多年来。我国第一条长距离输油管线, 克—独管线, 一直处于低效率运行; 虽经采取热洗等措施，但终究末解决管线内壁结蜡的根本问题。近几年来, 随着油田石油产量的提高和原油加工量的增长，该管线的输油量也随之增加。原管线低效率运行状况, 已不能满足生产的要求。为了完成任务, 不得不采用加热、提高运行压力等措施, 造成了大量的能源浪费。为此我们在详细调查、分析、试验的基础上, 于1982年开始了该管线的清管工作，收到了明显的效果。同时也为小口径管道清管技术的扩大应用, 创出了一条新路, 积累了经验。

1.   管绕现状调查及分析

1.1   现状调查

克—独线由两条并行敷设的管线组成, 一条是由ϕ159×6(7、8)与ϕ168×7(8)串联而成, 称为主管, 始建于1958年; 另一条是由ϕ219×8与ϕ273×10串联而成，称为三管，始建于1960年。两条线有中间泵站5座, 有首、末油库2座。由于始建时防腐技术的问题, 管线腐蚀严重, 在1962~1964年进行过大修理。所以两条管线状况极为复杂，而现有资料所剩无凡，要掌握全面的第一手资料，必须作大量、细致、艰苦的现场调查工作。

1.1.1   管线现状

两条管线原设计没有清管流程和设施。干线上在相同位置分别有10座截断阀池，在这些阀池中, 于截断阀两侧分别装有测温孔，放空、排污线以及两干线相互连通管线等。据剖口查看, 这些管线多为插入焊接, 对通球影响很大。两条管线的变径位置没有记载, 为清管增加了难度。

1.1.2   管壁结蜡情况

采用定点剖口检查和清管流程改造时检查两种方式, 进行结蜡情况的调查, 其结果见表 1、表 2。

表  1  主管结蜡情况调查表

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表  2  三管结蜡情况调查表

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1.1.3   结蜡的组成

通过剖口检查, 取出粘在管壁上的结蜡样品进行化验, 其结果见表 3。

表  3  管道结蜡化验结果情况表

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1.1.4   管道运行情况

据运行情况记载, 该管线在投产初4年多的时间内曾输送过原油。自投产到1976年采取加热输送工艺，1976年到现在采取常温输送工艺, 油温在10~40℃范围内, 在此期间每年进行过1~2次的部分管段加热清洗工作。近年来, 除停产检修期外, 三管及主管在首站至三站段全年运行, 而三站至独山子段的主管只是夏季运行, 冬季因结蜡严重自然堵管, 无法运行。

1.2   现状分析

(1)要实现清管, 必须进行大量的技术改造工作，使其工艺流程能满足清管技术的要求。由于各泵站间有变径管段, 清管必须分段进行。根据目前技术状况，应该先易后难, 有步骤地进行。

(2)两条管线结蜡都比较严重，但主管比三管更严重。从化验分析和现场调查情况看, 大部分结蜡比较凇软, 用清管器是可以刮下来的。

(3)根据管线运行情况看，造成管壁结蜡的主要原因是, 该管线所输原油中含有13%~15%的石蜡，在加热输送期间由于出站油温高于析蜡点, 进站油温低于析蜡点, 造成出站段结蜡较轻, ‘而进站段结蜡较厚的状况, 实现常温输送后, 常年在低于析蜡温度以下运行, 而造成全线结蜡。

(4)难度比较大, 存在着工艺流程不完善、结蜡严重、管线为变径管线, 管线上有截断曧和揷入分支线等，这些状况都将影响到清管工作的进行。

从上述情况看, 虽然存在困难, 但通过调查和分析较全面地掌握了第一手资料, 采取有效的措施, 应用清管技术是有保障的。

2.   清管过程和采取的措施

我们对管线现状进行了分析，借鉴了国内外的一些经验，拟定了整个清管方案。从1982年开始了清管技术的应用，历经6年, 取得成功，达到了预期的效果和目的。

2.1   清管过程

清管工作的全过程, 经历了4个阶段。

2.1.1   1982年初1983年底为试验准备阶段

这一阶段的主要工作: 设计并选择了清管器3清管器通过指示器, 梯型螺纹快开盲板, 收发球筒, 改造工艺流程等。对总站至三站段管线进行了技术改造, 其中安装收发球筒4套, 切除及改造干线阀池8座, 以及管壁结蜡情况的进一步调查等。通过这一阶段的工作摸清了该管线的结蜡分布规律, 使其具备了清管器收、发作业的条件, 为下步工作创造了条件。

2.1.2   1982年初~1984年底为试验阶段

本阶段重点是总站至三泵站管段投放清管器, 通过清管, 其效果显著, 管道运行效率大幅度提高, 其中主管由原来的49.4%提高到96.5%三管由原来的91.19%提高到98.7%以上。实践证明, 克—独管线虽然悄况复杂, 清管难度大, 但是经过努力是可以采用清管技术的。从清管效果看，进行的技术改造是成功的。

2.1.3   1984年~1987年为应用准备阶段

本阶段主要对三站至独山子站的干线、阀池进行技术改造, 同时利用克—独线泵站技术改造的机会, 完善了该段管线的清管器收、发系统。

2.1.4   1985年1988年为应用阶段

我们采用边改造边清管的办法, 用4年多的时间完成了主管三站至独山子站、三管五站至独山子站的清管工作。三管三站至五站的两级管线均为DN200和DN250变径管, 因没有成型的变径清管器, 虽然有收、发系统, 也末能投放清管器。在上述工作完成后，克—独线全线大部分管段均进入正常投放清管器的工作, 以保持管线在高效率状态下运行。

2.2   清管措施与经验

在6年多的清管技术应用工作中, 走过不少的弯路, 既有成功的经验, 也有失败的教训。针对当时出现的问题, 我们采取了有效的措施。

2.2.1   对干线上三通等进行特殊处理

对于原设计没有清管器收发系统的管线增设了收发系统。干线上清管器要经过的三通, 也必须进行特殊处理, 如加装档条, 异径三通加筛管等, DN50以下的三通可以不做处理。另外, 收球筒中要有容下清管器的鼠笼, 防止蜡集中后使筒上三通挡条损坏, 清管器进泵或进罐, 特别是小管线易出现类似问题。

2.2.2   认真笄选清管器

在整个清管过程中，我们曾用过7种型号、不同规格的清管器, 根据现状情况及其功能进行选择使用。

2.3.3   对结蝔严重的小口径管线进行清管工作的措施

我们采用4种措施：①投球排蜡，②热洗, ③从小到大投放清管器, ④综合措施。

对于主管一般结蜡厚度小于5mm时, 可直接从小到大投放清管器, 结蜡厚度在10mm以下时, 采用短期正、反热洗25km左右, 然后由小到大投放清管器, 结蜡厚度在10~20mm时，分段(10km左右)热洗后，再由小到大投放清管器, 结蜡厚度在20mm以上时, 采用投放小直径清管器, 遇阻后根据情况逐段开孔排蜡，接着再采取分段正、反热洗, 投放清管器的方法。从实际情况看, 这几种措施行之有效。以上的结蜡厚度是根据实测参数反算的平均结蜡厚度。

对于三管，一般结蜡厚度小于10mm时, 可直接从小到大投放清管器。

上述投放清管器的间隔时间, 一般以不超过24小时为宜, 连续投放的间隔时间, 一般以接收作业时间和集中蜡段不影响运行沗的运行两个因素来确定, 主、三管均为8小时左右。

2.4.4   正常投放时间的确定

主要根据原油含蜡量多少、结蜡速度、管道直径以及经济运行状况来确定, 根据实测, 主、三管正常投放清管器的时间为一周左右。

经过6年多的艰苦工作, 采用上述方法, 除三管三站~五站段没有彻底清管外，其余管段均应用了清管技术, 效果很显著。

3.   清管效果

由于克—独管线一直处于满负荷运行, 直接测试、计算出准确节能效果是比较困难的。因此, 只能从以下几方面综合地评价。

3.1   节能效果

从清管前后，运行情况进行对比，按不变输量, 计算出节能效果如下、节电37.6×10⁴kW·h/a, 节约柴油521.25t/a, 节约原油721t/a, 三项合计折合标准煤1 941.44t/a。

3.2   恢复了该管线的输油能力

清管后的输油能力有了较大幅度的提高, 基本上达到了原设计水平, 增加输油量30×10⁴t/a左右(见表 4)。该管线清管率(清管长度与总长度之比)达到了81.21%。

表  4  管线清管前后效果对比表

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3.3   经济效果

根据管线清管前后的情况进行综合测算, 即节能、增加输量、推迟该线改造期的节约资金，扣除成本费(即改造费、清管费)，每年可为国家节约150万元，取得较大的经济效益。

3.4   杜会效果

清管技术的应用, 提高了我国第一条长距离输油管线技术管理水平, 使该管线焕发出“青春年华”。另外, 满足了油田上产和独山子炼油厂增加处理量的需要, 对于繁荣新疆经济, 做出了应有的贡献。