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天然气与石油 NATURAL GAS AND OIL
2016年10月
海底天然气管道清管风险分析及应对
高超王皓郭东升
上海石油天然气有限公司，上海200041
摘要：为确保清管作业安全，有必要在作业前进行充分的风险识别，并制定相应的防范措施。以平湖油气田14"（1"=25.4mm）天然气海底管道清管作业为例进行风险分析，结果表明：风险主要集中在管线本身及管线设备、管道内积液、清管器、人、清除的污物、自然环境等方面。针对这些风险，提出了相应的应对措施，包括仔细查阅管道信息档案，更换管线设备，增加防卡装置，预测积液量并制定积渡处理方案，合理选择清管器，渐进式清管，进行专项培训，规避极端天气作业等。
关键词：天然气海底管道；清管；风险分析；应对措施 DOI;10. 3969 /j. issn. 1006 5539. 2016. 05. 002
0前言
平湖14(1"=25.4mm）天然气海底管道全长389.9km，是东海最长的天然气海底管道，管线内为：凝析油和天
然气二相流动介质，部分管段曾有机械接头修复经历，自1998年投产以来未进行过清管作业，因此对海底管道的通过能力、承压水平以及管内的清洁程度等现状不甚了解，清管作业难度和风险较大"。本文以该管线清管作业为例，从管线本体及管线设备、管道积液、清管器、人、清除的污物、自然环境等方面入手，识别风险3]并制
定了相应的防范措施。 1清管工艺流程
清管工艺流程（3]，见图1。清管器通过发球简进人海底管道，在输送介质的压力推动下，最终到达收球简。清管器的外径相对于管道内径有一定的过盈量，保证其与管内壁的密封。通过清管作业，可以清除管道内的积液、碎屑、污物，减少内部腐蚀，降低管道阻力，提高管输效率和管道的清洁度，同时也可以为智能检测做准备【[4]。
收稿日期：2016-06-12
收球装置
发球装置
图1清管工艺流程
2清管风险分析及应对 2.1管道本体风险
管道本体的风险包括：管道厚度、变径、变形，弯头的数量、位置、曲率半径，有无内涂层、路由走向、高程变化、运行工况等。
2.1.1管道厚度及内涂层
管道厚度决定清管器的监听难易程度，如果太厚，接收仪可能接收不到清管器内发射机的发射信号导致丢球。管道内如有内涂层，钢刷清管器和智能检测器可能会对内涂层造成损伤，降低管道寿命[5]。
作者简介：高超（1985-），男，上海人，工程师，硕士，主要从事海底管道管理工作。万方数据