油气储运方式的创新

油气储运方式的创新（共8篇）

油气储运方式的创新 篇1

1 油气储运现存问题

1.1 油气储运相关的安全问题

近期的食品安全问题虽然占据很多新闻头条, 但是油气储运的安全问题更是不容小视。由于其主要成分是烃类碳氢化合物, 化学属性决定了油气具有易燃、易爆、易中毒、易聚集静电等特性。由于油气储运的过程有着特定条件的约束, 特别是在输油管道需要加热加压, 因此相关的安全问题甚是重要, 如有疏忽, 极有可能造成火灾以及爆炸等安全事故。一旦发生事故, 必然造成和施工人员伤亡以及巨大经济损失, 还会产生较恶劣的社会影响。因此, 应剖析油气储运存在的火灾危险性因素, 制定相应预防措施, 多检测多预防, 增强安全系数, 把事故危险发生的概率降到最低点, 为安全作业创造安全的环境。

1.2 浪费现象较为严重

在油气储运的过程之中, 由于油气的蒸发损耗过程较为迟缓, 损耗的形式也相对隐蔽, 再加上没有指标约束和硬性要求。因此, 损耗量常常因为计量上的误差被掩盖住, 但事实表明, 油气蒸发损耗累计的数量是十分巨大。通过对近十个石油企业进行测试, 得出数据, 经过分析得出, 油气蒸发损耗量约占原油产量的百分之三。若以百分之三的损耗率进行约算, 全世界每年损耗的油气约合中国全国一个季度的产油量, 损耗数量相当惊人。

1.3 部分油气管道输送理论与工艺不太成熟

由于中国地域广阔, 不同地区的原油物理性质相差比较大, 因此我国原油输送时仍采用加热输送工艺, 其能量消耗非常高。此外, 我国部分大型油气管网输送缺少先关经验, 例如:目前部分油气管道的工艺设计还未形成以数据库为基础、工作站为中心、各专业计算机配套的集成网络系统设计环境。线路勘察的卫星定位和遥感技术、大型复杂输气管网的设计、天然气管网系统的运行管理和维护都缺少相关的经验。

2 关于油气储运方式的创新性建议

人们在油气工业的不断发展中, 对油气的保存、运输方法不停的进行探索和创新, 以求经济、安全、快捷。今天的成就正是不断创新的结果, 明日的辉煌也需要不断的创新去探索才能取得。因此, 在油气储运中应该注意以下几点:

首先, 强化油气管道建设, 特别是前期工作。前期工作遵循的主要原则既是效益最大化原则, 要有合理的战略决策、选线以及参数。在战略决策方面, 以含蜡高黏易凝原油管道的管径的选择为例来讲, 当油的流速接近层流区时, 混油段上升, 为建成后立即进行使用, 通常选用的管道口径比较小。输气管道也是如此, 当较长一段时间达不到设计的输量, 以致超过经济限度时, 可以先建一条口径较小的管道, 当输量上升时可先增加压气站, 建第二条管道更为合适时再建新的线路。在选线方面, 对油田直达炼厂的输送管道, 直线长与线距长之比是一个重要的指标数据。但油气管道是多市场性的, 干线经常多绕一点路奔向市场, 这比新建支线更为经济, 因此管道选线更加复杂。此外, 应该尽量绕过高震级的活动断裂带、采空区、高难度河流等, 这些都需进行多个方案的比较。参数选择方面, 在输量得到确定之后, 对压力、直径、壁厚等进行优化升级设计。

其次, 抓好设备管理工作。做好设备的保养工作和维护工作。根据设备特殊属性进行严格规范的维护程序, 工艺流程操作前做好危害分析, 同时控制操作的风险。此外, 要把防静电处理工作落实到位, 油气储运的设备都应该做好防静电接地, 接地点要牢固。当螺纹连接处电阻值过大时, 要充分利用跨接使整个过程中的管线和设备的接地电阻值都符合规范和要求。

第三, 油气回收相关工作要进一步加强。从原油储罐挥发出的烃蒸汽由罐顶检测孔引出, 随后进入缓冲分离器, 经缓冲分离后的蒸气依次会经过电磁调节阀、过滤器、滑片式压缩机以及流量计, 最后进入集气管网。为保证油罐压力的稳定和压缩机的正常运行, 该装置设有补气系统。这个密闭的流程结构较为简单, 投资也比较少, 但防蒸发的效果非常好, 经济效益显著。此外, 在通过采取一些降耗措施, 可进一步降低油气蒸发损耗。针对减少静止损耗, 可以将传统的二次密封改变为PSS50型二次密封。

第四, 充分做好防火设计, 这也是安全问题的首要任务。设备泄漏往往发生于设计的阶段, 所以抓好防火设计是重中之重。首先是注意的是, 设备的设计、选材、选型、安装、布置都应该符合国家标准。根据不同工艺过程的特点, 选用相应的耐压、耐高温、耐腐蚀的材质, 按规定进行制造和安装。其次是新建、改建、扩建生产装置布局, 单元设备布置, 防火安全设施的设计和实施应遵循有关规范, 做好严格的防火审核工作, 充分考虑防火分隔、通风、防爆泄压、消防设施等因素。第三, 对设备、电气的防爆要求进行严格的把关, 消除先天性火灾隐患。第四, 加强消防队伍的建设, 特别是是油罐区应建配置专职的消防队伍, 执行防火、灭火职能。因此, 必须对现有的消防力量体系进行整合, 由单位独立办消防改制成为社会联办。这样的改变既可避免投资上的重复, 也可提高消防设施利用率, 同时加强了社会消防力量。

3 结论

总之, 我国在油气储运方面还处于发展阶段, 我们需要针对国内油气储运系统的现状进行研究和分析, 并且理论联系实际, 结合科学技术和创新思路, 找出符合我国国情的解决方法。尽管这个过程是相对比较漫长的, 但是只要不断探索, 最后一定会取得可喜的成就。

摘要：当今社会各个领域都在迅猛发展, 特别是石油化工业及能源的发展, 这就使得油气储运占据的地位越来越重要。近年来, 我国油气储运行业取得了较快的发展, 油气储运的管道设计、管理技术以及运行方面也随着科学技术升级优化而不断的趋于成熟。但是仍存在这一些问题, 笔者针对现存的若干问题进行分析, 同时对油气储存的方式提出了一些创新性的思考和建议。

关键词：油气储运,建议,储运方式,创新思维

参考文献

[1]潘家华.全面提高我国油气储运事业的整体水平[J].油气储运, 2004, (05) .[1]潘家华.全面提高我国油气储运事业的整体水平[J].油气储运, 2004, (05) .

[2]王才良.历史上油气储运方式的不断创新[J].石油科技论坛, 2006, (01) .[2]王才良.历史上油气储运方式的不断创新[J].石油科技论坛, 2006, (01) .

科技创新支撑和引领油气工业发展 篇2

“6212”即发展陆上油气勘探、陆上油气开发、工程技术、海洋油气勘探开发、新领域油气勘探开发和煤层气勘探开发6大技术系列，形成岩性地层油气藏勘探、高含水特高含水油田开发、海洋深水油田开发及工程和煤层气高效开发等20项重大技术，研制全数字万道地震仪等11项具有自主知识产权的重大装备，建设鄂尔多斯盆地大型岩性地层油气藏开发等22项示范工程。

专项将申请国家发明专利500多项，油气勘探开发整体技术水平达到或接近国际大石油公司的水平；培育海洋深水装备、石油工程装备、非常规油气开发装备制造业和油气工程技术服务等战略性新兴产业。

由此，“十二五”期间油气开发专项的重点任务是，研制11项具有自主知识产权的重大装备；研制全数字万道地震仪和MEMS数字检波器采集系统、网络一体化测井解释平台、复杂深井随钻测录配套装备、3000型大型压裂配套设备、深水油田工程支持船及配套技术、长输管道压缩机及大型球阀等关键装备，部分装备实现国产化。

专项将攻关突破7项重大技术、发展13项重大技术，完成8项示范工程。即完成成熟盆地精细勘探、高含水油田开发等7项重大技术；发展岩性地层油气藏勘探、碳酸盐岩油气藏勘探等13项重大技术；建设渤海湾盆地辽河坳陷中深层稠油开发等8项示范工程建设，为大庆稳产4000万吨和西气东输等重大国家工程建设奠定基础，实现石油储产量稳定增长、天然气储产量快速发展，保障国家油气能源安全提供技术支持。

据了解，权威机构预测至2030年，油气仍占全球能源消费的60%以上，占我国30%左右，因此保障我国油气安全供应是一项重大的国家战略。我国待勘探发现油气资源隐蔽、丰度低、埋深大，已开发老油田和新发现的大量低渗透油藏、稠油亟须大幅度提高采收率，海洋深水油气生产刚开始。我国未来陆上和海洋油气勘探面临技术和成本的巨大挑战，高端装备和大型软件自主研发能力不足，关键技术和装备与国外存在很大差距。

关于我国油气储运方式的探究 篇3

石油天然气是全世界工业发展、经济建设的主要资源。我国国土广袤, 资源丰富, 大量的石油天然气资源给国民经济发展带来了强大的动力。基于石油天然气的独特性质和我国实际情况, 我国主要采用管道运输方式进行油气的输送。经过多年的发展, 我国油气管道运输技术日趋成熟, 特别是在长距离、大口径、多分支的复杂输油管网和自动化控制方面实现了长足的进步。由于液体石油和天然气物理、化学性质不同, 储运工艺也大不一样。和液体石油相比, 天然气储运工艺更加复杂, 储运过程中危险点更多, 发生爆炸和泄露等安全事故的可能性更大, 对于经济发展正常秩序和居民人身安全造成了严重的威胁。加强对油气储存运输管理, 确保油气使用安全, 是我国油气行业面临的主要任务。

1 当前油气储存运输过程中存在的问题

1.1油气储运过程中的损耗和扩散问题

由于石油天然气具有极高的易挥发性和易燃性, 在储存或运输过程中, 会有大量石油天然气扩散到空气中, 不仅形成了严重的损耗, 还会造成潜在安全隐患。这个油气挥发的过程是稳定并长期持续的, 由于速度缓慢, 所以如果不严格分析检查, 就难以发觉, 不知不觉中就会造成巨大的浪费。石油天然气是一种极其易爆的物质, 当其在空气中达到一定比例时, 一旦遇到火源, 就会发生剧烈燃烧乃至保爆炸。相比于经济损失, 安全方面的危害更加难以忽视。

1.2 油气储运设备受到长期腐蚀

当前使用石油天然气管道主要采用碳素钢无缝钢管、直缝电阻焊钢管和螺旋焊缝钢管制作, 以地埋或架空的方式进行设置。无论地面以下还是空中, 长期处于自然环境中的输油管道与周围介质发生了化学反应, 其结果就是造成管道腐蚀。输油管道腐蚀不仅仅影响管道外观, 损坏管道结构, 缩短管道使用寿命, 严重时腐蚀深达管道内部, 对输送的油品质量造成严重损坏, 还会引发油品泄露, 对周边环境造成污染, 威胁到附近居民人身健康。输油管道腐蚀一直以来都是油品生产输送企业的重要难题。加强对输油管道腐蚀机理的研究和防护技术的开发, 对于提高油气储运系统工作质量和效率意义重大。

1.3 油 气运输理论体系尚不完善

我国在油气运输方面起步较晚, 虽然最近十多年来取得了长足的发展, 特别是在含蜡高粘易凝原油输送技术和添加降凝剂综合处理管输工艺方面发展迅速, 逐渐达到了世界先进国家水平, 填补了国内空白, 此外, 降凝剂开发研制、高性能减阻剂及其应用技术等也位于国际先列。但整体而言, 我国油气输送技术技术体系还不完善, 许多地方存在较大缺陷, 需要进一步深入研究。我国国土面积广大, 油田分布分散, 不同油田生产的原油性质往往存在很大差别。这就使得热输送工艺成为我国原油主要输送方式。这种方式能耗极高, 管输送量的千分之五都作为输送燃料消耗掉了。

此外, 我国大型油气输送管网技术的发展还很不成熟, 油气管道工艺设计尚未形成基础网络系统。该系统通过预先建立的数据库, 利用以工作站为中心的计算机网络进行设计计算, 是世界上最先进的油气管网设计技术之一。我国油气运输线路勘测中卫星定位和遥感技术的应用刚刚起步, 有待继续深入。此外, 我国在独立设计大型复杂的输气管网的经验还比较缺乏, 对于现代社会大型天气其官网系统的管理运营经验明显不足;虽然可以进行官网自动化监控系统的设计, 但配套的软、硬件都需从国外进口, 自主产权缺乏。另外, 在在线泄漏检测、动态模拟、统计分析、质量控制、调度优化、环境保护等方面的软件应用程度不足, 研发工作困难较大, 已经实现的功能不能充分发挥应有作用, 对油气管道内检测还在摸索中前进。

1.4 安全问题影响巨大

石油天然气易燃易爆, 再加上管道输送采用的是加温高压输送方式, 任何一个疏漏都有可能引发油气爆炸, 造成重大安全事故, 不仅给国家造成巨额经济损失, 危害周边人群人身健康安全, 对于社会稳定也有很大的负面作用。此外, 油气往往是一个地区的主要能源种类。油气输送管道发生爆炸, 势必会对当地油气用户的正常使用带来巨大影响, 对当地正常的经济发展秩序造成严重破坏。因此, 油气生产运输企业务必要加强油气在储存和运输过程中的安全防范, 采取有效措施, 彻底杜绝油气储运环节可能发生的安全隐患, 将安全事故造成的影响降到最低, 确保油气储运安全。

2 改 善我国油气储运状况的相关对策

2.1 减 少油气储运过程中的损耗 , 深入开展油气回收工作

由于油气在储运过程中消耗、挥发的隐蔽性, 使得油气挥发虽然数量巨大, 但难以做到具体评估, 再加上油气储运环节较多, 挥发的油气量往往会被认为是计量误差。随着资源日渐紧张, 环境保护意识的增强以及人们对安全事故的重视程度逐渐加深, 减少油气储运损耗和加大油气回收逐渐成为社会各界的普遍共识。许多改良技术被不断开发出来并应用到实际工作中, 发挥了不小的积极作用。比如, 相对于传统的喷溅式装测工艺, 新型浸没式液下装车技术有效的降低了装车过程中油气的挥发消耗, 不仅节约了资源, 保护了环境, 也提高了企业经济效益和安全水平。尽管如此, 每年仍有数千吨油气从各个环节进入大气层, 油气浪费问题十分严重。所以, 在防止油气挥发的同时, 还要加强油气回收力度。油气回收已经成为当今世界各国油气生产、使用行业的日常工作之一。我国油气系统庞大, 生产、储存、运输、使用各个环节遍布祖国各地, 各地情况又不统一, 使得油气回收工作非常困难。针对我国油气回收各地情况不同的问题, 不能使用一刀切的方法, 必须根据各地实际情况, 因地制宜地制定、采取措施。冷凝法是我国发展较为成熟的油气回收技术, 实际应用情况也比较好。目前最主要的困难在于降低成本及如何实现国产化。而常温常压吸收法回收技术已经发展成熟, 造价低廉, 工艺简单易行, 广泛应用于我国油气回收行业, 是我国油气回收技术今后主要发展方向之一。

2.2 不 断完善油气储运基础设施建设工作

我国国土面积广大, 油气运输线路动则上千公里, 造价高昂。油气企业要站在全局高度科学规划油气运输线路, 正确选择运输路线, 在油气运输工程项目设立之初, 就将工程造价成本控制到最低水平, 从而实现经济效益的最大化。

2.3 做好油气储运系统安全保障工作

油气生产, 安全第一。基于油气的独特性质, 使得油气储运行业安全工作的重要性更胜于其他行业。相关部门要充分认识到运输安全对油气储运事业的重要意义, 认真分析油气储运工作危险点, 做好风险识别, 切实采取有效措施, 防止油气储运系统安全事故发生。

3 结 束语

尽管我国油气资源丰富, 但随着社会主义经济建设的逐步深入, 油气资源紧张的问题日渐凸显。加强油气储运管理, 改善油气储运条件, 提高油气利用效率, 节约油气资源已经成为我国油气行业必然面对的一项重要任务。相关领域管理人员要高度重视油气资源的存储、运输和回收工作, 不断加大技术研发力度, 从我国实际情况出发, 制定措施, 不断完善我国油气储运系统建设, 为我国社会主义经济体制改革和现代化建设保驾护航。

摘要：石油天然气是我国重要的战略资源。科学、安全、稳定、高效的油气储运系统是国民经济建设正常发展的重要保障。文章分析了我国油气储运过程中存在的主要问题, 并就如何提高我国油气储运质量, 改善油气储运环境提出了自己的看法和见解。

关键词：油气储运,技术,发展方式

参考文献

[1]杨天蓉.油气储运工程实施中的环保管理问题研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (2) .

[2]张阳.论油气储运过程中自动化技术的运用[J].中国电子商务, 2012 (16) .

油气储运方式的创新 篇4

关键词：储运,腐蚀防护,回收

1 管道腐蚀

现在我国的输油管道大多数都采用碳素钢无缝钢管、螺旋焊缝钢管和直缝电阻焊钢管的管材。当金属管道和油气等介质接触时,会发生化学作用或电化学作用从而导致管道的锈蚀。这种现象在油气储运系统中非常普遍。金属管道被腐蚀后,在外部形态、金属色泽以及机械性能方面都将发生变化,对所输送的油品质量会产生很大影响,使输油管道的使用寿命缩短,如果泄漏会污染环境的重大问题。造成输油管道腐蚀的原因一般有下面四种情况:(1)管道填埋的地理环境。包括土壤类型、土壤电阻率、土壤含水量(湿度)、p H值、硫化物含量、微生物、植物根系等。(2)材质的应力水平。由于材料所承受的应力超过其屈服应力的30%以上,这样会导致焊接构件的焊缝周围区域出现裂纹。(3)埋地管道的防腐效果。油气管道是否会发生腐蚀破坏的关键因素是对腐蚀防护的控制。如今管道的腐蚀防护大都采取了双重措施,即防腐覆盖层与阴极保护。(4)油气管道的设计制造。一些学者参照实验室的标准来设计一些容器,来避免管道的腐蚀开裂[1]。

对于油气管道腐蚀建议采取以下措施:(1)提高钢材管道的等级。随着输送油气的要求不断提高,输送的压力也随之提高,由于受到焊接工艺等很多方面的限制,管道的壁厚不能随着大幅度提高,这就需要选择较高的钢材等级来满足工程需要。(2)管道的内涂层处理。由于油品中残留一些杂质,水分、微生物等物质,这些残留物会致使管道内壁形成原电池,造成腐蚀,产生的锈片又会严重影响油品质量。因此管道的内涂层要选择耐油防腐涂料。而且涂料的化学稳定性要好,机械性能高,不会污染油品。(3)对油气管道表面进行处理。由于剥离或阴极剥的原因造成管道发生应力腐蚀开裂。在早期的油气输送中管道防腐处理较简单,只是单一的钢管表面除锈,其结果是造成底漆粘结不牢,经常会发生剥离或阴极剥离现象。因此,必须对涂敷前的钢管表面进行抛光或喷砂处理,必须达到标准要求光洁度,以保证底漆粘结牢固。早期所采用的石油沥青、煤焦油磁漆以及冷缠胶带技术被双层环氧粉末喷涂技术取代。后者对管道的表层防腐起到良好的效果。(4)选择合适的管材壁厚度。有人主张采用高强薄壁管材。高强薄壁的优点是可节省钢材,减少工程费用。但也有其不足之处:第一,储运过程与投运中管道的局部容屈曲失稳;第二,裂纹扩展时,开裂破坏程度大。而厚壁管比薄壁管有利于抗应力腐蚀开裂,所以在施工设计时可以选择性的降低管材强度,增加管壁厚度[2]。

2 油气回收

在油气的运输过程中,油气蒸发损耗存在整个过程中,由于损耗形式表现隐蔽,运输中没有明确的指标约束,因此损耗量经常被计量误差掩盖。实际上油气蒸发损耗所累计的数量是足十分巨大的,而且散发到空气中的油气又是造成火灾的重大的隐患。因此对油气回收问题必须重视起来。

在汽油、石脑油等轻质油品的运输和储存过程中,往往会造成挥发性油气排入大气,污染了环境,加大了安全生产工作的难度。油气在采用了浸没式液下装车工艺后,装运过程中油气挥发损耗比喷溅式装车工艺下降了很多,但每年我国还是会有几千吨油气排入大气。要彻底解决这种的油气污染,就必须采取有效的油气处理措施。当今世界各国都采取各种措施来处理这些挥发性油气。处理方法有吸附法、吸收法冷凝压缩法、膜分离法几种[3]。

2.1 吸附法

吸附法是利用混合物中各组分与吸附剂间结合力强弱的差别,即各组分在吸附剂与流体相间分配不同的性质使混合物中难吸附与易吸附组分分离的技术。吸附法特点是合适的吸附剂对各油气的各组分的吸附有很强的选择性。油气装车时产生的蒸汽首先进入吸附罐,通过活性炭床后,活性炭吸附99%以上的油气,被贫油空气由吸附罐上部的排放口排出。油气装运时最常用的办法是真空解吸,在真空状态下使吸附在活性炭孔隙内的烃挥发,油气排放浓度决定了轻烃解吸时所需的真空压力。

2.2 吸收法

排放气进入吸收塔,用吸收剂将其中的轻烃吸收,含少量轻烃的尾气排至大气。吸收了轻烃的吸收剂经再生后可循环使用。轻烃通过汽油或其他油品进行吸收。该方法由于采用吸收剂的不同,吸收流程及其回收效果也不同。常用的吸收剂主要有:有机溶剂、汽油、柴油、煤油及近似上述组成的油品。吸收剂的性能在很大程度上决定了吸收法的处理效果,吸收剂要具有以下特点:对油蒸气有很强的溶解度、具有明确的选择吸收性、难挥发、低压降、无腐蚀、无毒性、高导电率、不易燃、不发泡、冰点低、价廉易得、易解吸再生、化学稳定性好等[4]。

2.3 冷凝法

冷凝法的基本原理是当冷凝气的温度低于其露点温度时会产生冷凝,空气的露点温度高于易挥发性的有机化合物的露点温度,所以当对油蒸气和空气的混合物进行冷凝处理时,很大部分油蒸气会被冷凝成液态而空气则可以通过通风口被排出,从而达到分离的目的。冷凝法工艺的简明直接,油气不需二次工艺处理,能够回收高品质纯质汽油。

2.4 膜分离法

膜分离法是一种基于溶解扩散机理的气体分离技术根据不同的气体在不同的速度下,扩散率与溶解度之间的速度差,透过薄膜空气从高压区到低压区而得到分离。膜分离法的分离效率受膜材料、气体组成、压差、分离系数以及温度等因素的影响,是一种非常典型的动力学分离过程,可用于各类混合气分离。

3 结语

油气是非常宝贵的自然资源,我国的油气储运的研究还处于低级的发展阶段,而且有些技术不能完全照搬国外技术,需要根据国内石油化工储运系统中实际情况进行探索,找出解决我国油气储运问题的解决方法。

参考文献

[1]宋晓琴.金属腐蚀与防护.

[2]杨筱蘅,张国忠.输油管道设计与管理[M].石油大学出版社,1995.

[3]李德旭,赵燕.油气回收技术研究现状[J].现代化工,2006,26(2):63-66.

浅谈天然气储运的方式 篇5

1 常见的天然气储运方式

通常来说, 天然气的储运方式大概有5种, 液化天然气 (LNG) 输送、管道运输、压缩天然气 (CNG) 储运、吸附天然气 (ANG) 储运、天然气水合物 (NGH) 储运。

1.1 L NG储运方式

LNG技术是天然气储运的常用技术, 该技术可以将天然气进行净化和超低温处理, 具有很多优点, 如:储运空间小、热量大、性能高、费用低等。通常来说, 在气源充足的地方都会有LNG液化站, 这样可以实现扩大LNG产量, 回收投资成本。LNG的运输方式是通过公路运输, 所用的储罐槽车都是经过低温处理的, 到达目的地后, 经LNG槽车自增压系统增压, 然后进入LNG储罐。储罐中的LNG在进入气化器中气化以前还要经过自增压系统的作用, 之后经调压计量可送入城市管网。LNG运输天然气开发利用的有效方法, 能够大大降低因气源不足敷设管道而造成的风险, 但也存在一定危险性, 因为, LNG工厂具有庞大的规模, 净化、液化的生产工艺比较复杂, 一旦出现泄露很容易形成爆炸, 泄露后的液体与低温物体表面接触会产生严重的伤害。

1.2 管道输送方式

管道输送天然气是各大城市最常见的, 也可以说在陆地上要想大量输送天然气, 唯一的方式就是通过天然气管道进行输送, 通过管道天然气可以从生产地运送到城市各个工业企业等需要的地方, 世界上所有的管道当中, 有一半是天然气管道。国内天然气管道的发展速度非常快速, 西气东输工程等的竣工, 使我国天然气管道横穿中国的东西部, 从目前城市发展速度来看, 中国的天然气工业还处于上升期, 天然气市场潜力巨大。中国天然气产业的快速发展仅是一个新阶段的开始, 中国的环境压力和快速的城市化极大地扩大了天然气市场。中国天然气需求未来十几年将高速增长, 预计平均增速将达15%。中国规划到2020年天然气的使用量在一次性能源中所占的比例达到20%。管道输送的使用非常普遍, 但它也有相应的缺点, 如:投资大、成本、回报慢, 战线长, 涉及面广、维护难度大、容易发生事故等, 正常情况下, 管道一旦破裂, 将有大量的能量释放出来, 撕裂长度较长, 排出的天然气遇有明火, 还易酿成火灾。

1.3 CNG储运方式

CNG即压缩天然气是天然气加压并以气态形式储存在容器中 (20-25MPa) , 再用高压气瓶组槽车通过公路运输或海运, 还可以将管束容器制成铁路运输槽车的形式通过铁路运输, 在输配站经过减压后, 进入储罐, 随后就可以给汽车用户或零散用户供气, 该技术不需要高难度的技术, 目前已经普遍应用在然气加气站中。该技术的唯一确定就是对储气容器的要求比较高, 因为需要比较高的压力, 有时候达20MPa以上, 存在一定的危险性, 而且能量储存密度不大。

1.4 ANG储运方式

ANG是近年来出现的一种新的储运技术, ANG是将高比表面的天然气专用吸附剂装在储罐中, 通过内表面积和丰富的微孔结构, 在大约 (3-4 MPa) 的压力下使ANG达到与CNG相接近的存储容量, 使用前为了释放天然气还要通过降低储存压力这一步骤。该技术的主要关键是要有配套的高效吸附剂和改进的储存容器, 在正常情况下, 理想的吸附剂具有较高的吸附和脱附的速率, 残留在壁内的“余气”只有在压力下降到一定程度时, 才具有良好导热性, 使热量迅速传出罐, 这样可以相应降低这一影响。近些年, 国内外一些专家对各种不同固体吸附材料进行过吸附性能的研究分析和评价。通过试验进一步证明, 具有高微孔体积的活性炭是吸附存储天然气的最有效吸附剂。该技术的缺点, 就目前来说, 有以下几方面:一是相同储存容积下的有效储气量比CNG或LNG储存容器低得多;二是天然气吸附与释放过程中的热效应未得到解决;三是如何解决天然气的重组分在释放过程中的滞留问题。ANG降低了储存压力, 使用安全方便, 储存容器无需隔热, 材质选择余地大、质轻、低压, 具有一定的发展前景。但由于气体储存密度不大、吸附剂寿命有限等, 其在工业应用方面受到一定的限制。

1.5 NGH储运技术

NGH是由天然气与水所组成, 其外貌极像冰雪, 呈固体状态, 点火即可燃烧, 有人称其为“可燃冰”、“气冰”、“固体瓦斯”。在标准大气压下, 1m3饱和固态甲烷可释放出约164m3的甲烷气体。除印度和日本外, 中国也陆续影响许多欧美国家 (如挪威、德国) 一起联手准备研究NGH储运技术。

目前, NGH的运输方式大概有3种, 一是干水合物的生产作为第一步, 接下来将其装到轮船上, 轮船应该是与LNG运输船相似的, 将其运输到使用地以后, 在轮船上讲其再气化, 分离出来的游离水可以留在船上用作返航时的压舱水。二是水合物浆在经过两次脱水后, 黏度变成1, 水合物浆在一定的压力和适当的温度下, 泵入双壳运输船上的隔热密封舱。三是充分混合已经制成的干水合物与已经冷冻到-10℃的原油, 充分混合后形成了NGH油浆液并悬浮于原油中, 接下来在接近于常压的条件下泵入绝热的油轮隔舱或绝热性能良好、运距较短的输油管中, 输送到接收终端后, 在三相分离器升温, 分离出原油、天然气和水。以上三种运输工艺都具有明显的优点, 如工艺要求不高、操作简便。运输工艺与国内天然气生产的具体情况相结合, 可以从经济、安全的角度考虑, 不同的位置采取不同的运输方式, 位于近海的分散小型油气田可以使用上述方法运送伴生气或天然气, 处于边远地区的分散小型陆上油气田也可以在对上述方法略作改进的基础上加以利用, 从而提高对分散的天然气资源的有效利用率。

2 结语

2.1管道输送技术成熟, 可以平稳、全天候连续运输, 损耗少、运费低、占地少、污染低、有利于环境生态保护, 但受到一些客观因素的制约, 如:气源、距离、投资、输送压力高, 运行维护费用较高等因素的制约。

2.2输送方式由于其具有储存密度大、压力低、系统的安全性和可靠性比较高等优点, 比较适合应用在大规模、长距离、跨海船运方面, 但由于天然气液化临界压力高、临界温度低、液化成本高、技术难度大等条件的限制, 该运输方式在建设初期成本巨大, 输配站受安全因素制约, 影响技术的大范围应用。

2.3 CNG技术已经是一象比较成熟的技术, 使用起来比较灵活性, 所需成本相对较低, 非常适合于用气量不大、用户距气源及输气干线较远的地区。该技术目前存在的缺点是运行费用较大, 不适合远距离输送, 在安全方面存在一定隐患。

2.4 ANG储运压力较低, 但是吸附剂寿命短, 吸附周期长, 扩大吸附剂筛选范围的技术难度较大。

储存密度高, 投资运行费用低, 安全性高, 具有较大的应用市场和发展潜力, 但储运技术目前还处于研发阶段。按国外研究部门的估计, 未来5年之后可达到商业化应用的程度。天然气水合物储运技术的发展与应用必将带动相关工业的发展, 产生巨大的经济效益和社会效益。我国应加强NGH储运相关方面的基础研究, 为NGH技术在我国储运工业中的应用作好技术准备。

摘要：天然气储运技术经过近几年的发展, 已经日渐成熟, 本文结合本人实际工作经验, 首先介绍了天然气储运常见的几种方式和现有技术发展情况, 从经济的角度对这几种天然气储运方式进行了对比分析, 以天然气水合物 (NGH) 储运为主要对象, 对一些天然气储运技术问题进行了探讨。

关键词：天然气,储运,方式

参考文献

[1]杜晓春, 黄坤, 孟涛.天然气水合物储运技术的研究和应用[J].石油与天然气化工, 2005年02期.

[2]夏哲舫.天然气水合物储运的新技术经济性评价[J].石油化工设计, 2006年03期.

[3]张琳, 李长俊.水合物法储运天然气技术[J].天然气化工, 2006年03期.

油气储运方式的创新 篇6

据统计, 自1998年胜利油田气井实施大面积压产关井以来, 共有46口气井因长期关井而减、停产, 累计影响产能18.4×104m3/d。因此, 分析间歇生产可能造成的气井减产、停产原因, 有助于采取相应预防措施避免或者减少此类问题的发生。

1 间歇井关井前后压力变化及流体分布情况分析

1.1 关井前状况

间歇气井中产水气井占有较大比例, 多表现为气井带水生产, 井筒含液量不断增加。随着井底回压不断升高, 地层生产压差减小, 气井产量持续下降, 气井在没有采用相应的排液措施即关井压产。同时, 由于井筒积液的存在, 近井地带一定范围内含水饱和度较高, 地层水占据气相渗流通道, 导致气相渗透率下降。

1.2 关井后状况

积液气井关井后, 井筒内液相回落, 在井底会形成一定高度的液柱。由于关井后井筒与地层之间并不能在瞬间就达到平衡, 在特定情况下会产生积液倒灌的现象。倒灌现象主要由井筒积液带来阶段性的井底流压高于近井地层压力所引起。气井生产一段时间后, 会在地层近井地带形成的压降漏斗。在关井时, 由于存在井筒续流效应, 地面产量立即由q0变为0, 但在井底, 仍有地层流体包括水和气从地层流入井筒, 从而使井筒压力逐渐增加, 直到与近井的地层压力达到平衡, 此时, 井底产量变为0, 实现关井。如图1所示。

此后井筒内的气液两相由于重力分离作用, 气体上升在井筒顶部聚集, 积液滑脱后聚集于井底。由于液体的相对不可压缩和气体在封闭系统中无法膨胀的特点, 引起井筒内的压力的增加, 如图2中的A点所示。井筒中气相的压力加上积液带来的附压, 此时的井底压力很可能在高于恢复后的近井地层压力, 增加的压力可通过地层释放出来, 即积液在井筒和地层压差下开始倒灌地层, 最终在井筒和临近地层之间达到平衡, 如图2中B点所示。

由于胜利油田浅层气藏渗透率较高, 井底压力和地层压力恢复到平衡状态需要的时间很短, 但在随后的关井状态下, 井筒内的积液可能在近井地层中凹向气相的弯液面毛管压力的作用下产生反渗吸, 加重水锁效应。

对于水、砂同出气井而言, 其近井地层和防砂管之间在一定范围内会形成污染带, 地层中的粉细砂及泥质在高含水饱和度条件下成为非牛顿流体, 也可封隔气藏的剩余气。

2 间歇气井压力分析

2.1 近井地层水锁存在驱替压力

地层近井地带高含水饱和度形成水为连续相、气为分散相。多孔介质中气液两相因界面张力形成的毛细管阻力和贾敏效应 (小气泡堵塞孔隙) 带来的叠加效果对气井启动影响很大, 开井后气层突破水锁带是气驱水的排驱过程, 只有当驱动压力大于毛管阻力 (门槛压力) 时, 气体才能驱动水向前运移。地层污染半径越大, 启动阈压值越高。

2.2 高含水近井地带渗流压力梯度高

在近井含水饱和度较高时, 水相超过了束缚水饱和度, 虽然在压差作用下具有流动性, 但相比纯气相, 粘度不同及两相流形成的渗流压力梯度大幅提高。水侵会占据气体流动通道, 引起储层渗透率降低, 气相的流动阻力明显增大, 在极端情况下可能会使储层有效渗透率降为0, 使得流体无法流动。

2.3 水砂复合伤害

出砂和水锁复合伤害比单一伤害严重的多, 近井地带见水加剧了地层出砂, 地层渗透率在出砂和水的复合作用下迅速降低。严重的水砂复合影响可使气相绝对渗透率降低至伤害发生前原始地层渗透率的20%以下, 对气井产能造成更为严重的影响。

2.4 井筒积液附加压力

由于井筒积液带来的附加压力, 在开井时减小了地层的生产压差, 导致携液能力下降, 使附加压力进一步增加。

3 避免和解决间歇气井停产方法

3.1 关井前主动排液

气井关井前, 了解井筒积液状况, 对积液严重的气井采取主动排液措施, 避免出现关井后的井筒积液倒灌。

3.2 改变常规关井操作方法

对积液量较少的井采用逐渐减小生产阀开度的方式缓慢关闭气井, 以使井筒与近井地带压力逐步恢复到平衡状态。

3.3 合理控制开井诱喷过程

利用井筒有限储容气量提高发泡效果, 维持连续排液是泡排诱喷的一个关键。实际操作中, 放喷气量应先大后小, 以初始的大气量使井筒产生较大扰动, 利于发泡剂与积液充分混合, 以后续的小气量使井筒保持良好的泡沫流态, 提高诱喷排液量和效果 (必要时可采取多次短时开关井反复激动) 。

4 认识

油气储运方式的创新 篇7

1 目前国内管道液化石油气的进户方式

液化石油气从气化站输送到每一个用户的方式有下述三种:

(1) 低压输送, 低压进户。气化站内安装中、低压调节器, 供气管网全部为低压。

(2) 中压输送, 楼栋调压, 低压进户。气化站安装中-中调压器, 供气压力控制在0.055MPa左右, 在楼栋前安装调压器, 将压力调至低压后, 经低压楼前管将燃气送往各用户。

(3) 中压输送, 中压进户, 分户调压。气化站内安装中-中调压器, 供气压力控制在0.55MPa左右, 中压燃气直接进户, 在每户安装一个户内调压器。

三种供气方式从燃烧的角度来衡量, 燃具前压力越接近额定压力, 燃具的工况越稳定, 设备运行也越安全。采用分户调压方式, 能保证燃具基本上处于额定压力下工作, 具有比其它两种调压供气方式无法比拟的优势, 但从已使用的情况看, 分户调压仍然存在着一些隐患, 主要是国产户内调压器工作失灵的事情偶有发生, 供气的安全性不能保证。故目前通常采用进口的分户调压器或在用户调压器前加设安全切断阀, 但使用户的调压设备费增加。目前对于不同区域, 不同用户液化石油气采用下面四种进户方式。

(1) 对高层单体建筑, 应选择中压进户, 分户调压方式。若选择低压进户方式, 户内立管过大的附加压头将无法使大多数燃具在额定工况附近工作, 导致燃烧不稳定。

(2) 对多层建筑而言, 如果庭院用户不多, 可选择瓶组供气并采用低压进户的供气方式。因为此时主干管可选择φ57×3.5的无缝钢管或φ63×3.6的聚乙烯管, 管径及管网投资并未增大, 同时可节省调压设备费用。

(3) 如果用户较多, 应选择中压供气、低压进户的调压方式。因其相对于第一种方式可节省管网投资;相对于第三种方式, 可大幅度节省调压设备费用, 同时也可能使燃具在额定工况附近工作。

(4) 对于建筑密度小的别墅区, 因管道铺设的距离较长而利用率很低, 宜选择中压气进户的调压方式供气。

在设计液化石油气管道输配系统时, 要考虑液化石油气的性能。液化石油气的主要成分是丙烷、丁烷, 它在常温常压下为气态, 但适当升压或降温可转化为液态, 由气态转为液态时, 它的体积缩小250~300倍。气态的液化石油气热值为87.8~108.7MJ/Nm3, 比重约为2.35kg/Nm3, 比空气重, 爆炸下限在2%左右;一旦泄漏, 极易在低洼、沟槽处聚积, 与空气混合, 形成爆炸气体。

2 一户一贮槽新型供气方式

对于城乡结合部、城市郊区、小城镇和广大农村的低层住房, 采用长输管线供气到广阔、分散用户, 铺设管线的一次性投资大, 显然用户承担不起。一户一贮槽新型供气方式, 采用小型液化石油气贮槽配置调压器、安全阀、短距离管线直接送入单个用户。液化气贮槽一般安放在接近厨房的室外, 有的甚至和厨房一墙之隔, 从而使输送到厨房的液化气管线非常短, 减少管线的输送阻力, 保证炉前的供气压力, 使燃具燃烧稳定、安全。

从液化石油气贮槽到用户燃烧器的供气流程见图1。图中液化气贮槽的容量一般是8 0 k g、1 2 0 k g、300kg、500kg或1000kg, 80kg用于单个家庭用户, 120kg、300kg的适合小型饭馆, 后2个容量适合于宾馆、单位食堂。在供气系统中配有液位传感器, 用户可以随时了解贮槽内剩余的液化气量, 当需要充气时, 电话通知液化石油气公司, 公司会及时用小型的液化气供气槽车前来充装。接入用户前的燃气表、安全阀、液化石油气贮槽等供气系统均归属燃气公司, 不需用户承担费用。燃气公司定期对户外的供气系统进行检查维修, 确保其安全性。

目前国内已对该供气系统进行模拟试验研究, 希望在不久的将来, 在国内推广应用。

3 结论

(1) 城乡结合部、城市郊区、小城镇和农村不适合长输管道供气, 小型钢瓶供气安全性差, 而一户一贮槽的供气方式较为合适。

(2) 对用户来说, 一户一贮槽供气方式仍属管道式供气, 且调压方便, 供气稳定, 使用安全。

摘要：针对城乡结合部、小城镇、广大农村以及燃气管线铺设不到地区, 探讨了一种一户一贮槽的液化石油气供气方式。

油气储运方式的创新 篇8

1油气田勘探开发档案的数字资源服务方式

1.1数字地图导航服务

数字地图的导航服务是以GIS导航为基础的, 通过将档案中所体现的内容, 将工作地点的位置区域进行确认性标记, 并在形成坐标点的同时使其具备文件检索功能, 同时向档案信息使用者提供所需档案服务内容, 也就是在工作范围内的区域油气田勘探开发信息, 它作为融合了当今社会先进技术的一种档案形式, 能够对以往的档案信息及提供平台进行延伸, 这就需要在以往档案信息管理的基础上, 将GIS技术与之相结合, 这样档案信息的管理系统及及查询系统就能够实现对工作区域的位置检索, 信息也就更加具有全面性及精准度, 在当今已经存在较为完整、功能性强大的GIS服务技术。这种导航技术不仅能能够为档案信息使用者提供较为精准的位置信息, 更能够在需要大数据的情况下, 完成对所需油气田所有档案的快速查找。

1.2在线绘图与对比服务

在线绘图与对比服务是建立在总体数据信息库的基础上的, 以电子技术中的管理信息系统及信息查询服务为依托, 将数据信息进行处理, 并使之成为较为形象、立体的图像及图形, 同时还可以为档案信息使用者提供比对平台。例如:在对测井信息进行研究时, 其数据内容是不能够以最直观的形式展现在使用者眼前的, 只是通过大量的数据内容并不能证明并体现出任何有价值的信息, 因此这就需要对数据内容进行处理, 在对数据资源进行整理及分析后, 就可以绘制出较为直观的曲线图, 这样测井信息就能够以最直观、生动的形式表现出来。

通过将数据信息进行整合, 完成绘制及对比, 就能够根据实际需求, 在数据存储库中将已知信息与总体信息进行对比, 而这部分信息也能够进行存储, 并为日后使用提供参考信息。在进行检索时, 可以将数据库中的目录信息进行初步了解, 而后再打开目录所提供的相关信息, 在档案信息使用者进行目录浏览时, 可以以已经选择的测井或者相关数据信息为基础, 通过对在线绘图功能的使用, 对曲线图进行研究及对比, 这样使用者就能够对测井数据所存在的曲线图及信息展示形式进行筛选, 这就能够在一定程度上提高档案信息的功能性可利用价值。

1.3移动化利用服务

在当今社会, 科学技术不断发展, 而电子信息及网络技术的应用技术及水平也在逐渐提升, 随着第三方应用程序的广泛使用, 档案信息的管理及使用也能够通过这一平台完成, 并且这一利用服务已经在档案领域中得到了一致好评, 技术方面也已经趋于完善。实现了档案工作的移动化, 可以在一定程度上解决以往档案信息使用中所存在的局限性。在将第三方应用程序开发及使用后, 技术上及功能上都更加成熟及完善, 这就使得以往只能在固定设备上对数据进行查找的限制性问题被改善, 而大量的数据信息则可以通过应用平台完成传递及应用, 在通过技术认证后, 就可以针对油气田勘探的工作需求开发一款个性化的档案应用程序, 这样在油气田的实际工作中所需要的数据信息就能够通过数据库传递到移动设备上, 档案信息就能够更加高效的服务于信息使用者。

1.4数据挖掘与知识服务

数据挖掘与知识服务主要涵盖着两个方面的内容, 一方面是对完成存储的数据内容进行价值衡量及挖掘, 可以借助分析处理等方法, 对档案中的所要进行筛选的部分内容, 以及油气田工作区域内的地质条件所形成的数据进行较为科学、系统的分析及研究, 同时将信息中所隐藏的信息内容转化成有用的价值信息展示出来, 从而更加全面、深入的为使用者提供信息服务。另一方面是对使用者的利用数据进行挖掘。档案信息使用者在进行档案目录检索及信息查找时, 完成下载的数据信息会以浏览状态存在于使用界面上, 这就也是上文说的利用数据。在对这部分数据进行挖掘时, 可以根据使用者的不同需求, 进行有针对性的档案信息设置。

1.5大数据服务

从油气田勘探开发的实际工作出发, 可以发现在推进工作项目中所形成的数据信息数量较多, 而档案管理中存在的总体信息量更是达到了较为庞大的量化标准, 因此上述档案数据都属于大数据整体的一部分。因此面对这种大数据压力, 以往的数据服务已经不能与现代油气田勘探开发的实际需求相符合, 因此我们就需要以大数据为源头, 将档案室收藏的数据资源比作一个总体, 将数据服务转变为大数据服务, 通过对资料的研究我们发现, 大数据服务目前还没有应用于油气田勘探开发的档案管理中, 但是大数据应用的相关案例已经被研究及分析, 这就为我们应用大数据服务提供了参考, 相信在不远的将来, 我们能够通过大数据服务提高油气田勘探开发效率, 并促进其长远发展目标的实现。

综上所述, 通过对油气勘探开发档案的数字资源服务方式进行分析, 我们可以发现数字化的服务形式能够快速完成目录检索及全文浏览, 这就能够在一定程度上提高档案服务效率, 实现了创新服务方式质的飞越。

参考文献

[1]赵红颖.图书档案资源数字化融合服务实现研究[D].吉林大学, 2015.