《认识实习》复习笔记.docx

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《认识实习》复习笔记

长距离输油管道介绍:

一、原油组成及物性:

①来自地层深处黏稠的可燃液体燃料；

②通常是黑色；

③主要成分是复杂的碳氢化合物中的『烃』（烷类、环烷类、芳香烃等）

宏观上讲，石油具有大致相同的物理化学性质。

不过，不同地区、不同层位的石油在物理化学性质上还是存在相当的差异。

石油最主要的组成部分是烃类。

利用石油组分沸点不同的特性，加热蒸馏，可将石油切割成不同沸点的馏分。

石油的族组成包括：

饱和烃，包括正构、异构烷烃和环烷烃；

芳香烃，包括纯芳香烃、环烷-芳香烃分子；

胶质（在我国实验室给出的分析报告中，多称为非烃）；

沥青质，由石油中含氮、硫、氧原子的高分子量多环化合物构成。

凝点：

原油在一定条件下失去流动性的最高温度。

凝点的高低与石油中的组分含量有关，轻质组分含量高，凝点低，重质组分含量高，尤其是石蜡含量高，凝点就高。

粘度：

原油在外力作用下流动时，流体内部各流体层作相对运动时相互间的摩擦阻力大小的物理量。

原油粘度大小取决于温度、压力、溶解气量及其化学组成。

温度增高其粘度降低，压力增高其粘度增大，溶解气量增加其粘度降低，轻质油组分增加，粘度降低。

含蜡量：

在常温常压条件下原油中所含石蜡和地蜡的百分比。

石蜡是一种白色或淡黄色固体，由高级烷烃组成，熔点为37℃～76℃。

石蜡在地下以胶体状溶于石油中，当压力和温度降低时，可从石油中析出。

地层原油中的石蜡开始结晶析出的温度叫析蜡温度，含蜡量越高，析蜡温度越高。

我国生产的原油绝大部分为高凝点、高粘度和高含蜡原油，俗称“三高”原油。

二、输油管道工作原理：

输油管道概况：

管道是石油生产过程中的重要环节，是石油工业的动脉。

在石油的生产过程中，自始至终都离不开管道。

我们可以把石油的生产过程简单地表示为：

长输管道是长距离输油管道的简称，它是指流量大，管径大，运距长的自成体系的管道系统。

可简单地表示为：

长输管道总是由输油站和线路组成。

首站、末站和中间站统称为输油站。

对于原油管道，首站一般在油田，末站一般为炼厂和港口。

为了保证管道的连续运行，首末站一般建有较大的库容，而中间站一般只设一座旁接油罐或事故罐，用以调节流量的不平衡（旁接油罐流程）或事故泄压（密闭流程）。

输油管道一般由离心泵提供压能，电动机为原动机（大功率，2000-3000kW）。

对于加热输送的管道，由于沿程散热，为了保持油品的温度，沿线还要设加热站，所用燃料一般为所输原油或渣油。

管道输送的特点：

运量大，固定资产投资小（与铁路相比）；

受外界限制少，可长期稳定连续运行，对环境的污染小；

便于管理，易于实现集中控制，劳动生产率高；

运价低，耗能少；

占地少，受地形限制小；

管道运输适于大量、单向、定点的运输，不如铁路、公路运输灵活。

三、输油管道设备：

输油管道的主要设备：

输油泵

加热炉

储油罐

阀门

清管装置

计量及标定装置

辅助系统

输油泵

输油泵机组的组合形式有两种：

串联和并联

加热炉：

长输原油管道的加热方式：

直接加热、间接加热。

储油罐:

为了保证管道的连续运行，首、末站一般建有较大的库容，而中间站一般只设一座旁接油罐或事故罐，用以调节流量的不平衡（旁接油罐流程）或事故泄压（密闭流程）。

油罐的操作包括收油、储油、发油、油罐内油品的计量等。

阀门:

阀门的用途广泛，种类繁多，分类方法也比较多。

总的可分两大类：

自动阀门：

不需要外力驱动，依靠介质（液体、气体）本身的能量而自行动作的阀门。

如止回阀、安全阀、自力式调节阀、疏水阀、减压阀等。

驱动阀门：

借助手动、电动、液动、气动来操纵动作的阀门。

如闸阀、截止阀、节流阀、蝶阀、球阀、旋塞阀等。

清管装置:

清管是保证输油管道能够长期在高输量下安全运转的基本措施之一，基本目的有两个：

输油前清除遗留在管内的机械杂质。

输油过程中清除管内壁上的石蜡、油砂等沉积物。

计量及标定装置:

辅助系统:

供电系统

供水系统

供热系统

排污及净化系统

通信系统

消防设施及消防管网

阴极保护间

机修间、化验室、车库、材料库。

四、输油管道设计：

长距离输油管道建设的规模大、投资多，往往是国家的重点工程，对国民经济发展有重大影响。

而其本身从勘察设计、施工，直到投产后的长期安全稳定运行都很复杂，必须慎重对待。

大型长距离输油管道建设要认真遵守以下程序：

（1）根据资源条件和国民经济长期规划、地区规划、行业规划的要求，对拟建的输油管道进行可行性研究，并在可行性研究的基础上编制和审定设计任务书。

（2）根据批准的设计任务书，按初步设计（或扩大初步设计）、施工图两个阶段进行设计。

初步设计必须有概算，施工图设计必须有预算。

（3）工程完毕，必须进行竣工验收，做出竣工报告（包括竣工图）和竣工决算。

由此可见，大型输油管道的设计一般分为三个阶段：

1.可行性研究（FeasibilityStudy）

2.初步设计（Preliminarydesign）

3.施工图设计（Detailingdesign）；

可行性研究的基本内容可集中归纳为三个部分：

市场研究

这是项目能否确立的依据，如果产品没有市场，项目也就没有存在的必要。

所以市场研究是可行性研究的前提，主要是解决建设项目的“必要性问题”。

工艺技术研究

主要是解决技术方案和建设条件的“可能性问题”，是可行性研究的基础。

经济效益研究

它是可行性研究的核心，解决建设项目的“合理性问题”。

根据可行性研究报告及其审批意见编制设计任务书。

设计任务书是编制设计文件的主要依据，一般包括以下主要内容：

（1）工程项目的依据。

（2）管道的起、终点，主要走向及中间进、出油点。

（3）所输油品品种、年输量（近期与远期）。

（4）对输油管道技术水平及某些技术指标的要求。

（5）建设进度与投资估算。

（6）各设计阶段的期限。

初步设计是在工程项目确立后，根据设计任务书的要求，结合实际条件所做的工程具体实施方案。

它是安排建设项目和组织工程施工的主要依据。

深度应满足项目投资包干、招标承包、材料与设备订货、土地征购和施工准备等要求，并能据以编制施工图和总概算。

输油管道初步设计通常包括以下文字材料与图纸：

（1）概述，包括设计依据，设计指导思想、原则与特点，工程概况与主要技术经济指标，基础资料与数据。

（2）工艺部分，包括输送工艺，水力、热力及强度计算，管材规格，泵站数及站址，首、末站储油罐容量及数量。

（3）线路，包括线路走向及沿线状况，线路工程及穿（跨）越工程，管道防腐与保温。

（4）泵站及加热站，包括首、末站及中间站工艺流程，泵机组和加热炉的型号、规格，供电与配电，仪表及自动控制，其它辅助设施，总图与主要建筑物。

（5）通信，包括通信方式、通信组织、主要设备。

（6）环境保护，包括对环境的影响及环保措施。

（7）管理，包括组织机构、人员编制。

（8）设备与材料清单。

（9）总概算。

根据批准的初步设计和主要设备订货情况即可进行施工图设计。

设计人员应根据初步设计及其审批意见所确定的方案，利用勘察及调研所搜集的资料，遵照有关标准、规范，绘出正确、详细并符合规定的图纸，满足施工、非标准设备制造的需要。

本阶段主要工作内容为：

（1）组织施工图阶段的勘察工作，修改或补充原初步设计。

（2）按批准和修改后的初步设计进行线路设计和输油站设计。

线路设计主要包括确定各区段管子的壁厚、防腐绝缘层和保温层的结构与厚度、线路变坡与转角结构、管沟挖深、各穿（跨）越工程的结构、线路阀室等。

输油站设计主要包括站址和工艺流程的最后确定；平、立面布置，各单体的安装设计与计算。

（3）绘制施工图。

施工图是发给施工单位组织施工的，必须详尽至全部工程项目的每一个需要建筑安装的部分。

（4）材料、设备明细表与预算。

（5）和施工单位共同编制的施工技术要求和施工组织设计。

五、输油管道施工：

一、施工准备工作：

技术准备

物资准备

施工队伍准备

施工现场准备

管理文件及资料

二、线路交桩与测量放线：

目的：

准确确定线路的走向、中心线位置和施工作业带界限。

三、施工便道修筑（扫线）

四、防腐管运输

五、布管

六、弯管、弯头与现场弯管

在长输管道施工中，管线随着地形的变化需要改变线路的走向，因此管线铺设时相应地要做竖向弯曲和平面弯曲。

管线改变方向有以下几种形式：

管线按弹性弯曲敷设

冷弯管（简称弯管）敷设

热煨弯头（简称弯头）敷设

七、管线组对焊接

八、无损检测

九、管线防腐

十、管沟开挖

十一、管道下沟回填

十二、清管测径、试压

六、输油管道运行：

长距离输油管道是由输油站和管线两部分组成的，一般长达数百公里，沿线设有首站、若干中间站和末站。

油品沿管道流动，需要消耗一定的能量（包括压力能和热能），输油站的任务就是供给油流一定的能量，将油品保质、保量、安全、经济地输送到终点。

根据所输油品是否需要加热可将输油管道分为常温输油管道和加热输油管道。

输油管道在正常输送时，全线基本处于稳定运行状态。

各站进、出站压力在允许范围内，各站设备应处于相对最佳状态。

当有计划地改变输量或因某种故障引起输量变化时，管道的能量供需发生变化。

为了维持管道的稳定运行，就需要对管道系统进行调节。

输油管道的调节是通过改变管道的能量供应或改变管道的能量消耗，使之在给定的输量条件下，达到新的能量供需平衡。

输油管道的调节方法：

改变运行的泵站数或泵机组数。

泵机组调速。

换用（切削）离心泵的叶轮直径。

阀门调节。

热油管道的启动投产：

投产程序一般包括：

（1）各站单体及整体冷热水试运。

（2）冲洗清扫站间管路。

（3）预热管路：

一般采用热水预热。

（4）通油投产，管线预热达到要求并全面检查合格后便可投油。

热油管道的启动方法：

冷管直接启动

加稀释剂或降粘剂启动

预热启动

含蜡原油管道结蜡及清管：

含蜡原油的凝点一般高于管道周围环境温度，必须降凝降粘后输送，目前多采用加热输送。

随着管道中沿程油温的降低，在析蜡点以下，原油中石蜡逐渐析出并沉积在管壁上，使管道内径变小，管道沿程摩阻增加，输送能力下降。

为确保管路的输油能力和减少管道结蜡，一方面要加强输油运行管理，选择合理的输油工艺参数，另一方面应健全完善管道清蜡装置，坚持周期性的管道清蜡。

我们通常所说的“结蜡”实际上是指在管道内壁上逐渐沉积了某一厚度的石蜡、胶质沥青质、砂和其他机械杂质的混合物。

管壁结蜡对热油管道的运行和管理是不利的，从影响蜡沉积的因素方面考虑，防止和减少结蜡的措施有：

（1）保持沿线油温均高于析蜡点，可大大减少石蜡沉积。

（2）缩小油壁温差。

（3）保持管内流速在1.5m/s以上，避免在低输量下运行。

（4）采用不吸附蜡的管材或内涂层。

（5）化学防蜡。

（6）清管器清蜡。

组织和实行定期清蜡是对长输管道进行有效操作的极为重要的条件。

对管路进行定期清蜡包括一系列组织-技术措施：

（1）对管路进行清蜡前的准备工作，并对工况进行分析；

（2）确定沿线收发球点的位置；

（3）选定各段的清管周期；

（4）选择清管器的类型；

（5）收发清管器。

在上述工作中，一项重要的工作就是确定清管周期。

清管周期长，则动力消耗大，热损失小，清管费用也小；而清管周期短，动力消耗小，但热损失和清管费用大，因此存在一个使总费用最小的最优清管周期。

热油管道的停输再启动：

热油管道在运行过程中，由于种种原因，不可避免地会发生停输。

停输的原因可以分为两大类：

事故停输和计划停输。

热油管道的停输再启动：

不论是计划停输还是事故停输，都有一个安全停输时间的问题。

对于计划停输，在制定停输计划时要考虑应该在允许停输时间内进行再启动；对于事故停输，抢修要在允许的停输时间内完成。

热油管道停输后，由于管内油温不断下降，粘度增大，管壁上的结蜡层增厚，会使管道再启动时的摩阻增大。

当油温降至凝固点以下时，可能在整个管子断面上形成空间网络结构，必须有足以破坏凝油网络结构的高压，才能使管线恢复流动，而最高压力要受泵和管线允许强度的限制，停输时间过长，有可能造成“凝管”事故。

顺序输送：

顺序输送（交替输送）：

在同一条管道内，按一定批量和次序，连续地输送不同种类油品的输送方法。

顺序输送的应用范围：

（1）输送性质相近的成品油。

如汽、煤、柴及各种重油、农用柴油和燃料油等。

（2）输送性质不同的原油。

成品油输送的特点是种类多、批量小。

若每一种油品都建一条管线，必然是要建多条小口径的管线。

若顺序输送这些油品，则只需建一条大口径的管线。

顺序输送的特点：

（1）成品油管道输送的是直接进入市场的最终产品，对所输产品的质量和各种油品沿途的分输量均有严格要求。

（2）成品油管道依托市场生存，要能适应市场的变化。

（3）成品油管道大都是多分支、多出口，以方便向管道沿线及附近的城市供油，有的管道还可能有多个入口，接收多家炼油厂的来油。

（4）成品油管道的相邻批次油品之间必然存在混油，混油段的跟踪和混油的控制是成品油管道的关键技术。

（5）与原油管道相比，其首、末站，分输、注入站需要的罐容大、数量多，需要有足够容量的油罐进行油品收、发油作业；末站除了油品的收发油作业外，还要考虑油品的调和、混油的储存和处理。

（6）当多种油品在管内运移时，随着不同油品在管内运行长度和位置的变化，管道的运行参数随时间而缓慢变化。

七、输油管道维护：

输油泵的日常维护：

（1）做好输油泵的润滑及冷却工作。

（2）对输油泵各连接、紧固部位进行紧固。

检查端盖螺丝、泵壳拉紧螺丝、底座螺丝及轴承支架螺丝，做到无松动滑扣现象。

（3）检查各管线、阀门、法兰有无渗漏，发现渗漏及时处理。

（4）检查前、后轴密封的泄漏量及温度是否正常，否则应及时进行调整。

温度不超过80℃，渗漏每分钟不超过30~60滴，压盖和轴套无摩擦现象。

（5）检查联轴器，保证螺丝松紧一致，受力均匀无松动滑扣现象。

（6）检查压力表，做到灵敏、准确、接头无松动滑扣及渗漏现象。

（7）检查过滤器，要清洁、畅通，滤网无损坏。

（8）做好输油泵的清洁工作。

（9）对停运和备用的机组，每天盘车一次使轴旋转180°，防止泵轴发生弯曲。

加热炉的维护：

所有检查和维护应周期性进行，在开始操作和启动期间，应经常地检查、调节和清洗，任何危害人身安全、损害设备的因素应予立即消除。

油罐的维护保养：

主要是做好油罐的防腐保温，油罐及其附件的检修和清除罐内沉积物等工作。

管道防腐层的维护：

（1）监测防腐层状况：

通常采用定期进行防腐层缺陷检漏、防腐层绝缘电阻测量等方法，必要时局部开挖验证，检测防腐层外观、粘结性能及剥离情况等，同时检查管壁腐蚀程度。

（2）防腐层分级管理：

对不同管段、不同状况的防腐层，按其技术状况分级，分别采用不同的维修对策。

（3）制订、实施维修计划。

阀门的维护：

运行中的阀门，各种阀件应齐全、完好。

法兰和支架上的螺栓不可缺少，螺纹应完好无损，不允许有松动现象。

手轮上的紧固螺母，如发现松动应及时拧紧，以免磨损连接处或丢失手轮和铭牌。

手轮如有丢失，不允许用活扳手代替，应及时配齐。

填料压盖不允许歪斜或无预紧间隙。

发现密封部位有渗漏应及时采取措施堵漏。

对容易受到雨雪、灰尘、风沙等污物沾染的环境中的阀门，其阀杆要安装保护罩。

阀门上的标尺应保持完整、准确、清晰。

阀门的铅封、盖帽、气动附件等应齐全完好。

不允许在运行中的阀门上敲打、站人或支承重物；特别是非金属阀门和铸铁阀门，更要禁止。

闲置阀门的内腔应吹扫清理干净，无残存物及水溶液，阀门外部应抹洗干净，无脏物、油污。

阀门缺件后，不能拆东补西，应配齐阀件，为下步使用创造良好条件，保证阀门处于完好状态。

巡逻和日常维修 

巡逻和日常维修的工作内容主要有以下几项：

（1）检查管道线路部分的里程桩、保坎护坡、管道切断阀、穿跨越结构、分水器等设备的技术状况，发现沿线可能危及管道安全的情况；

（2）检查管道泄漏和绝缘层损害的地方；

（3）测量管线的保护电位和维护阴极保护装置；

（4）检查和排除专用通讯线故障（如修复断线，更换个别绝缘瓷瓶和校正电杆等工作）； 

（5）管道设施的小量维修工作（如阀门的活动和润滑，设备和管道标志的清洁和刷漆，连接件的紧固和调整，线路构筑物的粉刷，管线保护带的管理，排水沟的疏通，管沟的修整和填补等）；

（ 6）与维修管道有关的沿线对外业务联系。

管线的测量和检查 

管线应当进行定期的测量和检查；用各种仪器发现日常巡逻中不易发现或不能发现的隐患，主要有：

管道的微小裂缝 腐蚀减薄 应力异常埋地管线绝缘层损坏 管道变形等 。

具体内容主要有：

1）外部测厚和绝缘层检查。

2）管道检漏。

3）管线位移和土壤沉降测量。

4）管道取样检查。

线路设备的检查和维护 

经常检查其动作性能。

仪表要定期校验，保持良好的状况。

紧急关闭系统务必做到不发生误操作。

设备的内部检查和系统测试按实际情况，每年进行l～4次。

管道的防洪和越冬准备 

为保证管线安全，每年洪水季节和冬季到来之前，必须有计划地进行防洪和越冬的准备。

由于管线及所在地区的气候和地形的特点，这些措施的内容不能一概而论，但通常应考虑以下项目。

防洪工作：

 检查和维修管线的管沟、保坎、护坡和排水沟； 检修大小河流、水库和沟壑的穿跨越； 检修线路工程的运输和施工机具； 维修管线巡逻便道和桥梁； 检修通信线路，备足维修管线的各种材料； 雨季来到后，应加强管道的巡逻，及时发现和排除险情。

越冬工作：

 修好机具和备足材料； 要特别注意回填裸露管道，加固管沟； 检查地面和地上管段的温度补偿措施； 检查和消除管道泄漏的地方。

管线的维修工作  

管道的维修工作按其规模和性质可分为：

 例行性（小修） 、计划性（大修） 和事故性（抢修）。

 一般性维修（小修）属于日常性维护工作的内容。

例行的维修工作有以下项目：

（1）处理管道的微小漏油（砂眼和裂缝）；

（2）检修管道阀门和其它附属设备；（3）检修和刷新管道阴极保护的检查头，里程桩和其它管线标志；（4）检修通信线路，清刷绝缘子，刷新杆号；（5）清除管道防护地带的深根植物和杂草；（6）洪水后的季节性维修工作；（7）露天管道和设备涂漆。

计划性维修工作按实际需要决定。

其内容包括：

（1）更换已经损坏的管段，修焊穿孔和裂缝，更换绝缘层；

（2）更换切断阀等干线阀门；（3）检查和维修水下穿越；（4）部分或全部更换通信线和电杆；（5）修筑和加固穿越跨越两岸的护坡、保坎、开挖排水沟等土建工程；（6）有关更换阴极保护站的阳极、牺牲阳极、排流线等电化学保护装置的维修工程；（7）管道的内涂工程等。

事故性维修视具体情况而定。

油气集输系统简介：

1.油气井产物：

原油（成品油、沥青），天然气（硫磺），水和杂质。

2.油气集输的研究对象：

勘探——开发和采油——油气集输——外输销售

3.油田内部原油及其伴生气的收集、加工处理和运输等问题

4.井排采油——分离器（气液分离）——缓冲罐

5.油田产品及质量指标

6.三脱：

原油脱水、脱气、伴生天然气脱水

7.井口装置：

天然气的井口装置一般较出油井口装置庞大，因为其压力大

8.抽油机—深井泵装置：

当油层能量不足以使石油由地下流至地面但不能满足增大产油量要求时，必须借助机械能量进行开采。

机械采油中，广泛采用深井泵采油法，这类油井称为抽油井。

9.分离器利用油、气、水密度差实现自助分离

10.脱水器利用电场力实现油水分离

11.沥青砂密度1.1，比水大

12.天然气的净化与加工：

将二氧化碳，硫化氢，水分出

13.海上油气开发：

桩腿式平台、半潜式平台、张力式平台、水下开口

14.水下铺管法：

S型铺管法（铺管船、倾斜下放），J型铺管法（垂直下放、水要深、弹性要好）

城市燃气输配：

1.实习基地流程：

（1）管输天然气

（2）液化天然气（3）压缩天然气（4）液化石油气混空气

2.管输天然气：

（0.8MPa）长输管道气——收球筒——除尘器——高压储罐——调压器——流量计——城市管网（加臭罐、加臭泵）（0.35MPa）

3.储气设施：

团结路门站采用两个2000立方，设计压力为1：

1.4MPa的高压球罐储气

4.离心式旋风分离器（除尘作用），气体由上排出

5.调压器：

降压，稳压

6.智能涡轮流量计：

流速——涡轮的转速——与流量成正比的电信号

7.注入式加臭装置（预防危险）

8.团结路门站有3处需要加臭的地方

9.常用的加臭剂：

四氢噻吩THT（低价、无毒、大部分门站采用），乙硫醇（有毒、价贵），三丁基硫醇TBM

10.液化天然气LNG在压力为0.056MPa时，液化温度为-163摄氏度左右，液化后体积压缩600倍，有利于运输和储存。

11.一般运输工具为槽车，船

12.LNG槽车——空温式气化器——水浴式气化器——调压器——流量计——城市管网（加臭罐、加臭泵）

13.压缩天然气CNG由压缩机加压，使其压力达20—25MPa，然后充装进入高压钢瓶组成槽车储存

14.P降低1MPa，T降低3—5℃

15.分级换热，调压

16.CNG气瓶车：

卸气车——一级换热器——一级调压器

17.液化石油气混空气（主要成分丙烷、丁烷）

18.CPG是从油气田或石油炼制过程中所取得的一部分碳氢化合物，主要成分为C3、C4，如丙烷、丁烷、丙烯、丁烯等

19.CPG属于二次能源，基本性质：

沸点-42.7℃左右，所以常温常压下呈气态。

当增压或降温时，极易变为液态

20.天然气爆炸极限5%—15%

21.CPG爆炸极限1.5%—9.5%

22.液化石油气混空气比例1：

1

23.核心是气化和混合

24.CPG运输方式：

槽车

25.团结路门站三个设计压力为1.6MPa，50立方米的地下储罐

26.卸车方式分为压缩机卸车（团结路门站卸车方式）和烃泵卸车

27.燃气站选址原则：

选在全年最小风频方向的上风侧