1、 鸭儿峡油田白垩系油藏地面产能集输系统建设工程鸭西 10 井-鸭西接转站通球清管方案编 制:王艳梅审 核:王 杰批 准：张 毅玉 门 油 田 工 程 建 设 有 限 责 任 公 司2015 年 11 月 3 日1鸭儿峡油田白垩系油藏地面产能集输系统建设工程（鸭西 10 井-鸭西接转站）通球清管方案一、编制依据1、鸭儿峡油田白垩系油藏地面产能集输系统建设工程（鸭西接转站-鸭西 10 井）施工蓝图；2、 非金属管道设计、施工及验收规范第 2 部分SY/T6769.2-2010。3、 非金属管道设计、施工及验收规范第 4 部分SY/T6769.4-2012。4、 油气田集输管道施工技术规范GB508
2、19-2013。二、工程概况鸭儿峡油田白垩系油藏地面产能集输系统建设工程（鸭西 10 井-鸭西接转站） ，主要包括两趟同沟敷设的管线，一条管线为输油管线，DN100 柔性复合管，总长 6600 米；另一条管线为清水管线，DN80 钢骨架塑料复合管，总长 6600 米；阀门池 10 座；安装一套 95KW 油气混输增压撬块及变频柜；配套电气仪表及阀组区工艺管线；土建管够开挖及回填。该项工程目前 6600 米 DN80 钢骨架塑料复合管、6600 米 DN100 柔性复合管试压工作已经完成。DN80 钢骨架塑料复合管剩余工作量为清洗吹扫，柔性复合管剩余工作量为清洗、吹扫、通球试验。其他剩余工作量为
3、鸭西 10 井阀组区工艺管线防腐保温；电气仪表安装调试；管沟回填。三、管线通球、清管应具备的条件1、管道发球装置、阀门池位置分别进行下列检查：1.1、将所有螺栓紧固并进行通球清管前的最后检查。1.2、将发球筒下方排污阀用法兰盲板封闭。1.3、确认管道沿线所有阀门处于开启状态。2、将发球筒进气管接头安装完成；3、将管线末端出球位置正面采用码放尼龙土袋的方法进行缓冲出球冲击力，沟槽上方用尼龙土袋进行覆盖保护，尼龙土袋覆盖尺寸：长度为 2 米，宽度为 2 米， 覆盖高度高于地面 1 米。4、发球筒进气口与打压机连接位置如采用焊接工艺连接，该接口应进行射线探伤，合格后方可进行打压通球工作。2四、管线试
4、压组织机构1、防腐保温队项目部成立管线通球清管工作小组及应急小组，小组中成员由项目负责人、安全员、班组长、管工、焊工等人员组成。管线通球清管总指挥：王晋连1.1、管线通球清管工作小组人员安排组 长：张毅安全员： 任伟巡线人员：田加生 韩建中 胡卫东 丁强 刘昕 栾海龙 黄守斌记录人员：冯中东配合人工：3 人1.2、管线试压应急小组组 长：李润荣焊工队长：张志应急司机：夏长宏2、防腐保温队项目部人员安排2.1、发球装置区域通球、清管负责人： 负责打压机的运行及安全监护。2.2、收球、清管负责人： 负责安全监护。2.3、巡线负责人：田加生负责对各观测点、管道沿线覆土较浅地段的巡查。2.4、应急及配
5、合巡线负责人： 负责管道通球清管过程中的应急并配合 对管道沿线覆土较浅地段的交叉巡查。五、管线通球、清管1、通球扫线推球压力为 6.25MPa6.5MPa。推清管器介质用压缩空气。2、发球装置压力表精度不低于 1 级，量程为 010MPa，表盘直径为 150mm，压力表经校验合格，并且在有效期内，铅封完好。3、清管扫线3.1、先将第一个清管器（球）装入发球桶内，开启清管器后端的第一个阀门，开始进气，推动第一个清管器前行（球） ，各观测点人员随时汇报清管器（球）位置。3.2、第一个清管器（球）到达终点后，开启第二个清管器（球）的进气阀门，推动第二个清管器（球）前行跟踪清管器的位置。3.3、清管时
6、，做好压力记录，在收球处观察变化，清管器（球）正常行走压力为36.25-6.5MPa，当清管器（球）受阻时，可逐步提高进气压力，但最大不应超过 7MPa。3.4、清管时应及时检查清管效果，必须使管内的泥土、杂物清理干净。3.5、若清管器（球）卡阻，找见清管器（球）卡阻的位置，降压后取出，重新连头清扫。4、根据工艺流程，清管器（球）从鸭西 10 井自动发球装置进入管道，在鸭西接转站收球，打压设备放置在鸭西 10 井。六、安全技术措施1、清管、吹扫时吹扫口不能对准人群、高压线，50 米范围内设警戒线，严禁在吹扫口附近路过、逗留、作业，非操作人禁止入内，现场设专人进行巡察。2、参加清管、吹扫人员必须听从指挥，统一步调，设安全员监督、巡查，清管、吹扫、通球前对全体施工人员进行安全技术交底。熟悉操作规程，防止误操作，重要岗位安排专人负责。3、在清管和通球过程中，保持通讯联系畅通，信息传递反馈及时，交通工具准备齐全。4、沿线各阀门均设置方圆 10 米的警戒区域，严禁人员靠近，并派专人进行现场维护。
