埕海1-1人工岛外输原油管线不停输封堵技术
陆赞芸朱昭宇王莉耿永华(大港油田灌海开发公司，300280)
摘要：以理海1-1人工岛外输原油管线改遗的不停输对绪技术为制，介绍了工艺管线常用的不停输对堵技术。从工程概况，对绪工艺技术原理，管线环接条件、施工流程以及经济效益分折等方面进行了介绍
关键词：不停愉；带压对堵；长输管道；改造一、工程概况
埋海1-1人工岛外输油海底管道长约4.2km，设计压力 4.0MPa，设计温度70℃，内管管径中323.9mm×9.5mm，二端从埋海1-1人工岛靠船码头西侧登岛，另一端在进海路人海口处登陆。管道从登陆点至埋海1=1岛门卫阀组间处管道规格由 Φ323.9mm×9.5mm变为中273mm×7.9mm，此段固管径不
不具备通球清管和管道内检测功能，固此需要将950米中273mm×7.9mm管线更换为Φ323.9mm×9.5mm管线。管线更换不仅会影响埋海1-1岛外输油海底管道乃至整个埋港管线的正常生产运行，若埋海1-1岛外输油海底管道停输改造还将导致极大的经济损失。如何将这种影响降到最低程度是一二项值得研究探讨的课题，管道不停输封堵技术就是解决该间题的一种
重要施工方法。二、封堵工艺概述
管道封堵技术是1884年送生的，到现在已有115多年的历史。该技术是在完全密闭状态下，在需改造管段两侧，利用物理，机械手段，将改造段从管线中隔绝堵断，进行维护、修理、更换等改造。物理机械手段包括简式，整挂式，折叠式等多种形式，对运行中的管线改线，有不停输改线和停输改线两种方式，停输改线一般是将管线停输，利用封堵方法将改线段与主管线堵断，清空改线段输送介质，切断旧管段，以新管段代之。不停输封堵技术具有不停产、不降压、不降温的特点，保障了管线生产的正常运
行，具有较高的实用意义和经济效益，三、实施方案
1.实施步票
埋海1-1人工岛外输原油管线工程采用了管线不停输封堵技术与设备，先将改线段一端（上游在323.9管线上实施封堵作业)用旁通管接通，以旁通线输送介质，然后封堵主管线。改线段另一端利用已有发球简1井阀门作为另二个封堵点，待上游封堵后，确认1#、2#阀门关闭，打开3#阀门，拆除1#阀门左侧发球简，将新管线与1共阀门通过法兰连接，实现新旧管线连头：待上游新管段与主管线连头后，向新管线内注油，靠闵组间一侧必须预留一个2”排气孔，压力平衡，打开1井阀门，解除上游封堵，切换至新管股正常输送，最后将旁通撤除，动火连头完成后，在不停输状态下先进行新管线的投产运行，通过下囊孔往新管线注油，压力平衡后提封堵，导通新管线。
a
国世工艺车总
2.管线可焊压力
根据酮制管道封堵技术规程》5.2.1三通在管线焊接需要在允许带压施焊压力范围内进行，采用行业标准SY/T 6150.1-2003进行管道施焊压力计算管道允许带压施焊的压力：
20.(rc) p=
D
式中：P
管道允许带压施焊的压力，MPa：
mm),
αS—管材的最小屈服极限，MPa；焊接处管道实际壁厚，mm；
c D F
管道取0.5)）。
技术管理
固焊接引起的壁厚修正量，mm(通常取2.4 管道外径，mm；
安全系数（原油、成品油管道取0.6，天然气、煤气
f323.9×7.0mm施工焊接压力计算
其中：S=
345MPa,t=7.0mm,D529mm,F=0.6,P=3.
6MPa
计算得到管线允许施焊的最大压力为3.6Mpa。 3.技术要求
开孔、封堵作业点应选择在直管段上，管线壁厚必须均匀，开孔部位尽量避开管道焊缝，无法避开时对开孔刀切削部位的焊道宜适量打磨。开孔前应对所有焊道和组装到管道上的阀门、开孔机等部件进行整体试压，试验压力为管道运行压力，稳压5分钟，使用泡沫水喷淋兰通焊逢、各部件结合面，观察有无气泡产生，以压力不降低，不产生气泡为合格。开孔作业时管线内介质压力、流速应保持稳定，管线介质流速不大于5米／秒，封堵作业时管线内介质流速不能超过2.5m/s，封堵作业期间不应清管作业，管线内压力、流速需保持稳定。打开平衡孔排油，压力下降为 0.01MPa，关闭平衡孔阀门观察20分钟，若封堵隔离段管道压力没有回升，则封堵成功。确认封堵成功后，通过平衡孔将油抽到提前准备的油罐车内。新旧管线连头，焊接工艺规程采用氧弧焊打底，CHE507填充盖面。焊接完成2小时后做X射线检测，检测合格后立刻进行投产。焊接前进行管线磁力检测，若管线有磁，则用消磁仪进行消磁。，
上游新旧管线连头结束后，确认1并、2#阀门
关闭，3并阔门处于常开状态。拆除1井阔门左侧发球简，将新管线与1井阀门通过法兰连接，实现新旧管线连头。打开新管线上预留2°孔，通过上游下囊短节向新管线冲油，逐步实现新旧管线压力平衡。
四、经济效益分析
埕海1-1人工岛外输原油管线不停输封堵技术实施工期为 2天，采用不停输变更管径的方案后经济效益分析如下：
施工总费用包括管线采购、防腐、安装、挖沟等施工费合计约 170万元，管线带压开孔、封堵等施工费约110万元，管线铺设所涉及设计、监理、第三方检验、无损检测等40万元，不可预见费 30万元，总计400万元。理海1-1人工岛外输油海底管道外输量为3700m3/d，约25900桶，以施工期间国际油价107.71美元/ 桶，汇率6.5，107.71美元/桶×25900桶×6.5×2天=3623. 5957万元。因此，采用不停输变更管径的方案2天内可减少停运造成的损失近3623.5957万元。与施工总费用相比甚多，社会效益和经济效益可观
原油长输管线距离长，内部含原油多、爆炸危险性大、停输改造损失巨大等特点决定了管道在放空条件下进行工艺改造和局部换管工作是不切实际的，目前我国大部分原油长输管线均已运行多年，将逐渐面临局部改造及大终间题，不停输带压封堵技术的应用很好的解决了这一难题。埋海1-1人工岛外输原油管线采用不停输封堵技术进行管线改造后已经投入使用，目前运行良好。
参考文献：
1.刘新领姚秀程.较长管线不停输带压双封双堵工艺技术的应用及分析，域市燃气，2008.(7)：710
2.泰虹,不停输带压封堵技术研究.管道技术与设备,2009.(2)： 4345.
2013年12月化置置133