第一篇：油氣田集輸系統節能降耗技術探討論文

摘要：隨著我國改革進入深水區、攻堅期，我國的經濟發展越來越發穩健，為了適應經濟的可持續發展，作為我國國民經濟重要支柱的油氣田開發項目也進入了改型期，節能降耗勢在必行。油氣田集輸系統被視為油氣生產的重要環節，在油氣集輸系統中貫徹節能減耗理念對油氣田項目開發投入的成本和獲得經濟效益有關鍵性影響。本文通過對油氣集輸系統節能降耗技術的現階段應用情況的闡述，結合國內外節能降耗技術經驗，探討并研究油氣田集輸系統的能耗部位，有針對性的提出適合我國油氣田發展的節能降耗技術，以期提高節能降耗技術在油氣集輸系統中的效果，進而達到油氣田開發項目可持續發展的目的。

關鍵詞：油氣集輸系統；節能降耗；技術應用

石油能源的發現和運用促進了世界的進步與發展，對人類文明的衍生起到了關鍵性推動作用。隨著我國經濟的快速發展，對石油能源的依賴日益強烈。加快對油氣田的綠色開發，優化油氣田技術系統，加深油氣田集輸系統的節能降耗，是該行業的未來良性發展的重要基石。

1油氣集輸系統高能耗運行原因及分析

油氣田集輸系統作為油氣開采的基礎關鍵階段，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油氣到油氣產品的轉變。我國現在油氣開發面臨高能耗的局面，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無法正確進行油氣比計量導致的后續工藝中供能大于所需導致能源的浪費。隨著油氣田的開發進入中后期，原油油質改變，含水量的增多導致后續脫水過程的能耗進一步加大。油氣生產中的動力熱力設備都屬于高能耗的，如果不能形成完整封閉的操作系統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絡，就可以減少能量的浪費。同時設備的老化與落后也是造成能耗加大的重要因素，老化的設備無法持續高效運行，導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，導致設備的不適用，比如說原油機泵，隨著油氣中含水量的增加，原來的設備數量需要增加，耗電量增加的同時設備運行效率降低了，這就說明了已有的舊設備無法滿足現行開采狀況。除卻開采過程中巨大能耗，因為工藝技術落后和設備老舊也導致油氣開發水平低，大量資源浪費。

2油氣集輸系統的節能降耗技術分析

（1）在科技高度發展的大局勢下，計算機技術、信息技術也應逐步應用于油氣集輸系統中，在生產、加工、輸送的全過程進行實時監控，不僅可以有效進行運行的管理控制，同時通過對集輸系統數據的采集、整理、分析，對整個集輸系統進行能量供求考證，防止能源浪費的同時對整個集輸系統進行優化，達到最佳運行效率。（2）通過改進革新油氣集輸系統工藝降低能耗。目前工藝上的突破有以下幾點。采用低溫、常溫集油技術。隨著油氣開發進程發展，現在的油質發生了很大的變化，重點表現在含水量的增加。可以通過添加常溫水或低溫水對油溫進行控制，同時促進原油轉向實現低溫集油，或者通過添加化學試劑增加液體粘稠度來實現無加熱集油，添加的化學試劑用量大，可通過添加破溶劑的方式進一步降低用料及能耗。采用無功動態補償技術。目前油氣的實際開采量與油氣集輸系統的功能處理量不相符合，這就造成了大量能源的浪費，明確集輸系統能量供需比。對實際集油溫度有清楚的認識和把控，明確集油脫水技術界限。通過嚴格的計算和科學論證實現能量的合理高效利用。采用油氣混輸技術。油氣混輸技術即未經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為節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確判斷并加以控制，實現節能降耗。（3）通過設備革新降低油氣集輸系統能耗。設備損耗主要在于加熱器和各種機泵。針對機泵，目前的技術改革體現在油水泵變頻技術和熱泵回收余熱技術。面對現在日益復雜的開采局面，單一頻率的機泵不但無法持續進行高效運轉同時還會造成巨大的能量流失。油水泵變頻技術不僅可以通過生產實際情況進行調頻控速還可進行實時檢測方便管理控制。面對含油廢水的能量流失，熱泵回收余熱系統利用逆卡諾循環的原理實現了低熱能到高熱能的自由轉換，通過吸收廢水中的熱量而降低系統能耗。針對加熱器，可以從多方面進行改良。增強保溫性能，減少熱量流失。采用新式燃燒器實現能源的高效利用。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能源的高效利用等。在局部改進的同時加強系統的集成優化，實現能量的最大化利用。

3結語

本文通過對現階段油氣田集輸系統的降耗節能技術方面的探究，結合目前油氣田集輸系統的能耗情況，針對性的提出了適合我國油氣田集輸系統的降耗節能技術，助力油氣行業的可持續發展。日益嚴重的全球環境變暖要求各行各業進行的轉型升級，不僅是對環境日益惡化的危機應對，也是企業為獲得未來發展的基石而做的努力。在油氣田開發項目中，對油氣田集輸系統進行優化升級，在開采技術中灌入節能降耗理念，對油氣田集輸系統節能降耗技術的優化升級，降低油氣集輸過程中的損耗率，將多種節能降耗技術糅合引發新的技術革命，在新時代背景下對油氣行業的發展大有益處。

參考文獻：

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第二篇：節能降耗材料(集輸)

節能降耗材料（集輸）

2009年采油二廠集輸系統以“優化簡化、節能增效”為主題，確保老油田集輸系統實現高效、安全運行；重點圍繞站點關停并轉、站庫優化調整改造及采出水有效回注改造等開展節能降耗工作。針對地面流程與產效不配比，系統效率低，工藝流程及設備腐蝕、老化嚴重，生產運行成本高，安全隱患增大等系列問題進行了集輸系統優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，其中聯合站9座，轉油站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，損耗嚴重，導致生產運行及維護成本增加。

二、節能降耗的主要工作及成效

一是開展老油田的優化、簡化工作，提高老油田系統效率，降低生產運行成本；二是加大環保隱患治理力度，降低采出水系統運行風險，提高采出水有效回注率。從地面優化調整、采出水處理與回注兩大系統著手，大力推進節能降耗工作。

1、低效高能耗站點關停，降低生產運行成本，節約人力資源。通過高含水油井計關，實施站點關停及站庫優化調整改造。09

年計劃關停站點13座（目前已關停5座），提高系統運行效率，降低生產運行成本；節約人力資源34人，年減少設施維護費用30萬元以上。

（1）元1計關停

元1計建于1985年4月，管轄油井14口，日產液176m3，日產油38t。該站位于龔河水壩下游，水壩大堤為土質結構，壩身已出現多處裂縫，安全保障系數較低，汛期易發生決堤事故。關停元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，又實現無人值守，精簡人員4人。

（2）低效區塊關停

結合我廠生產實際，對低產低效區塊實施關停，達到節能增效的目的。華200、里

29、樊東、樊西、環

47、中二區等6個區塊，單井產液平均含水98%，已無開發潛力。2009年上述6個低產高耗能生產區塊實施關停，涉及站點11座（目前已關停3座）。

中12轉投運于1998年，管轄油井7口，日產液120m3，日產油

1.3t，其中6口油井含水100%。經過前期論證，對中一區實施地面布局優化，對6口低效井及中12轉實施關停，剩余1口單井原油拉運。

上述站點關停后，可精簡操作員工30人，降低系統能耗，年減少設施、管網維護費用20萬元以上。

2、采出水系統配套改造，提高采出水利用率，節約清水資源。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，通過南聯站、城壕老油田配套改造，全廠有效回

注率提高18%，年節約清水資源50×104m3，年節約清水費用135萬元。

（1）南二注有效回注配套改造

南聯站位于慶城縣阜城鄉環江河附近，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口無效回注井滿負荷運行，存在較大的環保隱患，且采出水得不到有效利用。

南二注投運于1978年，承擔著南二區的注水任務，日注水量660m3。由于該站注水系統設施服役年限長，站內、外注水管網腐蝕破漏嚴重，維護工作量大，維護費用高。

采取清污交替的思路，聯合站采出水輸至上游注水站，實現南聯站采出水有效回注，消減無效回注井運行風險。主要改造工作量：南聯站新建緩沖罐及采出水外輸系統，并敷設供水管線至南二注（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、新建穩流閥組及高壓防腐注水管網。660m3/d實現采出水有效回注，節約清水24×104m3/a，年節約清水費用65萬元。

（2）城壕老油田優化調整改造

城壕老油田位于甘肅省華池縣城壕鄉，于1975年正式投入開發，目前管理著城壕區、城55區、城65區、城21區、悅22區5個生產區塊；日產液量1020m3，日產油186t，注水井日配注1365m3，日實注1365m3。其中悅22區日產液量670m3，日產油量110t，日產水540m3，注水井日配注清水885m3，日注885m3，城55區日產液270m3，日產油40t，日產水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，再加溫轉輸至城一轉。城壕新油田為2008年開發建設的西259區，位于城壕鄉城壕村，日產液量490m3，日產油量212t，綜合含水49.1%；日配注量1740m3，日實注量1740m3。城一轉與西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，回注管網及注水設施腐蝕破漏頻繁，嚴重影響注水時率；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650m3，潛在環保隱患較大，目前2口無效回注井滿負荷運行，無法進行檢串維護，若套破，該區采出水后期將存在水量回注不及的問題。

采取上游區塊采出水就地有效回注，低含水油拉運的思路，對城55區及悅22區實施采出水有效回注配套改造，提高采出水有效回注率；關停下游站點及外輸管線，降低系統能耗。主要改造工作量：悅一轉新建三相分離器、沉降除油罐、注水泵房、拉油棧橋，配套注水泵等相關設施。城55轉新建三相分離器、拉油棧橋，并進行儲罐防腐。敷設西259綜合站至城一注注水干線，配套4井式分水器。敷設城一轉所轄5口油井進西259綜合站系統管線。

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

改造后城壕油田集輸流程圖

三、取得的幾點認識

1、通過站點關停并轉和站庫優化調整改造，降低集輸系統運行能耗，提高運行系統效率，優化、精簡人員配置，節約生產運行成本。

2、實施采出水有效回注配套改造，不僅可以實現采出水有效利用，而且節約大量清水資源，實現生產與環保的和諧發展。

第三篇：關于輸煤系統節能降耗問題的探討[定稿]

關于輸煤系統節能降耗問題的探討

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

一 輸煤系統節能降耗情況介紹

節能降耗即節約能源、降低消耗，用最少的投入去獲取最大的經濟效益。電力企業作為一個電能的生產單位，本身也是一個能源消耗大戶。在我們的生產經營中，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，將沒有創造價值的能源消耗降到最低，使企業效益實現最大化？??這些都是值得我們全體員工所必須深思的。

在我國大型火力發電廠的生產經營成本中，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，保證發電機組的正常燃煤需要，所消耗的這部分能源也不在少數。如果采取有效措施，合理降低這部分能源的消耗，將會給發電企業節約大量的發電成本，帶來不可忽視的經濟效益。

目前我國大型火力發電廠輸煤系統主要采用PLC控制的皮帶輸送系統，由上位機監控管理、PLC控制、傳感器測量及保護裝置組成，在設計中主要使用可編程邏輯控制器和上位監控軟件來實現輸煤程控的統一操作。由于這種控制方式實現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，是一個即節約能源又安全有效的控制方案。在輸煤皮帶選擇電動機時，因考慮起動、過載和可靠運行等因素，一般都偏于保守。根據帶式輸送機的帶寬、帶速、最大輸送能力、物料堆積密度和機械結構等多種因素計算獲得。而在帶式輸送機的工作過程中，有時難免要在額定負荷下起動，如故障停機、緊急停機等，此時起動力矩是靜阻力矩的1.5 ～1.8倍，而進入恒速時，其轉矩很小，電動機的負載率很低。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，負荷基本上一定，出現的大馬拉小車的情況。因此輸煤皮帶電動機為了適應各種惡略工況的運行而消耗了大量的能源，產生了不必要的浪費。在人員方面，由于輸煤系統運行的特殊性，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設備的啟動時間和空載時間，在實際生產中實實在在地存在著不經意流失和浪費能源的現象。科技的創新給輸煤系統節能降耗帶來了曙光，而種種因素的影響又使輸煤系統產生了無數的能源浪費。所以輸煤系統節能降耗可操作性強、空間大，是大型火力發電廠降低綜合廠用電率，控制發電成本的良好途徑。

二 我廠輸煤系統情況概述

我廠本期4×600MW燃煤機組，為煤電一體化工程。電廠燃煤采用帶式輸送機從煤礦工業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將原煤堆至煤場，以保證煤礦停產或檢修時機組的用煤和外銷煤的需要。帶式輸送機共分七段，均為甲乙兩側雙路布置，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。帶式輸送機的帶寬、帶速規格為：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的正常運行控制方式。輸煤系統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。輸煤系統中共設三級除鐵設備，兩級采樣裝置及布袋除塵系統。共設有輸煤棧橋五座，安裝燈具千余盞，排污泵十余臺。輸煤系統設有單獨的沖洗系統和含煤廢水處理系統，在水位不能滿足系統用水的情況下，可以用輔機冷卻水和煤礦礦井疏水進行補水。輸煤系統運行為四班倒，每班七人。其中主值一人、副值一人，巡檢及斗輪機司機五人。

三 我廠輸煤系統節能降耗采取的措施及方法 1 輸煤皮帶的節能。

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

1）盡量減少皮帶空轉的時間。輸煤皮帶連鎖方式多樣、戰線漫長而且復雜，如直接上煤和斗輪機取煤方式的切換。直接上煤方式八種斗輪機取煤方式十六種，如果設備盲目啟動，就會造成空轉或者誤轉。因此在設備啟動前一定要正確聯系、認真檢查，在運行中必須監護到位，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，又減少了皮帶空轉的時間，可以節約很大一部分能源。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定。輸送煤量的均勻可以大大提高皮帶電機的功率因數降低設備與線路的損耗。我廠若煤礦直接上煤基本能保證煤量的穩定，在斗輪機取煤時則要控制好煤量，使設備達到或接近額定出力，避免煤量忽大忽小影響電動機的出力，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，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約了能源，還可減少一條皮帶的磨損，帶來更大的經濟效益。

5）加強設備的治理和改造。在運行中設備隨時都會出現故障，應做好監護，及時發現、及時聯系檢修處理，盡量減少設備“小病不治大病而亡”的情況。對皮帶上的刮水器、清掃器、倒料槽等應及時調整，防止其與皮帶的不利摩擦增大而增加電動機的出力，造成皮帶的磨損和能源的浪費。6）及時清理設備衛生。設備的衛生對設備的低能耗運行也有著不可忽視的影響，例如皮帶機滾筒或托輥的粘煤、皮帶下的積煤等，都會對皮帶產生不利的摩擦，影響它的經濟穩定運行。電動機或接線盒內的煤粉也應定期清理，若大量聚集則會使電纜絕緣降低，產生熱量，造成不必要的電能損失。2 照明部分的節能。

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。因此照明節能的潛力也很大，我廠主要從以下幾方面著手：

1）及時關閉照明。對零米以上及煤場露天部分的照明，做到天亮即關，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，電光功率轉換接近100%，所以采用高效光源比傳統光源可以節能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，僅此一條既可節約近一半的電能 3 水系統的節能。

沖洗系統、消防系統和暖氣系統的節能在輸煤運行中同樣占據舉足輕重的地位。要做到水系統節能降耗，就要從以下幾方面著手。

1）對于消防系統必須保證各種設施完好，不得擅自使用，發現有損壞或使用痕跡及時恢復。

2）沖洗系統，要做到隨用隨關，杜絕常流水。發現管道或閥門有跑、冒、滴、漏等現象時及時聯系檢修處理。

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。按照規程的規定，輸煤系統所有設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顯得尤為重要。整個輸煤系統由十幾段皮帶組成，長達幾公里，等到人員到場后系統中各種設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全部運行正常后，翻車機、滾輪機、給煤機等設備才能開始供煤。而在這段依順序啟動的時間內，設備運轉所消耗的電量是沒有創造任何經濟價值的，也就是說，只要能夠盡量縮短從人員出發，到第一條皮帶啟動，到原煤真正送入原煤倉的這段時間，我們就能夠達到節能的目的，這就要求輸煤崗位的人員具有很高的業務能力和敬業精神。值得特別強調的是，設備空轉現象在輸煤系統的具體工作中，因聯鎖關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定，這也對輸煤崗位人員的責任心和從業素質提出了更高的要求。設備的健康狀況、皮帶固有的啟動時間、切換運行方式的最佳方案等等，我們都應該做到心中有數；在設備故障或溢煤時，哪些設備可以停，哪些設備不能停，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，為公司創造更大的經濟效益。四 輸煤系統節能降耗工作未來的發展

1合理利用可編程序控制器(PLC)這種高可靠性的工業自動化產品。因其采用可編程序的存儲器，可執行邏輯運算、順序控制、定時、計數等操作命令, 和其出色的數據采集和可編程控制能力，可以合理設計各皮帶聯鎖啟動的間隔時間，輔助設備聯鎖投停時間，達到節能降耗的目的。

2從強化管理入手，加大管理降耗和改造降耗力度，使設備的經濟運行水平進一步提高。如對輸煤運行方式進行優化調整；采用新材料、新技術，在現有條件下,盡力提升輸煤系統出力；從具體量化分析節能工程進行客觀的論述，為指導輸煤系統節能工作提供參考等。.3從輸煤系統檢修工藝、質量方面予以保證，不斷提高設備的健康水平，減少皮帶運行中停止的次數和減少因增大不利摩擦而造成的不必要的浪費。4 電動機接線方式的改變。

電動機接線方式改變的節電原理是在負載率高時保持在△狀態下運行，在負載低于某一值時，電機轉換到Y狀態下運行，負載率上升到某一值時，電機再轉換回到△狀態下運行，在△與Y相互轉換過程中，補償裝置始終保持適應兩種運行狀態進行適時補償，一般情況可將現場功率因數提高到0.92以上。這樣做節電來自兩個方面：一方面是Y運行時輸出功率的下降而節電；另一方面是通過提高功率因數降低設備與線路損耗而節電。△、Y轉換時電流相差1.732倍，三角的電流高。所以只要負載的變化率有規律，使用這種方法是可以節電的。

對于我們常見的單速電動機來講，接成△與Y同樣可以改變電動機的輸出功率，但無論接成何種形式，電動機的同步轉速是不變的，雖然轉子轉速會有所改變，這主要是由于功率因數和轉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。它的節能效果雖然比雙速電機要差很多。當然，在現有的條件下（只有單速電動機），采用這種方式也不失為一種較有效的節能方式。

古人有云，“不以惡小而為之，不以善小而不為”。在我們的生產經營中，節能降耗是企業的立足之基、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，節能降耗工作在我們企業內并不是特例，如果人人都能多一份嚴謹的工作態度，多一份敬業的責任感，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，把節能降耗做到實處，也只有這樣，我們才能真正為促進企業降低生產成本，提高能源利用率做出自己應有的貢獻。

第四篇：國內外天然氣集輸技術現狀

國內外天然氣集輸技術現狀

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

關鍵詞：國內外

礦場集輸 集輸管網 脫水 脫烴 脫硫

LNG 技術現狀

近年來，隨著我國天然氣工業的快速發展，引進了許多國外的先進工藝和設備。天然氣將是21世紀舉足輕重的優質能源。隨著天然氣勘探、開發、儲運和利用技術的進步以及對環境問題的日漸關注，世界各國競相發展天然氣工業已經成為當代進步的大潮流。目前已經知道的可以開采的天然氣資源比石油資源豐富。世界天然氣探明和未探明的資源量達到了400×1012m3，美國的產氣量最大，5556× 108m3，占世界總產量 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年世界產氣量將達4.59× 1012m3。而我國已發現193個氣田，探明的天然氣地質儲量為4.4937×1012m3，氣層氣有3.3727×1012m3，溶解氣為1.121×1012m3。天然氣可采儲量達到2.570433×1012m，其中氣層氣占2.2002×1012m，溶解氣占3702×108m3。天然氣在我國的能源消費結構中比重穩步上升，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． 天然氣礦場集輸現狀

1．井場裝置

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

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

2．單井集輸流程

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

3．多井集輸流程

常溫分離單井集輸工藝流程同常溫單井類似。對于壓力高，產量大，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．礦場集輸管網現狀

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

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

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

天然氣產品具有不同于其他一般商品的特殊性，具體表現在管道輸送是天然氣陸上長距離運輸和區域性配氣的唯一方式；LNG 是跨洋運輸的唯一形式，而且離岸前和到岸后，仍然全部依托管網；供需兩波動的調節主要依靠井口產能、輸氣管道存量空間和儲氣庫的容量空間；輸氣管存的氣量依然是調節供需波動和應急預案的基本手段。這些特點表明天然氣產品在運輸、儲存和銷售等環節都必須依賴天然氣管道，從而決定了天然氣行業的經濟特性。“十二五”規劃提出，要優化能源開發布局，合理規劃建設能源儲備設施，完善石油儲備體系，加強天然氣和煤炭儲備與調峰應急能力建設；加強能源輸送通道建設，加快西北、東北、西南和海上進口油氣戰略通道建設，完成國內油氣主干管網。統籌天然氣進口管道，液化天然氣接收站、跨區域骨干輸氣網和配氣管網建設，初步形成天然氣、煤層氣、煤制氣協調發展的供氣格局。具體來說，今后五年，要建設中哈原油管道二期，中緬油氣管道境內段、中亞天然氣管道二期，以及西氣東輸三線、四線工程。輸油氣管道總長度達到15 萬公里左右，加快儲氣庫建設。目前，全國性管網已具雛形。目前已初步形成以西氣東輸、陜京輸氣系統（一線，二線）、忠武線、澀寧蘭等干線管道，以冀寧線、淮武線等聯絡管道為主框架的全國性天然氣管網雛形，除川渝、華北、長江三角洲等區域性管網比較完善外，其他區域性管網仍顯薄弱。

三． 天然氣脫水技術現狀

目前，國外天然氣脫水應用最多的方法是溶劑吸收法中的甘醇法。國內中石油股份公司內天然氣集輸系統采用的脫水設備主要有長慶油 田的三甘醇脫水凈化系統；西南油氣田分公司的J—T閥低溫分離系統；大慶油田的透平膨脹機脫水系統；塔里木氣田的分子篩脫水及低溫分離脫水系統。目前存在的裝置相對復雜、系統運行成本高、三甘醇的處理和再生難以解決及環境污染等問題。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流降壓致冷，用低溫分離法從天然氣中回收凝析液。這種方法是國內氣田中除三甘醇法外應用較多的天然氣脫水工藝。長慶采氣二廠、塔里木克拉等均采用該方法，它具有工藝簡單、設備較少等優點，但也有耗能高、水露點高等缺點。

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

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

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

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

四．天然氣脫烴技術現狀

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

（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器之前,提高液化率。這一方法增加了制冷系統的冷負荷,但與提高分離壓力相比所需的能耗較低,對外冷法工藝不失為一種簡單有效的方法。研究表明,輕油回流主要用于外冷淺冷工藝,且在較低壓力下的經濟效益比在較高壓力下顯著。

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

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

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

（6）PSA技術

（7）直接換熱工藝 五．天然氣脫硫技術

1、溶劑吸收法

（1）醇胺法

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

迄今砜胺法仍是最有效的凈化方法。但砜胺溶劑對重烴有很強的溶解能力。且不

易通過閃蒸而釋出，故重烴含量較高的原料氣不宜采用砜胺溶劑。

(2)配方型溶劑脫硫工藝

a位阻胺配方溶劑脫硫工藝

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

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

e.Gas／Spec系列溶劑Dow化學公司生產的一系列的以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，溶劑循環量低、能耗低、溶劑損耗低。

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

3、其他脫硫方法

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

.國外液化天然氣(LNG)工業技術

［2］劉麗，陳勇，康元熙等，天然氣膜法脫水工業過程開發

［3］沈春紅.夏道宏 國內外脫硫技術進展

［4］陳賡良 我國天然氣凈化工藝的現狀與展望

第五篇：采油集輸泵站系統安全技術

采油集輸泵站系統安全技術

一、概述

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

（1）、收集油井產出物；

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

（3）、分別對油、氣進行計量；

（4）、分別將油、氣輸送到指定的油庫（站）或煉油廠和化工廠等用戶。

二、油氣集輸管理的基本要求

（1）、保證集輸平衡，并達到規定的儲油能力；

（2）、保證產品質量合格；

（3）、計量準確，輸差控制在規定的數值內；

（4）、油氣損耗控制在規定的數值內；

（5）、維護和保養好系統內各種設備，保證設備安全正常運行。

三、油氣集輸的危險性（1）、集輸介質的危險性

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

（2）集輸工藝設備運行的危險性

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

四、采油集輸流程及其安全技術

1．流程的種類和適用范圍

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

(1)標準流程

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

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

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

2．選擇采油集輸流程的原則

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

(2)油、氣密閉集輸，最大限度的降低油氣損耗。

(3)合理利用地層能量，盡可能減少動力和加熱設備，節約電力和燃料。

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

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

3．采油集輸流程的投產和管理

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

(2)輸油管道的試運和投產

①管道投產前必須掃凈管道內雜物、泥沙等殘留物，保證流程暢通。

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

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

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

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

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

c．投油前，管道末端進站水頭溫度必須高于原油凝固點溫度3～5℃。

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

(3)外輸工藝流程的操作與安全技術

①原油外輸工藝流程的操作，由調度統一指揮，除特殊情況(如發生火災、爆炸、凝管等重大事故)外，任何人不得擅自操作外輸工藝流程。

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

③管線運行時如發生通訊中斷，應迅速恢復通訊。保持流程正常運行。

④防止超壓的泄壓裝置必須保持完好，長期投入使用。

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

⑥正常操作時必須嚴格執行規定的操作規程。

⑦對停用時間較長的管道，必須采取置換、掃線、活動管線等措施，保持管道暢通。

五、采油集輸設備的安全技術

(1)設備的選用

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

(2)設備的使用與維護

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

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

六、原油計量的安全技術

(一)儲油量計量

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

1．工作計量器具

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

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

①尺帶扭折，彎曲及鑲接；

②尺帶刻度模糊不清或數字脫落。

2．對計量罐計量器具的有關規定

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

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

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

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

3．檢尺要求

(1)必須在規定的檢尺點下尺；

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

(3)檢尺要做到下尺穩、提尺快、讀數準，先讀小數，后讀大數；

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

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

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

(二)輸油量計量

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

1．流量計的選擇

(1)流量計的準確度應不低于0．2級，基本誤差應不大于±0．2％。

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

(3)計量原油的流量計應是防爆型，防爆等級應符合有關標準的規定。

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

2．輔助設備的配置

(1)每臺流量計進口側應安裝過濾器。宜選用頭蓋為快速開啟型過濾器。

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

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

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

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

(6)在靠近流量計的出口處應安裝在線密度計或人工取樣器或管線自動取樣器。

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

3．流量計的安裝

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

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

(3)流量計室外安裝時，寒冷地區應對儀表、設備及工藝管線進行適當保溫。

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

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

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

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

4．流量計的使用

(1)流量計啟動或停止時，開關閥門應緩慢，防止突然沖擊，并防止液體倒流。

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

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

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

(5)若被測液體腐蝕性較大，應把最大排量的80％當作流量計的最大排量。

(6)裝有溫度補償的流量計，使用時要詳細按使用說明書進行安裝、調整使用。

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

七、油、氣、水化驗過程中的事故預防與處理

化驗室的工作人員直接同毒性強、有腐蝕性、易燃易爆的化學藥品接觸，而且要操作宜破碎的玻璃器皿和高溫電熱設備，如果在化驗分析過程中不注意安全，就很可能發生人身傷害及火災爆炸事故。因此，為了確保化驗分析工作的安全正常進行，必須努力做好事故預防 和處理工作。

(一)測定原油含水卒過程中的事故預防與處理

目前油田原油含水率的測定有兩種方法，即加熱蒸餾法和離心法。

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

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

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

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

(二)測定原油密度和粘度時的事故預防與處理

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

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

(3)使用運動粘度測定儀和密度測定恒溫水浴時，要認真檢查，做到電器設備規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，無跑漏電現象。一旦發現跑漏電，應立即處理，待完好后方可使用。

(三)測定原油含蠟膠量時的事故預防與處理

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

(2)試樣恒溫時應嚴格進行控溫，加熱溫度要求在37℃±2℃。

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

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

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

(四)天然氣分析過程中的事故預防與處理

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

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

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

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

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

(五)水樣化驗時的事故預防與處理

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

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

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

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

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

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

(7)強氧化劑不得和易燃物在一起存放；做完樣品倒易燃物時，嚴禁附近有明火。

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

八、采油集輸系統的安全技術要點

油井產出的油氣在礦場集輸過程中，一般要經過計量間、聯合站等環節，這些環節或“點”之間是用不同管徑的管線連接起來的，采油集輸系統安全管理就是對這些“點”和“線”進行管理，以保證油氣在整個采油集輸系統中安全平穩收集、處理和輸送。

(一)計量間的安全技術要點

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

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

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

(3)平穩地向聯合站輸送含水原油和天然氣。

(4)搞好計量間的衛生，保持管線、閥門、容器不滲不漏。

(二)聯合站的安全技術要點

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

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