氮气推动清管器回油技术主要用于管道换管或工艺改造等情况，使用氮气作为动力推动清管器，清管器有效隔离了氮气和油品，将管道内的油品推入管道上下游储罐内。随着输油管道工艺改线、腐蚀换管等作业的增多，氮气推动清管器回油技术能够有效节约成本，作业安全风险小，回油时间短，回油效果理想，能够为后续动火作业提供良好的工艺条件^[1]。

1.   适用条件

1.1   氮气源的选择

氮气源的选择直接影响回油过程的实施，氮气源采用氮气瓶组、制氮车现场制氮、液态氮气化3种方式获取。氮气瓶组便于运输，使用方便，但存储量较少，回油压力较小，适用于短距离、小管径，用氮量小的管道回油；制氮车制氮量大，能够保障大型施工氮气需求的连续性，但压力小，适用于大管径、压力较小的管道；液氮车、气化器、加热炉配套使用，可以保持较高的氮气压力，适用于大管径、压力较大且需要氮气量较大的管道^[2]。

1.2   推动清管器所需注氮压力

计算管道注氮压力需要计算管道总压降，分为以下两种情况^[3]。

（1）当不存在翻越点时，管道总压降H为：

式中：i为输油管道水力坡降；L为回油终点到注氮点的距离，km；Z_Z为回油终点的高程，m；Z_Q为注氮点的高程，m；λ为输油管道的沿程摩阻系数；D为输油管道的直径，m；v为油品在管道中的流度，m/s；g为重力加速度，m/s²。

注入氮气后，管道内充满气体，高差会发生变化，注氮压力也会随时发生变化，故此处取注氮最大压力。

（2）当存在翻越点时，管道总压降^[4]为：

式中：Z_F为翻越点的高程，m。

注入氮气后，管道内充满气体，高差变化为翻越点高程与最低点高差之差。

根据式（2），v越大，i越大，从而需要的注氮压力越大，需要的氮气量越多。选择速度时，应综合考虑管道允许停输的时间及经济因素。由于注氮压力的变化，流速也在不断变化，流速需要通过注氮压力、流量以及管道单位管容进行计算，先通过高程差预估注氮压力，再通过注氮流量与管道单位管容预估出流速，最后进行数据的微调。

对于一条给定的长输管道，L、D、v已知，而水力摩阻系数λ未知。

计算λ的公式有理论公式、经验公式及半理论半经验公式。不同学者根据实验条件、实验数据总结出不同的λ计算公式，计算结果非常接近（表 1）^[5]。

表  1  常用的水力摩阻因数计算公式

流态		划分范围	计算公式
层流		Re < 2 000	λ=64/Re
紊流	水力光滑区	$3000<\operatorname{Re}<\operatorname{Re}_1=59.7 / \varepsilon^{8 / 7}$	$\frac{1}{\sqrt{\lambda}}=2 \lg \frac{\operatorname{Re} \sqrt{\lambda}}{2.51} \text {, 当 } R e<10^5 \text { 时 } \lambda=0.3164 / \operatorname{Re} e^{0.25}$
	混合摩擦区	Re1 < Re < Re2=(665-765 lgε)/ε	$\frac{1}{\sqrt{\lambda}}=-1.8 \lg \left[\frac{6.8}{R e}+\left(\frac{\varepsilon}{7.4}\right)^{1.11}\right]$
	粗糙区	Re＞Re2	$\lambda=\frac{1}{(1.74-2 \lg \varepsilon)^2}$
注：ε=2e/D，e为管壁的绝对粗糙度；Re为雷诺数。

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输油管道中遇到的流态一般为：热含蜡原油管道工作在水力光滑区；较轻的成品油管道工作在混合摩擦区；高黏原油和燃料油管道工作在层流区；长输管道一般很少工作在粗糙区。

考虑到如果氮气压力过高，则相应的氮气成本和放空时间均会增加，而且氮气压力越高，作业风险也越大。因此，在选择该工艺时需要根据管道工艺高程差综合考虑作业的经济性，建议在注氮点与回油翻越点高程差小于280 m的管道上选择该工艺处置方式。

1.3   氮气用量

氮气用量V₂的计算公式为^[6]：

式中：V₁为氮气充满的管容，m³；p₁为注入的氮气压力，kPa；p₂为常压，101.325 kPa。

每吨液氮转化为1个标准大气压、5 ℃下的体积理论上是808 m³，实际操作中一般取650 m³，根据氮气用量计算需要液氮的量。

综上，推动清管器所需的压力越大，氮气用量越大，在实际应用中要考虑注氮压力、管道允许停输时间、排气时间以及氮气用量等经济因素，如果氮气用量过大，则考虑使用其他方法^[7]。

2.   清管器选型与运行控制

2.1   清管器选型

清管器是利用流体压力推动穿过管道达到清管、测量、探测或其他目的的设备（图 1）^[8]。氮气推动清管器回油时利用清管器的隔离功能，控制管内液体，减少液体积存，置换管道内的油品，因此选择合适的清管器对回油是否成功起着关键性作用。

图  1  氮气推动清管器运行示意图

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由于不同管道的工艺条件不同，需要考虑以下因素：清管器密封良好，耐摩擦；如果采用反推清管器方式，则必须使用可在管道内双向运行的直板清管器。

2.1.1   清管器类型

根据回油方式的不同，选用双向直板清管器或蝶形清管器。另外，为确定清管器运行位置和运行情况，应该选择装配电子跟踪设备的电子清管器。直板清管器和蝶形清管器的主体骨架基本相同，直板主要由支撑导向皮碗和密封皮碗组成，其形状为圆盘，支撑板的直径比管道的内径略小。密封板相对管道内径要有一定的过盈量。直板清管器的最大优点是可以双向运动，一旦发生堵塞等情况，可反向运行。蝶形清管器主要由蝶形皮碗和支撑导向组成，蝶形皮碗起密封作用^[9]。

2.1.2   过盈量

由于清管器主要作为隔离使用，因此严禁在清管器上制作泄流孔。同时考虑清管器的磨损量与推球压差，来确定清管器的过盈量。过盈量小，起不到隔离作用；过盈量大，皮碗与管壁之间的接触点增加，实际接触面积增加，从而导致摩擦力增大，皮碗磨损加快。根据输油管道清管规律，过盈量一般取0.03~0.05^[10]。

2.1.3   皮碗个数

清管器皮碗个数越多，清管器密封效果越好，但是摩擦力也会越大，清管器卡球风险越大，因此在输油管道正常清管作业时一般采用双向八直板清管器或两直四碟清管器^[11]。

2.2   清管器运行控制

2.2.1   停球位置

密封良好、无泄流孔的清管器速度v'计算式为^[12]：

式中：Q为管道瞬时流量，m³/h；R为管道内径，m。

控制清管器的关键是将清管器停在需要停止的地方，首先应做好清管器速度的计算与跟踪，管道的瞬时流量可以根据下游流量计、管道超声波流量计或储罐液位来核算，并根据跟踪点修正清管器位置。当停球时，要充分考虑停输所用的时间以及停输后管道内油流的惯性导致清管器继续运行的情况^[13]。

2.2.2   氮气流量

氮气流量Q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^[14]：

式中：F为管道内径横截面积，m²；$\bar{p}$为清管器后端的平均压力，MPa；$\bar{v}$为清管器运行平均速度，km/h。

3.   回油过程注意事项

3.1   回油前准备工作

回油前需要掌握的管道资料包括：管道高程、里程、埋深、承压能力、穿跨越情况、结蜡、腐蚀、变形、动火改造及维抢修资料等。需要确定的内容包括：回油方式（正向推球或反向推球）、氮气源类型、氮气用量、氮气注入压力、清管器推进速度及置换原油的回收等。由于置换回油过程为特殊操作，需要制定详细的作业计划与应急预案。

作业前需要完成施工作业坑的开挖、氮气设备的运输、注氮装置的安装、发射机与跟踪器的试验，以及截断阀门的内漏测试与维护保养等。为了防止作业时因刮风、跟踪仪受干扰误报、回油监测点的管道埋深大于接收器的接收范围等因素影响跟球效果，而无法及时准确判断清管器位置，采用在关键跟踪点（如埋深过深、穿越河流位置、管体存在变形位置）管道上方开挖作业坑，直至露出管道，安排人员在坑内跟踪的方式，确保停球位置的准确性。对于管道内检测报告中提及的重点腐蚀区域和管体变形较严重的管段，可能影响清管器的正常通过，应在这些区域设置重点监测点。

若管道结蜡严重，还需发送钢刷清管器对管内壁杂质和蜡进行清管作业，防止杂质影响隔离用清管器的密封情况。

在实施过程中，管道的停输操作是一个关键性因素，当清管器到达需要停球位置前需立即执行停输操作，一旦停输滞后或过早，会造成清管器越过停球点或剩余回油量增加，影响后续改造动火作业。为确保该信息反馈的畅通，在作业前对可能发生的移动手机信号中断、控制室座机掉线等各种因素进行预想和沟通演练。在停输前通过座机、手机及卫星电话3种通讯方式同时联络，确保信息的可靠传输。

3.2   注氮注意事项

由于氮气可使人窒息，在作业现场液氮车与氮气车应按照危化品和压力容器设备管理要求摆放。对于液氮源，接触液氮时应进行多方面的有效防护；注入氮气前应确保氮气注入的连接管道和氮气排放的放空管道牢固，防止氮气压力不稳造成伤害；氮气连接设施要进行试压，还应配备检测仪器，防止氮气泄漏，如试压过程中发现注氮管道有漏点，应等到设备恢复到常温且现场含氧量达标后方可进行紧固或维修，禁止低温状态下拆卸注氮管道^[15]。

注氮过程中，通过氮气注入端的精密压力表、温度计，及时观察氮气注入压力和温度变化情况，防止注入压力超高造成原油管道破裂，氮气注入温度应控制在5~10 ℃，防止注入管道内的氮气温度过低，造成管体温度下降，导致金属材料金相改变而发生焊缝冷脆开裂。管道下游原油注入连通管道上安装超声波流量计，用于计量回油过程中的原油流量。回油过程中与各个监测点保持通讯联络，及时掌握回油清管器的运行位置。

当回油清管器推进至管道末端附近时，应根据现场情况降低氮气的注入压力或停止注入氮气，利用管道内的余压推动回油清管器行进，控制回油清管器推进速度，防止其进入收（发）球筒时瞬间冲击压力过大。当末端接收器报警确认回油清管器进入收（发）球筒后，立即关闭收（发）球筒阀门，对油品与氮气进行有效切割，防止回油氮气进入运行管道或储罐内，对其造成冲击破坏。

3.3   放空管道的设置

回油结束后，应对管道内的氮气与可燃气体混合物进行放空排放。根据GB 50251－2015《输气管道设计规范》，放空管管径一般为干线直径的1/3~1/2，且放空管道应比临近设备、构筑物高出约2 m并固定，因此采用高架式排放管，并设置可靠的防雷静电接地和阻火装置^[16]。

放空排气时气体中掺有大量油雾，排出的油雾落在放空点周围形成污染，增加了后期处置工作。可对放空管安装除液装置，解决排气带出的油雾污染问题^[17]。

3.4   氮气排放注意事项

氮气放空作业时，现场风向、下风向严禁人员活动；检测节流阀门温度，防止温度过低造成冰堵或阀门损坏；对排气现场进行氮气等检测时应全程监护；站场或人口稠密地区的氮气排放管道末端应设置消音器^[18]。

由于排空气体中带有部分油雾，为了确保放空安全，在放空作业前期，应根据阀门前后压差建立流速计算模型，加快放空速度，尽量缩短排放时间^[19-23]。

4.   工程应用

某输油管道动火作业点处于中间清管站至下游阀室的最低点处。采取的回油方式是：在中间站发送清管器到下游阀室前停止并关闭阀室阀门，通过氮气反推清管器进入中间站发球筒。

由管道纵断面（图 2）可知，计算注氮压力时，管道存在翻越点，翻越点与注氮点之间的高程差为95.4 m。

图  2  某输油管道全线纵断面图

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通过计算，所需要推动清管器的氮气压力为1.027 MPa，经现场验证，推动清管器的实际氮气压力为1.05 MPa。在氮气推动清管器回油处置完成后，动火点无余油，达到了理想效果。

5.   结束语

氮气反推清管器回油技术适用于长输管道高程差在200 m左右的管道，清管器可以正向发送，也可以利用双向直板清管器双向发送，根据上下游站场的距离和位置情况，选用高程差较小，且有储罐的站场回油。通过系统排油，缩短了整体工艺处置的时间，在动火施工现场基本无油可收，效果显著，避免了回收油品过程中装车、拉运以及连接临时回注管道的风险。该技术已成功应用于阿拉山口－独山子原油管道、乌石化－王家沟成品油管道、独山子－乌鲁木齐原油管道等作业中。应根据管道的实际情况，综合考虑安全、经济与管道允许停输时间等因素，制定出适合的回油方案。