输油管道清管器的有效运行距离

清管器

清管器收发小车 16”-48” 清管器收发专用车，采用液压驱动，是国内首辆专门用于发、收清管器的专用车，且在西气东输全线投入使用

清管器通过指示器系统简介管道运输是石油天然气资源的最佳运输方式，在油气管道的运行中，管道的定期清管、检测是管道安全运营的保障。在清管、检测作业中如何对清管器和内检测器进行跟踪和定位是长期困扰管道运营的一个问题。传统的解决办法是在清管、检测作业中应用跟踪定位系统，该系统由发射机和接收机组成，即在清管器或检测器上安装一个发射机，由跟踪人员拿着接收机在地面沿管道定点跟踪。这种方法受到跟踪设备的可靠性、操作人员的经验及环境干扰的影响等因素经常会出现误报和漏报，个别地域由于跟踪人员无法及时到达就不能进行正常跟踪，一旦出现停球而又不能及时定位将会严重影响管道的正常运营。由此，我公司开发出一套油气长输管道清管检测远程监控系统，使用该系统，工作人员可在监控室内远程实时监控清管器或检测器的运行状态。

数字跟踪仪在油气管道清管或检测过程中，为了能够确定管道内运行设备状态，需要跟踪人员使用便携式跟踪仪对该设备进行跟踪、定位。传统的跟踪仪是模拟信号采集处理，存在误报率高、抗干扰能力差和接收距离短的缺点，我公司成功研制出新型的便携式数字跟踪仪，采用数字信号采集处理技术，大大改善了传统跟踪仪的不足。同时，新型数字跟踪仪加装了GPRS无线通信模块，可将跟踪结果随时上传至监控室，方便监控室及时掌握清管、检测作业进度。技术指标接收频率：22Hz 频带宽度：±4Hz 探测方向：双向

直板清管器管径范围：8”-48” 板型清管器由密封皮碗、导向皮碗和隔离皮碗以及骨架构成，用于清扫在建或运营管道内的杂质。清管器尾端可安装发射机，发射机发射出可穿透管壁的低频电磁信号，外部使用接收机对清管器进行跟踪、定位。适用介质：原油、成品油及天然气。特点：密封性能好，可双向运行，用途广，清管效果佳。主要用途：管道投产前的清管、试压、上水、排水、干燥等，运营管道内除蜡、冷凝物等。消磁机 LQ-1适用φ1016以下所有型号的铁磁性管道消磁； LQ-2适用φ1219以下所有型号的铁磁性管道消磁。

管道清管管理规定07-13

修改码/版本：0/E 文件编号：GDGS/ZY 72.01－02－2010 管道清管管理规定页码：1/14 中国石油管道公司2010-08-02发布 2010-08-15实施 1 目的为规范公司输油气管道的清管作业，制定本规定。 2 范围本规定适用于公司所属各输油气单位的清管作业管理。 3 术语 3.1 首次清管本规定所称的首次清管是指新建管道投产运行后的第一次清管作业。 3.2 定期清管本规定所称的定期清管是指按一定的时间间隔，周期性的清管作业。 3.3 不定期清管本规定所称的不定期清管指清管作业时间间隔在三个月以上的清管作业。 4 职责 4.1 生产处负责组织公司除东北地区输油气管道的首次和不定期清管作业方案的审查与批复。 4.2 沈阳调度中心 4.2.1 负责组织实施公司东北输油管网（道）的定期清管作业； 4.2.2 负责公司东北地区输油气管道首次和不定期清管方案的编制、审批与实施。 4.3 公司所属各输油气单位

GDGS/ZY 72.01－02－2010 页码：2/14 4.3.1 负责组织实施所辖输油气管道的定期清管作业； 4.3.2 负责编制所辖输油气管道首次和不定期清管作业方案，报公司生产处审批，东北地区输油气管道报沈阳调度中心审批。 5 管理内容 5.1 一般规定 5.1.1 为了提高管道的安全经济效能，公司所属输油气管道应进行定期和不定期的清管作业。 5.1.2 由于其它原因不宜进行清管作业的或清管作业可能影响管道运行安全的应延缓进行清管作业。 5.1.3 所属各输油气单位应根据所辖输油气管道的实际情况和输送油气介质的性质，确定科学合理的清管周期。 5.1.4 输油气管道清管使用的清管器应安装信号发讯装置。 5.1.5 清管过程中发生清管器丢、卡、堵现象时，应严格按公司《重大（突发）事件信息报送管理规定》及时上报公司，同时采取相应措施处理，不得将清管器长期留置在管道中。 5.1.6 在清管期间，应保持管道平稳运行，不宜停输或频繁操作，随时监控分析清管管段的运行参数及变化情况。 5.2 清管方案 5.2.1 输油气管道的清管作业应编制清管作业方案，清管方案应包括以下方面的内容： a) 输油气管道概况； b) 清管前的运行状况； c) 管道结蜡和杂质情况分析； d) 清管器的选用说明及规格型号； e) 清管期间运行参数计算；

(完整版)输油管道工程设计规范2003版

1总则 1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便，制定本规范。 1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。 1. 0. 3输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数，优化设计。 1. 0. 4输油管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。 2术语 2. 0. 1输油管道工程oil pipeline project 用管道输送原油、成品油及液态液化石油气的建设工程。一般包括输油管线、输油站及辅助设施等。 2.0.2管道系统pipeline system 各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。 2.0.3输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 2.0. 4首站initial station 输油管道的起点站。 2. 0. 5末站terminal 输油管道的终点站。 2. 4. 6中间站intermediate station 在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。 2. 0. 7中间热泵站intermediate heating and pumping station 在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。 2. 0. 8中间泵站intermediate pumping station

在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。 2.0.9中间加热站intermediate heating station 在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。 2. 0. 10输人站input station 向管道输入油品的站。 2. 0. 11分输站off-take station 在输油管道沿线，为分输油品至用户而设置的站。 2. 0. 12减压站pressure reducing station 由于位差形成的管内压力大于管道设计压力或由于动压过大，超过下一站的允许进口压力而设置减压装置的站。 2. 0.13弹性弯曲elastic bending 管道在外力或自重作用下产生的弹性限度范围内的弯曲变形。 2.0.14顺序输送hatch transportation 多种油品用同一管道依次输送的方式。 2. 0.15翻越点turnatrer point 输油管道线路上可能导致后面管段内不满流(slack f low)的某高点。 2.0.16一站控制系统，ration control system 对全站工艺设备及辅助设施实行自动控制的系统。 2. 0. 17管件pipe fittings 弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。 2. 0. 18管道附件pipe accessories 管件、法兰、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒等管道专用部件的统称。 2. 0. 19最大许用操作压力maximum allowable operating pressure(MADP) 管道内的油品处于稳态(非瞬态)时的最大允许操作压力。其值应等于站间的位差、摩阻损失以及所需进站剩余压力之和。 2. 0. 20 U管道设计内压力pipeline internal design pressure 在相应的设计温度下，管道或管段的设计内压力不应小于管道在操作过程中管内流体可能产生的最大内压力。 2. 0. 21线路截断阀line block valve

输油管道工程健康安全与环境HSE设计规范

输油管道工程健康安全与环境HSE设计规范 10. 0. 1输油管道系统的设计、材料、设备选择及技术条件等，应符合公众健康、安全与环境保护的要求。 10. 0. 2输油管道系统的强度设计，应符合本规范第5. 2. 1条和附录E,附录G、附录H的要求。 10. 0. 3输油管道工程的劳动安全卫生设计，必须严格遵循中华人民共和国国家经济贸易委员会《石油天然气管道安全监督与管理规定》、中华人民共和国劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》（SY/T 6276）等相关规定。10. 0. 4劳动安全卫生设计的内容，针对不同工程的特点，至少应包括下列几项: 1确定建设项目(工程)主要危险、有害因素和职业危害。 2对自然环境、工程建设和生产运行中的危险、有害因素及职业危害进行定性和定量分析，找出危害产生的根源及其可能危害的程度。 3提出相应的、切实可行而且经济合理的劳动安全卫生

对策和防护措施。 4列出劳动安全卫生设施和费用。 10. 0. 5输油管道工程建设应贯彻《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国固体物污染环境防治法》和《中华人民共和国噪声污染防治法》，应符合现行国家、地方和石油行业有关环境保护的规定;输油管道工程的环境保护设计，应符合《建设项目环境保护管理办法的规定》、《建设项目环境保护设计规定》。 10. 0. 6输油管道工程线路及站场选址，应避开居民生活区、水源保护区、自然保护区、风景游览区、名胜古迹和地下文物遗址等。对于建设中造成的土壤、植被等原始地形、地貌的破坏，应采取措施尽量予以恢复。 10. 0. 7输油站排出的各种废气、废水及废渣(液)，应遵照国家和地方环境保护的现行有关标准进行无公害处理，达标后排放。 10. 0. 8输油站的噪声防治，应符合现行国家标准《城市区

油气田分公司清管作业管理办法详细版

文件编号：GD/FS-4362 （管理制度范本系列）油气田分公司清管作业管理办法详细版 The Daily Operation Mode, It Includes All Implementation Items, And Acts To Regulate Individual Actions, Regulate Or Limit All Their Behaviors, And Finally Simplify The Management Process. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________

油气田分公司清管作业管理办法详细版提示语：本管理制度文件适合使用于日常的规则或运作模式中，包含所有的执行事项，并作用于规范个体行动，规范或限制其所有行为，最终实现简化管理过程，提高管理效率。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。第一章总则第一条为进一步加强西南油气田分公司（以下简称“分公司”）天然气管道清管作业管理，确保管道处于高效运行状态，结合分公司实际，制定本管理办法。第二条本办法所称清管作业包括天然气管道常规清管、智能检测（含前期清管和检测器的运行）、缓蚀剂预膜（含前期清管和预膜清管器运行），按规模划分为一般清管作业和重大清管作业。其中：重大清管作业：集输气量大于200×104m3/d 的管线清管作业、管道智能检测和缓蚀剂预膜。

一般清管作业：重大清管作业外的其它清管作业。第三条新建气液混输管线、高含硫天然气集输管线、长度超过3km的湿气输送管线、长度超过 5km的含硫干气与净化气输送管线应设置清管装置；以供气功能为主且沿线“T”接支线较多的净化气输送管线根据实际情况合理确定；气液混输干线、环形管网输气干线应考虑双向清管流程；DN150及以上管线的收发球装置及线路应满足管道智能检测器运行需要；高含硫管线清管装置宜考虑缓蚀剂预膜功能需求。第四条本办法适用于分公司所属各单位。第二章机构和职责第五条分公司对清管作业实行分级管理，分公司机关负责清管作业的监督、指导，所属各单位负责

石油管道通信安全运行的措施通用范本

内部编号：AN-QP-HT167 版本/ 修改状态：01 / 00 The Production Process Includes Determining The Object Of The Problem And The Scope Of Influence, Analyzing The Problem, Proposing Solutions And Suggestions, Cost Planning And Feasibility Analysis, Implementation, Follow-Up And Interactive Correction, Summary, Etc. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 石油管道通信安全运行的措施通用范本

石油管道通信安全运行的措施通用范本使用指引：本解决方案文件可用于对工作想法的进一步提升，对工作的正常进行起指导性作用，产生流程包括确定问题对象和影响范围，分析问题提出解决问题的办法和建议，成本规划和可行性分析，执行，后期跟进和交互修正，总结等。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 1 石油管道的通信安全重要性 1.1 光缆的铺设方面光缆的铺设问题是石油管道通信网络建设的重要工作事宜，其施工的水平能够直接关系到石油管道的整个通信系统的使用寿命。假如光缆埋入深度没有达到标准，光缆裸露在地表以及光缆铺设的线路较为迂回等等，均为以后的通信系统的安全运行带来了很大的挑战，从而直接导致各类事故的发生，危害人民的生命财产安全，因此，可以在石油管道中使用CYTA松套层绞式非铠装电缆这种户外铺设的电缆，不仅可以将其深埋在地下，也可以将其记性高空架设。 1.2

输油管道工程线路设计规范

输油管道工程线路设计规范 4. 1 线路选择 4.1.1输油管道线路的选择，应根据该工程建设的目的和市场需要，结合沿线城市、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，在营运安全和施工便利的前提下，通过综合分析和技术经济比较，确定线路总走向。 4.1.2中间站和大、中型穿跨越工程位置应符合线路总走向，但根据其具体条件必须偏离总走向时，局部线路的走向可做调整。 4.1.3 输油管道不得通过城市水源区、工厂、飞机场、火车站、海(河)港码头、军事设施、国家孟点文物保护单位和国家级自然保护区。当输油管道受条件限制必须通过时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。 4.1.4输油管道应避开滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等不良工程地质区、矿产资源区、严孟危及管道安全的地展区。当受条件限制必须通过时，应采取防护措施并选择合适位t，缩

小通过距离。 4.1.5埋地输油管道同地面建(构)筑物的最小间距应符合下列规定: 1原油、C5及C5以上成品油管道与城镇居民点或独立的人群密集的房屋的距离，不宜小于15m。 2 原油、C5及C5以上成品油管道与飞机场、海(河)港码头、大中型水库和水工建(构)筑物、工厂的距离不宜小于20m。 3 原油、液化石油气、C5、C5以上成品油管道与高速公路、一二级公路平行敷设时，其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10m，三级及以下公路不宜小于 5m。 4原油、C5及C5以上成品油管道与铁路平行敷设时，管道应敷设在距离铁路用地范围边线3m以外。 5液态液化石油气管道与铁路平行敷设时，管道中心线与国家铁路干线、支线(单线)中心线之间的距离分别不应小于25m 6原油、C5及C5以上成品油管道同军工厂、军事设施、易

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 、其他调查调查管道历次清管记录，管道目前输气流量、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、目前输气压力差、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，Mpa P1——清管器的起动压差，Mpa P2——当前收、发站之间输气压力差，Mpa P3——估算管内最大的积液高程压力，MPa。 1．5 清管始发站输气压力根据用户用气状况、管道允许最高工作压力、最大压差的估算等合理确定清管始发站输气压力。 1．6 清管器运行速度清管器的运行速度一般宜控制在12～18km／h。 1．7 清管所需推球输气流量的估算根据清管器运行速度、推球平均压力、管道内径横截面积近似估算。一般近似计算公式为：式中：Q——输气流量，km3／d； v——清管器运行平均速度，km／h； F——管道内径横截面积，m2； p——清管器后平均压力，MPa。 1．8 清管所需总进气量估算清管前应估算清管所需总进气量，安排好气量调度工作。如果管道内污物、积液多，高程差较大，特别应注意气量的储备。一般以下列公式近似估算总进气量。

长输天然气管道清管作业规程

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，Mpa

国内油气管道的安全运行参考文本

国内油气管道的安全运行参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

国内油气管道的安全运行参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。管道运输(Pipeline transport) 是用管道作为运输工具的一种长距离输送液体和气体物资的输方式，是一种专门由生产地向市场输送石油、煤和化学产品的运输方式，是统一运输网中干线运输的特殊组成部分。管道运输是我国五大运输方式之一，对国家经济建设、社会稳定有着重要的影响。截至2010 年底，我国已建油气管道总长度约 8.5 ×104km，其中天然气管道4.5 ×104km，原油管道2.2 ×104km，成品油管道1.8 ×104km，承担着我国70% 的原油、99% 的天然气的运输任务，形成了横接东西、纵贯南北、遍布全国的油气干线管网。管道输送的产品具有高压、易燃、易爆等特点，传输介质具有社会公共属性和危害特质，管道是否安全关系到广大人民群众生

浅谈长输管道(原油)清管器及其应用

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/7113575442.html, 浅谈长输管道（原油）清管器及其应用作者：李立春来源：《中国化工贸易·中旬刊》2017年第12期摘要：为保持含蜡原油管道的输送能力，降低输油成本，防止初凝事故，采用清管器定期清蜡是一项比较经济有效的防范措施。关键词：清管的目的；总类结构；操作过程；运行规律及其卡堵事故原因分析长输原油管道定期清蜡，可清除管道内聚集物和沉积物，达到减小沿程摩阻，提高输送能力，降低输油能耗的目的。长输原油管道清管是有一定它的周期性的：常温输送管道每季度宜进行一次清管作业，如现在运行的庆铁三线、铁大线（现输俄油）。加热输送管道可根据管输油品物性特点、输送工艺、运行工况、环境状况等因素综合确定清管周期每月宜3—4次：如现在运行的庆铁四线、铁抚线、铁锦线（现输庆油）。如不定期长输管道原油清管作业不仅使管道截面积缩小，输油摩阻增加，甚至造成输油中断，凝管事故的发生。目前采用清管器清蜡是长输管道清蜡的最有效最经济的方法之一，清管器由输油站发射装置发出后随油流移动。清管器在自由状态时其直径略大于管道内径，且清管器本身又带有很多刚刷和刮板。清管器在随油流移动过程中，刚刷和刮板对管内壁形成很大的摩擦力，从而使清管器产生良好的清蜡效果。为保持含蜡原油管道的输送能力，降低输油成本防止初凝事故，采用清管器定期清蜡是比较经济有效的措施。管道清管器是由气体、液体或管道输送介质推动，用于清理管道的专用工具，它可以携带无线电发射装置于地面跟踪仪器共同构成电子跟踪系统，是一项延长管道寿命，保证管道安全运行的实用技术。长输管道清管器总类很多，现在我们着重介绍普通型清管器。在开展清管作业前应制定清管方案，此方案应由东北调度中心有关人员编制下发并执行。清管器使用前应检查清管器皮碗的外形尺寸变化，损伤程度，当皮碗最小外直径小于过盈量要求时应更换新皮碗。首次清管作业时清管器应安装定位跟踪仪，对发出的清管器进行跟踪，电池电量应满足在100小时以上，但需要注意的是管线统一收发管段不宜同时运行两个及两个以上清管器。目前我东北输油管道机械清管器使用比较普遍，它的工作原理是：磁性清管器安装了一个永久性磁铁原件称为磁性发射器，清管器在管线内移动，通过安装在管道上的PLG指示器时，指示器就立刻探测到发射脉冲磁场的清管器，之后启动PLG指示器控制单元，显示清管器通过。输油管道清管器操作时收发筒充油排气的速度要适当控制，防止发生“气锤”，要排净空气防止空气进入管道使输油气抽空，凡是清管器通过的阀门，操作前应将其行程开关调制最大安全开度，防止“卡球”和清管器的钢丝刷擦坏阀门密封面。严格观察运行输油泵进出口压力变化

输油管道、泵站工艺流程(DOC)

第三章输油站场及阀室第一节典型输油站场工艺流程一、工艺流程的设计原则及要求（1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。（2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。（3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。（4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。（5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。二、各类站场的典型工艺流程（一）输油首站 1．输油首站典型工艺流程说明（1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。（2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。（3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。（4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比

管道通球作业指导书汇总

管道通球作业指导书（通用） 1、目的清除管道内的杂物、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，延长管道的使用寿命。 2、范围本指导书适用于公司压力管道安装后和运行过程中的清管通球工序。 3、编制依据和引用标准 SY／T6383 1999 长输天然气管道清管作业规程 SY／T6148-1995 输油管线清管作业规程 SY／T0533-94 清管设备设计技术规定 GB50251-2006 输气管道工程设计规范 GB50253-2014 输油管道工程设计规范 SY0401-98 输油输气管道线路工程施工及验收规范 4、作业内容和要求管道建设完成以及投入运行一段时间后，应进行清管作业，清除施工时以及管道运行中遗留在管内的焊渣、铁锈、泥砂、水或其它杂物，以防止阻塞阀门，损坏设备，污染介质或产品。新建管道试压前的清

管通球作业(介质为压缩空气)，通球次数应在2次以上。 4.1压力管道清管的准备工作 4.1.1管道状况调查调查内容包括管道规格、长度、安全工作压力、相对高程差、穿越和跨越情况以及使用年限，管道弯头、斜口、变形、中间阀室、支线、三通，地貌特殊状况等。已投入运行的管道应根据一段时期的运行参数，对管线进行分析，计算出当量直径。编制：]压力管道安装 4.1.2收、发清管球站场调查调查收、发球筒，阀门、仪表，放空管、排污管以及周围环境状况。 4.1.3其它调查调查管道的历次清管记录，管道的目前输气流量、日输气量、管道工作压力、输送压差以及输送效率等。 4.2编制清管方案。 4.2.1管道基本状况描述根据清管前的调查结果编写。 4.2.2清管球的选择 4.2.2.1清管球的直径

清管作业管理规定

北京华油天然气有限责任公司 QHSE 管理作业文件文件编码：HY／ZY-08-04-2006清管作业管理规定发行版本：E 修改码：0 编制部门：生产运行部编写人：刘振方审批人：张鹏日期：2006年5月15日

1、范围为了清扫陕京输气管道干线及支线内部存在的杂质、粉尘和污液，减少管线内壁腐蚀，减少杂质、粉尘和污液对设备和仪器仪表的冲刷、污染等破坏作用，保证清管作业有序进行、达到预期效果，制定本规定。本规定规定了清管作业的程序及要求。本规定适用于陕京输气管道干线及支线清管作业过程。 2、职责 2.1清管作业组织机构 2.1.1根据公司统一安排，成立清管作业组织机构，划分各职能小组，明确各小组职责。 2.1.2职能小组包括清管作业领导小组、指挥组、安全保卫组、通讯组、清管作业组等。 2.2各小组工作职责 2.2.1领导小组（1）组织审定、修改清管方案，确定清管时间安排（2）向上级汇报及协调相关单位的有关事项（3）督促各专业组及时完成各自的工作任务（4）负责清管作业中重大问题的裁决 2.2.2指挥组（1）负责清管方案的组织实施工作。（2）统一指挥各专业按时完成指定工作。（3）落实供、用气方案，与供、用气单位协调，使清管作业顺利进行。（4）研究解决清管作业中出现的各种问题，重大问题报领导小组审定。（5）检查各专业组的技术准备、物资准备是否充分。 2.2.3作业组（1）负责清管方案的具体操作，发清管器（球）、收清管器（球）、控制清管器（球）运行参数、监测清管器（球）运行位置和记录清管器（球）的状况，并及时向指挥组汇报。（2）负责清管作业资料收集与整理、上报指挥组归口管理。（3）负责方案实施操作的安全工作，确保严格按方案要求进行操作，使清管作业万无一失。（4）负责解决操作过程出现的问题，并及时向指挥组汇报本组的工作情况。（5）负责作业过程中供电工作，保证清管作业顺利进行。 2.2.4安全保卫组（1）负责落实清管方案中的安全措施。（2）检查督促各专业组落实安全措施，各种作业必须有安全保障，方允许其实施，有问题直接制止并向指挥组回报。（3）负责作业现场的消防保卫工作，严防发生意外事故。（4）负责交通、治安、消防有关事宜的处理与协调。 2.2.5通讯组（1）确保清管作业中通讯畅通、数据准确。（2）负责通讯联络传达信息。 3、管理内容 3.1清管方案的编制与审批 3.1.1方案编制（1）根据清管前的调查、历次清管资料和《长输天然气管道清管作业规程》，由生产运行部编制《清管方案》。

石油天然气管道安全运行及维护_secret

石油天然气管道

石油天然气管道安全运行及维护一．概述（一）术语 1．石油天然气管道：是指石油（包括原油、成品油）、天然气管道及其附属设施（简称管道设施），包括油气田工艺管道（包括集输、储运、初加工和注气管道）和长输（输油、输气）管道。 2．集输管道：是指采油（气）井场工艺管道、井口、计量站、接转站、联合站之间，以及联合站与首站之间的输油输气管道

3．长输管道：是指产地、储存库、使用单位间用于商品介质的管道。 4．石油天然气站场：具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井的统称。简称油气站场或站场。 5．含硫天然气（含硫化氢天然气）：指天然气的总压等于或高于0.4MPa ，而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa 。 5．湿含硫天然气；在水露点和水露点以下工作的含硫天然气 6．干含硫天然气：在水露点以上工作的含硫天然气 7．含硫干气；输送过程中不能析出液态水的含硫天然气

8．脱水天然气：脱水后含水量达到设计要求的天然气。 9．管道完整性：是指管道始终处于完全可靠的服役状态。管道完整性的内涵包括三个方面： (一)管道在物理和功能上是完整的； ( 二)管道始终处于受控状态； (三)管道运营商已经并将不断采取措施防止失效事故发生。 10．管道的完整性管理：是指管道运营商持续地对管道潜在的风险因素进行识别和评价，并采取相应的风险控制对策，将管道运行的风险水平始终控制在合理和可接受的范围之内。 11．安全技术规范：特种设备技术法规的重要组成部分，是规定特种设备的安全性能和相应的设计、制造、安装、修理、

含蜡原油原油管道清管器卡阻原因分析

含蜡原油原油管道清管器卡阻原因分析发表时间：2018-09-05T09:57:31.087Z 来源：《建筑学研究前沿》2018年第11期作者：王宇哲丁秉军张小康[导读] 原油管道内壁结蜡是输送含蜡原油管道普遍存在的问题，结蜡会使输油管道内径减小。中国石油管道公司长庆输油气分公司宁夏—银川 750001 摘要：管清管器在运行过程不可见，只能通过发射机和接收机的相互配合使用来跟踪清管器的位置，清管过程中清管器会因诸多不可预见的因素卡阻在输油管线内，因此清管作业是一项非常重要且风险较高的工作。本文介绍了清管器运行规律，综合分析了清管作业中清管器卡阻的可能原因总结了相应的解卡办法。关键词：清管；压力；卡阻前言原油管道内壁结蜡是输送含蜡原油管道普遍存在的问题，结蜡会使输油管道内径减小，磨阻增加，不仅降低了管道输油能力，而且严重影响着输油安全。提高管输温度，使油品温度高于析蜡点温度是减少析蜡的方法，但会增加耗油，提高运行成本，输油运行不经济，定期开展清管作业是提高管道的输送率最直接有效的解决办法，而且可以降低管道腐蚀程度。定期向含蜡原油管道发送清管器，是缓解和消除管壁结蜡，提高管输能力的有效方法，但是清管过程会对管道系统的运行产生影响，而且清管器在管内的运行情况又不能被直接观察到，一旦发生清管器卡阻，将直接影响到管道的正常运行。因此分析清管器的运行规律及受力分析，对清管器在运行过程中出现的卡阻原因分析讨论，具有很重要的现实意义。 1.清管器受力分析[1] 清管器在运行过程中，沿管道方向的受力主要来自五部分，分别为清管器后端的动力压力P1；清管器前端的阻力压力P2；自身沿管道方向的重力分力G*sina，a为管道与清管水平正方向的夹角；清管器与管壁的摩擦阻力Ff；结蜡层对清管器的抗剪切阻力Ft；清管器在管道中受力分析如图1所示：图1 清管器在管道中运行时的受力示意图摩擦阻力Ff：清管器受到的摩擦力Ff为滑动摩擦力，Ff的大小与清管器自身重力的分力G*sina和由于过盈量产生的挤压力有关。随着清管器的运行，清管器磨损导致挤压力减小，Ff逐渐减小后趋于稳定；当清管器运行到管径变小、弯头处时，皮碗的变形增大，引起清管器对管壁的压力增加，进而使摩擦阻力增大。结蜡层的抗剪阻力Ft：结蜡层与管壁紧密贴合，清蜡作业实际是对结蜡层的一个剪切过程，不同原油管壁上沉积物的剪切强度不同，它与管输原油的性质、油流速度和清管周期等因素有关。清管器匀速运动时，清管器前后端受到油流的压力作用，后端压力P1提供动力，P2、Ff、Ft提供阻力。对清管器沿X轴即清管器的运动方向列写平衡方程，其中X正方向为清管器的运动方向，a为X轴与清管水平正方向的夹角：P1=P2+Ff+Ft+ G*sina 重力分力G*sina：可以看出当a等于0°时，清管器水平运行；当a小于90°时，重力G*cosa分力充当阻力，即进入上坡阶段；当a大于90°时，重力G*cosa分力提供动力，即进入下坡阶段；因此清管器上坡阶段，清管器处于加速度增加的减速运行，清管器下坡时，清管器处于加速度增加的加速运行。 2 清管器卡阻原因分析清管器卡阻最根本的原油就是清管器受到的推动力小于清管器阻力，导致清管器卡阻的原因主要有一下几方面。 2.1清管器磨损严重清管在运行过程中，由于密封板磨损严重或受力撞击导致清管器变形，泄流量增大，油流通过清管器周边流过，导致清管器前后压差小，造成清管器运行速度减慢，甚至滞留在管线内。由于清管器前压力没有持续上升，且压力较平稳，清管器后压力没有持续下降，且压力较平稳，可以排除清管器卡阻在管线内的可能性，初步分析清管器滞留在管线内。遇到这种情况，首先需要通过清管器接收器确认清管器位置，或者根据输量及管容确定清管器大体位置，通过发送救援清管器挤顶清管器。如果挤顶无效，则需要开孔或换管取出清管器。 2.2清管三通挡条缺失或破损目前输油管线清管三通主要使用挡条式三通和花管式三通，三通如果使用时间长，挡条破损，就会造成清管器卡阻，年限较长的管道清管三通处甚至没有挡条，因此在清管作业过程中，也会出现卡阻。正常情况下，当清管器卡阻在出站清管三通处时，由于清管器没有将输油管线完全堵塞，因此在正输流程情况下，压力和输量会有轻微影响，出站压力较正常情况下会有所上升，但是会趋于平稳，当导通发球流程时，压差就会增大。遇到这种卡阻情况，首先需要确定清管器位置，但是由于清管器受到撞击，而且站内干扰较大，可能不能准确定位清管器位置。首先通过提压挤顶，提压挤顶无效后，尝试发送救援清管器进行挤顶，如果发送救援清管失效，则需要停输更换清管三通。 2.3加热炉堵管

长距离输油(气)管道的安全运行通用版

安全管理编号：YTO-FS-PD255 长距离输油(气)管道的安全运行通用版 In The Production, The Safety And Health Of Workers, The Production And Labor Process And The Various Measures T aken And All Activities Engaged In The Management, So That The Normal Production Activities. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards

长距离输油(气)管道的安全运行通用版使用提示：本安全管理文件可用于在生产中，对保障劳动者的安全健康和生产、劳动过程的正常进行而采取的各种措施和从事的一切活动实施管理，包含对生产、财物、环境的保护，最终使生产活动正常进行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。管道生产有其自身的特点：管道线路长、站库多，运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。 1．生产运行安全。调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度人员将运行工况分析、处理，下达调整或改变运行工况命令。若管理的是成品油顺序输送管道，还要进行品种批量和界面的跟踪。为了安全生产，要求各级调度人员熟悉站库设备流程，掌握运行状态，有丰富的经验和对故障敏感的判别和处理能力。要求全线操作人员掌握现代化设备的操作、维护、保养和事故处理能力。早先建成的输油管道是旁接油罐的方式。现代化的长

浅谈柳桂成品油管道清管作业

浅谈柳桂成品油管道清管作业本文介绍了成品油管道清管作业的意义，以柳桂成品油管道清管为例，从清管器选择、清管准备环节、清管污油处理以及清管作业的注意事项，对其它在运的成品油管道清管作业有一定的借鉴意义。标签：成品油管道；清管作业；污油处理华南成品油管网柳州-桂林段于2010年3月投产，目前该段管道输送能力已经达到150万t/年，为中国石化桂林市成品油市场份额提供了有力的保障。随着管道运行年限的增加，管道内部腐蚀产生的杂质不断增多，因此急需进行一次全线清管工作。 1 清管器选择清管器是工业管道中必备的机具。1962年由美国的Knaoo公司和Girard公司开发并用于管道清洗。[1]目前使用最多的是泡沫清管器和心轴清管器。泡沫清管器一般是由聚氨酯模制而成，表面黏贴有硬的聚氨酯条或磨料，以提高耐磨性。形量可达40%，既有弹性，又不会脱落，在管道清管作业中得到广泛应用。其直管段变形通过能力为40%OD，可通过1.5DN弯头。心轴清管器中心是一条轴，两端安装有两个橡皮碗，中间装有刮刀和钢刷，用于除去管道内壁的结蜡或绣垢。轴心清管器根据结构还可以分为皮碗清管器、直板清管器和钢丝刷清管器。 2 清管准备必须事前进行一次全线徒步巡线，应确定无严重违章占压和第三方施工，确保清管工作顺利进行。确认柳泵-桂林段所有的线路截断阀已全开。桂林站一路质量流量计用短接代替，两路过滤器滤网确认为一路30目，二路10目。 3 清管收球过程描述当计算的污油头到达桂林站前4小时，桂林站开始在采样口处进行人工采样，采样时间间隔为每半小时采样一次，并切换至收球流程；当计算污油头到达桂林站前1小时，将减压阀切换至短接流程（已短接）；当计算污油头到达桂林站前1小时，采样时间间隔为每5分钟一次；当污油到达时，将质量流量计切换至短接流程（已短接）；当清管器到站后，切换至正常流程，同时关闭收球流程，进行取球作业；当采样检测发现油品出现浑浊现象时，油库切换至专用接收污油罐接收下载油品；当采样检测为合格油品后，流程切换至正常流程进行下载，油库切换至纯油罐下载油品，同时根据输油计划是否停运柳桂支线。

天然气管道通球通球、清管作业指导书

连云港XX天然气有限公司高压输气管线工程通球、清管作业指导书编制： XX 审核： XX 审定： XX 连云港XX天然气管道工程有限公司

目录一、工程概况 (1) 二、施工组织设计编制依据 (1) 三、施工组织及部署 (1) 四、清管|通球施工案 (2) 五、安全措施 (6) 六、质量措施 (8) 七、机具设备表 (8)

一、管道清管 1. 钢管全部连通和回填后，安装收、发球装置，开挖排污坑。确认安全、技术措施到位。管道内注入清水，目的是管道内部润滑和使泥土松软。 2. 装入聚氨酯清管器，在起点后端注入压缩空气，利用空气推动聚氨脂清管器至终点通球清管。达到使较大杂物被清管器本体带出为止。 3.球速控制：将压缩空气直接打入钢管，通球速度过快则三皮碗聚安酯清管器易磨损，管道易发生振动，一般应在2～6Km/h 之间，最高时速不超过3 Km/h 。 4.压差范围：当清管器与收球装置间压力为大气压时，清管器与发球装置间压力大于0.2 Mpa 即可推进清管器前行。 5.清管器与发球装置间压力持续升高则表示有卡阻，应分析原因。清管器正常推进时清管器与发球装置间压力应保持0.2Mpa 左右。当球速过快时，可调节空气压缩机出口阀控制管道进气量，或调节收球端排气阀，均可达到控制球速的目的。 6.卡阻处理方案：通球卡阻时，应按下列优先顺序处理：（1）找出卡阻位置，分析原因。临时发球装制作示意图临时收球装置制作示意图

（2）加压（不得超过设计压力）。（3）顶管部分卡球处理办法可用双向清管器。（4）切管取球，连通后再正向推球。二.管道二次清管 1.装入聚氨酯清管器，在起点后端注入压缩空气，利用空气推动聚氨脂清管器至终点通球清管一次。这次通球的目的是使较小杂物被清管器本体带出。 2. 管道二次清管完成，拆除收、发球装置，安装试压装置。 3.分段试压按照设计文件及施工标准规范的要求，分段管道单独进行强度试压、严密性试压。试压在管道贯通完成后进行。试压介质采用空气。管道贯通后，对管道进行清管合格后，在管道较低端焊接φ508×12mm的封头。在离封头约500mm处，焊一只DN15的单头丝扣短节和温度计座子，单丝头上面安装J13H—160 DN15的针形阀(用于安装压力表)；然后焊接好另一个φ508×12mm的封头。在离封头约500mm处，焊一只DN15的单头丝扣短节，上面安装J13H—160 DN15的针形阀。安装完毕后，在管道高端丝扣短节处用空气压缩机向管内注空气，空气从低处丝扣短节冒出后，关闭高处针形阀，装上压力表后，开启高处针形阀，继续用空气压缩机向管内分阶段加压，并反复检查。当压升至1.0MPa时停压30min，检查管道本体及各种接头有无裂纹及泄露，如没有则继续升压至3.0MPa，停压30min，继续检查管道本体及各种接头有无泄漏及裂纹，如没有则继续升压至6.0MPa，停压30min，如没有则继续升压至7.5MPa，停压30min，如没有则继续升压至强度试验压力8.82MPa，强度试压稳压4小时，无泄漏为合格。再将压力泄至6.3MPa，进行严密性试验，严密性试验稳压24小时，,压降不大于1%试验压力值,且不大于0.1 MPa为合格，做好升压曲线记录。试压用的压力表应经过效验，并应在有效期内，在试压管段前、末端安装压力表和温度计，其安装位置必须在无阳光照射之处，压力表精度不低于1.5级，量程为被量程最大压力为1.5-2倍，表盘直径不小于150mm，最小刻度能置于0.05MPa