第三讲海上油气集输工艺技术
3.1 海上油气集输系统的组成和类型
海上油气集输系统是指把海上油井生产出来的原油、伴生气进行集中、计量、处理、初加工，最后将合格的油、气外输给用户的整个生产流程，以及为上述生产流程提供的生产设备、工程设施的总称。
3.1.1 油气集输的任务
油气集输是继地质勘探、油田开发、钻井采油之后的油田生产阶段。这阶段的任务是从油井井口开始，将油井的产出物在油田集中、油气分离、计量、净化处理、必要的初加工，生产出符合质量要求的油、气及副产品，而后输送给用户。
3.1.2 海上油气集输系统的组成
海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地、支撑结构的工程设施。海上油气集输包括了整个油田生产设备及其工程设施。这些工程设施有井口平台、生产平台、生活平台、储油平台、储油轮、储油罐、单点系泊、输油码头等。根据所开发油田的生产能力、油田面积、地理位置、工程技术水平及投资条件，可分别组成不同的油气集输系统。
3.1.3 海上油气集输类型
随着海上油田开发工程由近海向远海发展，海上油气集输形成了以下三种类型。
（一）全陆式集输系统
海上油田开发初期，是在离岸不远的地方修筑人工岛，建木质或混凝土井曰保护架（平台）打井采油。油井的产出物靠油井的压力经出油管线上岸集油、分离、计量、处理、储存及外输。这种把全部的集输设施放在陆上的生产系统叫全陆式集输系统。
该系统的海上工程设施一般为：
①井口保护架（平台）通过海底出油管上岸，见图3-1；
②井口保护架（平台）通过栈桥与陆地相连；
③人工岛通过路堤与陆地相连，见图3-2。
全陆式生产系统在海上只设井口保护架（平台）和出油管线，大大减少了海上工程量，便于生产管理。陆地生产操作费用比较低，而且受气候影响小，与同等生产规模的海上生产系统相比，其经济效益好。该系统一般适用于浅水、离岸近、油层压力高的油田。我国滩海油田开发多采用这一集输方式。
图3-1 全陆式油气集输系统图3-2 人工岛全陆式集输系统图
（二）半海半陆式集输系统
随着油田开发地点水深的增加、离岸距离加大、钢导管架平台的发展和应用，全陆式集输系统已不能适用。为了解决油气长距离混输上岸效率低及油层压力不足的问题，逐步把油气分离及部分处理设备放在海上。油井开采出来的油气在海上经过分离初处理后，再将原油加压管输上岸处理、储存及外输。如伴生气的量小，除作平台燃料外，其余在海上放空烧掉；如天然气量较大，则油、气在海上分离后，分输上岸再处理。这种在海上仅进行油气初处理，而把主要的油气集输设备及储存、外输工作放在陆上的油气集输系统，称为半海半陆式集输系统。
该系统适用于离岸不远、油田面积大、产量高、海底适合铺设管线以及陆上有可利用的油气生产基地或输油码头条件的油田。它尤其适用于气田的集输。因为在海上不易解决天然气的储存和加工问题，所以一般气田采用半海半陆式的集输系统，如我国渤海湾锦州20-2气田就采用半海半陆式集输系统，如图3-3所示。
图3-3 渤海湾锦州20-2气田半海半陆式集输系统
（三）全海式集输系统
随着世界主业的迅猛发展，对石油的需求量在不断增加。为了简化海上生产的原油上岸后再通过海运外输的环节，凭借现代海洋工程技术在海上建储油罐和输油码头，使油气直接从海上外运。这种将油气的集中、处理、储存和外输工作全部放在海上，从而形成了全海式集输系统。由此也使海洋油田的开发向远海、深海和自然条件恶劣的极地发展。全海式的集输系统可以是固定式，也可以是浮动式；井口生产系统可以在水上，也可以在水下。这种集输生产系统既适合小油田、边际油田，也适合大油田；既适合油田的常规开发，也适合油田的早期开发。这是当今世界适应性最强、应用最广的一种集输生产系统。
图3-4是1987年我国投产的渤海埕北油田，该油田水深15.8m，设计年产量为500kt，它采用的工程系统为组合式固定生产平台+储油平台+海中岛式外输码头。
图3-5是在我国南海珠江口投产的惠州21-1油田。该油田水深116m，设计年产量为1200kt，采用浮式生产系统，其组成为固定式井口平台+海底管线+单点生产储油轮。
图3-6为1975年6月英国在北海投产的阿盖尔油田浮式早期生产系统。该系统是世界一套浮式生产系统，其作业水深80m，平均年产原油约800kt，该系统的组成是水下井口+浮式生产平台+铰接立柱单点储油轮。
图3-4 渤海埕北油田工程设施
图3-5 南海惠州油田生产设施
图3-6 阿盖尔油田浮式生产系统
综上所述，海上油气集输系统是从全陆式发展到半海半陆式，又从半海半陆式发展到全海式。它们的根本区别在于集输的生产处理设施是放在海上还是陆上，如全部的油气集输生产设施放在陆上，则称为全陆式；如全部设施放在海上，称为全海式；如部分设施放在陆上、部分设施放在海上，称为半海半陆式。
3.2 海上油气集输工艺流程
海上油气集输处理工艺与陆上大体相同。不同之处是海上处理设备放得很集中、很紧凑、自动化程度高、设备重量轻；用于浮式生产装置上的处理设备，还要在晃动状态下能保持正常工作。而在陆地上便没有这些特殊的要求。
因为全海式油气集输系统可实现全部油气集输任务，本节就以全海式生产平台为例，介绍油气集输主要工艺流程及设备。图3-7为海上油气生产流程示意图，从图中可以看出油气集输生产包括油气水分离、原油处理、天然气处理、污水处理等主要生产项目。
石油是碳氢化合物的混合物，在地层里油、气、水是共生的，又由于油气生成条件各异，因此各油田开采出的原油的组分是不同的。此外，油中还含少量氧、磷、硫及沙粒等杂质。油气生产处理的任务就是将油井液经过分离净化处理，能给用户提供合格的商品油气。由于各油田生产出来的油气组分和物性不同，生产处理流程也不完全相同，如我国海上生产的原油普遍不含硫和盐，因此就没有脱盐处理的环节。有的油田生产的原油不含水，就没有脱水环节。海上原油处理包括油气计量、油气分离、原油脱水及原油稳定几部分。由于海上油田普遍采用注水增补能量的开采方法，因此原油脱水是原油处理的主要环节之一。
图3-7 平台油气生产流程示意图
3.3 海上储运设施
海上油气的储存与运输在整个海上油田开发工程系统中是一个独立的项目，它包括海底管线、海上储油和装油系统。据北海油田统计，储运设施的投资约点油田总投资的23%。
海上油气储存和运输有各种不同的组合分式，其主要区别在于原油是在陆上储存还是海上储存，是管线输送还是船舶运输。
3.3.1 海底管线
从海上原油输送的安全和管理角度看，海底管线输送是最理想的方式，而且也是海上油田开发必不可少的手段。虽然海上油田开发式正向全海式和浮式生产系统发展，但还需要海底出油管线、集油管线、输油管线、注水管线、注气管线、海上立管等，所以海底管线是海上油田开发必不可少的工程设施。
（一）海底管线输送的优点
海底管线输送的优点如下：
①操作费用低，操作条件好；
②需要人员少，管理方便；
③易于遥控和自动化；
④可连续生产，不会因海上储油设施容量有限或油船接运不及时而造成停产；
⑤运输距离短，运输能力大。
（二）选用海底管线考虑的因素
由于海底管线需要很大的一次性投资，据北海油田统计，管线投资占开发总投资的15%，因此下面几种情况不宜采用海底管线：
①离岸远、水深、开采寿命短的油田，边际油田及油田的早期开发阶段；
②海底有天然障碍，如海沟、巨砾、珊瑚礁等；
③所输送的原油凝固点很高，粘度很大，管输有困难。
（三）海底管线结构
海底管线不同于陆地管线，必须保证管线在使用期间不能发生断裂、漏油或输送堵塞事故。由于海底管线施工困难、费用高，尤其是发生断裂漏油引起海洋污染，其维修费及环境污染赔偿费往往高于管线工程的投资，这样势必造成巨大的经济损失。因此设计施工一定要保证安全、可靠，不发生事故。
管线结构是根据使用要求和所处的环境条件确定的。其断面构造一般有两种基本形式，即单层管结构和双层管结构。我国渤海海区生产的原油，大多数是“三高”（高凝、高粘、高含蜡）性质的原油，输送时需要保温，故都采用双层钢管保温结构。1985~1989年渤海海区先后铺设了5条这种结构的管线，管线概况见表3-1。实践证明这种保温结构管线是安全可靠的，但同时也存在以下一些问题。
（1）用钢量大一般外套管比内管管径大152.4mm（6in）左右，这样外套管用钢量常常'是内管用钢量的2倍。也就是说，这种保温结构管线，2/3的钢材用在了外套管上。
（2）海上焊接工作量大，铺管速度低渤海石油公司用“滨海109”铺管船铺设单层钢管海底管线，每天可铺800m左右，而铺设双层钢管保温结构的管线，每天只能铺设250m左右。
（3）工程费用高渤海石油公司铺设的5条短管线，平均造价在100万美元/km以上。
图3-8为一单层钢管保温结构。这种结构形式主要优点在于省钢材、造价低，因此我国浅海油田正在研究采用这种结构形式。在国外，高密度聚乙烯外套是最主要、最多用的一种单层钢管保温管线。90年代末，美国和法国的公司已在阿拉伯湾和加蓬外海试铺了多条这种结构的海底管线，并开展了较为系统的试验研究工作，应用水深已达43m。
表3-1 渤海海区已建成投产的保温海底管道
图3-8 海底管线的断面结构
（四）海底管线的铺设
目前国内外海底管线铺设方法主要有漂浮法、牵引法和铺管船法。 1．漂浮法
管线是在陆上加工制作场制作，并组装成需要的管段长度和根数，经试压和安装浮筒后溜放到海上。为了使管段能漂浮在海面上，除利用管子本身的浮力外，还需配辅助浮筒，如图3-9所示。漂浮管线拖运至管线铺设位置，然后用工作船支撑控制，管内充水，解下浮筒，将管线沉放在预定海底位置或海底沟槽内。我国黄岛海底管线成功地使用了漂浮铺设法铺设。
图3-9 漂浮法示意图
2．牵引铺设法
管线也是在陆上加工制作场制作，而且要求下水滑道是在管线轴线方向的延长线上。牵引铺设法如图3-10所示。对于近岸的海底管线，往往利用其登陆或下海处的岸边建设管线加工制作场（包括下水滑道），牵引入水铺设。
图3-10 牵引铺设法示意图
3．铺管船铺设法
目前国外广泛使用专门铺管船铺设海底管线。铺管船铺设海底管线始于1940年，首先是美国用于墨西哥湾，到目前为止世界上大型铺管船已有百余艘。用铺管船铺设海底管线的特点是：以铺管船为中心，组成铺管船队，并配以必要的船机设备，如起重船、潜水设备等；单节钢管或双节钢管由制管厂按照规格加工好，在铺管船上再一根根地接起来，并按照要求加工制作防腐绝缘层、隔热保温层和外包混凝土防护层；加工好的钢管直接在船甲板上焊接，边加工边利用托管架铺设管线，如图3-11所示。
图3-11 铺管船铺设法示意图
铺管船的种类很多，图3-12是一种传统式托管架式铺管船。托管长度一般为50~250m，把管线直接铺设到海底，最大铺设水深为90~120m。渤海油田的滨海109号船就属这类铺管船。
图3-12 传统铺管船示意图
海上油田常用一种小直径管线的卷筒式铺管船，如图3-13所示。它是利用卷筒在基地将小直径管线（100~300mm）强力卷入卷筒的大鼓筒上，铺管船到达铺设地点后，再将卷筒上的管线松开，将管线铺设至海底，铺设深度可达150 m左右。
图3-11 卷筒式铺管船示意图
为了适应深水大管径的管线铺设，目前多采用新型铺管船，即半潜式起重铺管两用船。除了铺管外，其超重能力可达10.0MN以上，是国外近期建造最多的一种铺管船。人们称这种半潜式铺管船为新型的第二代铺管船。
（五）海底管线的防护
管线沉放到海底以后，为了避免钢管在波浪或海流的作用下移动或被附近船舶抛锚破坏，所以必须采取稳管或保护的措施。
比较可靠和常用的方法是将输油管线埋入海底面2m以下。如海底面为软泥或沙质士壤，在浅水地段可以用挖泥船挖沟，而在深水地段则需使用水下挖沟的专门装置（挖沟机），也可以采用在海底喷射高压空气使土壤液化的挖沟方法：当海底面为岩基时，就需要用水下爆破挖沟的方法，这将给挖沟工作带来很大的困难，遇有这种情况，多数就将管线直接铺设在海底面上。采用直接铺于海底表面方法时，为了防止管线高低不平，需在管线底下铺设一薄层沙垫层或碎石基床。此时应特别注意，不允许在管线周围抛锚。
3.3.2 海上储油设施
对一些不具备铺设输油管线的油田，就得在海上设原油储存设施。目前普遍采用的储油方式有：平台储油、油轮储油、海底油罐储油及装油、系泊、储油的联合装置储油。
（一）平台储油
对油田产量小、离岸远或浅水海区，铺设海底管线不经济，或者油田虽大，离岸也不太远，但
处于开发初期，海底管线尚未铺设，这时就需要在平台上设储油罐临时储油，然后再用油船装运上岸或直接运到用户。根据墨西哥湾的经验，平台储罐容量一般不超过1370m3。我国渤海埕北油田就采用这种储油方式，参看图6-5。
这种方式储油受固定平台甲板面积和承载能力的限制，容量小，建支承平台要增加投资，不经济，同时受风浪影响较大，不安全，故目前采用较少。
（二）油轮储油
油轮储油容量大，不受水深条件限制，可停泊在平台附近，亦可用单点系泊或多点系泊锚底，参看图6·7Q随着海上油田开发向深海发展以及浮式生产技术的应用，油轮不仅作为储油设施，而且可作为油田的生产设施，如将油田的油气处理设施安装在油轮的甲板上，使其发展成为生产储油轮。这种方法可广泛应用于海上油田开发。它的缺点是受环境影响大，在恶劣的气候条件下不能连续生产。目前我国已能自己设计建造生产储油轮，已有多艘投入使用。
生产储油轮要接收油田各油井开采出来的油井液，并进行油气计量、油气分离，使原油经过油气处理达到商品原油质量标准后储存待运。因此，在生产储油轮上不仅要有商品原油储油舱，还要有未处理原油舱以及油气处理后的污水舱等。在甲板上要能设置油气分离、原油脱水、污水处理、天然气放空等生产设施，及动力发电、消防、救生、系泊、装船等辅助设施，因此要求储油轮具有足够的储油舱室和安装设备的甲板面积。
确定油轮系泊点与平台距离时的特点是：应考虑停泊海区风、浪、流条件及运油轮的停靠方式，一般距离不应小于3倍船长。
（三）海底储油
海底储油的特点是：由于它位于水面以下，同火源、雷电隔离，不仅油气损耗小、不易着火、使用安全，而且在天气恶劣时，油井可以继续生产；油罐置于水下，受波浪力小；与水上储油方式相比，可以省去昂贵的平台建造费用，而且罐容不受限制，具有巨大的储油能力。
随着我国海上油气田开发技术的发展，现已着手于水下储油设施的研究工作。下面介绍水下储油工艺及国外采用的两种海底原油储罐。
1．水下储油工艺
水下储油是采用油水置换工艺将储油罐稳定在海床上。
油水置换士艺是利用油水重力差的原理，在水下油罐就位后，立即向罐内充满水。当储油时，原油注入油罐，将海水置换出去：输油时，向油罐注入海水将油置换出来，即进油排水，进水排油，使油罐始终处于充满液体状态，以保持罐体在水下的重力稳定，罐壁内外压力保持基本平衡。实践证明，这是一种降低工程投资、保证油罐结构安全行之有效的方法。
水下储油技术安全、经济，早在20世纪70年代初我国海上油田开发不久，就着手该项技术的应用研究。我国海上生产的原油大部分属于含蜡、高凝原油，高凝原油需要加热至凝固点以上方可储存。对这类原油能否采用水下储存?能否采用油水置换工艺?海洋石油公司和大连理工大学前后进行了近20年的专项研究，揭示出油水置换中油水界面的传热规律，取得了可喜的成果，并获国家技术发明专利，为今后我国采用水下储油提供了技术准备。
2．无底储油罐
无底储油罐是利用油比水轻，油总是在上部，海水在下部的原理制成的。它适用于大容量的储油罐。图3-14是1969年在中东波斯湾迪拜海区建成使用的，形状如一把摇铃的钢质无底油罐。该罐容积80km3，油罐工作水深49m，上部露出海面13.8m，罐体总质量12.7kt，下部罐体直径76.2m。油罐下部的圆柱形部分的侧壁是由双层薄金属板构成，板间距为1.2m，中间灌满混凝土，这样可以降低油罐的重心，提高其稳定性；油罐底部是开口的；侧壁用24根直径为0.6m、横跨底部的肋条连接，以增加结构的刚性；油罐中间设有一个直径为24m呈瓶状的内罐。整个油罐向海底下沉时先将内罐充满水，以提高下沉时罐的稳定性。油罐沉底就位以后，内罐上的所有人孔均打开，使内罐成为整个储油容器的一部分，油品可自由出入内图罐。油罐就位后，在其四周打桩30根，桩的直径为914mm，
桩深30m，并把桩柱与罐体连接在一起。
图3-14 无底水下油罐
油品的收发作业采用油水置换的原理。利用设置在罐内的深井泵向外发油，海水从底部进入罐内，使油罐始终充满油或海水。罐内油水界面随着向外发油而不断上升。由于油罐的截面积很大，进出油时油水界面的升降速度只有0.3m/h，界面不会出现剧烈的波动，因而不会造成油品的乳化。油水界面的位置可从专门的测量仪表测知，也可以根据力的平衡原理，从上部圆筒中的油面高出海面的高度计算出来。
油罐的内表面涂沥青，外表面涂铮和环氧树脂，并采用阴极保护，防止罐内、外表面的腐蚀。
3．双圆筒混凝土水下油罐
油罐采用预应力钢筋混凝土建成，呈双圆简形，如图3-15所示。两个圆筒壳体有共同的分界壁，
每个壳体又被一些横向舱壁隔成几个舱室。
分隔舱室的目的是为了在油罐向海底下沉
时罐内水面不致过分晃动。油罐就位后，打
开舱壁上的连通口，使油或海水在整个圆筒
壳体内自由出入。每个罐的长度为99.4m，
宽31.7m，高16.5m，容积为32000m3，放置
在水深48m的海底。当需要的储油容积较大
时，可将几个油罐平行排列在一起，将输油
管与各个罐都接通，管线架设
图3-15 双圆筒混凝土水下油罐
在罐的支架上。
每个储罐的双圆筒壳体之间有上下两个小室。上面小室充油，下面小室充海水。输油管中的来油先进入上部小室，再经过过滤器进入圆筒壳体内，这样就降低了进入圆筒时的油流速度。油进入储罐把罐中的海水置换出来，海水从下部小室经海水进出管排出。深井泵的操作平台露出海面，把海水泵人油罐就可以把油从罐中挤压出来。当油罐所处的海底较深，上部的海水液柱较高时，可利用油柱和海水液柱的压差，使海水自流进罐而把油挤压出来。
这种油罐的结构形式和城市地下车辆隧道相似，它受力性能好，节省材料。油罐是在岸上建造
好后拖运至预定地点下沉。它有较好的稳定性。
（四）储油、系泊、装油联合装置
这种装置把海上油田设施和油轮的系泊与装油设施联合在一起，因而紧凑实用。实际上，这是
把系泊浮简扩大作为储罐，并在上面增
加原油装卸设备。北海布伦特油田的
SPAR（单锚腿单点系泊）的储油浮筒如
图3-16所示。此浮筒由上、中、下三个
部分组成。上部为平台结构，安装发电
设备、控制设备、生活设施、直升飞机
降落台、系泊转盘和输油软管等；下部
直径大，有可容原油约40000t的油舱和
压载舱，组成浮筒的主体；中部直径最
小，以减少波浪力，内装油泵和污水处
理设备。中部和下部之间有一浮力控制
舱。浮筒下部有软管，与从生产平台来
的输油管线连接。此装置的装油速度为
5000t/h，储油能力40000t。
除上述海上储油设施外，还有半潜
式、自升式油罐和海底储油囊等，但这
些储油设施容量有限，故采用不多。
图3-16 储油、系泊、装油联合装置
3.3.3 海上装油系统
海上装油系统即海上输油码头，国外称为油田终端。无论采用哪种储运方式，都涉及到海上装卸油问题，即使是管输上岸也需要岸边的输油码头装船外运，这是海上油田开发系统的重要组成部分。
海上装油系统的作用为：提供海上油轮停靠设施：提供油轮系泊设施；提供原油及压舱水装卸设施。
（一）海上装油系统的分类
海上装卸油的码头按其结构形式可分为固定式和浮动式。固定式又称为岛式码头或固定船台，分栈桥结构和墩式结构；浮动式主要有多点系泊浮动码头和单点系泊码头。
图3-17 装卸油码头的形式
(a)栈桥式；(b)单点系泊式；(c)墩式；(d) 多点系泊式
由于这些装卸油码头离岸较远，或要求靠油处水较深，因此都属于开敞式码头，参看图3-17。
1．固定式码头
这种码头结构基础坐落在海床上，故适用于较浅的水域，如渤海埋北油田及大连新港输油码头。这种码头操作条件好、维修费用低，但建造周期长、投资费用高、适应性差。
2．浮动式码头
这是一种简易而经济的海上系泊设施。它采用
4~8个系泊浮筒，借助于一个多点系泊的浮船，
作为浮动式装油作业平台，进行装卸油作业。
1974年我国在青岛建造的黄岛临时原油码头，是
用一条旧油轮作浮动码头，用四个浮筒系泊，
如图3-18所示。胜利油田的原油从陆地管线输至
黄岛，通过500m的海底管线送至浮码头。它是
胜利油田原油外输的临时码头。
多点系泊简单、经济，但抗风浪能力差，船
必须迎着强风停泊。这对于风浪方向多变的海
区，使用受到限制。此外它系缆复杂，油船停靠
时间长。
图3-18多点系泊油码头
2）单点系泊系统
它采用一个大直径的圆筒形系泊浮筒，用锚及锚链固定在海底，油轮系泊在浮筒上可转动的系
泊构件上，可随海流和风向沿浮筒旋转360°。浮筒的甲板上有装油、卸压舱水、装卸燃油等管线
设施，原油从海底管线通过立管或软管进入浮筒的中央旋转装置，延伸至油轮的管汇系统。
单点主要由浮筒及其锚系、系船设备等组成。悬链式单点系泊系统如图3-19所示。
图3-19 悬链式单点系泊系统
浮筒是单点的主要组成部分，是一个钢质的扁圆形筒，直径一般为10~15m，高3.1~5.5m，内部有许多舱格。浮筒顶部设有转盘、油管回转接头、系船臂、输油臂和平衡臂等。这些设备都是为了适应船舶绕单点旋转而设置的。浮筒的侧面还装有防冲设施。有时将浮筒加高，下部作储油罐用，如图3-16装油储油联合装置所示。浮筒一般用4~8条锚链和锚系碇，锚链直径通常都在100mm以上。
单点系泊的优点是不受港口水域的限制，适应性强，在一般风浪情况下可进行装卸作业，它比固定的岛式码头造价低，建造速度快；缺点是操作条件差。
当前国内外装油系统主要采用单点系泊、多点系泊及固定码头三种类型。为了比较，现对一般情况下三种装油系统的操作性能进行分析，结果汇于表3-2。
表3-2 装油系统操作性能比较
（二）海上单点系泊系统的发展
根据单点系泊系统原理，结合不同的工作海区和使用要求，目前已研制出多种不同形式的单点系泊系统，下面简要介绍几种。
1．悬链式浮筒系泊系统（CALM系统）
这是最基本的一种系泊形式，见图3-19及相关内容。
2．单锚腿系泊系统（SALM系统）
单锚腿系泊系统分为带立管和不带立管两种。不带立管的系泊系统如图3-20所示。它具有一个细长的圆柱形浮筒，直径一般为4~7m，高度10m以上。基座用桩固定在海床上，输油旋转接头固定在基座上，通过上下两个万向接头，锚链（亦称锚链张力腿）分别与浮筒和旋转接头相连。输油软
管F端与旋转接头出口相连，软管的下半段沉没于水中，上半段漂浮在海面上，以便与油轮连接。不带立管的SALM系统适用水深约30~50m。
带立管的SALM系统（图3-21）与前者不同之处是在基座和锚链之间加进一段称为立管的钢管，立管的上端和下端分别用万向接头与浮筒及基座连接，适用水深达100m以上。
图3-20 单锚腿系泊系统图3-21 带立管的SALM系统
3．镀接塔式系泊系统（ALT系统）
其构造如图3-22所示。它与SALM系统相似，但其浮筒则与用钢管或型钢制成的刚性桁架腿连成一体，形成所谓塔柱，而桁架腿的下端利用万向接头连接在用桩固定于海底的基座上。为了调节浮力，桁架腿下部的四周装有压载物。因浮筒在水面附近，故能产生较大的恢复力矩。
ALT系统上部设有可转动的平台，平台上可停放直升飞机，塔柱的浮筒内有收放输油软管和系泊缆的绞车，输油软管经过转动平台上的输油臂至运油船。ALT系统比CALM系统和SALM系统稳定，对恶劣海况适应能力强，适用水深为100~300m，但其结构规模大，造价也高。
4．永久性系泊系统
60年代中期，中东和远东地区将单点系泊作为原油出口终端，后来发展为将油轮永久地系泊在单点上，用穿梭油轮来接运。这种方法扩大了单点系泊的应用范围。为防止系泊油轮和单点浮筒相撞而发展了刚性单点系泊系统。目前大部分永久性系泊都采用刚性连接，如图3-23所示。我国渤海油田使用的单点生产储油轮系泊系统，单点与储油轮之间采用刚臂铰链连接，使油轮和单点保持一定距离，既避免碰撞，又能随风浪相对上下运动，这种结构形式称为软刚臂单点，如图3-24所示。该单点为导管架式结构，属于固定塔式单点系泊形式之一。它适用于水深在60m以内的浅海海区。
图3-22 ALT系统图3-23 永久性刚臂单点系泊系统
图3-24 软刚臂单点生产储油轮系泊系统
又如南海惠州21-1油田采用可解脱的单点生产储油系统如图3-25所示。这是一种浮筒式系泊系统，由系泊浮筒与系泊转台两部分组成。浮筒包括浮简体和系链台。用来固定浮筒的8根均布的锚链，一端系在浮筒的系链台上，另一端系在海底的8个重力锚上。油轮未系油时，由于锚链重力牵拽，系泊浮筒潜没于海面以下约30m处：油轮系泊时，驶到预定海面，将系泊浮筒上提，通过系泊转台底部的结构连接器将油轮系泊到浮筒上。油轮系泊力通过底部的滚柱轴承传到系泊浮筒上。转台是直径2.5m的圆筒式钢结构，高39m，它安装在船舶的转台舱内，便于进行室内维修保养。转台体贯穿整个船体，下部通过一个三滚道的轴承装置连接在船底上；下部伸出油轮甲板以上约13m。用来进行定位、回接与解脱的设备，以及油、气、水、电的旋转接头都安装在转台上部的3层甲板上，参看图3-25。
设备管理基础知识 红色的为重点学习内容，请于每季度底最后一周的星期一组织内容考试一次，大队检查设备工作时抽查岗位员工的内容。请将2014年3月5日（星期三）通知“设备管理基础知识”登记在《设备管理通知单》上。 一、设备管理基本常识 （一）设备管理方针：保养为主、维修为辅、节能为佐。 （二）设备管理目标：最终实现设备的“TPM”管理。“TPM”是Total Productive Maintenance“全员生产维护”的缩写。 （三）设备管理的总体要求：部件齐、声音正、马力足、仪表灵、资料全。 （四）“十字作业”内容：清洁、润滑、紧固、调整、防腐。 （五）设备管理中的“四懂、三会、三好”： 四懂：懂结构、懂原理、懂性能、懂用途； 三会：会操作、会保养、会排除故障。 三好：管好、用好、修好 （六）设备事故处理中的“四不放过”原则：事故原因不清不放过，事故责任者未经处理不放过，职工未受到教育不放过，没有防范措施不放过。 （七）设备维护保养的四项要求：整齐、清洁、润滑、安全 （八）设备管理中“三快、四勤、六清”： 三快：发现问题快、反映问题快、解决问题快 四勤：勤看、勤听、勤闻、勤摸 六清：设备结构原清、设备运转动态清、设备运转资料清、交接班清、环境卫生清、工具清 （九）设备管理的“两不见天、三不落地”：两不见天：油料加注不
见天、清洗过的精密机件不见天；三不落地：油料、机件、工具不落地。 （十）设备运行中“四个禁止”：禁止超压、禁止超速、禁止超温、禁止超负荷。 （十一）设备维修中的三检制：自检、互检、专检。 （十二）润滑油的作用：润滑、冷却、防腐、清洁、密封。 （十三）润滑管理“十六字”方针：专储专罐、密闭输送、油品对路、按质更换。 （十四）“三过滤、一沉淀”：油品入库过滤，油品装加油桶（壶）过滤，油品加注到设备机身过滤。油品入库进罐沉淀。 （十五）润滑五定：定人、定点、定质、定量、定时。 （十六）润滑油换油制度：按质换油（根据检测结果更换）。 （十七）冷却液的作用：冷却、防腐、防垢、防冻。 （十八）红旗设备的标准： 1.完成任务好，做到优质高产、安全、低耗； 2.技术性能好，动力达到铭牌规定要求； 3.零部件、随机工作完整齐全； 4.清洁、润滑、紧固、调整、防腐好。 5.使用维修记录齐全、准确。 二、润滑油 （一）润滑油检测方法：斑点（滤纸）、介电常数（快速分析仪）、理化分析（化验室）。通常斑点分为五级（1、2、3级为合格，4、5级通知换油），介电常数柴油机油一般超过18-19为换油，汽油机油一般超过17-18为换油。固定设备一般采用现场快速分析和理化分析。我厂主要采取的是介电常数检测方法，使用的仪器为HF-1型快速分析仪。 （二）润滑油选用标准： 1.在保证润滑的前提下，应尽量选用运动粘度小的润滑油；
一、填空题 1、国家对商品原油的质量要求是：质量含水率、饱和蒸汽压和含盐量。 2、油井回压是集输系统的起点压力，自喷井回压应为油井油压的0.4—0.5 倍，否则集输系统工况的变化将影响油井产量的稳定。 3、多元体系的相特性不同于一元体系，其饱和蒸汽压的大小和温度与气化率有关，通常把泡点压力称为该多元混合物的真实蒸汽压。 4、油气分离的基本方式基本上可分为一次分离、连续分离和多级分离三种。 5、油气分离器按外形一般分为卧式分离器和立式分离器。 6、油气分离中起碰撞和聚结分离作用的部件称除雾器，除雾器应能除去气体中携带的粒径为10—100 微米的油雾。 7、流型模型把两相流流型划分为：分离流、分散流和间歇流或段塞流。 8、形成稳定乳状液必须具备的条件：互不相容液体、强烈搅拌和乳化剂的存在。 9、电脱水只适宜于油包水型乳状液，且进入电脱水器中的乳状液含水率要求不超过30％，否则易产生电击穿现象。 10、原油稳定的方法基本上可分为：闪蒸法和分流法两类。 11、集输系统由那些工艺环节组成：油气分离、原油净化、原油稳定、天然气净化、轻烃回收。 12、理想体系中平衡常数Ki= y i/x i=p i0/p i，它是体系压力和温度的函数。 13、某油田采用三级分离，一级分离压力为0.9Mpa（绝对），末级分离压力 为0.1MPa（绝对），各级间压力比R为 14、按管路内流动介质的相数，集输管路可分为单相、双相和多相流。 15、气液两相流的处理方法有均相流模型、分相流模型和流型模型三种模型。 16、弗莱尼根关系式在计算倾斜气液两相管流的压降时认为：由爬坡引起的高程附加压力损失与线路爬坡高度总和成正比。 17、原油和水构成得乳状液主要有两种类型：油包水型乳状液和水包
重庆科技学院 《油气集输工程》 课程设计报告 学院:__石油与天然气工程学院_ 专业班级:油气储运工程09-3 学生姓名:刘畅学号: 2009441727____ 设计地点（单位）_ 石油与安全科技大楼K706____设计题目:_某分子筛吸附脱水工艺设计——工艺流程及平面布置设计 完成日期：2012-6-19 指导教师评语:_______________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ ________
摘要 本设计中原料气压力为3MPa，温度40℃，设计规模为15万方/天，要求脱水到1ppm 以下。根据同组同学分离器设计、吸附塔设计、再生气换热器设计以及管道设计设计并绘制双塔吸附脱水工艺流程图。其中分离器采用立式重力型分离器，吸附塔采用4A型分子筛，换热器使用套管式塔设备。依据工艺流程设计，考虑天然气走向及当地风向，参考《GB50350-2005 油气集输设计规范》以及当地地势等相关条件，设计出符合《石油与天然气防火规范》、《建筑设计防火规范》、《工业企业噪声控制规范》等有关规定的平面布置图。 关键词：分子筛吸附塔平面布置工艺流程
流动三部曲：石油在地层内向井底的流动；②石油沿井筒由井底向井口的流动；③石油在地面集输系统内的流动。 分离器的分类:功能不同，气液两相分离器和油气水三相分离器两种；按其形状不同，分卧式分离器、立式分离器、球形分离器等；按其作用：分计量分离器和生产分离器等；按其工作压力不同，又可分为真空分离器、低压分离器、中压分离器和高压分离器。液体分离分为一次分离、连续分离和多级分离三种。 天然气矿场集输管网是集输系统重要组成部分。集输管线包括采气管线、集气支线和干线。集气管网通常分为枝状、放射状、环状和成组状管网. 平衡常数通常是温度、压力和组成的函数 目前较常用混输管道流型图：贝克流型图，曼德汉流型图 分离器试压通常分强度试压和严密性试压两个阶段进行。试压介质一般用清水。天然气按压力-温度相特性：干气、湿气、凝析气、伴生气 按气体含量：世界上开采的天然气中约有30%含有H2S和CO。H2S >1%和/或CO2>2%的天然气称为酸天然气,否则称甜天然气。 PR方程是目前在油气藏烃类体系相态模拟计算使用最为普遍。 8种流型气泡流、气团流、分层流、波浪、段塞、不完全环状、环状、弥散流 根据连续性方程、动量方程和能量方程，气液两相管路处理常用的三种模型：均相流模型、分相流模型、流型模型 均相流模型用于计算气泡流和弥散流混输管道的压降与实际情况比较接近。 分相流模型与分层流、波状流和环状流的情况比较接近。 三相分离器具有将油井产物分离为油、气、水三相的功能，适用于有大量游离水的油井产物的处理。这种分离器在油田中高含水生产期的集输联合站内。 防止天然气水合物生成的方法：天然气脱水、天然气加热、降压法、天然气中注入水合物抑制剂 油气藏分为五种类型：不饱和油藏、饱和油藏、油环气藏、凝析气藏、气藏 油藏的驱动方式有：水压驱动、气压驱动、溶解气驱、重力驱动 按汽油比将油气井井流产物分：死油；黑油；挥发性原油；凝析气；湿气；干气蒸馏共有三种方式：闪蒸-平衡汽化、简单蒸馏-渐次汽化、精馏。精馏过程实质上是多次平衡汽化和冷凝的过程 天然气：气藏气、凝析气藏气和油藏伴生气。注蒸气蒸气驱动和蒸气吞吐两种方式分馏法可分为常压分馏和压力分馏。根据精馏塔的结构和回流方式的不同，分馏法又可分为提馏稳定法、精馏稳定法和全塔分馏稳定法等三种。 流程内只有集中处理站的称一级布站，有计量站和集中处理站的称二级布站，三级布站有计量站、转接站（为井流液相增压的设备）和集中处理站。 一级半布站：集中处理站之外，布置若干选井点，选井点仅设分井计量用的选井阀组，不设计量分离器和计量仪表。 影响反应速度的因素有：①酸的类型；②酸的浓度；③面容比；④酸液的流⑤地层温度；⑥地层压力。 按管路内流动介质的相数分：集输管路可分为单相、两相和多相流管路。输油管和输气管都属于单相管路。矿物集输管路中大约有70%属于两相或多相混输管路。按管路工作范围和性质分:集输管路分为油管、采气管、集油（气）管和输油/气管。常把段塞流分为三种：水动力段塞流；地形起伏诱发的段塞流；强烈段塞流。 强烈段塞流具有周期性，在一个周期内大致分为以下四个过程：①立管底部堵塞； ②立管排液；③液塞加速；④立管排气。
第一部分油气混输技术 一、多相流输送工艺 在自然条件十分恶劣的沙漠油田和海洋油田开发建设过程中，油气集输系统的建设投资和运行管理费用要比常规的陆上油田开发高得多。由于两相或多相混输，省去了一条管线，可节省开发工程投资和操作费用，另外还可使恶劣地域（或海域）内的油气田得到开发。据预测，利用这种技术可使开发工程投资减少10~40%。发达国家对这类油田已有采用长距离油气混输工艺技术的，并已取得了较好的经济效益（见表1）。到目前为止，世界上的长距离混输管线已超过200条，其中大部分集中在北海、美国、澳大利亚、加勒比海，但这些混输管线多属于天然气－凝析液管道。据报道北海Troll气田到Oseberg油田的混输管线长50Km，所输流体是未经处理的井流体，是油、气、水、砂等的混合物。 进入九十年代，随着我国海洋石油的开发，先后在渤海铺设了锦州20-2天然气/凝析液混输管线和东海平湖天然气/凝析液混输管线。锦州20-2海底管道全长51km，水下部分约48.57km，采用12英寸管线，外敷5mm煤焦油瓷漆防腐层，50mm混凝土加重层。管材为X52，立管区管材X56。海管为开沟敷设，覆土高度2m以上，采用自然覆土法，只在离着陆点4km范围内采用局部覆土。海管的最大水深为15.425m，每10个焊口设牺牲阳极一个，管道着陆点处有绝缘接头。海管于92年5~10月施工，年底投产。平均输气量为1.0×106m3 /d，凝析油为600m3/d，管道起点压力为6.0~6.5MPa，压降大约为1.0~1.3MPa。 平湖油气田位于东海大陆架西湖凹陷西斜坡，水深约87.5m。处理过的天然气通过东海平湖凝析天然气管道从海上平台输送到陆上的油气处理场。平湖油气田包括一座钻井采油平台及两条海底管线和陆上油气处理厂。其中一条海管是长为386.14km，管子外径为355.6mm 的气管线，从平台至南汇嘴；另一条为长约305.8km，管子外径为254mm的油管线，从平台至岱山岛；陆上处理厂位于上海市的南汇嘴。管线的内腐蚀余量为1.27mm，外涂层厚度为6mm，管材为X-65。海底管道最大设计入口压力为9Mpa，入口温度为40℃。天然气管流经三甘醇脱水装置脱水之后，含水量仅为0.067g/Nm3。海管于95年施工，99年4月投产。设计平均输量为1.29×106Nm3/d，投产初期每年为上海市提供40万米3/天。其中气管线铺设完成试压中，发现管线泄漏问题，后采用智能清管器探寻到了泄漏点。2000年下半年输油管线又出现了断裂，铺设副管解决。 以上情况表明长距离混输管技术已得到了巨大发展。但是目前的长距离混输管均应用于海上油气输送，迄今尚无陆地长距离混输管的报导，陆地的混输管均为从井口到集输站的短程管网。可以预测，随着油气混输工艺技术的发展成熟，亦将对陆地油气田特别是沙漠油气田的开发产生巨大的推进作用，将极大地简化工艺流程，减少工程量，降低造价，更有利于边际油气田地开发。 表1 国内外典型中长距离多相混输管线概况
油田采出水处理设计规范 规范号：GB 50428—2007 发布单位：中华人民共和国建设部/中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 前言 ??? 本规范是根据建设部建标函(20053 124号文件《关于印发“2005年工程建设标准规范制订、修订计划(第二批)”的通知》要求，由大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院)会同胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司、中油辽河工程有限公司、西安长庆科技工程有限责任公司及新疆时代石油工程有限公司共同编制而成的。 ??? 本规范在编制过程中，编制组总结了多年的油田采出水处理工程设计经验，吸收了近年来全国各油田油田采出水处理工程技术科研成果和生产管理经验，广泛征求了全国有关单位的意见，对多个油田进行了现场调研，多次组织会议研究、讨论，反复推敲，最终经审查定稿。 ??? 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。 ??? 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由石油工程建设专业标准化委员会设计分委会负责日常管理工作，由大庆油田工程有限公司负责具体技术内容的解释。本规范在执行过程中，希望各单位结合工程实践，认真总结经验，注意积累资料，随时将意见和有关资料反馈给大庆油田工程有限公司(地址：黑龙江省大庆市让胡路区西康路6号，邮政编码：163712)，以供今后修订时参考。 ??? 本规范主编单位、参编单位和主要起草人： ??? 主编单位：大庆油田工程有限公司(大庆油田建设设计研究院) ??? 参编单位：胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司 ??? ??????????中油辽河工程有限公司 ??? ??????????西安长庆科技工程有限责任公司 ??? ??????????新疆时代石油工程有限公司 主要起草人：陈忠喜?王克远?马文铁?杨清民?杨燕平 ?? ?????????????孙绳昆?潘新建?高?潮?赵永军?舒志明 ??? ????????????李英嫒?程继顺?夏福军?古文革?徐洪君 ??? ????????????唐述山?杜树彬?王小林?杜凯秋?任彦中 ??? ????????????何玉辉?刘庆峰?张?忠?李艳杰?刘洪友 ??? ????????????张铁树?何文波?张国兴?于艳梅?王会军 ??? ????????????马占全?张荣兰?张晓东?张?建?裴?红 ??? ????????????夏?政?周正坤?祝?威?洪?海?郭志强 ??? ????????????高金庆?罗春林 附录A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距 表A 站内架空油气管道与建(构)筑物之间最小水平间距 建(构)筑物最小水平间距(m)建(构)筑物墙壁外缘或突出部分外缘有门窗3.0无门窗1.5场区道路1.0人行道路外缘0.5场区围墙(中心线)1.0照明或电信杆柱(中心)1.0电缆桥架0.5避雷针杆、塔根部外缘3.0立式罐1.6注：1 表中尺寸均自管架、管墩及管道最突出部分算起。道路为城市型时，自路面外缘算起；道路为公路型时，自路肩外缘算起。 ???2 架空管道与立式罐之间的距离，是指立式罐与其圆周切线平行的架空管道管壁的距离。 附录B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距 表B 站内埋地管道与电缆、建(构)筑物之间平行的最小间距
教学内容 一、课程在本专业的定位与课程目标 我校油气储运专业是国家重点学科，四川省特色专业。具有本科、硕士、博士学位授予权。 从1998年以来，我校油气储运专业在全国绝大多数省市均按重点批次招生；历年来，本专业毕业生供不应求，就业率均在98%以上。 本课程是我校油气储运工程专业的四大主干专业课之一，在全国同类专业的人才培养计划中也属于主干专业课程。 在国家“西部大开发”的战略布署下，随着西气东输工程的顺利实施，跨国油气管道紧锣密鼓的建设，“陕京输气复线工程、川气出川、海气登陆”等一系列重大工程的规划、建设，全国天然气主干线的联网，开创了我国天然气工业的新局面，迫切需要大批思想素质高、知识面宽、适应能力强、具有开拓创新能力的高素质技术人才。 依据本专业面向21世纪高级专业技术人才培养和整体课程体系改革的要求，课程建设必须体现：以提高学生综合业务素质为出发点，拓宽专业面，加强专业基础理论，紧跟科学发展新技术，体现储运大工程的思想，注重创新思维，突出储运规划、设计、施工、管理、科技开发规律、通用性技术的学习，强调现代设计理论和方法的应用，加强计算机辅助工艺设计的学习，强化提高创新设计能力的训练。按照科学性、创新性、实践性、层次性的标准，构建能力型综合素质教育的新体系，将油气集输理论与工程应用、工程优化设计、计算机应用技术等多学科有机地融入整个课程体系和教学内容之中，体现当今《油气集输》教育的发展趋势和先进水平。 课程的系统目标是面向高等教育新形势、拓宽基础和视野、培养能力和素质、促进教育现代化，具体目标是使学生掌握油气集输的基本理论、方法、系统工程的思维方法，培养学生综合运用所学知识去发现问题、分析问题和解决问题的能力。 二、知识模块顺序及对应的学时 知识模块按体现教改教研最新成果和能力型素质教育课程新体系而展开。该体系由基础知识模块、实践环节模块组成，各知识模块及其对应学时为： 一、基础知识模块 1、绪论（1学时）
《油气集输》课程综合复习题 一、填空题 1、油田常用的集输流程为：油井→（1）站→（2）站→（3）站→矿场油库，这种布站方式称三级布站；若油井能量较大，可取消其中的_（4）站，此时的布站方式称为二级布站。（课件：绪论及油气集输流程） 2、一元体系的蒸汽压与体系的温度有关，二元体系的蒸汽压与（5）和（6）有关。（课本107,109；课件：油气性质和基础理论） 3、卧式油气分离器的正常液面，应按（7）确定。（课本：第四章气液分离） 4、在贝格斯－布里尔压降梯度计算公式里，管路的总压降梯度为（8）、（9）和（10）之和。（课本183,184：第三章矿场集输管路第三节油气混输管路） 5、影响原油乳状液粘度的主要因素为：（11）、（12）_、（13）、（14）；其中（15）和乳状液粘度呈现较为复杂的关系；原油乳状液一般具有（16）流体的性质。（课本：第五章原油处理第一节原油乳状液） 6、自喷井、气举井的回压为工程适应期间最低油管压力的（17）倍，但不宜低于（18）(表压)；抽油井回压不高于（19）(表压)。(课件绪论23页) 7、三相分离器中油气水的分离过程主要包括（20）、（21）和（22）三部分。 8、管路沿线存在起伏时，不仅激烈地影响着两相管路地流型，而且原油大量地聚积在低洼和上坡管段内，使气体的流通面积减小，流速增大，造成较大的（23）和（24）损失。（课本194） 9、原油中所含的水，通常以（25）、（26）两种形式存在于原油中。油水所形成的乳状液主要有（27）和（28）两种类型，可以用（29）、（30）、（31）、（32）方法来鉴别。（课本278,279，课件第五章第九页） 10、我国对原油稳定深度的要求是（33）和（34）。（课本333） 11、试列出原油脱水的五种方法：（25）、（26）、（27）、（28）和（29）。（课本289） 12、分馏稳定依据（30）原理进行的。（课本350） 13、闪蒸按操作压力分为（21）、（22）和_（23）三种流程。（课本338）
文件编号：RHD-QB-K8559 （管理制度范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 油气集输安全规范标准 版本
油气集输安全规范标准版本 操作指导：该管理制度文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 油气集输站场是存在易燃易爆介质的危险场所，同时又存在大量的电气设备、线路等，如电器设备选择、使用不当，在站场中极易引发火灾爆炸事故。在对若干油田的油气集输站场的现场检查和有关规程进行比较，发现了油气集输站场的电气设备在使用过程中存在一些普遍性的问题，而这些问题很有可能带来火灾和爆炸等危险性伤害，所以要对油气集输站场的操作和设备进行安全规范。 油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输主要负责的任务有四个方面：（1）将开采出
来的石油气、液混合物传输到处理站，将油气进行分离以及脱水，使原油达到国家要求标准；（2）将合格的原油通过管道输送到原油储存库进行储存；（3）将分离出来的天然气输送到再加工车间，进行进一步的脱水，脱酸，脱氢等处理；（4）分别把经过处理，可以使用的原油和天然气输送给客户。由于油气集输涉及到整个油田的各户钻井，因此相较于其它环节，油气集输铺设范围广，注意部位多等技术，因此，油田油气集输环节的安全规范问题，可能会直接波及到整个油田的整体开发水平和能力。下面笔者对油气集输安全进行相关介绍，希望对读者有所帮助。 在油田开发中，无论是新油田的开发建设，还是已开发油田的调整改造，油气集输必须适应油田生产全局的需要，必须满足以下几点要求：
专业班级： 姓 名： 学 号： 装 订 线
★编号：重科院（）考字第（）号第2页二、填空题：（本题共10小题，每题2分，共20分） 1．天然气凝液回收方法基本上可分为吸附法、和三种。 2．集油站根据所承担的任务性质不同，在大体可分为四种：、、 和。 3．根据气体膨胀输出外功的方法，膨胀机分为和两大类。 4．交流电场脱水以聚结型式为主，直流电场脱水以聚结型 式为主。 5．闪蒸分离稳定法有、、和等四种方法。 6．油田集输流程为油井→→→矿场油库的这种布站方式为 二级布站。 7．抑制剂用量主要包括，和蒸发消耗三个方面。 8．天然气脱硫方法主要有、、直接氧化法和干法脱硫。 9．电脱水只适宜于型乳状液，且进入电脱水器中的乳状液含水率要求 在%以下，否则易产生电击穿现象。 10．防止水合物形成的方法为：加热，，。 三、判断题（正确打√，错误打×）：（本题共10小题，每小题2分，共20分）1．石油的密度越小，其质量热值越低。（） 2．电脱水只适用W/O型乳状液。（） 3．高压下气体粘度近似于液体粘度特性。（） 4．闪蒸分离的效果优于精馏分离的效果。（） 5．原油储存的时间越长越有利于油水的分离。（） 6．原油稳定所采用的两类方法的流程中都可将筛板塔作为主要设备，因此两种流程中 筛板塔的操作温度、压力都类似。（） 7．由于填料塔内的滞液量比板式塔小，因此热敏性物质应采用填料塔。（） 8．采用气提气对甘醇再生的流程中，在其它条件相同的情况下，气提气从再沸器进入 的再生效果优于气提气从气提柱进入的再生效果。（） 9．吸附剂的有效湿容量在生产过程中始终不变。（） 10．分馏稳定塔在其下部精馏，在其上部提馏。（）
油气集输管线温降计算方法 摘要：油气集输管线沿线的温降将在一定程度上受到油管向着周围地层环境散热以及沿线压降等多种因素的影响。然而沿程压降又将由于不同的流动形态而各有区别。通过考虑上述要素，提出了计算油气集输管线沿着温降数学模型，从集输管线稳态的能量微分方程为基础，综合考虑平均气舍以及其对传热的影响，从而得出了油气集输管线的温降解析表达式，为类似油气集输管线温降的计算提供了可供参考的经验。 关键词：油气集输管线温降计算方法 从油井开采到地面的原油由于包含带有溶解盐的油层水、泥砂以及天然气等杂质。在油气的开采管理过程当中，油气集输管线沿程的温降计算是其中重要的内容之一，与油气管线运行的安全性以及经济性有着密切的联系。然而由于相流动问题具有复杂性，成熟的油气混合物温降的方法依旧处于研究当中，由此在实际的工程项目中，往往通过单相油流的苏霍夫温降公式进行估算，然而往往将造成很大的误差。随着石油工业的迅速发展，油田的实际生产中需要提出一种油气集输管线沿线温降的精确计算方式，通过从能量微分方式为基础，同时与压降等经验关联式结合起来，从而得出了油气集输管线沿程温降的计算公式，同时也编制除了大型计算机程序。通过将计算的结果与AGA数据相比较，相应的精度符合要求。 一、建立数学模型 1.热力计算能量平衡方程 石油工业开采过程中的油、汽、水混合物流动而言，液相包括不相溶的油以及水两种液体，由此其属于气液多相流动。然而其流动的力学关系与气液两相流动类似，由此一般也可将其规划为气液两相流动的研究范围。若是两相之间不存在温度滑移，同时也不计算油品的径向温度梯度，由此，气液两相混合物沿着管线的能量微分方程可表达为： 上述公式中，q是与管壁方向垂直的热流量；H为混合物焓；V为混合物的平均速度；θ为管轴线与水平面的夹角；g为重力加速度。 由于H混合物焓在很大程度上依赖于其自身压力P以及温度，由此可用下列公式表示： 公式中的μJ是焦耳一汤普森系数，是由于流体没单位压力变化而引起的温度变化，CPm是混合物的定压比热。由此整合公式（1）和公式（2）可得出： 公式中的负号表达散热，T1是环境土壤温度，k是传热系数。将公式（4）代入式（3），整理可得出：
《油气集输》课程练习题 练习题 1．讨论计量站集油流程与多井串联集油流程的优缺点。为什么多井串联集油流程不便于集油系统的调整和改造? 2．把一级半集油流程的选井点设在油井附近和设在集中处理站附近有何区别？ 3．归纳一元物系与多元物系相特性的区别。 4．试推导用φ和x表示的滑动比计算式。 5．油气混合物沿上倾角3°的管路流动，管径d=150mm，Qg=0.036m3/s，Q L=0.03m3/s，ρ=850kg/m3，ρg=2.5kg/m3，μL=100mPa·s，σ=25×10-3N/m，试确定管内流型。 L 6．列出设计分离器所需的原始数据和基础资料，阐述计量分离器和生产分离器的区别。 7．列出可用于气液分离的各种能量，并阐述这些能量的使用条件。 8．有两台外形尺寸相同的立式和卧式分离器，如卧式分离器内液体占分离器体积的一半，试比较立式和卧式分离器气液界面的大小。若卧式分离器液位上升0.1D，气液界面面积减少多少? 9．斯托克斯公式推导的假设前提是什么，试判断公式计算速度与真实水滴沉降速度的差别，分析原因。 10．在原油处理中破乳剂起什么作用？怎样试验和衡量破乳剂的好坏，你认为在破乳剂试验中应注意什么问题。 11．什么处理设备能使净化原油的水含量降至最低？如何防止在处理设备内原油起泡和结蜡。 12．在20世纪50～60年代我国油田基本采用开式流程，在井口至集中处理站的中途设有立式常压储罐，形成大量油气蒸发损耗。随技术进步和环保意识的增强，现今已不容许采用开式流程，你认为由开式流程改为闭式流程的技术关键是什么？如何解决？ 13．用常压储罐储存蒸气压高于当地大气压的原油时，产生闪蒸损失。请从p-T相态图上解释闪蒸的原因。罐内原油是否处于沸腾状态？若常压储罐原油蒸气压低于当地大气压，原油是否存在储存蒸发损耗？ 1
油气集输考试题 单位：姓名：分数： 一、选择题（20分，1分/小题） 1、极化使阴极电位（ b）。 A、不变 B、向负方向偏移 C、向正方向偏移 D、向两方向偏移 2、当生产工艺要求排量不变、泵压降低时，可采取（ C ）的方法。 A、更换一台小泵 B、叶轮拆级 C、切割叶轮 D、降低转速 3、改变泵的转数来改变泵的流量和扬程，其理论基础是基于离心泵的（ A）。 A、工作原理 B、装置特性 C、比例定律 D、切割定律 4、为减少静电聚集，油品在管线内流速不宜超过( c )。 A、2m/s B、3m/s C、4m/s D、5m/s 5、应根据被测介质的压力和（ A）合理选用玻璃液位计。 A、温度 B、粘度 C、密度 D、重度 6、为了便于灭火工作，地上油罐的罐壁与防火堤底部的距离不得小于最近一座油罐直径的（ D）。 A、1/2 B、1/3 C、1/4 D、1/5 7、电动机的允许电压波动应在额定电流的（ A）以内。 A、±5% B、±10% C、±15% D、±20% 8、水处理常用的化学药剂主要有两类：另一类是控制水的腐蚀、结垢的稳定剂，如 (B )等，这类化学剂会改变水的化学特性。 A. 絮凝剂、混凝剂、缓蚀剂 B. 缓蚀剂、除垢剂、杀菌剂 C. 絮凝剂、混凝剂、清洗剂 D. 絮凝剂、混凝剂、脱氧剂 9、液压安全阀内应装（ B）作为液封。 A、沸点高、凝固点高 B、沸点高、凝固点低 C、沸点低、凝固点高 D、沸点低、凝固点低 10、燃油加热炉不完全燃烧的原因是( A)。 A、燃料雾化不好 B、燃油量突然增大 C、进炉空气不足 D、排油温度升高 11、石油沥青防腐层的加强级对应（ C ）。 A、五油五布 B、四油四布 C、三油三布 D. 五油三布
油气储运工程 油气储运工程是连接油气生产、加工、分配、销售诸环节的纽带，它主要包括油气田集输、长距离输送管道、储存与装卸及城市输配系统等。为保障能源供应、维护国家能源安全、开发西部、保护环境，《国民经济和社会发展“十五”计划纲要》规划了“西气东输”工程、跨国油气管道工程以及国家石油战略储备等大型油气储运设施的建设，其中正在实施的天然气管道近7000公里（总投资约650亿元），拟议中的跨国油气长距离输送管道16000公里。 简介 “油气集输和储运”技术随着油气的开发应运而生。早在中国汉代，蜀中人民就采用当地盛产的竹子为原油气储运工程 料，去节打通，外用麻布缠绕涂以桐油，连接成“笕”，就是我们现在铺设的输气管线。到了19世纪中叶以后，四川地区的这些管线总长达二三百里，专门从事管道建设的工人就有一万多人。在当时的自流井地区，绵延交织的管线翻越丘陵，穿过沟涧，形成输气网络，使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶，推动了气田的开发，使当时的天然气年产达到7000多万立方米。 油气储运 现代输气管道发源于美国。1886年，美国建成了世界上第一条工业规模的长距离输气管线。自20世纪60年油气储运工程 代以来，全球天然气管道建设发展迅速。在北美、独联体国家及欧洲，天然气管道已连接成地区性、全国性乃至跨国性的大型供气系统。，全球干线输气管道的总长度已超过140万千米，约占全球油气干线管道总长度的70%。最早的一条原油输送管道，是美国于1865年10月在宾夕法尼亚州修建的一条管径50毫米长9756米从油田输送原油到火车站的管道，从此开始了管道输油工业。但油气管道运输是从1928年电弧焊技术问世，以及无缝钢管的应用而得到发展和初具规模的。管道输送技术的第一次飞跃是在第二次世界大战期间，由于德国潜艇对油轮的袭击，严重威胁了美国的油料供应，美国于1942年初开始仅用一年多的时间就紧急建成了一条全长2018千米，管径分别为600毫米（当时最大的）和500毫米的原油管道，保障了原油的供应。半年之后又投用了一条长2373千米、管径为500毫米的成品油管道。对保证盟国的战争胜利起了重要作用。第二次世界大战以后，管道运输有了较大的发展。世界上比较著名的大型输油管道系统有：（1）前苏联的“友谊”输油管道。它是世界上距离最长、管径最大的原油管道，其北、南线长度分别为4412千米和5500千米，管径为426~1220毫米，年输原油量超过1亿吨，管道工作压力4.9~6.28兆帕。（2）美国阿拉斯加原油管道。其全长1287千米，管径1220毫米，工作压力8.23兆帕，设计输油能力1亿吨/年。（3）沙特阿拉伯的东-西原油管道。其管径1220毫米，全长1202千米，工作压力5.88兆帕，输油能力1.37亿立方米/年。（4）美国科洛尼尔成品油管道系统。该管道系统干线管径为750~1020毫米，总长4613千米，干线与支线总长8413千米，有10个供油点和281个出油点，主要输送汽油、柴油、燃料油等100多个品级和牌号的油品。全系统的输油能力为1.4亿吨/年。中国于1958年建成了第一条长距离输油管道-克拉玛依-独山子输油管道，全长147千米，管径150毫米。60年代后，随着大庆、胜利、华北、中原等油田的开发，兴建了贯穿东北、华北、华东地区的原油管道网。东北地区的大庆-铁岭（复线）、铁岭-大连、铁岭-秦皇岛4条干线管径均为720毫米，总长2181千米，形成了从大庆到秦皇岛和大庆到大连的两大输油动脉，年输油能力4000万吨。到1995年底，中国共有9272千米的干线原油管道，年输送原油量约1.2亿吨。1997年，中国还建成了具有国际先进技术水平的、常温输送的库尔勒-鄯善原油管道。到1989年，中国在四川、重庆地区已形成了一个总长度达1400多千米的环形干线输气管网。中国其他地区已建成的输气管道主要有：华北至北京输气管线（两条）、大港至天津输气管线、中沧线（濮阳至沧州）、中开线（濮阳至开封）、天沧线（天津至沧州）、陕京线（靖边至北京）、靖西线（靖边至西安）、靖银线（靖边至银川）、轮库线（轮南至库尔勒）、吐乌线（吐鲁番至乌鲁木齐）等。此外，中国在20世纪90年代还建成了两条长距离海底输气管道。一条是南海崖13-l气田至香港输气管线，另一条是东海平湖凝析气田至上海的湿天然气管线。，中国的天然气管道建设正面临着历史上最好的机遇，酝酿多年的“西气东输”工程已经建成。这项工程的核心部分是建设一条从新疆塔里木到上海、总长度达4000多千米的大型干线输气管道。 学科发展 中国正在启动国家油气储备计划建设，在镇海、舟山、黄岛和大连建设四个石油储备基地。同时在大庆、天津、濮阳和江苏的“五大储气库”工程也在规划之中，并在北京、信阳、上海及武汉设立四大调配枢纽油气储运工程 以配合五大气库，以便于调配特大型管网的配气量。预计在2010年左右，中国油气储运管网将逐步建成和完善。长三角地区是中国经济发达地区，也是能源消耗相对较高的地区，同时又是重要的石油化工基地。有金陵石化公司、扬子石化公司、仪征石化公司、镇海石化公司，金山石化公司及高桥石化公司等。另外，在江苏省内还有江苏油田、江苏气田。近期完成的甬－沪－宁管线将宁波港上岸原油输送到上海、南京等石化企业和化工基地，江苏省省内成品油供应管线联网正在酝酿中。长江三角洲地区是”西气东输”的终端，已经在各个领域发挥作用。未来的全国天然气总体布局中，超过30%的工程涉及江苏省。成品油销售系统更是遍布省内的各个角落，2001年6月的一次普查表明，全省拥有成品油库96个，加油站4924座，2001年全省加油站成品油销售超过580万吨。在这种大背景下，开展油气储运新技术研究，提高油气储运技术水平和安全管理水平，进而为我省油气储运及能源工业的建设和发展提供技术支持和技术储备，培养高层次、高素质的油气储运技术人才，因此油气储运学科具有无限广阔的前景。
《油气集输》综合复习资料 第一章绪论 1、国家对商品原油的质量是如何要求的? 2、规范规定的原油质量标准为： ①60℃时原油的饱和蒸汽压≤1大气压（绝）； ②优质原油含水≤0.5%（质量），合格原油含水≤1.0%（质量）; ③含盐≤50g/m3。 以上三项质量指标是油气集输系统设计的控制标准，请具体说明在集输系统中应该采取何种工艺措施达到以上标准。 3、集输系统由那些工艺环节组成? 4、油田产品有哪些，其主要指标是什么？ 5、简述油气集输流程的定义，并说明其包含的工艺环节。 6、简述油气集输的研究对象。 7、简述油气集输在油田建设中的地位。 8、《油气集输设计规范》中对自喷井、气举井的回压是如何规定的，为什么？ 9、油田上三脱三回收的内容是什么？ 10、油井生产含水原油时，若欲保持原油产量，对集输系统的建设规模有何影响，试用公式表示。 11、若把高产自喷井与低产自喷井用一根集油管串接起来，对高产和低产自喷井的产量有何影响？若把高产抽油井与低产抽油井用一根集油管串接起来，对各井产量又有何影响。 12、画简图说明小站流程的特点。 13、请试述我国油气集输站外管网有几种主要的形式？它们与各类生产设施之间是怎样的隶属关系？ 14、何为井口回压？在集输系统的设计中提高或减小井口回压会产生怎样的影响？ 15、请简述油气集输的工作内容，画图说明油气集输的工作过程，并说明在一般情况下油井计
量、油气分离和原油脱水等作业在哪种生产设施上进行。 16、油气在油层及井筒中的流动工况对石油生产是重要的，地面集输系统应能够反应油气在油层及井筒中的流动工况，试问在集输系统应考虑哪些参数测量以反映油层和井筒中的流动工况。 17、已知： ①A油气田某区块产井流气油比为100～200Nm3/Ton，综合含水20%，属自喷井采油，油压约为2～3MPa； ②B油气田某区块产井流气油比为10～50Nm3/Ton，综合含水70～80%，属抽油井采油。 根据油气田产品质量标准要求，试分别设计合理的地面工艺处理流程（以方框流程或示意流程图表示）。 18、油气田气油比小、含水高、集输压力低；气田气油比大、集输压力高。请根据所学知识组织油气田、气田集输工艺，辅以工艺流程图说明主要的工艺环节。 19、油田生产的特点既是连续又是不均衡的，试举例说明。 20、讨论油（气）井出油（气）管线流体流量随油（气）井生产时间的变化情况。 21、讨论计量站集油流程与多井串联集油流程的优缺点。为什么多井串联集油流程不便于集油系统的调整和改造? 22、把一级半集油流程的选井点设在油井附近和设在集中处理站附近有何区别？ 23、指出下图中，哪些为计量站集油流程。
油气储运工程专业 油气集输（脱水）工复习试题库 一、单项选择题一 1. 一般原油中的平均含碳量为（） A.11%~14% B.40%~50% C.65%~71% D.84%~87% 2. 原油按其相对密度分类，当d415.6<0.83时，属于（）原油。 A.重质原油 B.中质原油 C.轻质原油 D.轻质油 3. 已知某原油运动粘度为28.0m2/s，密度为860kg/m3,其动力粘度是（）pa·s。 A.888.00 B.30.71 C.0.0326 D.24080 4. 原油的比热一般为（）kJ/(kg·℃)。 A.0.5 B.1.0 C.1.5 D.2.0 5. 原油的低发热值一般为（）Kj/kg。 A.10350 B.28700 C.43600 D.60800 6. 将1kg的物质温度升高1℃时所需要的热量，称为该物质的（） A.比热容 B.热阻 C.热量 D.热值 7．原油的比热容大约是水的比热容的（）倍 A.0.5 B.1.0 C.1.5 D.2.0 8. 大庆原油的闪点为38℃，属于（）类易燃品 A.Ⅰ B.Ⅱ C.Ⅲ D.Ⅳ 9. 油品蒸汽压是衡量油品（）的重要指标 A.易燃性 B.易爆性 C.挥发性 D.流动性 10. 当油气浓度高于爆炸上限时，遇到火源会（） A.爆炸 B.燃烧 C.气化 D.无反应 11. 长输管线的组成可分为（）大部分 A.2 B.3 C.4 D.5 12. 输油站的主要任务是（） A.接收油田来油 B.供给用户用油 C.给油加热加压 D.给油计量化验 13．加热炉燃料产生的热量，通过（）传给被加热介质 A.辐射 B.对流 C.炉管 D.传导 14. 加热炉点火时，人要站在点火器的（） A.正面 B.侧面 C.上面 D.下面 15. 使用火把点加热炉时，把火把点燃后放在燃烧器下方（）处 A.10m B.10dm C.10cm D.10mm 16. 加热炉运行正常，烟囱应（） A.冒黑烟 B.冒黄烟 C.冒白烟 D.不见烟 17. 加热炉运行中，应控制调节火焰长度，不允许超过炉膛长度的（） A.1/4 B.1/3 C.1/2 D.2/3 18. 管道系统中，一般将原油的间接加热系统的装置称之为( ) A.方箱炉 B.加热炉 C.热煤炉 D.管式炉 19. 热媒系统是指给（）提供一定的压力能和热能，使其在系统中循环的设施 A.原油 B.热媒 C.燃油 D.热水 20. 热媒系统主要由（）、热媒预热器、热媒罐、热媒加热炉组成
重庆科技学院 课程设计报告 院（系）:_石油与天然气工程学院_专业班级:油气储运 学生姓名:学号: 设计地点（单位）重庆科技学院石油科技大楼_______设计题目:_ 某低温集气站的工艺设置 ——分离器计算（两相几旋风） 完成日期：年月日 指导教师评语: ____________________________________ ___ __________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________ _____________________________________ __________ _ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ ________
目录 1. 引言 (1) 2. 设计说明书 (2) 2.1 概述 (2) 2.1.1 设计任务 (2) 2.1.2 设计内容和及要求 (2) 2.1.3 设计依据以及遵循的主要的规范和标准 (2) 2.2 工艺设计说明 (2) 2.2.1 工艺方法选择 (2) 2.2.2 课题总工艺流程简介 (2) 3. 计算说明书 (3) 3.1 设计的基本参数 (3) 3.2 需要计算的参数 (3) 4. 立式两相分离器的工艺设计 (4) 4.1 天然气的相对分子质量 (4) 4.2 压缩因子的计算 (4) 4.3 天然气流量的计算 (5) 4.4 液滴沉降速度计算 (5) 4.4.1 天然气密度的计算 (5) 4.4.2 临界温度、压力的计算 (5) 4.4.3 天然气粘度的计算 (7) 4.5 立式两相分离器的计算 (9) 4.5.1 立式两相分离器直径的计算 (9) 4.5.2 立式两相分离器高度的计算 (10) 4.5.3 立式两相分离器进出口直径的计算 (10) 5. 旋风分离器的工艺设计 (11) 5.1 旋风分离器的直径计算 (11) 5.2 旋风分离器的长度计算 (11) 5.3 旋风分离器的进出口管径计算 (11) 6. 结论 (13) 6.1 设计思路 (13) 6.2 所做工作 (13) 6.3 得到的结果 (13) 7. 参考文献 (14)
油气集输设备的维护保养措施 发表时间：2019-07-03T16:15:10.100Z 来源：《基层建设》2019年第10期作者：冯艳1 赵秋玲2 吴晓丽 3 [导读] 摘要：油气集输是石油生产加工过程中重要的环节，集输设施管理状况直接影响油气集输系统的运行效率。 1.大庆油田有限责任公司釆油一厂三矿中五队； 2.大庆油田有限公司第一采油厂第二油矿北二联合站； 3.大庆油田有限责任公司一厂四矿聚中七队摘要：油气集输是石油生产加工过程中重要的环节，集输设施管理状况直接影响油气集输系统的运行效率。我国石油企业集输设施管理存在很大的问题，严重影响油气集输效率，从而对我国的油气生产造成了负面影响。通过改善石油企业集输设施中人员组织管理机制、不断进行技术工艺改造以及加强技术设备管理可以有效地改善集输设施管理现状，促进油气集输的顺利、高效运行。 关键词：油气集输设备；维护；保养 1、概述油气集输设备 在油田生产现场，油井的产物再经过油气水分离后，就会被集输系统进行远距离输送。在整个油气集输系统中，包含的设备种类和数量较多，这样设备的维护和保养效果对设备的使用情况有非常直接的影响，其中的任何一个设备出现故障，都会对系统的运行造成非常直接的影响。泵机组是其中的重点设备，包括离心泵、往复泵和螺杆泵等，这些泵的使用可以有效提高液体的位能和压能，满足油气集输的要求。在输气的过程中，还会使用到压缩机，用于满足输气的能量要求。 2、油气集输设备管理现状 2.1缺乏完善的设备管理制度 设备管理意识淡薄。随着油气集输设备的建设和更换，设备的用量较多、更换较频繁，一线管理人员的设备管理意识淡薄，造成设备管理上的账实不符。统一管理缺乏制约机制及责任激励机制。部分设备的使用单位因为仅是使用者，不是设备的投资者，并且对其维护保养缺乏相应的处罚和激励体制，致使部分管理人员在使用该设备时缺少维护保养意识和责任心。设备的报废不能及时清理和处置。部分设备未及时进行报废处理，造成资产的流失和浪费，虚夸了资产和利润，造成账实不符，资产管理混乱。 2.2管理人员综合素养不高 油气集输企业设备管理有着特殊的专业性要求，一个好的设备管理人员必须经过长期的生产、经营管理及现场实践学习才能满足业务工作的需要。另外，管理人员的设备保养、维护观念一定要强，同事配合强有力的设备管理制度，可以使集输设备得到合理配置和有效利用。另外随着技术的不断发展，油气集输设备自动化程度愈来愈高，生产装置之间结合也更加紧密，对一线的管理人员和技术人员都提出了更高的要求。传统的集输设备管理通常是设备的维护和检修，几乎不参与设备的设计和制造，与设备的设计制造者也缺乏有效的沟通，真正适合集输一线的设备应该有一线的管理者设计。 3、油气集输设备维护保养建议 为了提高油田生产的维护管理水平，合理解决设备管理过程中存在的问题。开拓油田设备管理的新思路，优化油田生产设备管理的新方法，使油田生产达到最佳的状态，保证所有的油田设备安全平稳运行，保持设备的完好率，建立设备的维护管理机制，提高设备的维护管理效果，满足油田生产的技术要求。 3.1设备维护保养策略 油田生产设备的维护管理是设备维修与保养的结合，任何的机械设备运行过程中，都需要进行维护保养，否则很难正常运行。对油田生产设备的维护保养包括日常的维护保养和定期的维护保养，可以实施预防性的维护保养，也可以进行事后的维护保养，无论采取哪种保养措施，目的都是保证设备的安全运行，满足油田生产的技术要求。对油田生产设备的日常的维护保养，是由岗位员工在当班工作时间内完成的，依据设备的维护保养规程，维护保养达到质量标准，能够延长设备的使用寿命，降低设备的维修成本。而定期的维护保养，是依据设备的性能，按照维护保养周期要求，实施的全面的维护保养工作，需要由专业的设备维修保养人员完成。 3.2创新设备维护保养思路 通过对油田生产设备管理存在问题的分析，强化对油田设备的维护管理，不断开拓新的思路。研究设备维护管理的措施，尽可能降低设备的磨损，减少设备的维修成本，促进油田设备安全运行，发挥生产设备的优势，更好地完成油田生产任务。结合油田生产的实际情况，对油田生产设备实施监测管理，及时排查设备的安全隐患问题，采取应急的处理措施，解决安全隐患问题。加强对设备的维护保养，不允许设备带病运转，对设备实施标准化的管理模式，建立设备的运行档案。记录设备的维护保养及故障状况，通过设备的运行记录，反应设备的使用状况。一旦需要对设备实施改造，以基础资料为依据。应用最少的投入，获得最大的效益。建立一批高素质的设备管理人员队伍，在日常的维护保养过程中，达到设备的维护标准，降低设备的磨损，对易损部件进行检查验收，及时更换损坏的零部件，保证设备的各个部分的合理配合。及时调整设备的运行参数，应用自动化的管理措施，建立设备的自控系统，及时发现设备的缺油干磨的现象，一旦设备发生故障，启动连锁机构，避免给设备带来更严重的损坏状况。 3.3对设备检修人员加大专业培训力度 在输油站场设备管理工作中，设备检修人员的综合素质、专业水平，对设备检修质量产生着直接的影响。基于这样的原因，输油站场日常管理中，应重点关注设备检修人员的培训，全面提高检修人员的综合素质、专业技能。加强对设备检修人员的培训力度，可以从以下几个方面入手：第一，针对设备检修人员现阶段存在的技术水平参差不齐的问题，应根据不同人的性格特点、实际需求，执行个性化的、定量化的培训计划，并组织专项培训，使所有检修人员均可以在原有基础上得到一定的提高，还要定期验收培训结果，合理调整培训计划，确保培训计划的有效性；第二，定期组织设备问题研讨会，针对日常工作中设备出现的故障，分析故障原因、找出有效的解决方法，切实提高检修人员发现问题、分析问题、解决问题的能力；第三，组织一批检修经验丰富、技能操作熟练的老员工与新员工签订师徒合同，开展一对一的传、帮、带活动，并要确定“师傅”与“徒弟”间的利益相关关系，切实提高新员工的业务技能。 结束语 我国石油企业集输设施管理存在很大的问题，严重影响油气集输效率，从而对我国的油气生产造成了负面影响。通过改善石油企业集输设施中人员组织管理机制、不断进行技术工艺改造以及加强技术设备管理可以有效地改善集输设施管理现状，促进油气集输的顺利、高效运行。