一、差异分析
1.清管方式
俄罗斯标准Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ规定管道清管有4种方式：可分离式清管器、不使用可分离式清管器(高速液流冲洗/高速气流吹扫)、拉伸式清管装置和液体置换。直径大于219mm的管道应使用可分离式清管器；直径小于219mm的管道，当曲率半径小于5倍管径或者清管长度小于1km时，可不使用可分离式清管器，但采用高速气流吹扫的管段长度不超过5km；拉伸式清管装置是指借助拖动推杆移动清管器，以及利用内部或外部定心定置装置进行清管；液体置换是指管道试压后利用高速液流排出污染物的方式进行清管。为提高清管质量，减少油-水混合悬浮液体积，还使用凝胶-溶剂式机械分离清管器，溶剂是汽油或二乙烯乙醇（图1）。相对于我国管道清管使用清管球(器)，俄罗斯管道清管装置和清管方式更为多样化。
关于清管器允许通过的曲率半径，中国和俄罗斯标准基本相近。GB50369规定清管器应能适应管道弯管的曲率半径；Q/SY1059规定清管器可以通过曲率半径为清管器直径5倍的弯管。俄罗斯标准Ⅱ规定当曲率半径小于5倍管径时，可不使用可分离式清管器。
2.清管器运行速度
俄罗斯标准Ⅰ、Ⅱ和Ⅴ规定可分离式清管器运行速度不应小于1km/h，不使用可分离式清管器，由液体流动速度保证清管质量，液体流动速度不应小于5km/h。Q/SY1059规定原油清管器运行速度宜控制在3～6km/h；SY/T5922规定天然气管道清管器运行速度一般宜控制在3.5～5m/s(12～18km/h)；关于清管器运行速度和管道吹扫速度，中国标准更为严格。
3.清管周期国
内标准针对“清管周期”的要求比较简略，缺乏定量要求，不能全面指导实际生产，主要表现在以下3个方面：(1)SY/T5922规定：输气管道应根据气质组成、管道输送效率和输送压差确定合理的清管周期。当管道输送效率小于0.95时，宜进行清管。管道输送效率为实际输气量与设计输气量的比值，由于气源不稳定性、用户调峰和支线分输等原因，该参数不能真正反映管道实际情况，以此作为清管周期的依据，具有一定片面性和局限性。(2)SY/T5536规定原油管道首次和不定期清管，应制定清管方案。目前热油管道结蜡预测技术较为成熟[14-16]，由于输量较低，以及结蜡层的保温作用，考虑到清管的经济性，管道在较长时间内可能不进行清管，因此应综合考虑管道结蜡不均匀性、能耗经济性和低输量运行安全性等因素，确定最优结蜡厚度和清管周期[17]。(3)SY/T6695规定根据管道运行和油品质量检测情况安排成品油管道清管作业。但实际难以实施，原因是成品油管道腐蚀产物容易造成管道停输问题，管道内腐蚀机理还有待进一步研究，目前不能完全确定微生物腐蚀、管材氧化腐蚀、水溶性和酸性腐蚀是成品油管道内腐蚀的主导诱因。
俄罗斯标准Ⅰ规定：新建管道在具备连续通信能力时，才可以进行清管作业和压力试验，而我国标准缺少此类规定。俄罗斯标准Ⅳ规定应编制输油管道清管年度作业计划，应根据输油管道实际情况和油品物性确定清管周期，且每季度不少于一次。定期清管周期内管道输送能力下降3%及以上时，应进行紧急清管。俄罗斯标准针对“清管周期”既有原则性规定，也有最低要求，具有借鉴意义。
4.管道有效直径计算
根据管道历史运行参数，计算管道有效直径，掌握管道结蜡状况，是确定原油管道是否进行清管的重要依据和有效方法，但国内标准无相关规定。俄罗斯标准Ⅵ规定原油管道流速低于1m/s或未进行周期性清管，应使用下列方法计算有效直径：根据管道运行参数，每个月抽取5～10个时间段，周期8～24h，周期内输油参数（流量、压力）无较大变化。
5.清管质量控制措施
针对“清管质量控制措施”，国内标准比较简略，例如GB50251和GB50369规定油气管道试压前清管应不少于两次；GB50369和Q/SY1059规定清管应分段进行。俄罗斯标准Ⅱ规定清管前应向管道注入其容量10%～15%的水，以便湿润和冲刷污染物，清管必须通过过滤器进行注水，防止泥沙、异物进入管道；俄罗斯标准Ⅴ规定管道分段清管，管段长度不应超过40km。俄罗斯标准具有借鉴意义。针对“管道清管合格条件”，中国和俄罗斯标准基本相近，GB50369规定管道清管以开口端不再排出杂物为合格。俄罗斯标准Ⅱ规定可分离式清管器从管道中穿过没有任何损坏时，认为清管质量合格；不使用可分离式清管器，由液体流动速度保证清洗质量，当排放管排出液流不含污染物时，认为清管质量合格。
6.清管器跟踪
针对“清管器跟踪”，国内标准是非强制性要求，俄罗斯标准是强制性要求，例如SY/T5922规定清管器宜安装发讯装置，便于跟踪定位；SY/T5536规定首次进行清管、不定期清管或清管器破损需发送机械清管器推出破损的清管器时，机械清管器应安装跟踪设备，沿线应进行跟踪。俄罗斯标准Ⅳ规定清管器应配备防爆构型的低频传送器，利用地面便携式定位仪接收传感器信号，从而监测清管器通过管段情况，或者确定卡阻位置。
针对“清管器跟踪监测设置地点”，国内标准较为简略，俄罗斯标准更为细化，具有借鉴意义。例如SY/T5922规定根据管道全面调查资料和实际情况设置清管器监听点，在中间阀室、支线、穿跨越、高程差较大管道等特殊地点应设监听点，并配备信号接收装置和通过指示仪；SY/T5536规定清管器发送前，根据管道线路情况，以适宜的距离选择放置接收机的地点，特殊地段应加密跟踪点。俄罗斯标准Ⅴ规定清管器跟踪由配备低频声学测位器的专业承包商负责，专业承包商数量取决于管段长度(2km以内，1支；2～12km，2支；12～24km，3支；24～40km，4支)。用于监测清管器发送信号的检测点应设置在管道轴线上方，间距不超过1km，应设置监测点的位置，包括：①线路截断阀；②干线管道与等径或支线管道的节点；③干线管道与不小于70%干线管道直径的支线管道的节点；④与水平方向夹角45o的干线管道弯管处。
7.清管安全措施
针对“清管安全措施”，国内标准为原则性规定，例如GB50369规定管道清管施工前，应编制施工方案，制定安全措施，并充分考虑施工人员及附近公众与设施安全。清管作业应统一指挥，并配备必要的交通工具、通信及医疗救护设备。SY/T6695规定清管作业应制定相应的清管方案，明确清管作业组织机构、清管器的选用、清管步骤、流程操作、运行控制、事故预案等事宜。俄罗斯标准Ⅴ规定原油管道清管作业危险区域为从管道轴线至两侧25m范围，天然气管道清管作业危险区域为：管道管径100～300mm，从管道轴线至两侧40m范围；管道管径300～800mm，从管道轴线至两侧60m范围；管道管径800～1400mm，从管道轴线至两侧100m范围，具有借鉴意义。
二、结论与建议
（1）建议进一步研究不使用可分离式清管器(高速液流冲洗/高速气流吹扫)、拉伸式清管装置和液体置换等清管方式的可靠性，特别是上述清管技术对于中、小管径管道的适用性。（2）借鉴俄罗斯标准СНиПIII-42-1980，建议GB50251和GB50253规定新建管道要求具备连续通信能力时，才可以进行清管作业和压力试验。（3）借鉴俄罗斯标准РД39-30-598-1981，建议SY/T5536规定根据原油管道历史运行参数，计算管道有效直径，掌握管道结蜡状况，进而确定清管周期。（4）借鉴俄罗斯标准ВСН011-1988和ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004，建议GB50251和GB50253规定清管作业应分段进行，并且利用过滤器进行注水，以保证清管质量。（5）借鉴俄罗斯标准ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004，建议SY/T5536和SY/T5922针对“清管器跟踪”进行强制性要求，以及规定清管器跟踪监测设置地点。（6）借鉴俄罗斯标准ОР-16.01-60.30.00-КТН-2004，建议SY/T5536和SY/T5922规定原油清管作业危险区域范围。（本文图、表 略）
本文作者：马伟平 蔡亮 王静 杨雪 潘腾 曹燕 单位：油气管道输送安全国家工程实验室中国石油管道科技研究中心 中国航油集团津京管道运输有限责任公司 吐哈油田工程技术研究院