第一篇：油气田集输系统节能降耗技术探讨论文
摘要：随着我国改革进入深水区、攻坚期，我国的经济发展越来越发稳健，为了适应经济的可持续发展，作为我国国民经济重要支柱的油气田开发项目也进入了改型期，节能降耗势在必行。油气田集输系统被视为油气生产的重要环节，在油气集输系统中贯彻节能减耗理念对油气田项目开发投入的成本和获得经济效益有关键性影响。本文通过对油气集输系统节能降耗技术的现阶段应用情况的阐述，结合国内外节能降耗技术经验，探讨并研究油气田集输系统的能耗部位，有针对性的提出适合我国油气田发展的节能降耗技术，以期提高节能降耗技术在油气集输系统中的效果，进而达到油气田开发项目可持续发展的目的。
关键词：油气集输系统；节能降耗；技术应用
石油能源的发现和运用促进了世界的进步与发展，对人类文明的衍生起到了关键性推动作用。随着我国经济的快速发展，对石油能源的依赖日益强烈。加快对油气田的绿色开发，优化油气田技术系统，加深油气田集输系统的节能降耗，是该行业的未来良性发展的重要基石。
1油气集输系统高能耗运行原因及分析
油气田集输系统作为油气开采的基础关键阶段，通过油气比例计量、原油脱水、油气分离和污水处理等主要工艺实现油气到油气产品的转变。我国现在油气开发面临高能耗的局面，很大一部分原因在于工艺落后和管理混乱。例如很多中小型企业无法正确进行油气比计量导致的后续工艺中供能大于所需导致能源的浪费。随着油气田的开发进入中后期，原油油质改变，含水量的增多导致后续脱水过程的能耗进一步加大。油气生产中的动力热力设备都属于高能耗的，如果不能形成完整封闭的操作系统很容易造成能源浪费。比如说油气废水排出温度高，而这部分热能并没有得到充分利用，如果有一个完善的换热网络，就可以减少能量的浪费。同时设备的老化与落后也是造成能耗加大的重要因素，老化的设备无法持续高效运行，导致了运行资源的浪费。其次，由于油气开采的逐步深入，油气含水量加大，导致设备的不适用，比如说原油机泵，随着油气中含水量的增加，原来的设备数量需要增加，耗电量增加的同时设备运行效率降低了，这就说明了已有的旧设备无法满足现行开采状况。除却开采过程中巨大能耗，因为工艺技术落后和设备老旧也导致油气开发水平低，大量资源浪费。
2油气集输系统的节能降耗技术分析
（1）在科技高度发展的大局势下，计算机技术、信息技术也应逐步应用于油气集输系统中，在生产、加工、输送的全过程进行实时监控，不仅可以有效进行运行的管理控制，同时通过对集输系统数据的采集、整理、分析，对整个集输系统进行能量供求考证，防止能源浪费的同时对整个集输系统进行优化，达到最佳运行效率。（2）通过改进革新油气集输系统工艺降低能耗。目前工艺上的突破有以下几点。采用低温、常温集油技术。随着油气开发进程发展，现在的油质发生了很大的变化，重点表现在含水量的增加。可以通过添加常温水或低温水对油温进行控制，同时促进原油转向实现低温集油，或者通过添加化学试剂增加液体粘稠度来实现无加热集油，添加的化学试剂用量大，可通过添加破溶剂的方式进一步降低用料及能耗。采用无功动态补偿技术。目前油气的实际开采量与油气集输系统的功能处理量不相符合，这就造成了大量能源的浪费，明确集输系统能量供需比。对实际集油温度有清楚的认识和把控，明确集油脱水技术界限。通过严格的计算和科学论证实现能量的合理高效利用。采用油气混输技术。油气混输技术即未经加工从原油开采口将油气水混合输送至利用端。作为一种新兴的技术为节能降耗提供了更多的可能性，同时，在运行过程中需要对能量损耗做出准确判断并加以控制，实现节能降耗。（3）通过设备革新降低油气集输系统能耗。设备损耗主要在于加热器和各种机泵。针对机泵，目前的技术改革体现在油水泵变频技术和热泵回收余热技术。面对现在日益复杂的开采局面，单一频率的机泵不但无法持续进行高效运转同时还会造成巨大的能量流失。油水泵变频技术不仅可以通过生产实际情况进行调频控速还可进行实时检测方便管理控制。面对含油废水的能量流失，热泵回收余热系统利用逆卡诺循环的原理实现了低热能到高热能的自由转换，通过吸收废水中的热量而降低系统能耗。针对加热器，可以从多方面进行改良。增强保温性能，减少热量流失。采用新式燃烧器实现能源的高效利用。通过控制烟气排出温度降低能量损失，通过合理控制空气供量实现能源的高效利用等。在局部改进的同时加强系统的集成优化，实现能量的最大化利用。
3结语
本文通过对现阶段油气田集输系统的降耗节能技术方面的探究，结合目前油气田集输系统的能耗情况，针对性的提出了适合我国油气田集输系统的降耗节能技术，助力油气行业的可持续发展。日益严重的全球环境变暖要求各行各业进行的转型升级，不仅是对环境日益恶化的危机应对，也是企业为获得未来发展的基石而做的努力。在油气田开发项目中，对油气田集输系统进行优化升级，在开采技术中灌入节能降耗理念，对油气田集输系统节能降耗技术的优化升级，降低油气集输过程中的损耗率，将多种节能降耗技术糅合引发新的技术革命，在新时代背景下对油气行业的发展大有益处。
参考文献：
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第二篇：节能降耗材料(集输)
节能降耗材料（集输）
2009年采油二厂集输系统以“优化简化、节能增效”为主题，确保老油田集输系统实现高效、安全运行；重点围绕站点关停并转、站库优化调整改造及采出水有效回注改造等开展节能降耗工作。针对地面流程与产效不配比，系统效率低，工艺流程及设备腐蚀、老化严重，生产运行成本高，安全隐患增大等系列问题进行了集输系统优化简化及配套等改造。
一、站库概况
目前全厂共建有各类集输站点153座，其中联合站9座，转油站57座，增压点20座，计量站19座，拉油站33座，卸油站12座，加温站3座。设计处理能力3.7×104m3/d，实际处理液量1.65×104m3/d；总库容13.0×104m3/d，安全储存能力11.0×104m3/d，满足全厂油量8天安全储存。大部分站库分布于马岭、城壕及华池等老油田，由于原油含水不断上升，运行效率降低，损耗严重，导致生产运行及维护成本增加。
二、节能降耗的主要工作及成效
一是开展老油田的优化、简化工作，提高老油田系统效率，降低生产运行成本；二是加大环保隐患治理力度，降低采出水系统运行风险，提高采出水有效回注率。从地面优化调整、采出水处理与回注两大系统着手，大力推进节能降耗工作。
1、低效高能耗站点关停，降低生产运行成本，节约人力资源。通过高含水油井计关，实施站点关停及站库优化调整改造。09
年计划关停站点13座（目前已关停5座），提高系统运行效率，降低生产运行成本；节约人力资源34人，年减少设施维护费用30万元以上。
（1）元1计关停
元1计建于1985年4月，管辖油井14口，日产液176m3，日产油38t。该站位于龚河水坝下游，水坝大堤为土质结构，坝身已出现多处裂缝，安全保障系数较低，汛期易发生决堤事故。关停元1计，所辖油井配套移动存储计量装置，单井来油自压至元首站；及消除重大安全隐患，又实现无人值守，精简人员4人。
（2）低效区块关停
结合我厂生产实际，对低产低效区块实施关停，达到节能增效的目的。华200、里
29、樊东、樊西、环
47、中二区等6个区块，单井产液平均含水98%，已无开发潜力。2009年上述6个低产高耗能生产区块实施关停，涉及站点11座（目前已关停3座）。
中12转投运于1998年，管辖油井7口，日产液120m3，日产油
1.3t，其中6口油井含水100%。经过前期论证，对中一区实施地面布局优化，对6口低效井及中12转实施关停，剩余1口单井原油拉运。
上述站点关停后，可精简操作员工30人，降低系统能耗，年减少设施、管网维护费用20万元以上。
2、采出水系统配套改造，提高采出水利用率，节约清水资源。2009年，以提高采出水有效回注率为重点，围绕采出水有效利用开展治理工作，通过南联站、城壕老油田配套改造，全厂有效回
注率提高18%，年节约清水资源50×104m3，年节约清水费用135万元。
（1）南二注有效回注配套改造
南联站位于庆城县阜城乡环江河附近，采出水厂于2000年投运，管辖回注井4口，日回注水量1300m3。目前该站4口无效回注井满负荷运行，存在较大的环保隐患，且采出水得不到有效利用。
南二注投运于1978年，承担着南二区的注水任务，日注水量660m3。由于该站注水系统设施服役年限长，站内、外注水管网腐蚀破漏严重，维护工作量大，维护费用高。
采取清污交替的思路，联合站采出水输至上游注水站，实现南联站采出水有效回注，消减无效回注井运行风险。主要改造工作量：南联站新建缓冲罐及采出水外输系统，并敷设供水管线至南二注（采用玻璃钢防腐管材），采出水外输至南二注有效回注。对南二注实施采出水有效回注配套改造，新增采出水过滤装置、新建稳流阀组及高压防腐注水管网。660m3/d实现采出水有效回注，节约清水24×104m3/a，年节约清水费用65万元。
（2）城壕老油田优化调整改造
城壕老油田位于甘肃省华池县城壕乡，于1975年正式投入开发，目前管理着城壕区、城55区、城65区、城21区、悦22区5个生产区块；日产液量1020m3，日产油186t，注水井日配注1365m3，日实注1365m3。其中悦22区日产液量670m3，日产油量110t，日产水540m3，注水井日配注清水885m3，日注885m3，城55区日产液270m3，日产油40t，日产水220m3，注水井日配注清水210m3，日实注210m3，原油外输至西岔口加温站，再加温转输至城一转。城壕新油田为2008年开发建设的西259区，位于城壕乡城壕村，日产液量490m3，日产油量212t，综合含水49.1%；日配注量1740m3，日实注量1740m3。城一转与西259站仅2km距离，地面布局相互重叠，不利于高效运行管理。
自2004年城壕老油田实施采出水回注以来，回注管网及注水设施腐蚀破漏频繁，严重影响注水时率；城一注下辖2口无效回注井均位于城壕川河流附近，日回灌水量达650m3，潜在环保隐患较大，目前2口无效回注井满负荷运行，无法进行检串维护，若套破，该区采出水后期将存在水量回注不及的问题。
采取上游区块采出水就地有效回注，低含水油拉运的思路，对城55区及悦22区实施采出水有效回注配套改造，提高采出水有效回注率；关停下游站点及外输管线，降低系统能耗。主要改造工作量：悦一转新建三相分离器、沉降除油罐、注水泵房、拉油栈桥，配套注水泵等相关设施。城55转新建三相分离器、拉油栈桥，并进行储罐防腐。敷设西259综合站至城一注注水干线，配套4井式分水器。敷设城一转所辖5口油井进西259综合站系统管线。
上游悦一转、城55转配套改造后，710m3/d采出水实现有效回注，年节约清水资源26×104m3，下游城一转、城一注、西岔口加温站、城壕卸油台、城壕基地锅炉班等5个站点关停，优化人力资源37人，停用29km输油管线，年节约生产运行费用1057万元。
改造后城壕油田集输流程图
三、取得的几点认识
1、通过站点关停并转和站库优化调整改造，降低集输系统运行能耗，提高运行系统效率，优化、精简人员配置，节约生产运行成本。
2、实施采出水有效回注配套改造，不仅可以实现采出水有效利用，而且节约大量清水资源，实现生产与环保的和谐发展。
第三篇：关于输煤系统节能降耗问题的探讨[定稿]
关于输煤系统节能降耗问题的探讨
摘要：在火力发电厂厂用电中，用于燃料输送或燃料系统其它辅助设施的电量比例不在少数，而燃料系统节能降耗可操作性强、降低空间大，如果措施得当可以大大降低发电企业厂用电率，节约发电成本，带来不可忽视的经济效益。所以燃料系统的节能降耗意义重大。本文对我厂输煤系统节能降耗采取的方法和措施做了简要分析，对节能降耗的成功经验做一推广介绍。
一 输煤系统节能降耗情况介绍
节能降耗即节约能源、降低消耗，用最少的投入去获取最大的经济效益。电力企业作为一个电能的生产单位，本身也是一个能源消耗大户。在我们的生产经营中，无处不在的能源消耗是否都能为我们带来效益？我们又能否以工作方法的改变，将没有创造价值的能源消耗降到最低，使企业效益实现最大化？„„这些都是值得我们全体员工所必须深思的。
在我国大型火力发电厂的生产经营成本中，燃煤的成本占到了60%～70%，可以想象煤量之多，而为了把这大量的煤源源不断地运送到锅炉原煤仓，保证发电机组的正常燃煤需要，所消耗的这部分能源也不在少数。如果采取有效措施，合理降低这部分能源的消耗，将会给发电企业节约大量的发电成本，带来不可忽视的经济效益。
目前我国大型火力发电厂输煤系统主要采用PLC控制的皮带输送系统，由上位机监控管理、PLC控制、传感器测量及保护装置组成，在设计中主要使用可编程逻辑控制器和上位监控软件来实现输煤程控的统一操作。由于这种控制方式实现了输煤皮带的自动连锁启停，大大减少了各皮带间启动的间隔时间，和皮带的空载时间，是一个即节约能源又安全有效的控制方案。在输煤皮带选择电动机时，因考虑起动、过载和可靠运行等因素，一般都偏于保守。根据带式输送机的带宽、带速、最大输送能力、物料堆积密度和机械结构等多种因素计算获得。而在带式输送机的工作过程中，有时难免要在额定负荷下起动，如故障停机、紧急停机等，此时起动力矩是静阻力矩的1.5 ～1.8倍，而进入恒速时，其转矩很小，电动机的负载率很低。常此运行，既浪费有功功率，又增加了无功功率的损耗。这就是实际运行过程中，负荷基本上一定，出现的大马拉小车的情况。因此输煤皮带电动机为了适应各种恶略工况的运行而消耗了大量的能源，产生了不必要的浪费。在人员方面，由于输煤系统运行的特殊性，人员到位情况特别重要，在日常工作中大家早已习惯的工作方式和人员心理等因素尤为重要。人员的懈怠往往影响着输煤系统设备的启动时间和空载时间，在实际生产中实实在在地存在着不经意流失和浪费能源的现象。科技的创新给输煤系统节能降耗带来了曙光，而种种因素的影响又使输煤系统产生了无数的能源浪费。所以输煤系统节能降耗可操作性强、空间大，是大型火力发电厂降低综合厂用电率，控制发电成本的良好途径。
二 我厂输煤系统情况概述
我厂本期4×600MW燃煤机组，为煤电一体化工程。电厂燃煤采用带式输送机从煤矿工业场地直接运至电厂主厂房煤仓间，电厂与煤矿的分界点为洗选厂缓冲仓落料点。如锅炉原煤仓不需上煤时，可通过两台悬臂式堆取料机将原煤堆至煤场，以保证煤矿停产或检修时机组的用煤和外销煤的需要。带式输送机共分七段，均为甲乙两侧双路布置，正常一路运行，一路备用，并具备双路同时运行的条件。皮带总长超过4KM，皮带电机总功率超过3000KW,单条皮带最大出力为1700t/h，额定出力1500t/h。带式输送机的带宽、带速规格为：带宽B=1400mm，带速V=3.15m/s，煤仓间采用移动式卸料车的卸料方式。输煤系统的控制均采用可编程序控制（PLC）和就地手动两种控制方式，程序控制为输煤系统的正常运行控制方式。输煤系统的主要运行方式为堆煤四种、煤场取煤十六种、煤矿直接上煤八种。输煤系统中共设三级除铁设备，两级采样装置及布袋除尘系统。共设有输煤栈桥五座，安装灯具千余盏，排污泵十余台。输煤系统设有单独的冲洗系统和含煤废水处理系统，在水位不能满足系统用水的情况下，可以用辅机冷却水和煤矿矿井疏水进行补水。输煤系统运行为四班倒，每班七人。其中主值一人、副值一人，巡检及斗轮机司机五人。
三 我厂输煤系统节能降耗采取的措施及方法 1 输煤皮带的节能。
因为输煤皮带运行永恒而持久，因此它的节能潜力最大，我厂主要从以下几方面着手。
1）尽量减少皮带空转的时间。输煤皮带连锁方式多样、战线漫长而且复杂，如直接上煤和斗轮机取煤方式的切换。直接上煤方式八种斗轮机取煤方式十六种，如果设备盲目启动，就会造成空转或者误转。因此在设备启动前一定要正确联系、认真检查，在运行中必须监护到位，尽量做到一次启动直至上仓完毕。这样既减少了皮带的频繁启动，又减少了皮带空转的时间，可以节约很大一部分能源。2）及时停用不再投运的皮带。皮带运行是根据煤矿来煤和煤场存煤情况而定的，这样皮带就存在随时启停的必要和可能，如果光启不停，就会造成大量能源的损耗。所以要及时停用不再投用的皮带。
3）尽量保持输送煤量的稳定。输送煤量的均匀可以大大提高皮带电机的功率因数降低设备与线路的损耗。我厂若煤矿直接上煤基本能保证煤量的稳定，在斗轮机取煤时则要控制好煤量，使设备达到或接近额定出力，避免煤量忽大忽小影响电动机的出力，造成能源的浪费。
4）选用尽量少的皮带流程。在我厂煤炭外销尽量使用#1斗轮机堆出的煤，这样在外销煤的存储上即可减少一条皮带的运行。在取煤上仓时则尽量选用#2斗轮机，同样也可以减少一条皮带的运行。这样合理计划的使用不但节约了能源，还可减少一条皮带的磨损，带来更大的经济效益。
5）加强设备的治理和改造。在运行中设备随时都会出现故障，应做好监护，及时发现、及时联系检修处理，尽量减少设备“小病不治大病而亡”的情况。对皮带上的刮水器、清扫器、倒料槽等应及时调整，防止其与皮带的不利摩擦增大而增加电动机的出力，造成皮带的磨损和能源的浪费。6）及时清理设备卫生。设备的卫生对设备的低能耗运行也有着不可忽视的影响，例如皮带机滚筒或托辊的粘煤、皮带下的积煤等，都会对皮带产生不利的摩擦，影响它的经济稳定运行。电动机或接线盒内的煤粉也应定期清理，若大量聚集则会使电缆绝缘降低，产生热量，造成不必要的电能损失。2 照明部分的节能。
因为输煤运行的工作场所大多存在于栈桥以及零米以下，所以照明用量大而且面积广。因此照明节能的潜力也很大，我厂主要从以下几方面着手：
1）及时关闭照明。对零米以上及煤场露天部分的照明，做到天亮即关，天黑再开，坚决杜绝常明灯的存在，把照明打开的时间降到最低。
2)采用高效光源。尽量使用发光率高、光色好而且能耗小的照明。因为高效光源的功耗低，电光功率转换接近100%，所以采用高效光源比传统光源可以节能80%以上。3）尽量利用自然采光，凡是靠近室外的工作场所，充分利用自然采光，仅此一条既可节约近一半的电能 3 水系统的节能。
冲洗系统、消防系统和暖气系统的节能在输煤运行中同样占据举足轻重的地位。要做到水系统节能降耗，就要从以下几方面着手。
1）对于消防系统必须保证各种设施完好，不得擅自使用，发现有损坏或使用痕迹及时恢复。
2）冲洗系统，要做到随用随关，杜绝常流水。发现管道或阀门有跑、冒、滴、漏等现象时及时联系检修处理。
3）不需要用水的时候，及时停止水泵的运行。不要小看一台泵所消耗的电能，一台泵运行一小时要消耗几十度的电能。如果多运行一小时，按我厂上网电价？？？？计算，一小时将有？？？？元钱打了水漂。4 杜绝人为因素造成的能源浪费。按照规程的规定，输煤系统所有设备必须在值班员到岗后才能启动运行，这时人员的工作方式、心理因素和思想状态显得尤为重要。整个输煤系统由十几段皮带组成，长达几公里，等到人员到场后系统中各种设备的依顺序启动过程必须要耗费一定的时间，只有等到整个输煤系统全部运行正常后，翻车机、滚轮机、给煤机等设备才能开始供煤。而在这段依顺序启动的时间内，设备运转所消耗的电量是没有创造任何经济价值的，也就是说，只要能够尽量缩短从人员出发，到第一条皮带启动，到原煤真正送入原煤仓的这段时间，我们就能够达到节能的目的，这就要求输煤岗位的人员具有很高的业务能力和敬业精神。值得特别强调的是，设备空转现象在输煤系统的具体工作中，因联锁关系和溢煤等客观因素，是不可能完全避免的，也不适用于硬性的规定，这也对输煤岗位人员的责任心和从业素质提出了更高的要求。设备的健康状况、皮带固有的启动时间、切换运行方式的最佳方案等等，我们都应该做到心中有数；在设备故障或溢煤时，哪些设备可以停，哪些设备不能停，哪种运行方式更能兼顾工作效率和处理故障等等，也需要我们及时准确地作出判断和决策，只有这样才能彻底杜绝人为因素造成的能源浪费，为公司创造更大的经济效益。四 输煤系统节能降耗工作未来的发展
1合理利用可编程序控制器(PLC)这种高可靠性的工业自动化产品。因其采用可编程序的存储器，可执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数等操作命令, 和其出色的数据采集和可编程控制能力，可以合理设计各皮带联锁启动的间隔时间，辅助设备联锁投停时间，达到节能降耗的目的。
2从强化管理入手，加大管理降耗和改造降耗力度，使设备的经济运行水平进一步提高。如对输煤运行方式进行优化调整；采用新材料、新技术，在现有条件下,尽力提升输煤系统出力；从具体量化分析节能工程进行客观的论述，为指导输煤系统节能工作提供参考等。.3从输煤系统检修工艺、质量方面予以保证，不断提高设备的健康水平，减少皮带运行中停止的次数和减少因增大不利摩擦而造成的不必要的浪费。4 电动机接线方式的改变。
电动机接线方式改变的节电原理是在负载率高时保持在△状态下运行，在负载低于某一值时，电机转换到Y状态下运行，负载率上升到某一值时，电机再转换回到△状态下运行，在△与Y相互转换过程中，补偿装置始终保持适应两种运行状态进行适时补偿，一般情况可将现场功率因数提高到0.92以上。这样做节电来自两个方面：一方面是Y运行时输出功率的下降而节电；另一方面是通过提高功率因数降低设备与线路损耗而节电。△、Y转换时电流相差1.732倍，三角的电流高。所以只要负载的变化率有规律，使用这种方法是可以节电的。
对于我们常见的单速电动机来讲，接成△与Y同样可以改变电动机的输出功率，但无论接成何种形式，电动机的同步转速是不变的，虽然转子转速会有所改变，这主要是由于功率因数和转差率的变化而引起的。这种变功率的方式其实是变压而改变功率的方式。它的节能效果虽然比双速电机要差很多。当然，在现有的条件下（只有单速电动机），采用这种方式也不失为一种较有效的节能方式。
古人有云，“不以恶小而为之，不以善小而不为”。在我们的生产经营中，节能降耗是企业的立足之基、生存之本，一些看似小小的浪费可能不会引起我们足够的重视，但日常工作的日积月累就会形成一笔可观的效益。我们相信，节能降耗工作在我们企业内并不是特例，如果人人都能多一份严谨的工作态度，多一份敬业的责任感，多一份降本增效的使命感，我们就能从一点一滴的具体工作中，把节能降耗做到实处，也只有这样，我们才能真正为促进企业降低生产成本，提高能源利用率做出自己应有的贡献。
第四篇：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
第五篇：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)。
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