油气集输范文
推荐第1篇：油气集输
油气集输泵站是收集、储存和外输油品的重要场所，是易燃、易爆甲级消防重点保卫单位，是协调原油收集、处理和外输的纽带。油气集输泵站一旦发生火灾爆炸事故，其后果不堪设想，因此做好油气集输泵站的防火安全管理工作，防止火灾爆炸事故的发生，对保护国家及油区人民生命财产的安全是有十分重要意义。
中国石化集团胜利油田胜利采油厂自1965年元月建立第一座油气集输泵站至今，已连续建成7个油气集输泵站,总占地面积697549平方米，立式铁质油罐36座，原油储量215000立方米，日处理原油8600吨、天然气日处理300000立方米，是胜采消防中队辖区的防火重点保卫单位。40年以来，由于各级领导和消防主管部门的高度重视，严格把关，不折不扣地落实防火安全管理措施。油气集输泵站在40年的使用过程和多次技术改造涉及危险部位的上千次明火作业中，从未发生过任何火灾爆炸事故，确保了油库安全和正常的生产秩序，取得了较好经济效益和社会效益。实践证明，防火安全管理要做到万无一失，就必须严格执行各项制度和严格遵守安全操作规程。
但是，油气集输泵站要进一步提高消防安全管理水平，还必须解决好以下一些问题。
1、有形管理的协调和紧凑性有待加强
“明者远见于萌，而智者避免于无行”。胜利采油厂的油气集输泵站经历了近40年的运作，所建立的消防安全管理制度日臻完善，形成了有形管理模式。运用先进的HSE安全管理模式，以规章制度建立为基础的有形管理在一个单位中执行是有效的，但在两个以上单位共同完成的工程项目如何进行有效的管理则有待加强。随着改革的深化，对所有在油气集输泵站及厂区危险部位的动火项目审批，交由胜利采油厂安全科、滨北公安分局消防大队负责审批签署，由所在生产、施工单位把关。而对不属消防监督部门直接监控的项目，我们只进行抽查。在抽查过程中，我们发现项目的使用单位在消防安全管理上的协调性和紧凑性较欠缺。有的项目施工期限拖延，有的出现操作程序不规范现象，有些环节出现管理上的空白，每个细节该谁管、该谁负责不够清晰。这是需要纠正和加强管理的。1996年河口义和首站油罐爆炸火灾，就是在防范不严，措施不当，严重违反有关安全操作程序而造成特大火灾的发生，教训是非常深刻的。
解决这一问题的对策：一是施工前明确消防管理负责人，明确各自的职责，分清责任，落实防火安全责任制。二是坚持报告制度，逐级上报动火作业进度和完成情况，形成有效监督。三是若延误作业时间，不管是使用单位或施工单位都要做出解释，重新办理审批手续，以便实施有效的跟踪管理。只有通过强化管理，促使使用单位和施工单位搞好相互间的配合协调，使工作更加紧凑，才能达到有效的防火安全管理。
2、义务消防队伍素质有待提高
油气集输泵站均建有义务消防队伍，担负本单位的防火、初期火灾的扑救和及时地向所在辖区专职消防队报警，在油库防火安全管理上起到举足轻重的作用。因此、不断提高义务消防人员的消防意识和消防业务技能是不可忽视的一项重要工作。从目前掌握的一些情况看，有些义务消防队伍的人员数量严重缺编，日常训练消防业务技术程度简单，难度不够，标准不高，甚至满足于现状。有些义务消防员的年龄结构偏大，体质较差，难以适应运动量大的训练和担负起消防工作职责。义务消防队员平时还担任油库的日常工作和平时的安全保卫工作，日常训练难以得到时间上的保证。这些都是影响消防训练效果及业务技术提高的问题。
解决这一问题的对策：一是强调以人为本的宗旨，狠抓义务消防队伍的思想建设和组织建设，建立起一支高素质的义务消防队伍。在这里必须强调的是：油气集输泵站各级领导应把义务消防队的建设摆在议事日程上，经常过问训练情况，定期组织消防演练和配合专职消防队训练，采取针对性措施去解决存在问题。二是义务消防队伍人员的配备必须严格按规定标准去配备，并注意对义务消防队伍的调整充实。三是要严格按训练标准组织好日常训练，
并做好基础资料的记录，训练演习项目要结合实际，与时俱进，不断创新。要做到不仅消防员能熟识灭火应急方案，还必须熟练掌握与专职消防队协同作战的技术能力。四是队员必须掌握基本的要求，概括为“四会”“四熟悉”即一会宣传消防知识和报火警；二会使用灭火器具；三会消除一般的火灾隐患四会扑救初期火灾。熟悉本岗位设备（物品）性能，熟悉本岗位的生产（储存）过程，熟悉本岗位的火灾危险性，熟悉本岗位的消防器材、设施和灭火方法。
3、加大防火安全检查力度、防范工作放在首位
常言道“君子以思患防之，先其未然谓之防”。“预防为主、防消结合”是我国消防工作的方针，防为消创造条件，消为防提供补充。方可以减少火灾的发生，避免火灾的危害。油库进行定期和不定期的消防检查，为的就是消除存在的隐患，真正做到防患于未然。然而在实际工作中都带有形式主义色采。例如所制订的检查项目表，每次的项目内容都一样，没有侧重点，没有根据气候变化和作业情况变化去突出必须要检查的项目内容。有的经过检查和自我检查找到存在问题没有及时整改消除，下次检查时，原有问题依然存在。这里有主观意识存在。这里有主观意识的原因，也有客观水平的问题。
解决这一问题的对策；一是要大力夯实消防安全管理基础工作，以求真务实的态度组织严肃认真的检查。检查的组织者在编制检查项目内容表时，要按有关规范要求对消防组织管理；油品的储存、外输管理、罐区的电器管理、火源控制、消防设施及器材管理等六个方面进行编制。要充分估计和考察到那些内容忽略及较为隐蔽的问题，有针对性地写进检查表里。按检查项目逐项仔细检查，才能发现问题、查出隐患。防火安全检查切忌跑马观花式的快速巡回检查。二是在整改上下功夫。俗话说“旁观者清，当局者迷”，作为公安消防监督部门的人员，虽说对油库的防火安全管理实施严格的监督是责无旁贷的，但同时应充分运用专业知识和丰富的实践经验，将防火安全检查时发现的问题及隐患如实反馈给油库泵站的领导，协助制订整改措施，跟踪落实改进情况。避免防火安全检查流于形式。
4、加强防火安全管理档案资料的建立
长期以来，有些部门存在着不重视防火安全档案管理的问题。上至油库泵站管理部门，下至基层单位，对防火安全检查的资料都不能完整地保存下来或很好地分类归档。不利于总结经验教训，也不利于查寻和维修工作的顺利进行。
解决这一问题的对策：一是企业一定要把防火安全管理的档案资料纳入安全质量管理体系，明确管理职责，依据安全质量管理体系HSE的规范要求进行细化规范管理。二是分类整理各种资料，及时归档，妥善保管，便于查阅。三是将本单位及收集到的外单位有关防火安全正反两方面的事例编印成册，丰富安全教育内容。以史为鉴，不重蹈覆辙，教育在先、防范在前才不至于成为一句空话。
综上所述，我们要在日常的工作和管理中，时刻牢记姜泽民同志“隐患险于明火、防范胜于救灾、责任重于泰山”的重要讲话，把国家和人民的生命财产安全放在首位。做到安全、工作两不误，切实地把各项工作深入地落到实处。
推荐第2篇：油气集输知识
油气集输知识 油气集输
把分散的油井所生产的石油、伴生天然气和其他产品集中起来，经过必要的处理、初加工，合格的油和天然气分别外输到炼油厂和天然气用户的工艺全过程称为油气集输。主要包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺。
油田生产中的“三脱”“三回收”
油田生产中的“三脱”“三回收”：“三脱”是指油气收集和输送过程中的原油脱水、原油脱天然气和天然气脱轻质油；“三回收”是指污水回收、天然气回收和轻质油回收。
原油脱水
从井中采出的原油一般都含有一定数量的水，而原油含水多了会给储运造成浪费，增加设备，多耗能；原油中的水多数含有盐类，加速了设备、容器和管线的腐蚀；在石油炼制过程中，水和原油一起被加热时，水会急速汽化膨胀，压力上升，影响炼厂正常操作和产品质量，甚至会发生爆炸。因此外输原油前，需进行脱水，使含水量要求不超过0.5%。
破乳剂
破乳剂是一种表面活性物质，它能使乳化状的液体结构破坏，以达到乳化液中各相分离开来的目的。原油破乳是指利用破乳剂的化学作用将乳化状的油水混合液中油和水分离开来，使之达到原油脱水的目的，以保证原油外输含水标准。
原油脱气
通过油气分离器和原油稳定装置把原油中的气体态轻烃组分脱离出去的工艺过程叫原油脱气。
合格原油主要标准
国家规定在净化后的原油中含水不能超过0.5%，含盐不大于50毫克/升，每吨原油含气不超过1立方米。
油气分离器
油气分离器是把油井生产出的原油和伴生天然气分离开来的一种装置。有时候分离器也作为油气水以及泥沙等多相的分离、缓冲、计量之用。从外形分大体有三种形式，立式、卧式、球形。
油气计量
油气计量是指对石油和天然气流量的测定。主要分为油井产量计量和外输流量计量两种。油井产量计量是指对单井所生产的油量和生产气量的测定，它是进行油井管理、掌握油层动态的关键资料数据。外输计量是对石油和天然气输送流量的测定，它是输出方和接收方进行油气交接经营管理的基本依据。
油气计量站
它主要由集油阀组(俗称总机关)和单井油气计量分离器气组成，在这里把数口油井生产的油气产品集中在一起，轮流对各单井的产油气量分别进行计量。
计量接转站
有的油气计量站因油压较低，增加了缓冲罐和输油泵等外输设备，这种油气小站叫计量接转站，既进行油气计量，还承担原油接转任务。
转油站
转油站是把数座计量(接转)站来油集中在一起，进行油气分离、油气计量、加热沉降和油气转输等作业的中型油站，又叫集油站。有的转油站还包括原油脱水作业，这种站叫脱水转油站。
联合站
它是油气集中处理联合作业站的简称。主要包括油气集中处理(原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等)、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。
水套加热炉
水套加热炉主要由水套、火筒、火嘴、沸腾管和走油盘管五部分组成，用在油井井场给油井产出的油气加温降粘。采用走油盘管浸没在水套中的间接加热方法是为了防止原油结焦。
原油损耗
原油从油井产出时是油气混合状态。在其集输、分离、计量、脱水、储存等过程中，由于污水排放和伴生天然气的携带，油罐在进出油和温度变化时的大小呼吸蒸发，以及工艺设备的跑、冒、滴、漏等，造成原油的损失称原油损耗。一般原油损耗约占原油总产量的2%左右。
油气密闭集输
在油气集输过程中，原油所经过的整个系统(从井口经管线到油罐等)都是密闭的，即不与大气接触。这种集输工艺称为油气密闭集输。
气储运
石油和天然气的储存和运输简称油气储运。主要指合格的原油、天然气及其它产品，从油气田的油库、转运码头或外输首站，通过长距离油气输送管线、油罐列车或油轮等输送到炼油厂、石油化工厂等用户的过程。
管道输油的特点
管道输油的特点是：运输量大；能耗小、运费低；便于管理，易实现全面自动化，劳动生产率高；管线大部埋于地下，受地形地物限制小，能缩短运输距离；安全密闭，基本上不受恶劣气候的影响，能长期稳定、安全运行；但运输方式不灵活，钢材耗量大，辅助设备多，适于定点、量大的单向输送。
我国管道建设的几个阶段
我国管道建设大致可分为三个阶段：(1)1958～1969年是我国管道建设的初始阶段，这时期由于产油量少，对建设长距离、大口径管道缺乏技术能力及建设经验，所以不论从管道建设的数量上和输油技术方面，都还处在一个落后的阶段。(2)1970～1980年是我国管道建设的高峰阶段，也是大量采用国内先进设备的阶段，在管道建设高速度发展的同时，管道的钢材质量、输油工艺、输油设备及输油通信手段等方面也在高速发展。(3)1981年以后，是我国管道建设大力引进国外先进技术和提高效益的发展阶段。这时期管道建设大量引进国外先进设备和先进技术，注重提高管道输送的经济效益，并进行大规模科研和现场实验，取得较多的科技成果，使管道输油效率大幅度提高。
原油的热处理
原油热处理是将原油加热到一定温度后，再按一定的方式和速度将其冷却到某一温度的过程。经过热处理，可使原油中的石蜡、沥青及胶质的存在形式改变，使原油的凝固点和粘度改变。在最佳的热处理条件下可以改善原油的低温流动特性。1995年年产原油790万吨。
管道的阴极保护
地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量的42.2%，是我国第一大气田，1995年年产天然气71.8亿立方米，年产原油17万吨。
强制电流保护
将被保护金属与外加电源负极相连，由外部电源提供保护电流，以降低腐蚀速率的方法，称为强制电流保护。
地下式油罐和半地下油罐
罐内油品的最高油位，比邻近地面的标高低0.2米的油罐称为地下式油罐；罐底埋深大于油罐本身高度的二分之一，而且油品的最高油位比邻近地面高出0.2米以下的油罐称为半地地下式油罐。
进油管不能从油罐的上部接入
若将进油管从油罐的上部接入，当流速较大的油品管线由高向低呈雾状喷出，与空气摩擦增大了摩擦面积，落下的油滴撞击液面和罐壁，致使静电荷急剧增加，其电压有时可高达几千伏或上万伏，加之油品中液面漂浮的杂质，极易产生尖端放电，引起油罐爆炸起火。因此，进油管不能从油罐上部接入。
静电对石油储运危害
在管线、输油设备和容器某个部位集聚的静电，其电位高到与另一个没有电位或电位较低的物体之间的绝缘介质一定程度的时候，则在两物之间发生跳火现象，这种现象称为静电放电。这种放电对含油气浓度较大的场所，易产生爆炸、着火。其危险性和危害性是很大的。
石油集输知识
前面在有关油田开发部分中所述的内容，都是围绕如何使石油和天然气从油气层中顺利地流向井底，又从井底流到地面来的一套地下工程技术措施。至于石油和天然气由油井流到地面以后，又如何把它们从一口口油井上集中起来，并把油和气分离开来，再经初步加工成为合格的原油和天然气分别储存起来或者输送到炼油厂，这就是通常称之为“油田集输技术”和“油田地面建设工程”。
油田的集输技术和建设，是据不同油田的地质特点和原油性质，不同的地理气候环境，以及油田开发进程的变化而选定、而变化的。例如，由于原油粘度大小、凝固点高低的不同，高寒与炎热地区的差别，对原油的集输技术就有很大的影响；又如，有的原油和天然气中，因含硫化氢，需经脱硫后才能储存和输送出去，这就要有相应的脱硫技术和建设；再如，当油田开发进入中、后期，油井中既有油、气，又有大量的水，不仅要把油、气分离开来，而且还要把水分离出来，把油、气处理成合格的产品，把水也要处理干净，以免污染环境„„如此等等的众多问题所涉及的众多技术与工程建设，都是油田建设的主要内容。原油集输就是把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。这一过程从油井井口开始，将油井生产出来的原油和伴生的天然气产品，在油田上进行集中和必要的处理或初加工。使之成为合格的原油后，再送往长距离输油管线的首站外输，或者送往矿场油库经其它运输方式送到炼油厂或转运码头；合格的天然气集中到输气管线首站，再送往石油化工厂、液化气厂或其他用户。
概括地说油气集输的工作范围是指以油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。 一般油气集输系统包括：油井、计量站、接转站、集中处理站，这叫三级布站。也有的是从计量站直接到集中处理站，这叫二级布站。集中处理、注水、污水处理及变电建在一起的叫做联合站。
油井、计量站、集中处理站是收集油气并对油气进行初步加工的主要场所，它们之间由油气收集和输送管线联接。
（一）油井的地面建设
采油井分两种类型：即自喷井和机械采油井。
自喷井井口的设备一般有采油树、清蜡设备（如：绞车、钢丝、刮蜡片）、油嘴、水套加热炉、油气计量分离器等（井口房和值班房根据当地的气候条件和社会因素考虑是否设置）。
机械采油井目前一般采用有深井泵（即管式泵）、水力活塞泵、电动潜油泵和射流泵四种采油方式。机械采油井场的工艺设备和辅助设备主要有：采油树、油气计量分离器、加热和清蜡设备及采油机械。因为机械采油的方式不同，所以在井口的地面工程也就有所不同，水力活塞泵采油技术是现在比较先进的机械采油方式，下面就此来谈井口的工程建设内容。
水力活塞泵采油是用高压液体作为井下抽油泵动力的无杆抽油泵。主要用于比较深的井、丛式井、结蜡井、稠油井以及条件较复杂的油井。水力活塞泵抽油装置，由地面泵组、井口装置和管线系统、水套加热炉、沉降罐和井下水力活塞泵机组等部分组成。
水力活塞泵一般用稀油作为动力液。可用本井或邻井的原油经分离器脱气，再经过水套加热炉（或换热器）加热到60C左右，进入沉降罐然后被吸入高压三柱塞泵，加压后的原油（动力液），通过井口四通阀注入油管，推动井下水力活塞泵组液马达上下往复运动，中间拉杆带动抽油泵，抽出井内的油。在井内工作过的动力液和抽出的原油通过油管与套管的环形空间上升到地面，通过四通阀进入油气分离器。脱气的油再回到沉降罐，沉降后一部分再进入地面泵循环使用，另一部分进入集油干线。
（二）计量站的设置和建设
计量站的作用主要是计量油井油气产量，并将一定数量（7～14口）油井的油气汇集起来，再通过管道输送到油气处理站。另外，计量站还向井口加热设备提供燃料等。
计量站的种类，按建筑结构分有：砖混结构、大板结构和列车式；按工艺流程分有：单管计量站、双管计量站和三管计量站。计量站的设施，一般有各井来油管汇（也叫总机关）、计量分离器、加热炉、计量仪表等。
油气集输流程是油田地面工程的中心环节。采用什么样的流程，主要取决于各油田地质条件、油井产量、原油的物理性质、自然条件以及国民经济和科学技术的发展水平等。国内外油气集输流程的发展趋势基本是小站计量，大站集中处理，密闭输送，充分利用天然资源。总的有两种流程：
⒈ 高凝、高粘原油的加热输送流程：
随着石油工业的发展，高凝、高粘原油在石油总产量中所占的比例日益增加。对这类原油国内外一般都采用加热输送。
加热输送分直接加热输送和间接加热输送。直接加热输送是用炉子加热或掺热液与井口油气水混合加热而进行输送；间接加热输送是采用热水伴随、蒸汽伴随或电表皮效应等加热方式进行输送。我国有些油田，像胜利油田、江汉油田、扶余油田、辽河油田等，在部分地区是采用井口加热保温、单管出油的油气混输小站流程；也有采用双管掺液保温的油气混输小站流程；还有采用了三管热水伴随小站流程。
⒉ 单管或双管不加热密闭混输流程：
在欧美国家的大多数油田采用的都是这种流程。其原因是原油的物性好，或油田自然条件好，油井出油温度高。我国的有些油田，根据原油物性和油田自然条件的可能，也采用了井口不加热流程，但有的仍不能采用这种流程。
（三）集中处理站（联合站）的工程建设
集中处理站是油田油气集输流程的重要组成部分。它所承担的任务、建设规模和在油田的建设位置，一般由总体规划根据开发部门提供的资料综合对比后确定。
集中处理站包括：油气工艺系统、公用工程（供电、供排水、供热、通讯、采暖、通风、道路、土建等）、供注水、污水处理、消防、变电以及必要的生产设施。
集中处理站的主要设备有：分离器、含水油缓冲罐、脱水泵、脱水加热炉、脱水器、原油缓冲罐、稳定塔送料泵、稳定塔、稳定塔加热炉、稳定原油储罐、外输泵、流量计、污水缓冲罐、污水泵等。
站内管线尽可能在地面以上架空（电缆、仪表线等可同架），这样既便于维修和管理，又不易腐蚀。站外管线尽可能沿路敷设，以便施工、维修和管理。
下面着重介绍原油脱水和原油稳定：
⒈ 原油脱水 所有的油田都要经历含水开发期的，特别是采油速度大和采取注水强化开发的油田，无水采油期一般都较短，油井见水早，原油含水率增长快。原油含水不仅增加了储存、输送、炼制过程中设备的负荷。而且增加了升温时的燃料消耗，甚至因为水中含盐等而引起设备和管道的结垢或腐蚀。因此，原油含水有百害无一利。但水在油田开发过程中，几乎是原油的“永远伴生者”，尤其是在油田开发的中后期，油井不采水，也就没有了油。所以原油脱水就成为油田开发过程中一个不可缺少的环节，一直受到人们的重视。
多年的反复实践，现在研究成功的多种原油脱水工艺技术有：
沉降分离脱水。这是利用水重油轻的原理，在原油通过一个特定的装置时，使水下沉，油、水分开。这也是所有原油脱水的基本过程。
化学破乳脱水。即利用化学药剂，使乳化状态的油水实行分离。化学破乳是原油脱水中普遍采用的一种破乳手段。
电破乳脱水。用于电破乳的高强度电场，有交流电，直流电、交一直流电和脉冲供电等数种。其基本原理是通过电离子的作用，促使油、水离子的分离。
润湿聚结破乳。在原油脱水和原油稳定过程中，加热有利于原油粘度的降低和提高轻质组份的挥发程度。这也就促使了油水分离。
原油脱水甚费能源，为了充分利用能源，原油脱水装置与原油稳定装置一般都放在一起。为了节约能源，降低油气挥发损耗，通过原油稳定回收轻质烃类，油田原油脱水工艺流程已趋向于“无罐密闭化”。无罐流程的显著特点就是密闭程度高，油气无挥发损耗。在流程密闭过程中，原油脱水工艺流程的密闭是一个关键环节，因为它的运行温度较高，停留时间又长，油气容易挥发损耗。据测定，若采用不密闭流程，脱水环节的油气损耗约占总损耗的50％。
原油脱水设备则是脱水技术的体现，它在原油脱水过程中占有重要地位。一项脱水设备结构的合理与否，直接关系到脱水的效果、效率和原油的质量，以及生产运行成本，进而影响原油脱水生产的总经济效益。因此，人们结合油气集输与处理工艺流程逐渐走向“无罐化”，即不再使用储罐式沉降分离设备，而较普遍地采用了耐压沉降分离设备，研制了先进的大型的脱水耐压容器。电脱水器是至今效率最高，处理能力最强，依靠电场的作用对原油进行脱水的先进设备。电脱水器的形式有好多种，如：管道式、储罐式、立式园筒形、球形等。随着石油工业的发展，经过不断地实践与总结，趋向于大批采用卧式园筒形电脱水器。它的处理规模与生产质量均已达到较高水平，每台设备每小时的处理能力就能达到设备容积的好几倍，净化油含水率可降到0.03％以下。为了加快油田建设速度，提高脱水设备的施工予制化程度，将卧式电脱水器、油气分离器、火筒加热炉、沉降脱水器等四种设备有机的组合为一体，这种四合一设备，不仅结构紧
凑，而且节约了大量的管线、阀门、动力设备，特别是油田规模多变的情况下，这种合一设备可以根据生产规模的需要增加或减少设置台数，所以说它具有较大的机动灵活性。
⒉ 原油稳定
原油稳定就是把油田上密闭集输起来的原油经过密闭处理，从原油中把轻质烃类如：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等分离出来并加以回收利用。这样，原油就相对的减少了挥发作用，也降低了蒸发造成的损耗，使之稳定。原油稳定是减少蒸发损耗的治本办法。但是，经过稳定的原油在储运中还需采取必要的措施，如：密闭输送、浮顶罐储存等。
原油稳定具有较高的经济效益，可以回收大量轻烃作化工原料，同时，可使原油安全储运，并减少了对环境的污染。
原油稳定的方法很多，目前国内外采用的大致有以下四种：
一是，负压分离稳定法。原油经油气分离和脱水之后，再进入原油稳定塔，在负压条件下进行一次闪蒸脱除挥发性轻烃，从而使原油达到稳定。负压分离稳定法主要用于含轻烃较少的原油。
二是，加热闪蒸稳定法。这种稳定方法是先把油气分离和脱水后的原油加热，然后在微正压下闪蒸分离，使之达到闪蒸稳定。
三是，分馏稳定法。经过油气分离、脱水后的原油通过分馏塔，以不同的温度，多次气化、冷凝，使轻重组分分离。这个轻重组分分离的过程称为分馏稳定法。这种方法稳定的原油质量比其它几种方法都好。此种稳定方法主要适用于含轻烃较多的原油（每吨原油脱气量达10立方米或更高时使用此法更好）。
四是，多级分离稳定法。此稳定法运用高压下开采的油田。一般采用3～4级分离，最多分离级达6～7级。分离的级数多，投资就大。
稳定方法的选择是根据具体条件综合考虑，需要时也可将两种方法结合在一起使用。
（四）原油库的建设
用来接收、储存和发放原油的场所叫原油库。原油库具有储存油品单
一、收发量大、周转频繁等特点，它是油田正常生产和原油外运（或外输）的一个重要衔接部分。根据不同的原油外运方式，原油库可分以下几种。
铁路外运原油库：油库内建有专用铁路线及有关装油设备。如大庆油田在六十年代，其原油主要就是靠铁路外运，油罐列车每天象长龙一样，从油库将原油源源不断的运向全国有关炼油厂。
管线外输原油库：是利用管线将原油外输到各用油单位。但是，利用管线外输的油田，又不一定都有原油库，如华北油田就没有原油库。华北的原油往北送往石楼，往南送往沧州和石家庄炼油厂都是用管线输送。根据输送距离和油量等因素，输送管线途中还应设有加热和加压站。
联合外运原油库：利用铁路槽车和管线，将原油输送给用油单位。如胜利油田的原油以前是管输到辛店，从辛店站又用铁路槽车往外运，后来又建了东营至黄岛的输油管线来外输原油。靠近海或江河的油田，也可考虑用船来将原油送给用油单位。另外对边远的一些面积小、产油量少的油田，或者新建的油田还没形成系统时，也可用汽车拉油外运。如二连的阿尔善油田，在开发初期即是以汽车来外运原油的。还有冀中油田的有些区块，建设原则就是先建站、后建线，先拉油、后输油。
原油库一般由收油、储存、发放设备及公用工程、生产和生活设施等部分组成。收油设备主要是指收油用的阀组。储存原油的设备主要是储罐。油田上的原油储罐主要是立式园柱型金属油罐。常用的有无力矩罐、拱顶罐和浮顶罐。从降低原油的蒸发损耗来看，浮顶罐比其它结构形式的罐都优越。发放设备是指将原油外运或外输所需要的设备。采用铁路外运时，需要建铁路专用线、装油鹤管、栈桥、装油泵和计量设备等。采用管线外输时，需要安装外输泵、外输阀组、加热设备和计量设备等。联合外运（输）油库的发放设备，则是以上两种油库发放设备的综合。在可能的条件下，应充分利用地形高差来装车，以节省能源。
油库的公用工程与原油处理站的公用工程基本一致。要强调的是油库的安全和消防。原油库一旦发生火灾和爆炸，后果是不堪设想的。
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高效油气集输及处理技术
学号：20131001419
班级：021131 姓名：朱康钰
把分散的油井所生产的石油、伴生天然气和其他产品集中起来，经过必要的处理、初加工，合格的油和天然气分别外输到炼油厂和天然气用户的工艺全过程称为油气集输。主要包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺。
进入到新世纪以后，伴随着我国国民经济的飞速发展，我国油气集输行业也得到了飞速的发展，所谓的油气集输工作就是指将从油田中开采出来的天然气和石油进行收集、储存、加工以及处理的一系列的工艺的过程。因此油气集输主要有以下三个方面的工作：一是将从油田中开采出来的石油或是天然气等物质通过长输管道输送至油气处理站处，在油气处理站对这些物质进行分离、脱水的过程，经过这些过程处理后的石油才能够符合国家的标准；第二个任务是将已符合标准的原油运送至油田的原油库处，在油田的原油库出对已经分离出来的天然气进行脱水、脱酸以及深加工等处理工程；第三个工作就是再一次处理已合格的原油并将这些原油输送给需要的用户。因此，油田集输工艺技术是很复杂的过程，对其进行相关的技术探讨也是十分必要的。
油气集输时的生产工作与开采石油时的钻井、勘探、修井、测井以及采油等生产工艺过程都是有很大的不同的，它的主要特点是生产时的油田点多，面广并且线很长，同时进行油田集输的生产作业是还伴随着高温高压、易燃易爆、有发生火灾的危险性、生产作业有很强的连续性以及工艺流程十分复杂的缺点，所以随着油田开采技术的不断进步和发展，人们也更加的重视油田集输的生产工作了，同时油田集输工艺水平的高低对开发油田的整体的技术工艺水平也是有着至关重要的影响的。
油气集输行业的技术现状及发展趋势 油气水多相混输工艺技术
长距离的油气混输工艺技术是一项较为先进的工艺技术，目前也基本上被发达国家广泛使用，从上个世纪八十年代开始，欧洲的德国、英国以及法国等国家就开始对这些技术进行了大量的研究和分析，要想真正的应用多相混输工艺技术，就必须将其与电热技术相互配合，如果真正的应用此技术，在进行油气集输工作是也会大大降低工程的成本并且简化其工艺流程，因此多相混输技术油气集输领域中比较有发展前景的一项技术。
大庆油田是我国在油气集输行业中技术最为先进的油田，但是其混输工艺的技术以及其在集输设备的研发中与欧美的先进国家仍是有着不小的差距的。 原油集输工艺
在许多高凝原油以及高含蜡的油田中，我国使用较为广泛的油气集输工艺主要是加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺、大站集中处理工艺以及单双管集油的工艺技术，其中华北油田以及辽河油田就是比较有代表性的。而国外如美国和加拿大等国家对于高含蜡的油田你，在使用加热工艺的基础上，为了降低原油的凝聚性和粘度，还在油田中添加一定量的化学药剂，从而对油气进行单管集输的工艺过程。而如我国的新疆等油田，它们是属于低含蜡以及低凝点的油田，通常情况下对其采用的处理工艺都是单管而不加热的集油工艺。大庆油田是我国各项技术都处理领先地位的油田，因此在集输工艺集输方面大庆油田也要更加的先进于其他的油田。目前，我国的油田已经逐步的走到高含水后期的阶段，因此油气集输行业的发展趋势也是应利用高含水期原油具备很强的流变性的特点，在不断简化集输工艺技术的同时，在常温的状态或是低温的状态下进行输送工作。 原油脱水技术
在一些具有高含水性的油田中，两段脱水工艺是最主要的集输工艺技术，第一段是游离脱水的过程，其主要是采用聚结脱水和大罐沉降的方式进行脱水，而第二段则是电脱水的过程，其主要采用的方式是利用竖挂电极和平挂电极进行交流电和直流电复合的方式进行脱水。而在我国的胜利以及塔里木等高含水性但是低粘性和低凝性的油田中，主要采用的脱水方式是热化学脱水工艺。在对原油进行脱水处理的研究上，美国以及俄罗斯等国外的发达国家对其较为重视，其不但在原油脱水中间过渡层的研究上面取得了一定的成果，同时也研究出了专门的处理的技术措施。目前在对原油进行脱水处理方面的研究趋势是研制高效游离水脱除器，这种仪器能够更好的利用原有高含水性的特点，降低游离水脱除设备的成本的规模，同时也提高了脱除游离水的工作效率。
随着经济社会的发展，对能源需求量不断扩大，油气田项目的开发成为了国民经济的重要支柱。油田项目的开采的综合利用程度也逐渐提高，节能降耗理念在油田项目得到广泛的推广和应用，作为油气生产的重要环节，油气集输系统的节能降耗直接关系整个油田开采项目的成本和经济效益。本文结合油气集输节能降耗在油田项目中的重要性分析，以及现阶段油气集输系统节能降耗技术利用现状及问题，对油田油气集输系统的节能降耗技术提出几点建议，以提高节能降耗技术的应用效果和新技术的推广使用，从而达到节能减排，提高企业的经济效益的目的。
油气田深井开采的不断深入，开采的难度和技术要求也越开越高，作为油田项目的重要环节，油气集输喜用主要负责原油脱水，油气分离等任务，该过程需要将油气转化成油气产品，所以是最主要的能源消耗环节，也突出了节能降耗的重要意义，如何减少油气的损失，提高系统的运行效率，已经是强化油气集输系统创新，减少运行成本，提高企业经济效益的重要内容。
一、油气集输系统耗能原因分析
从油气集输系统的内容看，其主要负责油气水分离、原油脱水、天然气脱水、含油污水处理等环节，其重要性表现在该环节是将原油天然气等混合物，经过该系统的计量、分离、净化、稳定转变为能够利用的产品过程，该系统主要消耗大量的电能和热能，在整个开采过程中，是能源消耗大户，其中耗能的主要原因表现在以下两个方面：首先，该系统耗能高。这主要受到处理工艺和水平的限制，导致系统运行需要大量的能源支撑，并且现阶段大量的油气田处于中后期开发，本身油质没有前期开采的好，所以需要更多的能源消耗去处理原油和天然气以及其他混合物，并且大量的设备老旧也是造成耗能高的主要原因之一。其次，油气的损耗高，处理技术的相对落后，造成大量的油气得不到充分的分离和利用，造成大量不必要的损耗。特别是我国大部分的油气田开发项目，还处于较低技术层次的开发，集输系统还是采用加热方式，本身就需要消耗大量的能源，开采的难度不断增加与现阶段技术相对落后的矛盾，造成了我国油气田集输系统耗能高、利用率低的根本原因，在今后的油气项目开发时，应该重点关注和解决这个方面的问题，以提高对油气田的综合开发能力。
二、油田油气集输系统节能降耗现状分析
从目前我国油气集输系统的节能降耗技术应用以及措施上看，也在不断引进先进技术和设备，以提高整个油气集输系统的节能降耗水平，并在一定范围内取得了良好的效果，例如，在目前最常见的节能降耗措施是利用常温游离水雨脱出技术，利用一定剂量的破乳融入到采出原液中，在不无需加热的情况下可以将游离水分离出去，达到较好的净水效果，该方法适用于油气混合溶液中含水量高于60%以上的油气开发项目中，通过这种方式能够大大加快油水分离，降低能耗，在不加热的情况下实现直接输送，达到集输目的。作为极其复杂的操作系统，系统中的动力设备，热力设备以及分离设备是系统的关键所在，一般情况下，在油田集输系统中，采用的是加热炉，提供源源不断的热量，提高热力设备的热效率，这里不得不提的关键是泵的作用的发挥，它是分离设备的关键，所以要想实现对技术系统的节能降耗，在泵的技术创新方面也要多下功夫，这也是提高整体输送系统效率的关键所在。
在目前的集输系统中，关于节能降耗方面主要面临以下几个方面的问题，首先，从实际操作看，水含量会随着油气的开采而不断增长，在对于油气集输系统来说是一个巨大的考验，提高效率，加快油水处理不仅难度大，而且耗费的能源较多；其次，偏远的小油田受到技术和资金的限制，高耗能的情况依旧非常明显，计算混乱耗能过高已经是摆在企业发展方面的巨大障碍，如何进行相应的调整和布局，减少集输过程中的能源损耗，其中关键的一点是要重视封闭运行系统的改造升级，及时的处理这个过程中的相关复杂问题，其中包含着技术的革新，对油水性质的计算，结合油水的性质进行科学的集输调整，通过适应环境，使得系统设备更加高效和稳定的发挥作用，达到节能降耗的目的。在长期的操作和经验中得出，离心泵可以在低温下完成含水原油的输送任务，而这一点在一些并未重视油气集输技术的油田项目中得不到广泛推广，以至于白白浪费了大量的宝贵能源，这个过程中，只要通过经验的积累就能在含水油气中准确科学的加入化学剂，实现常温集油。面对诸如上述的问题，如何实现油气集输系统的节能减排，还应该从两个方面下功夫，一是，设备改造；二是，技术革新。
三、节能降耗技术在油气集输系统中的应用
通过对油气集输系统的了解，总结出实现油气集输的两大关键点在于：设备的改造以及技术的革新，加强这两个方面工艺技术，能够是节能降耗的效率更加明显，也是推广和使用节能降耗技术在油气集输系统应用中的关键，其次，利用热泵技术，科学回收利用污水中的剩余热量，把热量进行收集，二次利用，可以利用到集油或者是原油脱水中去，一定范围内实现节能目的，最后，必须在结合实际的情况下，利用加热炉节能，提高设备的密封性，保证设备的热量，减少排烟损失，对大气环境起到重要的保护作用。
1.现有设备的设备改造和工艺革新针对现有的设备，对其进行是设备改造和工艺革新，首先，加强能耗分析，通过对集输系统的各个环节能耗分析，能够使能源消耗得到一定的控制，在集输过程中搜集数据，逐步建立和完善一整套油气集输模拟系统，尽可能做到节能目的。
2.加强节能降耗技术的革新和推广在技术革新和推广方面，着重介绍新型油气水三项分离器的推广和使用，该设备的特点主要是液混合物进入分离器之后，可以首先分离出天然气，此过程能够减少分离的难度，提高设备的分离能力。特别是进入后期开采，混合物的含水量大大增加，并且含有大量其它杂质，利用三项分离器中的防冲装置能够改变混合物的速度和前进方向，能够有效防止沙腐蚀穿孔，对设备的保护作用极强，减少安装成本。除了技术革新之外，实现节能降耗的另一个重要的举措是管理的创新和人才的引进，只有管理好，操作好集输系统，才能使系统发挥最大功效，达到节能降耗的目的。
推荐第4篇：油田油气集输工艺简介
油田油气集输工艺简介
将油田各油井生产的原油和油田气进行收集、处理，并分别输送至矿场油库或外输站和压气站的过程。中国古代使用人力和马车集油，14世纪初，陕西延长、永坪、宜君等地所产石油均存入延安的“延丰油库”（见《元一统志》），20世纪40年代初期，玉门油田将井喷原油引入小山沟，筑坝储集，油田气全部放空；原油再经砖砌渠道，利用地形高差，流进输油总站（外输站）。40年代中期以后，开始敷设出油管线，用蒸汽管伴热，在选油站进行油气分离、油罐计量原油和储存，油田气经计量后，部分通过供气管线，作为工业和民用燃料，部分就地放空。50年代以后，随着新油田的不断出现，集输管网、油井产物计量、分离、接转，原油脱水和原油储存等工艺技术亦相应发展。到了70年代，集输工艺不断完善，不加热（常温）集输、油罐烃蒸气回收、原油稳定、油田气处理和外输油气计量等技术都有所发展。
油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到：①合理利用油井压力，尽量减少接转增压次数,减少能耗；②综合考虑各工艺环节的热力条件,减少重复加热次数，进行热平衡，降低燃料消耗；③流程密闭，减少油气损耗；④充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）；⑤技术先进，经济合理，安全适用。
油气收集
包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等，全过程密闭进行。
集输管网系统的布局 须根据油田面积和形状，油田地面的地形和地物，油井的产品和产能等条件。一般面积大的油田，可分片建立若干个既独立而又有联系的系统；面积小的油田，建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线；从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中，油、气、水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站，气、液经分离后，油水混合物密闭地泵送到原油脱水站，或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站（或集中处理站）到矿场油库（或外输站）的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力，把油田气输送到集中处理站或压气站，经处理后外输。从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。从抽油井回收的套管气，和从油罐回收的烃蒸气，可纳入集气管线。集气管线要采取防冻措施。
集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘；③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输送。
集输管线的路径选择要求：①根据井、站位置；②线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；④满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。
集输管线的管径和壁厚，以及保温措施等，要通过水力计算、热力计算和强度计算确定。
油井产物计量
是为了掌握油井生产动态，一般在计量站上进行。每座计量站管辖油井 5～10口或更多一些，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后，再混合进入集油管线计量分离器分两相和三相两类。两相分离器把油井产物分为气体和液体；三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油；然后用流量仪表分别计量出体积流量。含水油的体积流量须换算为原油质量流量。油井油、气、水计量允许误差为±10％。
气液分离
为了满足油气处理、贮存和外输的需要，气、液混合物要进行分离。气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。高压油井产物宜采用多级分离工艺。生产分离器也有两相和三相两类。因油、气、水比重不同，可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。分离器结构型式有立式和卧式；有高、中、低不同的压力等级。分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。处理量较大的分离器采用卧式结构。分离后的气、液分别进入不同的管线。
接转增压
当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。
油气处理
在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。
原油脱水
脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于 0.5％的标准。脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。
原油稳定
脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。在稳定过程中，还可获得液化气和天然汽油。原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。以负压脱气法为例，稳定工艺过程是：脱水后的原油进入稳定塔，用真空压缩机将原油中的气体抽出，送往油田气处理装置。经过稳定的原油从塔底流出，进入贮油罐。原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关，由各油田根据具体情况选择合适的方法。
油田气处理
油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同（见天然气集气和处理）。
油气贮输(运) 将符合外输标准的原油贮存、计量后外输（外运）和油田气加压计量后外输的过程。
原油贮存
为了保证油田均衡、安全生产，外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。贮油罐的数量和总容量应根据油田产量工艺要求输送特点（铁道、水道、管道运输等不同方式）确定。油罐一般为钢质立式圆筒形，有固定顶和浮顶两种型式，单座油罐容量一般为5000～20000m。减少热损失，易凝原油罐内设加热盘管，以保持罐内的原油温度，油罐上应设有消防和安全设施。
外输油气计量
是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，乘以密度，减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35％。原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积，再换算成原油质量流量。外输油田气的计量，一般由节流装置和差压计构成的差压流量计，并附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差 ±3％。孔板节流装置用“干检验法”（由几何尺寸直接确定仪表精度）标定，也可用相应精度等级的音速喷嘴（临界流喷嘴）进行定期标定。
原油外输(运)
原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送，具有输油成本低、密闭连续运行等优点，是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法，还有采用装油船(驳)的水道运输方法。用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时，需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法，相应地设有汽车装油站（点）。
推荐第5篇：油气集输工艺技术主要由
系部：石油工程系 班级：采气1231 姓名：杨鹏 学号：12031056
油气集输工艺技术主要由“原油输送、油田伴生气处理及轻烃回收、天然气集输”三部分内容组成，这里主要从生产工艺、生产管理、维护维修、关键设备等方面，介绍了国内外的技术水平，指出了我国的差距，并提出了研究与发展的方向。
1.我国与国外油气集输专业技术水平差距
总体来说，我国油气集输专业的整体技术水平与国外先进水平相比差距是明显的。 从生产工艺上来说，原油管道输送方面的差距最大，自50年代以来，世界上发达国家的输油管道基本上普及了密闭输送工艺流程，而我国输油工艺还普遍采用开式流程运行和加热输送工艺，能耗大。天然气和油田气处理工艺相差不大。油田伴生气的回收，则靠管道将联合站进行原油处理生产的伴生气汇集起来，由压缩机加压，然后进行轻烃回收。轻烃回收一般采取辅助浅冷和高压膨胀制冷凝液分馏生产工艺。天然气地面生产工艺比较简单，流程是：天然气经井口采气树后，首先进加热炉加热、然后由气嘴进行配产和节流降压、进集气站分离器分离出水、砂、油等杂质，最后经计量后外输。
从生产设备、管理和维护手段上来讲，差距更大。国外油田在生产上普遍采用了先进的自动化数据采集与控制技术，对生产工艺过程的实时监控已成为惯例，如输油管道采用SCADA系统，站内采用DCS系统，跟生产辅助的电力、通讯系统也实现了自动化。而我国特别是东部老油田在自动化方面还限于单件的自动化仪表的使用，除了少数生产设施外，自动化基本上处于起步阶段；加热炉、输油泵等生产设备陈旧落后，收发油计量误差大，能耗也较大。
我们认为，我国油气集输专业的技术水平与国外相比有相当大的差距，总体管理技术水平比发达国家落后10～20年左右，而且差距有继续拉大的趋势。 2.我国油气集输专业技术发展方向与建议
“十五”期间，我国石油工业特别是东部老油田应该在油气集输工艺、生产数据采集与控制自动化、高效设备等方面进行攻关和试验，引进推广先进技术，加大科技投入，缩小差距，尽早实现现代化，提高经济效益，为石油工业的持续稳定发展作出贡献。
随着东部油田进入开发后期，各种生产设施、设备日趋老化，当年设计工况和现实不匹配，脱离，矛盾日益突出，我们应该面对落后的现实，认真借鉴国内外先进技术，脚踏实地，系统、全面、彻底地对油气集输生产系统进行改造，依靠科技进步，以经济效益为中心，以保障安全生产、节能降耗为重点，开展科技攻关，研究开发出先进、适用的新技术，引进推广新技术、新工艺，坚持用高新技术对传统行业进行技术改造，特别是要注意采用计算机技术、自动化技术、微电子技术、现代通信技术、地理信息系统、全球定位系统等，努力实现集输生产自动化、高效化，使老油田油气集输行业技术水平跨上一个新的台阶。
近期（今后10年内）发展目标：实现油气集输升级的自动化、信息化，建成数字化的网上生产管理系统，采用先进适用的生产工艺和管理手段，应用高效可靠的生产设备，掌握和配备各种安全保障技术和机具，达到安全生产、节能降耗、降低成本的目的。
3 天然气集输近中期从以下几个方面开展工作：
①在气井集输工艺上，为解除冻堵这一心腹之患，应研究新的生产工艺，如研究井口加醇（采用重力罐自动加注）、高压输送至集气站，再进行冷凝脱水（如气波制冷或膨胀制冷方式）对天然气脱水，并分离回收甲醇，分离器采用自动放水器实现自动放水。②对输气干线，实现“干输”，保持输气管道干燥，避免管道内腐蚀和水化物冻堵。
③在生产管理上，首先实现数据自动采集，然后逐步实现自动化控制，实现集气站无人职守，由工作人员巡回对气井、集气站进行维护、检查。
④研究应用气井、站、管网集输优化设计软件，在新建气井工程中，根据现有的集输管网和气井分布，设计最优的管网分布、管径组合和集气站位置，使其布局合理，投资费用最低。
4普及推广先进的设备故障诊断技术及仪器
在油气集输生产中使用的设备，如泵、压缩机、电机、阀门等，由于建设时间、单位的不同，其生产日期、单位以及技术标准多种多样，这就给设备的维护管理带来了困难，并且增加了维修的工作量。故障诊断技术是对事故采取预防为主的方针，减少生产故障、延长设备寿命，提高经济效益和减少维修费用的重要途径。
鉴于国外在设备管理上的先进经验，我们应该建立一支专业化的设备故障诊断队伍，大力推广普及简易诊断仪器，在提高覆盖率和确诊率的同时，发展精度诊断和精密诊断技术，培养故障检测分析技术人员，健全设备故障
诊断档案，从定期维修转变到检测维修上来，为生产的安全运行提供有利的保障。
21世纪，将是科学技术飞速发展的世纪，也将是企业管理模式发生巨大变革的世纪，石油科技也必然有也必将取得新的突破和重大进展。因此，科技创新将变得越来越重要。油田应该增加科技投入，营造有利于科技进步和技术创新的政策环境，吸引高科技人才，提高技术人员从事科技攻关的积极性，从而才能在今后激烈的市场竞争中立于不败之地，有光明的前景。
推荐第6篇：油气集输提升节能降耗水平论文
摘要:近些年来，我国人民生活水平不断提高，为了出行方便，家家户户都购置车辆，车辆使用增多，对石油的需要有所增加，为了满足大众需要，我国便加快了油田的开采速度。作为油田开采中的重要环节油气集输工艺技术需要我们进行深入的研究，通过对该工艺的了解可以减少油气传输过程中的消耗，同时使油气浓度符合要求。本文简单分析了油气集输工艺技术是如何提升节能降低消耗的。
关键要:油气集输工艺；节能；原油浓度
一、前言
随着我国开采油田数量的增多，开采的工作人员发现石油的含水量和开采出的液态物体性质随着储存时间的延长有所变化，为了使输出的油气达到一定浓度我们必须从多方面研究来改善目前现状。怎样充分利用油田，怎样开发，怎样降低油气输送中能量的消耗，这些都是需要我们纳入考虑范围内的，以下就是本文研究的具体内容。
二、油气运输储存的问题
油气运输系统是油气开采的中心环节，该系统和注入水分、集合气体以及配用电量等共同组成了油田开采体系。运输系统是建立在开采油田表面的设备，原油开采出来后由该系统运输到目的地，在此过程中很容易出现原油的消耗，所以运输系统的规划和建设十分重要。运输管道消耗的油料都是刚刚开采出来的，是浓度高质量好的油料，据统计，每年由输油管道消耗的原油可达十万吨以上，消耗的这部分原油能够一个城市车辆行驶两年的，减少消耗节约能源是我们的责任。采用油气集输工艺技术能够大幅度减少消耗达到节能的目地。一般来讲，油气技术系统中存在的主要问题是高能耗、大油气损耗。所谓的高能耗主要是指在处理油水的过程中消耗了较多的能量，而且不时的出现的问题，陈旧的设施设备和保守的技术已经难以妥善的解决这些问题，需要加大改造的力度；油气损耗过大主要是因为油气在储存和运输环境会出现挥发的情况，所以要加大油气集输系统的密闭性。油气的集输系统的能耗上主要表现在以下几个方面：首先，油井中开采出来的液体，在含水比例上大大增加，这也增加了油气处理的难度，成本大大增加，能耗也呈现变大的趋势。而且我国很多的油田已经来时进入到了生产的中后阶段，在含水量上也呈现增长的态势，原有的质量上已经比不上原来的产品，这样后期原油的处理难度也大大增加，对于设备的处理要求也会越来越高，而且设备的整体负荷太大，能耗也开始加大；其次，油气的技术设备和现代的油田开采工作并不匹配。从目前来看，油田的环境较为复杂，开采油田的难度也大大增加，尤其是现在一部分的稠油油田的开采难度要远远大于预期，对油气的存储和运输的难度也尤为突出，但是在我国很多的油田仍然采用较为传统的集输方式，这就导致了集输系统的性能已经难以适应油田生产的需求，系统的负担大大增加，能耗也相应增加；再次，油水的处理难度较大，随着油田开采工作的不断深入，会存在一些特殊油藏的开采，开采出来的油水混合物的性质会发生变化，这也就相应的增加了油水处理的整体难度；最后，油田中使用的设备较为陈旧，很多的油田经过了多年的开采之后，设施设备已经老化的较为严重，比如说运行了很长时间的加热炉，因为很多的油田没有按照规定的时间进行检查和维护，这就造成了设备的效率呈下降趋势，发挥不了其应有的作用，导致了热量的浪费，消耗的能量也是越来越多。
三、油气集输工艺技术的节能方案
（一）不需要加热的油气低耗能运输技术
不需要加热的油气运输技术是利用最低温度原理工作的，原油中含有的水分一般不会自动蒸发使原油浓缩，如果水分和油量的比例达到一定水平，在井口开采出来的石油温度比最低运输温度高就无需再加热来运输了。最近几年不加热运输方式在油田开采中的应用越来越广泛，油田开采人员会根据开采地区条件不同调整运输方案，根据大量实际案例研究，发明了单管、双管和掺水的低温运输方案。单管低温集输运输方法是利用原油生产时产生的温度和压力差把原油液体经过单管低温运输管道输送到目的；双管低温运输方法通过改造出油口和计量装置，实现主管和副管共同运输，此方法可以提高运输效率还可以随时向原油中掺水。掺水低温运输方案是一个环形的装置，主要由集油管线和计量阀组成，该环形装置的一头是用来掺水的而另一头是原油中的各种成分输送到汇管中。
（二）油气集输工艺
油气集输工艺是经过大量实验和应用总结发明的新工艺，该工艺的兴起极大的提高了节能降低消耗的水平。该技术主要把油井口处的气体、水分和原油三种物质在混合的条件下利用集合运输油泵经过海底高压力管道运输到原油处理器，高压力能够防止三种物质分离，使终端处理器充分利用原料，减少原油的浪费。过去对油气的处理在需要运输泵、压力器和管道等多种装置才能保证水分、气体和原油三者不分离的状态，采用的装置多在装置接触部位容易损耗原料。现在采用的集输工艺是把过去复杂装置简单化，不仅节约了装置建设的投资，还减少了原料的浪费提高原油质量，增加开发商的经济效益。
（三）油气处理技术
前面说了油气集输工艺处的节能方式，现在来介绍油气处理节能技术，该技术从多个角度实现节能目地，减少能源消耗。首先，在原油提取后经过气体和液体分离的装置进行水分脱出，把游离水分排出来之后能够方便后面加热工序降低加热负荷，达到节能效果。然后可以利用高压力继续脱水，稳定油的性质，以便将油气灌输到油灌中，取消了中间一系列复杂的流程减少了资金的消耗。通过上面的改造就形成了高效节能过程。处理油气是整个原油生产分离中重要步骤，处理技术对节约能源来说十分重要。处理技术水平的高低直接关系到油田的经济效益。处理油气技术是最耗能的生产过程，在过去的处理技术中优先考虑处理技术的安全性和先进性，却忽略了该技术的节能性，而现在将节能理念纳入考虑范围内。在我国各项技术快速发展的今天，创造和使用节能技术已经不成问题了，如高效处理技术、智能高效设备和加热器的在原油生产中的应用都能说明新技术的节能效果。
四、加强应用油气集输工艺技术提升的措施分析
（一）增强节能意识
应用油气集输工艺技术的提升就是一个节能降耗的过程。随着现代社会经济的不断发展，人们对于能源危机的认识越来越清楚。尤其是油田企业的工作者更应该加强这方面内容的了解。加强应用油气集输工艺技术的提升，减少油在运输过程中造成的损失。对此，油田企业的工作者应该加强节能意识的培养，在油运输的过程中，时刻谨记保证低能耗。同时注意加强上述节能降耗工艺技术的实践运用，使得应用的气集输过程能够达到理想的效果。
（二）加强运输过程的管理
应用油的气集输操作现场，需要加强管理工作的力度。对于还没有进行运输的油品，需要保证油品的质量，同时减少环境对于油品造成的损耗。在还没有进行运输的油，大部分都是装在储油罐中，大量的油被封闭在一个容器中，就会产生大量的热。这个时候就需要加强对储油罐温度的控制，避免造成油能量的损失。对于油的输送管道，也需要加强管理，定期的检查管道的完整情况，避免出现破损，造成油的泄露，使得油品的浪费，同时也能够减小泄露的油对周围环境造成影响。对于运输过程的设备，也需要加强检查管理，避免意外情况的出现。一旦发生意外，也需要将损失控制在最小范围内。
（三）加强现代科技的运用
对于应用油的气集输工艺需要一定的技术支持。现代科技的不断进步，应该运用到应用油的气集输工艺中，从而实现节能降耗目的得到实现。科技的进步是实现应用油气集输过程最重要的保障。在应用油气集输工艺过程中有很多的方面可以体现。首先就是在进行油水分离的过程，以及除油和防腐的过程。在这些内容上，都需要科学技术的运用。其次，就是气集输系统，这是最重要的一部分内容，在运输的过程中，产生的能量消耗越大，造成的损失就越大。因此，需要运用科学技术实现运输过程的节能降耗，不论在设备的运用上，还是工艺技术的操作上，都可以实现能量损耗的降低。在新技术的运用下，还能够实现成本的降低。对于油田企业来说，不失为一件好事。随着现代科技的发展，信息网络技术的运用也越来越广泛。在油田的开采和运输过程中，也应该加强信息网络技术的运用。这样不仅能够方便数据的储存，还能够及时的发现问题。因此，在应用油的气集输过程中，计算机信息技术需要被重视起来，建立起完善的计算机信息系统，使得运用在这方面的劳动力能够得到解放，而且计算机的运用比人工更加的谨慎，减少了问题的出现。应用油气集输过程中数据的采集就是一件比较繁琐的事情，在计算机技术的运用下，能够实现有效的处理。
（四）油气集输系统未来发展的趋势
我国的油气技术系统和国外先进的技术相比，还是存在一定的差距，主要表现在，我国的油田产物更多的是从脱出器中脱出，所以含油量相对较大，国外则是采用了较为先进的设备对油气的脱出过程进行简化。国内有很多的油田产业量不断的增加，但是流程却不尽合理，甚至是在运行流程和参数上都是需要被优化的，所以要对油田的稠油性质进行确定之后，选择特定的降粘剂来替代掺液输送。从目前的发展来看，在脱水技术上我国已经有了较好的技术成果，未来我们还是要加大分离器对油田的适应能力，加快研制的步伐。科技在不断的进步着，人类文化也是在不断的发展着，我国未来的油气水分离、储运和输送等技术上必将会有质的飞跃。
五、结束语
为了应对我国目前油气需求大的问题，我们必须采取高效节能的措施来保证油气的充足供应。油气在运输过程中是消耗原料的主要环节，也是需要我们重点改造的环节，本文从油气运输和处理技术方面进行研究，说明了油气集输工艺技术节约能源和降低消耗的作用，充分利用该技术可以促进我国石油行业的发展和进步。
参考文献
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推荐第7篇：油气集输处理工艺及工艺流程
油气集输处理工艺及工艺流程
学院：延安职业技术学院
系部：石油工程系
专业：油田化学3班
姓名：王华乔
学号：52
油气集输处理工艺及工艺流程
摘要：油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到：①合理利用油井压力，尽量减少接转增压次数,减少能耗；②综合考虑各工艺环节的热力条件,减少重复加热次数，进行热平衡，降低燃料消耗；③流程密闭，减少油气损耗；④充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）；⑤技术先进，经济合理，安全适用。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：（1）将开采出来的石油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4）分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整个油田的各户钻井，因此相较于其它环节，油气集输铺设范围广，注意部位多等诸多相关难题，因此，一个油田油气集输环节技术水平的高低，可能会直接波及到整个油田的整体开发水平和能力。下面笔者对油气集输进行相关介绍，希望对读者有所帮助。
一、油气收集
包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等，全过程密闭进行。
1、集输管网 用钢管、管件和阀件连接油井井口至各种集输油气站的站外管网系统（图1）。管线一般敷设在地下，并经防腐蚀处理。
油田油气集输
集输管网系统的布局 须根据油田面积和形状，油田地面的地形和地物，油井的产品和产能等条件。一般面积大的油田，可分片建立若干个既独立而又有联系的系统；面积小的油田，建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线；从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中，油、气、水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站，气、液经分离后，油水混合物密闭地泵送到原油脱水站，或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站（或集中处理站）到矿场油库（或外输站）的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力，把油田气输送到集中处理站或压气站，经处理后外输。从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。从抽油井回收的套管气，和从油罐回收的烃蒸气，可纳入集气管线。集气管线要采取防冻措施。
集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘；③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输送。
集输管线的路径选择要求：①根据井、站位置；②线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；④满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。
集输管线的管径和壁厚，以及保温措施等，要通过水力计算、热力计算和强度计算确定。
2、油井产物计量 是为了掌握油井生产动态，一般在计量站上进行。每座计量站管辖油井 5～10口或更多一些，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后，再混合进入集油管线（图2）。计量分离器分两相和三相两类。两相分离器把油井产物分为气体和液体；三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油；然后用流量仪表分别计量出体积流量。含水油的体积流量须换算为原油质量流量。油井油、气、水计量允许误差为±10％。
油田油气集输
气液分离 为了满足油气处理、贮存和外输的需要，气、液混合物要进行分离。气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。高压油井产物宜采用多级分离工艺。生产分离器也有两相和三相两类。因油、气、水比重不同，可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。分离器结构型式有立式和卧式；有高、中、低不同的压力等级。分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。处理量较大的分离器采用卧式结构。分离后的气、液分别进入不同的管线。
3、接转增压 当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。
4、油罐烃蒸气回收 将原油罐内气相压力保持在微正压下，用真空压缩机回收罐顶排出的烃蒸气（图2）。油罐和压缩机必须配有可靠的自控仪表，确保安全运行。
5、油气处理 在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。
6、原油脱水 脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于 0.5％的标准。脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。
7、原油稳定 脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。在稳定过程中，还可获得液化气和天然汽油。原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。以负压脱气法为例，稳定工艺过程是：脱水后的原油进入稳定塔，用真空压缩机将原油中的气体抽出，送往油田气处理装置。经过稳定的原油从塔底流出，进入贮油罐。原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关，由各油田根据具体情况选择合适的方法。
8、油田气处理 油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同（见天然气集气和处理）。
二、油气贮输(运)
将符合外输标准的原油贮存、计量后外输（外运）和油田气加压计量后外输的过程。
1、原油贮存 为了保证油田均衡、安全生产，外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。贮油罐的数量和总容量应根据油田产量、工艺要求、输送特点（铁道、水道、管道运输等不同方式）确定。油罐一般为钢质立式圆筒形，有固定顶和浮顶两种型式，单座油罐容量一般为5000～20000m3。油罐外壁设有保温包覆层,为减少热损失，易凝原油罐内设加热盘管，以保持罐内的原油温度，油罐上应设有消防和安全设施。
2、外输油气计量 是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，乘以密度，减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35％。原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积，再换算成原油质量流量。外输油田气的计量，一般由节流装置和差压计构成的差压流量计，并附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差 ±3％。孔板节流装置用“干检验法”（由几何尺寸直接确定仪表精度）标定，也可用相应精度等级的音速喷嘴（临界流喷嘴）进行定期标定。
3、原油外输(运) 原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送，具有输油成本低、密闭连续运行等优点，是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法，还有采用装油船(驳)的水道运输方法。用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时，需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法，相应地设有汽车装油站（点）。
四、结论
由于石油开采在不同时期所含有的伴生物大不相同，所以在石油开采方面，油田开发者应时刻注意油田开采伴生物的变化，根据不同地理位置和不同环境下，对不同伴生物原油进行规划不同的油气集输工艺流程，找到最适合自己的油气集输工艺，不断完善和发展，使油田开采可以做到资源的最大化利用，为国家的发展和建设提供强有力的能源支持。同时应该鼓励开发和利用新型能源，做到逐步替代矿石能源，在新能源开发领域走在世界的前沿，使自己不受能源的制约，以促进自身的发展。
推荐第8篇：油气集输优化系统设计论文
一、油气集输现存问题
1.老油田的油气集输系统中，在实际集输过程中，最初的油气设计与实际集输不匹配，并且在集输过程中会大量浪费能源，提升处理成本。
2.集输站内设备老旧，能耗较高，部分严重老化，降低了集输效率。
3.老油田中集输管道设备老化、腐蚀严重，易造成对环境的污染。
4.老油田的检测系统存在误报问题，对其使用效果造成严重影响，并使用户对其信任程度有所降低，同时无形之中增大了工作人员的工作强度。
二、对集输系统优化整治方案方法
1.对油气集输设计进行调整改造
在对老油田进行整治改革中，应重视对油气集输系统的设计与调整。在该方面，主要应重视以下三点：
（1）优化设计脱水系统结构，并对放水站的工艺进行适当改进。油田中脱水系统的主要任务是将其中的放水系统与油田的实际脱水相互结合，并注意外输系统的设备运行率及运行生产状况，将老油田中传统的脱水结构进行重新的合理设计，使其满足日常生产需要
（2）对于新型高科技的集输要大力推广应用，逐步实现脱水区域与外输系统的全面合理优化。在实际集输过程中，大部分油田要面对在生产高峰期后的系统运行效率大幅度降低和脱水系统负荷失衡问题。针对出现的该类具体问题，应及时对脱水处理系统进行适当调整和设计。为此，可通过以下方法进行整治：首先，要将前两段中脱水系统负荷较低的、不能维持正常运行的脱水站改为放水站，同时将管内原油输送到下一脱水站内进行脱水；其次，对于脱水站负荷不高只能将近维持运行的，要依据不同区域对原油装置的布局及输送方案，采用不同的化学处理手段对容器进行脱水处理。在区域内部，要以在脱水站进行稳定的原油结合得到最大的净化油量为最终目的。
（3）调整优化过渡性的集油外输系统，对集油管网重新合理规划设计，达到减级性布站目的。通过大量实践研究表明，对过渡性的布站进行合理的区域减级规划，对于老油井的集油半径适当增大，并提升井口回压，借此可将传统“三级站”升级为“两级站”，使其规模减小，维护费用及其运行成本大大降低。
2.具体优化措施
（1）混合泵的使用。相比双螺旋杆混合泵来说，单螺旋杆混合泵具有更多优点，如单螺旋杆混合泵的抗砂石和杂质的能力更强，在运行过程中，不需再安置其他的过滤器及除砂装置；单螺旋杆混合泵运行过程中所需较低电功率即可，运行费用低廉；混合泵轴封部位在低压区域，与出泵口压力相差不大，均为0.2Mp，密封可靠，不易泄漏。螺旋杆混合泵的投入使用可使流程简化，设备量减少，同时可是场地占地面积缩小，减少对厂房的投资，所以，在对外输设备进行选择时，单螺旋杆混合泵是最适宜的。
（2）集输系统中的节能方案。当前形势下，我国各油田和企业的主要任务即是研究调查目前国内油田集输系统高能耗的原因，并大力开发新技术，达到节能降耗的目的。在当前，大多数企业和油田开始采用的节能新技术主要有：利用热泵对污水进行余热的回收利用；对加热炉进行节能改造；对集油采用低温或不加热的方式进行。
其中热泵技术即是根据逆卡诺循环原理，促使载热物可从具有低温余热的物质中吸收热量，增加自身内能，同时可以在具有高温度区域释放自身热量的回收系统。因热泵可把处于低温处的热能变换成为高温处的热能，以此使能量利用效率得以提高，这时当前主要采取的一种余热回收方式。根据实际经验，部分油田采用压缩式热泵，还有一部分油田则主要采用吸收式的热泵，在对含油污水进行余热回收时，可将其出水温度升高20摄氏度左右，其节能的效果异常明显。加热炉是一个集油井脱水、掺水、供热采暖的重要设备，所受主要的影响因素即为炉体的散热损失、空气系数、燃烧器参数及排烟温度。为使加热炉能耗降低，应重点考虑如下几点：加热炉能否达到高效节能；新技术的采用是否有效，燃烧器的选择是否为优质产品，能否保证燃料充分燃烧，加热炉的维护能否定期进行等。为保证油气集输系统能够安全可靠的开展工作，通常采用双管掺水技术，传统的双管掺水技术具有可靠安全、方便管理的优点，但该技术往往需要以天然气和电量的大量消耗为代价，这在无形之中使系统的能耗有所增加。因此，为减少掺水耗气，常采用低温集输的方式。
（3）采用先进的计算机技术对其进行监视和控制，使事故发生几率降低，使得油气集输的自动化水平得以提高，在计算机的实时监控技术中，主要包括以下几方面内容：实时监测三相分离器的加热炉中干气压力及进口温度，对其变化情况要及时掌握，以此保证集输设备的运行安全有效不出故障；使用先进的雷达导波技术自动检测油罐内的原油液面的高度，防止因原油液面过高或过低导致冒罐和顶罐现象发生，在生产过程中，提高计算精度和安全性能，并使不必要的劳动力有所节省，减轻石油工作者的工作强度；在该技术运用过程中，可全天候的对外输油泵房、电脱水器及原油稳定塔等重要设备区进行监控，监视整个原油站的工作运行情况，同时使问题原因得到方便查找。
3.参考实例
61号集油区是新疆油田公司采油二厂早已开发的老油田区，它所辖包括六东区、六中区和七中区三个油田区。该油田集输系统存在较大的安全隐患，例如：系统适应性差、能耗高、生产瓶颈等。为了消除安全隐患，降低运行成本，该油田进了一系列改进。首先，对油气集输系统进行适应性分析，优化布站，使用单井两相流流量计，停止计量配水战的使用。其次调整地面油气集输网管布局，理顺集输流向，井口能量充分利用，在一部分的集输干线中安装混输泵，停止使用61号转油站。这些措施的应用，成功降低了伴生气放空量5×104m2/d，从而使天然气的销售收入增加，减少了油田老化的调整改早投资20%～30%，有效的控制了老油田的操作成本和生产能耗。
三、技术系统优化意义
对油田来说，提高集输系统的效率，主要以提高站库效率为主，尤其是对于其中的重要设施，如加热炉、转油泵、锅炉等单体效率的提高，形成的新型节能策略要以热能为主，动能次之，电能为辅；与此同时，要兼顾各管线的效率，做好管路保温工作。对新工艺、新技术要积极推广，并对高效设备要尝试使用。对集输系统开展效率调查研究，能促进油田事业的发展，并能够对油田进行二次开发起到积极促进作用。
在油田开发后期，对集输系统进行效率研究的意义越来越明显。在研究过程当中，首先要使工作思路清晰明确：要对原始能量予以保持，减少投入无用功，并将主要设备效率最大程度提高。同时，要对常温下的输送技术加以推广，改进传统设备技术，并在运行上所出现的问题及时改进。
推荐第9篇：油气集输管道漫谈长距离输油管道
输油管道可以划分为两大类：一类是企业内部的输油管道，例如油田内部连接油井与计量站、联合站的集输管道，炼油厂及油库内部的管道等，其长度一般较短，不是独立的经营系统；另一类是长距离的输油管道，例如将油田的合格原油输送至炼油厂、码头或铁路转运站的管道，其管径一般较大，有各种辅助配套工程，是独立经营的系统，这类输油管道也称干线输油管道。
按照所输送介质的种类，输油管道又可分为原油管道和成品油管道。
1.长距离输油管道的组成
长距离输油管道由输油站与线路两大部分组成。
输油站主要是给油品增压、加热。管道起点的输油站称首站，接收来自油田、炼油厂或港口的油品，并经计量输向下一站。在输送过程中由于摩擦、地形高低等原因，油品压力不断下降，因此在长距离管道中途需要设置中间输油泵站给油品加压。对于加热输送的管道，油品在输送过程中温度逐渐下降，需要中间加热站给油品升温。输油泵站与加热站设在一起的称热泵站。管道终点的输油站称末站，接收管道来油，向炼油厂或铁路、水路转运。末站设有较多的油罐以及准确的计量系统。
长距离输油管道的线路部分包括管道本身，沿线阀室，通过河流、公路、山谷的穿（跨）越构筑物，阴极保护设施，通讯与自控线路等。长距离输油管道由钢管焊接而成，一般采用埋地敷设。为了防止土壤对钢管的腐蚀，管外都包有防腐绝缘层，并采用电法保护措施。长距离输油管道和大型穿（跨）构筑物两端每隔一段距离设有截断阀室，一旦发生事故可以及时截断管内油品，防止事故扩大并便于抢修。通讯系统是长距离输油管道的重要设施，用于全线生产调度及系统监控信息的传输。主要的通讯方式有微波、光纤和卫星通讯等。
2.长距离输油管道的特点
与油品的铁路、公路、水路运输相比，管道运输有以下的优点： （1）运量大。
（2）运费低、能耗少，且口径越大，单位运费越低。
（3）输油管道一般埋设在地下，比较安全可靠，且受环境、气候影响小，对环境的污染小，其运输油品的损耗率比铁路、公路、水路运输都低。
（4）建设投资较小、占地面积少。
虽然管道运输有很多优点，但也有着其局限性： （1）主要适用于大量、单向、定点运输，不如车、船运输灵活多样。 （2）对一定直径的管道，有一经济合理的输送量范围。 （3）有极限输量的限制。
3.输油管道的运行及控制
（1）输油泵站的连接方式
长距离输油管道各泵之间相互联系的方式，也称为管道的输送方式，主要有两种，即“从泵到泵”输送方式和“旁接油罐”输送方式。
“从泵到泵”输送方式也叫密闭输送，它是将上一站来的输油干线与下一站输油泵的吸入管线相连，正常工作时没有起调节作用的旁接油罐（多数泵站设有小型的事故罐）。它的特点是各站的输量必然相等，各站的进出站压力直接影响，全线构成一个统一的水力系统。这种输油方式便于全线统一管理，但要有可靠地自动控制和保护措施。
“旁接油罐”输送方式是上一站来的输油干线与下一站输油泵的吸入管线相连，同时在吸入管线上并联着与大气相通的旁接油罐。旁接油罐起到调节两站间输量差的作用，由于它的存在，长输管道被分成若干个独立的水力系统。以这种方式运行的管道便于人工控制，对管道的自动化水平要求不高，但不利于能量的充分利用，且存在旁接罐内油品的挥发损耗。
（2）输油管道的水击及控制
输油管道密闭输送的关键之一是解决“水击”问题。“水击”是由于突然停泵(停电或故障)或阀门误关闭等造成管内液流速度突然变化，因罐内液体的惯性作用引起管内压力的突然大幅上升或下降所造成对管道的冲击现象。
水击对输油管道的直接危害是导致管道超压，主要包括两种情况：一是水击的增压波（高于正常运行压力的压力波）有可能使管道压力超过允许的最大工作压力，使管道破裂；二是减压波（低于正常运行压力的压力波）有可能使稳态运行时压力较低的管段压力降至液体的饱和蒸汽压，引起液流分离。对于建有中间泵站的长距离管道，减压波还可能造成下游泵站进站压力过低，影响下游泵机组的正常吸入。
通常采用两种方法来解决水击问题，即泄放保护及超前保护。泄放保护是在管道上装有自动泄压阀系统，当水击增压波导致管内压力到达一定值时，通过阀门泄放出一定量的油品，从而削弱增压波，防止水击造成的危害。超前保护是在产生水击时，由管道控制中心迅速向有关泵站发出指令，各泵站采取相应的保护措施，避免水击造成的危害。
4.不同油品的管道顺序输送
在统一管道内，按一定的顺序连续输送几种品，这种输送方式称为顺序输送。输送成品油的长距离管道一般都采用这种输送方式。这是因为成品油的品种多，而每一种油品的批量有限，当输送距离较长时，为每一种油品单独铺设一条小口径管道显然是不经济的，甚至是不可能的。而采用顺序输送，各种油品输量相加，可铺设一条大口径管道，输油成本将极大下降。用同一条管道输送几种不同品质的原油时，为了避免不同原油的掺混导致优质原油“降级”，或为了保证成品油的质量，也采用顺序输送。（石油知识编辑部）
推荐第10篇：油气集输公司志愿者协会工作计划
2013年志愿者协会工作计划
油气集输公司志愿者协会是一个旨在培养员工的奉献精神和服务能力，组织员工志愿服务活动的自发性组织的团体。经过近一年的发展，志愿者协会在各方面不断成熟和完善。我们将继续坚持“自愿参加，量力而行，讲求实效，持之以恒”的服务原则，以公司为依托，立足公司，服务公司，以社会公益活动为主开展志愿服务活动，培养员工的奉献精神和服务能力，发扬志愿者精神。
新的一年，我们仍将发挥我们的优势并且不断弥补我们的不足，力争每次志愿服务活动做得完美。对于今年志愿者的工作大体有以下几方面：
一、加强自身建设，不断完善规章制度。
油气集输公司志愿者协会作为公司越来越重要的社团组织，健全组织机构，规范管理制度，提高成员素质，加强团队建设势在必行，在这方面主要开展以下工作：
1、对各部门加强有效管理。
今年对各部门进行有效的分工后，将严格依照《油气集输公司志愿者协会章程》对各部门进行量化考核，规范内部管理。
2、举办业务素质培训，并适当开展内部小型活动。
为提高全体成员素质，增强志愿者协会的凝聚力，将组织开展基本志愿知识竞赛。
二、着重发展三大群组，即老人组、儿童组、公益组。
1、老人组（情暖夕阳红）：主要面向公司退休老人、帮扶对象家
属、养老院、敬老院及社区的孤寡老人，陪老人聊天谈心，让他们感受到来自公司的关怀。
2、儿童组（托起明天的太阳）：主要面向帮扶对象的家属、公司特困户的子女及社会上需要帮助的孩子。用爱心点燃希望，用行动播撒阳光，让生长在同一片蓝天下的孩子们获得成长的欢乐。
3、公益组（我关注 我奉献）：主要在公共场合，与盘锦市消防大队，盘锦市交警大队，盘锦市创建国家文明城市办公室联系与合作，开展一系列的公益性宣传活动。
三、加大宣传力度，营造氛围，突出典型。
今年，我们继续分别在公司内外加强宣传，增强志愿者协会的影响力和号召力。
1、在公司内，通过进一步宣传，加大志愿精神在公司中的影响，感召更多的员工投入志愿工作。
2、在公司外，加强与其他社会志愿组织及社会媒体的联系，通过联系记者，积极投稿等方式，扩大影响力，引起社会对志愿者协会的关注，对志愿服务事业的关注。
3、对表现积极、突出贡献的志愿者进行表彰，及时树立学习榜样和先锋模范，提高志愿者志愿服务意识，促进志愿事业的发展。
四、办好常规活动，做好常规工作。
1、多多搜集志愿服务信息，寻找丰富多彩的志愿服务活动，并将这些常规活动大众化，使更多的员工参与进来，并且有利于我们积累经验，为以后做更多更高质量的服务活动打下坚实基础。
2、做志愿活动前要做好活动方案、申请表、审批表、海报、展板等基础性工作。活动后，要总结备案，每次活动都要保留照片及其他的资料，便于后期使用。
4、定期制作“志愿者工作简报”，通告近期我们所做得工作，提高志愿者服务队在员工们面前出现的频率，提升志愿者协会的影响力。
5、将三月作为志愿者活动月，借此契机开展一系列活动，提升协会的服务水平。
五、会员交流。
会员是志愿者协会强大的后盾，要充分利用这一资源。让会员对志愿者协会有全面的认识和理解，主要是通过活动的开展与参与和会员交流会的定期开展，听取会员的意见和建议，加强团队凝聚力的建设。
以上是我们志愿者协会今年的工作计划，相信在2013年里我们会努力工作，积极发扬我们的志愿精神，实践志愿者的诺言。我们将继续给大家提供一个表达爱的平台，延伸爱心舞台，传递爱的音符，携手温情世界。志愿者，甘心做太阳，普照每个人的心房；情愿做绿叶，每朵花的绽放。
油气集输公司志愿者协会
2013年2月20日
第11篇：油气集输公司事故隐患管理办法(试行)（定稿）
油气集输公司事故隐患管理办法（试行）
第一章
总
则
第一条
按照油田公司“把隐患当作事故来认识、来对待、来问责，对违章做到‘零容忍’，对隐患做到‘不放过’”的安全工作理念，制定本办法。
第二条
本办法所指隐患是指可能引发安全事故、环境污染事件的物的不安全状态、人的不安全行为、环境的不安全因素以及工艺和管理上的缺陷。
第三条
本办法适用于公司各单位和承包商单位。
第二章
隐患分级
第四条 根据可能造成的安全环保事故的严重程度，将隐患分为重大隐患、较大隐患和一般隐患。
1．重大隐患：指可能造成较大及以上生产安全事故及环境事件的隐患。
2．较大隐患：指可能造成一般A级生产安全事故和经济损失在300万元以上的一般环境事件的隐患。
3．一般隐患：指重大隐患和较大隐患以外的隐患。
第三章
隐患报告、整改、销项及跟踪
第五条
公司接到油田各监督部门及上级部门开具的隐患整
— 1 —
改通知单后，要立即组织整改，并由相关业务科室到上级部门进行销项，无法整改的隐患，在3日内书面报告给油田直线管理部门，同时报告给质量安全环保处。紧急情况下可直接报告给油田主管领导。
第六条
公司各科室在检查、审核中发现的隐患，应下发隐患整改通知单，隐患发生单位应立即组织整改，并提交隐患整改反馈单进行销项，相关科室对整改情况进行跟踪验证，保留完整记录。重大隐患要向公司主管领导进行汇报。属于危险和违章操作行为的要立即停止作业，进行整改。
第七条
基层单位属地内发现隐患，要立即组织整改，不能整改的应当天报告给业务科室组织协调整改，并对整改情况进行跟踪验证，保留完整记录。基层单位要每天统计现场各层级发现的所有隐患，每月报告给公司安全监督科备案。
第八条
公司各科室接到隐患报告后，本部门不能协调整改的要在3日内提出整改意见，并报告给业务主管领导决策。领导决策后的整改方案，相关科室要立即组织整改，并对整改情况进行跟踪、验证和反馈，形成闭环管理，保留完整记录。
第九条
各承包商员工现场发现隐患，要立即上报属地单位。重大隐患可直接上报给上级单位领导或安全部门。属于危险操作行为的，有权立即停止作业。
第十条
公司鼓励员工发现并举报隐患。公司对隐患举报实行奖励，具体奖励办法参照《油气集输公司HSE业绩考核办法》中— 2 —
有关规定执行。
第十一条
公司各层级发现的隐患在未整改之前，应落实有效的防控措施，避免隐患扩大造成事故、事件。
1.属地单位能够整改的隐患，在未整改前，由属地单位制定并落实防控措施。
2.需要直线科室协调整改的隐患，在未整改前，由直线科室和属地单位共同制定并落实防控措施。
第十二条
各单位应定期对各层级发现的隐患进行统计分析，查找产生问题的根本原因，采取避免同类问题再次发生的防控措施。
第四章
隐患问责
第十二条 各科室和基层单位内部自己发现的隐患，应按照本办法严格进行记分处罚，并录入HSE信息系统，公司不再进行考核。
第十三条
对各科室和基层单位隐患治理不力、不按规定上报的行为，按照《油气集输公司HSE业绩考核办法》在季度考核时进行处罚。对隐患治理不力、延误上报等不作为的各级管理人员，将隐患等同事故，比照《冀东油田公司生产安全事故与环境事件责任人员行政处分实施细则》进行处罚。
第十四条
对承包商单位现场出现隐患、隐患治理不力、不按规定上报的行为要进行责任追究。对员工违章操作、违章指挥、
— 3 —
违反管理制度的行为，记分处罚同内部员工。
第十五条
在隐患未整改前，因防控措施失效，引发事故、事件的，将根据实际情况对属地单位和直线科室进行责任追究。
第十六条
对员工违章操作、违章指挥、违反管理制度的行为进行记分处罚。
（一）记分标准
每发现一项隐患，对责任人记分执行以下标准： 1．一般隐患记2分； 2．较大隐患记5分； 3．重大隐患记10分；
4．同类隐患重复发生或者未按要求及时整改的升级记分。
（二）处罚标准： 1．每记1分罚款100元；
2．年内记分累计到10分，下岗学习一个月；
3．年内记分累计到20分及以上的，视情节轻重给予记过、记大过、降级、降职、撤职、留用查看，直至解除劳动合同。
第五章
附
则
第十七条
本办法由公司健康安全环境委员会办公室负责解释。
第十八条
本办法自发布之日起执行。原《油气集输公司安全生产隐患管理规定》、《油气集输公司安全生产违章记分处罚办法》— 4 —
同时废止。
— 5 —
附件 2
各级隐患参照目录
一、重大隐患
1．天然气处理装置区、球罐区、装卸车区和原油储罐区等油气聚集场所存在的设备设施爆炸、火灾隐患；
2．长输管道泄漏隐患；
3．临近河流、海边的油气生产设施及管道泄漏隐患； 4．2人及以上生产施工现场存在的机械伤害、中毒、窒息等隐患；
5．在用特种设备未取得专业部门检验检测合格证或安全部件损坏、缺失；
6．安全生产责任制未建立；
7．工作前风险辨识评价和控制制度未建立； 8．巡回检查制度未建立； 9．矩阵式培训体系未建立； 10．重大风险应急预案未建立； 11．重大风险施工开工验收制度未落实； 12．重大风险施工变更管理制度未落实；
13．重大风险施工前未进行有效风险辨识、评价和制定安全措施；
— 6 —
14．工程项目安全、环保、消防“三同时”制度未落实； 15．施工方案及各项设计存在重大缺陷； 16．施工巡回检查制度未落实； 17．施工未办理作业票； 18．施工人员无证作业；
19．施工关键工序旁站等监督制度未落实；
20．高危油气生产设备设施不正常运行时，未进行有效风险识别、评价和制定控制措施；
21．违规储存、使用、运输易燃易爆危险品、民爆物品和放射源；
22．无证操作特种设备； 23．脱岗、睡岗和酒后上岗；
24．其它严重违章操作和违章指挥行为。
二、较大隐患
1．2人及以下作业现场存在的坍塌、中毒窒息、触电、坠落、物体打击、机械伤害等隐患；
2．非河道附近、海边油气生产设施和管道存在的油气管道泄漏隐患；
3．一般设备安全部件不全、损坏、失效； 4．一般风险施工开工验收制度未落实； 5．一般风险施工变更管理制度未落实；
— 7 —
6．一般风险施工前未进行有效风险辨识、评价和制定安全措施；
7．一般风险施工未按规定落实应急措施； 8．施工方案及各项设计存在一般缺陷； 9．员工HSE培训内容落实不到位；
10．未按规定装设防雷、防静电、防漏电装置或装置失效； 11．易燃易爆场所违规接打手机、使用非防爆设备或工具、电器；
12．进入油气生产场所未按规定关闭手机或禁带火种； 13．使用防护设施不齐全的设备； 14．司乘人员不正确系安全带； 15．车辆无防火帽进入油气生产场所； 16．气瓶存放不符合安全要求或未按期检验；
17．未按规定配备消防设施、器材，或设施、器材失效； 18．违规占压消防通道；
19．未配备安全检测仪器，或仪器失效； 20．应急设施不符合安全要求；
21．生产施工现场大面积油水落地，安全通道不畅； 22．填写假资料；
23．生产场所劳保穿戴不齐全； 24．其它较大违章操作和违章指挥行为。
三、一般隐患
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1．施工设备设施存在的跑冒滴漏现象； 2．劳保用品穿戴不规范；
3．防雷、防静电、防漏电装置未按期检验； 4．消防器材未按时检查； 5．生产施工现场不整洁、不规范； 6．工作中从事与工作、生产无关的活动； 7．未按要求现场记录HSE活动； 8．其它一般违章操作和违章指挥行为。
— 9 —
第12篇：中石化油气集输总厂思想政治工作研讨会论文
四比四赛促提升 套餐管理上水平
积极探索思想政治工作新机制
孤岛分厂压气站孙燕辉
思想政治工作是以人为对象，解决人的思想、观点、政治立场问题，提高职工思想觉悟的工作。思想政治工作是党的工作的重要组成部分，是实现党的领导的重要途径和社会主义精神文明建设的重要内容，也是搞好生产工作和其它一切工作的有力保证。
孤岛压气站作为油田大型要害站库和甲级防火防爆单位之一，担负着黄河以北地区四家采油厂的伴生气增压外输、埕岛气和孤岛、孤东气井气的计量外输及轻烃生产任务，是油田黄河以北天然气外输的“咽喉”。负责全站124名职工和协解、内退等各类特殊群体61人的教育管理工作，人员居住分散、队伍素质参差不齐、教育管理难度大，如何做好职工群众的思想政治工作，确保职工队伍稳定，事关重大。实际工作中，站党支部依托“比学赶帮超暨精细管理年”主题活动，紧密结合队伍管理实际，积极开展“四比四赛”活动，不断细化“套餐”管理体系，多措并举、齐抓共管，有针对性地做好职工群众的思想政治工作，确保了全站职工群众的和谐稳定。本文以基层队伍思想政治工作为出发点，积极探索新形势下思想政治工作新机制。
一、把握主题、结合实际，大力开展“四比四赛”活动
思想政治工作开展过程中，正值“比学赶帮超暨精细管理年”主题活动如火如荼开展。在现阶段，如何更好的将思想政治工作融入到各项具体工作中，是摆在全站面前的一大难题。为全面推进全站生产经营管理，营造“比学赶帮超、精细我先行”的浓厚氛围，孤岛压气站通过开展“四比四赛”活动，积极组织全站13个班组开展精细管理，进一步推进“比学赶帮超暨精细管理年”活动的深入开展。
活动中，全站以“学、练、争”活动为载体，积极组织开展“四比
1四赛”活动，努力培养造就一支“技艺精湛、作风过硬、结构合理”的高素质技能队伍。
一是比学习，赛素质提升。结合队伍素质现状，大力实施“1221”培训，充分利用SW64机组检修和气路大检修的有利时机，积极组织开展实践技术培训和导师带徒活动，把检修现场作为“第二课堂”，坚持以赛促学、以赛促培，不断提升全员业务理论水平，今年6月份，女工范远谋勇夺总厂职工技术比武集输仪表工桂冠。
二是比意识，赛安全环保。结合全站工艺生产高温高压、处理介质易燃易爆的生产实际，在强化干部职工安全意识的同时，积极开展“三找两提高”小指标竞赛，找问题、找缺陷、找不足，提高装臵运行质量，提高安全环保水平。
三是比技能，赛精准操作。实现设备的精准操作，最大程度上取决于职工技能水平的高低。面对全站设备种类多、工艺复杂等现状，全站积极倡导一专多能培训教育，充分利用各种途径，开展争当“优秀操作能手”竞赛，每季度一评比，并给予一定奖励。今年6月份，SW64压缩值班工人在危险点预控巡检时发现，4#机组风扇传动轴点测轴温不断升高，值班工人立即开启备机，停运4#机组，并和保运班职工一起全面检查发现，问题根源在于传动轴后轴承支架松动导致轴温升高，干部职工经过4个多小时的奋战，成功修复4#机组，确保了压缩机组的正常运转。
四是比精细，赛管理水平。全站组织开展了“精管理、争第
一、夺红旗”班组对抗竞赛，围绕现场管理、设备管理、岗位标准化、资料录取和节能挖潜五个方面，开展小指标竞赛，分设流动红旗，每周组织一次检查督导，月底组织全面检查考核、评比、排序，对于评比第一名的班组在职工大会上颁发相关流动红旗，并给予一定奖励，对于排序后两名的班组，实行岗点考核，极大地激发了职工的竞争意识和团队意识，班组之间你追我赶，不甘落后。
二、合理分餐、持续改进，不断细化“套餐”管理体系
工作中，我们以“比学赶帮超暨精细管理年”活动为主线，充分发挥“我要安全”、岗位责任制大检查等活动的载体作用，合理分餐、持续改进，不断细化“套餐”特色管理体系，优化轻烃生产运行，注重发挥“套餐”管理优势，促进了全站工作水平的整体提升。
一是强化动态管理“优质餐”。主要从生产运行和思想状况两方面开展，并注重二者的紧密结合。职工工作积极性的提高，也是“比学赶帮超”活动的基础，因此，我们实施了以现场调度为中心、四套运行小班为主体的效益成本竞赛活动，努力实现效益最优化。活动中，每套小班加强对压力、热媒炉温度、螺杆机负荷等指标的控制，对轻烃产量以及水电等成本控制项目，每个班次一统计，月底汇总考核，对于当月生产成本低且产量高的运行班组，实施每人50个岗点的奖励，广大职工比责任、赛落实，比精细、赛管理，比干劲、赛作风，比量化、赛水平，有效提高了生产效率。
同时配以轻烃生产和天然气外输的动态管理。每日根据来气量和轻烃组分情况，由化验人员对来气以及轻烃产品组分进行化验，根据前一日的来气量和组分情况，在当日上午8:00对装臵下达套餐指令，操作工对装臵入口压力、脱乙烷塔提馏段温度等参数进行调整。每周组织干部、技术员对全站的气量、组分、产量进行“会诊”，分析现状，制定相应的调餐措施，通过以上措施的实施，经济技术指标再创新高。针对四台SW64机组超期服役、老化严重、各类新问题不断出现的实际，我们从提高机组开机率入手，全面实施五种不同的天然气外输“套餐式”量化方案，探索出了机组保运与天然气外输的最佳结合点。保运班职工实施二十四小时跟班保运，深入落实“三不过夜”措施，及时处理机组运行中出现的各类问题，确保天然气安全外输。2010年至今，四台机组故障停机率小于0.5 %，年开工率始终保持在100%。
二是强化安全管理“营养餐”。工作中，我们紧紧抓住岗位责任制
大检查与“我要安全”活动的最佳结合点，精心调配安全管理“营养餐”，注重强化自我预警，持续推进我要安全。通过生产运行晨会、交接班会等途径，站领导带头开展“安全经验分享”活动，学习安全生产知识以及安全生产十大禁令。根据各班组工作性质的不同，拓宽预警机制，在自我预警承诺、装臵危险点预控和岗位应急预警三大体系中，全面实施自我预警。积极开展“三找两提高”小指标竞赛，充分利用互动式的安全活动，找问题、找缺陷、找不足，提高装臵运行质量，提高安全环保水平。
围绕责任落实、隐患查改等具体工作，开展了“我要安全”职工论坛和“安全发展、绿色生活”主题座谈讨论，组织职工开展“如何加强班组安全”论文征集，汇总职工的安全“金点子”，促进岗检和“我要安全”活动的深入开展。定期开展应急预案演练活动，提高了干部职工的应急处理能力。重视广开言路，集思广益，让大家敞开思想，把各自的观点和意见都充分地发表出来，然后加以疏导。还高度重视对自我教育方式的运用和引导，引导职工通过自我反省、反思和自我改造的方式来提高自身修养，同时还注重被教育者的自我管理，通过自律和自制的方式，提高被教育者的自我管理水平。切实开展HSE观察，通过班组自我管理体系的实施，实现了班组管理由“制约+自觉”向“自觉+制约”的转变，充分发挥班组职工自我管理、自我约束的主动性、自觉性、创造性，确保了全站安全、持续、稳定、健康发展。
三是强化队伍稳定“情感餐”。我们以基层党建巡察为契机，进一步完善干部职工的“一对一”帮扶网络，深入落实“情感餐”措施，增强了职工思想政治工作的针对性和实效性。以党员活动室为阵地，积极组织开展党员干部谈心交流和创先争优活动，严格落实“三先”工作制度，在深入落实“我是党员，向我看齐”的党员先锋文化措施基础上，创新推出了党员责任区“1+5”目标管理法，积极开展党员示范岗和“五星”党员竞赛评比，注重科技创新、立项攻关和服务群众工作的绩效考
核，不断激发党员干部先进性的发挥。
在队伍管理上，通过形势任务教育、班组宣讲、情感交流、座谈讨论等形式，不断强化全员大局意识和责任意识，努力培养造就一支“作风过硬、结构合理、技艺精湛”的高素质技能队伍。对于思想上有疙瘩的职工，通过个别谈心、亲属交流、一帮一等形式，理顺思想情绪，达到快乐学习、快乐工作目标。对于有困难的职工，通过住院探望、困难帮扶等途径，摸清并力所能及地解决他们的实际困难，工会、团青小组、女工等积极开展困难帮扶、上门服务、“亲情1+1”等活动，让他们感受到组织的温暖。对于特殊群体职工，党支部通过电话访谈、座谈走访、节日慰问等途径，了解他们的所思所需并加以分析落实，做到每日汇报、每周排查、每月分析，及时掌握动向，确保了全站职工队伍稳定。
三、与时俱进、积极探索，创新思想政治工作机制
建立适应社会主义市场经济需要的新型现代企业制度，必须立足于促进企业全面、健康、快速发展的高度，做到“两手抓、两手硬”，既注意提高企业经济效益，又大力加强和改进企业思想政治工作，使两个文明相互促进，同步发展。为了使思想政治工作落到实处、收到实效，我们开展思想政治工作的着眼点主要有以下三个方面。
一是建立健全强有力的领导机制。在抓经营、抓管理、增效益的同时，针对“人”这个决定性的因素，实施人本工程，事先分析思想动态，搞好宣传教育；事中抓住思想苗头，因势利导；事后认真分析研究，总结经验教训。这样，才能针对职工思想动态，加强思想政治工作，掌握其规律性。支部班子要自觉地肩负起“两手抓”的责任，在抓业务、增效益的同时，定期研究部署并督促检查思想政治工作。
二是建立健全统一协调的工作制度。党政工团要打好思想政治工作的总体战，落实“大政工”责任体系，必须建立统一协调的工作制度。要以生产经营为中心，围绕全站的整体发展目标而统筹运转，使思想政治工作与生产经营管理融为一体，同向发展。定期召开各类职工群体座
谈会，既协调思想政治工作与生产经营步调—致，又共同参与研究搞好思想政治工作的对策；既一起了解把握职工的思想脉搏，又把解放思想与解决实际问题相结合，从而增强思想政治工作的整体效应。
三是建立健全务求实效的考核机制。落实思想政治工作责任制，量化标准，明确任务，分解到位，责任到人，使人人都有思想政治工作的指标和压力。每个人都要围绕自己岗位的思想政治工作目标，强化管理，履行职责，以各自目标的完成来确保总目标的实现。有了严格的考核机制，就会促进思想政治工作好的更好、差的变好，从而添动力、加压力、增活力，使工作不断登台阶、上水平。
从制度上保证、在行动中落实，抓生产经营管理从思想政治工作入手，抓思想政治工作从生产经营实际出发，推动思想政治工作与生产经营管理贯在其中、相得益彰、同步发展。
第13篇：油气矿场集输教学大纲及实验大纲
《油气矿场集输》教学大纲
一、课程基本信息
1、课程英文名称：Oil-gas Gathering and Transporting
2、课程类别：专业基础课程
3、课程学时：总学时64， 实验学时8
4、学
分：4
5、先修课程：《工程流体力学》、《工程热力学与传热学》、《化工分离基础》
6、适用专业：油气储运工程
7、大纲执笔： 蒋洪
8、大纲审批：石油工程学院学术委员会
9、制定（修订）时间：2008年5月
二、课程的目的与任务
本课程是油气储运工程专业的一门主干专业课，较全面地阐述油气集输系统及其处理技术的基本知识。通过本课程的学习，学生应对油气集输与处理系统有一个全面的理解和认识，课程主要内容包括天然气及原油的性质、天然气及原油集输系统、天然气水合物形成及防止、天然气净化（脱水、脱除酸性气体）、天然气凝液回收、油气混输管路、原油净化、原油稳定等内容，学生毕业后能较快地承担矿场油气集输系统的设计与管理工作。本课程的主要任务是油气储运工程专业学生获得以下几方面的知识和能力：
（1）具有油气田矿场内部地面工程的规划、设计和营运管理的能力；
（2）油气集输工艺过程和原油净化、天然气处理等方面的基本理论和基本知识； （3）熟悉油气集输设备的结构、主要设备选型及设计计算方法； （4）掌握油气集输管道及管网、油气混输管道的水力及热力计算方法。
三、课程的基本要求
要求学生熟练掌握油气物性计算方法、天然气含水量估算、天然气水合物形成条件预测及防止措施，对天然气矿场集输系统中井场和集气站组成、工艺流程、设备有全面的认识和掌握，掌握天然气脱水、脱除酸性气体、天然气凝液回收工艺过程的基本原理、工艺流程及相关基础知识，并具有工艺流程设计、工艺计算和设备选型的能力。
要求学生熟练掌握主要原油集输流程、流程布站；了解计量站、集油站、联合站的流程特点及任务；掌握气液两相管流工艺计算方法；掌握原油净化、稳定的基
1 本原理及方法、工艺流程，并具有工艺流程设计、工艺计算和设备选型的能力。
四、教学大纲内容及学时分配建议
（一）理论教学 1．绪论（1学时）
（1）课程教学目的、任务及要求，课程结构分析。 （2）国内外原油、天然气集输与处理技术最新进展。 2．原油、天然气的物理化学性质（4学时） （1）石油、天然气的组成与分类；
（2）天然气的分子量、临界值、密度及相对密度、粘度的概念和计算方法； （3）天然气热力学性质（比热、导热系数、热值等）的定义及计算方法； （4）石油的密度、平均沸点、特性因素、平均分子量、粘度、比热（热容）与热值的定义及计算公式；
（5）石油的凝固点、浊点、结晶点，油品的闪点、燃点、自燃点的基本概念和相关表示方法。
重点：天然气主要热力学性质参数的计算方法、有关石油物性基本概念的理解 难点：原油、天然气物性参数计算，相关经验公式的适用范围的界定和选择 3．天然气水合物的形成及防止（4学时）
（1）天然气含水量的表示法、测量方法、估算方法 （2）天然气水合物的结构、形成条件预测及防止方法 （3）水合物抑制剂类型、应用特点、注入量计算
重点：天然气含水量的估算、水合物形成条件及防止方法、水合物抑制剂注入条件的确定和注入量计算。
难点：天然气水合物形成条件预测和水合物抑制剂注入量的计算。 4．天然气矿场集输系统（4学时）
（1）天然气集输系统的组成和各单元的作用
（2）天然气矿场内部集输管网的形式、特点及适用条件 （4）单井场站工艺流程及设备
（5）集气站（常温、低温集气站）工艺流程及设备
（6）单井场站和集气站工艺参数确定、工艺计算及设备选型计算
重点：单井场站工艺流程及设备、集气站（常温、低温集气站）工艺流程及设备
难点：单井场站和集气站工艺参数确定、工艺计算及设备选型计算 5．油气分离设备（6学时）
（1）两相、三相分离设备的分离原理和工作过程 （2）两相、三相分离外壳及内部构件
2 （3）两相分离设备主要尺寸的设计计算 （4）三相分离设备主要尺寸的设计计算 （5）除雾器的工艺计算 （6）常用分离器的结构及应用
重点：分离设备的分离原理和组成、内部构件，两相分离设备主要尺寸的设计计算
难点：三相分离设备主要尺寸的设计计算 6．天然气脱水（6学时）
（1）天然气脱水工艺方法及脱水深度要求
（2）溶剂吸收法脱水原理、甘醇的物理性质、工艺流程及设备 （3）三甘醇脱水工艺参数的选取、工艺计算
（4） 固体吸附法脱水原理、吸附剂性质、工艺流程及设备、主要工艺参数确定、工艺计算
（5）脱水工艺的选择
重点：三甘醇脱水和分子筛脱水工艺的基本原理、工艺流程及设备 难点：主要工艺参数的确定及工艺计算 7．天然气脱除酸性气体（6学时）
（1）天然气脱除酸性气体的工艺方法及脱除深度要求 （2）醇胺法脱除酸性气体的原理、工艺流程及设备 （3）砜胺法脱除酸性气体的原理、工艺流程及设备 （4）硫磺回收工艺技术 （5）尾气处理工艺技术
重点：醇胺法及砜胺法脱除工艺技术
难点：硫磺回收工艺技术、尾气处理工艺技术 8．天然气凝液回收（6学时）
（1）天然气凝液回收方法及产品质量要求
（2）制冷工艺（相变制冷、节流、膨胀机制冷）的原理、膨胀机结构及应用、工艺计算、制冷工艺应用条件
（3）低温分离工艺的组成、工艺方法和工艺参数的优选、工艺流程设计 （4）常用天然气凝液工艺流程分析 （5）主要设备选型及工艺计算
重点：低温分离工艺的工艺参数的优选、常用天然气凝液工艺流程分析、主要设备选型及工艺计算
难点：制冷工艺选用和应用条件、天然气凝液回收工艺设计、主要设备选型及工艺计算
9．原油集输流程（4学时）
3 （1）集输站场的类型和功能
（2）原油集输流程的布站形式及应用条件、原油密闭流程的应用
（3）常用集油工艺（加热、掺液、热源伴热保温）的原理及技术特点、应用情况
（4）不加热集油工艺的基本原理、应用条件及技术特点
重点：原油集输流程的布站形式及应用条件、常用集油工艺的技术特点及应用条件
难点：不加热集油工艺的基本原理、应用条件及技术特点 10．油气混输管路（6学时）
（1）两相管流的特点、基本术语、处理方法 （2）气液两相流流型判断 （3）油气混输管路热力计算 （4）油气混输管路水力计算
重点：气液两相管路流型的判断方法、混输管路的水力及热力计算 难点：混输管路的水力计算模型的选择 11．原油净化（6学时）
（1）原油乳状液的类型、形成条件和性质
（2）原油热化学脱水的基本原理、化学破乳的技术要求、影响破乳脱水效果的因素、破乳剂的加入、热化学沉降脱水器
（3）原油电脱水的原理、交直流电场与双电场脱水、电脱水器的结构及供电方式、电脱水技术要求和指标、技术参数
（4）破乳剂的类型、性质与脱水性能、选择原则、破乳剂的筛选 （5）原油脱水工艺流程 （6）原油集输系统除砂工艺 重点：原油热化学脱水的应用 难点：原油电脱水 12．原油稳定（4）
（1）原油稳定的必要性和原理
（2）原油稳定工艺方法、工艺流程、应用条件、工艺选择 （3）原油稳定工艺计算 （6）原油稳定设备
重点：原油稳定工艺方法的选择 难点：原油稳定工艺计算
（二）实验教学 实验教学大纲见附件。
五、考试考核方法
闭卷考试。课程成绩分由平时成绩、考试成绩及实验成绩三部分构成，其中平时成绩占20%、实验成绩占20%、考试成绩60%。
六、教材及参考书
（一）教材
1．曾自强、张育芳编，《天然气集输工程》，石油工业出版社，2000年11月 2．蒋洪、刘武编，《原油集输工程》，石油工业出版社，2006年1月
（二）参考书
冯叔初等编，《油气集输》，石油大学出版社，1994年12月 5
附件：《油气矿场集输》课程实验教学大纲
一、课程基本信息
1、课程学时：64
2、实验学时：8
3、适用专业：油气储运
4、大纲执笔人：蒋洪
5、教研室主任：黄坤
6、大纲审批：石油工程学院学术委员会
二、实验课的目的和要求
让学生加深油气集输的基本理论、工艺技术的理解，掌握油气集输的基本实验技能，训练学生的实验动手能力，提高学生的综合应用能力。
三、实验内容和占用学时的具体分配
必开实验：
1．实验项目名称：油气集输工艺模拟试验
学时：2
演示型 实验目的：使学生加深对油气集输场站组成和工艺流程的理解，掌握油气集输设备的应用场所。
实验内容：联合站流程演示。
实验设备：计算机群组成局域网络系统、仿真模拟软件、联合站流程板、操作控制台。
2．实验项目名称：乳状液制备与类型鉴别
学时：2
验证型
实验目的：使学生掌握乳状液的配备和类型鉴别方法、乳状液的破乳。
实验内容：乳状液的制备、乳状液的类型鉴别、乳状液转相、乳状液破乳 实验设备：电导率仪、显微镜、磨口锥形瓶、滴定管、滴管、试管、酒精灯、烧杯、量筒等。
3.实验项目名称：天然气水合物生成条件预测
学时：2 综合型 实验目的：使学生掌握天然气水合物生成条件的实验测定方法，加深对水合物生成条件的理解。
实验内容：模拟天然气合物生成条件。
实验设备：低温高压耐腐蚀可视化釜成套设备、数字小孔摄像及计算机高质量图形监控设备、温控系统及搅拌系统、参数控制台及计算机数据采集软件、天然气配气系统、天然气高压高效低音增压循环设备。
6 4．实验项目名称：原油采出液集输认识实验
学时：2
综合型 实验目的：使学生了解油气集输工艺元件的功能，掌握原油及其采出液管流特性的测定方法，加深对原油采出液管流特性的理解。
实验内容：油气集输工艺元件的认识实验、两相及三相流观察实验、含蜡油蜡沉积观察实验。
实验设备：流体可视化环道实验装置，主要由实验管路系统、温控系统、数据采集系统、可视系统、充气扫线系统组成。
四、实验课的考试或考核办法
所有必开实验占总成绩的20%；每次实验作为一次作业，且上交实验报告。
五、实验教材及参考书
油气储运工程教研室编，《油气矿场集输》实验指导书，西南石油大学。
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第14篇：中石化油气集输总厂调度指挥中心简介
中石化油气集输总厂调度指挥中心简介
生产调度指挥中心是油气集输总厂生产管理中枢，投产于2009年5月6日，采用了国内先进的液晶屏幕拼接技术，配置了18块液晶大屏幕，分别用于数据、参数、视频的监控；实现了生产运行报表自动生成、利用油气路优化运行曲线调节生产、生产工艺及关键设备动态参数监控以及民用气流量和动态数据监控等功能，实现了监控生产动态、优化工艺参数、保障安全生产等的目标，改变了传统中心调度室上传下达的管理方式，为调度人员搭建了生产指挥平台，为油气安全、优化、经济、平稳运行，提供了可靠的技术支撑，标志着总厂数字化建设三步走“指挥现场操作”的第二步目标基本实现。
为确保生产安全平稳运行，新的调度指挥中心建立完善了值班运行系统、油气运销动态系统、生产运行报表系统、实时监控及站库视频监控系统、气井管理系统等五大系统。下面重点介绍一下这五个系统的功能：
一、值班运行系统
该系统实现了对总厂各单位值班人员、晨报、机关夜查、巡线、油路、气路、车辆等运行情况的集中管理，并能做到对所属各基层单位生产经营情况、主要设备运行情况进行汇总、记录、查询管理，方便总厂及时了解掌握各单位生产经营、设备、管线运行情况，做到事事有记录、有指示、有汇报、有落实、有措施等。
二、油气储、运、销动态系统
该系统实现了对总厂原油和天然气产、销情况全面平衡以及对数据进行录入、汇总、分析、上报等功能。
1、实现了对原油、天然气的产、供销等经营情况的曲线汇总，包括①原油生产曲线汇总，对总厂总的收油、外销、原油含水、原油库存、输油单耗进行监控分析；②对孤罗东、孤永东输油管线温度、压力、流量进行实时监控。③天然气生产曲线汇总，对天然气生产外销和轻烃生产外销进行实时分析。
2、实现了天然气产销平衡和动态优化调配的分析功能，对采油厂来气量、外输气量及盈亏等数据进行分析，对天然气长输管线压力进行监控分析和日报表分析。
三、生产运行报表系统
实现了对二级、三级、四级的生产运行报表网上查询功能，极大的提升了生产调度指挥管理的水平。二级报表管理系统主要是对油库及各线运行数据进行汇总，包括原油、天然气运销、管线压力、温度、流量等运行参数进行查看，能够及时掌握各单位的生产运行情况，进行优化运行分析。
四、实时监控及站库视频监控系统
实现了对总厂生产参数实时监控，对油气管线泄露进行监控报警，对重点站库设备、装置、场地进行数据、视频监控等功能。充分运用生产自动化系统，对生产流程、工艺参数进行实时远传监控。如：在油路方面，对原油温度、压力、大罐液位、泵等主要运行情况进行实时监控；在气路方面，对压气站工艺参数、离心机、压缩机、轻烃装置等运行工况进行实时监控，如：s8000 plus 1.0 大型旋转机械在线状态检测与分析系统，对东营压气站压缩机运行状态进行实时监控。对天然气管线的压力、流量等工艺参数进行实时监控；在天然气计量方面，对五个主要配气站的流程工艺进行监控，包括温度、压力、计量统计等方面；在管道泄露监控方面，对三大输油管线（孤罗东、孤永东、东辛输油管线）进行了实时泄露监控；站库视频系统，完成了总厂149路工业视频中38路监控的引入，实现了重点岗位、设备、区域的三级监控（四级、三级、二级），保障了站库安全生产。
五、气井管理系统
建立了总厂气井井位分布图，该系统详细的描述了总厂辖区内东营、孤岛、孤东采气队三个采气队247口气井的井号、井位部署、位置等信息，便于随时查询、掌握气井动态。
第15篇：大连输油气公司简介
大连输油气公司始建于1974年，是隶属于中国石油天然气管道局的国有企业.现有职工365人，设10个基层单位。主要从事管道技术服务、输油（气）运营，城市燃气开发、工程监理等业务，同时兼营通信技术服务、宾馆、旅游、疗养、康复等业务。公司年营业额----,产值----。
公司所属的大连中油中达技术工程公司主营输油管道自动化设备开发及应用，同时配有先进的计算机辅助设计系统，具有对输油（气）站炉、泵技术改造；仪表自动化安装、维修及变频压缩机等项目的技术支持的研发能力。具备石油工业建筑工程资质的施工企业，2003年通过了ISO9000质量认证体系，可参与石油管道安装工程，市政公用工程建设，特别是在管道工程建设、管道防腐层大修项目施工等方面具有丰富的经验。公司自组建以来，共完成金州 --- 新港输油管道改线工程、抚顺康乐线管线，沈 --- 抚线管道防腐大修、复州河打桩护管、沈抚线管道防腐大修等多项优质工程，大型炉、泵改造100多台次。2004年研制成功的大型机泵监视器，可广泛应用于输油（气）站，是集科研、生产、维修服务于一体的科技型企业。
公司所属的输油（气）技术服务中心，主要从事输油（气）运营管理和代理维护等技术服务，同时有承担培训输油（气）专业技术人员、压缩机维修、工程监理服务、城市燃气的开发建设等能力。
公司还有通讯站、宾馆、疗养院等辅助产业。多年来，通信站已实现全智能的通信手段，为输油管道事业做出了重大贡献。公司疗养院位于素有辽南“苹果之乡”的熊岳城温泉村，熊岳疗养院是管道局
唯一的一家疗养院，已形成了独特的专科疗养门诊，在皮肤病，风湿病，软伤病等有独到的康复、治疗手段。在“十一五”规划中，疗养院将扩建为绿色生态温泉疗养中心。这种温泉开发以渡假功能为主，观光功能为辅，将温泉资源与周边的资源充分的结合起来，融观光、度假、休闲、娱乐、保健于一体的绿色生态温泉疗养中心。宾馆位于瓦房店市商业中心，环境优美，风景秀丽，交通便利，是一种以海滨风光为主的集海、山、林、泉、古迹、民俗为一体的度假胜地，可以接待大型会议、旅游团体、职工疗养、康复等活动。
大连输油气公司的服务宗旨是----,我们将立足东北，面向全国,为东北老工业基地振兴做出新的贡献！大连输油气公司愿与各界朋友携手合作，共创美好未来！
第16篇：高效油气集输与原油处理工艺探讨
高效油气集输与原油处理工艺探讨
摘 要：油气集输与处理系统是将油气田生产的油气产物加以收集、处理直至输送到用户的全过程的主体体现，主要包括以下六个方面的内容：油气收集与输送、油水气分离、原油脱水、原油稳定、轻烃回收、油气计量。影响集输系统效率的因素也很多。
关键词：油气集输；处理；高效；探讨
中图分类号：P2 文献标识码： A
油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模，对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。
一、高效油气集输工艺现状
油气集输与原油处理的工艺和应用设备，是构成油气田地面工程的主体和技术主流，是油气田建设中的主要地面生产设施。油气田地面工程所采用的油气集输工艺技术和所确定的工程建设规模，对油气田开发生产的稳定性、建设水平、提高油气田的开发效益起着十分重要的作用。
油气收集与输送：将各油气井产物用管道汇集到计量站，通过单井计量后输送到综合处理站处理到相对达标后再外输至用户。油水气分离：将油气井生产的油、气、水在一定条件下分离开并分别进一步处理。原油脱水：将乳化原油破乳并分离出水。原油稳定：将原油中的易挥发的轻组分脱除，降低原油在储存条件下的损耗。轻烃回收：通过制冷、膨化等手段脱除天然气中的液烃。油气计量：单井油、气、水的计量与管道油、气、水的计量。
工艺流程繁琐曲折、压力损失大、耗能增加。流程设计未能简捷实用，流体通过设备设施的压差偏大，导致油井回压偏高，提升泵负载增加。破乳药剂主要为水溶性药剂，加药量大、效果变差。油田开发已处于高含水开发后期，A油田综合含水87.6%，B油田综合含水81.2%，C油田综合含水89.2%，水溶性破乳剂加药浓度达到180～200ppm，加药量与液量的增加成正比，水分离后残留药剂被浪费。目前集输工艺中各项设施设备的运行参数均是靠经验和条件确定，未经科学的计算、认真地评价，导致设施的低效运行和能量的浪费。
油田的集输半径差异大，地面环境复杂。由于A联合站非油田中心位置，致使西南部集输线路太长，且含气量大，集输负担重，干扰破坏多，端点回压高。
二、提高油气集输系统效益探讨
（一）集输工艺
自然不加热集输是利用油井进入高含水采油后期对油气集输十分有利的条件，基本上不采用额外的措施即可实现不加热集输。根据乳化液理论和油田实践，油井产液一般在含水60%开始由油包水型转化为水包油型乳化液，使流动阻力骤然下降，开始转相的含水率称为“转相点”。中原原油转相点62%左右。
原油含水即使未达到转相点，当含水和油井产液高到一定程度，使井口出油温度高于允许的最低集输温度值时即可采用不加热集输。
不加热集输降低了集油管线的集油温度，大大减少了集油管线包括掺水管线的散热量，也减少了油（液）带走的热量。由于散热与温差成正比，如加热集输平均油（液）温50℃，考虑管线埋地处为0℃，则温差为50℃，不加热油（液）平均温度按20℃计，则温差降低了60%，即散热损失减少60%；这时因外界不加热，油（液）不带走外界加入的热量，可视为全部节省下来，这样总共可节省集油热耗的70%～75%。由于集油热耗一般约占集输处理系统总热耗的70%以上，故不加热集输可节省集输总热耗的49%～53%左右[4]。这是最低的预测节能数字。如果加热流程的平均温度更高，则节能效果更显著。
原油在低温下流动，析出的石蜡极易沉积在管壁 上，石蜡的沉积使管线实际流动口径变小，阻力迅速增加，最后导至堵管[5]。对管线保温（一般采用优质保温材料如聚氨酯泡沫塑料）可减少流体与管壁的温差，从而减缓石蜡的沉积。对于回压周期性升高油井，可摸索压力升高规律定期扫线、掺水，维持正常回压生产。
井口加入少量的破乳剂或降粘剂，其作用是可改变原油中析出石蜡的结晶形式，阻止其连成大片网络；药剂在管壁形成一层光滑的薄膜，阻止石蜡向管壁沉积，并形成阻力很小的流动层；当油中含水时，加入的药有破乳、转相作用（油包水型“乳化液转为”水包油型乳化液），降粘减阻作用更为明显[6]。由于药剂的作用，使原油在低温下的流动阻力比较低，保证油气的正常集输。文明寨油田冬季高回压井采用该项措施取得显著效益。
（二）原油破乳
目前现场采用两段破乳脱水工艺，即干线加药和电场脱水，应作如下改进。
在去年引进美国强品公司油溶性破乳剂试验成功的基础上，今年与采油工艺研究所合作开展了ZB-006型油溶性破乳剂的研制和现场应用[10]。在B二线试验的数据表明，与水溶性破乳剂比较，加药量减少了60%，一级分离放水含油量小于500ppm，原油含水率小于5%。虽与美国破乳剂有一定差距，但技术水平已达到国内先进。另外，油溶性破乳剂对温度的要求不高，正好适应不加热集输工艺。全厂推广油溶性破乳剂，不仅可提高原油处理工艺水平，且可以节约费用30～50万元/年。
先进的集输处理工艺已经实现了无泵无罐无电脱的三无流程。电脱水既需要提升压力，又需要提升温度，是联合站能耗的重要组成部分。在应用高效低温油溶性破乳剂前提下，采用高效聚结沉降设备（如陶粒沉降聚结沉降器），适当提高低含水油温度等实现自然沉降达标。目前B联合站已实现无电脱沉降。
游离水脱除器的界面高度和压力这两个参数目前基本上是采取PID给定点控制方式，而明一联合站由于干扰变化频繁及多变量系统等因素，这种控制方式效果并不理想，必须从控制方案上加以改进。我们可采用多变量状态反馈单值预测控制法，基本思想是利用模型来监测输出和相应的偏差求得最优控制，同时将放水管出口高度作为变量可以调节，以达到最好的油水分离效果。
（三）原油处理工艺
根据国内权威部门进行的损耗调查，稳定前原油敝口损耗为0.4%～0.6%，稳后原油敝口损耗为0.1%～0.2%，敝口储罐由于蒸发和携带作用将损耗原油0.5%～0.8%。近几年该厂已基本实现了油气密闭集输，密闭率达到90%以上。
第17篇：胜利油田油气集输总厂孤岛压气站生产管理系统
“慧盾”智能预警平台实现科学预警
中国石化新闻网讯（宋执玉董鹏璋）6月6日，胜利油田油气集输总厂孤岛压气站生产管理系统界面焕然一新，总厂信息中心与孤岛压气站合力研发的“慧盾”智能预警平台正式投入使用。
作为油田集天然气计量、外输和轻烃加工、储装于一体的大型综合站库，孤岛压气站现采用集散式监控系统，只是对各岗位内部依据报警参数进行基本的故障诊断，对于跨岗位故障，现有系统并不能准确的指出故障的原因，需要对全站参数进行全面分析与查找，严重制约着故障处理速度。
由该站研发的慧盾智能预警系统，功能之一的故障诊断报警模块，主要通过“逻辑诊断”和“故障专家库搜索”两种方式进行，“逻辑诊断”依据各工艺参数（压力、温度、流量等）之间的变化关系进行逻辑推理，寻找故障段；而“故障专家库搜索”利用历史已有故障为依据，直接锁定故障原因和故障地点，同时设置故障处理方法智能提示，点击故障点自动弹出，帮助应急人员快速准确制定应急方案，两种方式结合，大大提高了故障判断的准确性。慧盾智能预警系统的研发成功，特别是故障诊断报警模块的应用，由计算机代替了人工查找故障原因繁琐步骤，且判断速度快、准确性高，能帮助指挥人员快速做出反应与决策，将跨岗位故障判断处理时间缩小到五分钟以内，有效的保障了全站安全生产，促进了全站管控一体化建设，提升了该站管理信息化建设水平。
“以前的时候，岗位之间管段如果发生故障，引发某一处报警，我们单从报警点所在的岗位找不到故障原因，需要调出各个岗位的参数进行比对、人为的分析判断，速度很慢，而且还不一定能够找准故障所在。”孤岛压气站调度张德强，“有了这个系统之后，发生故障，他可以直接判断出故障段，给我们智能提示，帮助我们能快速的做出应对决策，保障了安全生产。”
“慧盾”智能预警平台除生产管理系统的故障诊断这一功能外，还具备设备监测、动态成本、安全生产、人员管理五位站库卫士，进一步升级完善生产管理系统的设备监测、成本管理等功能，从而使站库信息化水平再上新台阶。
孤岛压气站技术员曹冬梅说道，“我是负责全站每个月的成本核算和成本损耗分析的，有了动态成本‘卫士’后，我可以直接利用它查到每天的成本损耗情况，找到损耗的原因，这样，下个月就可以相应的做好节约成本的对策了。”
第18篇：天然气集输
《天然气集输》课程综合复习资料
一、填空题：
1、气体水合物是由多个填充气体分子的 构成的晶体，晶体结构有三种类型：、和 ，气体分子起到 的作用。
2、天然气在高压下的粘度不同于在低压下的粘度。在接近大气压时，天然气的粘度几乎与压力无关，随温度的升高而 ；在高压下，随压力的增加而 ，随温度的增加而 。
3、气田集气站工艺流程分为 流程和 流程。按天然气分离时的温度条件，又可分为 工艺流程和 工艺流程。
4、燃烧是一种同时有热和光发生的强烈氧化反应。燃烧必需具备三个条件：一是 ；二是 ；三是 。
5、天然气的含水量以单位体积天然气中所含水蒸汽量的多少来表示，有时也用天然气的 来表示，是指在一定压力条件下，天然气与液态水平衡时所对应的温度，此时天然气的含水量 ，一般要求其比输气管线可能达到的最低温度 。
6、冷凝分离轻烃回收工艺中，根据冷凝温度的不同冷凝分离分为三种：、和 。冷凝分离工艺主要由 和 两部分组成。 是衡量冷凝分离效果好坏的指标。
7、为保证连续生产，分子筛吸附脱水流程中必须包括吸附、和 三道工序。原料气从 入塔，再生气和冷吹气从 入塔。
8、国内外现有的凝析气田处理站布站方式基本上分为 和 两种，其中 在国内的应用更为广泛。
9、冷凝分离轻烃回收工艺广泛应用于天然气的轻烃回收，其主要包括两方面： 和冷凝液的 。
10、根据凝液回收目的的不同，冷凝温度不同，所采用的方法分为、和 。用以描述回收装置从天然气内脱出凝液能力的指标为 ，指回收装置单位时间内 与 之比。
11、膜分离法是根据气体中各组分 实现组分气体的分离。高压原料气在膜的一侧吸附，通过薄膜扩散至低压侧。由高压侧经薄膜进人低压侧的气体称 ，而仍留在高压侧的气体为 。
二、判断题:
1、当水分条件满足时，预测生成水合物的压力、温度条件可用图解法确定。其中相对密度法曲线右下方为水合物存在区，左上方为水合物不可能存在区。
2、对于相同类型（即硅铝比相同）的分子筛，即使形成分子筛的金属离子不同，分子筛的孔径相同。
3、对于已经遭受水侵、并有气井出水(或水淹)的气藏，应采用强排水采气的开采方式，减轻水侵向邻井区的漫延，延长未出水气井的无水采气期，从而达到提高采收率的目的。
4、国内外现有的凝析气田处理站布站方式基本上分为分散处理和集中处理两种。分散处理就是建设几个具有部分或全部相同功能的处理站，每个站处理若干口井的物流；集中处理是在油区内只建一个处理站，所有生产井的物流都进入这个站处理。其中集中处理的形式在国内的应用更为广泛。
5、凝析气田的开采，对于井口压力较高、井流物温度较低的情况，为使井口节流后或在输送过程中不至于产生水化物，往往采取井口加热节流的集气方式。这种集气方式加热与节流都在井口完成，根据井流物组成条件和工艺计算可以采取先加热后节流、先节流后加热甚至分几级节流加热。
6、凝析气田注气开采的目的就是保持地层的压力，目前可供选择的注气介质有干气、二氧化碳、氮气或氮气与天然气的混合物、水，其中回注干气是早期开发凝析气田保持压力开采所选用的方法，也是现今最有效，最经济的方法。
7、燃烧是一种同时有热和光发生的强烈氧化反应。燃烧必需具备两个条件：有可燃物质，以及能导致着火的火源。
8、为保证连续生产，吸附脱水工艺流程中必须包括吸附、再生和冷吹三道工序。原料气、再生气和冷吹气都是从塔底进入。
1 9．由于硫化氢含量高导致中毒者停止呼吸和心跳时，必须立即采取措施进行抢救，帮助中毒者恢复呼吸和心跳。否则，中毒者将会在短时间内死亡。中毒者也有可能自动恢复心跳和呼吸。
10．水露点是指在一定压力条件下，天然气与液态水平衡时所对应的温度。一般要求天然气水露点比输气管线可能达到的最低温度还低5～6℃。
三、问答题:
1、有水气藏的开发必须尽可能地控制气藏过早出水，特别是要避免出现不均匀的水窜、水侵，以防止水侵给气藏开发带来恶性危害。对于已经遭受水侵并有气井出水(或水淹)的气藏采用强排水采气的开采方式可以减轻水侵向邻井区的漫延，延长未出水气井的无水采气期，从而达到提高采收率的目的。请简述水浸的危害。
2、在天然气处理厂，天然气脱酸之后、深冷加工之前往往采用甘醇吸收脱水和分子筛吸附脱水的净化工艺，深度净化脱水后的天然气经过冷凝分离得到天然气凝析液，天然气凝析液经过稳定切割工艺可以形成所需要的产品。试问在醇胺法脱酸气、甘醇吸收脱水、分子筛吸附脱水、以及天然气凝析液稳定切割工艺中实现气体或液体组分分离的主要依据分别是什么？
3、开发凝析气藏的方式有衰竭式开发、保持压力开发和油环凝析气藏开发。衰竭方式开发的条件有哪些？
4、天然气水合物的生成条件是什么？采气管线产生水合物问题的原因是什么？可以采取哪些方法防止采气管线水合物的生成？
5、简述气藏的驱动方式。
6、凝液的稳定和切割时天然气加工的最后工序，若天然气浅冷，请画图说明凝液的稳定切割流程。
7、开发凝析气藏的方式包括衰竭式开发、保持压力开发、油环凝析气藏开发三种。其中保持压力开发是提高凝析油采收率的主要方法。从世界凝析气藏开发的实践来看，保持压力有哪几种情况？为了保持压力，目前可供选择的注入剂有哪几种？
8、天然气管输和深冷加工上游的脱水工艺如何选择？
9、含硫气田的集输管道和站场设备中存在着哪种危险的可燃物质，可以采取哪些措施以防止危险事故的发生？
《天然气集输》课程综合复习资料参考答案
一、填空题：
1、笼状晶格 ， I型、II型 ，H型，稳定晶格 。
2、增大；增加，减小。
3、单井集输，多井集输。常温分离， 低温分离。
4、有可燃物质 ； 有助燃物质 ； 有能导致着火的火源 。
5、水露点；最大；低5～6℃。
6、浅冷、中冷 和 深冷 。 制冷 和 分离 。 凝液回收率 。
7、再生 和 冷吹 。塔顶 ，塔底。
8、分散处理 和 集中处理 两种， 集中处理。
9、制冷 和冷凝液的 分离 。
10、浅冷、中冷 和 深冷 。 凝液回收率 ， 凝液的摩尔量 与 原料气摩尔量 之比。
11、渗透速度的不同。渗透气，渗余气。
二、判断题:
1、错
2、错
3、对
4、对
5、对
6、对
7、错
8、错
9、错
10、对
三、问答题:
1、水侵对气藏开发带来的影响和危害主要有以下几点。
（1）水侵使得产层内由单相气体流动变为气水两相流动，各相渗透率都明显降低，特别是如果水体为润湿相，会吸附在孔隙和裂缝壁上，减小了气体的流动通道，将导致气井和气藏的产能和产量迅速降低。
（2）根据等值渗流阻力原理和微观渗流机理，在相同压差下流体流动将优先选择在高渗介质内发生，因此在裂缝型储集层内的水侵方式为沿裂缝窜人，在不均匀水窜的水侵方式下将出现“水锁”、“水封”等现象，改变了气藏连通关系，出现了水封死气区，因此不可避免地降低了气藏最终采收率。
（3）地层水不仅矿化度很高，而且具腐蚀性，一旦流入井内将对井下管串和地面集输管网带来破坏性腐蚀，产出地面则不易处理，对环境保护带来影响，因此水侵还将直接危害地面地下集输工艺，进一步增加气藏开采的工作量和开采成本。
2、醇胺法脱酸气是依据醇胺与天然气中的酸性气体发生可逆的化学反应而实现天然气中酸性气体的分离。
甘醇吸收脱水是依据气体组分在溶液内的溶解度不同而实现气体组分的分离，利用甘醇有很强的吸收特性从而实现天然气脱水。
分子筛吸附脱水是依据固体表面对临近气体分子吸附能力的不同而实现气体组分的分离，利用分子筛对水具有选择吸附、优选吸附和高效吸附的特性从而实现天然气脱水。
天然气加工工艺中天然气凝析液的稳定和切割是依据各组分挥发度不同而实现液体组分的分离，降低天然气凝析液的蒸气压并形成各种各样的产品。
3、衰竭方式开发的条件：
①原始地层压力高。如果产层的压力大大地高于初始凝析压力，在开发的第一阶段就可以考虑充分利用天然能量，采用衰竭方式开发。
②气藏面积小。有些凝析气藏虽然面积很大，但被断层分割为互不连通的小断块，即便凝析油含量高，但形不成注采系统，也可采用衰竭方式开发。
③ 凝析油含量少。凝析气藏的高沸点烃类含量少，凝析油的储量就比较小。如果凝析气藏主要含轻质、密度不大的凝析油，采用衰竭方式开发也可以获得较高的凝析油采收率，就可以不考虑保持压力。
④ 地质条件差。如：气层的渗透率低，吸收指数低，严重不均质，裂缝发育不均以及断层分割等。
3 ⑤ 边水比较活跃。边水侵入可以使地层压力下降的速度减慢，也可以保证达到较高的凝析油采收率。
4、天然气水合物的生成条件：
（1）气体处于水蒸汽的过饱和状态或者有液态水，即气体和液态水共存； （2）一定的压力温度条件——高压、低温；
（3）气体处于紊流脉动状态，如：压力波动或流向突变产生搅动，或有晶种(固体腐蚀产物、水垢等)存在都会促进产生水合物。 因此，在孔板、弯头、阀门、管线上计量气体温度的温度计井等处极易产生水合物。
采气管线气体通过控制阀或孔板时，气体压力降低，同时发生J-T效应，气体膨胀降温，使节流件下游易生成水合物而堵塞管线。
对于矿场采气管线，可以采用加热和注入水合物抑制剂的方法防止水合物的生成。
5、气藏的驱动方式主要是弹性气驱和弹性水驱两种。
弹性气驱：在气藏开发过程中，没有边、底水或边、底水不运动，或者水的运动速度大大落后于气体运动的速度，驱气的主要动力是被压缩气体自身的弹性膨胀能量，气藏的储气体积保持不变，地层压力表现为自然衰竭的过程。由于是单相流动，而且作为能量来源的气体又是开采对象，因而开采效率较高。
弹性水驱：如果水体和岩石弹性膨胀占据了一部分天然气储集空间，存在封闭的边水或底水，在开发过程中由于含水层的岩石和流体的弹性膨胀，储气空隙体积缩小，地层压力下降缓慢。
+
6、浅冷法得到C3凝液。如图所示，可生产丙烷、丁烷和天然汽油。按各种烃的挥发度递减顺序排列各塔，这是最常见的一种塔的排列方法——顺序流程。
7、从世界凝析气藏开发的实践来看，保持压力可分为以下四种情况：
①早期保持压力。地层压力与露点压力接近的凝析气藏，通常采用早期保持压力的方式。
②后期保持压力。即经过降压开发，使地层压力降到露点压力附近甚至以下后，再循环注气保持压力。
③全面保持压力。如果能够比较容易地获得注入气，通常是在达到经济极限之前，将整个气藏的压力保持在高于露点压力的水平上。
④部分保持压力。如果气藏本身自产的气不能满足注气量的要求，而购买气又不合算，则采取部分保持压力，即采出量大于注入量。部分保持压力可以使压力下降速度减缓，从而减少凝析油的损失。
为了保持压力，目前可供选择的注入剂有干气、二氧化碳、氮气或氮气与天然气的混合物和水。
8、三甘醇吸收脱水和分子筛吸附脱水是天然气工业上常用的两种脱水方法。两者相比：三甘醇吸收脱水，气体中残余含水量较大，露点较高，但可以满足天然气管输的要求；分子筛吸附脱水较为彻底，露点较低，可以满足深冷回收轻烃的要求，但费用较高。因此，天然气在长距离管输之前往往是采用三甘醇吸收脱水；而在深冷加工之前，气体先经三甘醇吸收脱水，除去大部分水，再用分子筛吸附深度脱水，这样，吸附塔的负荷减少，设备尺寸减小，能 4 耗降低，是一种非常可行的好办法。
9、含硫气田的集输管道和站场设备中，存在着不少因腐蚀而产生的硫化铁。如果设备或管道打开而不采取适当措施，干燥的硫化铁与空气接触，便能发生自燃，如果有天然气的存在，还有可能发生爆炸事故。 预防硫化铁的自燃可采取以下措施：
① 在打开可能积聚有硫化铁的容器前，应喷水使硫化铁处于润湿状态； ② 定期清管和清洗设备，除去管道、设备内的硫化铁； 减缓或防止金属管道和设备的腐蚀，以减少或防止硫化铁的生成。
第19篇：输油气生产单位安全环保职责
输油气生产单位安全环保职责
1、安全生产人人有责，企业的每个职工都应在自己的岗位上，认真履行各自的安全环保职责，对本岗位的安全环保负直接责任。
2、认真学习并执行安全动火、高处作业、进设备作业等直接作业环境的安全管理制度和规定，不违章作业。
3、进入施工现场，任何人都必须戴安全帽，按规定穿着劳保服装，严格遵守本岗位的安全生产操作规程，严格遵守劳动、操作、工艺、施工和工作纪律。否则禁止进入施工现场。
4、特种作业人员必须经过安全技术培训、考核取证，必须持证上岗操作。新上岗、换岗人员必须进行三级安全教育。
5、正确分析、判断和处理各种事故苗头，把事故消灭在萌芽状态。在事故发生时及时地如实向上级汇报，按事故预案正确处理，并保护现场，做好详细记录。
6、正确操作、精心维护设备,妥善保管、正确使用各种防护器具和消防器材，保持作业环境整洁，搞好文明生产。
7、积极参加各种安全活动、岗位技术练兵和事故预案演练。
8、严格遵守中国石油天然气集团公司反违章禁令。
9、及时清理生产垃圾，保持作业环境整洁，搞好文明生产。
10、设备检修或安装时，按照施工工序施工，严禁将杂物、工具掉入或遗留在设备内。
第20篇：油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测
油气集输管道腐蚀的防治方向及安全检测
姬鄂豫 陈海玲
南阳理工学院生物与化学工程学院
摘要：油气集输管道的腐蚀主要分为外壁腐蚀和内壁腐蚀两种。对管道外壁腐蚀主要采取 环氧涂层与阴极保护技术。油气管道内的腐蚀化学成分会慢慢与管道内壁发生化学反应，是管道内壁发生严重腐蚀的重要原因，目前采用的还是内涂层防腐蚀措施。我国的生态环境比较脆弱，而且自净能力也和先进的国家有一定的差距，所以对油气集输管道耐腐蚀检测必须加大力度。在管道建设初期，就必须建立科学的管道防腐计划，前期对于管道损伤应及时修复，并且要确定好科学的中后期管道维护方案。 关键词：油气管道；输送介质；防腐蚀技术；检测 doi:10.3969/j.in.1006-6896.2013.1.020 1 腐蚀事故的危害
我国的油气管道安全在全世界还处在一个发展阶段，与发达国家比较，还有相当大的差距。据相关数据表明：我国的油气管道事故发生率达到3次/(1 000 千米·年)，而美国、德国等国家通常在0.25～0.5次/(1 000千米·年)之间，明显低于我国。管道腐蚀的一般后果为：油气管道因为事故不能正常工作，油气供应不上就会导致相关的工厂生产停滞；油气对环境的破坏不可逆转，容易造成大气、土壤、湖泊的环境污染；油气都是易燃物质，如果大量泄漏会引起火灾；油气的跑冒、泄漏、爆炸如果发生在大中城市，极容易造成人员伤亡等重大事故。油气集输管道的腐蚀主要分为外壁腐蚀和内壁腐蚀两种。而腐蚀管道的化学物质以CO
2、SO
2、外界土壤、硫化氢等为主。
2 外壁腐蚀防治方向
2.1 腐蚀因素
金属管道的外腐蚀指的是埋在地下的管道外部腐蚀。一种情况是金属外管道受到所处的外界环境如土壤、水、空气等对金属管道进行了化学作用或物理溶解。通常这种埋地管道的外腐蚀受土壤破坏的因素比较大，所以要防治土壤对埋地管道的破坏。还有一种情况：海底的油气管道，会因为管道埋藏的外部环境是海水，比较轻易发生电化学腐蚀。因此金属管道外腐蚀的预防需要根据不同的环境采取不同的防腐方案设计。 2.2 防治办法
对管道外壁腐蚀主要采取环氧涂层与阴极保技术[1]。环氧涂层是最早的防腐技术，主要在管道的外壁上喷上防腐层，这种技术能保障金属管道不受防腐蚀介质的损坏。目前环氧涂层是国际公认的热固性防腐材料，其主要成分是环氧树脂和固化剂，是一种抗碱、耐酸物质，主要优点是涂层紧密，而且黏结力好，能保证防腐的致密性，表面光滑。而阴极保护技术指的是在水介质环境中的保护技术，能够防止金属管道在电介质环境下（海水、盐类、淡水等）的化学腐蚀，一般广泛应用于地下管道、海洋平台、海油气集输管线等，这种保护措施经济效益可观，不需要太多的成本。表1为环氧涂层与阴极保护技术的优劣比较，从表1可以看出，阴极保护技术在电介质环境中的保护作用明显比环氧涂层性价比要高，该技术常常被发达国家所利用。
3 内腐蚀的防治
油气管道内的腐蚀化学成分是油气管道的致命杀手，会慢慢与管道内壁发生化学反应，是管道内壁发生严重腐蚀的重要原因。 3.1 硫化氢对油气集输管道的腐蚀
硫化氢在遇到水时，很容易发生化学性水解，在水中就会产氢电离子并与管道内的Fe成分进行化学反应；同时硫化氢在有氧条件下与金属 （含铁）发生相应的反应，这时金属物就会失去原来的金属属性。
硫化氢与金属管道内的化学成分很容易发生电化学反应。据数据表明，当管道缺陷处出现足够的H+的时候，就会经过沉淀生成相应的 H2，如果pH2≥300 MPa时，那么钢材就会发生强烈的塑性变形，导致管道出现开裂，管道内的油气就会通过狭小缝隙，形成强大的压强往外冲，导致油气大量地外漏。
3.2 二氧化碳对管道内壁的腐蚀碳酸（H2CO3）是弱酸性物质，它容易产生水解反应，导致管道内的 pH 值下降。二氧化碳（CO2）最大的问题就是造成坑点腐蚀或者是片状腐蚀等慢性腐蚀，这种腐蚀往往是随着时间的推移而慢慢发生的。 3.3 二氧化硫的腐蚀
二氧化硫（SO2）与硫化氢（H2S）一样具有强化学腐蚀性，它极易与Fe 发生化学反应。管道内的流体介质的冲蚀作用由三部分组成：一部分只是单纯进行冲蚀的磨损；一部分是液体对管道的磨蚀；一部分是气体中的固体颗粒对材料进行相应的磨蚀。这三部分组成了管道冲蚀作用的多相流。多相流中包括了流体、气体、碎砂屑、固体颗粒等，这种多相冲蚀很少出现在无强烈腐蚀的外部环境下，一般发生在管道内的腐蚀环境下。这种作用是非常复杂的，管道的液滴、汽泡，以及油气中的不纯物体（固体颗粒）对管道内壁都会发生日积月累的冲击，直接作用管道内壁表面，从而发生新的磨损。 3.4 内壁防腐技术应用
我国目前大多采用内涂层防腐蚀措施。关于内涂层的技术使用原理，相对来说比较简单。内涂层可以在管道内壁以及腐蚀的介质之间起到隔离的功效，这样就可以将介质侵蚀掉，免除其对内壁造成威胁。应用缓蚀剂技术则是为减轻金属管道的损坏，这种缓蚀剂的化学物质已经逐步被油田开发组织发现。缓蚀的机理是利用转化腐蚀的金属
[2]，对反应速率的进程适当降低，最后防腐蚀的目的才可能实现。对管道的内涂层防腐采取衬里的技术，可以节省管道材料维修的费用，提高油气的输送效率。玻璃钢复合材料是气集输管道防腐蚀采用的性价比较高的有机衬里材料，它的特点是耐腐蚀，同时也能够有助于管道强度、韧度的增加。一般来说，这种复合材料对特种集输管道比较有实际作用，主要对温度高、压力高的管道起作用。目前胜利油田已经采用该技术，该技术的应用不但提高了产量，而且运输管道的安全性也得到了保障。 4 耐腐蚀的安全检测 我国的土地面积辽阔，油气资源也非常丰富，但是我国的油气井分散也导致了油气集输成本大大增加。我国的生态环境比较脆弱，而且自净能力也和先进的国家有一定的差距，所以对油气集输管道耐腐蚀检测必须加大力度
[3]。首先，在管道建设初期，就必须建立科学的管道防腐蚀计划。对管道及其相应的薄弱部件进行防腐优化处理，强化管道内壁和外壁的除锈控制与管理，做到从管道建设之初，就全面做好管道的防腐蚀处理。
第二，前期对管道损伤应及时修复。确定好地质勘察的顺序和时间，安排好防腐材料的运用与选择方法，主要是注重防腐漆 （高密度聚乙烯塑料），实现对其保温。此外也要注重检查绝缘接头，采纳合格的高质量产品。第三，要确定好科学的中后期管道维护方案。特别对油气集输管道的建设，相关技术人员需要对生产运行和管道控制失效过程进行分析。逐步强化对集输管道的防腐蚀检测，排除一切安全隐患和油气泄漏的情况发生。
最后，对已经发生的事故，必须对事故建立一个环境保护的预案，保证将污染和事故后果降到最低。
5 结语
做好管道防腐工作，是顺利完成油气集输管道建设的重中之重。防腐计划主要是根椐油气腐蚀介质以及所处的相关外界环境提出的科学防腐方案，最合适的防腐蚀工艺技术选择是关键。我国目前管道防腐技术较外国落后，基本还是止步在涂层防腐的层面上，管道防腐技术采用阴极保护技术的很少，这也是我国管道腐蚀率居高不下的深层因素。未来国际在集输管道防腐这方面的主流技术将会是阴极保护，必须高度重视对该技术的开发和利用，并进行创新和深入研究。
参考文献
[1] 崔世菊．油气集输管道内腐蚀及内防腐技术[J]．石油化工设 计，2010，23（9）：90-92．
[2] 鲍麒零，王石强，罗依妙，等．输油管道缓蚀剂现状与发展趋 势[J]．化工文摘，2011，22（8）：59-62．
[3] 何漂漂．油气管道检测与评价[M]．北京：中国石化出版社， 2011．
