况等。
2、收、发清管器站场调查调查收、发球筒，阀门，仪表，放空管、排污管及其周围环境状况。
3 、其它调查调查管道历次清管记录，管道当前输气流量、日输气量，管道工作压力，管道输送压差及输送效率等。
五、编制清管方案1、技术要求1．1 管道基本状况描述根据清管前调查进行编写。
1．2 清管器的选择根据管道状况、清管器特性，可选择清管球、皮碗清管器或二者结合使用等。
1．3 清管器过盈量选择一般情况下：清管球注满水过盈量：3％～10％。
皮碗清管器过盈量：1％～4％。
1．4 清管段起终点最大压差的估算根据管道地形高程差、污水状况、起动压差、当前输气压力差、历次清管记录等估算。
一般近似计算公式为：P=P1+P2+P3 (1)式中：P——最大压差，MpaP1——清管器的起动压差，MpaP2——当前收、发站之间输气压力差，MpaP3——估算管内最大的积液高程压力，MPa。
成品油长输管道清管技术浅析摘要：长输管道由于输送的介质不一样，对管内的清洁度要求也不尽相同，清管施工流程与工艺要求也不同。
因成品油长输管道输送的介质为液态的汽油、柴油、航空煤油等成品油，故成品油长输管道管内的清洁度要求较高。
所以，成品油长输管道在敷设过程中的清管作业是一个重要的施工环节，是保证成品油长输管道安全可靠的运行、输送清洁合格的成品油的重要措施。
本文主要以肯尼亚1号线成品油管道重建工程为工程实例，介绍对在运成品油长输管道进行清管作业的流程及相关注意事项。
关键词：成品油、长输管道、清管技术1、概述清管器的第一次使用大约是在1870年，在管道用于输送原油以前, 原油都是通过马匹与车辆运送到炼油厂，为了提高原油的运输能力，人们开始使用管道运输原油，但是管道在运行了几年以后会出现较多的沉积物，流通能力降低，导致泵压升高，管道运营商使用了很多方法试图提高管道的流通能力，但是效果均不明显，后来人们尝试在球上绑缚一些碎布，制造出最初的清管器放人管道，收到了不错的效果再往后开始使用皮革代替布片，在原油的浸泡作用下，皮革会膨胀，紧贴在管壁上，提高清管的效果。
由于当时管道使用承插式连接，清管器在通过管道接头时发出的声音与猪的叫声相似，后用PIG作为清管器的代称，发球筒通常称为Pig Launcher，收球筒通常称为Pig Receiver。
长输管道的输送效率和使用寿命很大程度上取决于管道内壁和内部的清洁状况。
在施工过程中大气环境也会使无涂层的管道生锈，并难免有一些焊渣、泥土、石块等有害物品遗落在管道内；同时，在管线进行水试压后，仅仅单纯利用管线高差开口排水很难排尽；对于在运管线，由于输送的介质中难免存在杂质，长时间运行后会沉淀大量沉积物。
为解决以上问题，进行管道内部和内壁的清扫是十分必要的，因而清管作业主要分为长输管道投运前清管作业和在运管线清管作业两种。
清管作业一直是管道施工和生产管理的重要工艺措施。
清管的目的概括起来主要有以下四方面：1）清除管内积液和杂物（粉尘），减少摩阻损失，提高管道的输送效率；2）避免低洼处积水；3）扫除管壁的沉积物、腐蚀产物，使其不存在附加的腐蚀电极，减少腐蚀； 4）进行管道内检测等许多新的用途；2、项目背景肯尼亚1号线成品油管道重建工程起点位于肯尼亚港口城市蒙巴萨，终点位于肯尼亚首都内罗毕，全线全长共计449公里，管径DN500，设计压力10MPa，全线共设置9座站场及一座下载站。
清管器收发筒设计规范分析【摘要】清管设施是海洋石油及陆地油田长输管道系统的常用清管设备，其所处位置往往是不同规范的分界处，以至于该设备的主体结构——清管器收发筒的设计表述各不相同，甚至有所矛盾，本文通过分析各规范的做法以及所用计算理论，结合示例计算分析，给出了该类装置设计的推荐做法。
【关键词】清管器收发筒管道压力容器壁厚计算＜b＞ 1 引言＜/b＞在海洋石油及陆地石油生产的长输管道系统中，清管设施是用于清管作业必不可少的设备，位于长输管道或者海管的两端，主要用于长输管道清管器的发送和接收。
在海洋石油生产中，清管设施安装在石油生产平台、FPSO或者陆地终端上，而在陆地油田的长输管道系统中，该设备一般安装在场站内。
清管设施的主体结构是清管器收发筒，其它部分包括管道、阀门、仪表、底座等附属设施。
长期以来陆上有关清管设施的设计没有详细的设计规范作指导，而海洋石油行业同样没有明确的相关规定。
而不同清管设施的设计差异主要表现在清管器收发筒的设计和制造上，目前，国内外清管设施的收发筒设计标准主要有两类：一类是压力管道设计规范，如ASME B31.3[1]、GB 50316[2]等，另一类是压力容器设计标准GB 150[3]、ASME BPVC VIII[4]，下面就清管设施的使用功能，对各种规范的设计理论进行分析，以便明确清管设施的设计方法。
＜b＞ 2 清管器收发筒的结构＜/b＞清管器收发筒的筒体结构通常包含四部分：入口段、过渡段、增大段和快开盲板（见图1）。
入口段的内径要求与外输管道的内径等同；增大段的内径通常比外输管道内径大2～4英寸，以便清管器的顺利装入和取出，增大段的长度一般根据清管器的尺寸来确定；过渡段用于连接入口段和增大段。
其它与收发筒相连接的接口和管道附件通常采用标准压力等级的三通和管座来完成，也可以采用开孔加补强的方式完成。
＜b＞ 3 清管器收发筒的设计分析＜/b＞3.1 我国规范中的规定在我国陆上油田中，无论输油管道规范GB 50253[5]还是输气管道规范GB 50251[6]均将清管设施定义为管道附件，而在工业管道规范GB 50316和GB/T 20801[7]中则没有任何有关清管设施的说明。
石油管道清蜡操作流程及注意事项由于管内壁结蜡，使管道内径变小，管道沿程摩阻增加，输送能力下降。
为确保管路的输油能力和减少管道结蜡，一方面是加强输油运行管理，选择合理的输油工艺参数。
另一方面应健全完善管道清蜡装置，坚持周期性的管道清蜡。
一、清管系统01清管系统装置清管器接收筒上带有两条回流管线，两条回流管线的距离略大于清管器的长度，以防瞬间油量过小，管道超过允许压力值。
筒上装有排气阀和进气阀。
为便于接收清管器，清管器接收筒盲板部位略低于与干线联接部。
清管器发送筒结构与接收筒结构基本相同。
不同的是发送筒上只有一条油管线做发清管器动力线，发送筒的动力线上装有供排尽发送筒内存油的排污管。
02清管器转发筒以DN700转发筒为例说明。
清管器转发筒是用两段Φ920的外套管内装一个Φ720钻有圆孔的管子组成，其中钻有圆孔的Φ720管上的孔做接收和发送时排油用。
两段Φ920外套管上各有—个回流管路。
从上站发来的清管器一般直接进入第二个回流管处，以保证清管器顺利发出。
转发筒上部装有指示器，判断清管器是否进出站。
二、管道清蜡操作01清管操作前的准备工作(1)根据管道变形、结蜡等情况，正确选择清管器的过盈量。
(2)新建的清管器收发装置及相应的辅助设施，应按设计要求进行试压检漏。
(3)首次通清管器的管道应检查干线、弯头的变形情况，并应符合要求。
(4)检查校验清管器通过地段所安装的所有清管器通过指示器（包括报警器）以及进、出站测温测压仪表、油罐液位计、收发装置的操作机构等，使之处于完好工作状态。
(5)检查收发系统（包括污油和热水系统）有关阀门是否关严，阀门的操作机构、行程开关和动力系统均应完好灵活。
(6)装清管器前，要将发球筒内杂物清除。
(7)准备工作完成后。
等待调度指令，准备操作。
02清管器转发、收发的操作⑴正输倒接收清管器流程的操作（转发）①按调度命令，准备倒接收清管器流程，并通知相关站及岗位，填写操作票。
②检查各有关阀门灵活好用。
