油气管道清管作业控制

一、清管作业的区域
国内研究者针对气管道清管过程中的风险，包括清管器卡堵和串气、盲板操作风险、阀门泄漏、硫化物自燃、气爆炸和环境污染等，提出了应对措施。针对清管作业措施，国内标准为原则性规定，例如GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》规定管道在清管施工前，应编制施工方案，制定措施，并充分考虑施工人员及附近公众与设施的。清管作业应统一指挥，并配备的交通工具、通信及救护设备。
俄罗斯标准OP-16.01-60.30.00-KTH-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，原油和气管道清管作业危险区域为从管道轴线至两侧25m范围；俄罗斯标准CП111-34-19%《气管道清管和试压》规定气管道清管作业时，所有人员、车辆、机械和设备应位于保护区范围之外，管径1420mm的埋地气管道清管作业保护区为管道轴线至两侧25m范围。两项俄罗斯标准规定相同，从字面意义理解，不锈钢弯头管道清管参数测试应进行远控，具有借鉴意义。
二、清管器跟踪定位
气管道清管过程中对清管器跟踪定位，掌握清管器到达管道沿线站场的时间，可以确定清管站收球流程的切换时间。目前缺乏适用于长输气管道清管过程模拟的成熟软件技术，主要依靠定点监听和人员经验判断，可能导致丢球、或者收球工艺流程切换不及时以及导致污物进人站内管道的事故。
针对清管器跟踪监测，SY/T5922-2012《气管道运行规范》规定气管道在线路阀室、穿跨越点设置清管器监听点。国内清管器跟踪定点监听的做法是，在清管管段全部阀室设置监听点，此外至少设置2个监听坑，原则是个设置在发球站场出站500~1000m处，个设置在收球站场进站前1000~2000m处，在隧道、穿越点设置临时监听坑。在监听点利用木改锥接触管壁进行监听，传递清管器位置信息。
俄罗斯标准OP-16.01-60.30.00-KTH-2004规定清管器跟踪由配备低频声学定位仪的承包商负责，监测点的数量与管段长度相关(2km以内，l支；2~12km，2支；12~24km，3支；24~40km，4支)。接受清管器发送信号的监测点设置在管道轴线上方，间距不超过1km，此外，以下位置也应设置监测点，包括线路截断阀；干线管道与不小于70%干线管道直径的支线管道的节点；与水平方向夹角45°的干线管道弯管处。俄罗斯标准重视清管器跟踪，由承包商负责，监测点设置位置、间距等要求相对国内标准严格细致，还要求在管道支线节点、弯管处设置监测点，具有借鉴意义。
随着清管器技术的发展，清管适用于不锈钢管件管道全生命周期各个阶段，涵盖新建管道、运行管道和管道报废等，清管功能除管道内介质隔离、清扫、干燥以外，还包括管道腐蚀、变形、裂纹缺陷的监测和评价等。管道清管包括应用凝胶(溶剂)一机械隔离式清管器，适用于长距离站间距、多功能、高性的清管器，旁通阀调速装置控制清管器的实时速度。管道清管技术标准的性表现在新建管道清管质量控制措施，在役原油管道基于输送能力下降的紧急清管方法，化清管器跟踪定位服务商，以及划定清管作业区域等。