采油集输泵站系统安全技术

第一篇：采油集输泵站系统安全技术

采油集输泵站系统安全技术

一、概述

矿场油气集输是将油井采出的油、水、气混和物进行收集、暂存、初步处理并输送到指定的容器或装置的全部生产过程。其主要任务是：

（1）、收集油井产出物；

（2）、对油、气、水、轻烃、杂质的分离和净化等初步处理，输出四种合格产品（即：净化原油、轻烃、净化伴生气、净化水）；

（3）、分别对油、气进行计量；

（4）、分别将油、气输送到指定的油库（站）或炼油厂和化工厂等用户。

二、油气集输管理的基本要求

（1）、保证集输平衡，并达到规定的储油能力；

（2）、保证产品质量合格；

（3）、计量准确，输差控制在规定的数值内；

（4）、油气损耗控制在规定的数值内；

（5）、维护和保养好系统内各种设备，保证设备安全正常运行。

三、油气集输的危险性（1）、集输介质的危险性

集输介质有油气混合物、原油、天然气、轻油等，其共同的危险性是：易燃、易蒸发、易爆炸、易产生静电、升至一定温度时，易膨胀或沸溢。

（2）集输工艺设备运行的危险性

采油集输工艺设备主要有油气分离器、加热炉、油离水脱水器、压力沉降罐、缓冲罐、脱水器、输油泵、集输管线、储罐和计量装置等，构成一个压力系统和热力系统，在一定的压力和温度下操作运行。若管理或操作不当，会导致憋压、跑油、抽空、火灾、爆炸等事故。因此，采油集输必须把安全生产放在重要的位置上，必须建立健全并严格执行安全管理规程和安全操作规程。

四、采油集输流程及其安全技术

1．流程的种类和适用范围

在油田生产过程中，对油井采出物(油、水混合液和天然气)进行收集、计量、输送、初步处理和储存的过程称为采油集输流程或集输系统。由于集输系统各环节的先后顺序不同或某些环节间的工艺设施、结构不同，而构成了不同的采油集输流程。

(1)标准流程

①单管计量站流程。单井单管计量站，分别计量后油气密闭混输至中转站集中处理的流程称为单管计量站流程。该流程适用于原油性质较好(粘度较小、含蜡量较少、凝固点较低)、单井产量较高、井口压力较高的油田。

②双管计量站流程。双管掺热水(或热油)保温输送到计量站，分别计量后，油气密闭混输至中转站集中处理，掺入的活性热水(或热油)由计量站(间)供给的流程，称为双管计量站流程。该流程适用于油品性质较差(粘度高、凝固点高、含蜡量高)，单井产量低、井口压力低的油田。

(2)非标准流程。除单(双)管计量站流程外，其他流程均为非标准流程。如油气分输(双管)流程和三管热水伴随流程等。非标准流程有的是为了适应具体油田的特点而选用的；有的是形成于标准流程的应用之前，尚未进行改造的。

2．选择采油集输流程的原则

(1)流程的适应性强。满足油田的地质特点和原油物性要求；满足油田初期生产，便于油田中后期的调整和改造。

(2)油、气密闭集输，最大限度的降低油气损耗。

(3)合理利用地层能量，尽可能减少动力和加热设备，节约电力和燃料。

(4)流程各环节要配套。采用先进的工艺和设备处理油、气、水，生产合格产品。有利于原油脱水、油气分离、天然气脱轻质油；有利于回收天然气、污水和轻烃，防止环境污染。

(5)计量仪表化，生产自动化，减少生产管理人员，提高生产管理水平和劳动生产率。

3．采油集输流程的投产和管理

(1)采油集输流程中容器和设备的投产。油气和设备投产前，应指定详细的投产方案，要有周密的技术措施和组织措施。投产前的准备和启动投产，必须执行规定的操作规程。

(2)输油管道的试运和投产

①管道投产前必须扫净管道内杂物、泥沙等残留物，保证流程畅通。

②管道试压。使用规定的介质(液体或气体)，按设计规定的试验压力和有关技术标准，对管线进行系统强度试压。

通常以水为介质进行强度试压，缓慢升压，当达到要求的压力时稳压10min，无泄露、目测无变形为合格。需要做渗水实验时，试验压力为设计要求的压力时，渗水量应不大于允许值。气压试验时，压力应逐渐提高，达到试验压力后，稳压5min，无泄漏且测无变形为合格。强度试验合格后，降至设计压力，无泄漏，稳压30min，压力不降为合格。真空系统在严密性试验合格后，在联动试运转时，还应以设计压力进行真空度试验，持续时间为24h，增压率不大于5％为合格。

③投油。管道输送的原油，其凝固点高于管道周围土壤温度时，投油前应用热水预热方式提高土壤温度，防止原油在管道中凝固冻堵。

a．热水出站温度，应根据原油性质和管道防腐保温材料的耐热程度及工艺要求确定。

b．短距离管道可采取单相预热，长距离管道可采用正反输交替输送热水预热。热水量应不少于预热管道容量的1．5倍。

c．投油前，管道末端进站水头温度必须高于原油凝固点温度3～5℃。

d．投油时要增大油流量，一般应大于预热水量的1倍。投油后无特殊情况，在稳定的温度场还没有建立起来之前，一般不准停输。

(3)外输工艺流程的操作与安全技术

①原油外输工艺流程的操作，由调度统一指挥，除特殊情况(如发生火灾、爆炸、凝管等重大事故)外，任何人不得擅自操作外输工艺流程。

②流程操作，遵循“先开后关”的原则。具有高低压部位的流程，开始操作时，必须先倒通低压部位，后倒通高压部位；关闭时，必须先关闭高压部位，后关闭低压部位。

③管线运行时如发生通讯中断，应迅速恢复通讯。保持流程正常运行。

④防止超压的泄压装置必须保持完好，长期投入使用。

⑤在输油管道上进行科研实验时，实验方案应通过有关工程技术部门论证，主管负责人批准后，在专业人员指导下方可进行。

⑥正常操作时必须严格执行规定的操作规程。

⑦对停用时间较长的管道，必须采取置换、扫线、活动管线等措施，保持管道畅通。

五、采油集输设备的安全技术

(1)设备的选用

采油集输泵站设备主要有油气分离器、原油脱水器、储油罐、加热炉、增压泵等。设备选择应从生产实际出发，充分考虑设备的可靠性、安全性、节能性、耐用性、维修性、环保性、成套性和灵活性等因素，同时设备选用还应符合长远使用的要求。

(2)设备的使用与维护

采油集输泵站设备的安全正常运行，是油田连续、稳定、正常生产的重要保障。加强设备管理，对于保证油田生产的正常运行，提高经济效益，具有十分重要的意义。

制定设备操作、检查、维护、修理规程制度，是设备完全正常运行的保证。设备操作人员必须具有设备管理及维修知识，达到“四懂三会”，并取得操作合格证，严格按设备的操作 规程操作。

六、原油计量的安全技术

(一)储油量计量

储油量计量是指在某一时间内，对油库或联合站储罐内的储油量进行计量。储油量计量一般采用大罐检尺的计量方法。大罐检尺的标准条件、基本要求、计量参数测取规定和油量计算按GB9110《原油立式金属罐计量油量计算方法》执行。

1．工作计量器具

(1)计量罐。必须有在有效检定周期内的容积表(分米表、小数表、容积>1000m3的计量罐还要有静压力容积增大值表)及检定合格证书和量油口总高度值。

(2)量油尺。量油尺必须选用带有铜质量重锤的钢卷尺，锤重为750g，最小分度值为1mm，必须有在有效周期内的检定合格证书。量油尺有下列情况之一者，禁止使用：

①尺带扭折，弯曲及镶接；

②尺带刻度模糊不清或数字脱落。

2．对计量罐计量器具的有关规定

(1)最低液位。立式金属计量罐，罐内液位高于出口管线上边缘300mm左右为最低液位；浮顶罐内液位高于起伏高度200mm左右为最低液位。

(2)排放计量罐底游离水。交油计量罐：交游前应先排放计量罐低游离水。排水应缓慢进行，当从放水管(或放水看窗)见到比较明显的油水混合液时停止放水。收油计量罐：低液位检测之后至高液位检测之前，绝不允许排放罐底游离水。

(3)计量罐内液面稳定时间。油罐收油或者发油结束后，尤其是收油罐内液面波动较大，加之油内气泡和液面上的油沫不能马上消除，所以，需要稳定一段时间方能检尺。同时，油罐在进油过程中产生大量的静电荷，积聚静电的衰减也需要一定时间。经实践证明，检尺前液面稳定时间不能少于30min。

(4)计量有效时间。计量罐最末一次计量到进行交油或收油作业的时间间隔超过8h，必须重新计量。

3．检尺要求

(1)必须在规定的检尺点下尺；

(2)原油宜检空尺。用量油尺检测计量罐内油品液位，其测得值应准确读到2mm；

(3)检尺要做到下尺稳、提尺快、读数准，先读小数，后读大数；

(4)检尺要进行多次，取相邻两次的检测值相差应不大于2mm。两次测得值相差为2mm时，则取两次测得值的算术平均值作为计量罐内液位高度；两次测得值相差为1mm，则以 前次测得值作为计量罐内液位高度。

(5)测量罐内原油高度时，当尺带下端(包括重锤)浸入油内时停止下尺，并使上部尺带的刻度与检尺点边沿对准读数，读数的数值为下尺数。把尺提出罐外后再读取尺带浸入油内的数值，为此浸油度数，则油高等于总高减去下尺度数加上浸油读数。

(6)油罐发油后要检后尺，再次进油时，必须重新检尺，不能用后尺代替再次浸油前的检尺。

(二)输油量计量

输油量计量是指一定时间内流过管道的原油的测量。输油量计量一般采用流量计计量。如：腰轮流量计、椭圆齿轮流量计、涡轮流量计和刮板流量计。油田最常用的是腰轮流量计。

1．流量计的选择

(1)流量计的准确度应不低于0．2级，基本误差应不大于±0．2％。

(2)流量计的工作压力应不低于流量计上游管线起点的最高工作压力，流量计的工作温度应不低于原油通过流量计时的最高温度。

(3)计量原油的流量计应是防爆型，防爆等级应符合有关标准的规定。

(4)流量计的公称通经不宜大于400mm，一组流量的正常运转台数不宜少于2台。当计算的正常运转台数为1台时，实际选用的流量计公称通经应比计算时选用的流量计公称通经小一个规格，使一组流量计的正常运转台数不少于2台。

2．辅助设备的配置

(1)每台流量计进口侧应安装过滤器。宜选用头盖为快速开启型过滤器。

(2)每台流量计进口侧应安装消气器。消气器也可安装在汇管上，使几台流量计合用一台公称通经较大的消气器。

(3)每台流量计出口侧必要时应安装止回阀及回压调节阀，止回阀及回压调节阀也可安装在一组流量及出口汇管上。

(4)在靠近流量计出口处，安装分度值不大于0．5℃的温度计。温度计套应逆液流方向与管中心线成45℃角安装，当管线通经不大于150mm时，温度计套插深1／2，当管线公称通经大于150mm时，插深应不小于100mm。

(5)在过滤器进口侧，靠近流量计出口处，安装0．4级压力表。安装方法应符合有关标准的规定。

(6)在靠近流量计的出口处应安装在线密度计或人工取样器或管线自动取样器。

(7)流量计进口侧应安装闸阀，流量计出口侧应安装能截止和检漏的双功能阀或严密性较好闸阀。

3．流量计的安装

(1)流量计的安装应横平竖直，消气器、过滤器应以流量计为标准找平、找正。各设备标志方向与油流方向应一致。

(2)流量计及其工艺管线安装应满足流量计的计量、检定、维修和事故处理需要。室内安装时，流量计及辅助设备宜居中布置，相邻流量计及辅助设备基础及管线突出部分之间净距以及前后左右距墙面净距，均应不小于1．5m，计量室高度应取决于流量计辅助设备及起吊设备的高度。起吊物与固定部件间距应不小于500mm。

(3)流量计室外安装时，寒冷地区应对仪表、设备及工艺管线进行适当保温。

(4)流量计安装管路应装有旁通管线，或两台及两台以上流量计并联运行，以保证在清洗过滤器及检修仪表时不致停运。

(5)扫线排污时，流量计及辅助设备的污油应排放至零位油罐或油池。然后将计量过的污油重新用泵输回到流量计出口管线，未经计量的污油输回到流量计进口管线。

(6)新装流量计的过滤器与流量计之间一段管线应清洗特别干净才能运行。否则影响流量计正常运行。

(7)装有电远转的流量计在应用远传时，应注意发讯器部分防爆问题，参考说明书接线。

4．流量计的使用

(1)流量计启动或停止时，开关阀门应缓慢，防止突然冲击，并防止液体倒流。

(2)必须经常清洗过滤器，当过滤器进口管线压力超过常压0．068MPa时，就需清洗，清洗过滤网可用清洗剂或汽油。过滤网是由很细的不锈钢丝编成，不能用火烧，以免损坏。

(3)流量计投入正式运行时，应记录累计计数器的初始值，若有手动回零的表头，使用时应使计数器回零。

(4)流量计运行8小时以上，流量范围内在流量计最大范围的70％～80％，若流动有脉动时，其值应在60％以下使用。

(5)若被测液体腐蚀性较大，应把最大排量的80％当作流量计的最大排量。

(6)装有温度补偿的流量计，使用时要详细按使用说明书进行安装、调整使用。

(7)大口径流量计体积大、笨重，标定或检修时拆装流量计宜损伤表头，因此一定要采取保护措施。

七、油、气、水化验过程中的事故预防与处理

化验室的工作人员直接同毒性强、有腐蚀性、易燃易爆的化学药品接触，而且要操作宜破碎的玻璃器皿和高温电热设备，如果在化验分析过程中不注意安全，就很可能发生人身伤害及火灾爆炸事故。因此，为了确保化验分析工作的安全正常进行，必须努力做好事故预防 和处理工作。

(一)测定原油含水卒过程中的事故预防与处理

目前油田原油含水率的测定有两种方法，即加热蒸馏法和离心法。

(1)用加热蒸馏法测定原油含水量时。试样加热从低温到高温，其升温速率应控制在每分钟蒸馏出冷凝液2～4滴；如果加热升温过快，宜造成突沸冲油而引起火灾。假如不慎引起小火，不要着急，应立即关掉电源，用湿布遮盖或用细纱扑灭，如火势较大可用干粉灭火扑灭。

(2)加热蒸馏时应先打开冷水循环，循环水温度不能高于25℃；温度高时油气冷凝差，部分油气会从冷凝管上端跑出，造成化验资料不准，而且也可能引起着火。如果着火则应立即关掉电源，用湿布堵住冷凝管上端孔，使火熄灭。

(3)试样在烘箱内化样时，烘化原油样品温度不能高于40℃；烘样时不能同时烘其他物品。

(4)对使用的电炉和电热恒温箱要认真检查，电器设备与电源电压必须相符，未开电器设备时应视为有电，待查明原因方可通电，电器设备使用完应关闭一切开关。

(二)测定原油密度和粘度时的事故预防与处理

(1)测定原油密度、粘度时，试样必须在烘箱内烘化，不能用电炉直接加热，烘化样品时温度不能高于40℃。

(2)毛细管必须洗刷干净，并且烘干。烘烤毛细管时应在烘箱内进行，严禁用电炉或明火烘烤，以免引起毛细管炸裂伤人和引起着火。

(3)使用运动粘度测定仪和密度测定恒温水浴时，要认真检查，做到电器设备规定电源电压与使用电源电压相符，各部位电源线路的连接完好，无跑漏电现象。一旦发现跑漏电，应立即处理，待完好后方可使用。

(三)测定原油含蜡胶量时的事故预防与处理

(1)测定原油含蜡胶量时，应先检查电器设备和电源线路是否完好，有无跑漏电；如果有跑漏电和不安全因素，应立即处理，正常后方可插上电源通电。

(2)试样恒温时应严格进行控温，加热温度要求在37℃±2℃。

(3)由于采用选择性溶剂进行溶解和分离，使用的石油醚、无水乙醇又是低沸点的，挥发性易燃易爆物品，要求化验分析过程中在通风柜内进行。

(4)加热回收溶剂应在规定温度下在通风柜内进行。回收溶剂时，加热温度高，挥发性物质不宜完全回收，可能造成火爆炸事故。一旦发生事故，要镇定处理，立即关掉电源，采取相应办法处理。

(5)在烘箱内烘烤蜡胶多余物时，要在规定温度下进行烘烤，直至蜡胶中无溶剂为止。烘烤完后，降至室温后方可取出，以免造成着火事故。

(四)天然气分析过程中的事故预防与处理

(1)在分析天然气时，采用气相色谱仪进行天然气组分吸附分离分析法，在分析过程中要用氢气作载气，样品分析前要对样品进行预热。预热应在恒温箱内进行(温度应控制在35℃±2℃)，禁止试样瓶直接在电热炉上加热，以免引起样品爆炸着火。

(2)分析样品前应严格检查电源线路连接是否正确、可靠，有无跑漏电；检查仪器气路部分有无漏气。如有漏电、漏气，应处理好后方可开机使用。

(3)由于使用高压氢气瓶，输出压力应控制在0．1～0．3MPa，气瓶应妥善安放在室外安全处。

(4)在化验分析样品过程中，应加强检查，认真观察仪器运行状况以及各表盘内指示参数是否准确可靠。

(5)样品分析完后，应按照操作规程进行停机操作：①先关记录纸开关；②关记录器电源开关；③把桥流调至零；④关直流电源和交流电源开关以及稳压器电源开关；⑤气路部分，先关高低压调节阀，再关载气微量调节阀。

(五)水样化验时的事故预防与处理

测定水中各种离子含量时，常用化学分析方法进行。由于在化验分析过程中使用和接触的各种化学药品都具有一定的毒性，如果使用不当、保管不好，都会造成事故，应特别引起注意。

(1)配置各种试剂标准溶液时，不得用手拿取化学药品和有危险的药剂，应用专用工具拿取。(2)进行有毒物质化验时，如蒸发各种酸类、灼烘有毒物质的样品要在通风橱内进行，并保持室内通风良好。

(3)强酸、强碱液体应放在安全处，不应放在高架上，吸取酸碱有毒液体时，应用吸球吸取，禁止用嘴吸。

(4)开启溴、过氧化氢、氢氟酸等物质时，瓶口不能对着人；中和浓酸或浓碱时，需用蒸馏水稀释后再中和，稀释需将酸徐徐加入水中，严禁将水直接加入酸中。

(5)接触有毒药品的操作人员，必须穿戴好防护用品；工作完后必须仔细检查工作场所，将有毒药品彻底处理干净。

(6)所有有毒物质均放在密闭的容器内并贴上标签。工作完毕，药品柜必须加锁；具毒药品应放在保险柜，并要有专人保管，并建立使用制度。

(7)强氧化剂不得和易燃物在一起存放；做完样品倒易燃物时，严禁附近有明火。

(8)实验室应备有灭火工具和器材，实验室人员应熟悉灭火工具和器材的使用方法和性能。

八、采油集输系统的安全技术要点

油井产出的油气在矿场集输过程中，一般要经过计量间、联合站等环节，这些环节或“点”之间是用不同管径的管线连接起来的，采油集输系统安全管理就是对这些“点”和“线”进行管理，以保证油气在整个采油集输系统中安全平稳收集、处理和输送。

(一)计量间的安全技术要点

计量间的主要功能是收集油井来的油、气，集中输往中转站，同时可以对进计量间的每口油井的产量进行计量。其安全技术要点：

(1)控制好去各油井的掺水(液)量，即相应控制好油量度，保持在合理的范围内，单井掺水量的1m3／h，回油温度35～40℃。

(2)做好各种参数(油压、温度、单经量油产量)的记录，按时准备地测定油井产液量。

(3)平稳地向联合站输送含水原油和天然气。

(4)搞好计量间的卫生，保持管线、阀门、容器不渗不漏。

(二)联合站的安全技术要点

联合站主要担负原油脱水和外输，天然气增压外输，含油污水处理和外输(或回注)三大任务。联合站是采油集输系统设备中的大型设施，是安全防火甲级要害单位。在合理组织生产，做到优质低耗的基础上，必须抓好安全生产，杜绝重大事故的发生。确保国家财产和工人群众的利益不受损害。其安全技术要点：

(1)做好原油脱水的操作控制，确保外输原油含水率≤0.5％，对原油脱除器、压力沉降罐、电脱水器平稳放水，保持各段操作压力平稳，根据工艺要求保持容器内油水界面相对稳定，合理投加原油破乳剂，一句话，在操作上做到“五平稳”(水位、压力、温度、流量、加药量平稳)。

第二篇：泵站技术要求

泵站土建施工技术要求

一、工程名称：浑蒲灌区续建配套与节水改造一期工程前马闸管理房。

二、工程概况：。。。。。建筑面积为：106.2m2；

三、建筑标高：本工程管理房室内地面设计标高为+0.00m，相当于绝对标高00.100m，室内外高差0.30m。

四、建筑层数层高及总高度：本工程地上为一层，建筑总高度为3.60m。

五、结构形式：本工程为砖混结构。

1、基础：毛石条型基础；

2、结构形式：砖混结构；

3、墙体：外墙为370厚承重空心砖，外帖60厚苯板保温,具体做法参见图集02J121-1A部分页数。内纵横墙除卫生间的隔墙为120厚非粘土承重空心砖外，其余均为240厚，非粘土承重空心砖。

4、现浇钢筋混凝土梁、柱、楼板。

六、建筑构造：

1、屋面：坡屋面：坡屋面防水等级为二级，屋面为非上人屋面；保温层为厚50mm聚苯板，抗压强度应不低于0.18Mpa，导热系数为0.043W/m．k；防水层采用改性沥青防水卷材，厚度为30mm；

2、地面：管理房室外台阶地面为毛面花岗岩地面，室内门厅、办公室、起居室地面为人造理石地面，卫生间地面为防滑地砖地面；

3、踢脚：均做与地面同材料的踢脚；

4、内墙：卫生间和厨房为贴白瓷砖到顶，其余均为混合砂浆打底,刮大白，刷涂料；

5、外墙：喷高档外墙涂料,颜色详见立面图；

6、顶棚：采用轻钢龙骨吊顶；

7、门窗：入口门为防盗保温门，内门为实木门，外窗均采用单框双玻璃塑钢窗，门窗均为普通玻璃，白色窗框，门窗尺寸均为洞口尺寸，安装施工前应现场实测，订货安装；

8、油漆：内门刷乳白色调和漆二道；

9、散水：采用细石混凝土散水；

10、所有预埋木件均需满涂防腐油,铁件均应刷防锈漆两道；

11、排水：屋顶均采用有组织排水。

七、基础工程: 基础形式为条形基础。详见基础施工图。

八、工程材料:

1、钢筋：∅-HPB235 ,fy=210N/mm；∅-HRB335,fy=300N/mm；

2、混凝土：基础部分：C20；上部结构：C30；

3、砖砌体：非粘土实心砖MU10，水泥砂浆MU7.5；

九、门窗,电表箱,消火栓过梁: 施工中应根据建施图中门窗洞口、电表箱、消火栓位置、宽度、墙体厚度及标高进行施工。

十、结构施工要求:

1、当地下开挖近基础底标高时,勘察单位应会同有关单位进行验槽,进一步查清地层构造,确定地基实际承载力，若发现实际地质条件与地质勘察报告不符时,设计单位将根据勘察单位提供的新地质报告重新设计；

2、楼板内下部受力钢筋伸入支座的锚固长度(图中注明者除外),在边支座不小于5d(d为钢筋直径),且不小于100mm，在中间支座处伸至支座中心线,且不小于5d.上部钢

筋在边支座处满足锚固长度；

3、板中未柱明的分布钢筋均为∅6@200；

4、柱支模时应注意检查柱位的准确度,校准后方可施工,应避免柱筋偏位过大；

5、粱内纵向受力钢筋搭接和接头允许位置，每次接头为25%钢筋面积，悬臂梁不允许

有接头或搭接；

6、在柱纵向钢筋搭接长度范围内,箍筋要绕过两根钢筋,弯钩要相应加长,搭接处两根钢

筋 应贴箍筋放置,不应一内一外，箍筋各肢尺寸应准确,以保证主筋的位置准确,箍筋弯折半径应与主筋相同；

7、各种设备管道穿过楼板需要的孔洞宜予留,板孔洞小于300mm者,本工种不予表示 ,核对各专业图后予留孔洞，板内受力钢筋绕过洞边不得切断,板孔洞大于300mm者,按图纸在孔洞 边设置加强筋；

8、除图中以注明的预留孔洞,套管外,在梁及柱中不许另设孔洞,套管及接线盒等；

9、建筑门窗埋件,栏杆埋件等见厂品安装图；

10、本工程使用的所有材料均应满足现行规范或规程的要求,钢筋应有出厂质量证书或

试验报告单,进场钢筋的验收尚应按有关标准规定抽样作机械性能试验,合格后方可使用,不得使用锈蚀严重及油污的钢筋；

11、根据本工程特点及所处环境优先选用最佳水泥品种；

12、建筑物防雷利用柱钢筋作引下线时,这些钢筋必须焊接并与柱主筋 焊接成网,具体

位置,要求见电施图；

13、钢筋锚固长度：Ⅰ级钢筋 25d，Ⅱ级钢筋35d（d为钢筋直径）；

14、施工时应先砌墙留马牙槎后浇构造柱混凝土；

15、未经技术鉴定及设计许可不得变更结构的使用环境和功能；

16、未尽事宜按现行有关施工,验收规范及规程执行。

第三篇：输煤皮带系统安全技术规程

输煤皮带系统安全技术规程

1、无论皮带机是否运行，严禁翻越皮带机、严禁进入设备一旦转动即会造成人身伤害的区域。

2、班长、程控员接班前必须认真查看交接班记录、调度指令记录、检修交代记录等相关生产记录，了解设备运行、备用、检修状态，了解各皮带有无存煤、各落煤管有无积煤堵塞情况。

3、接班时程控员应确认广播呼叫及与各现场岗位的对讲机联系畅通。

4、大于200KW以上电机（10KV电机）启动运行，应事先请示调度，征得同意，方可启动。

5、皮带启动前，程控员应调看该皮带头、中、尾部画面，不留死角，通过画面查看现场设备有无异常，有无人员逗留，确认无异常方可启动。若有疑问，应联系现场巡检人员前去查看。

6、启动前，程控操作员应通过广播呼叫系统广播“XX皮带A（B）侧马上就要启动，请无关人员迅速离开”，至少呼叫两遍，再启动警铃，警铃停止后方可启动皮带机运行。

7、皮带运行中出现跑偏，禁止使用撬杠、铁锹把、钢管等工具插入纠偏托辊架内进行调偏。

8、设备运行中出现危及设备、人身安全的紧急状况时，现场任何人员均有权紧急停止设备运行，同时立即汇报程控员。

9、电动机在冷态下允许连续启动3次，每次的启动循环周期不大于5分钟；热态允许启动2 次。如果启动时间不超过2～3秒，电动机能够多次启动。

10、输煤皮带系统的运行操作应严格遵循逆启顺停（逆煤流启动，顺

煤流停止）的原则。系统严禁无联锁带载运行。

11、系统皮带正常运行情况下，程控值班员的重点监控项目：（1）皮带机的电流变化曲线；

（2）通过电视监控了解皮带机头部驱动滚筒部位的积煤情况、皮带跑偏情况、皮带健康情况（包括皮带接头是否有开裂、起翘，带面有否划伤，带边有否损伤等）；

（3）通过电视监控了解皮带机中部跑偏情况，皮带健康情况；（4）通过电视监控了解皮带尾部改向滚筒处的皮带跑偏，尾部滚筒是否包煤等情况。

12、现场值班员的巡检项目：

（1）监视电压、电流表指示不超过规定值。（2）监视电动机、减速机及各种转动部分有无异音。

（3）检查各转动部分、电动机、减速机轴承等有无振动、温度升高等情况。

（4）检查胶带是否跑偏，打滑松弛、卡刮、断裂、划破等现象。（5）检查托棍、清扫器、拉紧装置应无损坏、脱落。（6）检查架构及转动机械地脚螺丝有无松动脱落。

（7）检查皮带上是否有影响运行的杂物和超过300mm以上的大块煤及铁块、尖锐物等。

（8）检查除尘设备、除铁器、皮带秤应运行良好。

13、严禁减速器运行中抽出油位标尺检查油位。一般应在冷态或设备停运半小时后检查油位。

14、输煤皮带系统由单侧电源供电时，严禁双侧设备同时运行！

15、关于落煤管堵煤问题

（1）班长、程控员、现场值班员应通过长期的观察、分析、总结，逐步积累经验，了解哪些煤种、什么粒度、多大含水量时易造成堵煤，具体在哪个落煤管容易堵塞。

（2）实际运行过程中，当班班长如果认为本班作业煤种可能造成堵煤情况，应在班前会上向本班值班员做详细说明，明确各岗位人员的防堵职责；应安排专人在最易堵的落煤管处现场把守。

（3）程控值班员应逐步由小到大调整给煤机出力，随时与现场值守值班员沟通，了解落煤管积煤情况，确认落煤管积煤无扩大趋势，方可逐步加大给煤流量。

（4）程控值班员同时应加强电流及各头部落煤管进口部位的电视监控。

（5）发现某落煤管积煤较多时（超过1/2截面），现场值班员应及时联系班长安排疏通，避免堵死。

16、落煤管清理、疏通安全

（1）一般情况，应在落煤管外部使用捅煤钎、铲、大锤等工具或用压缩空气进行吹扫、切割等方法进行清理疏通。

（2）在外部用大锤敲打落煤管进行疏通作业时，应严格遵守登高作业的安全要求，采取防止滑倒、跌落的安全措施。禁止戴手套抡大锤。（3）必须进入落煤管内部进行疏通作业时，应严格遵守以下要求： A、作业前必须请示程控值班员，程控值班员汇报班长，在征得班长同意后，通知现场值班员开始布置安措。

B、现场值班员应将与该段落煤管相关的进、出口两条皮带机的就地手操站上的“就地、程控”转换开关均切至“断开”位置，同时拍下“急停”按钮，并在“急停”按钮上悬挂“禁止操作 有人工作”标识牌。

C、现场安措布置完毕，现场值班员告知程控值班员，程控值班员在上位机画面确认已无“程控”状态，通知现场值班员可以开始工作并同时汇报班长。

D、落煤管内的疏通作业严禁单人进行！应有一人在外部监护并提供照明，一人在内部作业。监护人在疏通作业过程中严禁擅离职守。E、严禁从积煤落煤管下方进行疏通作业!F、进入落煤管内部必须挂安全带或系安全绳，进出不便时考虑使用悬挂式软绳梯。

17、防止皮带跑偏

（1）严格控制皮带接头粘接工艺质量，避免因接头不正造成的跑偏；（2）认真巡检，及时发现并更换已出现卡涩、损坏的托辊；（3）及时清理各处滚筒上的积煤；

（4）重点关注皮带机尾部回程段非工作面的清扫器，避免应清扫不良导致的尾部滚筒包煤；

（5）经常检查尾部落料口的积煤情况，避免因落料不正造成的跑偏；（6）注意检查尾部导料槽防溢裙板的损坏情况，防止溢料撒料。

18、防止皮带撕裂

（1）严格执行《输煤皮带系统安装件防脱定期检查工作制度》；（2）坚持各除铁器必须与所在皮带系统同步运行的要求；（3）认真巡检，及时发现并更换磨损严重的托辊；（4）认真巡检，保证各回程非工作面清扫器正常工作；（5）及时处理皮带跑偏问题，避免因跑偏导致的带边纵向撕裂；（6）避免皮带带载特别是重载启动造成的横向撕裂。

19、碎煤机的清理

（1）各运行班第二个早班应安排清理两台碎煤机杂物室，并做好记录。若不执行此项定期工作，将进行考核。（2）班长应布置好安措再通知进行清理工作。（3）清理工作必须有人全程现场监护。

（4）若需进入碎煤机内部或虽在外部，但设备转动可能危及人身安全时，班长必须按照对碎煤机进行解体检修的标准布置安措，严防人身伤害事故。

（5）设备运行中，严禁打开观察门进行观察或清理。

20、地下廊道通风问题。1#皮带机区域、0#转运站、2#皮带机地下部分以及两条6#皮带机廊道，现场值班员应高度关注通风问题，发现通风设备停运，应及时联系处理，避免瓦斯气及煤粉过度集聚造成的窒息、爆炸事故。

第四篇：稠油不加热集输技术

稠油不加热集输技术与应用

(西南石油大学油气储运工程，四川 成都，610500)【摘 要】:稠油的密度大、粘度高、流动性差,输送困难。对稀释法、乳化降粘法、加剂降粘法、超声波法、改质降粘法、低粘液环法等稠油不加热集输技术的机理及应用条件进行了分析,探讨制约不加热输送技术发展的难题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。【关键词】:稠油;降粘;不加热集输

稠油即高粘度重质原油，国际上常称为重油。稠油是一种复杂的、多组分的均质有机混合物，主要是由烷烃、芳烃、胶质和沥青质组成。一般是以油层条件下或油层温度下的脱气原油粘度为主，粘度在50 mPa·s以上叫稠油。粘度在50～10 000 mPa·s称为普通稠油；粘度在10 000～50 000 mPa·s称为特稠油；粘度＞50 000 mPa·s称为超稠油或天然沥青。

随着世界能源供应日趋紧张,储量丰富的稠油日益引起各国的重视。稠油富含胶质和沥青质,粘度高,密度大,流动性差,其特殊性质决定了稠油的集输必然是围绕稠油的降粘、降凝改性或改质处理进行的。我国原油主要是以稠油油藏为主，稠油中胶质、沥青质含量过高是稠油高粘度的原因，对稠油开采和输送工艺难度相当大，针对不同稠油油品选择合理的降粘方法将变得至关重要。否则将影响稠油正常开采和输送，从而增加开采、输送的成本，降低经济效益。我国油田集输系统主要采用加热输送工艺,该工艺的弊端是输油能耗高、允许的输量变化范围小、停输易发生凝管事故。因此,近年来稠油的不加热集输技术越来越引起人们的重视。本文对几种稠油不加热输送技术的机理及应用条件进行了分析,探讨了其有利的方面和存在的问题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。稀释降粘技术

1.1 机理

稀释降粘主要是利用相似相容原理,加入溶剂降低稠油粘度,改善其流动性。常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。混苯中的甲苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。其作用机理为,当加入稀释剂后,混合物中蜡含量浓度减少,溶液的饱和温度降低,从而降低了混合物的凝点。另外,低粘原油的胶质、沥青质是一种降凝剂,它阻止了蜡晶网络的形成,使混合物的凝点、屈服值和粘度等降低。

1.2 应用

国内外研究表明,轻油掺入稠油后可起到降凝降粘作用,但对于含蜡量和凝固点较低而胶质、沥青质含量较高的高粘原油,其降凝降粘作用较差。所掺轻油的相对密度和粘度越小,降凝降粘效果也越好;掺入量越大,降凝、降粘作用也越显著。稀释剂与原油的混合方式和混合温度也同样影响稀释的效果,一般来说,稠油与轻油的混合温度越低,降粘效果越好。稀释剂与原油的最佳混合温度通常高于原油凝点3~5℃,等于或低于混合油凝固点时,降粘效果反而变差,且随稀释剂添加浓度的变化,混合物的流变特性也将发生变化。稀释法的优点是可以直接利用常规的原油输送系统来输送稠油；在停输期间不会发生稠油凝固现象。但是稀油的来源必须有保障。

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,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。再次,两种油品性质相差太大的原油混合后可能会出现相容性问题,在输送及处理过程中可能会产生沥青质析出现象。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。加水溶性降粘剂乳化输送

2.1 机理

原油乳化输送的机理主要有两点:a.原油分散在表面活性剂水溶液中形成水包油型(O/W)原油乳状液或拟乳状液,由于O/W型原油乳状液的粘度比纯油的粘度低2~3个数量级,因而可大大降低原油的表观粘度;b.表面活性剂吸附在管壁上形成亲水膜,降低管壁的摩阻。原油表观粘度和管壁摩阻的降低均可大大降低原油管输的能耗。原油乳化输送要求O/W型原油乳状液具有适度的稳定性,即原油乳状液既要在管道输送过程中保持稳定不发生分相或转型,最后到集油站或炼厂又能较容易破乳而实现最终油水分离。

2.2 应用

乳化降粘的关键是选择质优、价廉、高效的乳化降粘剂。较好的降粘剂应具有以下两个特性:第一,对稠油具有较好的乳化性,能形成比较稳定的O/W乳状液,降粘效率高;第二,形成的O/W乳状液不能太稳定,否则影响下一步的原油脱水。

目前乳化降粘技术发展比较成熟,降粘率甚至可达99%以上,在国内外稠油开采和输送得到广泛应用,但仍存在以下问题：一是乳化剂与稠油配伍方面缺乏系统研究。虽然乳化降粘剂的配方很多,但对稠油的选择性都很强,主要原因是稠油组成的差异。二是常用乳化剂存在价格比较昂贵、功效不佳、用量大、使用不便等问题,这无疑将增加稠油的输送成本,制约稠油乳化降粘技术的实际应用。超声波降粘输送技术

3.1 机理

高强度超声波作用于稠油时,可使稠油的粘度降低,超声波降粘的机理比较复杂,但主要是两个方面的协同作用:一是空化作用,空化是液体的一种物理作用,在液体中由于超声波的作用,液体的某一区域会形成局部的暂时负压,于是在液体中产生空穴或气泡。这些充有蒸汽或空气的气泡处于非稳定状态。当突然闭合时,会产生激波,因而在局部微小的区域产生很大的压力和很高的温度。在高温、高压以及空化时产生的冲击波作用下,可破坏原油分子中C-C键,使原油分子降解,导致原油组分发生变化,降低原油粘度。

二是超声波的乳化作用,目前开采出的原油含水都比较高,在开采过程中,受机械力的作用,可形成乳状液,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(φ)达到一定值时,改变原油的乳状液类型,使其粘度降低。

3.2 应用

超声波降粘技术是近几年来迅速发展起来的一种新技术。通过实验证明:超声波处理可以明显降们都是不饱和酸酯的聚合物或不饱和酸酯与其它不饱和单体的共聚物。就目前研究与实际应用情看,合成降粘剂的典型单体是乙烯、醋酸乙烯酯、苯乙烯、马来酸酐、(甲基)丙烯酸酯及α-烯烃等。近年来,我国开发的油溶性降粘剂,对特稠油较高温区的降粘效果有明显提高。继续提高降粘剂较高温区的降粘率,使高温特稠油的粘度基数大大降低,是解决实际问题的方向。

超声波空化的降粘效果与超声频率、强度及作用时间等有关,降粘率并不大。在低含水率时 ,它将增大原油的粘度。当含水率超过一定值后,超声能将原油形成水包油型乳状液,大幅度降低原油的粘度。但是这种乳状液的稳定性较差。在这种原油中掺入表面活性剂,再经超声处理后,乳状液的稳定性变好,但其粘度有所增大。加油溶性降粘剂输送技术

4.1 机理

油溶性降粘剂降粘技术主要是基于原油降凝剂开发技术,针对胶质、沥青质分子呈层次堆积状态,借助高温或溶剂作用下堆积层隙“疏松”的特点,使降粘剂分子“渗”入胶质或沥青质分子层之间(类似于粘土水化的过程和作用),起到降低稠油粘度的作用。由于不同稠油的胶质、沥青质分子大小和结构不同,油溶性降粘剂具有很强的选择性。

4.2 应用

油溶性降凝降粘剂品种很多,但基本上可归结为两类:一类是缩合物型,如Paraflow等;另一类是不饱和单体的均聚物或共聚物,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、马来酸酯衍生物的聚合物等。们都是不饱和酸酯的聚合物或不饱和酸酯与其它不饱和单体的共聚物。就目前研究与实际应用情况看,合成降粘剂的典型单体是乙烯、醋酸乙烯酯、苯乙烯、马来酸酐、(甲基)丙烯酸酯及α-烯烃等。在结构上主要是各种类型二元或多元共聚物及其复配物。近年来,我国开发的油溶性降粘剂,对特稠油较高温区的降粘效果有明显提高。继续提高降粘剂较高温区的降粘率,使高温特稠油的粘度基数大大降低,是解决实际问题的方向。

油溶性化学降粘技术是克服了化学乳化降粘技术缺陷的一种方法。但是,开发油溶性降粘剂难度很大,目前针对稠油的降粘率还不够高,国内外研究进展缓慢。主要缺点有以下几点: 由于原油中正构烷烃碳数分布的多元性和胶质、沥青质结构的复杂性,降粘剂对原油有很强的选择性,要找到适用于所有原油的降粘剂几乎是不可能的。因此,降粘剂应该与各类助剂复配使用既可扩大适用范围,也可提高降粘效果。

油溶性化学降粘技术是一种“治标”而非“治本”的方法,降粘剂虽然能够抑制或分散蜡晶、胶质片、沥青质层,但并不能使它们消失,达到真溶胶颗粒的粒度,所以降粘降凝的程度是有限的。稠油改质降粘

5.1 机理

稠油改质降粘是一种浅度的原油加工方法,以除碳或加氢使大分子烃分解为小分子烃来降低稠油的粘度。除碳过程大致可分为热加工和催化加工,热加工有减粘裂化、焦化等,催化加工以催化裂化为代表。此外,还有溶剂脱碳,如脱沥青和脱金属离子等过程。加氢过程有加氢热裂化和加氢催化裂化等。

5.2 应用

近年来,国外采用在油田内建立一套稠油改质的装置,使稠油的大分子裂化,降低粘度,便于输送。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物理降粘法,可节省各种降粘措施费,方便生产。

稠油改质降粘从根本上降低稠油的粘度。改善稠油在管道中的流动性,从而提高管道特别是长输管道的适用性。此外稠油裂化生成的轻质油不仅可以使未发生裂化的稠油组分稀释,而且可以因其分子量变小而增加稠油蒸气压,亦即增加稠油管输动能。目前存在的主要问题是：硬件条件太高,投资太大。低粘液环输送方法

6.1 机理

向稠油中掺入一定量的低粘度不相溶液体(一般为水),在输送过程中,将油流的速度控制在某一范围内(0·84~1·3 m/s),可形成环状流,粘度大的稠油作为芯流引入输送管道中被水包围,不与管壁接触,这层水环能吸收管壁和流体之间存在的剪切应力,从而减小了流动阻力。

6.2 应用

在美国加利福尼亚州,一根直径为203·2 mm、长为29 km的管线应用这项水环输送技术运行了近15年,所输稠油的AH标准比重为11,输量为1 908m3/d,含水率为20%~30%。该工艺多限于室内和工艺试验阶段,环状流型稳定性比较差,很容易遭到破坏而最终形成混相的形式,为了提高环状流的稳定性,可以在水中加入添加剂使管壁疏油。长距离输送经过泵增压时如何不破坏液环是一个难题。结束语

综上所述,对于稠油输送问题要选择一种最佳的输送方案,需要考虑很多因素,如:管线长度、气候条件、现有的设备、水处理能力、电力供应、地形情况、稠油种类、环境因素等等,但最重要的还是经济因素。一般来讲,对每种方案都要考虑它的原始投资和操作费用,为的是进行综合全面的经济分析,以选出其中最为经济合理的稠油输送方法。

参考文献: [1] 雷西娟,王鸿膺.稠油降粘输送方法[J].油气田地面工程, 2002, 5: 37-38.[2] 王鸿膺,寇 杰,张传农.河口稠油掺水降粘输送试验研究[J].油气储运, 2005, 24(3): 35-38.[3] 敬加强,孟 江,吕黎涛.垦东18稠油乳化输送技术的综合评价[J].油气储运, 2004, 23(5): 8-12 [4] 喻高明,熊艳军.适于特稠油地面管道输送的主辅型降粘方法研究[J].江汉石油学院学报, 2004, 26(1):113-115.[5] 包木太,范晓宁,曹秋芳.稠油降黏开采技术研究进展[J].油田化学, 2006, 23(3): 284-288.[6] 吴本芳,沈本贤,杨允明.辽河特稠油降粘研究[J].油气储运, 2003, 22(6): 27-32.[7] 王建成,傅绍斌.稠油集输降粘方法概述[J].安徽化工, 2005, 16(2): 15-18.

第五篇：国内外天然气集输技术现状

国内外天然气集输技术现状

摘要：天然气热效率高，环境效益好，发展利用天然气成为当今世界能源发展的潮流。本文重点论述了国内外天然气矿场集输现状，矿场集输管网现状，天然气脱水，脱烃，脱硫技术现状。并认为超音速脱水技术将成为天然气脱水技术的发展趋势。

关键词：国内外

矿场集输 集输管网 脱水 脱烃 脱硫

LNG 技术现状

近年来，随着我国天然气工业的快速发展，引进了许多国外的先进工艺和设备。天然气将是21世纪举足轻重的优质能源。随着天然气勘探、开发、储运和利用技术的进步以及对环境问题的日渐关注，世界各国竞相发展天然气工业已经成为当代进步的大潮流。目前已经知道的可以开采的天然气资源比石油资源丰富。世界天然气探明和未探明的资源量达到了400×1012m3，美国的产气量最大，5556× 108m3，占世界总产量 22.9%；俄罗斯探明的天然气的储量最大，储量为48.14× 1012m3，占世界总储量32.1%。在2020年世界产气量将达4.59× 1012m3。而我国已发现193个气田，探明的天然气地质储量为4.4937×1012m3，气层气有3.3727×1012m3，溶解气为1.121×1012m3。天然气可采储量达到2.570433×1012m，其中气层气占2.2002×1012m，溶解气占3702×108m3。天然气在我国的能源消费结构中比重稳步上升，1999年，陕京管线给北京提出年供气24×

1018m3，可以确保需求30年。

一． 天然气矿场集输现状

1．井场装置

我国气田在地理地貌条件、工矿和介质方面差别很大，有深层异常高压、高温、高产气田，有大面积分布的低渗低产气田，有高含、气田，有富含凝析油的深层凝析气田等，而且大多数主力气田位于我国中西部，地处沙漠戈壁，荒无人烟，环境条件十分恶劣，交通非常不便，而有的则位于人口稠密地区，位于广阔海洋，针对不同类型气田特点，形成了各种矿场集输主体工艺技术。

目前，矿场上采用的井场装置流程通常有两种类型，也是比较典型的流程，一种是加热天然气防止水合物形成的流程，另一种是向天然气注入抑制剂防止水合物形成的流程。

2．单井集输流程

我国目前采用的常温分离单井集输工艺流程有两种一种是三相分离，另一种是气液分离。

3．多井集输流程

常温分离单井集输工艺流程同常温单井类似。对于压力高，产量大，硫化氢和二氧化碳含量高以及凝析油含量高的天然气多采用低温分离流程。

二．矿场集输管网现状

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。

天然气产品具有不同于其他一般商品的特殊性，具体表现在管道输送是天然气陆上长距离运输和区域性配气的唯一方式；LNG 是跨洋运输的唯一形式，而且离岸前和到岸后，仍然全部依托管网；供需两波动的调节主要依靠井口产能、输气管道存量空间和储气库的容量空间；输气管存的气量依然是调节供需波动和应急预案的基本手段。这些特点表明天然气产品在运输、储存和销售等环节都必须依赖天然气管道，从而决定了天然气行业的经济特性。“十二五”规划提出，要优化能源开发布局，合理规划建设能源储备设施，完善石油储备体系，加强天然气和煤炭储备与调峰应急能力建设；加强能源输送通道建设，加快西北、东北、西南和海上进口油气战略通道建设，完成国内油气主干管网。统筹天然气进口管道，液化天然气接收站、跨区域骨干输气网和配气管网建设，初步形成天然气、煤层气、煤制气协调发展的供气格局。具体来说，今后五年，要建设中哈原油管道二期，中缅油气管道境内段、中亚天然气管道二期，以及西气东输三线、四线工程。输油气管道总长度达到15 万公里左右，加快储气库建设。目前，全国性管网已具雏形。目前已初步形成以西气东输、陕京输气系统（一线，二线）、忠武线、涩宁兰等干线管道，以冀宁线、淮武线等联络管道为主框架的全国性天然气管网雏形，除川渝、华北、长江三角洲等区域性管网比较完善外，其他区域性管网仍显薄弱。

三． 天然气脱水技术现状

目前，国外天然气脱水应用最多的方法是溶剂吸收法中的甘醇法。国内中石油股份公司内天然气集输系统采用的脱水设备主要有长庆油 田的三甘醇脱水净化系统；西南油气田分公司的J—T阀低温分离系统；大庆油田的透平膨胀机脱水系统；塔里木气田的分子筛脱水及低温分离脱水系统。目前存在的装置相对复杂、系统运行成本高、三甘醇的处理和再生难以解决及环境污染等问题。天然气脱水的几种主要方法

(1)低温冷凝脱水 该方法采用各种方法把高压天然气节流降压致冷，用低温分离法从天然气中回收凝析液。这种方法是国内气田中除三甘醇法外应用较多的天然气脱水工艺。长庆采气二厂、塔里木克拉等均采用该方法，它具有工艺简单、设备较少等优点，但也有耗能高、水露点高等缺点。

(2)J-T阀和透平膨胀机 J—T阀和透平膨胀机脱水属于低温冷凝方法脱水。对于高压天然气，冷却脱水是非常经济的。例如大庆油田目前采用很多透平膨胀机脱水，四川的卧龙河和中坝气田则使用了J—T阀脱水。

(3)三甘醇脱水 三甘醇脱水属于溶剂吸收法脱水，在天然气工业中得到了广泛的应用。这种脱水系统包括分离器、吸收塔和三甘醇再生系统。目前，国内的橇装三甘醇脱水系统多从国外引进。虽然性能很好，但是也存在很多问题。如一次性投资比较大；各种零配件和消耗品不易购买，而且价格昂贵；计量标准与我国现行标准不同；测量系统不适合我国的天然气性质等。(4)分子筛脱水

（5)超音速脱水 作为新型脱水技术的超音速脱水，国外主要是在壳牌石油公司支持下开展研究，包括计算机数值模拟、实验室研究和现场试验研究。基础 的

实验研究和数值模拟研究主要在荷兰的埃因霍恩科技大学等几所大学中进行；现场的试验研究正在荷兰(1998年)、尼 日利亚(2000年)和挪威(2002年)的天然气气田和海上平台进行主要验证系统长期稳定工作的能力，并在实际应用中进行不断的改进。所有的研究都取得了满意的结果。目前，这项技术已经进入商业应用状态。

四．天然气脱烃技术现状

（1）根据是否回收乙烷，轻烃回收装置可分为两大类：一类以回收C2+为目的；另一类以回收C3+为目的。目前国内油气田大部分轻烃回收装置主要以回收C3+，生产液化石油气等产品为设计目标。当前,国内外已开发成功的轻烃回收新技术有:轻油回流、涡流管、气波机、膜分离、变压吸附技术(PSA)、直接换热(DHX)技术等。这些新技术最主要的优势还是表现在节能降耗和提高轻烃收率两方面,它们代表了轻烃回收技术的发展方向。

（2）轻油回流：轻油回流是利用油的吸收作用,通过增加一台轻油回流泵将液化气塔后的部分轻油返注入蒸发器之前,提高液化率。这一方法增加了制冷系统的冷负荷,但与提高分离压力相比所需的能耗较低,对外冷法工艺不失为一种简单有效的方法。研究表明,轻油回流主要用于外冷浅冷工艺,且在较低压力下的经济效益比在较高压力下显著。

（3）涡流管技术：涡流管技术早在20世纪30年代国外就对其进行了研究,但直到80 年代才用于回收天然气中的轻烃。由于涡流管具有结构紧凑、体积小、重量轻、易加工、无运动部件、不需要吸收(附)剂、无需定期检修、成本低、安全可靠、可迅速开停车、易于调节和C3 +收率高等优点,故国外已将涡流管技术用于天然气轻烃回收,特别是对边远油气田具有其它方法难以取代的使用价值。天然气靠自身的压力通过涡流管时被分为冷、热流股,构成一个封闭的能量循环系统,可有效回收天然气中的液烃,脱除天然气中的水分,从而获得干燥的天然气。

（4）气波机技术：采用气波机技术可以回收天然气中的部分轻烃。大连理工大学已开发出了气波机脱水的成套技术。

（5）膜分离技术：近年在国外膜分离技术应用于气体分离有较大发展。用于气体分离的膜材料按材质大致分为多孔质膜和非多孔质膜,它们的渗透机理完全不同。多孔质膜分离是依靠各种气体分子渗透速度的不同达到分离目的；而非多孔质膜分离属溶解扩散机理,气体渗透过程分为三个阶段:气体分子溶解于膜表面；溶解的气体分子在膜内扩散、移动；气体分子从膜的另一侧解吸。目前轻烃回收包括其它气体分离上常用的是非多孔质膜。膜分离技术在轻烃回收和天然气脱水方面的应用具有很好的发展前景。据国外预测,气体分离膜将是21世纪产业的基础技术之一。

（6）PSA技术

（7）直接换热工艺 五．天然气脱硫技术

1、溶剂吸收法

（1）醇胺法

MDEA具有使用浓度高、酸气负荷大、腐蚀性弱、抗降解能力强、脱H2S选择性高、能耗低等优点，现已取代了MEA和DEA，应用相当普遍。a.MEDA法：普光气田的天然气为高含硫天然气，其中H2S含量为14．14％；CO2含量为8．63％。以MDEA溶液为溶剂，采用溶剂串级吸收工艺。b.砜胺法

迄今砜胺法仍是最有效的净化方法。但砜胺溶剂对重烃有很强的溶解能力。且不

易通过闪蒸而释出，故重烃含量较高的原料气不宜采用砜胺溶剂。

(2)配方型溶剂脱硫工艺

a位阻胺配方溶剂脱硫工艺

.Exxon公司开发的Flexsorb系列配方溶剂是目前唯一实现工业化的以空间位阻胺为基础的选择性脱硫溶剂。目前为止已开发Flexsorb SE、Flexsorb SE+、Flexsorb混合SE、Flexsorb PS和Flexsorb HP 5个系列，酸气处理量和传质速率高；溶剂负荷高，因而溶剂循环量较低；抗发泡、腐蚀和降解能力强。b.混合胺溶剂工艺

我国蜀南气矿荣县天然气净化厂通过在MDEA中添加一种空间位阻胺TBEE形成混合胺，可避免传统叔胺所具有的某些不足，新的混合胺剂与CO：的反应速率更低；对H2S的吸收速率极高，在CO：含量很高的原料气中选择脱除H2s非常有利。国外Bryan公司用MDEM DEA脱除高含C02天然气，将原来采用的DEA溶剂置换为MDEM DEA混合胺溶剂，用MDEM DEA混合胺净化的产品气中H2s和CO：浓度均可达到管输标准，在没有增加设备的基础上大大提高了装置的处理能力和效率。俄罗斯阿斯特拉罕气田天然气中H2S含量高达26％，20世纪90年代阿斯特拉罕天然气加工厂在采用的SNPA—DEA工艺的基础上将吸收剂由DEA改为DEA+MDEA混合溶液。c.活化MDEA d.UCARSOL系列工艺

e.Gas／Spec系列溶剂Dow化学公司生产的一系列的以Gas／Spec为牌号的专用配方溶剂Gas／Spec SS、Gas／Spec SS一

2、Gas／Spec CS溶剂具有选择性脱硫的能力，与MEA、DEA相比硫容量高，溶剂循环量低、能耗低、溶剂损耗低。

2、膜分离法美国一套采用上述串级流程的天然气处理装置先用Separex膜分离器把原料气中的H2S含量从20％降至3％；然后再以醇胺法处理，而酸气中的H2s浓度则达到71．6％。该工艺特别适合高含酸性组分的天然气的净化处理，具有广阔的发展前景。

3、其他脱硫方法

天然气的输送通常采用管道输送和LNG输送,凡管道能直达的地区,以管道输送为好，当管道难以直达或敷设管道不经济时,特别是跨洋运输天然气,则以液化天然气形式采用油轮运输较为经济。LNG应用领域广,每个方面均存在LNG储运问题。只有开展各方面的配套研究,才能起到天然气“西气东输”带动经济发展的目的。参考文献：［1］四川石油设计院

.国外液化天然气(LNG)工业技术

［2］刘丽，陈勇，康元熙等，天然气膜法脱水工业过程开发

［3］沈春红.夏道宏 国内外脱硫技术进展

［4］陈赓良 我国天然气净化工艺的现状与展望