清管是管道建设和运行中的重要程序。国内管道清管问题是清管效果不理想，未制定专门清管技术标准。分别从清管器类型、清管器选型依据、清管质量控制、清管周期、清管器速度控制、清管器跟踪、清管器卡阻以及清管安全措施等方面，介绍了国外管道清管技术新进展，包括应用凝胶-机械式清管器，研发适用于长距离站间距的清管器，基于旁通阀调速机理的清管器实时控制等。

清管是管道建设和运行中的一项重要工作，对于保证管道安全、降低管道能耗具有重要意义。国内管道清管主要问题是效果不理想，特别是大落差管道；清管器跟踪预测精度低，发生清管器卡阻等问题。目前国内尚未制定专门的清管技术标准，现行的行业标准SY/T 5922-2012《天然气管道运行规范》和SY/T 5536-2004《原油管道运行规程》侧重于制定清管方案和清管安全措施，缺少管道清管技术要求，不能完全指导管道清管作业。本文介绍了国内外管道清管技术新进展，以及俄罗斯管道清管标准的先进理念。借鉴国外管道清管技术先进性，对于提高我国管道清管技术水平以及制定清管标准规范具有重要意义。

1 清管器类型

国内外广泛应用的管道清管器类型包括清管球、聚氨酯泡沫清管器、机械清管器、测径清管器、智能清管器（漏磁检测清管器）和凝胶清管器等。

1.1 清管球

清管球为橡胶材质，通过控制注水量控制清管球过盈量。清管球主要清除管内积液和分隔介质， 清除块状物能力较差。

1.2 聚氨酯泡沫清管器

聚氨酯泡沫清管器具有较高的弹性和韧性，最大变形量大于50%，通过能力强，如卡堵可利用高变形性通过。泡沫清管器适用于清除带内涂层的管道；缺点是一次性使用，运行距离短，清除杂物能力一般。

1.3 机械清管器

机械清管器不仅能清除积液，还能清除固体杂质，并可安装钢刷或刮板增强清管效果。使用寿命长，可运行800～1000km，可安装跟踪仪、测径板和磁铁等；缺点是通过性差，不适用于多弯头、阀门和存在较大变形的管道。机械清管器主要是碟型皮碗清管器和双向直板清管器。

1.4 测径清管器

测径清管器用于测量管道椭圆度、凹凸不平度和焊缝焊透性，可提供管道初始状况的基础数据。

1.5 智能清管器

智能清管器可采集管道数据信息包括：

（1）管道变形缺陷测量，包括管道凹痕、皱褶、椭圆度和弯曲度等；

（2）管道局部金属损失量、蜡层厚度以及腐蚀程度；

（3）管道裂纹缺陷。

1.6 凝胶清管器

凝胶清管器在俄罗斯和北美管道公司有应用案例，可用于沉积物清除、成品油顺序输送界面隔离、管道投产阶段油、（气）水隔离等，适用于各种直径管道，具有良好密封性和弹性变形，可吸附大量碎屑而不堵塞管道。凝胶清管器参数公开文献较少，俄罗斯标准РД 153-39.4p-118-2002《现役干线石油管道线路压力试验规程》推荐使用凝胶（溶剂）-机械隔离式清管器，规定了凝胶制作工艺和注入管道方法等，溶剂是汽油和二乙烯乙醇混合液。

2 清管器选型依据

油气管道发展趋势是大口径、高压力和高等级钢材，对清管器的需求是耐高压、耐磨损、稳定运行、自解堵、适合于不同管径和功能多样化，特别是适应长距离站间距清管要求，例如中亚天然气管道全长1833km，管径1067mm，设计压力9.81MPa， 设计输量300亿m3/a，清管站间距最大为250km。俄罗斯标准РД-16.01-74.20.00-КТН-058-1-2005《东西伯利亚-太平洋干线输油管道设计与施工专用标准》规定输油管道干线清管站距离不超过280km。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等。

3 新建管道清管质量控制

国内新建管道清管主要问题是清管效果不理想，特别是山区大落差管道，管道低点位置积液不能完全清除。针对清管质量控制措施，国内标准较简略，例如GB 50251-2003《输气管道工程设计规范》规定新建管道试压前应至少进行2次清管；GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》规定管道清管业以管道末端不排出杂质为验收合格。实践证明，新建管道普遍存在较多施工垃圾和积液，应尽可能进行多次清管以保证质量。

俄罗斯标准在新建管道清管质量控制方面有相应做法，具有借鉴意义，例如俄罗斯标准ОР- 16.01-60.30.00-КТН-2004《石油管道建筑安装工程竣工后清管和以及强度和密封性试验以及强度、密封性试验》规定新建管道在发送第一个清管器前， 应向管道注入0.1%管段体积的水，以便湿润和冲刷污染物，应通过过滤器进行注水，防止泥沙进入管道；新建管道清管分段清管，管段长度不应超过40km；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，才视为清管质量合格。

4 运行管道清管周期

频繁的清管作业会导致不必要的经济浪费，并对管道运行造成影响，确定合理的清管周期，特别是针对输气管道，尤为必要。

4.1 原油管道

行业标准SY/T 5536-2004《原油管道运行规程》规定管道输送效率小于95%应清管。输送效率指管道实际输量与计算输量的比值，依据输送效率确定进行清管具有局限性，国内原油管道由于油源规划调整等原因，普遍存在低输量运行的情形，管道结蜡严重。文献建立了含蜡原油管道具有普适性结蜡预测模型，并指出由于结蜡层保温作用，原油管道存在经济清管周期。建议含蜡原油管道应考虑管道结蜡状况、管道能耗状况以及管道低输量运行安全性等因素，确定经济清管周期。

俄罗斯标准РД 153-39.4-056-2000《干线输油管道运行技术规程》规定根据油品物性和管道运行状况确定清管周期，每季度清管作业不少于1次。如每季度内管道输送能力下降3%及以上时，应进行紧急清管。上述规定适用于输送轻质原油的管道，原油粘度小，由于管道结蜡导致摩阻和压力变化灵敏且线性度高。建议轻质油品管道应根据管道运行特性制定计划性清管周期和特殊工况条件下的紧急清管。

4.2 天然气管道

行业标准SY/T 5922-2012《天然气管道运行规范》规定天然气管道应根据气质质量、管道输送效率和运行压力确定合理的清管周期，管道输送效率小于95%时宜进行清管。管道输送效率指实际输气量与设计输气量的比值，国内输气管道由于气田阶段投产产量限制等原因，很多管道实际输量低于设计输量，以输气效率作为清管周期的依据是不可靠的。调研美国Alliance管道、Rockies Express管道、Alaska NG 管道、Texas Eastern Transmission Corp管道以及俄罗斯西西伯利亚输气管道系统，上述天然气管道均无固定清管周期，清管周期普遍较长，一般为3～5年，最短清管周期也在1年左右。因此针对在役运行天然气管道，不建议进行周期性清管， 天然气管道应根据气体质量监测结果，确定合理经济的清管周期。目前普遍认可的天然气管道清管周期确定方法是综合分析多项管道运行参数和技术指标，包括：

（ 1 ） 根据美国天然气管道完整性管理标准ASME B31.8S-2014《天然气管道的完整性管理系统》规定，管道内检测周期一般为5年，内检测前应进行清管，从标准规范角度可认定，输气管道清管周期最大值等于管道内检测周期；

（2）天然气管道运行过程中过滤器、分离器需定期排污，在管道不同服役期，排污类型和数量有一定规律性，管道投产初期如试压干燥不彻底，可能出现水或液态烃；管道稳定运行期，若管道干燥则排出黑色粉末杂质；管道服役后期，一般腐蚀情况比较严重，腐蚀产物含量较多；记录并掌握管道排污规律是判断输气管道清管的重要依据；

（3）管道中含水或液态烃，可通过监测分析管道运行参数确定管道中是否含有积液量，利用管道进出站温度和沿线水露点等监测参数，通过Mcketta-Wehe计算法计算管道最大允许积液量，国外管道石油公司以管道内积液量不超过下游液体捕集器处理能力为准则，确定是否进行清管；

（4）定义相对输气效率，即管道实际输气效率与管道上一次清管后的输气效率的比值，该值可反映初始输气效率偏低的管道的真实输送情况，例如实际应用中可将是否小于90%作为判断是否需要清管的条件；

（5）管道始末端压差梯度，清管结束后视为管道原始摩阻压差梯度，管道实际运行压差梯度超过管道原始摩阻梯度的一定程度时，管道应进行清管作业。对于长距离大管径管道，如输气量偏低，及时管道内积液量较多，管道始末端压差梯度变化也不会太大。因此可将管道压降的非正常因素导致的急剧变化作为清管的预警信号。

5 清管器速度控制和预测技术

我国在“ 十三五” 期间建成了西气东输、陕京四线、川气东送等大型天然气管道工程， 这类管道具有大管径（1016～1219mm）、运行压力高（10～12MPa）和流速快（10～20m/s）特点，存在清管器速度过快且不稳定的问题，例如西气东输管道运行压力约10MPa，清管器运行速度可达10m/s， 甚至接近20m/s。

清管器运行速度过快的危害是：

（1）清管效果差。清管器前后发生窜漏气，不能完全清除杂质；

（2）高速清管器携带机械杂质的摩擦作用，可能破坏管道内涂层；

（3）清管器高速运行对弯头和收球筒产生巨大冲击，造成安全隐患；

（4）清管器速度过高造成清管器机械损伤，螺栓松动、皮碗或直板脱落，甚至骨架断裂。

5.1 国内清管器速度控制技术

传统简单的清管器速度控制方法是控制清管器前后压差，例如机械清管器皮碗上钻泄流孔调节清管器泄流量，但该方法对清管器速度控制作用有限。耿岱等提出了速度可控清管器设计方案，由普通清管器、电子仓、信息轮、电机仓、直流伺服电机、转阀、旁通壳体电机仓等组成，但未进行工业管道现场试验。国内天然气管道清管器速度控制主要基于调整输气量控制管道流速，工艺措施包括控制上游来气压力、协调下游接气量、用户供气方式调整等，但由于管道瞬时气量不稳定、清管器运行特性和泄流孔作用等，该方法存在调速滞后、误差大等缺点。

5.2 国外清管器速度控制技术现状

国内管道行业尚不能完全对清管器实时运行速度进行精确控制。国外管道机构研制了可控制清管器速度的旁通阀调速装置，并进行了工业管道试验，例如韩国Nguyen研究了旁通孔流速与清管器运行速度的关系，在KOGAS输气管道进行试验，验证了含旁通孔清管器的速度预测方法的可靠性。俄罗斯Podgobunskikh研制了基于旁通阀的调速管道内检测器。英国BJ、德国Rosen、美国GE-PII公司和Tuboscope公司已有成熟的调速清管器产品，成立了全球性管道行业协会-管道技术与服务协会（PPSA， Pigging Products and Service Association），致力于提供专业的管道可调速清管作业和管道内检测服务。

5.3 清管器进收球筒速度控制技术

为避免高速清管器对收球筒设施的冲击隐患， 应严格控制清管器进收球筒前的速度。传统方法是在清管器距接受站约1km关闭进站阀，减缓清管器进筒速度，缺点是管道振动大、存在气流颤动，需预备废弃轮胎作为缓冲物。国外管道在设计阶段考虑了管道末端清管器速度控制问题，管道进站阀后安装一个旋塞阀，通过调节旋塞阀开度控制清管器运行速度。近年来国内西气东输管道应用了“二次收球”方法，即在发清管器前，接受站场导通收球流程，但不完全关闭进站阀（进站阀关度范围为35%～50%），待清管器通过进站三通，释放前后背压而减速；缓慢关闭进站阀并调节其开度，缓慢推动清管器进入收球筒。“二次收球”方法可部分改善了接收清管器的安全性，但对于新建管道可能造成管道清管杂质进入站内管线的问题。

6 清管器跟踪定位技术

国内还没有适用于天然气管道清管过程模拟的成熟软件产品，天然气管道清管器跟踪定位主要依靠定点监听和计算预测，可能导致丢球，或者收球流程切换不及时导致污物进入站内管道的事故。

定点监听一般做法是在清管管段的线路阀室设置监听点，另外至少设置2个监听点，原则上在发球站出站500～1000m处，另一个设置在收球站进站前1000～2000m处，此外在隧道、穿越点设置临时监听点。

俄罗斯标准ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004规定清管器跟踪由专业承包商负责，专业承包商数量与清管管段长度相关（小于2km，1支承包商；2～12km，2支；12～24km，3支；24～40km，4 支）。此外在下列位置也设置监测点，例如线路截断阀；与干线管道不小于70%夹角的支线管道连接处；与干线管道夹角45的弯管处。俄罗斯重视清管器跟踪作业，由专业承包商负责，监测点设置位置、间距等要求相对国内标准更为严格细致，具有借鉴意义。

7 清管器卡堵预防和处置

管道清管作业最大的风险因素是清管器卡堵。国外预防清管器卡堵的方法是研制自解堵型清管器，在运行过程中识别前方蜡沉积物的数量和结构强度， 超过设定的临界强度值， 剪切装置感应启动，破坏蜡晶结构，防止蜡沉积物堆积导致清管器卡堵。国内管道实践表明，清管器卡堵的主要原因是管道变形、弯头半径小于清管器允许通过的最小半径、管道内水和污物过多、三通设计不合理等。

8 清管安全措施

国内管道行业针对天然气管道清管中的风险因素，包括清管器卡堵、盲板打开、阀门泄漏、硫化物自燃、可燃气体爆炸和环境污染等，提出了预防措施。针对清管作业安全措施，国内标准较简略。例如GB 50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》侧重于编制施工方案和人员医疗救护。俄罗斯标准ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004规定应考虑高速运行的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，其覆盖范围是清管器沿运行方向60°夹角覆盖范围，原油和天然气管道清管作业危险区域为从管道轴线至两侧25m范围。建议在清管器跟踪预测到达指定地点时，划定禁止进入清管器文献区域的范围，对于保证清管器跟踪人员安全具有重要意义。

9 结论

国外管道清管技术的先进性表现在以下几个方面：

（1）清管器发展趋势是应用于管道全生命周期阶段， 涵盖新建管道、运行管道和管道报废等阶段，清管器功能包括油（气）水隔离、清扫、干燥，以及用于管道腐蚀、变形、裂纹缺陷的监测评价等；

（2）管道清管技术新进展包括应用新型凝胶- 机械式清管器；研制适用于长距离站间距、大功率的清管器；基于旁通阀调速机理实现清管器实时运行速度控制和预测等；

（3）俄罗斯管道清管标准先进性包括新建管道严格控制清管次数、水和泥沙含量等质量措施， 原油管道即有定期计划性清管作业，也有根据输送能力下降的紧急清管方案；专业化清管器跟踪服务商，在阀室、分输/注入管线、穿跨越处设置监测， 以及划定禁止人员进入的清管作业安全区域等。