摘要：长输原油管道作为线性工程，途经区域除农田林地外，还包括人员活动频繁区域、环境敏感区域等。当长输原油管道因本体质量、腐蚀程度、外部破坏和功能消失等原因不再继续运行时，不可避免地会进行停运报废处置。并且随着地方经济活动逐渐频繁，长输原油管道为支持地方建设需要进行迁改，产生的旧管道同样需要进行报废处置，因此做好长输原油管道报废处置是非常重要的。文章以长输原油管道的报废处置为研究对象，重点从处置方式、处置流程和处置技术措施进行说明，从而为原油管道报废处置提供一定的参考思路。

　　关键词：原油管道；报废；清洗；封存

　　0引言

　　以1970年8月3日的“八三”管道工程为标志，国内长输油气管道至今已经历了数次建设高峰期。截至2022年底，我国长输油气管网总里程约18万km。其中原油管道2.8万km，成品油管道3.2万km，天然气管道12万km[1]。查阅资料，不难发现，国内不少长输原油管道自投产至今已运行超过30年，有的已经超过40年。长输油气管道并非能够永久使用，当管道需要进行报废时，从安全和环保的角度出发，做好报废管道的处置工作意义重大。

　　考虑到天然气管道和成品油管道管输介质的特性，管道报废后较易通过氮气吹扫和清管器清理等组合方式进行处置[2-3]，因此本文重点围绕原油管道的报废处置进行探讨。

　　1管道报废的主要缘由

　　1.1评价判定不允许使用

　　当原油管道经过合理使用评价且评价结论是不允许使用时；因自然灾害等不可抗拒因素、事故或者人为破坏，遭受严重损害无修复价值时；因途经区域环境发生变化，不能或永久不再使用时；因国家法律法规不再允许继续使用时，这些管道将会停运并进行报废。

　　少数长输原油管道受到早期施工技术和管材质量的限制，管道本体存在制造缺陷；或因早期管理不善存在大量的占压隐患；或在使用过程中发生过较多的安全事件。当维修维护成本远高于运行效益、存在较大的安全风险时，这些管道同样需要进行停运并进行报废处置。

　　1.2管道功能被替代

　　在设计初期，长输原油管道需要根据上游油源的供给能力和下游服务炼化企业的加工及可实现规划能力进行综合选定管输量。当炼化企业进行产业调整加工能力扩大，现有原油管道管输能力不能满足生产需求，经过综合判定，新建一条长输原油管道进行配套时，这样现有原油管道的功能就被替代。如果上游资源枯竭，或者下游炼化企业或因产能转移进行整体搬迁，或因合作意向消失，那么现有管道的管输功能也相应消失。当这类管道无法实现功能转化或者确定新的合作市场时，同样面临着管道报废的情况。

　　1.3管道局部迁改

　　随着我国经济的快速发展，许多地市、县区新规划的产业区、居民居住区从城市中心向外扩展，一些高速铁路和高速公路的新建扩建工程也越来越多，随之而来的是部分已建长输原油管道的路由或不可避免地与这些新规划区域发生重叠，或因间距减少形成新高后果区。为支持城市发展建设，同时为保证管道运行安全、避免新增人口密集型高后果区，已建长输原油管道往往会进行迁改。同时，一些管道因建设期局部埋深严重不足或受到洪水、泥石流、山体滑坡、地面塌陷等地质灾害影响，局部管道不再满足安全运行条件。如不具备原位保护的条件时，管道企业会进行局部管道的迁改。在迁改完成后，遗留的旧管道不再承担输油任务，需要进行报废处置。

　　2报废原油管道常见的处置方式

　　无论是整体报废的原油管道还是因迁改遗留的废弃段管道，如若不采取妥善的处理措施，一旦原油管道发生腐蚀或者外部破坏，或会造成地面坍塌，或会造成管道内部残留物流出，会对管道周边居民生活造成影响、对环境造成破坏，对管道企业也会造成不良影响和经济处罚。所以，做好报废原油管道的科学处置尤为重要。

　　长输原油管道进行报废后，需要及时进行无害化处置。目前国际上还没有针对陆上油气管道废弃的通用做法，一般采取对管道内的残余油品、管壁结蜡进行清洗，再用惰性气体吹扫封存[4]。根据SY/T 7413—2018《报废油气长输管道处置技术规范》的相关规定，对于报废管道，常用的处置方式包括拆除和就地弃置两种方法。一般在拆除之前采用通球扫线、蒸汽吹扫或化学清洗等方法进行残留物清理，达到内壁无油无蜡、无积液、可燃气体监测满足火焰切割的洁净程度后进行切割拆除，而就地弃置也会将残留物清理至规定要求后进行分段隔离或注浆填充。

　　3报废管道的处置流程

　　一般而言，长输原油管道一般从几十千米到数千千米不等，所以管道企业在决策整条长输原油管道报废前，会先对管道进行停运，然后进行介质置换。经过综合研判、确需进行报废处置后，管道企业会下达关于管道报废的相关决策，组织进行报废管道处置方案的编制、审批和备案，选择具备资质和施工能力的单位进行处置施工，完成施工竣工验收后，就管道报废事宜完成地方备案工作。而长输原油管道进行局部迁改时，一般需要完成新建管道的施工，根据生产实际采用停输或者不停输封堵的方式进行新旧管道连头，局部剩下的旧管道随即报废，在完成管内原油转运后，也会按照报废管道处置方案进行处置。

　　3.1企业决策

　　管道企业决策整条管道报废，通常需要生产部门、市场部门、财务部门等共同参与研判，以及管道企业党组审批。管道企业决策管道报废相关的相关材料，需体现管道企业决定对管道进行报废处理的意见，可以是决定、汇报、批文、通知、说明等正式文件。

　　3.2介质置换

　　原油管道停运后，管道内部的原油需要及时进行转移。一般选择通过前部加装隔离球的方式，利用外部压力将停运管道内的原油置换为水或者氮气等气体如图1所示。考虑到原油不溶于水的特性，目前从环保和安全角度出发，置换介质往往使用氮气或者其他惰性气体。

　　3.3报废管道处置方案

　　报废管道处置方案应综合考虑国内法律法规、标准规范、安全环保、土地规划、处置成本等因素，一般包括处置工程概况、报废处置依据、处置方式确定、处置技术要求、风险管控措施、HSE管理、施工组织及进度和费用概算等内容。

　　4报废管道处置主要环节

　　4.1管道清洗

　　长输原油管道的报废处置，要先从管道内残留物的清理开始。这些残留物一般为油蜡、杂质和其他污染物，根据管输油品的不同，残留物的数量也不同，管壁内结蜡厚度也不同。残留物通过物理清理、化学清洗或者两者组合清洗完成后，将会进行管道报废的后续处置工作。

　　一般来说，不是所有的原油管道都能够长距离、一次性完成清洗工作，许多原油管道都是采用多段式清洗的方式。需要注意的是，虽然规范规定清洗管内残留物时的管道压力不应超过该管道停输前的最大运行压力，但在处置方案编制时，要充分结合管道最近一次内外检测情况、管道内部结蜡情况、管道周边高后果区(尤其是人口密集型)分布情况、管道穿越大中型水体情况、是否存在连续弯头、局部变形点、局部严重减薄点、外接金属物焊接点、阴极保护不足管段等情况，对特殊管段实施分段清洗，合理设置介质推扫压力，防止一旦发生清管器卡阻或介质泄漏时，因压力过高发生事故事件。并且在清管器上要牢固安装信号发射机，一旦发生卡阻，不要急速升压，要在安全压力值内尽量通过多次小规模“升压—稳压—再升压”的方式来推动清管器前进。如不能有效解决，要及时进行泄压，根据清管器信号所在位置，采用局部断管取球的方式进行解决。

　　在物理清洗时，清管器在管道内的运动会与管壁发生摩擦产生阻力，由于清管器后端有氮气压力推动，所以清管器后端压力会大于前端压力，保证正常状态下清管器顺利前进。管道内残余的液体和固体的可压缩性远小于气体，因此管线前端的油泥混合物在受压的情况下不会大量溢出到清管球后端。并且在压力差的作用下，后端的氮气会有一部分流动到清管器前端，进一步降低清管作业危险性。物理清洗的状态示意图如图2和图3所示。

　　为保证安全，物理清洗的第一遍清管通常是在油泥量较大的情况，一般采用过盈量较小的3%双皮碗清管球，提高清管球的通过性。在清管过程中，要密切注意压力变化情况，遇到憋压情况要及时排查。根据清扫出的油泥和打蜡点的取样情况，研判是否需要继续进行第二遍清管。第二遍清管通常可采用过盈量较大的5%四伞皮碗清管球，通过两遍物理清洗，可以最大程度保证管内油蜡的清洁程度。

　　由于物理清洗无法完全清除原油管道内残留的油蜡，通常还需继续进行蒸汽吹扫或者化学清洗。化学清洗是利用化学方法及化学药剂达到清洗设备目的，通常是在组合清管器间添加化学清洗剂和冲洗用水，形成“列车组合”的方式进行管道清洗。若一次清洗仍然无法达到清洗标准，通常会进行多次清理或更换清洗剂进行再次清洗，直至管内残留物清洗干净。具体过程如图4所示。

　　验证残留物清洗效果，一般是在管道的两端或者低点进行切管抽检，当各处抽检点管道内壁达到无油无蜡、无附着物、无积液、可燃气体检测满足火焰切割条件，即为合格。抽检管段的现场影像记录要做好留存，以备后期检查。

　　值得注意的是，管道清洗过程中产生的废弃物主要为油蜡、含油污水和与油蜡反应后的化学清洗剂，这些废弃物不得随意处置，应按照相关法律法规要求，由具备资质的危废处理单位负责收集、运输及处理，并做好过程资料留存。

　　4.2管道拆除

　　考虑到长输原油管道埋地敷设的特点，管道拆除需要进行土方开挖、管道切割、管材吊装、管材运输、原土回填等环节。在实际施工时，需要进行施工作业带征地，部分交通不便的地段需修筑施工便道，管沟内原有水工构筑物也需要进行拆除。并且在管道拆除后，需额外购置土方，用作对原管道占用体积的补充，并且在回填过程中需要平整地表，做好地貌恢复。

　　综合来看，管道拆除的成本较高，并且在施工受限段难以进行施工拆除，因此管道拆除在长输原油管道报废处置方式中整体采用较少，通常在局部改线段或者应拆宜拆管段中实施。地上管段及附属设施和裸露管段应拆除，土地纳入地方政府规划且有明确拆除需求的管段、位于国家基本农田的管段、环境和生态敏感区域的陆地部分管段等管段宜进行拆除。

　　4.3管道封存

　　管道封存是管道报废处置最常用的方式，常见的有注氮封存和注浆封存。

　　注氮封存即在管道内注入氮气进行封存。管道清管结束后，如是整段管段，则在上下游输油站内选择合适点位作为氮气注入口和排气口；如是分段管段，拆除临时收发球装置，在阀门外侧安装盲板，盲板上预留压力表及氮气注入口和排气口。通过氮气注入口注入纯度不低于98%的氮气，在排气口做好气体采样，当间隔时间超过5 min、连续3次的采样气体含氧量小于2%时，即满足注氮浓度要求。此时关闭氮气排气孔，继续在注入口注入氮气。当氮气压力达到微正压(一般为0.1 MPa)或达到封存方案设计要求数值时，停止注入氮气，稳压24 h后检测管内压降不超过0.1%，完成管道封存。注氮封存的成本相较于管道注氮成本较低，一般应用较为普遍。考虑到注氮泄漏可能造成周边人员发生窒息事故，近年来，部分管道选用干空气作为封存气体[5]。

　　注浆封存通常用于直埋(非定向钻)方式穿越公路、铁路和水体等处的管段、建构筑物占压的管段和塌陷后可能引发严重后果的管段，现在对位于人员密集型高后果区和环境敏感区的管段也选择注浆封存。管道注浆封存应符合以下要求：(1)填充率不小于93%，填充率通过管道填充度和结石率指标的控制进行保障；(2)注浆浆液应在30 d内完全固化；(3)注浆浆液的结石强度不宜过高，但也应不低于管道所在位置土体的强度；(4)注浆浆液应当无毒、无害、无辐射[6]。为保证注浆封存效果，注浆点通常选择在高程较低的一端设置，出浆点选择在高程较高的一端设置，并且在高点设置排气口用以验证注浆效果。需要注意的是，施工场地尽可能平整，合理布置储浆池、注浆及排浆作业坑槽等场地，做好浆液防渗和防溢措施，注浆过程中做好巡护，发现浆液渗漏立即停止作业。注浆完毕后应及时清理现场，防止污染环境。

　　5结语

　　长输原油管道的报废处置不要选用模式单一的整体化处置方式，应从安全和环保的角度出发，对管道途经区域的地形地貌、环境保护、人员活动、地方规划以及处置经济成本等方面综合考虑，分成若干段分别选用最为合适的处置方式。

　　管道企业要严格审核报废管道处置方案，严格做好处置施工监督管理，从而最大限度地减少报废管道处置对人员和环境的影响。同时，建议管道企业对已封存段管道，根据管道管理情况，制定管理方案，做好管道巡护，对发现的安全隐患及时处理，避免造成不良后果。

　　参考文献：

　　[1]齐慧.油气管网将全面实现互联互通[N].经济日报，2023-04-04(6).

　　[2]杨莹，宋业恒，秦毓辰，等.废油气管道无害化处理技术现状综述[J].炼油技术与工程，2018，48(2)：1-5.

　　[3]曲晶瑀，吴延泽，李春波，等.氮气推球吹扫在管道封闭中的应用[J].天然气与石油，2017，35(3)：6-9.

　　[4]曹国民.长输原油管道注氮封存技术应用实例[J].管道保护，2023(5)：46-48.

　　[5]罗扬，王文友，杨林，等.浅析油气长输管道报废处置技术要求[J].天然气与石油，2022，40(6)：8-14.

　　[6]国家能源局.报废油气长输管道处置技术规范：SY/T 7413—2018[S].北京：国家能源局，2018.