第一篇：油氣田集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗技術(shù)探討論文

摘要：隨著我國改革進(jìn)入深水區(qū)、攻堅期，我國的經(jīng)濟(jì)發(fā)展越來越發(fā)穩(wěn)健，為了適應(yīng)經(jīng)濟(jì)的可持續(xù)發(fā)展，作為我國國民經(jīng)濟(jì)重要支柱的油氣田開發(fā)項目也進(jìn)入了改型期，節(jié)能降耗勢在必行。油氣田集輸系統(tǒng)被視為油氣生產(chǎn)的重要環(huán)節(jié)，在油氣集輸系統(tǒng)中貫徹節(jié)能減耗理念對油氣田項目開發(fā)投入的成本和獲得經(jīng)濟(jì)效益有關(guān)鍵性影響。本文通過對油氣集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗技術(shù)的現(xiàn)階段應(yīng)用情況的闡述，結(jié)合國內(nèi)外節(jié)能降耗技術(shù)經(jīng)驗，探討并研究油氣田集輸系統(tǒng)的能耗部位，有針對性的提出適合我國油氣田發(fā)展的節(jié)能降耗技術(shù)，以期提高節(jié)能降耗技術(shù)在油氣集輸系統(tǒng)中的效果，進(jìn)而達(dá)到油氣田開發(fā)項目可持續(xù)發(fā)展的目的。

關(guān)鍵詞：油氣集輸系統(tǒng)；節(jié)能降耗；技術(shù)應(yīng)用

石油能源的發(fā)現(xiàn)和運用促進(jìn)了世界的進(jìn)步與發(fā)展，對人類文明的衍生起到了關(guān)鍵性推動作用。隨著我國經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，對石油能源的依賴日益強(qiáng)烈。加快對油氣田的綠色開發(fā)，優(yōu)化油氣田技術(shù)系統(tǒng)，加深油氣田集輸系統(tǒng)的節(jié)能降耗，是該行業(yè)的未來良性發(fā)展的重要基石。

1油氣集輸系統(tǒng)高能耗運行原因及分析

油氣田集輸系統(tǒng)作為油氣開采的基礎(chǔ)關(guān)鍵階段，通過油氣比例計量、原油脫水、油氣分離和污水處理等主要工藝實現(xiàn)油氣到油氣產(chǎn)品的轉(zhuǎn)變。我國現(xiàn)在油氣開發(fā)面臨高能耗的局面，很大一部分原因在于工藝落后和管理混亂。例如很多中小型企業(yè)無法正確進(jìn)行油氣比計量導(dǎo)致的后續(xù)工藝中供能大于所需導(dǎo)致能源的浪費。隨著油氣田的開發(fā)進(jìn)入中后期，原油油質(zhì)改變，含水量的增多導(dǎo)致后續(xù)脫水過程的能耗進(jìn)一步加大。油氣生產(chǎn)中的動力熱力設(shè)備都屬于高能耗的，如果不能形成完整封閉的操作系統(tǒng)很容易造成能源浪費。比如說油氣廢水排出溫度高，而這部分熱能并沒有得到充分利用，如果有一個完善的換熱網(wǎng)絡(luò)，就可以減少能量的浪費。同時設(shè)備的老化與落后也是造成能耗加大的重要因素，老化的設(shè)備無法持續(xù)高效運行，導(dǎo)致了運行資源的浪費。其次，由于油氣開采的逐步深入，油氣含水量加大，導(dǎo)致設(shè)備的不適用，比如說原油機(jī)泵，隨著油氣中含水量的增加，原來的設(shè)備數(shù)量需要增加，耗電量增加的同時設(shè)備運行效率降低了，這就說明了已有的舊設(shè)備無法滿足現(xiàn)行開采狀況。除卻開采過程中巨大能耗，因為工藝技術(shù)落后和設(shè)備老舊也導(dǎo)致油氣開發(fā)水平低，大量資源浪費。

2油氣集輸系統(tǒng)的節(jié)能降耗技術(shù)分析

（1）在科技高度發(fā)展的大局勢下，計算機(jī)技術(shù)、信息技術(shù)也應(yīng)逐步應(yīng)用于油氣集輸系統(tǒng)中，在生產(chǎn)、加工、輸送的全過程進(jìn)行實時監(jiān)控，不僅可以有效進(jìn)行運行的管理控制，同時通過對集輸系統(tǒng)數(shù)據(jù)的采集、整理、分析，對整個集輸系統(tǒng)進(jìn)行能量供求考證，防止能源浪費的同時對整個集輸系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化，達(dá)到最佳運行效率。（2）通過改進(jìn)革新油氣集輸系統(tǒng)工藝降低能耗。目前工藝上的突破有以下幾點。采用低溫、常溫集油技術(shù)。隨著油氣開發(fā)進(jìn)程發(fā)展，現(xiàn)在的油質(zhì)發(fā)生了很大的變化，重點表現(xiàn)在含水量的增加?？梢酝ㄟ^添加常溫水或低溫水對油溫進(jìn)行控制，同時促進(jìn)原油轉(zhuǎn)向?qū)崿F(xiàn)低溫集油，或者通過添加化學(xué)試劑增加液體粘稠度來實現(xiàn)無加熱集油，添加的化學(xué)試劑用量大，可通過添加破溶劑的方式進(jìn)一步降低用料及能耗。采用無功動態(tài)補(bǔ)償技術(shù)。目前油氣的實際開采量與油氣集輸系統(tǒng)的功能處理量不相符合，這就造成了大量能源的浪費，明確集輸系統(tǒng)能量供需比。對實際集油溫度有清楚的認(rèn)識和把控，明確集油脫水技術(shù)界限。通過嚴(yán)格的計算和科學(xué)論證實現(xiàn)能量的合理高效利用。采用油氣混輸技術(shù)。油氣混輸技術(shù)即未經(jīng)加工從原油開采口將油氣水混合輸送至利用端。作為一種新興的技術(shù)為節(jié)能降耗提供了更多的可能性，同時，在運行過程中需要對能量損耗做出準(zhǔn)確判斷并加以控制，實現(xiàn)節(jié)能降耗。（3）通過設(shè)備革新降低油氣集輸系統(tǒng)能耗。設(shè)備損耗主要在于加熱器和各種機(jī)泵。針對機(jī)泵，目前的技術(shù)改革體現(xiàn)在油水泵變頻技術(shù)和熱泵回收余熱技術(shù)。面對現(xiàn)在日益復(fù)雜的開采局面，單一頻率的機(jī)泵不但無法持續(xù)進(jìn)行高效運轉(zhuǎn)同時還會造成巨大的能量流失。油水泵變頻技術(shù)不僅可以通過生產(chǎn)實際情況進(jìn)行調(diào)頻控速還可進(jìn)行實時檢測方便管理控制。面對含油廢水的能量流失，熱泵回收余熱系統(tǒng)利用逆卡諾循環(huán)的原理實現(xiàn)了低熱能到高熱能的自由轉(zhuǎn)換，通過吸收廢水中的熱量而降低系統(tǒng)能耗。針對加熱器，可以從多方面進(jìn)行改良。增強(qiáng)保溫性能，減少熱量流失。采用新式燃燒器實現(xiàn)能源的高效利用。通過控制煙氣排出溫度降低能量損失，通過合理控制空氣供量實現(xiàn)能源的高效利用等。在局部改進(jìn)的同時加強(qiáng)系統(tǒng)的集成優(yōu)化，實現(xiàn)能量的最大化利用。

3結(jié)語

本文通過對現(xiàn)階段油氣田集輸系統(tǒng)的降耗節(jié)能技術(shù)方面的探究，結(jié)合目前油氣田集輸系統(tǒng)的能耗情況，針對性的提出了適合我國油氣田集輸系統(tǒng)的降耗節(jié)能技術(shù)，助力油氣行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。日益嚴(yán)重的全球環(huán)境變暖要求各行各業(yè)進(jìn)行的轉(zhuǎn)型升級，不僅是對環(huán)境日益惡化的危機(jī)應(yīng)對，也是企業(yè)為獲得未來發(fā)展的基石而做的努力。在油氣田開發(fā)項目中，對油氣田集輸系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化升級，在開采技術(shù)中灌入節(jié)能降耗理念，對油氣田集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗技術(shù)的優(yōu)化升級，降低油氣集輸過程中的損耗率，將多種節(jié)能降耗技術(shù)糅合引發(fā)新的技術(shù)革命，在新時代背景下對油氣行業(yè)的發(fā)展大有益處。

參考文獻(xiàn)：

[1]楊霖.油氣田集輸系統(tǒng)的節(jié)能降耗技術(shù)探討[J].化工管理,2016,(11):251.[2]王康.探討油氣田集輸系統(tǒng)的節(jié)能降耗技術(shù)[J].化工管理,2014,(23):224.[3]馬文明,杜永成,熊紅武,趙延平,楊永欣.油氣田油氣集輸系統(tǒng)的節(jié)能降耗技術(shù)研究[J].化工管理,2014,(20):216.[4]張蕾,杭雅潔.油氣集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗技術(shù)的研究[J].化工管理,2014,(15):178.[5]盧洪源.新時期油氣集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗技術(shù)研究與分析[J].中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量,2013,(19):74.

第二篇：節(jié)能降耗材料(集輸)

節(jié)能降耗材料（集輸）

2009年采油二廠集輸系統(tǒng)以“優(yōu)化簡化、節(jié)能增效”為主題，確保老油田集輸系統(tǒng)實現(xiàn)高效、安全運行；重點圍繞站點關(guān)停并轉(zhuǎn)、站庫優(yōu)化調(diào)整改造及采出水有效回注改造等開展節(jié)能降耗工作。針對地面流程與產(chǎn)效不配比，系統(tǒng)效率低，工藝流程及設(shè)備腐蝕、老化嚴(yán)重，生產(chǎn)運行成本高，安全隱患增大等系列問題進(jìn)行了集輸系統(tǒng)優(yōu)化簡化及配套等改造。

一、站庫概況

目前全廠共建有各類集輸站點153座，其中聯(lián)合站9座，轉(zhuǎn)油站57座，增壓點20座，計量站19座，拉油站33座，卸油站12座，加溫站3座。設(shè)計處理能力3.7×104m3/d，實際處理液量1.65×104m3/d；總庫容13.0×104m3/d，安全儲存能力11.0×104m3/d，滿足全廠油量8天安全儲存。大部分站庫分布于馬嶺、城壕及華池等老油田，由于原油含水不斷上升，運行效率降低，損耗嚴(yán)重，導(dǎo)致生產(chǎn)運行及維護(hù)成本增加。

二、節(jié)能降耗的主要工作及成效

一是開展老油田的優(yōu)化、簡化工作，提高老油田系統(tǒng)效率，降低生產(chǎn)運行成本；二是加大環(huán)保隱患治理力度，降低采出水系統(tǒng)運行風(fēng)險，提高采出水有效回注率。從地面優(yōu)化調(diào)整、采出水處理與回注兩大系統(tǒng)著手，大力推進(jìn)節(jié)能降耗工作。

1、低效高能耗站點關(guān)停，降低生產(chǎn)運行成本，節(jié)約人力資源。通過高含水油井計關(guān)，實施站點關(guān)停及站庫優(yōu)化調(diào)整改造。09

年計劃關(guān)停站點13座（目前已關(guān)停5座），提高系統(tǒng)運行效率，降低生產(chǎn)運行成本；節(jié)約人力資源34人，年減少設(shè)施維護(hù)費用30萬元以上。

（1）元1計關(guān)停

元1計建于1985年4月，管轄油井14口，日產(chǎn)液176m3，日產(chǎn)油38t。該站位于龔河水壩下游，水壩大堤為土質(zhì)結(jié)構(gòu)，壩身已出現(xiàn)多處裂縫，安全保障系數(shù)較低，汛期易發(fā)生決堤事故。關(guān)停元1計，所轄油井配套移動存儲計量裝置，單井來油自壓至元首站；及消除重大安全隱患，又實現(xiàn)無人值守，精簡人員4人。

（2）低效區(qū)塊關(guān)停

結(jié)合我廠生產(chǎn)實際，對低產(chǎn)低效區(qū)塊實施關(guān)停，達(dá)到節(jié)能增效的目的。華200、里

29、樊東、樊西、環(huán)

47、中二區(qū)等6個區(qū)塊，單井產(chǎn)液平均含水98%，已無開發(fā)潛力。2009年上述6個低產(chǎn)高耗能生產(chǎn)區(qū)塊實施關(guān)停，涉及站點11座（目前已關(guān)停3座）。

中12轉(zhuǎn)投運于1998年，管轄油井7口，日產(chǎn)液120m3，日產(chǎn)油

1.3t，其中6口油井含水100%。經(jīng)過前期論證，對中一區(qū)實施地面布局優(yōu)化，對6口低效井及中12轉(zhuǎn)實施關(guān)停，剩余1口單井原油拉運。

上述站點關(guān)停后，可精簡操作員工30人，降低系統(tǒng)能耗，年減少設(shè)施、管網(wǎng)維護(hù)費用20萬元以上。

2、采出水系統(tǒng)配套改造，提高采出水利用率，節(jié)約清水資源。2009年，以提高采出水有效回注率為重點，圍繞采出水有效利用開展治理工作，通過南聯(lián)站、城壕老油田配套改造，全廠有效回

注率提高18%，年節(jié)約清水資源50×104m3，年節(jié)約清水費用135萬元。

（1）南二注有效回注配套改造

南聯(lián)站位于慶城縣阜城鄉(xiāng)環(huán)江河附近，采出水廠于2000年投運，管轄回注井4口，日回注水量1300m3。目前該站4口無效回注井滿負(fù)荷運行，存在較大的環(huán)保隱患，且采出水得不到有效利用。

南二注投運于1978年，承擔(dān)著南二區(qū)的注水任務(wù)，日注水量660m3。由于該站注水系統(tǒng)設(shè)施服役年限長，站內(nèi)、外注水管網(wǎng)腐蝕破漏嚴(yán)重，維護(hù)工作量大，維護(hù)費用高。

采取清污交替的思路，聯(lián)合站采出水輸至上游注水站，實現(xiàn)南聯(lián)站采出水有效回注，消減無效回注井運行風(fēng)險。主要改造工作量：南聯(lián)站新建緩沖罐及采出水外輸系統(tǒng)，并敷設(shè)供水管線至南二注（采用玻璃鋼防腐管材），采出水外輸至南二注有效回注。對南二注實施采出水有效回注配套改造，新增采出水過濾裝置、新建穩(wěn)流閥組及高壓防腐注水管網(wǎng)。660m3/d實現(xiàn)采出水有效回注，節(jié)約清水24×104m3/a，年節(jié)約清水費用65萬元。

（2）城壕老油田優(yōu)化調(diào)整改造

城壕老油田位于甘肅省華池縣城壕鄉(xiāng)，于1975年正式投入開發(fā)，目前管理著城壕區(qū)、城55區(qū)、城65區(qū)、城21區(qū)、悅22區(qū)5個生產(chǎn)區(qū)塊；日產(chǎn)液量1020m3，日產(chǎn)油186t，注水井日配注1365m3，日實注1365m3。其中悅22區(qū)日產(chǎn)液量670m3，日產(chǎn)油量110t，日產(chǎn)水540m3，注水井日配注清水885m3，日注885m3，城55區(qū)日產(chǎn)液270m3，日產(chǎn)油40t，日產(chǎn)水220m3，注水井日配注清水210m3，日實注210m3，原油外輸至西岔口加溫站，再加溫轉(zhuǎn)輸至城一轉(zhuǎn)。城壕新油田為2008年開發(fā)建設(shè)的西259區(qū)，位于城壕鄉(xiāng)城壕村，日產(chǎn)液量490m3，日產(chǎn)油量212t，綜合含水49.1%；日配注量1740m3，日實注量1740m3。城一轉(zhuǎn)與西259站僅2km距離，地面布局相互重疊，不利于高效運行管理。

自2004年城壕老油田實施采出水回注以來，回注管網(wǎng)及注水設(shè)施腐蝕破漏頻繁，嚴(yán)重影響注水時率；城一注下轄2口無效回注井均位于城壕川河流附近，日回灌水量達(dá)650m3，潛在環(huán)保隱患較大，目前2口無效回注井滿負(fù)荷運行，無法進(jìn)行檢串維護(hù)，若套破，該區(qū)采出水后期將存在水量回注不及的問題。

采取上游區(qū)塊采出水就地有效回注，低含水油拉運的思路，對城55區(qū)及悅22區(qū)實施采出水有效回注配套改造，提高采出水有效回注率；關(guān)停下游站點及外輸管線，降低系統(tǒng)能耗。主要改造工作量：悅一轉(zhuǎn)新建三相分離器、沉降除油罐、注水泵房、拉油棧橋，配套注水泵等相關(guān)設(shè)施。城55轉(zhuǎn)新建三相分離器、拉油棧橋，并進(jìn)行儲罐防腐。敷設(shè)西259綜合站至城一注注水干線，配套4井式分水器。敷設(shè)城一轉(zhuǎn)所轄5口油井進(jìn)西259綜合站系統(tǒng)管線。

上游悅一轉(zhuǎn)、城55轉(zhuǎn)配套改造后，710m3/d采出水實現(xiàn)有效回注，年節(jié)約清水資源26×104m3，下游城一轉(zhuǎn)、城一注、西岔口加溫站、城壕卸油臺、城壕基地鍋爐班等5個站點關(guān)停，優(yōu)化人力資源37人，停用29km輸油管線，年節(jié)約生產(chǎn)運行費用1057萬元。

改造后城壕油田集輸流程圖

三、取得的幾點認(rèn)識

1、通過站點關(guān)停并轉(zhuǎn)和站庫優(yōu)化調(diào)整改造，降低集輸系統(tǒng)運行能耗，提高運行系統(tǒng)效率，優(yōu)化、精簡人員配置，節(jié)約生產(chǎn)運行成本。

2、實施采出水有效回注配套改造，不僅可以實現(xiàn)采出水有效利用，而且節(jié)約大量清水資源，實現(xiàn)生產(chǎn)與環(huán)保的和諧發(fā)展。

第三篇：關(guān)于輸煤系統(tǒng)節(jié)能降耗問題的探討[定稿]

關(guān)于輸煤系統(tǒng)節(jié)能降耗問題的探討

摘要：在火力發(fā)電廠廠用電中，用于燃料輸送或燃料系統(tǒng)其它輔助設(shè)施的電量比例不在少數(shù)，而燃料系統(tǒng)節(jié)能降耗可操作性強(qiáng)、降低空間大，如果措施得當(dāng)可以大大降低發(fā)電企業(yè)廠用電率，節(jié)約發(fā)電成本，帶來不可忽視的經(jīng)濟(jì)效益。所以燃料系統(tǒng)的節(jié)能降耗意義重大。本文對我廠輸煤系統(tǒng)節(jié)能降耗采取的方法和措施做了簡要分析，對節(jié)能降耗的成功經(jīng)驗做一推廣介紹。

一 輸煤系統(tǒng)節(jié)能降耗情況介紹

節(jié)能降耗即節(jié)約能源、降低消耗，用最少的投入去獲取最大的經(jīng)濟(jì)效益。電力企業(yè)作為一個電能的生產(chǎn)單位，本身也是一個能源消耗大戶。在我們的生產(chǎn)經(jīng)營中，無處不在的能源消耗是否都能為我們帶來效益？我們又能否以工作方法的改變，將沒有創(chuàng)造價值的能源消耗降到最低，使企業(yè)效益實現(xiàn)最大化？??這些都是值得我們?nèi)w員工所必須深思的。

在我國大型火力發(fā)電廠的生產(chǎn)經(jīng)營成本中，燃煤的成本占到了60%～70%，可以想象煤量之多，而為了把這大量的煤源源不斷地運送到鍋爐原煤倉，保證發(fā)電機(jī)組的正常燃煤需要，所消耗的這部分能源也不在少數(shù)。如果采取有效措施，合理降低這部分能源的消耗，將會給發(fā)電企業(yè)節(jié)約大量的發(fā)電成本，帶來不可忽視的經(jīng)濟(jì)效益。

目前我國大型火力發(fā)電廠輸煤系統(tǒng)主要采用PLC控制的皮帶輸送系統(tǒng)，由上位機(jī)監(jiān)控管理、PLC控制、傳感器測量及保護(hù)裝置組成，在設(shè)計中主要使用可編程邏輯控制器和上位監(jiān)控軟件來實現(xiàn)輸煤程控的統(tǒng)一操作。由于這種控制方式實現(xiàn)了輸煤皮帶的自動連鎖啟停，大大減少了各皮帶間啟動的間隔時間，和皮帶的空載時間，是一個即節(jié)約能源又安全有效的控制方案。在輸煤皮帶選擇電動機(jī)時，因考慮起動、過載和可靠運行等因素，一般都偏于保守。根據(jù)帶式輸送機(jī)的帶寬、帶速、最大輸送能力、物料堆積密度和機(jī)械結(jié)構(gòu)等多種因素計算獲得。而在帶式輸送機(jī)的工作過程中，有時難免要在額定負(fù)荷下起動，如故障停機(jī)、緊急停機(jī)等，此時起動力矩是靜阻力矩的1.5 ～1.8倍，而進(jìn)入恒速時，其轉(zhuǎn)矩很小，電動機(jī)的負(fù)載率很低。常此運行，既浪費有功功率，又增加了無功功率的損耗。這就是實際運行過程中，負(fù)荷基本上一定，出現(xiàn)的大馬拉小車的情況。因此輸煤皮帶電動機(jī)為了適應(yīng)各種惡略工況的運行而消耗了大量的能源，產(chǎn)生了不必要的浪費。在人員方面，由于輸煤系統(tǒng)運行的特殊性，人員到位情況特別重要，在日常工作中大家早已習(xí)慣的工作方式和人員心理等因素尤為重要。人員的懈怠往往影響著輸煤系統(tǒng)設(shè)備的啟動時間和空載時間，在實際生產(chǎn)中實實在在地存在著不經(jīng)意流失和浪費能源的現(xiàn)象?？萍嫉膭?chuàng)新給輸煤系統(tǒng)節(jié)能降耗帶來了曙光，而種種因素的影響又使輸煤系統(tǒng)產(chǎn)生了無數(shù)的能源浪費。所以輸煤系統(tǒng)節(jié)能降耗可操作性強(qiáng)、空間大，是大型火力發(fā)電廠降低綜合廠用電率，控制發(fā)電成本的良好途徑。

二 我廠輸煤系統(tǒng)情況概述

我廠本期4×600MW燃煤機(jī)組，為煤電一體化工程。電廠燃煤采用帶式輸送機(jī)從煤礦工業(yè)場地直接運至電廠主廠房煤倉間，電廠與煤礦的分界點為洗選廠緩沖倉落料點。如鍋爐原煤倉不需上煤時，可通過兩臺懸臂式堆取料機(jī)將原煤堆至煤場，以保證煤礦停產(chǎn)或檢修時機(jī)組的用煤和外銷煤的需要。帶式輸送機(jī)共分七段，均為甲乙兩側(cè)雙路布置，正常一路運行，一路備用，并具備雙路同時運行的條件。皮帶總長超過4KM，皮帶電機(jī)總功率超過3000KW,單條皮帶最大出力為1700t/h，額定出力1500t/h。帶式輸送機(jī)的帶寬、帶速規(guī)格為：帶寬B=1400mm，帶速V=3.15m/s，煤倉間采用移動式卸料車的卸料方式。輸煤系統(tǒng)的控制均采用可編程序控制（PLC）和就地手動兩種控制方式，程序控制為輸煤系統(tǒng)的正常運行控制方式。輸煤系統(tǒng)的主要運行方式為堆煤四種、煤場取煤十六種、煤礦直接上煤八種。輸煤系統(tǒng)中共設(shè)三級除鐵設(shè)備，兩級采樣裝置及布袋除塵系統(tǒng)。共設(shè)有輸煤棧橋五座，安裝燈具千余盞，排污泵十余臺。輸煤系統(tǒng)設(shè)有單獨的沖洗系統(tǒng)和含煤廢水處理系統(tǒng)，在水位不能滿足系統(tǒng)用水的情況下，可以用輔機(jī)冷卻水和煤礦礦井疏水進(jìn)行補(bǔ)水。輸煤系統(tǒng)運行為四班倒，每班七人。其中主值一人、副值一人，巡檢及斗輪機(jī)司機(jī)五人。

三 我廠輸煤系統(tǒng)節(jié)能降耗采取的措施及方法 1 輸煤皮帶的節(jié)能。

因為輸煤皮帶運行永恒而持久，因此它的節(jié)能潛力最大，我廠主要從以下幾方面著手。

1）盡量減少皮帶空轉(zhuǎn)的時間。輸煤皮帶連鎖方式多樣、戰(zhàn)線漫長而且復(fù)雜，如直接上煤和斗輪機(jī)取煤方式的切換。直接上煤方式八種斗輪機(jī)取煤方式十六種，如果設(shè)備盲目啟動，就會造成空轉(zhuǎn)或者誤轉(zhuǎn)。因此在設(shè)備啟動前一定要正確聯(lián)系、認(rèn)真檢查，在運行中必須監(jiān)護(hù)到位，盡量做到一次啟動直至上倉完畢。這樣既減少了皮帶的頻繁啟動，又減少了皮帶空轉(zhuǎn)的時間，可以節(jié)約很大一部分能源。2）及時停用不再投運的皮帶。皮帶運行是根據(jù)煤礦來煤和煤場存煤情況而定的，這樣皮帶就存在隨時啟停的必要和可能，如果光啟不停，就會造成大量能源的損耗。所以要及時停用不再投用的皮帶。

3）盡量保持輸送煤量的穩(wěn)定。輸送煤量的均勻可以大大提高皮帶電機(jī)的功率因數(shù)降低設(shè)備與線路的損耗。我廠若煤礦直接上煤基本能保證煤量的穩(wěn)定，在斗輪機(jī)取煤時則要控制好煤量，使設(shè)備達(dá)到或接近額定出力，避免煤量忽大忽小影響電動機(jī)的出力，造成能源的浪費。

4）選用盡量少的皮帶流程。在我廠煤炭外銷盡量使用#1斗輪機(jī)堆出的煤，這樣在外銷煤的存儲上即可減少一條皮帶的運行。在取煤上倉時則盡量選用#2斗輪機(jī)，同樣也可以減少一條皮帶的運行。這樣合理計劃的使用不但節(jié)約了能源，還可減少一條皮帶的磨損，帶來更大的經(jīng)濟(jì)效益。

5）加強(qiáng)設(shè)備的治理和改造。在運行中設(shè)備隨時都會出現(xiàn)故障，應(yīng)做好監(jiān)護(hù)，及時發(fā)現(xiàn)、及時聯(lián)系檢修處理，盡量減少設(shè)備“小病不治大病而亡”的情況。對皮帶上的刮水器、清掃器、倒料槽等應(yīng)及時調(diào)整，防止其與皮帶的不利摩擦增大而增加電動機(jī)的出力，造成皮帶的磨損和能源的浪費。6）及時清理設(shè)備衛(wèi)生。設(shè)備的衛(wèi)生對設(shè)備的低能耗運行也有著不可忽視的影響，例如皮帶機(jī)滾筒或托輥的粘煤、皮帶下的積煤等，都會對皮帶產(chǎn)生不利的摩擦，影響它的經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定運行。電動機(jī)或接線盒內(nèi)的煤粉也應(yīng)定期清理，若大量聚集則會使電纜絕緣降低，產(chǎn)生熱量，造成不必要的電能損失。2 照明部分的節(jié)能。

因為輸煤運行的工作場所大多存在于棧橋以及零米以下，所以照明用量大而且面積廣。因此照明節(jié)能的潛力也很大，我廠主要從以下幾方面著手：

1）及時關(guān)閉照明。對零米以上及煤場露天部分的照明，做到天亮即關(guān)，天黑再開，堅決杜絕常明燈的存在，把照明打開的時間降到最低。

2)采用高效光源。盡量使用發(fā)光率高、光色好而且能耗小的照明。因為高效光源的功耗低，電光功率轉(zhuǎn)換接近100%，所以采用高效光源比傳統(tǒng)光源可以節(jié)能80%以上。3）盡量利用自然采光，凡是靠近室外的工作場所，充分利用自然采光，僅此一條既可節(jié)約近一半的電能 3 水系統(tǒng)的節(jié)能。

沖洗系統(tǒng)、消防系統(tǒng)和暖氣系統(tǒng)的節(jié)能在輸煤運行中同樣占據(jù)舉足輕重的地位。要做到水系統(tǒng)節(jié)能降耗，就要從以下幾方面著手。

1）對于消防系統(tǒng)必須保證各種設(shè)施完好，不得擅自使用，發(fā)現(xiàn)有損壞或使用痕跡及時恢復(fù)。

2）沖洗系統(tǒng)，要做到隨用隨關(guān)，杜絕常流水。發(fā)現(xiàn)管道或閥門有跑、冒、滴、漏等現(xiàn)象時及時聯(lián)系檢修處理。

3）不需要用水的時候，及時停止水泵的運行。不要小看一臺泵所消耗的電能，一臺泵運行一小時要消耗幾十度的電能。如果多運行一小時，按我廠上網(wǎng)電價？？？？計算，一小時將有？？？？元錢打了水漂。4 杜絕人為因素造成的能源浪費。按照規(guī)程的規(guī)定，輸煤系統(tǒng)所有設(shè)備必須在值班員到崗后才能啟動運行，這時人員的工作方式、心理因素和思想狀態(tài)顯得尤為重要。整個輸煤系統(tǒng)由十幾段皮帶組成，長達(dá)幾公里，等到人員到場后系統(tǒng)中各種設(shè)備的依順序啟動過程必須要耗費一定的時間，只有等到整個輸煤系統(tǒng)全部運行正常后，翻車機(jī)、滾輪機(jī)、給煤機(jī)等設(shè)備才能開始供煤。而在這段依順序啟動的時間內(nèi)，設(shè)備運轉(zhuǎn)所消耗的電量是沒有創(chuàng)造任何經(jīng)濟(jì)價值的，也就是說，只要能夠盡量縮短從人員出發(fā)，到第一條皮帶啟動，到原煤真正送入原煤倉的這段時間，我們就能夠達(dá)到節(jié)能的目的，這就要求輸煤崗位的人員具有很高的業(yè)務(wù)能力和敬業(yè)精神。值得特別強(qiáng)調(diào)的是，設(shè)備空轉(zhuǎn)現(xiàn)象在輸煤系統(tǒng)的具體工作中，因聯(lián)鎖關(guān)系和溢煤等客觀因素，是不可能完全避免的，也不適用于硬性的規(guī)定，這也對輸煤崗位人員的責(zé)任心和從業(yè)素質(zhì)提出了更高的要求。設(shè)備的健康狀況、皮帶固有的啟動時間、切換運行方式的最佳方案等等，我們都應(yīng)該做到心中有數(shù)；在設(shè)備故障或溢煤時，哪些設(shè)備可以停，哪些設(shè)備不能停，哪種運行方式更能兼顧工作效率和處理故障等等，也需要我們及時準(zhǔn)確地作出判斷和決策，只有這樣才能徹底杜絕人為因素造成的能源浪費，為公司創(chuàng)造更大的經(jīng)濟(jì)效益。四 輸煤系統(tǒng)節(jié)能降耗工作未來的發(fā)展

1合理利用可編程序控制器(PLC)這種高可靠性的工業(yè)自動化產(chǎn)品。因其采用可編程序的存儲器，可執(zhí)行邏輯運算、順序控制、定時、計數(shù)等操作命令, 和其出色的數(shù)據(jù)采集和可編程控制能力，可以合理設(shè)計各皮帶聯(lián)鎖啟動的間隔時間，輔助設(shè)備聯(lián)鎖投停時間，達(dá)到節(jié)能降耗的目的。

2從強(qiáng)化管理入手，加大管理降耗和改造降耗力度，使設(shè)備的經(jīng)濟(jì)運行水平進(jìn)一步提高。如對輸煤運行方式進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整；采用新材料、新技術(shù)，在現(xiàn)有條件下,盡力提升輸煤系統(tǒng)出力；從具體量化分析節(jié)能工程進(jìn)行客觀的論述，為指導(dǎo)輸煤系統(tǒng)節(jié)能工作提供參考等。.3從輸煤系統(tǒng)檢修工藝、質(zhì)量方面予以保證，不斷提高設(shè)備的健康水平，減少皮帶運行中停止的次數(shù)和減少因增大不利摩擦而造成的不必要的浪費。4 電動機(jī)接線方式的改變。

電動機(jī)接線方式改變的節(jié)電原理是在負(fù)載率高時保持在△狀態(tài)下運行，在負(fù)載低于某一值時，電機(jī)轉(zhuǎn)換到Y(jié)狀態(tài)下運行，負(fù)載率上升到某一值時，電機(jī)再轉(zhuǎn)換回到△狀態(tài)下運行，在△與Y相互轉(zhuǎn)換過程中，補(bǔ)償裝置始終保持適應(yīng)兩種運行狀態(tài)進(jìn)行適時補(bǔ)償，一般情況可將現(xiàn)場功率因數(shù)提高到0.92以上。這樣做節(jié)電來自兩個方面：一方面是Y運行時輸出功率的下降而節(jié)電；另一方面是通過提高功率因數(shù)降低設(shè)備與線路損耗而節(jié)電。△、Y轉(zhuǎn)換時電流相差1.732倍，三角的電流高。所以只要負(fù)載的變化率有規(guī)律，使用這種方法是可以節(jié)電的。

對于我們常見的單速電動機(jī)來講，接成△與Y同樣可以改變電動機(jī)的輸出功率，但無論接成何種形式，電動機(jī)的同步轉(zhuǎn)速是不變的，雖然轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速會有所改變，這主要是由于功率因數(shù)和轉(zhuǎn)差率的變化而引起的。這種變功率的方式其實是變壓而改變功率的方式。它的節(jié)能效果雖然比雙速電機(jī)要差很多。當(dāng)然，在現(xiàn)有的條件下（只有單速電動機(jī)），采用這種方式也不失為一種較有效的節(jié)能方式。

古人有云，“不以惡小而為之，不以善小而不為”。在我們的生產(chǎn)經(jīng)營中，節(jié)能降耗是企業(yè)的立足之基、生存之本，一些看似小小的浪費可能不會引起我們足夠的重視，但日常工作的日積月累就會形成一筆可觀的效益。我們相信，節(jié)能降耗工作在我們企業(yè)內(nèi)并不是特例，如果人人都能多一份嚴(yán)謹(jǐn)?shù)墓ぷ鲬B(tài)度，多一份敬業(yè)的責(zé)任感，多一份降本增效的使命感，我們就能從一點一滴的具體工作中，把節(jié)能降耗做到實處，也只有這樣，我們才能真正為促進(jìn)企業(yè)降低生產(chǎn)成本，提高能源利用率做出自己應(yīng)有的貢獻(xiàn)。

第四篇：國內(nèi)外天然氣集輸技術(shù)現(xiàn)狀

國內(nèi)外天然氣集輸技術(shù)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(dāng)今世界能源發(fā)展的潮流。本文重點論述了國內(nèi)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(shù)現(xiàn)狀。并認(rèn)為超音速脫水技術(shù)將成為天然氣脫水技術(shù)的發(fā)展趨勢。

關(guān)鍵詞：國內(nèi)外

礦場集輸 集輸管網(wǎng) 脫水 脫烴 脫硫

LNG 技術(shù)現(xiàn)狀

近年來，隨著我國天然氣工業(yè)的快速發(fā)展，引進(jìn)了許多國外的先進(jìn)工藝和設(shè)備。天然氣將是21世紀(jì)舉足輕重的優(yōu)質(zhì)能源。隨著天然氣勘探、開發(fā)、儲運和利用技術(shù)的進(jìn)步以及對環(huán)境問題的日漸關(guān)注，世界各國競相發(fā)展天然氣工業(yè)已經(jīng)成為當(dāng)代進(jìn)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(dá)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(dá)4.59× 1012m3。而我國已發(fā)現(xiàn)193個氣田，探明的天然氣地質(zhì)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(dá)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(jié)構(gòu)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(zhì)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(shù)。

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(zhuǎn)站間，一般采用加熱集輸。主要方法有：①井口設(shè)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(shù)，能獲得很好的技術(shù)經(jīng)濟(jì)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(yīng)根據(jù)情況，選用以下技術(shù)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(xué)劑球清蠟,同時,管線須深埋或進(jìn)行保溫；②選擇一部分含水油井從井口加入化學(xué)劑，以便在管線內(nèi)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(xué)劑）集輸。在接轉(zhuǎn)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(shè)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(guān)系；④滿足工藝需要，并設(shè)置相應(yīng)的清掃管線和處理事故的設(shè)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恍问剑译x岸前和到岸后，仍然全部依托管網(wǎng)；供需兩波動的調(diào)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(diào)節(jié)供需波動和應(yīng)急預(yù)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(jì)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(shè)能源儲備設(shè)施，完善石油儲備體系，加強(qiáng)天然氣和煤炭儲備與調(diào)峰應(yīng)急能力建設(shè)；加強(qiáng)能源輸送通道建設(shè)，加快西北、東北、西南和海上進(jìn)口油氣戰(zhàn)略通道建設(shè)，完成國內(nèi)油氣主干管網(wǎng)。統(tǒng)籌天然氣進(jìn)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(shè)，初步形成天然氣、煤層氣、煤制氣協(xié)調(diào)發(fā)展的供氣格局。具體來說，今后五年，要建設(shè)中哈原油管道二期，中緬油氣管道境內(nèi)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(dá)到15 萬公里左右，加快儲氣庫建設(shè)。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(luò)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(shù)現(xiàn)狀

目前，國外天然氣脫水應(yīng)用最多的方法是溶劑吸收法中的甘醇法。國內(nèi)中石油股份公司內(nèi)天然氣集輸系統(tǒng)采用的脫水設(shè)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(jī)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(fù)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(nèi)氣田中除三甘醇法外應(yīng)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(shè)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(jī) J—T閥和透平膨脹機(jī)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(jì)的。例如大慶油田目前采用很多透平膨脹機(jī)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(yīng)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(nèi)的橇裝三甘醇脫水系統(tǒng)多從國外引進(jìn)。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(biāo)準(zhǔn)與我國現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)不同；測量系統(tǒng)不適合我國的天然氣性質(zhì)等。(4)分子篩脫水

（5)超音速脫水 作為新型脫水技術(shù)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(jī)數(shù)值模擬、實驗室研究和現(xiàn)場試驗研究。基礎(chǔ) 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(xué)等幾所大學(xué)中進(jìn)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(jìn)行主要驗證系統(tǒng)長期穩(wěn)定工作的能力，并在實際應(yīng)用中進(jìn)行不斷的改進(jìn)。所有的研究都取得了滿意的結(jié)果。目前，這項技術(shù)已經(jīng)進(jìn)入商業(yè)應(yīng)用狀態(tài)。

四．天然氣脫烴技術(shù)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(nèi)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(shè)計目標(biāo)。當(dāng)前,國內(nèi)外已開發(fā)成功的輕烴回收新技術(shù)有:輕油回流、渦流管、氣波機(jī)、膜分離、變壓吸附技術(shù)(PSA)、直接換熱(DHX)技術(shù)等。這些新技術(shù)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(shù)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(fù)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(jì)效益比在較高壓力下顯著。

（3）渦流管技術(shù)：渦流管技術(shù)早在20世紀(jì)30年代國外就對其進(jìn)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(jié)構(gòu)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(diào)節(jié)和C3 +收率高等優(yōu)點,故國外已將渦流管技術(shù)用于天然氣輕烴回收,特別是對邊遠(yuǎn)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(gòu)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(jī)技術(shù)：采用氣波機(jī)技術(shù)可以回收天然氣中的部分輕烴。大連理工大學(xué)已開發(fā)出了氣波機(jī)脫水的成套技術(shù)。

（5）膜分離技術(shù)：近年在國外膜分離技術(shù)應(yīng)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(zhì)大致分為多孔質(zhì)膜和非多孔質(zhì)膜,它們的滲透機(jī)理完全不同。多孔質(zhì)膜分離是依靠各種氣體分子滲透速度的不同達(dá)到分離目的；而非多孔質(zhì)膜分離屬溶解擴(kuò)散機(jī)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(nèi)擴(kuò)散、移動；氣體分子從膜的另一側(cè)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(zhì)膜。膜分離技術(shù)在輕烴回收和天然氣脫水方面的應(yīng)用具有很好的發(fā)展前景。據(jù)國外預(yù)測,氣體分離膜將是21世紀(jì)產(chǎn)業(yè)的基礎(chǔ)技術(shù)之一。

（6）PSA技術(shù)

（7）直接換熱工藝 五．天然氣脫硫技術(shù)

1、溶劑吸收法

（1）醇胺法

MDEA具有使用濃度高、酸氣負(fù)荷大、腐蝕性弱、抗降解能力強(qiáng)、脫H2S選擇性高、能耗低等優(yōu)點，現(xiàn)已取代了MEA和DEA，應(yīng)用相當(dāng)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?zé)N有很強(qiáng)的溶解能力。且不

易通過閃蒸而釋出，故重?zé)N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(chǔ)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(zhì)速率高；溶劑負(fù)荷高，因而溶劑循環(huán)量較低；抗發(fā)泡、腐蝕和降解能力強(qiáng)。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(yīng)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(dá)到管輸標(biāo)準(zhǔn)，在沒有增加設(shè)備的基礎(chǔ)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(dá)26％，20世紀(jì)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(chǔ)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(xué)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(dá)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(dá)的地區(qū),以管道輸送為好，當(dāng)管道難以直達(dá)或敷設(shè)管道不經(jīng)濟(jì)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(jì)。LNG應(yīng)用領(lǐng)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(jì)發(fā)展的目的。參考文獻(xiàn)：［1］四川石油設(shè)計院

.國外液化天然氣(LNG)工業(yè)技術(shù)

［2］劉麗，陳勇，康元熙等，天然氣膜法脫水工業(yè)過程開發(fā)

［3］沈春紅.夏道宏 國內(nèi)外脫硫技術(shù)進(jìn)展

［4］陳賡良 我國天然氣凈化工藝的現(xiàn)狀與展望

第五篇：采油集輸泵站系統(tǒng)安全技術(shù)

采油集輸泵站系統(tǒng)安全技術(shù)

一、概述

礦場油氣集輸是將油井采出的油、水、氣混和物進(jìn)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(wù)是：

（1）、收集油井產(chǎn)出物；

（2）、對油、氣、水、輕烴、雜質(zhì)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(jìn)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(dá)到規(guī)定的儲油能力；

（2）、保證產(chǎn)品質(zhì)量合格；

（3）、計量準(zhǔn)確，輸差控制在規(guī)定的數(shù)值內(nèi)；

（4）、油氣損耗控制在規(guī)定的數(shù)值內(nèi)；

（5）、維護(hù)和保養(yǎng)好系統(tǒng)內(nèi)各種設(shè)備，保證設(shè)備安全正常運行。

三、油氣集輸?shù)奈ｋU性（1）、集輸介質(zhì)的危險性

集輸介質(zhì)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(shè)備運行的危險性

采油集輸工藝設(shè)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(gòu)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(dāng)，會導(dǎo)致憋壓、跑油、抽空、火災(zāi)、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(yán)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(shù)

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(jìn)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(shè)施、結(jié)構(gòu)不同，而構(gòu)成了不同的采油集輸流程。

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

2．選擇采油集輸流程的原則

(1)流程的適應(yīng)性強(qiáng)。滿足油田的地質(zhì)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(diào)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(shè)備，節(jié)約電力和燃料。

(4)流程各環(huán)節(jié)要配套。采用先進(jìn)的工藝和設(shè)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(zhì)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(shè)備的投產(chǎn)。油氣和設(shè)備投產(chǎn)前，應(yīng)指定詳細(xì)的投產(chǎn)方案，要有周密的技術(shù)措施和組織措施。投產(chǎn)前的準(zhǔn)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(nèi)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(zhì)(液體或氣體)，按設(shè)計規(guī)定的試驗壓力和有關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，對管線進(jìn)行系統(tǒng)強(qiáng)度試壓。

通常以水為介質(zhì)進(jìn)行強(qiáng)度試壓，緩慢升壓，當(dāng)達(dá)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(shè)計要求的壓力時，滲水量應(yīng)不大于允許值。氣壓試驗時，壓力應(yīng)逐漸提高，達(dá)到試驗壓力后，穩(wěn)壓5min，無泄漏且測無變形為合格。強(qiáng)度試驗合格后，降至設(shè)計壓力，無泄漏，穩(wěn)壓30min，壓力不降為合格。真空系統(tǒng)在嚴(yán)密性試驗合格后，在聯(lián)動試運轉(zhuǎn)時，還應(yīng)以設(shè)計壓力進(jìn)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(yīng)用熱水預(yù)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(yīng)根據(jù)原油性質(zhì)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(yù)熱，長距離管道可采用正反輸交替輸送熱水預(yù)熱。熱水量應(yīng)不少于預(yù)熱管道容量的1．5倍。

c．投油前，管道末端進(jìn)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(yīng)大于預(yù)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(zhǔn)停輸。

(3)外輸工藝流程的操作與安全技術(shù)

①原油外輸工藝流程的操作，由調(diào)度統(tǒng)一指揮，除特殊情況(如發(fā)生火災(zāi)、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(guān)”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(guān)閉時，必須先關(guān)閉高壓部位，后關(guān)閉低壓部位。

③管線運行時如發(fā)生通訊中斷，應(yīng)迅速恢復(fù)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(jìn)行科研實驗時，實驗方案應(yīng)通過有關(guān)工程技術(shù)部門論證，主管負(fù)責(zé)人批準(zhǔn)后，在專業(yè)人員指導(dǎo)下方可進(jìn)行。

⑥正常操作時必須嚴(yán)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(shè)備的安全技術(shù)

(1)設(shè)備的選用

采油集輸泵站設(shè)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(shè)備選擇應(yīng)從生產(chǎn)實際出發(fā)，充分考慮設(shè)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(shè)備選用還應(yīng)符合長遠(yuǎn)使用的要求。

(2)設(shè)備的使用與維護(hù)

采油集輸泵站設(shè)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(qiáng)設(shè)備管理，對于保證油田生產(chǎn)的正常運行，提高經(jīng)濟(jì)效益，具有十分重要的意義。

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

六、原油計量的安全技術(shù)

(一)儲油量計量

儲油量計量是指在某一時間內(nèi)，對油庫或聯(lián)合站儲罐內(nèi)的儲油量進(jìn)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(biāo)準(zhǔn)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(nèi)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(zhì)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(nèi)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(guān)規(guī)定

(1)最低液位。立式金屬計量罐，罐內(nèi)液位高于出口管線上邊緣300mm左右為最低液位；浮頂罐內(nèi)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(yīng)先排放計量罐低游離水。排水應(yīng)緩慢進(jìn)行，當(dāng)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(nèi)液面穩(wěn)定時間。油罐收油或者發(fā)油結(jié)束后，尤其是收油罐內(nèi)液面波動較大，加之油內(nèi)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(jìn)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(jìn)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(nèi)油品液位，其測得值應(yīng)準(zhǔn)確讀到2mm；

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

(4)檢尺要進(jìn)行多次，取相鄰兩次的檢測值相差應(yīng)不大于2mm。兩次測得值相差為2mm時，則取兩次測得值的算術(shù)平均值作為計量罐內(nèi)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(nèi)液位高度。

(5)測量罐內(nèi)原油高度時，當(dāng)尺帶下端(包括重錘)浸入油內(nèi)時停止下尺，并使上部尺帶的刻度與檢尺點邊沿對準(zhǔn)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(nèi)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(jìn)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(nèi)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(zhǔn)確度應(yīng)不低于0．2級，基本誤差應(yīng)不大于±0．2％。

(2)流量計的工作壓力應(yīng)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(yīng)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(yīng)是防爆型，防爆等級應(yīng)符合有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)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(zhuǎn)臺數(shù)不宜少于2臺。當(dāng)計算的正常運轉(zhuǎn)臺數(shù)為1臺時，實際選用的流量計公稱通經(jīng)應(yīng)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(zhuǎn)臺數(shù)不少于2臺。

2．輔助設(shè)備的配置

(1)每臺流量計進(jìn)口側(cè)應(yīng)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(jìn)口側(cè)應(yīng)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(cè)必要時應(yīng)安裝止回閥及回壓調(diào)節(jié)閥，止回閥及回壓調(diào)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(yīng)逆液流方向與管中心線成45℃角安裝，當(dāng)管線通經(jīng)不大于150mm時，溫度計套插深1／2，當(dāng)管線公稱通經(jīng)大于150mm時，插深應(yīng)不小于100mm。

(5)在過濾器進(jìn)口側(cè)，靠近流量計出口處，安裝0．4級壓力表。安裝方法應(yīng)符合有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。

(6)在靠近流量計的出口處應(yīng)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(jìn)口側(cè)應(yīng)安裝閘閥，流量計出口側(cè)應(yīng)安裝能截止和檢漏的雙功能閥或嚴(yán)密性較好閘閥。

3．流量計的安裝

(1)流量計的安裝應(yīng)橫平豎直，消氣器、過濾器應(yīng)以流量計為標(biāo)準(zhǔn)找平、找正。各設(shè)備標(biāo)志方向與油流方向應(yīng)一致。

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

(3)流量計室外安裝時，寒冷地區(qū)應(yīng)對儀表、設(shè)備及工藝管線進(jìn)行適當(dāng)保溫。

(4)流量計安裝管路應(yīng)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(shè)備的污油應(yīng)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(jìn)口管線。

(6)新裝流量計的過濾器與流量計之間一段管線應(yīng)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(yuǎn)轉(zhuǎn)的流量計在應(yīng)用遠(yuǎn)傳時，應(yīng)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(guān)閥門應(yīng)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(dāng)過濾器進(jìn)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(xì)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(yīng)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(yīng)使計數(shù)器回零。

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

(5)若被測液體腐蝕性較大，應(yīng)把最大排量的80％當(dāng)作流量計的最大排量。

(6)裝有溫度補(bǔ)償?shù)牧髁坑?，使用時要詳細(xì)按使用說明書進(jìn)行安裝、調(diào)整使用。

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

七、油、氣、水化驗過程中的事故預(yù)防與處理

化驗室的工作人員直接同毒性強(qiáng)、有腐蝕性、易燃易爆的化學(xué)藥品接觸，而且要操作宜破碎的玻璃器皿和高溫電熱設(shè)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(zāi)爆炸事故。因此，為了確?；灧治龉ぷ鞯陌踩＿M(jìn)行，必須努力做好事故預(yù)防 和處理工作。

(一)測定原油含水卒過程中的事故預(yù)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(yīng)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(zāi)。假如不慎引起小火，不要著急，應(yīng)立即關(guān)掉電源，用濕布遮蓋或用細(xì)紗撲滅，如火勢較大可用干粉滅火撲滅。

(2)加熱蒸餾時應(yīng)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(zhǔn)，而且也可能引起著火。如果著火則應(yīng)立即關(guān)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(nèi)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(rèn)真檢查，電器設(shè)備與電源電壓必須相符，未開電器設(shè)備時應(yīng)視為有電，待查明原因方可通電，電器設(shè)備使用完應(yīng)關(guān)閉一切開關(guān)。

(二)測定原油密度和粘度時的事故預(yù)防與處理

(1)測定原油密度、粘度時，試樣必須在烘箱內(nèi)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(xì)管必須洗刷干凈，并且烘干。烘烤毛細(xì)管時應(yīng)在烘箱內(nèi)進(jìn)行，嚴(yán)禁用電爐或明火烘烤，以免引起毛細(xì)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(rèn)真檢查，做到電器設(shè)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(yīng)立即處理，待完好后方可使用。

(三)測定原油含蠟?zāi)z量時的事故預(yù)防與處理

(1)測定原油含蠟?zāi)z量時，應(yīng)先檢查電器設(shè)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(yīng)立即處理，正常后方可插上電源通電。

(2)試樣恒溫時應(yīng)嚴(yán)格進(jìn)行控溫，加熱溫度要求在37℃±2℃。

(3)由于采用選擇性溶劑進(jìn)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(fēng)柜內(nèi)進(jìn)行。

(4)加熱回收溶劑應(yīng)在規(guī)定溫度下在通風(fēng)柜內(nèi)進(jìn)行?；厥杖軇r，加熱溫度高，揮發(fā)性物質(zhì)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(guān)掉電源，采取相應(yīng)辦法處理。

(5)在烘箱內(nèi)烘烤蠟?zāi)z多余物時，要在規(guī)定溫度下進(jìn)行烘烤，直至蠟?zāi)z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(yù)防與處理

(1)在分析天然氣時，采用氣相色譜儀進(jìn)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(jìn)行預(yù)熱。預(yù)熱應(yīng)在恒溫箱內(nèi)進(jìn)行(溫度應(yīng)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(yīng)嚴(yán)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(yīng)處理好后方可開機(jī)使用。

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

(4)在化驗分析樣品過程中，應(yīng)加強(qiáng)檢查，認(rèn)真觀察儀器運行狀況以及各表盤內(nèi)指示參數(shù)是否準(zhǔn)確可靠。

(5)樣品分析完后，應(yīng)按照操作規(guī)程進(jìn)行停機(jī)操作：①先關(guān)記錄紙開關(guān)；②關(guān)記錄器電源開關(guān)；③把橋流調(diào)至零；④關(guān)直流電源和交流電源開關(guān)以及穩(wěn)壓器電源開關(guān)；⑤氣路部分，先關(guān)高低壓調(diào)節(jié)閥，再關(guān)載氣微量調(diào)節(jié)閥。

(五)水樣化驗時的事故預(yù)防與處理

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

(1)配置各種試劑標(biāo)準(zhǔn)溶液時，不得用手拿取化學(xué)藥品和有危險的藥劑，應(yīng)用專用工具拿取。(2)進(jìn)行有毒物質(zhì)化驗時，如蒸發(fā)各種酸類、灼烘有毒物質(zhì)的樣品要在通風(fēng)櫥內(nèi)進(jìn)行，并保持室內(nèi)通風(fēng)良好。

(3)強(qiáng)酸、強(qiáng)堿液體應(yīng)放在安全處，不應(yīng)放在高架上，吸取酸堿有毒液體時，應(yīng)用吸球吸取，禁止用嘴吸。

(4)開啟溴、過氧化氫、氫氟酸等物質(zhì)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(yán)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(hù)用品；工作完后必須仔細(xì)檢查工作場所，將有毒藥品徹底處理干凈。

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

(7)強(qiáng)氧化劑不得和易燃物在一起存放；做完樣品倒易燃物時，嚴(yán)禁附近有明火。

(8)實驗室應(yīng)備有滅火工具和器材，實驗室人員應(yīng)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(shù)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(jìn)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(shù)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(zhuǎn)站，同時可以對進(jìn)計量間的每口油井的產(chǎn)量進(jìn)行計量。其安全技術(shù)要點：

(1)控制好去各油井的摻水(液)量，即相應(yīng)控制好油量度，保持在合理的范圍內(nèi)，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(zhǔn)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(shù)要點

聯(lián)合站主要擔(dān)負(fù)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(wù)。聯(lián)合站是采油集輸系統(tǒng)設(shè)備中的大型設(shè)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(zhì)低耗的基礎(chǔ)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(shù)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(nèi)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))。