第一篇：重质原油管道输送（共）
重质原油管道输送
石油资源经过多年开发后,中轻质原油储蚤在不断减少。因此, 需要加快开发其它的石油资源。如开发海上油田, 油砂, 特别是重点开发稠油和沥青资源。但是, 由于稠油的粘度大, 比重大,含天然乳化剂多, 给开发和集输带来许多的技术问题。
“稠油”，也称“重油”，是一种非常规石油资源。世界稠油资源极为丰富，据有关资料表明，全世界稠油地质储量约1 万多亿吨，远远超过了常规原油的储量。稠油、常规原油和天然气地质储量分别占全球油气资源总量的53%、25% 和22%。目前，我国已在全国12 个盆地中发现70 多个稠油油田，形成了辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田以及海上油区等多个稠油开发生产区，稠油年产量已占全国原油总产量的近14%。随着稠油开采量的增加，输送问题也越来越突出。由于稠油的密度大、黏度高、流动性差，如何实现经济、安全、稳定地管输，困难很大。输送稠油时管路的压降大，泵送设备也比输送低黏度的常规原油要大得多，这就大大增设备也比输送低黏度的常规原油要大得多，这就大大增加了原始基建投资及维护和运行费用。为了合理地开发利用巨大的稠油资源，适应稠油产量的不断增长，必须解决许多复杂的技术和经济问题，寻求更经济、有效并安全可靠的稠油输送方法。
稠油管输困难很多，其主要原因有以下几个方面：一是输送遭遇的摩阻大。由于稠油含有较多的重质有机组分，黏度非常高，在运动时不仅与管壁之间产生的摩擦很大（其摩擦阻力的大小还与输油管尺寸和管内壁粗糙程度有关），而且由于管流截面上流速不同的原油壁粗糙程度有关），而且由于管流截面上流速不同的原油微团之间存在着相对运动，这种运动产生的内摩擦力（即剪切应力）也非常大。
二是流动性变动大。稠油中蜡含量一般也较高，具有较高的凝固点，随着温度的降低，蜡晶逐渐析出、聚集和胶凝成空间网状结构，使原油的流动性大大降低。
由于上述原因，在对稠油进行长途管输时沿程压力损失大。如果不进行特殊工艺处理，所需的压力是泵站无法达到的。
目前，一些石油管输公司围绕以上几个方面的问题都在进行有关的基础理论研究，如原油流变学、原油改性机理、复杂非稳态流动与传热模拟技术等基础理论。稠油管道输送技术的发展，实际上正是有赖于这些基础理论研究的新突破。本文主要介绍了加热输送、掺稀输送等重油输送技术。1.加热输送
加热输送是最传统、应用最广泛的输送工艺。委内瑞拉从1955 年就开始使用加热方法输送重质原油，我国的原油管道也多为热油管道。原油管道加热多采用直接式加热炉，加热炉效率超过90 %。近年来电伴热法的应用也越来越广泛，与传统热载体法相比，具有热效率高、温度可调节范围大、装配简单、适应性强、容易实现自动化运行等优点。电伴热法在印尼苏门答腊的扎姆鲁得油田已成功应用多年，国内多用于干线解堵、管道附件和油气集输管线。
加热方法一般常用直接火焰加热器来加热原油，加热器烧的是天然气或燃料油。近些年来，电伴热法应用得越来越广泛。电伴热法与热载体法相比，其优点是：不需要装备热载体往返用的伴管；可以在较大的范围内调节温度；可以间歇加热，沿管线可以有不同的加温强度；热效率高；适应性强，惯性小，容易实现自动化运行；结构紧凑，金属材料用量少；装配简单。加热方法最大的缺点就是当管线温度降至环境温度时，经常会发生凝管事故。加热输送是非常有效的降低重质原油粘度的方法，但其本身存在油品输送温度高、能耗大、工艺流程复杂等固有缺点。随着其他输送技术的研究和应用，加热输送管道有逐渐减少的趋势，其他能耗低、效果更好的输送工艺替代。2.稠油改质输送
改制输送的原理是：在原油输送之前，通过炼化加工的方法，充分改变原油的成分构成，从而加强原油的流动性能，进而最终提高长输管道的输送原油方面的操作弹性。一般来说，改质输送法主要有脱蜡改质法、加氢裂化改质法、离子溶液改质法以及综合物理场改质法等。
张博等利用高温高压反应釜研究了自制油溶性有机镍盐作为催化剂的稠油水热裂解反应,考察了催化剂的加入量、反应温度、反应时间和加水量对催化水热裂解反应前后稠油黏度、族组成的影响,优选出最佳改质降黏反应条件,在此条件基础上,对改质降黏反应前后稠油元素进行分析。结果表明,与未添加催化剂的相比,在反应温度为240℃、加水量30%的体系中,添加0.1%的过渡金属有机酸镍催化剂,反应24 h后稠油的黏度下降明显,沥青质含量下降1.4%,胶质含量下降5.0%,芳香分含量增加3.5%,饱和分含量增加2.9%[5]。
法国提出加氢降粘裂化法。在油田进行加压加氢处理, 使原油粘度降至可用管线输送, 并在下游炼厂用普通炼油方法加工。这样打破了以往采用传统的单纯物理降粘法, 可节省各种降粘措施费, 方便生产。
离子溶液改质法
金属铁离子和钼离子溶液改善稠油的性质, 其目标在于降低原油黏度, 改善原油品质(降低沥青质和硫的含量, 提高API 重度), 提高油在油藏中的流动能力。其中, 铁离子和钼离子的质量浓度分别为10 %和2 %, 在容积为500 mL 的间歇反应器中与稠油均匀混合, 温度为673 K , 反应时间4 h。墨西哥湾稠油的API 重度从12.5°上升到20°, 运动黏度在288.75 K 从15 416cSt降至136.63cSt,沥青质的质量含量从28.65 %降至10.82 % , 硫的含量从5.14 %降至2.16 %。强化蒸馏的馏分体积从48 %提高到71.2 %。沥青质和胶质的转化分别从16.81 %降至13.8 %, 从28.85 %降至10.82 %, 提高了芳香烃和饱和烃的含量。氮的总含量约降低20 %, 即从780 ×10-6 降至633 ×10-6[6]。
物理场（磁场、气压处理、电场等）对油流的作用可改变含蜡高黏原油的流变性。依据这一原理，前苏联研究人员在离心泵出口管线上安装了一个磁筒对油流进行加磁作用，其结果使输油管的通过能力平均增加10%～15%，水力摩阻系数从0.0291下降到0.026。此类技术还处于实验室研究和矿场试验阶段.3.加剂输送
加剂输送法涉及到降凝剂、降粘剂、减阻剂、乳化剂以及稀释剂等几个方面。稠油的化学降粘剂可以用于降低特定温度及状态下稠油的黏度,提高输送量和输送速度,从而降低管道输送的能耗。目前国内外主要应用的化学降粘方法主要有井下水热催化裂化降粘、表面活性剂降粘、油溶性降粘剂降粘和降凝剂降粘。国外最多报道的基本都是降凝剂降粘,而国内钻井采油主要采用井下水热催化裂化降粘。管道输送使用的有表面活性剂降粘和油溶性降粘剂降粘。目前,油溶性降粘剂的研制主要集中于以不饱和酯类为基体的二元和三元共聚物的开发方面。合成这类油溶性降粘共聚物的出发点是考虑到稠油中胶质和沥青质的化学结构。减阻剂(DRA)对流体的减阻作用是英国的汤姆斯于一九四七年偶然发现的。在石油工业领域减阻剂最初是应用于降低压裂用流体的摩阻损失。含有60 0W P P M 减阻剂的煤油减阻率为80 %。六十年代末减阻剂的研究取得了很大发展, 七十年代初减阻剂应用于管道输送原油的研究获得了突破, 一九七九年美国阿拉斯加管道首次将大陆公司生产的C D Re 1 01 减阻剂应用于工业生产使输油土艺向前迈进了一大步。
稀释剂
在有稀油源的油田, 轻油稀释降粘, 具有更好的经济性和适应性采用此种方法大规模地开采稠油时, 选用的稀释剂必然是稀原油, 因为稀原油来源广泛, 可提供的数量大, 因此也带来一些问题。首先, 稀原油掺入前, 必须经过脱水处理, 而掺入后, 又变成混合含水油, 需再次脱水, 这就增加了能源消耗;其次, 稀原油作为稀释剂掺入稠油后, 降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时, 增加了输量,并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利影响;此外, 鉴于稠油与稀油在价格等方面存在的差异,采用掺稀油降粘存在经济方面的损失。因此, 高粘原油加烃类稀释剂进行降粘集输, 并非完善的方法, 应综合考虑其经济性、可行性, 必要时可采用别的更好的方法。
掺稀降黏技术的降黏效果较好，实现了常温条件下的稠油输送，而且停输期间不会发生凝管事故。输送稀油的管线可以直接用来输送混合油，张荣军等［4］对塔河油田超深层稠油掺稀降黏效果的影响因素进行研究能适应油田生产的需要实验结果表明:掺稀比例和稠、稀油黏度差等因素都会影响降黏的效果.当稠油与稀油以体积比1∶1混合后, 稠油黏度下降幅度较大, 降黏率一般大于95%.现场试验表明, 各种掺稀降黏工艺管柱及工艺均能适用于塔河油田不同开采方式、不同含水情况下油井的正常生产, 工艺的普适性较好.塔河油田深层稠油油藏掺稀降黏效果明显, 投入产出比为1∶7。在我国辽河高升油田的稠油中, 掺入1 3 的稀油量, 50 ℃时粘度由2 ～ 4 Pa·s 降为150 ～ 200mPa·s。
稠油掺稀输送方法已在加拿大、美国、委内瑞拉和我国得到了广泛的应用。乳化剂
国内外对高粘原油掺水乳化降粘已进行了几十年的开发研究。本世纪 60 年代初己有关于稠油乳化降粘技术的专利发表，而将此技术首次用于油田现场试验是在 60 年代末期。在 20 世纪 60 年代，Simon 在井筒中注入表面活性剂，使高粘原油由 W/O型转变成 O/W 型乳状液，从而提高采油效率并降低管输阻力。1984 年以来，加拿大的一直致力于将乳化降粘技术用于稠油开采，曾选用的降粘剂主要是烷基酚聚氧乙烯醚系列。美国加州也建立了一条掺水输送高粘原油的工业管道。国外在采用乳化降粘对稠油进行开采和输送方面取得很大成果，产生了很好的经济效益和社会效益。我国自 20 世纪 90 年代以来，对胜利、南阳、辽河、大港等油田也相继进行了掺活性水管输高粘原油的试验，积累了许多经验，取得了初步成果。近年来，我国在采用乳化降粘对原油进行开采和输送方面取得很大进展，原油乳化降粘率达到 90%以上，并对原油乳状液的稳定性即破乳脱水性进行了研究，为实现原油乳化的常温输送奠定了技术基础。其中，华东理工大学对辽河超稠混合油进行了乳化降粘研究，加入 0.33%的药剂，在油水比 70:30 的条件下，使超稠混合油 30℃的粘度由 1414960.0mPa·s 降到其原油乳状液的粘度为 124.0mPa·s，降粘率为 99.99%，制备成常温粘度低于 200mPa·s 的稳定原油乳状液，可实现辽河超稠混合油乳化降粘的常温输送，大大降低了输油温度及节能降耗，同时还可以为制备稳定的乳化燃料油提供依据，具有重大的经济效益和社会效益。我国的胜利油田从 20 世纪 70 年代就开始着手稠油乳化降粘技术的研究。据报道，1995 年胜利油田与山东大学合作，研制出新型乳化降粘剂 SL-Ⅱ，其室内及现场试验结果表明，该降粘剂可提高稠油采收率，具有解堵、降粘和清洗的作用[8]。4.水环输送
稠油管输时，原油与管壁间的摩擦以及管壁附近油层间的相互剪切是摩阻的主要组成部分。水环输送就是通过降低这部分摩阻来提高管输能力的。常温下，稠油的动力黏度是水的千倍，可见水环输送在提高输油效率方面具有非常明显的优势。此外，它还具有以下优点：输油温度较低，容易实现稠油的常温输送；油水不乳化，易分离；不需加热和保温，额外投资少。当所输原油黏度非常高时，管中形成柱塞流，其压降基本上与被输原油黏度无关。因此水环输送工艺特别适合于流变性极差且用其他工艺难以输送的高黏、高凝原油。如何保证水环的稳定性是水环输送顺利进行的关键。美国壳牌石油公司通过在室内DN50～100 管道上模拟试验，提出了水环输送边界条件，即：水油比8%～40%；黏度范围0.2～40Pa.s；总流速0.762～2.286m/s;最长停输时间120h;水中加药作用为缓阻、控制表面张力，防止黏壁；油中可含水量5%～20%；停输再启动时，管道内总含水量不小于20%，可实现平稳启动。此外，还发展了以水为载体的伴水悬浮和浆液悬浮输送。由于水为连续相，而稠油为非连续相，因而混合物的表观黏度非常低，压力损耗小，但掺水量高。5.磁性液体粘性减阻输送法
磁性液体粘性减阻技术是一种新的减阻方法,是利用前面所述的磁性液体特性,在外加磁场的作用下使磁性液体附着在边界表面,用柔顺的边界面替代刚性边界面,使边界面随流体的流动而同步波动,引起层流附面层流速分布的改变,使边界层表面流速大于零,边界面上流速梯度减小,从而减小边界面上的剪力,减小由于剪力作功而消耗的能量,达到减阻目的,提高流速。磁场越强,磁性液体饱和磁化强度越高,磁性液体涂层就越稳定,减阻效果就越好。磁性液体粘度越低,交界处阻力越小,减阻效果也越好,但要保证较好的附着性。只有当作用在涂层上的剪力大于稳定极限时,涂层破坏,减阻才失效。有必要指出,磁性液体与所输送的液体不能相溶。
磁性液体粘性减阻应用研究在国内还没有公开报道出现,国际上进行此项研究的主要集中在少数几个国家。由于其具有优越的性能和广泛的应用范围,北京通大学磁性液体研究室获得国家自然科学基金委员会的支持,正在开展此项研究。6.掺水或活性水输送
掺水输送是在稠油中掺入大量的热水(或活性水)而进行油水混输。胜利、南阳、辽河、大港等油田相继开展了稠油掺活性剂水溶液降黏输送的研究, 并在实际应用中摸索出许多经验。从已报道的文献[ 9] 来看, 稠油掺活性水降黏输送研究, 主要是寻找高效价廉的降黏剂, 要求管中油水混合液具有一定的稳定性, 能满足停输及意外事故对稳定性的要求,并且在输送末站易破乳脱水。目前, 稠油掺水输送在胜利、辽河、中原油田虽已得到广泛的应用[10] , 但是该工艺存在管线结垢严重、管道腐蚀严重、掺水量大、掺水温度高、油水易分层、脱水负荷大、设计难度大等一系列问题。
7.溶气降黏输送
超临界二氧化碳比常规二氧化碳气体密度高很多，已经与液体二氧化碳的密度相接近，但是又具有与气体二氧化碳相近的扩散系数，所以超临界二氧化碳是优良的溶剂。稠油中溶解了二氧化碳，其黏度大幅降低，使原油在多孔介质中的流动更加容易。通过试验研究发现，在试验温度和压力范围内，饱和二氧化碳后原油的黏度大幅度减低，降黏率均保持在90%以上。在温度一定的情况下，稠油中二氧化碳的溶解度随压力升高而升高，降黏率随着饱和压力的增大而增大；在压力不变的条件下，稠油中二氧化碳的溶解度随温度的升高而减小，降黏率随着温度的升高而降低。通过室内试验研究发现，在试验温度和压力范围内，饱和二氧化碳后稠油的黏度大幅减低，降黏率均保持在90%以上。在温度一定的情况下，稠油中二氧化碳的溶解度随压力升高而升高，降黏率随着饱和压力的增大而增大；在压力不变的条件下，稠油中二氧化碳的溶解度随温度的增加而减小，降黏率随着温度的升高而降低。超临界二氧化碳在稠油管道输送中的应用，是一项全新的稠油输送工艺，从室内看具有较好的效果，但在现场注气工艺上还有很多需要完善的地方。8.微生物降黏
微生物对原油具有降解、溶解和乳化的作用，微生物降黏主要就是利用它们的协同作用来降低稠油黏度。降解作用是利用微生物生长时产生的生物酶破坏稠油中的大分子聚集体，使稠油中的重组分减少，轻组分增加，流动性提高。溶解作用是利用微生物代谢产生有机溶剂，溶解和分散稠油组分中的胶质、蜡质和沥青质，进而降低稠油黏度。乳化作用是利用微生物产生生物表面活性物质降低稠油油水界面张力，形成 Ｏ／Ｗ 型乳状液，起到降黏的作用近年来，微生物降黏作为一项新型的降黏技术受到广泛关注，某些地区已经将这项技术应用于生产实践。微生物降黏技术与传统的降黏技术相比，具有应用范围广、效率高、无二次污染等特点，因此具有良好的发展前景。丁振武［13］将国外引进的菌种和辽河油田提取的菌种杂交、改良后得到生物酶稠油降黏剂，该降黏剂在５０℃时降黏率为９９％，降黏效果最佳。但微生物降黏技术的适用范围窄，微生物培养条件较苛刻，在环境恶劣的油藏条件下易遭到破坏。因此，筛选和培养普遍性强、耐恶劣环境的易培养菌种是微生物降黏技术的主要研究方向。9.稠油污水回掺输送
通过对河南古城油田BQ10区特超稠油乳状液的室内试验分析,指出该种乳状液的实际相突变点为68%左右,当相浓度H≥ 68%时,以W /O型为主的乳状液突变为以O /W型为主的乳状液。乳状液变型后, 原油与管道内壁之间的摩擦以及原油之间的摩擦转变为水与管道内壁及水与水之间的摩擦,从而大幅度降低其粘度和摩阻损失;通过对古城BQ10区特超稠油区块单元内部污水回掺降粘集输的现场试验, 证明与室内试验分析得出的结论相符合,说明区块单元污水回掺不同于常规的掺热水,也不同于掺联合站处理过的净化污水, 它优于单井掺稀油。最后指出该工艺可有效地降低井站回压,方便生产管理,降低开采成本,提高采油效率和经济效益, 具有低耗节能的优点。
10.超声波处理输送
这种输送技术主要利用超声波的空化作用及乳化作用实现对稠油的输送。当高强度超声波作用于原油时, 由于原油内具有一定数量的空泡, 超声波可使空泡产生振动, 并在空泡界面上会产生很大的剪切应力。在剪切应力作用下, 原油与水充分混合, 使原油乳化, 并在相浓度(刃达到一定值时, 改变原油的乳状液类型, 使其粘度降低。在输人电功率仅为1 50 W 的条件下, 使用超声波可使乳化速度达到1 50 L / h , 且处理后得到的乳化液非常稳定,经超声波处理过的原油明显地降低了对应温度下的粘度, 且这一效果具有不可逆性, 这说明用超声波降低原油粘度的输送方法是可行的。
选择一种最佳的稠油输送方案需要考虑很多因素，如：管线长度、气候条件、现有设备、水处理能力、电力供应、地形情况、稠油种类、环境因素等，但最重要的还是经济因素。对于上述稠油管输技术，油田应根据自身的油品性质、环境条件和输送规模等具体情况来选用。一般情况下，中质原油选用纯稠油局部加热方式；中黏稠油宜选用纯稠油连续伴热方式；高黏稠油宜选用稠油稀释或加剂降阻降黏方式；特高含蜡易凝原油应着重研究伴热保温输送、热裂解和脱蜡处理输送、水力输送等工艺；特高含胶黏稠原油优先研究稀释输送、液环输送、水力输送和其他物理处理场输送工艺。若稠油油田附近有轻质原油资源，宜采用掺轻质原油加热降黏集输流程。一般来说，对每种方案的选择都要考虑它的原始投资和操作运行费用。通过综合全面的经济分析，才能选出一种最为经济合理的稠油输送方法。
参考文献：
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第二篇：天然气管道输送技术
1.天然气的输送基本分为两种方式：液化输送，管道输送。2.天然气管输系统的输气管线：一般分为矿场集气支线，矿场集气干线，输气干线，配气管线四类。3.输气站的主要功能：包括调压，净化，计量，清管，增压，冷却。4.天然气的组成大致可分为三类：烃类组分，含硫组分和其他组分。5.按油气藏的特点天然气可分三类：气田气，凝析气田气，油田伴生气。6.按天然气中烃类组分的含量可分为：干气和湿气。7.按天然气中的含硫量差别可分为：洁气和酸性天然气。8.分离器的内部构件：进口转向器，除沫板，旋流破碎器，雾沫脱除器。9.阻止水合物形成的方法：一提高天然气的温度，二是减少天然气中水汽的含量。10.解除水合物阻塞的措施：一是降压，二是加热，三是注防冻剂。11.管内气体流动的基本方程：连续性方程，运动方程，能量方程 气体状态方程12.求解等流量复杂管常用：当量管法或流量系数法。13.管道温度低于0°时，球内应灌低凝固点液体以防止冻结。14.清管设备主要包括：清管器收发装置，清管器，管道探测器以及清管器通过指示器。15.提高输气管能力的措施：铺副管，倍增压气站。16.密度的影响因素：一定质量的天然气压力越大密度越大，温度越大密度越小。17.天然气的相对密度：是指在同温同压条件下天然气的密度与空气密度之比。18.天然气的粘度：气体粘度随压力的增大而增大；低压条件下，气体粘度随温度的升高而增大；高压条件下，气体粘度在温度低于一定程度时随温度的增高而急剧降低，但达到一定温度时气体的粘度随温度的升高而增大。19.天然气含水量：指天然气中水汽的含量。20.天然气绝对湿度：指单位数量天然气中所含水蒸气的质量。21.天然气相对湿度：指单位体积天然气的含水量与相同条件下饱和状态天然气的含水量的比值。22.天然气的水露点：在一定压力下，天然气的含水量刚达到饱和湿度时的温度称为天然气的水露点。23.天然气的分类：我国将天然气按硫和二氧化碳含量分为一类（硫化氢≤6）二类（硫化氢≤20）三类。一类二类主要用作民用燃料，三类主要用作工业原料或燃料。24.地形平坦地区输气管道：指地形起伏高差小于200米的管道。25.输气管道基本参数对流量的影响：a.直径D增大，流量Q就增大。输气管道通过能力与管径的2.5次方成正比；b.站间距L增大，Q就减小。流量与长度的0.5次方成反比；c输气温度T增大，Q就减小。输气量与输气的绝对温度的0.5次方成反比；d.输气量与起终点压力平方差的0.5次方成正比。26.流体在管道中的流态划分：Re<2000为层流，3000
4，按结构可分：浮筒式及薄膜是调压器，后者又分为重块薄膜式和弹簧薄膜式调压器。5，若调压器后的燃气压为被调参数，则这种调压器为后压调压器。若调压器前的燃气压为被调参数，则这种调压器为前压调压器。9.清管的目的：1，清除施工时混入的污水，淤泥，石块和施工工具等；2，清除管线低洼处积水，使管内壁免遭电解质的腐蚀，降低硫化氢，二氧化碳对管道的腐蚀；3，改善管道内部的光洁度，减少摩阻损失，增加通过量，从而提高管道的输送效率；4，扫除输气管内存积的硫化铁等腐蚀产物；5，保证输送介质的纯度；6，进行管内检查。
10.天然气的类别：1，油气藏的特点分为a气田气b.凝析气田气c.油田伴生气2，按照天然气中的烃类组分的含量分为a.干气b.湿气
3.按照天然气中含硫量的差别a.洁气b.酸性天然气 11.为什么要用分离除尘设备：从气井出来的天然气常带有一部分的液体和固态杂质，而天然气在长距离输送中由于压力和温度的下降，天然气中会有水泡凝析为液态水，残存的酸性气体和水会腐蚀管内壁，产生腐蚀物质，同时加速管道及设备的腐蚀，降低管道的生产效率。因此，为了生产和经济等方面的要求，必须将这些杂质加以分离，在工程上常采用分离除尘设备。
第三篇：我国天然气输送管道介绍
一、已建成管道介绍
（一）西气东输一线工程
西气东输一线工程与2002年7月正式开工，2004年10月1日全线建成投产。西气东输工程是“十五”期间国家安排建设的特大型基础设施，总投资预计超过1400亿元，其主要任务是将新疆塔里木盆地的天然气送往豫皖江浙沪地区，沿线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海、浙江十个省市区。线路全长约4200公里，投资规模1400多亿元，该管道直径1016毫米，设计压力为10兆帕，年设计输量120亿立方米，最终输气能力200亿立方米。
（二）西气东输二线工程 西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、湖北、湖南、江西、广西、广东、浙江、江苏和上海等14个省市区，干线全长4859千米，加上若干条支线，管道总长度（主干线和八条支干线）超过9102公里。西气东输二线配套建设3座地下储气库，其中一座为湖北云应盐穴储气库，另两座分别为河南平顶山、南昌麻丘水层储气库。工程设计输气能力300亿立方米/年，总投资约1420亿元，西段于2009年12月31日16时建成投产。
（三）川气东送工程
2007年4月9日，国务院正式核准川气东送工程。根据核准方案，艰涩四川普光到上海的川气东送管道，管道全场1702公里，总投资约为627亿元人民币。川气东送包括条主干线、1条支干线和3条支线，其中，主干线从四川普光-上海，全长1647千米，途径重庆市、湖北省、安徽省、浙江省、江苏省。此外，支干线从湖北省宜昌市，到河南濮阳市；三条支线中一条其余四川省天
生分输站，至于达州末站；一条起于重庆市的梁平县，止于重庆市的长寿区；一条起于安徽省宣城，止于江苏南京。
（四）陕京一二线工程
陕京一线工程1996年5月开始建设，全长910公里，横跨陕西、山西、河北及京津地区，是中国当时路上输送距离最长、途径地区地理条件最为复杂、自动化程度最高的天然气输送管道，被称为陕京一线。途径榆林、石家庄、安平、济南、淄博、北京、唐山、秦皇岛、沧州。起点为陕西靖边，终点为北京石景山的衙门口。2005年，全长935公里的陕京管道第二条大动脉——陕京二线也正式投产，陕京二线输气管道西起陕西省靖边县，途经陕西省、内蒙古自治区、山西省、河北省，东达北京市大兴区采育镇。管线经过毛乌素沙漠东南边缘、晋陕黄土高原、吕梁山、太行山脉和华北平原，全线总长935.4公里，设计年输气量120亿立方米。
（五）陕京三线
西起陕西榆林首站，东至北京良乡分输站，全长约896公里，管道管径1016毫米，设计压力10兆帕，设计年输量150亿立方米/年，2010年12月31日，陕京三线天然气管道全线贯通。
（六）涩宁兰输气管线工程
从青海省柴达木盆地的涩北气田到西宁、兰州的天然气长输管道工程，是国家实施西部大开发的重点工程。涩宁兰输气管道西起青海柴达木盆地涩北1号气田，经青海省西宁到达兰州，全长953公里，管道设计年输气量为20亿立方米。沿线经过青海、甘肃两省14个县市。管线在青海境内占868公里，管径660毫米，全程共建设9座厂站，中间建设清管站4座，分输站3座，线路截断阀36座。这些建筑工程大部分都在青海境内。
（七）忠武输气管线工程
忠武天然气长输管道工程，是中国石油开发西部、占领长江中游能源市场的重点工程。忠武输气管道工程包括重庆忠县至湖北武汉干线，以及荆州至襄樊、潜江至湘潭、武汉至黄石三条支线，管道总长度1347公里，是湖北湖南两省境内为一一条输送天然气的管道，该线路的运输能力达到了19亿立方米，设计年输量30亿立方米。
（八）淮武输气管线工程
淮武线是西气东输管线与忠武线的联络线，也是两湖地区的保供线，北起西气东输淮阳分输站，途径河南省、湖北省，南至忠武线武汉西计量站，并通过忠武线为湖南供气，管道全长475公里，管径610毫米，设计压力6.3Mpa，设计年输气量15亿立方米，总投资15.66亿元。
（九）冀宁联络线工程
冀宁线是连接西气东输主干线与陕京二线的联络线工程，全长1494公里，工程南起西气东输干线青山分输站，途经江苏、山东、河北三省的12个市、县，最后到达河北省安平县，肩负着向河北、山东、江苏等地区的供气任务，年输气能力90亿立方米。作为连接全国天然气管网的“西气东输”冀宁联络线是一条纵贯华北、华东，途经河北、山东、江苏三省，联通环渤海和长江三角洲两大经济圈的能源大动脉，是国家干线输气管道。工程的建成投产将使我国两条重要的输气管道——“西气东输”管道和陕京输气管道连接在一起，确保了两条管道的用气互补和安全。
（十）中国—中亚天然气管道工程
中国—中亚天然气管道建设过程历时一年半，该管道分AB双线敷设，单线长1833公里，A线于2009年12月初试运投产。2010年已实现双线建成通气。
中亚天然气管道将与西气东输二线相连，构成一条横贯东西的中国天然气“主动脉”；按照规划，每年来自土库曼斯坦等国的天然气将有300亿立方米，途中惠及中西部、长三角、珠三角共14个省市，南端最终送达香港。
该管道起于阿姆河右岸的土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口进入中国霍尔果斯。管道全场约一万公里，其中土库曼斯坦境内长188公里，乌兹别克斯坦境内长530公里，哈萨克斯坦境内长1300公里，其余约8000公里位于中国境内。
二、在建管道介绍
（一）中缅油气管道工程
中缅天然气管道在缅甸境内段长793公里，中缅原油管道在缅甸境内段长771公里，并在缅甸西海岸皎漂配套建设原油码头。两条管道均起于缅甸皎漂市，从云南瑞丽进入我国。原油管道设计能力为2200万吨／年，天然气管道年输气能力为120亿立方米／年。
（二）中哈天然气管道工程
中哈天然气管道一二期项目，是中亚天然气管道的重要组成部分。中亚天然气管道起始于土库曼斯坦—乌兹别克斯坦边境，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦到达中国的霍尔果斯，与2007年8月开始建设。
中哈天然气一期工程为中亚天然气管道过境哈萨克斯坦的管道，途经为乌哈边境至中国的霍尔果斯，全长约1300公里，与中国西气东输二线相连，单线已于2009年12月竣工投产。二期为哈萨克斯坦境内管道，将于2012年完成，从哈萨克斯坦西部别伊涅乌至中哈天然气管道一期的奇姆肯特4号气站，管道长度约1400公里，设计年输能力将达到300亿立方米。
（三）西气东输三线工程
西气东输三线（西段）即将开工建设，管道西起新疆霍尔果斯，东达末站福建省福州，与西气东输二线一样，西气东输三线的气源来自中亚，管道首战西起新疆霍尔果斯，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、湖南、广东等10个省、自治区，设计年输气能力300亿立方米。中国石油规划总院油气管道研究所表示，到2015年，中国天然气管道规划总厂将接近10万公里，以满足日益增长的天然气需求。目前中国天然气管道总长约为3.5万公里。
三、拟建管道介绍
（一）陕京四线工程
陕京四线输气工程其余内蒙古乌苏里格天然气首站，途径陕西、内蒙古、山西、河北、北京、天津6省市，干线全长约950公里，管径1016毫米，设计压力10兆帕，设计输量150亿立方米/年。工程实施后，将更好的保障北京市及环渤海地区天然气安全稳定供应。
（二）中俄输气管道工程（西气东输四线）
中俄天然气价格谈判一直处于胶着状态，双方因为价格分歧巨大，每次会晤都未有实质性推动。
第四篇：油气管道输送复习总结
第四章：
1、易凝高粘原油常温输送的方法：
稀释、热处理、与表面活性物质水溶液混输、加降凝减阻剂、热水分解 水悬浮输送、液环输送、原油的改质输送、气饱和输送与油气顺序输送、原油的磁处理输送
2、影响因素
第五章：
1、在同一条管道内，按一定顺序连续的输送几种油品，这种输送方法称为顺序输送。一般用于成品油管道。
2、顺序输送的特点：
顺序输送时会产生混油；混油的处理与销售；批量与最优循环次数；有末站批量油品的存储；顺序输送时管道的水力特性不稳定。
3、在规定的对称浓度范围内，管内径d、管长L、和雷诺数Re是影响混油量的主要因素。
4、影响混油产生的因素：
物理化学性质、流动状态、管径长度；输送次序；首站的初次混油； 中间泵站对混油量的影响；停输对混油量的影响。
5、最优循环次数Nop：应该从建造、经营油罐区的费用和混油的贬值损失两方面
综合考虑。
混油段数量：n=2（m-1）；循环周期T；油品总数m；循环次数N;输油管每年的工作时间N=T/D6、减少混油的措施：
尽量采用简单的流程；采用隔离液与隔离器；顺序输送管道尽量不用副管和变径管；在翻越点时，采取措施尽可能消除不满流管段；合理安排输送次序，在循序情况下加大批量；管道顺序输送时最好不要停输；尽量加大每种油品的一次输送量；混油头和混油尾尽量收入大容量的纯净油品的储罐中；
第七章：
1、输油站的平立面布置
2、输油站的工艺流程：收油与计量、正输、反输、越站、站内循环和倒罐、清管球收发流程、加热流程、压力调节流程、自动卸压流程、漏油收集流程
（1）首站工艺流
（2）中间站工艺流程
（3）末站工艺流程
第五篇：管道输送天然气项目市场调研报告
管道输送天然气项目市场调研报告
管道输送天然气项目市场调研报告
管道输送燃气是城镇社会发展中市民生活的一项公益性工程，也关系到市民切实生活，民生、民心所求所望。国家各项政府都十分支持和鼓励城市燃气科学技术研究推广先进技术，提高城市燃气的科学技术水平。结合目前世界上许多发达国家为生态环保及安全起见，便于城市改造，大力推行管道输送天然气，它就象电和自来水一样安全、便捷，既有现代化城市标志，又是实现家庭现代化必不可少的一个组成部分。管道输送天然气，是采用集中气化，经减压后管道输送到用户家中，按表计量、计费，以瓶装液化气相比，管道液化气每瓶可
节约20%。因此，将不存在令广大用户头痛的瓶内剩余且无法燃烧的残液气满街乱倒，臭气满天，导致随时会引起火灾及严重的安全隐患。也不存在短斤少两，掺杂加水等恶劣有损商业道德行为等。为了政府市政建设节约投入，提高城市燃气气化率，使我县的城市电气化迈向新台阶，也添补了广昌县市民天然气到家现代化的空白。
二、市场调研分析
我们经过一段时间对深圳市龙岗区，南昌市管道输送天然气项目的考察论证，该项目不需政府规模投资，更不用今后背包袱，既发展了市民公益事业，提高了城市电气化档次，又为我县市民普通能接受，我们到了邻县南丰千禧小区、美食一条街等新开发区了解到，在新区购房者中98%的消费者要求安装管道然气，新区开发商认为，管道输送然气的开创能提高新区现代化档次，比小瓶液化气安全，环境保护方面有着良好的生活空间，同时能促进商品房的销售，便
于小区物业管理，排除了用古老的小瓶盛装液化气。经济条件好，安全意识强的住户，便用了三年的气瓶会自动检测或更新气瓶，而消防安全意识淡薄，经济条件不好的邻居，旧气瓶现已使用了15年未检，还在继续使用。旧瓶中用不完的残液化气，满街乱倒，臭气冲天，且随时可能发生火灾，非常危险。管道输送天然气在消除了这一不安全隐患的同时，也为大家节约了很多的时间。管道输送天然气使用后，不需要提着小瓶到气站罐气，提高了用户的时间利用率，住房的空间率也得到提高，条件好的用户，家中购置了5—8只气瓶，怕冬天天气价高或短液化气现象，经济困难的住房1—2只气瓶，燃气热水器一只，煤气灶一只，有时候忙于事业，菜炒到一半，气瓶的气没有了……等等不安全，不方便的现象时有发生。管道天然气是用管道输送到千家万户24小时供气，因此住高层楼房的用户不必烦心搬运钢瓶上楼之苦，故管道天然气项目在广昌县实施
有广阔的市场，我们的发展目标是立足江西，服务周边省市。规模可大可小，大到十万户百万户，小到几百户、几千户。经过对大中先进城市的考察论证，引进全套西欧进口设备、技术和科学的管理方法，以我公司资金技术实力率先为广昌县推广应用这一具有先进水平的燃气供给技术。希望能得到广昌县委、县政府各主管单位领导的热心关注和大力支持，使该项目能尽早得以实施。
三、工艺设备选型
管道输送天然气原理很简单，但工艺技术及管理水平要求很高。设备的防漏、防爆要求严密，设备乃至阀门需依赖进口。一个完整的管道输送天然气系统由二大部分组成：一是气化站，二是管网系统。气化站规定建在离住房8—10米处，根据用户数量决定气化站面积。例：一个1000用户的住宅小区，需建一个40—60平方面积的气化站，采用砖混结构。气化站设备包括：50公斤气瓶8—10个，调压器5个，YB—3—3烃泵2台，RB—3—3防爆电机2台，各规格进口阀门20只，R—100压力表5只，漏气警报器1套，手推式干粉灭2台，8公斤干粉灭火器4只，消防栓1只，避雷针1根，管网全部采用国际无缝钢管。
四、环境评估，消防安全
管道输送天然气采用国际无缝钢管，从气化站直接安装到用户家中，无点滴污染源，不会对环境造成任何影响。关于消防安全方面，我们将执行《中华人民共和国消防法》，做到“预防为主、防消结合”，落实国家各项安全措施，培养一批专业化高素质的安全管理人员，持证上岗，坚持24小时值班制度，在气化站内安装漏气报警器1套，配足手推，手提干粉灭火器材、消防栓、避雷针等，完善各项安全配套设施及相关的操作规程。
五、管理体制及劳动用工
我们将学习国际上先进的企业管理模式，进行正规化管理企业，实行执行董事负责制，遵守国家法律行政法规以及
公司章程忠实履行职务，文明诚信服务于社会，维护公司利益，组织实施公司经营计划和投资方案，管理内部机构设置方案，基本管理制度和具体规章。劳动用工制度按国家法律、法规及国务院劳动部门的有关规定执行，采取公开向社会招聘年青有一定学历的专业人才，成立一批年青化、知识化人才的专业队伍，解决一部分下岗待就业人员，让他们到省、市业务主管部门进行培训，持证上岗。劳动安全、保护严格按国家相关政策执行。
六、项目概算
该项目共分二期完成，总投资外资折合人民币5000万元。第一期工程：主要在广昌县新区分别安装，供气逐步发展。第二期工程进行全城管道连网，并可连接西气东送天然气。项目第一项工程概算主要包括三个部分：
1、管网材料及气化站内部设备投入，按管道天然气用户4000套计算，需固定资产投入人民币750万元。
2、以管道天然气相配套，为保证
充足气源供给，需建一座大型天然气储备站。共需投入人民币480万元，其中：需征用土地面积80亩×1万元/亩，需人民币80万元，100立方储气罐2只×45万元/只=90万元，24立方残液罐1只×25万元/只=25万元，管网设计、管网材料、烃泵、水泵、避雷针、消防设施、喷淋装置、安装费用、仓储、办公及员工宿舍、绿化等约需人民币285万元。
3、建一栋大型家电厨具销售，技术咨询、办公为一体的综合性大楼需人民币370万元。其中：征用土地1000平方米×260元/平方=26万元，建筑面积3000平方米×900=270万元，装修及配套设施200万元。第一期固定资产投入共需人民币1700万元。
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