一、差異分析

1.清管方式

俄羅斯標準Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ規定管道清管有4種方式：可分離式清管器、不使用可分離式清管器(高速液流沖洗/高速氣流吹掃)、拉伸式清管裝置和液體置換。直徑大于219mm的管道應使用可分離式清管器；直徑小于219mm的管道，當曲率半徑小于5倍管徑或者清管長度小于1km時，可不使用可分離式清管器，但采用高速氣流吹掃的管段長度不超過5km；拉伸式清管裝置是指借助拖動推桿移動清管器，以及利用內部或外部定心定置裝置進行清管；液體置換是指管道試壓后利用高速液流排出污染物的方式進行清管。為提高清管質量，減少油-水混合懸浮液體積，還使用凝膠-溶劑式機械分離清管器，溶劑是汽油或二乙烯乙醇（圖1）。相對于我國管道清管使用清管球(器)，俄羅斯管道清管裝置和清管方式更為多樣化。

關于清管器允許通過的曲率半徑，中國和俄羅斯標準基本相近。GB50369規定清管器應能適應管道彎管的曲率半徑；Q/SY1059規定清管器可以通過曲率半徑為清管器直徑5倍的彎管。俄羅斯標準Ⅱ規定當曲率半徑小于5倍管徑時，可不使用可分離式清管器。

2.清管器運行速度

俄羅斯標準Ⅰ、Ⅱ和Ⅴ規定可分離式清管器運行速度不應小于1km/h，不使用可分離式清管器，由液體流動速度保證清管質量，液體流動速度不應小于5km/h。Q/SY1059規定原油清管器運行速度宜控制在3～6km/h；SY/T5922規定天然氣管道清管器運行速度一般宜控制在3.5～5m/s(12～18km/h)；關于清管器運行速度和管道吹掃速度，中國標準更為嚴格。

3.清管周期國

內標準針對“清管周期”的要求比較簡略，缺乏定量要求，不能全面指導實際生產，主要表現在以下3個方面：(1)SY/T5922規定：輸氣管道應根據氣質組成、管道輸送效率和輸送壓差確定合理的清管周期。當管道輸送效率小于0.95時，宜進行清管。管道輸送效率為實際輸氣量與設計輸氣量的比值，由于氣源不穩定性、用戶調峰和支線分輸等原因，該參數不能真正反映管道實際情況，以此作為清管周期的依據，具有一定片面性和局限性。(2)SY/T5536規定原油管道首次和不定期清管，應制定清管方案。目前熱油管道結蠟預測技術較為成熟[14-16]，由于輸量較低，以及結蠟層的保溫作用，考慮到清管的經濟性，管道在較長時間內可能不進行清管，因此應綜合考慮管道結蠟不均勻性、能耗經濟性和低輸量運行安全性等因素，確定最優結蠟厚度和清管周期[17]。(3)SY/T6695規定根據管道運行和油品質量檢測情況安排成品油管道清管作業。但實際難以實施，原因是成品油管道腐蝕產物容易造成管道停輸問題，管道內腐蝕機理還有待進一步研究，目前不能完全確定微生物腐蝕、管材氧化腐蝕、水溶性和酸性腐蝕是成品油管道內腐蝕的主導誘因。

俄羅斯標準Ⅰ規定：新建管道在具備連續通信能力時，才可以進行清管作業和壓力試驗，而我國標準缺少此類規定。俄羅斯標準Ⅳ規定應編制輸油管道清管年度作業計劃，應根據輸油管道實際情況和油品物性確定清管周期，且每季度不少于一次。定期清管周期內管道輸送能力下降3%及以上時，應進行緊急清管。俄羅斯標準針對“清管周期”既有原則性規定，也有最低要求，具有借鑒意義。

4.管道有效直徑計算

根據管道歷史運行參數，計算管道有效直徑，掌握管道結蠟狀況，是確定原油管道是否進行清管的重要依據和有效方法，但國內標準無相關規定。俄羅斯標準Ⅵ規定原油管道流速低于1m/s或未進行周期性清管，應使用下列方法計算有效直徑：根據管道運行參數，每個月抽取5～10個時間段，周期8～24h，周期內輸油參數（流量、壓力）無較大變化。

5.清管質量控制措施

針對“清管質量控制措施”，國內標準比較簡略，例如GB50251和GB50369規定油氣管道試壓前清管應不少于兩次；GB50369和Q/SY1059規定清管應分段進行。俄羅斯標準Ⅱ規定清管前應向管道注入其容量10%～15%的水，以便濕潤和沖刷污染物，清管必須通過過濾器進行注水，防止泥沙、異物進入管道；俄羅斯標準Ⅴ規定管道分段清管，管段長度不應超過40km。俄羅斯標準具有借鑒意義。針對“管道清管合格條件”，中國和俄羅斯標準基本相近，GB50369規定管道清管以開口端不再排出雜物為合格。俄羅斯標準Ⅱ規定可分離式清管器從管道中穿過沒有任何損壞時，認為清管質量合格；不使用可分離式清管器，由液體流動速度保證清洗質量，當排放管排出液流不含污染物時，認為清管質量合格。

6.清管器跟蹤

針對“清管器跟蹤”，國內標準是非強制性要求，俄羅斯標準是強制性要求，例如SY/T5922規定清管器宜安裝發訊裝置，便于跟蹤定位；SY/T5536規定首次進行清管、不定期清管或清管器破損需發送機械清管器推出破損的清管器時，機械清管器應安裝跟蹤設備，沿線應進行跟蹤。俄羅斯標準Ⅳ規定清管器應配備防爆構型的低頻傳送器，利用地面便攜式定位儀接收傳感器信號，從而監測清管器通過管段情況，或者確定卡阻位置。

針對“清管器跟蹤監測設置地點”，國內標準較為簡略，俄羅斯標準更為細化，具有借鑒意義。例如SY/T5922規定根據管道全面調查資料和實際情況設置清管器監聽點，在中間閥室、支線、穿跨越、高程差較大管道等特殊地點應設監聽點，并配備信號接收裝置和通過指示儀；SY/T5536規定清管器發送前，根據管道線路情況，以適宜的距離選擇放置接收機的地點，特殊地段應加密跟蹤點。俄羅斯標準Ⅴ規定清管器跟蹤由配備低頻聲學測位器的專業承包商負責，專業承包商數量取決于管段長度(2km以內，1支；2～12km，2支；12～24km，3支；24～40km，4支)。用于監測清管器發送信號的檢測點應設置在管道軸線上方，間距不超過1km，應設置監測點的位置，包括：①線路截斷閥；②干線管道與等徑或支線管道的節點；③干線管道與不小于70%干線管道直徑的支線管道的節點；④與水平方向夾角45o的干線管道彎管處。

7.清管安全措施

針對“清管安全措施”，國內標準為原則性規定，例如GB50369規定管道清管施工前，應編制施工方案，制定安全措施，并充分考慮施工人員及附近公眾與設施安全。清管作業應統一指揮，并配備必要的交通工具、通信及醫療救護設備。SY/T6695規定清管作業應制定相應的清管方案，明確清管作業組織機構、清管器的選用、清管步驟、流程操作、運行控制、事故預案等事宜。俄羅斯標準Ⅴ規定原油管道清管作業危險區域為從管道軸線至兩側25m范圍，天然氣管道清管作業危險區域為：管道管徑100～300mm，從管道軸線至兩側40m范圍；管道管徑300～800mm，從管道軸線至兩側60m范圍；管道管徑800～1400mm，從管道軸線至兩側100m范圍，具有借鑒意義。

二、結論與建議

（1）建議進一步研究不使用可分離式清管器(高速液流沖洗/高速氣流吹掃)、拉伸式清管裝置和液體置換等清管方式的可靠性，特別是上述清管技術對于中、小管徑管道的適用性。（2）借鑒俄羅斯標準СНиПIII-42-1980，建議GB50251和GB50253規定新建管道要求具備連續通信能力時，才可以進行清管作業和壓力試驗。（3）借鑒俄羅斯標準РД39-30-598-1981，建議SY/T5536規定根據原油管道歷史運行參數，計算管道有效直徑，掌握管道結蠟狀況，進而確定清管周期。（4）借鑒俄羅斯標準ВСН011-1988和ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004，建議GB50251和GB50253規定清管作業應分段進行，并且利用過濾器進行注水，以保證清管質量。（5）借鑒俄羅斯標準ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004，建議SY/T5536和SY/T5922針對“清管器跟蹤”進行強制性要求，以及規定清管器跟蹤監測設置地點。（6）借鑒俄羅斯標準ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004，建議SY/T5536和SY/T5922規定原油清管作業危險區域范圍。（本文圖、表 略）

本文作者：馬偉平 蔡亮 王靜 楊雪 潘騰 曹燕 單位：油氣管道輸送安全國家工程實驗室中國石油管道科技研究中心 中國航油集團津京管道運輸有限責任公司 吐哈油田工程技術研究院