某输油管线通球保运方案_secret
某输油管线通球保运方案_secret
XXXX通球保运方案编制单位：编制：审核：审批：二〇〇八年七月八日目录第一章编制依据 (3)1.1本方案的编制主要依据 (3)第二章工程概况 (3)2.1工程简介 (3)2.2工程内容 (3)第三章施工部署 (4)3.1概述 (4)3.2施工任务划分和机具需用计划 (4)3.3清管通球中可能出现的情况及抢修措施 (6)3.4通球保运要求： (13)3.5施工措施 (15)第四章环境保护 (16)4.1环境保护措施 (16)附表《XXXX线各个点打开后管道内情况一览表》第一章编制依据1.1本方案的编制主要依据1.1.1 我公司施工同类型施工经验及本公司实际情况；1.1.2 我公司有关质量（ISO9001质量体系管理文件）、安全标准（HSE 管理手册）；1.1.3 石油化工施工安全技术规程SH3505-19991.1.4《塔里木油田九项高危作业标准》1.1.5 业主的安全及其它要求；第二章工程概况2.1工程简介工程名称: XXXX输油管道干线通球扫线保运工程2.2工程内容XXXX四至XXXX输油管线投产于1996年7月30日，全长302.15km，管径为Ф426*7mm/8mm（首站出站5km和塔河穿越段1.5km为：φ426×8，其余均为：φ426×7），X52材质煤焦油瓷漆防腐，强加电流阴极保护，管道设计工作压力为6.27MPa，设计启输量100—600万吨/年，管线海拔高度在925米（190.254公里处）至1129.3米（5.3公里处）之间，XXXX为1104米，XXXX为935.4米，三通为通球三通（挡条三通），首站设有发球装臵，中间设有清管站一座，具有收、发球功能，末站设有收球装臵。
哈德新线、老线分别从K115+820（公里数）和K106+608两处汇入XXXX线。
中间共计阀室8座。
XXXX四至XXXX输气管线自投产以来从未进行过通球清管作业，致使管线内部结蜡、结垢及泥沙，使管道沿程摩阻增加，输量下降；同时由于长时间未清管作业，致使沿线低洼段出现积水及沉积物，造成管线腐蚀穿孔，管道通球扫线的目的是清除管内沉积物，污物或不明异物。
xx油库管输运行方案
xx油库管输运行方案审批：审核：编制：二〇一五年五月十四日1xx油库5-14管输收油运行方案根据中国石油管道公司生产处输油气生产通知单“GDGS-HBE-2015012”, 现制定xx油库管输收油运行方案，接收93车用汽油（IV）8000吨。
一、油库概况xx油库总库容15万m³，其中汽油罐7座（TG01、TG02、TG03、TG04、TG05、TG06、TG08），共4万m³，柴油罐7座（TD07、TD09、TD10、TD11、TD12、TD13、TD14）、，共11万m³。
此次收油使用TG05、TG06、TG08。
xx油库储油罐容及目前存油情况2二、工艺情况xxx管道从末站入库后分为5条管线，分别为柴油3-1、3-2、3-3，汽油1-1、1-3，此次运行确定使用汽油1-3管线，其中管线1-3与油罐TG03、TG05、TG06、TG08相连。
工艺管线一览表工艺流程图34三、此次输油工艺根据计划，此次输油工艺按连续35小时不间断作业。
作业使用输油管线1-3，油品依次进入TG05、TG06、TG08油罐。
本次输油工艺为：TG05罐接收93#油品约2500T，TG05罐液位约为10300mm，TG05罐液位至9500mm时，调度岗通知计量岗做好切罐准备。
先开启TG06罐阀门，在关闭TG05#罐阀门。
TG06罐接收93#油品约2500T，TG06罐液位约为10300mm，TG06罐液位至9500mm 时，调度岗通知计量岗做好切罐准备。
先开启TG08罐阀门，在关闭TG06#罐阀门。
TG08罐接收剩余油品3000T，TG08罐液位约为10850mm。
作业结束。
入TG05#罐的工艺流程：管道末站→xv0112→1-3→xv123→TG05(接收油品2500T)；入TG06#罐的工艺流程：管道末站→xv0112→1-3→xv109→TG06(接收油品2500T)；入TD08#罐的工艺流程：管道末站→xv0112→1-3→xv108→TG08(接收油品3000T）。
输油管保护施工方案
输油管保护施工方案1. 简介输油管是将石油和天然气等能源从生产地运至加工地或储存地的重要管道系统。
为了确保输油管的安全运行和延长使用寿命，必须进行有效的保护施工工作。
本文将介绍输油管保护施工方案，包括主要的保护措施和施工工艺。
2. 输油管保护措施2.1. 外部防腐层输油管的外表面需要涂覆一层耐腐蚀的外部防腐层，以防止外界环境对管道的腐蚀。
常见的外部防腐层材料有聚乙烯、环氧树脂等。
在施工过程中，要确保外部防腐层涂覆均匀、完整，避免出现漏涂、脱落等情况。
2.2. 内部涂层输油管的内表面需要进行涂层处理，以减少管道内壁的摩擦阻力和腐蚀。
常见的内部涂层材料有环氧树脂、聚酯等。
在施工过程中，要保证涂层的质量和完整性，避免涂层内部产生气泡、裂纹等问题。
2.3. 防腐层维护为确保输油管的长期可靠运行，需要对防腐层进行定期维护。
维护工作包括检查防腐层的完整性、修复受损的防腐层，以及定期清除管道表面的腐蚀污垢等。
维护工作要遵循相应的规范和标准，以确保维护质量。
2.4. 地面保护输油管在地面穿越、交叉等部位需要进行额外的保护。
常见的保护措施有建设管道防护墙、埋设管道防护槽等。
同时，在施工过程中需要合理规划管道的布置，避免出现地质灾害、交通事故等对管道的损害。
3. 输油管保护施工工艺3.1. 现场勘察与设计在进行输油管保护施工前，需要进行现场勘察和设计工作。
勘察工作包括对地质条件、交通状况等进行评估，设计工作则包括确定保护措施的具体布置和施工序列。
3.2. 施工准备施工前需要进行充分的准备工作，包括材料和设备的采购、施工人员的培训等。
同时，还需要对施工现场进行布置和标识，确保施工过程中的安全和顺利进行。
3.3. 施工过程具体的施工过程包括表面处理、涂层施工、维护工作等。
在进行表面处理时，需要对输油管的外表面进行清洁、除锈等处理；涂层施工过程中需要控制涂层的厚度和质量，确保涂层的附着力和密实性；维护工作包括定期巡检、清理和修补防腐层等。
2023年输油管线保护方案
2023年输油管线保护方案引言：随着能源需求的不断增长，输油管线在能源供应链中的重要性也变得日益突出。
然而，随之而来的风险和威胁也日益增加，包括恶意破坏、自然灾害、泄漏事故等。
为了确保输油管线的安全和可靠运行，制定一套全面的保护方案十分必要。
本文将提出2023年输油管线保护方案，以应对当前和未来可能面临的挑战。
一、风险评估和监测风险评估和监测是输油管线保护的首要任务。
通过全面评估管线周围的环境、社会和技术风险，及时发现潜在威胁，并采取必要的预防和措施。
具体措施包括：1.建立完善的监测系统，包括远程监控、传感器技术、无人机巡检等，实时监测管线的运行状态和周围环境，及时发现问题。
2.加强风险分析和评估，利用数据分析和模型预测，识别和评估潜在风险，为保护方案提供科学依据。
3.加强与相关部门和社区的合作，共享风险信息，增强风险应对的协同效应。
二、安全设施和技术安全设施和技术是输油管线保护的重要手段。
通过采用先进的技术和设施，提高管线的安全性和可靠性。
具体措施包括：1.建立完善的防护设施，包括安全防护墙、安全监控系统、安全门禁等，确保非授权人员无法接近管线。
2.采用高端技术，如智能监测、可见光红外相机、雷达监测等，提高对管线周边环境和安全问题的监控能力。
3.加强设备维护和更新，定期检测和修复管线的损坏和腐蚀问题，确保管线的完整性和可靠性。
三、应急响应和灾害预防应急响应和灾害预防是确保输油管线安全不可或缺的环节。
通过建立完善的应急响应机制和灾害预防措施，能够及时应对突发事件和减少灾害风险。
具体措施包括：1.建立与相关部门的紧急联系网络，加强沟通和协调，及时共享信息和资源，应对事件。
2.开展定期的应急演练和培训，提高应急响应能力和人员的素质水平。
3.加强灾害预警和防范，对于可能发生的自然灾害，如地震、洪水等，及时采取预防措施，减少损失。
四、安全文化和公众参与安全文化和公众参与是确保输油管线保护工作顺利进行的重要保障。
2023年输油管线保护方案
2023年输油管线保护方案随着全球石油需求的不断增加，输油管线在能源运输中起着至关重要的作用。
然而，输油管线往往遭受各种威胁，例如自然灾害、人为破坏和技术故障等。
因此，制定一项有效的输油管线保护方案至关重要，以确保石油能够安全高效地输送。
一、技术保护方案1.先进监控系统：在输油管线沿线布设高精度的监控设备，如红外线摄像头、声音传感器和振动传感器等，以实时监测管道的运行情况。
该系统还应配备智能分析软件，用于预测和检测潜在问题，并及时报警。
2.无人机巡检：利用无人机进行管道巡检，可以及时发现管道上的异常情况，如裂纹、腐蚀和沉积物等。
同时，无人机可以搭载高分辨率摄像头和红外热成像仪等设备，以提供更直观的图像数据，帮助工作人员分析问题。
3.防雷保护系统：在输油管线的高风险区域，如雷击频率较高的地区，应设置防雷装置，如避雷针和接地系统等，以降低管道遭受雷击的可能性。
此外，根据当地的气象数据和雷击历史记录，应建立相应的预警系统，及时采取防护措施。
4.防腐措施：输油管道在使用中容易受到腐蚀的影响，导致管道损坏和泄漏。
因此，应采取适当的防腐措施，如使用防腐涂层、定期进行管道清洗和防腐检修等，延长管道的使用寿命，并减少泄漏风险。
二、安全管理方案1.事故应急预案：建立完善的事故应急预案，包括针对各种可能的事故情况的处理程序和应急处置措施。
应急预案应定期演练，并与相关部门和社区合作，做好协调和救援工作。
2.安全培训：对输油管线的工作人员进行安全培训，使其了解管道的特点、安全操作要求和应对紧急情况的措施。
培训内容应包括使用监控设备、应急设备操作、火灾扑救和泄漏清除等方面的知识和技能。
3.安全巡查：定期对输油管线进行安全巡查，检查管道的完整性和安全设施的运行情况。
重点检查易触发事故的因素，如管道周边的建筑施工、外来压力和温度变化等，确保及时发现问题并采取相应措施。
4.社会宣传：加强与当地社区和媒体的沟通与合作，提高公众对输油管线安全的认知和关注。
输油管线保护专项方案
目录一、工程概况 (2)二、管线保护方案 (2)1、管线保护管理措施 (2)2、管线保护的前期调查分析 (3)3、穿越河道输油管道保护方法 (4)4、穿越截污管线输油管道保护方法 (4)5、质量保证措施 (4)6、施工期间管线保护 (4)三、管道施工安全保护培训 (5)1、自然地貌的保护 (5)2、穿、跨越管段的保护 (5)3、安全教育 (5)四、风险识别 (5)1、施工场所危险源与风险分析 (5)2、施工场所及周围地段危险源与风险分析 (5)五、应急管理 (6)1、应急组织机构及联系 (6)2、职责 (6)3、应急处理预案 (8)一、工程概况工程名称：大龙河（京开高速路～市界段）治理工程（第五标段）建设单位：市大兴区物资集团监理单位：京水江河()工程咨询设计单位：市水利规划设计研究院施工单位：碧鑫水务建设地点：市大兴区建设规模：河道治理2100m该项目位于市大兴区，起点为京开高速公路，终点为安定镇与省交界处，河道总长度约23.5km。
本标段位于市大兴区，起点桩号为K3+900，终点桩号为K6+000，河道治理总长度为2100m。
本工程桩号K5+935.884处有京输油管线横穿河道，管径为DN530，穿越河道处输油管线两侧设置混凝土墙，上加混凝土盖板进行保护，穿越截污管线处输油管线采取悬吊保护。
二、管线保护方案1、管线保护管理措施落实保护地下管线的组织措施，项目部现场管理人员与各施工队及各班组的兼职管线保护人，组成地下管线监护体系，严格按照监理公司审定批准的施工组织方案和经管线单位认定的保护地下管线技术措施要求落实到现场，并设置防护栏，如下图所示：对受施工影响的地下管线设置若干沉降观测点，工程实施中，定期观测管线的沉降情况，及时向建设单位和有关管线管理单位提供观测点布置图与沉降观测资料。
成立由建设单位、各管线管理单位和施工单位的有关人员参加的现场管线保护领导小组，定期开展活动，检查管线保护措施的落实情况及保护措施的可靠性。
通球管线施工方案
中国石油润滑油公司华东润滑油厂预留罐区部分工程通球管线及通球站设备安装施工方案编制：审核：批准：大庆油田建设集团化建公司华东润滑油项目部二00七年九月三日审批栏一、工程概况描述1、工程概况本安装工程为中国石油华东润滑油厂三期-预留罐区通球管线及通球站设备安装部分工程，工程由中国石油集团工程设计有限责任公司大连分公司设计。
主要安装工程量描述如下：A、新增成品油罐区可自动控制通球扫线的精密管线安装400米；B、进口通球阀门设备安装69台；C、包括V493~V499在内的36台油罐相关的各通球站仪表供风系统安装；D、管道、设备支吊架等钢结构安装；2、工程特点及施工重点和难点分析本安装工程的主要特点是工期短并且有一定量的进口设备安装，管线预制、组对、焊接工艺特殊，质量要求高。
本工程的施工重点是精密管线及69台进口通球阀安装。
本工程的施工难点：a、通球设备的倒运安装及设备安装期间的成品保护及管理；b、施工现场为已投产的安全防火区域，并且现在存油的储罐顶部不允许动火施工，这样就加大了安装难度；3、编制依据3.1中国石油集团工程设计有限责任公司大连分公司设计图纸。
3.2国家、省、市相关现行施工标准及验收规范。
3.3国家、省、市相关现行安全生产、文明施工的规定。
3.4针对现场工程情况。
4、安装工程施工总体部署总体部署原则坚持先准备后施工，先预制后安装。
罐顶部分的通球管线安装考虑先进行通球阀等设备安装，然后在通球阀安装完成的基础上进行工艺管道预制安装。
整个工艺管道安装阶段重点要协调好管道安装同各专业的深度交叉，以确保工艺安装与电气仪表安装同步高效持续展开。
施工后期要注意做好收尾工程的统筹安排，确保装置吹扫、试压、单机试运正常运行。
作业时间及计划安排：( 9月13日~10月20日)二、主要施工技术方案（一）精密管线检验、组对、焊接、安装方案第一步、原材料检验1、管线表面不得存在裂纹、划痕、皱折凹陷等缺陷；管线坡口表面无裂纹、毛刺、重皮、夹渣、氧化铁、熔渣、油污，加工面光滑平整。
输油管线保护专项方案
输油管线保护专项方案1目录一、工程概况 ............................................................................. 错误!未定义书签。
二、管线保护方案 ..................................................................... 错误!未定义书签。
1、管线保护管理措施 ............................................................. 错误!未定义书签。
2、管线保护的前期调查分析.................................................. 错误!未定义书签。
3、穿越河道输油管道保护方法.............................................. 错误!未定义书签。
4、穿越截污管线输油管道保护方法 ...................................... 错误!未定义书签。
5、质量保证措施 ..................................................................... 错误!未定义书签。
6、施工期间管线保护 ............................................................. 错误!未定义书签。
三、管道施工安全保护培训...................................................... 错误!未定义书签。
1、自然地貌的保护 ................................................................. 错误!未定义书签。
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XXXX通球保运方案编制单位：编制：审核：审批：二〇〇八年七月八日目录第一章编制依据 (3)1.1本方案的编制主要依据 (3)第二章工程概况 (3)2.1工程简介 (3)2.2工程内容 (4)第三章施工部署 (4)3.1概述 (4)3.2施工任务划分和机具需用计划 (5)3.3清管通球中可能出现的情况及抢修措施 (7)3.4通球保运要求： (16)3.5施工措施 (18)第四章环境保护 (19)4.1环境保护措施 (19)附表《XXXX线各个点打开后管道内情况一览表》第一章编制依据1.1本方案的编制主要依据1.1.1 我公司施工同类型施工经验及本公司实际情况；1.1.2 我公司有关质量（ISO9001质量体系管理文件）、安全标准（HSE 管理手册）；1.1.3 石油化工施工安全技术规程SH3505-19991.1.4《塔里木油田九项高危作业标准》1.1.5 业主的安全及其它要求；第二章工程概况2.1工程简介工程名称: XXXX输油管道干线通球扫线保运工程2.2工程内容XXXX四至XXXX输油管线投产于1996年7月30日，全长302.15km，管径为Ф426*7mm/8mm（首站出站5km和塔河穿越段1.5km为：φ426×8，其余均为：φ426×7），X52材质煤焦油瓷漆防腐，强加电流阴极保护，管道设计工作压力为6.27MPa，设计启输量100—600万吨/年，管线海拔高度在925米（190.254公里处）至1129.3米（5.3公里处）之间，XXXX 为1104米，XXXX为935.4米，三通为通球三通（挡条三通），首站设有发球装置，中间设有清管站一座，具有收、发球功能，末站设有收球装置。
哈德新线、老线分别从K115+820（公里数）和K106+608两处汇入XXXX 线。
中间共计阀室8座。
XXXX四至XXXX输气管线自投产以来从未进行过通球清管作业，致使管线内部结蜡、结垢及泥沙，使管道沿程摩阻增加，输量下降；同时由于长时间未清管作业，致使沿线低洼段出现积水及沉积物，造成管线腐蚀穿孔，管道通球扫线的目的是清除管内沉积物，污物或不明异物。
为组织好XXXX输油管线的通球扫线的保运工作，我们对方案的制定及施工中可能出现的技术问题各个环节进行了调研及周密筹划，确保输油管线全线的通球扫线顺利完成。
第三章施工部署3.1概述该项目施工跨距较长（总长302.15公里），周围无便利条件，管线所在位置大部分是沙漠地带，给施工组织带来较多不便，为此，施工中听从业主统一部署和安排，尊重业主的各项管理制度和规定。
配合好业主的通球扫线工作。
我方针对XXXX输油管线保运过程的特殊性，对施工人员的作业时间，机具的配置和停放位置做了周密的安排，确保在最短的时间内到达现场。
同时，安排专责技术人员实施确认，确认的安排包括：①确认使用的方法和程序；②确认设备能力和人员资格符合该过程实现的要求的鉴定；③确认过程的实施能够达到过程策划中预期实现的结果；④确认过程实现的必须进行的记录；⑤过程实施后，应按过程的策划要求对其进行再次确认。
3.2施工任务划分和机具需用计划3.2.1施工任务的划分3.2.2主要设备机具需用计划3.3清管通球中可能出现的情况及应急措施XXXX输油管线从1996年7月30日投产运行后没进行过清管扫线工作，并且哈德新线、老线分别从K115+820（公里数）和K106+608两处汇入XXXX线，在清管过程中，为保证机械清管器在管道内运行的速度，XXXX出站位置需要增加压力，由于XXXX输油管线部分地段管内壁腐蚀严重，管壁已经很薄，有可能出现穿刺现象，针对这种情况，将采用螺旋管专用夹具进行堵漏。
螺旋管堵漏专用夹具预备4套。
（见下图）标准型夹具长度为255mm，加长型的长度为500mm，夹具外套材质为不锈钢，内桶材质为NB2，密封面为波纹橡胶面。
本次施工采用加长型。
施工方式为直接将夹具紧固于管道上，达到克漏的目的。
（夹具的内径必须考虑管线原有防腐层的厚度）前期为了顺利进行管道通球清扫工作，对XXXX出站、XXXX进站和所有中间截断阀室的阀门进行了更换。
从更换情况可以看出，机械清管器在清管过程中，预计出现卡阻会有五种情况，3.3.1管道带压开孔封堵更换新管段工艺过程针对第一种和第二种情况，根据业主提供的准确的卡阻位置，将进行带压开孔封堵，更换新管段的方法，保证机械清管器的顺利通过，具体操作过程如下：（从操作坑开挖到旁通管线临时通油，累计时间为39个小时）3.3.1.1施工现场操作坑的开挖。
3.3.1.2作业坑底最小宽度:W =D+K｛式中:W—坑底最小宽度，单位为米;D-道外径，单位为米;K—作业坑底宽度常规值，通常取2.6m-3.2m。
｝3.3.1.3作业坑底深度：H =h1+h2+D｛式中:H—作业坑深度，单位为米(M);h1—管顶至地面的距离，单位为米; h2—管底至坑底的距离，单位为米(h2≥0.7米);D—管道外径，单位为米。
｝3.3.1.4垂直管道安装封堵设备单侧作业坑长度：L =L1+L2+L3｛式中:L —作业坑长度，单位为米(m);L1—旁通作业点与封堵作业点的间距，单位为米(m) (L1≥2.5L4);L2—旁通作业点至隔墙距离，单位为米m(L2≥3D，且至少1.5 m);L3—封堵作业点至隔墙距离，单位为米m (L3≥3D，且至少2m)。
｝(见下图)注1:在管道上其它方位安装封堵设备需要的作业坑长度根据实际情况确定。
注2:若管线开孔位置与管线对接焊缝重合，根据实际情况，适当加长作业坑，避开焊缝。
注3:安装管道部件或新旧管道连接作业区的长度根据实际情况确定。
3.3.1.5清理焊接对开三通位置的防腐层，对焊接位置进行管道壁厚的测量，（测量管道的整圈，并做记录），然后进行封堵作业管件的安装与焊接。
3.3.1.6开孔、封堵作业开孔、封堵作业点应选择在直管段上。
开孔部位应尽量避开管道焊缝，无法避开时，对开孔刀切削部位的焊道应适量打磨。
开孔刀中心钻不应落在焊缝上。
开孔封堵部位的管道圆度误差不得超过管外径的1%。
①刀具的安装、筒式封堵头的安装工作提前做好，刀具中心钻U形卡环应转动灵活，且每次开孔前应更换中心钻防松尼龙棒。
刀具结合器与开孔机主轴之间的锥度联接不应有任何松动。
测量筒刀与开孔结合器内孔的同轴度，控制在1mm以内。
筒式封堵头橡胶密封件应粘接牢固，调整杆应转动灵活，橡胶密封件更新。
②塞堵板的预安装：调整塞堵结合器内中心顶杆的伸出长度；检查塞堵的方向，确保鞍形板的方向与管道方向一致。
塞堵安装完成后，开孔机主轴应全部收回；开孔时切下的鞍形板应随塞堵装回管道，鞍形板装回管道前应清边，清边后鞍形板外径宜比开孔孔径小10mm～20mm。
③安装夹板阀：夹板阀应在关闭状态下吊装；检查内旁通是否关闭，并记录；测量夹板阀内孔与对开三通法兰内孔的同轴度，同轴度误差不应超过lmm。
3.3.1.7开孔作业①安装开孔连箱，开孔前应对焊接到管线上的管件和组装到管线上的阀门、开孔机等部件进行整体试压，试验压力等于管道运行压力，并填写开孔作业检查表。
②开孔顺序为先开平衡孔、开旁通孔，后开封堵孔。
3.3.1.8封堵作业①封堵作业期间不应清管、调整管道运行参数。
②在封堵结合器排气孔上安装压力表。
下封堵时先下下游封堵头，后下上游封堵头。
封堵头到位后，锁紧封堵器主轴。
③对封堵管段进行封堵效果的验证。
3.3.1.9管段的更换①利用3.0Mpa的空气压缩机从平衡孔将更换管段内的污油吹干净，利用污油池回收；②将清管器卡阻位置的管段用液压爬管机进行切割，切割过程需要不停在切割的刀具上浇水，防止产生火星，同时给刀具降温；③将清管器卡阻位置的旧管段切割完毕后，吊离操作坑，并清理旧管段内残留污物；④在旧管段两端内壁，根据封堵的实际情况，打300～500mm的黄油墙；⑤安装新管段，焊接前进行可燃气体检测，检测合格后，焊接新管段。
3.3.1.10解除封堵作业①封堵头两侧压力平衡后，提取封堵头。
先提上游封堵头，后提下游封堵头。
3.3.1.11下塞堵作业①下塞堵作业期间不应调整管道运行参数。
先用夹板阀内平衡孔平衡压力后，再打开外平衡管线阀门。
②塞堵被安装到对开三通后，应验证塞堵密封效果。
安装盲板安装前，应对盲板的密封面、密封垫片进行外观检查，不应有缺陷；然后进行安装盲板。
3.3.2 带压更换绝缘法兰工艺过程针对第三种卡阻的现象，根据业主提供的准确卡阻位置，我们将利用阀室原有焊接的对开三通，直接安装封堵连箱，更换绝缘法兰，保证清管器的顺利通过，具体施工过程如下：（从操作坑开挖到旁通管线临时通油，累计时间为25个小时）①开挖适合封堵操作的管沟，取压力平衡孔的塞堵，安装压力表，确认管道运行参数；②如果管道运行压力大于2.5MPa，取塞堵时下堵连箱上应安装助力器；③拆除对开三通上的盲板，核对对开三通的标识；④将夹板阀和下堵连箱安装于对开三通上，压力平衡后，利用下堵连箱将回填的塞堵板和鞍板整体提出；⑤更换封堵连箱进行封堵作业。
（封堵作业过程见3.3.1.8）（封堵工作进行期间，旁通管段预制安装完毕，压力实验完毕，所有工作在48小时内全部完成，保证输油的畅通）⑥利用空气压缩机清理污油后，更换机械清管器卡阻位置的绝缘法兰；⑦待清管器顺利通过后，拆除封堵机。
3.3.3带压取塞堵工艺过程针对第四种卡阻的现象，根据业主提供的准确卡阻位置，我们将利用阀室原有焊接的对开三通，利用封堵连箱，取出（更换）管段内的回填鞍板，保证清管器的顺利通过，具体施工过程如下：（从操作坑开挖到更换完毕回填鞍板，累计时间为20个小时）3.3.3.1（重复3.3.2.1～3.3.2.4的工作步骤）3.3.3.2将提出的塞堵板和鞍板的位置从新核定，无误后，重复下塞堵步骤；3.3.3.3提出回填鞍板后，如果发现回填鞍板被机械清管器打变形，更换新的鞍板（鞍板根据开孔的大小，已经提前准备），将塞堵板和鞍板的位置从新核定，无误后，重复下塞堵步骤；3.3.3.4 待清管器顺利通过后，拆除封堵机。
3.3.4 带压开孔封堵更换三通工艺过程针对第五种卡阻的现象，根据业主提供的准确卡阻位置，我们将从新焊接对开三通，进行三处封堵，更换三通，保证清管器的顺利通过，具体施工过程如下：（从操作坑开挖到旁通管线临时通油，累计时间为48.5个小时）3.3.4.1（重复3.3.1.1～3.3.1.8.3的工作步骤）3.3.4.2旁通管连接形式见下图3.3.4.3 对开三通焊接为三处，哈德方向的对开三通根据卡阻位置的管径选择对应的三通进行焊接。
（哈德新线（φ273×6.3螺旋管）、老线（φ219×6无缝钢管））3.3.4.4 三处封堵完毕后，利用3.0Mpa的空压机将更换管段内的污油吹干净回收。