第一篇：采油集輸泵站系統(tǒng)安全技術

采油集輸泵站系統(tǒng)安全技術

一、概述

礦場油氣集輸是將油井采出的油、水、氣混和物進行收集、暫存、初步處理并輸送到指定的容器或裝置的全部生產(chǎn)過程。其主要任務是：

（1）、收集油井產(chǎn)出物；

（2）、對油、氣、水、輕烴、雜質的分離和凈化等初步處理，輸出四種合格產(chǎn)品（即：凈化原油、輕烴、凈化伴生氣、凈化水）；

（3）、分別對油、氣進行計量；

（4）、分別將油、氣輸送到指定的油庫（站）或煉油廠和化工廠等用戶。

二、油氣集輸管理的基本要求

（1）、保證集輸平衡，并達到規(guī)定的儲油能力；

（2）、保證產(chǎn)品質量合格；

（3）、計量準確，輸差控制在規(guī)定的數(shù)值內；

（4）、油氣損耗控制在規(guī)定的數(shù)值內；

（5）、維護和保養(yǎng)好系統(tǒng)內各種設備，保證設備安全正常運行。

三、油氣集輸?shù)奈ｋU性（1）、集輸介質的危險性

集輸介質有油氣混合物、原油、天然氣、輕油等，其共同的危險性是：易燃、易蒸發(fā)、易爆炸、易產(chǎn)生靜電、升至一定溫度時，易膨脹或沸溢。

（2）集輸工藝設備運行的危險性

采油集輸工藝設備主要有油氣分離器、加熱爐、油離水脫水器、壓力沉降罐、緩沖罐、脫水器、輸油泵、集輸管線、儲罐和計量裝置等，構成一個壓力系統(tǒng)和熱力系統(tǒng)，在一定的壓力和溫度下操作運行。若管理或操作不當，會導致憋壓、跑油、抽空、火災、爆炸等事故。因此，采油集輸必須把安全生產(chǎn)放在重要的位置上，必須建立健全并嚴格執(zhí)行安全管理規(guī)程和安全操作規(guī)程。

四、采油集輸流程及其安全技術

1．流程的種類和適用范圍

在油田生產(chǎn)過程中，對油井采出物(油、水混合液和天然氣)進行收集、計量、輸送、初步處理和儲存的過程稱為采油集輸流程或集輸系統(tǒng)。由于集輸系統(tǒng)各環(huán)節(jié)的先后順序不同或某些環(huán)節(jié)間的工藝設施、結構不同，而構成了不同的采油集輸流程。

(1)標準流程

①單管計量站流程。單井單管計量站，分別計量后油氣密閉混輸至中轉站集中處理的流程稱為單管計量站流程。該流程適用于原油性質較好(粘度較小、含蠟量較少、凝固點較低)、單井產(chǎn)量較高、井口壓力較高的油田。

②雙管計量站流程。雙管摻熱水(或熱油)保溫輸送到計量站，分別計量后，油氣密閉混輸至中轉站集中處理，摻入的活性熱水(或熱油)由計量站(間)供給的流程，稱為雙管計量站流程。該流程適用于油品性質較差(粘度高、凝固點高、含蠟量高)，單井產(chǎn)量低、井口壓力低的油田。

(2)非標準流程。除單(雙)管計量站流程外，其他流程均為非標準流程。如油氣分輸(雙管)流程和三管熱水伴隨流程等。非標準流程有的是為了適應具體油田的特點而選用的；有的是形成于標準流程的應用之前，尚未進行改造的。

2．選擇采油集輸流程的原則

(1)流程的適應性強。滿足油田的地質特點和原油物性要求；滿足油田初期生產(chǎn)，便于油田中后期的調整和改造。

(2)油、氣密閉集輸，最大限度的降低油氣損耗。

(3)合理利用地層能量，盡可能減少動力和加熱設備，節(jié)約電力和燃料。

(4)流程各環(huán)節(jié)要配套。采用先進的工藝和設備處理油、氣、水，生產(chǎn)合格產(chǎn)品。有利于原油脫水、油氣分離、天然氣脫輕質油；有利于回收天然氣、污水和輕烴，防止環(huán)境污染。

(5)計量儀表化，生產(chǎn)自動化，減少生產(chǎn)管理人員，提高生產(chǎn)管理水平和勞動生產(chǎn)率。

3．采油集輸流程的投產(chǎn)和管理

(1)采油集輸流程中容器和設備的投產(chǎn)。油氣和設備投產(chǎn)前，應指定詳細的投產(chǎn)方案，要有周密的技術措施和組織措施。投產(chǎn)前的準備和啟動投產(chǎn)，必須執(zhí)行規(guī)定的操作規(guī)程。

(2)輸油管道的試運和投產(chǎn)

①管道投產(chǎn)前必須掃凈管道內雜物、泥沙等殘留物，保證流程暢通。

②管道試壓。使用規(guī)定的介質(液體或氣體)，按設計規(guī)定的試驗壓力和有關技術標準，對管線進行系統(tǒng)強度試壓。

通常以水為介質進行強度試壓，緩慢升壓，當達到要求的壓力時穩(wěn)壓10min，無泄露、目測無變形為合格。需要做滲水實驗時，試驗壓力為設計要求的壓力時，滲水量應不大于允許值。氣壓試驗時，壓力應逐漸提高，達到試驗壓力后，穩(wěn)壓5min，無泄漏且測無變形為合格。強度試驗合格后，降至設計壓力，無泄漏，穩(wěn)壓30min，壓力不降為合格。真空系統(tǒng)在嚴密性試驗合格后，在聯(lián)動試運轉時，還應以設計壓力進行真空度試驗，持續(xù)時間為24h，增壓率不大于5％為合格。

③投油。管道輸送的原油，其凝固點高于管道周圍土壤溫度時，投油前應用熱水預熱方式提高土壤溫度，防止原油在管道中凝固凍堵。

a．熱水出站溫度，應根據(jù)原油性質和管道防腐保溫材料的耐熱程度及工藝要求確定。

b．短距離管道可采取單相預熱，長距離管道可采用正反輸交替輸送熱水預熱。熱水量應不少于預熱管道容量的1．5倍。

c．投油前，管道末端進站水頭溫度必須高于原油凝固點溫度3～5℃。

d．投油時要增大油流量，一般應大于預熱水量的1倍。投油后無特殊情況，在穩(wěn)定的溫度場還沒有建立起來之前，一般不準停輸。

(3)外輸工藝流程的操作與安全技術

①原油外輸工藝流程的操作，由調度統(tǒng)一指揮，除特殊情況(如發(fā)生火災、爆炸、凝管等重大事故)外，任何人不得擅自操作外輸工藝流程。

②流程操作，遵循“先開后關”的原則。具有高低壓部位的流程，開始操作時，必須先倒通低壓部位，后倒通高壓部位；關閉時，必須先關閉高壓部位，后關閉低壓部位。

③管線運行時如發(fā)生通訊中斷，應迅速恢復通訊。保持流程正常運行。

④防止超壓的泄壓裝置必須保持完好，長期投入使用。

⑤在輸油管道上進行科研實驗時，實驗方案應通過有關工程技術部門論證，主管負責人批準后，在專業(yè)人員指導下方可進行。

⑥正常操作時必須嚴格執(zhí)行規(guī)定的操作規(guī)程。

⑦對停用時間較長的管道，必須采取置換、掃線、活動管線等措施，保持管道暢通。

五、采油集輸設備的安全技術

(1)設備的選用

采油集輸泵站設備主要有油氣分離器、原油脫水器、儲油罐、加熱爐、增壓泵等。設備選擇應從生產(chǎn)實際出發(fā)，充分考慮設備的可靠性、安全性、節(jié)能性、耐用性、維修性、環(huán)保性、成套性和靈活性等因素，同時設備選用還應符合長遠使用的要求。

(2)設備的使用與維護

采油集輸泵站設備的安全正常運行，是油田連續(xù)、穩(wěn)定、正常生產(chǎn)的重要保障。加強設備管理，對于保證油田生產(chǎn)的正常運行，提高經(jīng)濟效益，具有十分重要的意義。

制定設備操作、檢查、維護、修理規(guī)程制度，是設備完全正常運行的保證。設備操作人員必須具有設備管理及維修知識，達到“四懂三會”，并取得操作合格證，嚴格按設備的操作 規(guī)程操作。

六、原油計量的安全技術

(一)儲油量計量

儲油量計量是指在某一時間內，對油庫或聯(lián)合站儲罐內的儲油量進行計量。儲油量計量一般采用大罐檢尺的計量方法。大罐檢尺的標準條件、基本要求、計量參數(shù)測取規(guī)定和油量計算按GB9110《原油立式金屬罐計量油量計算方法》執(zhí)行。

1．工作計量器具

(1)計量罐。必須有在有效檢定周期內的容積表(分米表、小數(shù)表、容積>1000m3的計量罐還要有靜壓力容積增大值表)及檢定合格證書和量油口總高度值。

(2)量油尺。量油尺必須選用帶有銅質量重錘的鋼卷尺，錘重為750g，最小分度值為1mm，必須有在有效周期內的檢定合格證書。量油尺有下列情況之一者，禁止使用：

①尺帶扭折，彎曲及鑲接；

②尺帶刻度模糊不清或數(shù)字脫落。

2．對計量罐計量器具的有關規(guī)定

(1)最低液位。立式金屬計量罐，罐內液位高于出口管線上邊緣300mm左右為最低液位；浮頂罐內液位高于起伏高度200mm左右為最低液位。

(2)排放計量罐底游離水。交油計量罐：交游前應先排放計量罐低游離水。排水應緩慢進行，當從放水管(或放水看窗)見到比較明顯的油水混合液時停止放水。收油計量罐：低液位檢測之后至高液位檢測之前，絕不允許排放罐底游離水。

(3)計量罐內液面穩(wěn)定時間。油罐收油或者發(fā)油結束后，尤其是收油罐內液面波動較大，加之油內氣泡和液面上的油沫不能馬上消除，所以，需要穩(wěn)定一段時間方能檢尺。同時，油罐在進油過程中產(chǎn)生大量的靜電荷，積聚靜電的衰減也需要一定時間。經(jīng)實踐證明，檢尺前液面穩(wěn)定時間不能少于30min。

(4)計量有效時間。計量罐最末一次計量到進行交油或收油作業(yè)的時間間隔超過8h，必須重新計量。

3．檢尺要求

(1)必須在規(guī)定的檢尺點下尺；

(2)原油宜檢空尺。用量油尺檢測計量罐內油品液位，其測得值應準確讀到2mm；

(3)檢尺要做到下尺穩(wěn)、提尺快、讀數(shù)準，先讀小數(shù)，后讀大數(shù)；

(4)檢尺要進行多次，取相鄰兩次的檢測值相差應不大于2mm。兩次測得值相差為2mm時，則取兩次測得值的算術平均值作為計量罐內液位高度；兩次測得值相差為1mm，則以 前次測得值作為計量罐內液位高度。

(5)測量罐內原油高度時，當尺帶下端(包括重錘)浸入油內時停止下尺，并使上部尺帶的刻度與檢尺點邊沿對準讀數(shù)，讀數(shù)的數(shù)值為下尺數(shù)。把尺提出罐外后再讀取尺帶浸入油內的數(shù)值，為此浸油度數(shù)，則油高等于總高減去下尺度數(shù)加上浸油讀數(shù)。

(6)油罐發(fā)油后要檢后尺，再次進油時，必須重新檢尺，不能用后尺代替再次浸油前的檢尺。

(二)輸油量計量

輸油量計量是指一定時間內流過管道的原油的測量。輸油量計量一般采用流量計計量。如：腰輪流量計、橢圓齒輪流量計、渦輪流量計和刮板流量計。油田最常用的是腰輪流量計。

1．流量計的選擇

(1)流量計的準確度應不低于0．2級，基本誤差應不大于±0．2％。

(2)流量計的工作壓力應不低于流量計上游管線起點的最高工作壓力，流量計的工作溫度應不低于原油通過流量計時的最高溫度。

(3)計量原油的流量計應是防爆型，防爆等級應符合有關標準的規(guī)定。

(4)流量計的公稱通經(jīng)不宜大于400mm，一組流量的正常運轉臺數(shù)不宜少于2臺。當計算的正常運轉臺數(shù)為1臺時，實際選用的流量計公稱通經(jīng)應比計算時選用的流量計公稱通經(jīng)小一個規(guī)格，使一組流量計的正常運轉臺數(shù)不少于2臺。

2．輔助設備的配置

(1)每臺流量計進口側應安裝過濾器。宜選用頭蓋為快速開啟型過濾器。

(2)每臺流量計進口側應安裝消氣器。消氣器也可安裝在匯管上，使幾臺流量計合用一臺公稱通經(jīng)較大的消氣器。

(3)每臺流量計出口側必要時應安裝止回閥及回壓調節(jié)閥，止回閥及回壓調節(jié)閥也可安裝在一組流量及出口匯管上。

(4)在靠近流量計出口處，安裝分度值不大于0．5℃的溫度計。溫度計套應逆液流方向與管中心線成45℃角安裝，當管線通經(jīng)不大于150mm時，溫度計套插深1／2，當管線公稱通經(jīng)大于150mm時，插深應不小于100mm。

(5)在過濾器進口側，靠近流量計出口處，安裝0．4級壓力表。安裝方法應符合有關標準的規(guī)定。

(6)在靠近流量計的出口處應安裝在線密度計或人工取樣器或管線自動取樣器。

(7)流量計進口側應安裝閘閥，流量計出口側應安裝能截止和檢漏的雙功能閥或嚴密性較好閘閥。

3．流量計的安裝

(1)流量計的安裝應橫平豎直，消氣器、過濾器應以流量計為標準找平、找正。各設備標志方向與油流方向應一致。

(2)流量計及其工藝管線安裝應滿足流量計的計量、檢定、維修和事故處理需要。室內安裝時，流量計及輔助設備宜居中布置，相鄰流量計及輔助設備基礎及管線突出部分之間凈距以及前后左右距墻面凈距，均應不小于1．5m，計量室高度應取決于流量計輔助設備及起吊設備的高度。起吊物與固定部件間距應不小于500mm。

(3)流量計室外安裝時，寒冷地區(qū)應對儀表、設備及工藝管線進行適當保溫。

(4)流量計安裝管路應裝有旁通管線，或兩臺及兩臺以上流量計并聯(lián)運行，以保證在清洗過濾器及檢修儀表時不致停運。

(5)掃線排污時，流量計及輔助設備的污油應排放至零位油罐或油池。然后將計量過的污油重新用泵輸回到流量計出口管線，未經(jīng)計量的污油輸回到流量計進口管線。

(6)新裝流量計的過濾器與流量計之間一段管線應清洗特別干凈才能運行。否則影響流量計正常運行。

(7)裝有電遠轉的流量計在應用遠傳時，應注意發(fā)訊器部分防爆問題，參考說明書接線。

4．流量計的使用

(1)流量計啟動或停止時，開關閥門應緩慢，防止突然沖擊，并防止液體倒流。

(2)必須經(jīng)常清洗過濾器，當過濾器進口管線壓力超過常壓0．068MPa時，就需清洗，清洗過濾網(wǎng)可用清洗劑或汽油。過濾網(wǎng)是由很細的不銹鋼絲編成，不能用火燒，以免損壞。

(3)流量計投入正式運行時，應記錄累計計數(shù)器的初始值，若有手動回零的表頭，使用時應使計數(shù)器回零。

(4)流量計運行8小時以上，流量范圍內在流量計最大范圍的70％～80％，若流動有脈動時，其值應在60％以下使用。

(5)若被測液體腐蝕性較大，應把最大排量的80％當作流量計的最大排量。

(6)裝有溫度補償?shù)牧髁坑?，使用時要詳細按使用說明書進行安裝、調整使用。

(7)大口徑流量計體積大、笨重，標定或檢修時拆裝流量計宜損傷表頭，因此一定要采取保護措施。

七、油、氣、水化驗過程中的事故預防與處理

化驗室的工作人員直接同毒性強、有腐蝕性、易燃易爆的化學藥品接觸，而且要操作宜破碎的玻璃器皿和高溫電熱設備，如果在化驗分析過程中不注意安全，就很可能發(fā)生人身傷害及火災爆炸事故。因此，為了確?；灧治龉ぷ鞯陌踩＿M行，必須努力做好事故預防 和處理工作。

(一)測定原油含水卒過程中的事故預防與處理

目前油田原油含水率的測定有兩種方法，即加熱蒸餾法和離心法。

(1)用加熱蒸餾法測定原油含水量時。試樣加熱從低溫到高溫，其升溫速率應控制在每分鐘蒸餾出冷凝液2～4滴；如果加熱升溫過快，宜造成突沸沖油而引起火災。假如不慎引起小火，不要著急，應立即關掉電源，用濕布遮蓋或用細紗撲滅，如火勢較大可用干粉滅火撲滅。

(2)加熱蒸餾時應先打開冷水循環(huán)，循環(huán)水溫度不能高于25℃；溫度高時油氣冷凝差，部分油氣會從冷凝管上端跑出，造成化驗資料不準，而且也可能引起著火。如果著火則應立即關掉電源，用濕布堵住冷凝管上端孔，使火熄滅。

(3)試樣在烘箱內化樣時，烘化原油樣品溫度不能高于40℃；烘樣時不能同時烘其他物品。

(4)對使用的電爐和電熱恒溫箱要認真檢查，電器設備與電源電壓必須相符，未開電器設備時應視為有電，待查明原因方可通電，電器設備使用完應關閉一切開關。

(二)測定原油密度和粘度時的事故預防與處理

(1)測定原油密度、粘度時，試樣必須在烘箱內烘化，不能用電爐直接加熱，烘化樣品時溫度不能高于40℃。

(2)毛細管必須洗刷干凈，并且烘干。烘烤毛細管時應在烘箱內進行，嚴禁用電爐或明火烘烤，以免引起毛細管炸裂傷人和引起著火。

(3)使用運動粘度測定儀和密度測定恒溫水浴時，要認真檢查，做到電器設備規(guī)定電源電壓與使用電源電壓相符，各部位電源線路的連接完好，無跑漏電現(xiàn)象。一旦發(fā)現(xiàn)跑漏電，應立即處理，待完好后方可使用。

(三)測定原油含蠟膠量時的事故預防與處理

(1)測定原油含蠟膠量時，應先檢查電器設備和電源線路是否完好，有無跑漏電；如果有跑漏電和不安全因素，應立即處理，正常后方可插上電源通電。

(2)試樣恒溫時應嚴格進行控溫，加熱溫度要求在37℃±2℃。

(3)由于采用選擇性溶劑進行溶解和分離，使用的石油醚、無水乙醇又是低沸點的，揮發(fā)性易燃易爆物品，要求化驗分析過程中在通風柜內進行。

(4)加熱回收溶劑應在規(guī)定溫度下在通風柜內進行?；厥杖軇r，加熱溫度高，揮發(fā)性物質不宜完全回收，可能造成火爆炸事故。一旦發(fā)生事故，要鎮(zhèn)定處理，立即關掉電源，采取相應辦法處理。

(5)在烘箱內烘烤蠟膠多余物時，要在規(guī)定溫度下進行烘烤，直至蠟膠中無溶劑為止。烘烤完后，降至室溫后方可取出，以免造成著火事故。

(四)天然氣分析過程中的事故預防與處理

(1)在分析天然氣時，采用氣相色譜儀進行天然氣組分吸附分離分析法，在分析過程中要用氫氣作載氣，樣品分析前要對樣品進行預熱。預熱應在恒溫箱內進行(溫度應控制在35℃±2℃)，禁止試樣瓶直接在電熱爐上加熱，以免引起樣品爆炸著火。

(2)分析樣品前應嚴格檢查電源線路連接是否正確、可靠，有無跑漏電；檢查儀器氣路部分有無漏氣。如有漏電、漏氣，應處理好后方可開機使用。

(3)由于使用高壓氫氣瓶，輸出壓力應控制在0．1～0．3MPa，氣瓶應妥善安放在室外安全處。

(4)在化驗分析樣品過程中，應加強檢查，認真觀察儀器運行狀況以及各表盤內指示參數(shù)是否準確可靠。

(5)樣品分析完后，應按照操作規(guī)程進行停機操作：①先關記錄紙開關；②關記錄器電源開關；③把橋流調至零；④關直流電源和交流電源開關以及穩(wěn)壓器電源開關；⑤氣路部分，先關高低壓調節(jié)閥，再關載氣微量調節(jié)閥。

(五)水樣化驗時的事故預防與處理

測定水中各種離子含量時，常用化學分析方法進行。由于在化驗分析過程中使用和接觸的各種化學藥品都具有一定的毒性，如果使用不當、保管不好，都會造成事故，應特別引起注意。

(1)配置各種試劑標準溶液時，不得用手拿取化學藥品和有危險的藥劑，應用專用工具拿取。(2)進行有毒物質化驗時，如蒸發(fā)各種酸類、灼烘有毒物質的樣品要在通風櫥內進行，并保持室內通風良好。

(3)強酸、強堿液體應放在安全處，不應放在高架上，吸取酸堿有毒液體時，應用吸球吸取，禁止用嘴吸。

(4)開啟溴、過氧化氫、氫氟酸等物質時，瓶口不能對著人；中和濃酸或濃堿時，需用蒸餾水稀釋后再中和，稀釋需將酸徐徐加入水中，嚴禁將水直接加入酸中。

(5)接觸有毒藥品的操作人員，必須穿戴好防護用品；工作完后必須仔細檢查工作場所，將有毒藥品徹底處理干凈。

(6)所有有毒物質均放在密閉的容器內并貼上標簽。工作完畢，藥品柜必須加鎖；具毒藥品應放在保險柜，并要有專人保管，并建立使用制度。

(7)強氧化劑不得和易燃物在一起存放；做完樣品倒易燃物時，嚴禁附近有明火。

(8)實驗室應備有滅火工具和器材，實驗室人員應熟悉滅火工具和器材的使用方法和性能。

八、采油集輸系統(tǒng)的安全技術要點

油井產(chǎn)出的油氣在礦場集輸過程中，一般要經(jīng)過計量間、聯(lián)合站等環(huán)節(jié)，這些環(huán)節(jié)或“點”之間是用不同管徑的管線連接起來的，采油集輸系統(tǒng)安全管理就是對這些“點”和“線”進行管理，以保證油氣在整個采油集輸系統(tǒng)中安全平穩(wěn)收集、處理和輸送。

(一)計量間的安全技術要點

計量間的主要功能是收集油井來的油、氣，集中輸往中轉站，同時可以對進計量間的每口油井的產(chǎn)量進行計量。其安全技術要點：

(1)控制好去各油井的摻水(液)量，即相應控制好油量度，保持在合理的范圍內，單井摻水量的1m3／h，回油溫度35～40℃。

(2)做好各種參數(shù)(油壓、溫度、單經(jīng)量油產(chǎn)量)的記錄，按時準備地測定油井產(chǎn)液量。

(3)平穩(wěn)地向聯(lián)合站輸送含水原油和天然氣。

(4)搞好計量間的衛(wèi)生，保持管線、閥門、容器不滲不漏。

(二)聯(lián)合站的安全技術要點

聯(lián)合站主要擔負原油脫水和外輸，天然氣增壓外輸，含油污水處理和外輸(或回注)三大任務。聯(lián)合站是采油集輸系統(tǒng)設備中的大型設施，是安全防火甲級要害單位。在合理組織生產(chǎn)，做到優(yōu)質低耗的基礎上，必須抓好安全生產(chǎn)，杜絕重大事故的發(fā)生。確保國家財產(chǎn)和工人群眾的利益不受損害。其安全技術要點：

(1)做好原油脫水的操作控制，確保外輸原油含水率≤0.5％，對原油脫除器、壓力沉降罐、電脫水器平穩(wěn)放水，保持各段操作壓力平穩(wěn)，根據(jù)工藝要求保持容器內油水界面相對穩(wěn)定，合理投加原油破乳劑，一句話，在操作上做到“五平穩(wěn)”(水位、壓力、溫度、流量、加藥量平穩(wěn))。

第二篇：泵站技術要求

泵站土建施工技術要求

一、工程名稱：渾蒲灌區(qū)續(xù)建配套與節(jié)水改造一期工程前馬閘管理房。

二、工程概況：。。。。。建筑面積為：106.2m2；

三、建筑標高：本工程管理房室內地面設計標高為+0.00m，相當于絕對標高00.100m，室內外高差0.30m。

四、建筑層數(shù)層高及總高度：本工程地上為一層，建筑總高度為3.60m。

五、結構形式：本工程為磚混結構。

1、基礎：毛石條型基礎；

2、結構形式：磚混結構；

3、墻體：外墻為370厚承重空心磚，外帖60厚苯板保溫,具體做法參見圖集02J121-1A部分頁數(shù)。內縱橫墻除衛(wèi)生間的隔墻為120厚非粘土承重空心磚外，其余均為240厚，非粘土承重空心磚。

4、現(xiàn)澆鋼筋混凝土梁、柱、樓板。

六、建筑構造：

1、屋面：坡屋面：坡屋面防水等級為二級，屋面為非上人屋面；保溫層為厚50mm聚苯板，抗壓強度應不低于0.18Mpa，導熱系數(shù)為0.043W/m．k；防水層采用改性瀝青防水卷材，厚度為30mm；

2、地面：管理房室外臺階地面為毛面花崗巖地面，室內門廳、辦公室、起居室地面為人造理石地面，衛(wèi)生間地面為防滑地磚地面；

3、踢腳：均做與地面同材料的踢腳；

4、內墻：衛(wèi)生間和廚房為貼白瓷磚到頂，其余均為混合砂漿打底,刮大白，刷涂料；

5、外墻：噴高檔外墻涂料,顏色詳見立面圖；

6、頂棚：采用輕鋼龍骨吊頂；

7、門窗：入口門為防盜保溫門，內門為實木門，外窗均采用單框雙玻璃塑鋼窗，門窗均為普通玻璃，白色窗框，門窗尺寸均為洞口尺寸，安裝施工前應現(xiàn)場實測，訂貨安裝；

8、油漆：內門刷乳白色調和漆二道；

9、散水：采用細石混凝土散水；

10、所有預埋木件均需滿涂防腐油,鐵件均應刷防銹漆兩道；

11、排水：屋頂均采用有組織排水。

七、基礎工程: 基礎形式為條形基礎。詳見基礎施工圖。

八、工程材料:

1、鋼筋：?-HPB235 ,fy=210N/mm；?-HRB335,fy=300N/mm；

2、混凝土：基礎部分：C20；上部結構：C30；

3、磚砌體：非粘土實心磚MU10，水泥砂漿MU7.5；

九、門窗,電表箱,消火栓過梁: 施工中應根據(jù)建施圖中門窗洞口、電表箱、消火栓位置、寬度、墻體厚度及標高進行施工。

十、結構施工要求:

1、當?shù)叵麻_挖近基礎底標高時,勘察單位應會同有關單位進行驗槽,進一步查清地層構造,確定地基實際承載力，若發(fā)現(xiàn)實際地質條件與地質勘察報告不符時,設計單位將根據(jù)勘察單位提供的新地質報告重新設計；

2、樓板內下部受力鋼筋伸入支座的錨固長度(圖中注明者除外),在邊支座不小于5d(d為鋼筋直徑),且不小于100mm，在中間支座處伸至支座中心線,且不小于5d.上部鋼

筋在邊支座處滿足錨固長度；

3、板中未柱明的分布鋼筋均為?6@200；

4、柱支模時應注意檢查柱位的準確度,校準后方可施工,應避免柱筋偏位過大；

5、粱內縱向受力鋼筋搭接和接頭允許位置，每次接頭為25%鋼筋面積，懸臂梁不允許

有接頭或搭接；

6、在柱縱向鋼筋搭接長度范圍內,箍筋要繞過兩根鋼筋,彎鉤要相應加長,搭接處兩根鋼

筋 應貼箍筋放置,不應一內一外，箍筋各肢尺寸應準確,以保證主筋的位置準確,箍筋彎折半徑應與主筋相同；

7、各種設備管道穿過樓板需要的孔洞宜予留,板孔洞小于300mm者,本工種不予表示 ,核對各專業(yè)圖后予留孔洞，板內受力鋼筋繞過洞邊不得切斷,板孔洞大于300mm者,按圖紙在孔洞 邊設置加強筋；

8、除圖中以注明的預留孔洞,套管外,在梁及柱中不許另設孔洞,套管及接線盒等；

9、建筑門窗埋件,欄桿埋件等見廠品安裝圖；

10、本工程使用的所有材料均應滿足現(xiàn)行規(guī)范或規(guī)程的要求,鋼筋應有出廠質量證書或

試驗報告單,進場鋼筋的驗收尚應按有關標準規(guī)定抽樣作機械性能試驗,合格后方可使用,不得使用銹蝕嚴重及油污的鋼筋；

11、根據(jù)本工程特點及所處環(huán)境優(yōu)先選用最佳水泥品種；

12、建筑物防雷利用柱鋼筋作引下線時,這些鋼筋必須焊接并與柱主筋 焊接成網(wǎng),具體

位置,要求見電施圖；

13、鋼筋錨固長度：Ⅰ級鋼筋 25d，Ⅱ級鋼筋35d（d為鋼筋直徑）；

14、施工時應先砌墻留馬牙槎后澆構造柱混凝土；

15、未經(jīng)技術鑒定及設計許可不得變更結構的使用環(huán)境和功能；

16、未盡事宜按現(xiàn)行有關施工,驗收規(guī)范及規(guī)程執(zhí)行。

第三篇：輸煤皮帶系統(tǒng)安全技術規(guī)程

輸煤皮帶系統(tǒng)安全技術規(guī)程

1、無論皮帶機是否運行，嚴禁翻越皮帶機、嚴禁進入設備一旦轉動即會造成人身傷害的區(qū)域。

2、班長、程控員接班前必須認真查看交接班記錄、調度指令記錄、檢修交代記錄等相關生產(chǎn)記錄，了解設備運行、備用、檢修狀態(tài)，了解各皮帶有無存煤、各落煤管有無積煤堵塞情況。

3、接班時程控員應確認廣播呼叫及與各現(xiàn)場崗位的對講機聯(lián)系暢通。

4、大于200KW以上電機（10KV電機）啟動運行，應事先請示調度，征得同意，方可啟動。

5、皮帶啟動前，程控員應調看該皮帶頭、中、尾部畫面，不留死角，通過畫面查看現(xiàn)場設備有無異常，有無人員逗留，確認無異常方可啟動。若有疑問，應聯(lián)系現(xiàn)場巡檢人員前去查看。

6、啟動前，程控操作員應通過廣播呼叫系統(tǒng)廣播“XX皮帶A（B）側馬上就要啟動，請無關人員迅速離開”，至少呼叫兩遍，再啟動警鈴，警鈴停止后方可啟動皮帶機運行。

7、皮帶運行中出現(xiàn)跑偏，禁止使用撬杠、鐵鍬把、鋼管等工具插入糾偏托輥架內進行調偏。

8、設備運行中出現(xiàn)危及設備、人身安全的緊急狀況時，現(xiàn)場任何人員均有權緊急停止設備運行，同時立即匯報程控員。

9、電動機在冷態(tài)下允許連續(xù)啟動3次，每次的啟動循環(huán)周期不大于5分鐘；熱態(tài)允許啟動2 次。如果啟動時間不超過2～3秒，電動機能夠多次啟動。

10、輸煤皮帶系統(tǒng)的運行操作應嚴格遵循逆啟順停（逆煤流啟動，順

煤流停止）的原則。系統(tǒng)嚴禁無聯(lián)鎖帶載運行。

11、系統(tǒng)皮帶正常運行情況下，程控值班員的重點監(jiān)控項目：（1）皮帶機的電流變化曲線；

（2）通過電視監(jiān)控了解皮帶機頭部驅動滾筒部位的積煤情況、皮帶跑偏情況、皮帶健康情況（包括皮帶接頭是否有開裂、起翹，帶面有否劃傷，帶邊有否損傷等）；

（3）通過電視監(jiān)控了解皮帶機中部跑偏情況，皮帶健康情況；（4）通過電視監(jiān)控了解皮帶尾部改向滾筒處的皮帶跑偏，尾部滾筒是否包煤等情況。

12、現(xiàn)場值班員的巡檢項目：

（1）監(jiān)視電壓、電流表指示不超過規(guī)定值。（2）監(jiān)視電動機、減速機及各種轉動部分有無異音。

（3）檢查各轉動部分、電動機、減速機軸承等有無振動、溫度升高等情況。

（4）檢查膠帶是否跑偏，打滑松弛、卡刮、斷裂、劃破等現(xiàn)象。（5）檢查托棍、清掃器、拉緊裝置應無損壞、脫落。（6）檢查架構及轉動機械地腳螺絲有無松動脫落。

（7）檢查皮帶上是否有影響運行的雜物和超過300mm以上的大塊煤及鐵塊、尖銳物等。

（8）檢查除塵設備、除鐵器、皮帶秤應運行良好。

13、嚴禁減速器運行中抽出油位標尺檢查油位。一般應在冷態(tài)或設備停運半小時后檢查油位。

14、輸煤皮帶系統(tǒng)由單側電源供電時，嚴禁雙側設備同時運行！

15、關于落煤管堵煤問題

（1）班長、程控員、現(xiàn)場值班員應通過長期的觀察、分析、總結，逐步積累經(jīng)驗，了解哪些煤種、什么粒度、多大含水量時易造成堵煤，具體在哪個落煤管容易堵塞。

（2）實際運行過程中，當班班長如果認為本班作業(yè)煤種可能造成堵煤情況，應在班前會上向本班值班員做詳細說明，明確各崗位人員的防堵職責；應安排專人在最易堵的落煤管處現(xiàn)場把守。

（3）程控值班員應逐步由小到大調整給煤機出力，隨時與現(xiàn)場值守值班員溝通，了解落煤管積煤情況，確認落煤管積煤無擴大趨勢，方可逐步加大給煤流量。

（4）程控值班員同時應加強電流及各頭部落煤管進口部位的電視監(jiān)控。

（5）發(fā)現(xiàn)某落煤管積煤較多時（超過1/2截面），現(xiàn)場值班員應及時聯(lián)系班長安排疏通，避免堵死。

16、落煤管清理、疏通安全

（1）一般情況，應在落煤管外部使用捅煤釬、鏟、大錘等工具或用壓縮空氣進行吹掃、切割等方法進行清理疏通。

（2）在外部用大錘敲打落煤管進行疏通作業(yè)時，應嚴格遵守登高作業(yè)的安全要求，采取防止滑倒、跌落的安全措施。禁止戴手套掄大錘。（3）必須進入落煤管內部進行疏通作業(yè)時，應嚴格遵守以下要求： A、作業(yè)前必須請示程控值班員，程控值班員匯報班長，在征得班長同意后，通知現(xiàn)場值班員開始布置安措。

B、現(xiàn)場值班員應將與該段落煤管相關的進、出口兩條皮帶機的就地手操站上的“就地、程控”轉換開關均切至“斷開”位置，同時拍下“急?！卑粹o，并在“急?！卑粹o上懸掛“禁止操作 有人工作”標識牌。

C、現(xiàn)場安措布置完畢，現(xiàn)場值班員告知程控值班員，程控值班員在上位機畫面確認已無“程控”狀態(tài)，通知現(xiàn)場值班員可以開始工作并同時匯報班長。

D、落煤管內的疏通作業(yè)嚴禁單人進行！應有一人在外部監(jiān)護并提供照明，一人在內部作業(yè)。監(jiān)護人在疏通作業(yè)過程中嚴禁擅離職守。E、嚴禁從積煤落煤管下方進行疏通作業(yè)!F、進入落煤管內部必須掛安全帶或系安全繩，進出不便時考慮使用懸掛式軟繩梯。

17、防止皮帶跑偏

（1）嚴格控制皮帶接頭粘接工藝質量，避免因接頭不正造成的跑偏；（2）認真巡檢，及時發(fā)現(xiàn)并更換已出現(xiàn)卡澀、損壞的托輥；（3）及時清理各處滾筒上的積煤；

（4）重點關注皮帶機尾部回程段非工作面的清掃器，避免應清掃不良導致的尾部滾筒包煤；

（5）經(jīng)常檢查尾部落料口的積煤情況，避免因落料不正造成的跑偏；（6）注意檢查尾部導料槽防溢裙板的損壞情況，防止溢料撒料。

18、防止皮帶撕裂

（1）嚴格執(zhí)行《輸煤皮帶系統(tǒng)安裝件防脫定期檢查工作制度》；（2）堅持各除鐵器必須與所在皮帶系統(tǒng)同步運行的要求；（3）認真巡檢，及時發(fā)現(xiàn)并更換磨損嚴重的托輥；（4）認真巡檢，保證各回程非工作面清掃器正常工作；（5）及時處理皮帶跑偏問題，避免因跑偏導致的帶邊縱向撕裂；（6）避免皮帶帶載特別是重載啟動造成的橫向撕裂。

19、碎煤機的清理

（1）各運行班第二個早班應安排清理兩臺碎煤機雜物室，并做好記錄。若不執(zhí)行此項定期工作，將進行考核。（2）班長應布置好安措再通知進行清理工作。（3）清理工作必須有人全程現(xiàn)場監(jiān)護。

（4）若需進入碎煤機內部或雖在外部，但設備轉動可能危及人身安全時，班長必須按照對碎煤機進行解體檢修的標準布置安措，嚴防人身傷害事故。

（5）設備運行中，嚴禁打開觀察門進行觀察或清理。

20、地下廊道通風問題。1#皮帶機區(qū)域、0#轉運站、2#皮帶機地下部分以及兩條6#皮帶機廊道，現(xiàn)場值班員應高度關注通風問題，發(fā)現(xiàn)通風設備停運，應及時聯(lián)系處理，避免瓦斯氣及煤粉過度集聚造成的窒息、爆炸事故。

第四篇：稠油不加熱集輸技術

稠油不加熱集輸技術與應用

(西南石油大學油氣儲運工程，四川 成都，610500)【摘 要】:稠油的密度大、粘度高、流動性差,輸送困難。對稀釋法、乳化降粘法、加劑降粘法、超聲波法、改質降粘法、低粘液環(huán)法等稠油不加熱集輸技術的機理及應用條件進行了分析,探討制約不加熱輸送技術發(fā)展的難題,為稠油的經(jīng)濟、安全輸送提供有益的借鑒。【關鍵詞】:稠油;降粘;不加熱集輸

稠油即高粘度重質原油，國際上常稱為重油。稠油是一種復雜的、多組分的均質有機混合物，主要是由烷烴、芳烴、膠質和瀝青質組成。一般是以油層條件下或油層溫度下的脫氣原油粘度為主，粘度在50 mPa·s以上叫稠油。粘度在50～10 000 mPa·s稱為普通稠油；粘度在10 000～50 000 mPa·s稱為特稠油；粘度＞50 000 mPa·s稱為超稠油或天然瀝青。

隨著世界能源供應日趨緊張,儲量豐富的稠油日益引起各國的重視。稠油富含膠質和瀝青質,粘度高,密度大,流動性差,其特殊性質決定了稠油的集輸必然是圍繞稠油的降粘、降凝改性或改質處理進行的。我國原油主要是以稠油油藏為主，稠油中膠質、瀝青質含量過高是稠油高粘度的原因，對稠油開采和輸送工藝難度相當大，針對不同稠油油品選擇合理的降粘方法將變得至關重要。否則將影響稠油正常開采和輸送，從而增加開采、輸送的成本，降低經(jīng)濟效益。我國油田集輸系統(tǒng)主要采用加熱輸送工藝,該工藝的弊端是輸油能耗高、允許的輸量變化范圍小、停輸易發(fā)生凝管事故。因此,近年來稠油的不加熱集輸技術越來越引起人們的重視。本文對幾種稠油不加熱輸送技術的機理及應用條件進行了分析,探討了其有利的方面和存在的問題,為稠油的經(jīng)濟、安全輸送提供有益的借鑒。稀釋降粘技術

1.1 機理

稀釋降粘主要是利用相似相容原理,加入溶劑降低稠油粘度,改善其流動性。常用的溶劑有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等?；毂街械募妆?、二甲苯是膠質、瀝青質的良好溶劑。其作用機理為,當加入稀釋劑后,混合物中蠟含量濃度減少,溶液的飽和溫度降低,從而降低了混合物的凝點。另外,低粘原油的膠質、瀝青質是一種降凝劑,它阻止了蠟晶網(wǎng)絡的形成,使混合物的凝點、屈服值和粘度等降低。

1.2 應用

國內外研究表明,輕油摻入稠油后可起到降凝降粘作用,但對于含蠟量和凝固點較低而膠質、瀝青質含量較高的高粘原油,其降凝降粘作用較差。所摻輕油的相對密度和粘度越小,降凝降粘效果也越好;摻入量越大,降凝、降粘作用也越顯著。稀釋劑與原油的混合方式和混合溫度也同樣影響稀釋的效果,一般來說,稠油與輕油的混合溫度越低,降粘效果越好。稀釋劑與原油的最佳混合溫度通常高于原油凝點3~5℃,等于或低于混合油凝固點時,降粘效果反而變差,且隨稀釋劑添加濃度的變化,混合物的流變特性也將發(fā)生變化。稀釋法的優(yōu)點是可以直接利用常規(guī)的原油輸送系統(tǒng)來輸送稠油；在停輸期間不會發(fā)生稠油凝固現(xiàn)象。但是稀油的來源必須有保障。

采用此種方法大規(guī)模地開采稠油時,選用的稀釋劑必然是稀原油,因為稀原油來源廣泛,可提供的數(shù)量大,因此也帶來一些問題。首先,稀原油摻入前,必須經(jīng)過脫水處理,而摻入后,又變成混合含水油,需再次脫水,增加了能源消耗;其次,稀原油作為稀釋劑摻入稠油后,降低了稀油的物性。再次,兩種油品性質相差太大的原油混合后可能會出現(xiàn)相容性問題,在輸送及處理過程中可能會產(chǎn)生瀝青質析出現(xiàn)象。因此,高粘原油加烴類稀釋劑進行降粘集輸,并非完善的方法,應綜合考慮其經(jīng)濟性、可行性,必要時可采用別的更好的方法。加水溶性降粘劑乳化輸送

2.1 機理

原油乳化輸送的機理主要有兩點:a.原油分散在表面活性劑水溶液中形成水包油型(O/W)原油乳狀液或擬乳狀液,由于O/W型原油乳狀液的粘度比純油的粘度低2~3個數(shù)量級,因而可大大降低原油的表觀粘度;b.表面活性劑吸附在管壁上形成親水膜,降低管壁的摩阻。原油表觀粘度和管壁摩阻的降低均可大大降低原油管輸?shù)哪芎?。原油乳化輸送要求O/W型原油乳狀液具有適度的穩(wěn)定性,即原油乳狀液既要在管道輸送過程中保持穩(wěn)定不發(fā)生分相或轉型,最后到集油站或煉廠又能較容易破乳而實現(xiàn)最終油水分離。

2.2 應用

乳化降粘的關鍵是選擇質優(yōu)、價廉、高效的乳化降粘劑。較好的降粘劑應具有以下兩個特性:第一,對稠油具有較好的乳化性,能形成比較穩(wěn)定的O/W乳狀液,降粘效率高;第二,形成的O/W乳狀液不能太穩(wěn)定,否則影響下一步的原油脫水。

目前乳化降粘技術發(fā)展比較成熟,降粘率甚至可達99%以上,在國內外稠油開采和輸送得到廣泛應用,但仍存在以下問題：一是乳化劑與稠油配伍方面缺乏系統(tǒng)研究。雖然乳化降粘劑的配方很多,但對稠油的選擇性都很強,主要原因是稠油組成的差異。二是常用乳化劑存在價格比較昂貴、功效不佳、用量大、使用不便等問題,這無疑將增加稠油的輸送成本,制約稠油乳化降粘技術的實際應用。超聲波降粘輸送技術

3.1 機理

高強度超聲波作用于稠油時,可使稠油的粘度降低,超聲波降粘的機理比較復雜,但主要是兩個方面的協(xié)同作用:一是空化作用,空化是液體的一種物理作用,在液體中由于超聲波的作用,液體的某一區(qū)域會形成局部的暫時負壓,于是在液體中產(chǎn)生空穴或氣泡。這些充有蒸汽或空氣的氣泡處于非穩(wěn)定狀態(tài)。當突然閉合時,會產(chǎn)生激波,因而在局部微小的區(qū)域產(chǎn)生很大的壓力和很高的溫度。在高溫、高壓以及空化時產(chǎn)生的沖擊波作用下,可破壞原油分子中C-C鍵,使原油分子降解,導致原油組分發(fā)生變化,降低原油粘度。

二是超聲波的乳化作用,目前開采出的原油含水都比較高,在開采過程中,受機械力的作用,可形成乳狀液,當高強度超聲波作用于原油時,由于原油內具有一定數(shù)量的空泡,超聲波可使空泡產(chǎn)生振動,并在空泡界面上會產(chǎn)生很大的剪切應力。在剪切應力作用下,原油與水充分混合,使原油乳化,并在相濃度(φ)達到一定值時,改變原油的乳狀液類型,使其粘度降低。

3.2 應用

超聲波降粘技術是近幾年來迅速發(fā)展起來的一種新技術。通過實驗證明:超聲波處理可以明顯降們都是不飽和酸酯的聚合物或不飽和酸酯與其它不飽和單體的共聚物。就目前研究與實際應用情看,合成降粘劑的典型單體是乙烯、醋酸乙烯酯、苯乙烯、馬來酸酐、(甲基)丙烯酸酯及α-烯烴等。近年來,我國開發(fā)的油溶性降粘劑,對特稠油較高溫區(qū)的降粘效果有明顯提高。繼續(xù)提高降粘劑較高溫區(qū)的降粘率,使高溫特稠油的粘度基數(shù)大大降低,是解決實際問題的方向。

超聲波空化的降粘效果與超聲頻率、強度及作用時間等有關,降粘率并不大。在低含水率時 ,它將增大原油的粘度。當含水率超過一定值后,超聲能將原油形成水包油型乳狀液,大幅度降低原油的粘度。但是這種乳狀液的穩(wěn)定性較差。在這種原油中摻入表面活性劑,再經(jīng)超聲處理后,乳狀液的穩(wěn)定性變好,但其粘度有所增大。加油溶性降粘劑輸送技術

4.1 機理

油溶性降粘劑降粘技術主要是基于原油降凝劑開發(fā)技術,針對膠質、瀝青質分子呈層次堆積狀態(tài),借助高溫或溶劑作用下堆積層隙“疏松”的特點,使降粘劑分子“滲”入膠質或瀝青質分子層之間(類似于粘土水化的過程和作用),起到降低稠油粘度的作用。由于不同稠油的膠質、瀝青質分子大小和結構不同,油溶性降粘劑具有很強的選擇性。

4.2 應用

油溶性降凝降粘劑品種很多,但基本上可歸結為兩類:一類是縮合物型,如Paraflow等;另一類是不飽和單體的均聚物或共聚物,典型聚合物有乙烯醋酸乙烯酯共聚物(EVA)、(甲基)丙烯酸高碳醇酯衍生物的聚合物、馬來酸酯衍生物的聚合物等。們都是不飽和酸酯的聚合物或不飽和酸酯與其它不飽和單體的共聚物。就目前研究與實際應用情況看,合成降粘劑的典型單體是乙烯、醋酸乙烯酯、苯乙烯、馬來酸酐、(甲基)丙烯酸酯及α-烯烴等。在結構上主要是各種類型二元或多元共聚物及其復配物。近年來,我國開發(fā)的油溶性降粘劑,對特稠油較高溫區(qū)的降粘效果有明顯提高。繼續(xù)提高降粘劑較高溫區(qū)的降粘率,使高溫特稠油的粘度基數(shù)大大降低,是解決實際問題的方向。

油溶性化學降粘技術是克服了化學乳化降粘技術缺陷的一種方法。但是,開發(fā)油溶性降粘劑難度很大,目前針對稠油的降粘率還不夠高,國內外研究進展緩慢。主要缺點有以下幾點: 由于原油中正構烷烴碳數(shù)分布的多元性和膠質、瀝青質結構的復雜性,降粘劑對原油有很強的選擇性,要找到適用于所有原油的降粘劑幾乎是不可能的。因此,降粘劑應該與各類助劑復配使用既可擴大適用范圍,也可提高降粘效果。

油溶性化學降粘技術是一種“治標”而非“治本”的方法,降粘劑雖然能夠抑制或分散蠟晶、膠質片、瀝青質層,但并不能使它們消失,達到真溶膠顆粒的粒度,所以降粘降凝的程度是有限的。稠油改質降粘

5.1 機理

稠油改質降粘是一種淺度的原油加工方法,以除碳或加氫使大分子烴分解為小分子烴來降低稠油的粘度。除碳過程大致可分為熱加工和催化加工,熱加工有減粘裂化、焦化等,催化加工以催化裂化為代表。此外,還有溶劑脫碳,如脫瀝青和脫金屬離子等過程。加氫過程有加氫熱裂化和加氫催化裂化等。

5.2 應用

近年來,國外采用在油田內建立一套稠油改質的裝置,使稠油的大分子裂化,降低粘度,便于輸送。法國提出加氫降粘裂化法,在油田進行加壓加氫處理,使原油粘度降至可用管線輸送,并在下游煉廠用普通煉油方法加工。這樣打破了以往采用傳統(tǒng)的單物理降粘法,可節(jié)省各種降粘措施費,方便生產(chǎn)。

稠油改質降粘從根本上降低稠油的粘度。改善稠油在管道中的流動性,從而提高管道特別是長輸管道的適用性。此外稠油裂化生成的輕質油不僅可以使未發(fā)生裂化的稠油組分稀釋,而且可以因其分子量變小而增加稠油蒸氣壓,亦即增加稠油管輸動能。目前存在的主要問題是：硬件條件太高,投資太大。低粘液環(huán)輸送方法

6.1 機理

向稠油中摻入一定量的低粘度不相溶液體(一般為水),在輸送過程中,將油流的速度控制在某一范圍內(0·84~1·3 m/s),可形成環(huán)狀流,粘度大的稠油作為芯流引入輸送管道中被水包圍,不與管壁接觸,這層水環(huán)能吸收管壁和流體之間存在的剪切應力,從而減小了流動阻力。

6.2 應用

在美國加利福尼亞州,一根直徑為203·2 mm、長為29 km的管線應用這項水環(huán)輸送技術運行了近15年,所輸稠油的AH標準比重為11,輸量為1 908m3/d,含水率為20%~30%。該工藝多限于室內和工藝試驗階段,環(huán)狀流型穩(wěn)定性比較差,很容易遭到破壞而最終形成混相的形式,為了提高環(huán)狀流的穩(wěn)定性,可以在水中加入添加劑使管壁疏油。長距離輸送經(jīng)過泵增壓時如何不破壞液環(huán)是一個難題。結束語

綜上所述,對于稠油輸送問題要選擇一種最佳的輸送方案,需要考慮很多因素,如:管線長度、氣候條件、現(xiàn)有的設備、水處理能力、電力供應、地形情況、稠油種類、環(huán)境因素等等,但最重要的還是經(jīng)濟因素。一般來講,對每種方案都要考慮它的原始投資和操作費用,為的是進行綜合全面的經(jīng)濟分析,以選出其中最為經(jīng)濟合理的稠油輸送方法。

參考文獻: [1] 雷西娟,王鴻膺.稠油降粘輸送方法[J].油氣田地面工程, 2002, 5: 37-38.[2] 王鴻膺,寇 杰,張傳農(nóng).河口稠油摻水降粘輸送試驗研究[J].油氣儲運, 2005, 24(3): 35-38.[3] 敬加強,孟 江,呂黎濤.墾東18稠油乳化輸送技術的綜合評價[J].油氣儲運, 2004, 23(5): 8-12 [4] 喻高明,熊艷軍.適于特稠油地面管道輸送的主輔型降粘方法研究[J].江漢石油學院學報, 2004, 26(1):113-115.[5] 包木太,范曉寧,曹秋芳.稠油降黏開采技術研究進展[J].油田化學, 2006, 23(3): 284-288.[6] 吳本芳,沈本賢,楊允明.遼河特稠油降粘研究[J].油氣儲運, 2003, 22(6): 27-32.[7] 王建成,傅紹斌.稠油集輸降粘方法概述[J].安徽化工, 2005, 16(2): 15-18.

第五篇：國內外天然氣集輸技術現(xiàn)狀

國內外天然氣集輸技術現(xiàn)狀

摘要：天然氣熱效率高，環(huán)境效益好，發(fā)展利用天然氣成為當今世界能源發(fā)展的潮流。本文重點論述了國內外天然氣礦場集輸現(xiàn)狀，礦場集輸管網(wǎng)現(xiàn)狀，天然氣脫水，脫烴，脫硫技術現(xiàn)狀。并認為超音速脫水技術將成為天然氣脫水技術的發(fā)展趨勢。

關鍵詞：國內外

礦場集輸 集輸管網(wǎng) 脫水 脫烴 脫硫

LNG 技術現(xiàn)狀

近年來，隨著我國天然氣工業(yè)的快速發(fā)展，引進了許多國外的先進工藝和設備。天然氣將是21世紀舉足輕重的優(yōu)質能源。隨著天然氣勘探、開發(fā)、儲運和利用技術的進步以及對環(huán)境問題的日漸關注，世界各國競相發(fā)展天然氣工業(yè)已經(jīng)成為當代進步的大潮流。目前已經(jīng)知道的可以開采的天然氣資源比石油資源豐富。世界天然氣探明和未探明的資源量達到了400×1012m3，美國的產(chǎn)氣量最大，5556× 108m3，占世界總產(chǎn)量 22.9%；俄羅斯探明的天然氣的儲量最大，儲量為48.14× 1012m3，占世界總儲量32.1%。在2020年世界產(chǎn)氣量將達4.59× 1012m3。而我國已發(fā)現(xiàn)193個氣田，探明的天然氣地質儲量為4.4937×1012m3，氣層氣有3.3727×1012m3，溶解氣為1.121×1012m3。天然氣可采儲量達到2.570433×1012m，其中氣層氣占2.2002×1012m，溶解氣占3702×108m3。天然氣在我國的能源消費結構中比重穩(wěn)步上升，1999年，陜京管線給北京提出年供氣24×

1018m3，可以確保需求30年。

一． 天然氣礦場集輸現(xiàn)狀

1．井場裝置

我國氣田在地理地貌條件、工礦和介質方面差別很大，有深層異常高壓、高溫、高產(chǎn)氣田，有大面積分布的低滲低產(chǎn)氣田，有高含、氣田，有富含凝析油的深層凝析氣田等，而且大多數(shù)主力氣田位于我國中西部，地處沙漠戈壁，荒無人煙，環(huán)境條件十分惡劣，交通非常不便，而有的則位于人口稠密地區(qū)，位于廣闊海洋，針對不同類型氣田特點，形成了各種礦場集輸主體工藝技術。

目前，礦場上采用的井場裝置流程通常有兩種類型，也是比較典型的流程，一種是加熱天然氣防止水合物形成的流程，另一種是向天然氣注入抑制劑防止水合物形成的流程。

2．單井集輸流程

我國目前采用的常溫分離單井集輸工藝流程有兩種一種是三相分離，另一種是氣液分離。

3．多井集輸流程

常溫分離單井集輸工藝流程同常溫單井類似。對于壓力高，產(chǎn)量大，硫化氫和二氧化碳含量高以及凝析油含量高的天然氣多采用低溫分離流程。

二．礦場集輸管網(wǎng)現(xiàn)狀

集輸管線熱力條件的選擇 根據(jù)中國多數(shù)油田生產(chǎn)“三高”原油（含蠟量高、凝固點高、粘度高）的具體情況,為使集輸過程中油、氣、水不凝，作到低粘度,安全輸送，從油井井口至計量站或接轉站間，一般采用加熱集輸。主要方法有：①井口設置水套加熱爐，并在管線上配置加熱爐，加熱油氣；②井口和出油管線用蒸汽或熱水伴熱；③從井口摻入熱水或熱油等。不加熱集輸是近幾年發(fā)展起來的一項技術，能獲得很好的技術經(jīng)濟效益。除油井產(chǎn)物有足夠的溫度或含水率，已具備不需加熱的有利條件外，還應根據(jù)情況，選用以下技術措施：①周期性地從井口向出油管線、集油管線投橡膠球或化學劑球清蠟,同時,管線須深埋或進行保溫；②選擇一部分含水油井從井口加入化學劑，以便在管線內破乳、減摩阻、降

粘；③連續(xù)地從井口摻入常溫水（可含少量化學劑）集輸。在接轉站以后，一般均需加熱輸送。

集輸管線的路徑選擇要求：①根據(jù)井、站位置；②線路盡可能短而直，設置必要的穿跨越工程；③綜合考慮沿線地形、地物以及同其他管線的關系；④滿足工藝需要，并設置相應的清掃管線和處理事故的設施。

天然氣產(chǎn)品具有不同于其他一般商品的特殊性，具體表現(xiàn)在管道輸送是天然氣陸上長距離運輸和區(qū)域性配氣的唯一方式；LNG 是跨洋運輸?shù)奈ㄒ恍问?，而且離岸前和到岸后，仍然全部依托管網(wǎng)；供需兩波動的調節(jié)主要依靠井口產(chǎn)能、輸氣管道存量空間和儲氣庫的容量空間；輸氣管存的氣量依然是調節(jié)供需波動和應急預案的基本手段。這些特點表明天然氣產(chǎn)品在運輸、儲存和銷售等環(huán)節(jié)都必須依賴天然氣管道，從而決定了天然氣行業(yè)的經(jīng)濟特性。“十二五”規(guī)劃提出，要優(yōu)化能源開發(fā)布局，合理規(guī)劃建設能源儲備設施，完善石油儲備體系，加強天然氣和煤炭儲備與調峰應急能力建設；加強能源輸送通道建設，加快西北、東北、西南和海上進口油氣戰(zhàn)略通道建設，完成國內油氣主干管網(wǎng)。統(tǒng)籌天然氣進口管道，液化天然氣接收站、跨區(qū)域骨干輸氣網(wǎng)和配氣管網(wǎng)建設，初步形成天然氣、煤層氣、煤制氣協(xié)調發(fā)展的供氣格局。具體來說，今后五年，要建設中哈原油管道二期，中緬油氣管道境內段、中亞天然氣管道二期，以及西氣東輸三線、四線工程。輸油氣管道總長度達到15 萬公里左右，加快儲氣庫建設。目前，全國性管網(wǎng)已具雛形。目前已初步形成以西氣東輸、陜京輸氣系統(tǒng)（一線，二線）、忠武線、澀寧蘭等干線管道，以冀寧線、淮武線等聯(lián)絡管道為主框架的全國性天然氣管網(wǎng)雛形，除川渝、華北、長江三角洲等區(qū)域性管網(wǎng)比較完善外，其他區(qū)域性管網(wǎng)仍顯薄弱。

三． 天然氣脫水技術現(xiàn)狀

目前，國外天然氣脫水應用最多的方法是溶劑吸收法中的甘醇法。國內中石油股份公司內天然氣集輸系統(tǒng)采用的脫水設備主要有長慶油 田的三甘醇脫水凈化系統(tǒng)；西南油氣田分公司的J—T閥低溫分離系統(tǒng)；大慶油田的透平膨脹機脫水系統(tǒng)；塔里木氣田的分子篩脫水及低溫分離脫水系統(tǒng)。目前存在的裝置相對復雜、系統(tǒng)運行成本高、三甘醇的處理和再生難以解決及環(huán)境污染等問題。天然氣脫水的幾種主要方法

(1)低溫冷凝脫水 該方法采用各種方法把高壓天然氣節(jié)流降壓致冷，用低溫分離法從天然氣中回收凝析液。這種方法是國內氣田中除三甘醇法外應用較多的天然氣脫水工藝。長慶采氣二廠、塔里木克拉等均采用該方法，它具有工藝簡單、設備較少等優(yōu)點，但也有耗能高、水露點高等缺點。

(2)J-T閥和透平膨脹機 J—T閥和透平膨脹機脫水屬于低溫冷凝方法脫水。對于高壓天然氣，冷卻脫水是非常經(jīng)濟的。例如大慶油田目前采用很多透平膨脹機脫水，四川的臥龍河和中壩氣田則使用了J—T閥脫水。

(3)三甘醇脫水 三甘醇脫水屬于溶劑吸收法脫水，在天然氣工業(yè)中得到了廣泛的應用。這種脫水系統(tǒng)包括分離器、吸收塔和三甘醇再生系統(tǒng)。目前，國內的橇裝三甘醇脫水系統(tǒng)多從國外引進。雖然性能很好，但是也存在很多問題。如一次性投資比較大；各種零配件和消耗品不易購買，而且價格昂貴；計量標準與我國現(xiàn)行標準不同；測量系統(tǒng)不適合我國的天然氣性質等。(4)分子篩脫水

（5)超音速脫水 作為新型脫水技術的超音速脫水，國外主要是在殼牌石油公司支持下開展研究，包括計算機數(shù)值模擬、實驗室研究和現(xiàn)場試驗研究?；A 的

實驗研究和數(shù)值模擬研究主要在荷蘭的埃因霍恩科技大學等幾所大學中進行；現(xiàn)場的試驗研究正在荷蘭(1998年)、尼 日利亞(2000年)和挪威(2002年)的天然氣氣田和海上平臺進行主要驗證系統(tǒng)長期穩(wěn)定工作的能力，并在實際應用中進行不斷的改進。所有的研究都取得了滿意的結果。目前，這項技術已經(jīng)進入商業(yè)應用狀態(tài)。

四．天然氣脫烴技術現(xiàn)狀

（1）根據(jù)是否回收乙烷，輕烴回收裝置可分為兩大類：一類以回收C2+為目的；另一類以回收C3+為目的。目前國內油氣田大部分輕烴回收裝置主要以回收C3+，生產(chǎn)液化石油氣等產(chǎn)品為設計目標。當前,國內外已開發(fā)成功的輕烴回收新技術有:輕油回流、渦流管、氣波機、膜分離、變壓吸附技術(PSA)、直接換熱(DHX)技術等。這些新技術最主要的優(yōu)勢還是表現(xiàn)在節(jié)能降耗和提高輕烴收率兩方面,它們代表了輕烴回收技術的發(fā)展方向。

（2）輕油回流：輕油回流是利用油的吸收作用,通過增加一臺輕油回流泵將液化氣塔后的部分輕油返注入蒸發(fā)器之前,提高液化率。這一方法增加了制冷系統(tǒng)的冷負荷,但與提高分離壓力相比所需的能耗較低,對外冷法工藝不失為一種簡單有效的方法。研究表明,輕油回流主要用于外冷淺冷工藝,且在較低壓力下的經(jīng)濟效益比在較高壓力下顯著。

（3）渦流管技術：渦流管技術早在20世紀30年代國外就對其進行了研究,但直到80 年代才用于回收天然氣中的輕烴。由于渦流管具有結構緊湊、體積小、重量輕、易加工、無運動部件、不需要吸收(附)劑、無需定期檢修、成本低、安全可靠、可迅速開停車、易于調節(jié)和C3 +收率高等優(yōu)點,故國外已將渦流管技術用于天然氣輕烴回收,特別是對邊遠油氣田具有其它方法難以取代的使用價值。天然氣靠自身的壓力通過渦流管時被分為冷、熱流股,構成一個封閉的能量循環(huán)系統(tǒng),可有效回收天然氣中的液烴,脫除天然氣中的水分,從而獲得干燥的天然氣。

（4）氣波機技術：采用氣波機技術可以回收天然氣中的部分輕烴。大連理工大學已開發(fā)出了氣波機脫水的成套技術。

（5）膜分離技術：近年在國外膜分離技術應用于氣體分離有較大發(fā)展。用于氣體分離的膜材料按材質大致分為多孔質膜和非多孔質膜,它們的滲透機理完全不同。多孔質膜分離是依靠各種氣體分子滲透速度的不同達到分離目的；而非多孔質膜分離屬溶解擴散機理,氣體滲透過程分為三個階段:氣體分子溶解于膜表面；溶解的氣體分子在膜內擴散、移動；氣體分子從膜的另一側解吸。目前輕烴回收包括其它氣體分離上常用的是非多孔質膜。膜分離技術在輕烴回收和天然氣脫水方面的應用具有很好的發(fā)展前景。據(jù)國外預測,氣體分離膜將是21世紀產(chǎn)業(yè)的基礎技術之一。

（6）PSA技術

（7）直接換熱工藝 五．天然氣脫硫技術

1、溶劑吸收法

（1）醇胺法

MDEA具有使用濃度高、酸氣負荷大、腐蝕性弱、抗降解能力強、脫H2S選擇性高、能耗低等優(yōu)點，現(xiàn)已取代了MEA和DEA，應用相當普遍。a.MEDA法：普光氣田的天然氣為高含硫天然氣，其中H2S含量為14．14％；CO2含量為8．63％。以MDEA溶液為溶劑，采用溶劑串級吸收工藝。b.砜胺法

迄今砜胺法仍是最有效的凈化方法。但砜胺溶劑對重烴有很強的溶解能力。且不

易通過閃蒸而釋出，故重烴含量較高的原料氣不宜采用砜胺溶劑。

(2)配方型溶劑脫硫工藝

a位阻胺配方溶劑脫硫工藝

.Exxon公司開發(fā)的Flexsorb系列配方溶劑是目前唯一實現(xiàn)工業(yè)化的以空間位阻胺為基礎的選擇性脫硫溶劑。目前為止已開發(fā)Flexsorb SE、Flexsorb SE+、Flexsorb混合SE、Flexsorb PS和Flexsorb HP 5個系列，酸氣處理量和傳質速率高；溶劑負荷高，因而溶劑循環(huán)量較低；抗發(fā)泡、腐蝕和降解能力強。b.混合胺溶劑工藝

我國蜀南氣礦榮縣天然氣凈化廠通過在MDEA中添加一種空間位阻胺TBEE形成混合胺，可避免傳統(tǒng)叔胺所具有的某些不足，新的混合胺劑與CO：的反應速率更低；對H2S的吸收速率極高，在CO：含量很高的原料氣中選擇脫除H2s非常有利。國外Bryan公司用MDEM DEA脫除高含C02天然氣，將原來采用的DEA溶劑置換為MDEM DEA混合胺溶劑，用MDEM DEA混合胺凈化的產(chǎn)品氣中H2s和CO：濃度均可達到管輸標準，在沒有增加設備的基礎上大大提高了裝置的處理能力和效率。俄羅斯阿斯特拉罕氣田天然氣中H2S含量高達26％，20世紀90年代阿斯特拉罕天然氣加工廠在采用的SNPA—DEA工藝的基礎上將吸收劑由DEA改為DEA+MDEA混合溶液。c.活化MDEA d.UCARSOL系列工藝

e.Gas／Spec系列溶劑Dow化學公司生產(chǎn)的一系列的以Gas／Spec為牌號的專用配方溶劑Gas／Spec SS、Gas／Spec SS一

2、Gas／Spec CS溶劑具有選擇性脫硫的能力，與MEA、DEA相比硫容量高，溶劑循環(huán)量低、能耗低、溶劑損耗低。

2、膜分離法美國一套采用上述串級流程的天然氣處理裝置先用Separex膜分離器把原料氣中的H2S含量從20％降至3％；然后再以醇胺法處理，而酸氣中的H2s濃度則達到71．6％。該工藝特別適合高含酸性組分的天然氣的凈化處理，具有廣闊的發(fā)展前景。

3、其他脫硫方法

天然氣的輸送通常采用管道輸送和LNG輸送,凡管道能直達的地區(qū),以管道輸送為好，當管道難以直達或敷設管道不經(jīng)濟時,特別是跨洋運輸天然氣,則以液化天然氣形式采用油輪運輸較為經(jīng)濟。LNG應用領域廣,每個方面均存在LNG儲運問題。只有開展各方面的配套研究,才能起到天然氣“西氣東輸”帶動經(jīng)濟發(fā)展的目的。參考文獻：［1］四川石油設計院

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［4］陳賡良 我國天然氣凈化工藝的現(xiàn)狀與展望