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近年来，随着清管技术的不断发展，国内外相继研发出了凝胶-机械清管器、基于旁通阀调速机制的清管器、射流清管器、自动推进清管器、加强型清管器以及测径清管器。上述清管器不仅可以确保油气管道输送能力，还可以满足后期开展内检测的需要。此外，在定位跟踪方面，有基于放射性、机械、声学、压力、磁学等原理的跟踪定位产品，按照其适用场合及使用方法，这些产品又可具体分为指示器、定位器与跟踪器三类。其中，基于放射性原理的产品对人体健康有危害，基于声学原理的产品定位精度差，机械式跟踪设备必须安装在管道上，使用不灵活，所以应用较少。而基于磁学的定位跟踪产品具有使用方便、灵活，定位精度高的优点，技术也比较成熟，是目前主流的定位跟踪产品。

尽管清管器技术的发展及定位跟踪产品的更新换代有效地降低了清管作业的风险，并提升了清管定位跟踪的能力，但是在实际清管作业过程中仍然发生了多起清管器卡堵、窜气的案例，严重影响了油气生产及下游的生产生活。这主要是在清管作业前对作业风险认识不全面，清管器类型、清管次序及清管参数设置等选取不当所致。然而，现有的清管规范、标准及清管作业流程较简单，在清管风险识别、特殊管道及特殊工况下清管流程与清管器的选取无法给予足够的指导。特别是油气集输管道，其具有总里程长、建设时间跨度大、尺寸规格类型多、地理环境复杂、输送介质多样等特点，不同的油气集输管道面临的清管风险及适用的清管工艺、清管流程与安全保障措施有所不同，应当区别对待，需要详细的规范进行指导。

一、国外清管技术发展现状

1、国外清管器类型及特点

近年来，随着科学技术的发展，清管作业所用清管器也已从最初简单的清管球发展成为具备可调节速率、自动解堵、多径清管等诸多种功能的清管器。目前，国外市场所开发的清管器类型较多，应用较为成熟的主要有聚氨酯泡沫清管器、机械清管器、测径清管器、凝胶清管器以及用于输送不同介质的隔离型清管器。聚氨酯泡沫清管器具有以下优点：较高的弹性、韧性和耐磨性，过盈量为管径的5%～10%，变形量大于50％，结构简单，通过能力强，容易通过曲率半径较小的弯头，节省更换皮碗这道程序，作业量少，即使发生卡堵也能依靠其高变形性克服，或提高压力使其破裂自行解堵。该清管器不足之处在于材料强度低，一次性使用，运行距离短，清除杂物能力也一般。相比而言，机械清管器具有更强的清污效果，可清除管内积液以及固体杂质，也可根据需要安装钢刷、刮板等增强清管效果，其使用寿命长，运行距离一般可达800～1000 km；但因变形量较小，在复杂地势下容易出现卡阻，不适用于多弯头、阀门和有较大变形的管道。

Rosens技术和研究中心针对天然气管道的黑粉研发出了42″、48″和56″的清管器，现场大量应用结果表明其清管效果显著。

射流清管器通过在结构上设有旁通通道，当前后压力差达到一定值时，清管器上游的流体以高压状态通过泄流孔和压力控制阀通道喷射至下游，将堆积的蜡和杂质冲散，实现射流清管器的自动解堵功能；而针对部分管道因直径变化、阀门安装不当、低运行压力、低流动性或无流动性、缺少发射和接收设施等诸多限制导致清管器无法通过的问题，国外开发了新型的蠕动清管器，其是通过改变叶轮机传递给泵体的转速，进而调节清管器的速率，可顺着或逆着介质运动，清管器与管道之间不形成密封，即使管径变化很大，也不会发生卡堵。但是需要保障清管器零部件的牢固性，使其不会散落在管道中。

2、国外清管技术规范概况

目前，国际组织、欧美等国家以及油气管道相关管理部门尚未建立针对在役油气管道的清管专项标准，仅在油气管道施工建设以及运行标准中提出了清管作业条件、清管器选型主要考虑的因素、清管周期、清管效果判据等方面的相关要求，比如ISO 13623:2017《石油与天然气工业管道运输系统》、PД153-39.4-056-2000《干线输油管道运行技术规程》、PД153-39.4p-118-2002《在役原油管道干线试压规程》等。在清管作业前，俄罗斯标准СНиПIII-42-1980《干线管道施工标准与规范》规定，新建管道仅在具备连续通过能力时才可以进行清管作业和压力试验，OP-16.01-60.30.00-KTH-2004《石油管道建筑安装工程竣工后清管以及清管以及强度、密封性试验》标准则进一步规定，在发送第一个清管器前应预先向管道内充入体积为管道容积0.1%~0.15%的水，以便湿润和冲刷污染物。注入水应通过过滤器进行注水，防治泥沙、异物进入管道。

ISO 13623:2017《石油与天然气工业管道输送系统》标准中则提出，清管前应先发送测径板尺寸，确定管道椭圆度以及是否存在障碍物，要求测径板的直径不小于管道最小公称内径的95%，板与管壁之间的间隙不小于7 mm。当清管器穿越陡峭的地形时，建议使用清管器跟踪装置，使用反向压力控制清管器运动速率，保证运行安全。对于寒冷地区使用水作为清管器推动介质时，应该有相关规定或保证措施来防治水结冰，针对清管试运行也应制定书面程序。清管器选型主要考虑的因素包括清管器机械强度、耐磨性、吸附性与管道中输送介质的反应性以及通过能力。清管作业时，标准СНиПIII-42-1980要求进行分段清管，管段长度不应超过40 km。Д-16.01-74.20.00-KTH-058-1-2005标准中规定了干线输油管道的清管器间距不能超过280 km。标准СП111-34-1996《天然气管道清管和试压》规定了天然气管道清管作业时，所有人员、车辆、机械和设备应位于保护区范围之外，管径1420 mm的埋地天然气管道清管作业保护区范围为管道轴线至两侧25 m。俄罗斯标准ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004规定应考虑高速运行时清管器及附件设施的危险性，以及清管器附件从管道中飞出的可能性，其覆盖范围是与清管器运行方向呈60°夹角。

关于清管周期，标准PД153-39.4p-118-2002《在役原油管道干线试压规程》规定应编制输油管道年度清管作业计划，根据输油管道运行情况和油品物性确定清管周期，且每季度不少于1次。在清管周期内，当输送管道能力下降3%及以上时，应进行紧急清管，规范推荐使用凝胶（溶剂）-机械隔离式清管器，溶剂是汽油和二乙烯乙醇混合液。对于清管效果，标准СНиПIII-42-1980《干线管道施工标准与规范》中规定清管器到达收球筒无损坏，且推出的液流中不含泥土、沙子等杂质，视为清管合格。

此外，在DIN 2430-3-2009《管道清管系统 第3部分：运行前的测试》中描述了两种用于检查清管系统质量的试清管办法，主要对试清管的运行速率、压力检测、管道缺陷提出要求，标准中规定了液体介质推动清管器速率应控制在0.1 m/s，气体介质推动清管器速率应保持在1 m/s左右，为方便清管器作业，还提出应在管道中添加降黏剂，当清管器出现故障进行引出时，管道系统应该完全卸压。

二、国内清管器技术发展现状

1、国内清管技术类型及特点

20世纪60年代伊始，国内引入清管球，并在六七十年代进行了大规模的推广应用。随着科学技术的发展，国内清管器的研发进度逐步加快，与国外清管技术的差距也在不断缩小。除了聚氨酯泡沫清管器、皮碗清管器、磁力钢刷清管器外，国内还研制出射流清管器，并在西南油气田公司重庆气矿进行了成果应用。此外，在可调速清管器方面也做了大量研究。从国内各大油气田的现场实际应用情况来看，国内在役油气集输管道常用的清管器类型主要为传统的皮碗清管器、直板清管器、聚氨酯硬质泡沫清管器、磁力钢刷清管器以及新开发的射流清管器，均具有应用简便、通过能力强、不易卡堵、清污能力强的优点。

图1 清管器类型

2、国内清管规范概况

目前，从规范标准来看，国内关于清管的专项标准有1995年颁布的SY/T 6148-1995《输油管线清管作业规程》、1999年颁布的SY/T 6383-1999《长输天然气管道清管作业规程》，标准规定了清管作业的流程（图2）、清管作业实施步骤、清管器的维护、安全措施等内容。前者适用于油气田原油集输管道清管作业，而后者仅适用于长输天然气管道清管作业，对于油气田天然气集输管道的适用性有待商榷。

图2 清管作业流程图

从内容上来看，各个规范覆盖面广，但不详尽。比如，未明确风险类别及风险识别方法，未推荐特殊管道的清管流程，未明确特殊工况下清管器的选取方法，以及未明确清管器皮碗打翻压力、泡沫压碎压力等具体参数的要求。在安全保障措施方面，各标准中仅提及了清管器漏气、破裂、卡堵，未明确防治冰堵、蜡堵、硫化亚铁自燃以及H2S气体毒性等安全问题的处置措施。同时，两部标准颁布时间早，仅涉及软质清管器与机械清管器，无其他类型清管器的推荐应用，对于清管器卡堵、破裂问题的解决方式也较单一。

在此基础上，中石油塔里木油田分公司结合油田集输管道清管经验，参考SY/T 6597-2018《油气管道内检测技术规范》、GB/T 27699-2011《钢质管道内检测技术规范》等标准中的相关规定，于2016年发布了适用于油气集输管道清管作业的专项标准Q/SY TZ 0475-2016《油气管道清管作业规范》。该规范可用于新建管道与在运行管道的清管作业，细化了清管前的调查流程，增加了清管作业可行性分析，总结了新建管道与在运行管道清管作业的一般技术要求，但是内容依然稍显简略，无法对复杂多样的油气集输管道清管作业给予足够的指导。除了清管专项标准，SY/T 5922-2012《天然气管道运行规范》、SY/T 5536-2004《原油管道运行规程》、SY/T 6597-2018《油气管道内检测技术规范》、GB/T 27699-2011《钢质管道内检测技术规范》等规范对管道清管也有相关规定，但内容较少，仅明确了清管的部分要求及清管作业的引用标准。

综上所述，国内外关于清管的标准内容简略，无法指导在役油气管道的清管作业，尤其是对首次清管管道、湿气管道、含硫化亚铁的管道、历史资料不详的管道、安全停输时间短的管道等的清管要求，需要进一步完善。

三、国内主要油气田清管过程中存在的问题

目前，国内主要油气田清管多采用皮碗清管器、直板清管器、硬质泡沫清管器与磁力钢刷清管器，按照每年两次的频率进行清管。对于含蜡量高的原油管道与积液、积炭严重的天然气管道，均会提高清关频率以提升管道的流通能力。在日常清管过程中，各油气田现场遇到的主要问题是多次变径的老旧管线、落差较大的油气管线以及焊接工艺不当与第三方破坏的油气管线在变径位置、焊接台肩、管道变形处以及高落差的低洼位置均会存在卡堵的风险以及清管器撞击弯头等管件的风险。此外，在清管器定位跟踪技术方面，各油气田主要采用定点跟踪的方式跟踪清管器的进度，该方法存在定位跟踪困难，无法实现连续跟踪，易因馈电、运行速率波动以及发射机破损导致丢球的问题。

国内主要油气田清管现状及存在的问题总结如下：

新疆某油田：

清管现状：输油管道一般采用皮碗清管器，每年两次，开春与入冬各一次；对于结蜡严重的管道，以加密清管的方式来解决；输气管道主要采用皮碗+直板组合的清管器。

存在的主要问题：多次变径的老旧管线，在焊接台肩处易出现卡堵。

西北某油田：

清管现状：西北某油田输油管线主要采用硬质泡沫清管器、磁力钢刷清管器、直板清管及机械测径清管器，一般每季度开展一次；输气管道主要采用皮碗清管器。

存在的主要问题：输油管道落差大，易出现清管器冲击低洼位置弯头以及末端处理积液能力超限的问题；大落差湿气管道，在低洼处存在较大的积液风险。

东北A油田：

清管现状：输油管道主要的沉积物是垢，主要采用化学清洗的方法进行清管，少数采用清管器，清管器类型主要为橡胶球与射流清管器；输气管道主要采用皮碗清管器，清管周期较长。

存在的主要问题：输油管道清管器一般无定位装置，在弯头、变径及机械破坏处会发生卡堵。

东北B油田：

清管现状：输油管道主要沉积物是石蜡和油泥，多采用四碟皮碗清管器，一般春秋各一次，一年两次。含蜡量较多时，会缩短清管周期；输气管道主要为炭黑，少液，主要采用四碟皮碗清管器。

存在的主要问题：在管道焊接台肩与第三方破坏处易发生卡堵。

四、清管标准需要完善的内容

针对不同生产阶段的清管，国内外清管相关的标准规范中已经提出了清管前的准备工作、清管一般操作流程、清管潜在的风险与清管风险解决方法以及清管过程中流量、流速等参数的评估方法，但如前文所述，内容简略，缺乏系统的清管风险识别方法、清管器选取依据、清管参数选取原则以及安全保障措施不完善等问题。针对以上问题，围绕更好地指导油气田现场清管作业的目标，借鉴已公开发表的文献资料及油气田现场清管案例，提出国内清管规范及标准中应当进一步完善的内容及完善思路，以供相关领域专家学者参考。

1、风险识别参考方法

目前，国外涉及清管作业的标准中未具体提及清管风险识别方法，国内相关标准中也仅要求了前期调研资料，并在输气管道清管作业规范中提出了清管器漏气、破裂、卡堵的识别方法以及响应的安全保障措施。对于清管器未发出、未回收球筒、人身安全与环境安全等风险，现有标准均未给出明确的清管风险识别方法。此外，对于输油管道的清管作业风险也未给出明确的识别方法。因此，可借鉴相关文献资料及清管案例或国外清管规范完善清管标准。比如，可根据管道及附属结构与介质特性，明确潜在的管道构造、蜡堵以及旁通可能导致的卡堵与清管器磨损、机械损坏和老化腐蚀的风险；可基于通球指示器显示、压力表示数以及进站定位跟踪指示来识别清管器是否已发出与已回收球筒。而在人身安全方面，可通过所佩戴的危害气体检测器显示及安全防护措施的完整性来识别有害气体的危害；对于火灾、爆炸等风险，可通过天然气的泄漏监测以及是否存在火源来识别风险的可能性。

2、清管器选取依据

在清管器的选取方面，在国内外的清管作业规范中均有所推荐，比如在规范中推荐了软质清管器、机械清管器与特殊清管器。对于不定期清管的管线，推荐选取软质清管器；对于定期清管的管线以及新建管道，推荐选择机械清管器；而对于天然气管道，仅推荐清管球与皮碗清管器，建议根据管道状况与清管器特性进行单独选用或者组合选用。但目前国内外标准均未对清管器的选取原则做出明确的规定，且随着各种新型清管器的涌现，需要结合其功能特点，制定具体的选型依据及推荐更加具体的选型，才能更好地指导油气田现场的清管作业。李大全等提出可根据清管的目的、管道系统的属性以及各类清管器的特点进行选型。在选型的过程中，按照现场调查、计算分析、试验评价、试探性清管等四步进行操作。在计算分析时，可参照白港生等在设计皮碗清管器时给出的骨架刚体直径、皮碗密封间距等基本设计参数与相关的公式和经验值，避免因清管器尺寸规格选取不当造成停球或卡堵。

3、清管参数

对于清管参数的选取，在国内输油管道清管规范SY/T 6148-1995中未明确清管器过盈量及清管器的控制速率，但在中石油塔里木油田分公司发布的企业标准Q/SY TZ 0475-2016中则给出了推荐：泡沫清管器的过盈量为3%~5%，皮碗清管器与直板清管器的过盈量为1%~4%，油气集输管道的清管器运行速率为1~5 m/s。在输气管道清管规范SY/T 6383-1999中建议清管球注满水后过盈量为3%~10%，皮碗清管器的过盈量为1%~4%，运行速率控制在12~18 km/h，但在实际应用时皮碗清管器多采用3%~6%的过盈量。另外，在中石油发布的Q/SY 05262-2019机械清管器技术条件中推荐皮碗的过盈量为2.5%~5%，运行速率不易超过10 m/s。若开泄流孔，前后皮碗的泄流孔的有效面积总和不易超过1%~8%，前后皮碗的泄流孔面积之比宜为1:1.5~1:2。对于其他类型清管器，需要结合相关厂家的推荐，制定相应的参数要求。

4、安全保障措施

在安全保障措施方面，国内标准分别从清管前的管道系统、指示仪表等设施的完好性检查以及清管期间可能涉及的清管作业技术措施、带气动火安全措施、抢修抢险安全安排及操作安全措施的制定上进行了要求。对于在清管过程中可能出现的冰堵、有毒气体的危害、机械伤害、FeS等可自燃清管物的处理等方面并未给出明确的措施。对此，可参照俄罗斯标准规范，要求清管期间人员应分布在管道轴线至两侧25 m范围以及沿清管器运行方向60°夹角覆盖范围以外，避免高速运行的清管器及附件设施带来的风险。此外，在打开快开盲板时，应确保收球筒压力表完好且示数降至0。对于可能存在的冰堵，可向管道内注入聚乙二醇，避免冰堵产物的形成；对于FeS清管物的处理，可借鉴现场常用方法，以向收球筒内注水的方式进行防治。对于H2S等有害气体的泄漏，可参照标准SY/T 6277-2017《硫化氢环境人身防护规范》中推荐的方法，穿戴好劳保及防护设备，并佩戴适宜的气体监测报警装置。一旦发生报警，应立即采取适当的应急操作或启动应急专项方案。

五、清管技术规范发展方向

1、建立清管风险识别方法

从已有的清管事故案例来看，导致清管出现卡堵、窜漏、破损等问题主要原因还是对油气管道清管作业的风险认识不充分，导致清管器选型与清管工艺控制有所偏差，进而导致清管无法顺利实施。因此，在后续清管规范建设方面，应该基于清管作业的操作流程，结合国内主要油气田待清管集输管道的特征和介质环境特点，充分识别清管作业中潜在的各类风险，并进行风险溯源及风险特征分析，建立系统的油气集输管道清管风险识别方法，用于指导现场清管风险的辨识，以便编制更加全面、合理的清管方案。

2、结合管道特点，建立清管器选型流程

目前，国内油气集输管道存在里程长、管道类型多样、管内外环境复杂、完整性管理水平参差不齐的特点，且清管情况也有所不同，有些管道需要进行周期性清管，有些管道需要清管但未曾开展过清管作业，属于首次清管。从清管情况来看，首次清管的管道潜在的清管风险不清楚，需要全面调查管道系统、生产工艺及内外环境，充分识别可能存在的清管风险，必要时需要开展进一步的模拟计算分析，从而最大限度地降低清管卡堵的风险。同时，在清管助剂的加注、清管器选型、清管器发出顺序、清出物处理措施等方面均要有所考虑。而对于周期性清管管道来说，主要的风险认识及清管流程已比较清楚，仅需要对工艺变更及管道维护或者存在第三方破坏的情况进行进一步分析与风险处理。此外，对于高含蜡管道、历史资料不详的管道、安全停输时间短的原油管道以及高含CO2/H2S、低压低流量的天然气管道等，在清管器类型、材料以及清管器运行控制、清管物的处理等方面均有所差异。因此，需要建立针对性的清管器选型依据与选型流程，以便指导现场技术人员。

3、进一步完善安全保障措施

在风险分析的基础上，进一步开展从前期管道系统、附属仪表及清管设备与跟踪设备的检查到后期清管球进入收球筒后人员操作、站位以及清管物的处理各环节安全保障措施的梳理工作。补充完善现有标准与规范中未提及的安全保障措施，以便指导现场清管作业，避免发生安全事故。

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