集输处理

集输处理（精选9篇）

集输处理 篇1

石油作为我国第二大能源, 其消耗量十分巨大。随着石油工业的不断发展, 其各项技术也在不断的提升, 原油脱水技术作为石油工业核心技术之一, 也在一定程度得到了提升。然而由于一些因素的影响, 原油脱水工艺还有一些不完善的地方存在, 因此, 对于脱水处理工艺优化方面的研究是非常必要的、且有意义的。

1 原油集输脱水处理的必要性

原油收集、处理以及运输的过程总和统称为原油集输。杂质较多、密度较大、流行性较差以及粘性较大是原油的主要特性, 换句话来讲就是原油中含有大量的水分以及泥沙、盐等悬浮颗粒与溶解质, 而这些物质则会使得原油的体积增大, 从而使得原油的提炼以及集输难度增强, 于此同时也使得原油集输设备的利用难度得以提升。除此之外, 有的地方原油出液的井口温度偏低, 因而采用掺水流程不得不增加到集输系统中去, 这就使得原油中有大量的水存在。因此, 为了使得原油质量得以提升, 对于原油中其他杂质以及水的净化不得不在原油集输前实施, 以便使得原油技术快捷化。换句话来讲, 原油集输中不可或缺的一个必要、及关键环节则是原油的脱水处理。

2 原油集输脱水处理工艺常用方法

2.1 热化学脱水法

加热含有水分的原油到一定的温度, 与此同时将少量的表面活性剂加入到原油乳状液中, 其乳化状态被破乳剂破化从而使得油与水彻底分离。相对来讲如果单纯的使用这种方法在绝大部分情况下不符合经济性原则。

2.2 重力沉降脱水法

含有水分的原油在经过破乳以后, 则需要把原油与杂质、游离水彻底分开。而重力沉降法主要是在沉降灌中利用油、水密度的不同, 而产生的上部原油水滴沉降与下部水层清洗作用使得油与水的彻底分离。在油田中此过程有一段脱水著称。

2.3 电脱水法

将原油乳状液放在交流或者高压直流电场中, 利用电场对于水的作用将水界面膜逐渐消弱致使水滴因碰撞而合并成直径较多的水滴, 从而在原油沉降中分离。振荡聚结、电泳聚结以及偶极聚结是水滴在电场中的三种聚结方式。

2.4 机械脱水法

机械脱水法主要是利用介质聚结亲水嫌油且面积较大的性质使得水因聚结而沉降的原理。不需要加热处理是机械脱水的主要优点, 而缺点则是对于含有蜡的原油或者较脏的原油过程中很容易使得聚结材料的通道堵塞。同时机械脱水法一般都是与其他脱水法配合使用而非单独处理法。

2.5 离心脱水法

此方法主要是依据离心场内重力加速度小于离心加速度的原理促使因水滴的沉降而使得油与水的分层。

3 原油集输脱水处理工艺优化措施

3.1 原油集输工艺流程的优化

原油集输脱水流程亟需优化的两个方面则是对于脱水流程的完善以及原油脱水预分离流程的建立。原油脱水流程的完善是将没有合格的原油再次进行脱水处理, 直到原油可以松紧净化罐为止。而预分离流程则是对于各个转接站的原油施行单独脱水处理及输送, 其中托水泵问题的解决是最为关键的环节。通常都是以三组分离器脱水为主。从我国原油脱水工艺的现状来讲, 对于原油流程的优化措施主要是采用加温脱水与电脱水法。

3.2 破乳剂的科学选择

原油集输脱水处理工艺的核心部分就是筛选破乳剂。由于时间及温度等条件对于化学脱水技术和使用效果具有有限制性, 因此, 在破乳剂的使用过程中要不断完善相应的管理制度, 使得相关工作人员对于破乳剂的使用要按照相关规定执行, 不仅对于药量的跟踪给予重视而且要按照科学的手法与标准使得破乳剂剂的使用合理化, 对于药物不能随意增减药量或者更换药物。

3.3 落地油的积极处理

从井场、污水罐以及蒸发厂房中回收的洒落油则为落地油。由于落地油暴露在空气中, 因此其参杂了垃圾、泥沙以及水等杂质, 因此其乳化较为严重而且脱水较为困难, 而抛弃落地油则是对于能源的较大浪费, 而直接处理则需付出很高的代价, 因此, 对于常温条件下对落地油进行单独脱水处理则成为了最有效的落地油处理措施。一般的优化处理流程如下, 每天将回收的落地有储存在单独的储存罐中, 存放到一定程度后直接对储存罐进行加热处理, 排水合格后再加入到净化油罐中进行处理, 这样不仅可以为低温脱水奠定基石而且避免落地油对脱水处理设备带来的损失。

3.4 冬季原油生产优化

原油集输脱水最为重要的影响因素之一就是温度, 假如温度比临界温度低, 则使得脱水效果不佳, 甚至对于原油集输脱水全局的进展产生一定的阻碍作用。以我国东北地区为例, 由于东北地区冬季较为寒冷, 而且有时会有高大两米以上的冻土层出现, 在这种环境中进行原油集输脱水则会出现大幅度的降热现象, 从而致使原油的温度快速化降低, 这样进入到原油脱水处理系统中后, 则必须进行升温处理才能对于脱水效果有所确保。而我国大部分地区虽然处理温带但是冬季确实干燥而且较为寒冷, 因此, 为了原油脱水效果的确保与提升, 则在冬季的时候必须进行原油加热处理。目前二级沉降罐加热是最为常用的一种加热方法, 可以确保原油温度一直处于最佳脱水温度。

4 结语

原油脱水处理工艺对于原油集输系统工作效率的有效提升具有重大的意义, 在原油集输上有着举足轻重的作用, 因此, 对于原油脱水处理工艺的优化是非常必要且具有较大现实意义的。石油工业相关负责人应不断强化原油脱水处理工艺优化的力度, 从而使得原油集输脱水处理工艺水平以及效率最大化。

参考文献

[1]刘保迎.原油常温集输条件研究[D].哈尔滨工业大学.2014, (06) .

[2]鲍云波.榆树林油田原油集输工艺关键技术研究[D].大庆石油学院.2015, (02) .

[3]高丽.原油脱水处理工艺的优化措施研究[J].中国石油和化工标准与质量.2014, (01) :28-29

集输处理 篇2

【关键词】油气集输与处理工艺；高含水原油；集输；稠油；脱水

1.油气集输工艺存在的问题

1.1传统的计量方式是制约了集输工艺的发展

油气集输是把分散的原料集中、处理使之成为油田产品的过程，是继油藏勘探，油田开发、采油工程之后的重要生产阶段，工程建设技术要求高，综合性强，工程投资大，对于集输管网系统，成功的设计必须是技术与经济的和谐统一体，其中技术是工程的基础与手段而经济效益是工程的核心与目的。目前，国内许多油田的科研人员对油气集输系统进行了广泛深入的研究，油田地面集输工艺有了很大的发展。

传统的量油分离器计量需人工进行量油操作、 液位计读数、 取样化验等。因此，需在计量站内进行油井计量；称重翻斗计量装置虽然减少了部分人工操作程序，自动化程度得到提高，但很多采油厂，都紧邻村庄，人为破坏非常严重，计量站仍不能放弃。

1.2高耗低效运行是影响生产成本的关键所在

由于原油含水的不断上升，产液量和产水量增加，输送能耗及处理费用逐年增加。随着单井产油量降低，百万吨产量需要的油水井数不断增加，使机采系统和集油系统的热力及动力消耗增加。另外，部分高耗能、低效率设备的在线运转，部分早期建成的各种站场在流程或布局上不适应油田的生产和发展，站内设备多、工艺流程复杂，维护工作量大。这些因素导致了油田生产单位能耗上升速度加快，控制难度增大。目前，效率要求逐年上升，如何简化流程、选择高效低耗能设备、优化系统，降低单位能耗指标是设计中面临的难题。

2.对策与思路

针对目前集输系统存在问题及现状，在以后编制产能建设方案的过程中，新技术、新设备及新工艺应该被推广，做好地面工程的简化、优化工作，降低工程投资，节能降耗，可主要在以下几个方面开展工作。

2.1优化地面集输系统流程

传统的单井计量技术是简化集输流程的一大障碍。目前“油井在线远传计量技术”已解决了这一问题。该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系，建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型， 通过获取示功图数据，计量油井产液量。功图法油井计量技术具有以下特点：通过实时测得多个功图计算的产量叠加获得油井全天产量， 避免了双容积以数小时量油折算日产量带来的系统误差；能够实时采集处理数据、监控油井工况；自动化程度高，每个数据处理点可管理油井40口，现场无须人工操作；系统扩展性优良，通过增加控制模块，可实现抽油机远程监测、启停控制、节能运行等功能，有利于提高油井生产自动化和信息化管理水平。这一技术改变了油井液量需管输至计量站才能实现单井计量的传统计量模式，使油区内的各油井集输管道实现串接，解决了简化集输流程的障碍。

2.2高效设备的专项调研与应用

针对油田部分现有设备效率低、能耗高、老化严重等现实情况，为了给油田提供高效率、低能耗的适应油田发展的新型设备，分别对加热炉、分水器、高黏原油输送设备、脱水器及换热器等设备进行专项调研。在调研、分析国内外先进技术的基础上，结合油田产能的实际需要，筛选出适合各个油田油品性质的高效、节能设备。

2.2.1高效三相分离器

高效三相分离器是油田采出液高效处理设备，采用来液旋流预脱气、水洗破乳、高效聚结和油水界面控制等数项技术，使含水原油经一次处理即达到合格原油的标准。工作原理：油、气、水混合液进入预分离筒，在离心力作用下分出大量的伴生气；油水混合液（夹带少量气体）通过预分离筒下部分配器进入分离器，经过整流板整流和在含有破乳剂的活性水层内洗涤破乳，流入沉降分离室沉降分离，脱水原油进入油室， 水相靠压力平衡经导管进入室气体进入上部气体空间。

2.2.2多功能组合处理装置

该装置适合于难动用板块油田分散、单井产量低和产品性质差的特点。装置由油气分离、沉降、加热、电脱水和缓冲5个部分组成，简称“五合一”装置。

多功能组合处理装置原理结构多功能合一装置的应用大幅度简化了站内原油处理工艺，使脱水站的单一多台设备的功能集为一体， 适应外围小区块低产油田的脱水处理。该装置的设备规格可根据处理站来液量的需要进行设计。

2.2.3新型高效加热炉

新型高效加热炉是最新一代油田加热设备。该设备通过应用高效烟管强化传热、优选添加剂、整体结构优化、实现了油田加热炉的高效化和小型化。

该高效加热炉与常规加热炉相比，热效率由83%提高到90%以上， 钢材耗量由14t/MW降低到6t/MW 左右，综合性能指标达到国际先进水平。该项技术的推广应用，不但可以降低工程造价，而且可以大幅度降低加热炉的运行成本，自控系统完备，具有广阔的市场应用前景。

2.3稠油降黏输送技术的研究

选择稠油集输方式，虽然粘度是首要决定因素，但是油藏特性、开发方案、采油工艺、油品其他物性、地理环境等因素也需考虑。因此，选择何种集输方式，必须经技术经济论证确定。稠油的集输方式主要有如下几种：

2.3.1局部加热集输

这种集输方式就是对油井产出液中不掺入其他热介质（例如热水、稀油、蒸汽等），而是在井口等地方设置加热设施，集油管道采取适当放大管径、低流速集输，一般称之为单管热输。

2.3.2掺液集输

常用的掺液有稀油、活性水、脱出污水。掺液的作用：一是使稠油降黏，满足集输过程中的水力条件；二是借助掺液的热量，提高稠油的温度，满足集输过程中的热力条件。

2.3.3掺蒸汽集输

在井口油嘴后向稠油中通入蒸汽，提高稠油温度， 使稠油黏度降低，满足集输过程中水力、热力条件的要求。

2.3.4稠油改质集输

稠油改质是利用加氢、减黏裂化等工艺技术， 将稠油变成稀油的一种新技术。适用于黏度较高（10Pa·s以上），又不能进行热采，周围又没有可供回掺的稀油资源等情况的稠油油田。

2.4进一步对稠油脱水工艺技术的研究

由于稠油具有较小水油密度差、高黏度的性质，水滴在稠油中的沉降速度比一般原油要小得多，极不利于油水分离。目前国内针对稠油脱水没有特别有效的技术，大多综合采用传统的原油脱水方法，如重力沉降脱水、离心力脱水、化学破乳剂脱水、电脱水等。电脱水常作为稠油脱水的首选方法或脱水的最后环节，以满足脱水标准的要求。这些脱水方法综合运用会大大增加设备的投资及运行费用，而且由于稠油的高电导率，也会大大降低电脱水器的效率，无疑增大了电能的损耗。

3.结论

油田开发建设经历了从“地上”服从“地下”转变到“地上”、“地下” 相结合、共同服从经济效益的过程。今后地面工程在系统优化调整过程中，在对建设及运行现状与油藏工程相结合的研究基础上，要确定既能满足油田产量接替需要，又有利于地面工程系统优化调整的开发建设方案。要使“地上”、“地下”反复结合，不断调整地面建设规模，优化布局，简化工艺， 推广新技术，积极开展科研攻关及现场试验，将新成果在系统优化调整中进行应用，使系统优化调整后的地面工程和工艺更加优化，不断提高地面工程的术水平，以实现油田优化简化、节能降耗、减少投资、降低运行成本的目标。 [科]

【参考文献】

[1]冯叔初.油气集输[M].东营：石油大学出版社，1988.

[2]刘扬.石油工程优化设计理论和方法[M].北京：石油工业出版社，1994.

[3]王晓瑜.浅谈油气集输管网的优化设计[J].油氣田地面工程，2004，23（7）：44.

集输处理 篇3

1 原油集输脱水处理工艺优化措施的研究

影响原油集输脱水的因素有很多, 除了原油自身的性质以外, 还包括脱水的时间、沉降的时间、以及破乳剂的选择与用量等。低温脱水不仅能够在不加热或者微加热的条件下实现正常的脱水, 而且能够有效节约能源。因此, 研究原油集输脱水工艺的优化措施是非常有必要的。

1.1 科学筛选破乳剂

当前, 各个重要油田的集输脱水工艺的技术核心就是破乳剂的筛选。化学脱水不是在任何条件下都能进行的, 它需要一定的温度条件, 选用的破乳剂必须要能在低温的条件下仍然表现出良好的性能。曾经在某个油田的实验室里进行过这样的试验, 分别选择在22℃、24℃和25℃的温度条件下, 筛选二十五种破乳剂, 加药的浓度为每升25毫克, 最终的实验结果是选出了在22℃的条件下破乳剂具有较好的脱水性能。因此, 在进行破乳剂的筛选时应该从这几个方面进行筛选, 比如破乳剂适应原油性质的变化能力、原油的集输脱水速度等。与此同时, 破乳剂的脱水还存在着一个问题, 即脱水效果的滞后性, 原油的脱水效果往往要在二十八到三十六个小时以后才能反映出来, 所以在使用破乳剂时, 必须要建立良好的管理制度, 工作人员要在破乳剂的使用过程中, 依据来液的情况进行药量的跟踪, 切不可一味地保持原来的药量或者是随意下调药量, 甚至不科学地添加药量。

1.2 合理增加加药浓度

所谓的端点加药指的是就在各个集油直线的端点的计量站添加破乳剂, 实现管道破乳。多次实践证明, 端点加药既能使原油集输脱水的效率提高, 又能降低加药成本, 促进低温脱水的科学实施。要想实现低温脱水, 就要根据各个计量站的液量的变化情况, 重新认真核算、科学调整各个加药点的加药浓度。

1.3 单独处理落地油

所谓落地油实质是指从蒸发厂或者污水罐回收的污油和井场的落地油。落地油长时间露天存放, 成分非常复杂, 掺杂着各种泥沙类杂物, 严重乳化, 脱水难度大。任何一个油田在石油开采的过程中都需要处理落地油, 如果将落地油直接进行系统处理, 代价往往相对较高, 很容易导致系统瘫痪, 在低温的条件下恢复系统难度非常大。所以, 在常温条件下进行脱水, 解决好落地油的处理问题是非常有必要的, 最好采取单独的落地油处理措施。将每天回收的落地油存放在一个储蓄罐里进行沉降, 如果存放到一定量了, 就在储罐里通过加热处理, 等到底部排水合格后, 打进净化油罐与一般的净化油的混合油, 通过这样的方法来避免落地油影响这个系统的工作, 在一定程度上为低温脱水提供了条件。

2 原油集输脱水处理试验

近年来, 根据对原油集输脱水处理工艺的研究, 有关部门进行了加热和不加热沉降罐脱水的对比试验。通过试验中运行参数的比较得到了一些非常有用的资料。当低温脱水时, 停止给热炉加热, 加药的浓度反而每升增加了4.5毫克, 每天增加的药量达到了三十克;工作时的温度降低了六七度, 由原来的32度多降到了26度左右。一级沉降罐出油的含水量与热炉加热时基本持平, 均有微量的含水;二级沉降罐不需要启用, 在生产应急时使用就可以了。

3 冬季生产的工艺优化措施

原油集输脱水必须要在一定的温度下进行, 一旦低于临界温度, 原油的脱水效果势必大打折扣, 甚至会恶化。在我国, 有一部分地方, 尤其是东北地区冬季的温度非常低, 零下二十多度的时间往往能够长达两三个月, 冻土层能够达到一米五以上, 甚至到两米以上。这样的环境下, 原油在管道中输送热的的损失会加大, 导致进站的原油温度降低, 有的原油进入处理系统以后温度能够低于十八摄氏度。这样低温度的原油倘若不进行升温处理, 是无法保证良好的脱水效果的。在寒冷季节最好能够采用一些微加热的措施进行原油处理。通过使用二级沉降罐, 保证温度在24到25摄氏度之间, 方可达到正常的脱水效果。

4 改造原油集输脱水工艺流程

原油集输脱水工艺流程的改造一般从两个方面进行, 一是建立原油脱水的预分离流程, 二是完善不合理的脱水流程。建立所谓的预分离流程指的是将各个转接站的油水分别输送, 并进行初步的脱水处理, 同时为了解决脱水泵的问题, 还可以充分利用位于联合站的分离器, 这样分离器必须是三相的。完善不合理的原油脱水处理流程, 实质上就是将不合格的原油进行二次处理, 直到处理合格之后方可输送至净化罐。就目前的状况而言, 主要采取的完善原油处理流程的措施包括电脱法处理和加温再次沉降。

5 总结

原油集输脱水处理技术是一项可行性非常强的处理技术, 节能效果非常好, 并且减轻了原油的挥发, 达到了经济和社会的双重效益。要想切实实现原油集输脱水, 就必须采取科学的应对措施, 在破乳剂和加点药的选择上都要精心细致。当然, 不同的油田有着不同的特点, 不同的井口产出的原油的温度高低不同, 原油处理站的原油处理设备也不一样, 因此, 在原油集输脱水技术的应用过程中, 还需要综合考虑各个方面的因素。

摘要：我国是一个油田大国, 原油集输脱水技术是一项关系着油田开采的重要科学技术。当前, 根据我国各大油田的传统的原油脱水技术, 科学领域研究出一种不需要加热的在低温条件下就能完成脱水的技术, 其既简化了处理流程, 又节约了大量的成本。这项新的技术不仅实现了原油的常温处理, 而且降低了成本, 解决了系统易结污垢的问题。本篇文章细致介绍了这项新技术的应用, 并深入分析了原油集输脱水处理工艺的优化措施。

关键词：原油,集输脱水处理工艺,优化措施

参考文献

[1]邱正阳.肖鹏.邱奎.新疆油田原油常温集输脱水技术[J].油气田地面工程.2010.29 (6) [1]邱正阳.肖鹏.邱奎.新疆油田原油常温集输脱水技术[J].油气田地面工程.2010.29 (6)

[2]冯涛.宋军.王宝辉低温下原油/水的乳化形貌与微观结构研究[J].油气田地面工程.2006 (11) [2]冯涛.宋军.王宝辉低温下原油/水的乳化形貌与微观结构研究[J].油气田地面工程.2006 (11)

集输工工作总结 篇4

2008年上半年我们外输岗做到了安全生产、平稳输油。顺利地完成了上级下达的各项指标和任务。具体的工作如下： 2008年的2月份，外输泵出现了打不起压力的现象，原油输不出去，罐位居高不下，让所有的人都很着急，经过大家分析原因是大罐出口到泵房的管线结垢严重以及罐内杂质太多造成的，我们用热水反冲管线，但是坚持时间较短。2月20日，在站长苏小江的组织下，从2号罐的人孔到2号泵的进口处连接了一条备用线。备用线使用后效果非常好。解决了我们的燃眉之急，但是备用线不是长久之计，2月26日施工队伍拆开了1号罐的人孔，准备为清理罐底泥沙做准备。3月11日工区请来了南马庄工区的两位师傅以及他们的清管线设备，他们用的是高压射流泵，将过一整天的辛苦终于把管线的垢清理干净。3月中旬1号罐和这条被清理干净的管线投入正常使用。3月18日，施工单位拆开2号罐人孔，准备清理2号罐。目前由于2号罐罐底腐蚀严重，正准备换罐底。

设备方面，3月中旬工区请人把我们的2号泵更换了机械密封，经过一段时间的调试，目前使用良好。

集输处理 篇5

1 原油脱水工艺原理

原油脱水处理工艺其实是原油受原油破乳剂的化学作用而致使油水界面膜的平衡稳定受到破坏, 释放出膜内包覆的水, 进而推动状态上的油水分离, 并基于油水密度的不同而发生的重力作用在沉降罐内自然沉降以达到最终的油水分离目的。本文就是在此原理基础上对原油脱水处理工艺进行优化试验, 并对试验结果进行分析和讨论。

2 优化试验的执行标准与实验油样

S Y/T 528l一2000<原油破乳剂使用性能检测方法>为热化沉降试验与破乳剂筛选的执行标准, 而SY/T 7549-2000<原油粘温曲线的确定 (旋转粘度计法) >则为原油粘温曲线测定的依据标准。实验采用的仪器为H a a k e R S300流变仪, 而试验原油油样则为胜利油田垦东12区块的新鲜混合原油, 在短时间内的自然沉降后分出的乳化油与游离水则分别为水包油与油包水型试验的试验介质。

垦东12区块原油具有胶质含量高且密度大、粘度高的特点, 而其粘度会随着温度变化而变化, 即是说, 垦东12区块原油的粘度受温度影响较大, 属稠油。

3 试验过程与结果分析

此次优化实验主要包括两个方面, 即乳化油的油水反相点试验及破乳剂的性能评价试验。

3.1 乳化油的油水反相点试验

含水稠油的油水反相点很大程度上影响着集输管线压降, 低含水量的乳化油油包水体系在向含水量超过极限值的水包油体系转变时的含水量即为乳化反相点, 过反相点的乳化油粘度大大降低, 减小了原油集输系统的运行压力, 这就是此项试验的必要性。

要配制乳化油, 首先要以油样混合油的质量比称取水量和原油量, 并在50℃恒温下持续预热30分钟, 然后将其放入HT-2型高速混调器均匀搅拌, 完成乳化油的配制。而用配制好的乳化油进行试验, 则发现该区块含水稠油的粘度在含水率增高时随之增大, 并在含水率为76%时达到最大粘度, 而乳化油在含水率超过76%时转变为油水共存体系, 原油粘度降低而水则为连续相, 也就是说, 该区块稠油的含水反相点为76%。

3.2 破乳剂的性能评价试验

破乳剂性能评价试验方法:将80毫升的乳化油装入100毫升容量的磨口量筒并放入恒温水浴内预热, 15分钟后加入适当液状破乳剂并振摇后再次放入恒温水浴, 对不同时间的脱水体积、油水界面、原油粘壁状况以及脱出水色等进行实时地观察记录, 然后由记录数据计算出原油含水量。

(1) 原油破乳剂筛选。温度为80℃时, 在试验用混合油中投加剂量为每升100毫克与每升200毫克的准备好的1#破乳剂、2#破乳剂与在用破乳剂。根据原油含水率在不同沉降时间时的对比中发现, 亲油亲水性较好的为2#破乳剂, 其在加入混合油后, 分子分散开来并扩散至整个油水界面, 置换出油水界面膜上的分散天然乳化剂并形成界面膜, 而油中的水聚结成大水滴并因为油水密度差异而在重力作用下自然沉降破乳。综述, 较之于1#破乳剂与在用破乳剂, 2#破乳剂因其脱水率、脱水速度以及脱水效果等方面的优势使其成为最佳原油破乳剂。

(2) 热化学脱水试验。在温度分别为60℃、65℃、70℃、75℃以及80℃的条件下进行静态的热化学脱水试验, 分别对含水量为70%、60%、50%以及40%的乳化油投加2#破乳剂, 剂量为80 mg/L、100 mg/L以及200m g/L。通过投加200m g/L的2#破乳剂至含水40%的乳化油中的热化学脱水实验与沉降效果可知, 含水率为40%的乳化油中含有亲油性活性物质, 如胶质与沥青质等, 且由较强的界面稳定性。投加剂量为200mg/L的2#破乳剂至原油, 并经过24小时的80℃下热沉降, 原油的含水率并未达到标准要求, 仅为4.6%。而投加200mg/L的2#破乳剂至70%的含水乳化油中的热化学脱水试验与沉降效果表明, 油水界面膜上分散的天然乳化剂会随乳化油含水率的增大而相对减少, 同时也减弱了界面膜的稳定性, 并且70%的含水乳化油受温度影响较大, 投加100mg/L的2#破乳剂并在70℃条件下进行超过6小时的热沉降, 则原油含水率可达到标准要求。

4 优化试验结论

根据试验结果可得出以下结论:

(1) 76%为该试验区块的原油油水转相点, 而集输油含水在40%至70%之间时, 不加剂乳化油具有较强的稳定性, 而汗水在76%至80%之间时, 原油集输系统在安全运行的前提下容易脱水, 还不会有太重的脱水处理负担。

(2) 为使原油含水量达标, 对于含水70%的集输油, 乳化油加剂量最宜为每升100毫升, 脱水温度控制在70℃到75℃之间, 热沉降时间应超过6小时。而40%至60%的含水油, 乳化油加剂量最佳应保持在每升150至200毫克内, 脱水温度80℃为最佳, 而热忱将时间则应超过24小时。

5 结语

总而言之, 原油脱水处理在原油集输方面发挥着很大作用, 为有效提高原油集输系统的运行效率, 对原油脱水处理工艺的研究是相当必要而有意义的, 尤其是在现有技术基础上对脱水工艺进行优化改进, 这是值得原油集输系统研究领域深入分析和探讨的课题, 为提高原油集输效率提供有力可靠的基础保障。

参考文献

[1]邱正阳, 肖鹏, 邱奎.新疆油田原油常温集输脱水技术[J].油气田地面工程, 2010 (6) [1]邱正阳, 肖鹏, 邱奎.新疆油田原油常温集输脱水技术[J].油气田地面工程, 2010 (6)

[2]李志国, 丁涌, 左毅, 王安平, 蒋其斌.稀油处理站低温高效脱水技术[J].油气田地面工程, 2011 (12) [2]李志国, 丁涌, 左毅, 王安平, 蒋其斌.稀油处理站低温高效脱水技术[J].油气田地面工程, 2011 (12)

天然气集输工艺与处理措施研究 篇6

关键词：天然气,集输工艺,处理措施

天然气指的是从自然界中开采出来的, 主要是以碳氢化合物为主要成分的可燃气体混合物, 其共有烃类组分、含硫组分以及其他组分。和少量的氧化碳、硫化氢等成分, 天然气集输由井口部位开始, 利用管闷全面收集天然气, 在一番预处理后, 将其加工成符合要求的理想产品, 最后输送到用户的生产全程中。

1 天然气集输工艺流程

实际中应全面考虑以下几项情况:采气工程方案、产品战略、天然气的物理性质等, 通过经济合理的技术进行详细的对比和确定, 并且, 还必须做好下列几项任务目标:首先, 工艺流程应呈现出密闭特性, 降低天然气的消耗损失;科学合理的寻求与充分利用天然气井生产和规范要求相一致的液化石天然气、原油、稳定轻烃等各类产品。其次, 科学通过天然气并流体的压力能, 实现预期的集输系统压力标准要求, 保证良好的集输半径, 有效防止天然气中间接转的情况, 合理降低集输消耗损失率, 科学合理通过热能, 确保设备温度与管道温度的适当性, 需要注意的是, 不能有太高的天然气处理温度和输送温度, 降低热能的消耗。最后, 在设计天然气集输工艺过程中, 必须根据具体情况进行工艺流程的简化, 明确先进有效的使用设备。

2 天然气集输工艺处理措施

2.1 气层气地顶集输工艺

在气层气生产过程中, 通常会选用枯竭式这一开采工艺进行, 简言之就是自喷生产。在气田天然气的持续外采下, 使得气井大然气的压力越来越小, 如果压力一直降到集气管线压力以下, 那么, 将无法顺利的进入集气管网中。由于气田中有着不同的气井压降情况, 在条件允许的情况下, 要尽可能的做到高、低压管分输, 把低压气输送到当地用户中, 把高压天然气送至集气干线中;在基于气田气构建相应的系统时, 应配备专门的气田天然气增压站, 先提高低压气的压力然后进入管网中。

从气井中将天然气采出来之后, 在流经节流元件过程中, 常常因为节流作用的影响, 导致气体压力不断下滑, 体积出现了膨胀的情况, 温度越来越低, 如此一来会生成水化物对生产造成了一定的干扰。为了有效遏制住水化物情况的出现, 国内已经研发出了井口加热节流地面工艺与井口注醇高压集输工艺这两种模式。国内外经常会以加热的方法为主促使天然气温度不断提升, 确保节流前后阶段的气体温度要比气体所处压力下水化物的生成温度高。

在我国四川气田、胜利油田等一些有年头油田中常常采用井口加热节流地面集输模式, 提前在井场中加热好气井产出的天然气, 再进行节流, 如果是具有较高压力的井, 应进行两次加热及节流, 且做好气液分离和计量工作。对于具有井下气嘴形式的气井, 在进行地面集输过程中不用采用任何增加温度的设备;近年来, 国内自行研发了先进的井口注醇集输模式, 目前已广泛应用于西部气田中, 井口不用配备任何的设备, 天然气集气站中的注解泵实际通过注醇管线把醇及时有效的注入到由井口生产出的天然气中, 这样就不会发生冻堵的情况了。天然气通过一番注醇后, 会整体汇集到天然气集气站中, 再在天然气集气站中节制流入或流出、分离、统一量值传递, 最后在整个天然气集气站进行综合处理, 主要是脱硫与脱水。该模式最大的优势之处是:管理便捷性、投资小, 不过由于要进行注醇, 所以需要花费掉高的运行费。

2.2 天然气集输脱水工艺

在设计天然气脱水工艺过程中, 必须严格按照规范标准进行。在安装分离器过程中, 应特别注意在天然气原料气未进脱水前进行。将安全阀安装于天然气容积式压缩机和泵的出口管线上。天然气吸附脱水器中不用设置相应的安全阀, 明确指出将安全阀科学合理的设置在天然气原料气没有通过脱水器前和截断阀后的管线上。在选择相应的天然气脱水装置过程中, 气体最好以全启式安全阀为首选, 液体以微启式安全阀为首选。实际选用的安全阀弹簧必须有一套完善高效的措施以避免腐蚀情况的发生。

2.3 天然气集输防火防爆工艺

在选用天然气处理、轻烃回收中所用的电气设备时, 应严格根据规范标准进行。对于天然气轻烃回收油罐, 必须根据颁布实施的《压力容器安全技术监察规程》是相一致的。当遇到雷雨天气时, 不得进行轻烃液化气的安装与拆卸工作。对于轻烃回收罐区要根据GB50074规定, 明确相应的防火堤、罐体防雷防静电接地装置, 要保持10Ω以下的接地电阻。在确立具体的天然气装置后, 必须做相关的试压、试运、气体置换后方可投入到实际中生产。用在置换中的气体要以惰性气体为主, 置换结束后, 要取样分析, 含氧量在百分之二以下的属于规范标准范围内。

在明确具体的天然气处理装置后, 实际如果需要带压不置换动火焊补, 第一步要做的是放空, 第二步通过蒸汽吹扫、蒸气清洁、抽取样品分析, 具有可燃特性的气体实际浓度必须保持在其爆炸的最低浓度范围内, 通常不超过百分之二十五。对于实际存在的动火设备、管道和具有可燃特性气体间彼此连接的进、出口法兰, 要严格使用用钢制作而成的绝缘盲板, 从而做到不传导作用, 要求其厚度要在6 mm以上。如果是气温在零摄氏度以下的区域, 要制定完善高效的防冻措施避免气、水分离容器、设备等的冻结, 若实际中发生了冻结、堵塞情况不得通过明火的办法解决。

3 结论

综上所述可知, 做好天然气集输工艺及其处理研究工作至关重要, 在带来经济价值的同时还创造了较好的社会效益, 是我们今后工作中一直致力于的研究事项。本文主要从天然气集输工艺流程分析入手, 提出了几种天然气集输工艺处理措施, 希望对天然气集输的有序运行有所帮助。

参考文献

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[2]万伟, 王翔.大牛地气田中低压并管集输工艺试验研究[J].内蒙古石油化工, 2009, (16)

[3]王全英.油气地面集输工艺流程仿真系统的设计与实现[D].天津财经大学, 2011

[4]谢飞, 吴明, 王丹, 李鑫, 范桓.油田集输系统的节能途径[J].管道技术与设备, 2010, (01)

[5]刘恩斌, 李长俊, 成琳琳.天然气集输管网仿真技术研究[J].西安石油大学学报 (自然科学版) .2009 (03)

集输处理 篇7

关键词：油气集输,处理工艺,现状,发展前景

在油田开采的过程中, 油气集输主要的工作是简单加工、采集、运输以及储存刚开采出来的原油和天然气。通过对天然气和原油的分开处理之后, 将检验合格的原油运送至油田原油库进行储存, 天然气则需被输送至天然气处理厂进行二次加工, 油田原油库和天然气处理厂将使用不同工艺深加工的原油和天然气, 通过油气集输工艺传输给广大的用户。由于油气集输工艺本身存在一定的危险性和复杂性, 因此, 油气集输处理工艺的生产安全成为了社会各界的重点关注, 在油田开采的过程中, 油气集输处理工艺具有重要的作用, 它不仅决定了油田开采的总体水平, 也可以有效地提高油气企业的社会经济效益。

1 油气集输处理工艺的发展现状

1.1 原油集输工艺

由于油田开采项目不断地增长, 目前的油田都处于高含水期, 这种情况给油气集输处理工艺带来了更为严格的要求, 如何针对原油高含水期的特点进行原油集输工艺的改良, 是目前有待解决的问题。由于高含水期的原油存在一定的流变特征, 因此, 可以根据这一特点, 对油气集输工艺进行适当的调整, 可以对流变性原油运送的过程中降低原油的温度。由于各个地区油田的特点不同, 油田集输处理工艺必须根据不同特点进行不同的处理。油田集输处理工作在进行的过程中, 对含蜡高的原油必须采用单管集输的输送方法, 并且进行加热以及加入适量的化学药剂, 而对于含蜡低的原油则采取单管集输, 但是输送过程中无需加热和添加化学药剂。

1.2 油气水多相混输技术

目前, 在油气集输处理工艺中, 技术水平相对较高的则要属油气水多相混输技术, 早在上个世纪, 西方等众多国家都相当重视油气水多相混输技术, 经过对油气水多相混输技术进行长期的研究和探索之后, 油气水多相混输技术的水平明显得到提高, 逐渐成为了国际级的高科技技术, 在油田开采过程中起到了至关重要的作用。当前, 在油气集输处理工艺中, 油气水多相混输技术必须和电热技术配合使用才能发挥最好的效果, 不但能减少油田项目的投资资金, 而且对油气集输处理工艺起到了优化作用, 从而能有效促进油气企业的发展以及提高油气企业的经济效益。

1.3 原油脱水技术

在油气集输处理工艺中, 原油脱水技术是较为关键的, 如何有效的处理原油脱水过渡层, 是一项较为复杂的工序, 目前, 在我国油田开采过程中, 一般采用排出再处理方法, 这种方法在众多的国家得到广泛的使用。油气集输处理工艺在我国起步的比较晚, 在油田开采过程中缺乏应有的重视, 造成油气集输处理工艺水平相对滞后。受油气集输处理工艺水平的影响, 在处理原油脱水过渡层的问题上缺乏一定的重视, 造成原油脱水技术水平相对较低。游离水脱除器在原油脱水技术中运用正处于发展阶段, 但是游离水脱除器存在结构简单, 无法利用高含水原油的特点, 因此, 油气集输处理工艺的总体水平相对较低。目前, 我国正在加大对原油脱水技术的投资, 将针对游离水脱除器进行科学的研究, 从而开发出游离水脱除器最佳性能。

2 油气集输处理工艺的发展前景

2.1 生产管理模式的转变

在油田开采项目不断增加的过程中, 油气集输处理工艺技术要想得到有效地提高和发展, 前提必须要改变传统的管理模式。由于油气集输处理工作在以往的生产和管理中存在一定的局限性, 因此, 油气集输处理工艺技术水平的发展受到了抑制。转变生产管理模式在初期阶段必定会出现一些问题, 要实现生产管理模式的系统化, 就必须对转变生产管理模式的过程进行高度重视, 尽量避免操作失误现象的发生, 此外, 要加强对员工的管理, 制定科学合理的管理制度, 要求员工严格按照规章制度做好岗位工作, 要加强对集气站和气井中生产设备的检查工作, 确保相关参数的合格, 才能有效的保证生产设备的安全生产, 在检查过程中一旦发现生产设备出现任何问题, 必须让技术人员对相关设备进行及时的检修, 将损失降到最低的同时也能保证油气集输处理工作的正常进行。

2.2 原油稳定技术

近年来, 油气集输处理工艺技术水平在不断地提高, 原油稳定技术作为油气集输处理技术的重要组成部分也正处于发展阶段。由于原油在经过气化处理的过程中被溶解出大量的原油和天然气, 而原油稳定技术的主要作用是可以有效的将这些原油和天然气进行分离处理, 从而减少原油中的蒸汽压, 使原油中的溶解天然气脱离出来。在原油稳定技术中, 闪蒸方法的作用较为关键, 它可以进行多级分离处理工作。原油稳定技术可以有效地减少油气耗损, 并且在对原油的储存和运输过程中发挥出重要的作用, 提高了油气集输处理工艺技术水平的同时, 有效的减少了对生态环境的污染。

2.3 节能简化

在地球资源被不断消耗的今天, 节能意识已经被越来越多的人所重视, 众多油气企业已经尝试将节能技术融入到企业生产中, 随着社会的不断发展, 节能技术也得到了广泛的运用。节能技术的运用可以为油气企业减少生产成本, 从而为油气企业带来较大的经济效益。由于传统的集输处理系统不够完善, 工作效率普遍较低, 造成油气集输处理工艺水平无法得到提高, 对油气企业的发展需求无法满足。因此, 只有加强对油气集输处理中新型技术的研究, 在油气集输处理中不断地融入节能技术, 优化集输处理系统, 才能有效的减少油气企业的投资成本。要提高油水处理效果, 就必须提高油水处理技术的水平。减少油田生产的消耗, 确保天然气和原油的稳定生产, 并且要加强对先进处理技术的研发, 从而提高油气集输处理工艺技术的水平。

3 结论

综上所述, 随着人类对油气能源需求的不断加大, 油气集输处理工艺对油气能源的生产起着至关重要的作用, 如何提高油气集输处理工艺技术的水平是目前油气企业的重点目标。只有提高技术水平才能带动生产效率, 从而给油气企业带来可观的经济效益。因此, 必须加强对油气集输处理工艺的研究, 力求提高我国油气集输处理技术的水平。

参考文献

[1]丁玲.油气集输工艺技术探讨[J].中国高新技术企业, 2008 (22) .

集输处理 篇8

(1) 在煤层气开发井网布置的基础上, 结合地形条件统一规划布置集气站、净化厂、集中处理站等, 其位置应符合集输工程总工艺的要求, 并应该方便管理。

(2) 站址选择应利用地形、地物等自然条件, 少占耕地、林地, 减少土石方工程量。

2 湿陷性黄土地基综述

天然黄土在自重压力或自重压力与附加压力作用下, 受水浸湿后, 土的结构迅速破坏, 发生显著的变形, 称为湿陷性黄土。湿陷性黄土地基这种特性会对结构物带来不同程度的危害, 使结构物沉降、坼裂、倾斜甚至严重影响其安全和使用, 因此应对湿陷性黄土地基有可靠的鉴定和正确的认识, 并采取必要的工程措施防止或消除它的湿陷性。

3 湿陷性黄土地基判定

湿陷性黄土呈松散多孔结构状态, 孔隙比常在1.0以上。黄土地基湿陷性的鉴别可用室内压缩试验和野外浸水试验方法进行。湿陷性黄土分为自重湿陷黄土和非自重湿陷黄土。

4 湿陷性黄土地基处理原则

根据规范规定, 当地基的湿陷变形、压缩变形或承载力不能满足设计要求时, 应针对不同土质条件和建筑物的类别, 在地基压缩层内或湿陷性黄土层内采取处理措施, 各类建筑的地基处理应符合下列要求:

(1) 甲类建筑应消除地基的全部湿陷量或采用桩基础穿透全部湿陷性黄土层, 或将基础设置在非湿性黄土层上。

(2) 乙、丙类建筑应消除地基的部分湿陷量。

5 湿陷性黄土地基处理方法

主要包含垫层法、挤密桩法、强夯法、桩基础和预浸水法等。下面结合一个工程实际及模拟的地质条件论述各种地基处理方法的特点及适用范围。

5.1 鄂东气田煤层气10×108m3/a处理厂工程简介

该工程包括压缩机棚、办公楼、35K V变电所及消防泵房等附属用房, 工艺装置区、进站阀组区、外输计量区、60m火炬区。其中火炬、压缩机棚为甲类建筑, 变电所为乙类建筑。其余为丙类建筑。

5.2 工程地质条件

(1) 第1层耕土, 结构松散, 层厚为0.8~1.0m。

(2) 第2层黄土, 湿陷系数平均值为0.060, 层厚为10~15m。

(3) 第3层古壤土, 无湿陷性, 工程性能较好, 未穿透。

5.3 湿陷性黄土地区建筑规范判定

通过湿陷量公式计算总湿陷量在488~924mm之间, 为自重湿陷性黄土场地, 地基湿陷等级为Ⅱ~Ⅳ级 (严重) , 需进行地基处理。甲类建筑可采用灰土挤密桩法、桩基础、预浸水法处理。乙、丙类建筑可采用强夯法、灰土挤密桩法处理。

5.4 各类地基处理办法的特点及适用范围

(1) 垫层法:采用灰土或土将上层湿陷性黄土换掉, 分层夯实。适用于湿陷土层不超过地下3m的工程。施工工期短, 工序简单。

(2) 强夯法:使用起重设备, 将大重量夯锤起吊至某一高度后, 自由下落, 给地基土以强大的冲击能量的夯击, 从而在一定范围内压缩土体, 减少湿陷量。适用于湿陷土层均在强夯工作面以下10m以内的工程。施工程序简单, 费用低, 工期短。

(3) 灰土挤密桩或土挤密桩法:利用沉管、冲击或爆扩等方法在地基中挤土成孔, 成桩时, 通过成孔过程中的横向挤压作用, 使桩间土得以挤密, 然后将素土 (黏性土) 或灰土分层填入桩孔内, 并分层捣实至设计标高。与挤密的桩间土组成复合地基, 共同承受基础的上部荷载。适用于湿陷土层在地下5~15m工程。工艺简单, 处理效果明显, 工程成本较底。挤密桩法是目前最常用的湿陷性黄土地基处理方法, 广泛用于各项工程中。

(4) 预应力管桩等桩法:采用各种打桩设备打桩。穿过湿陷性黄土层, 持力层落在非湿陷性土层上。适用于承载力要求高、工期紧张的工程。因为煤层气站场设备较多, 管线繁杂, 因此需进行地基处理位置太多, 并且零散。这些桩虽然承载力高, 但单桩成本也高, 综合计算费用较高。

(5) 预浸水法:在场区挖浸水坑后, 灌水即可。适用于湿陷性土层10m以上、工期不急的工程。土层越厚, 处理时间越长, 且对周围建筑、边坡等地形影响很大。

(6) 阻断水源、综合处理法:在完善场区防水、排水系统的前提下, 采取只处理表层, 阻断水源的做法防止和降低下层湿陷变形。

(1) 减低场区存水时间, 适当增加排水坡度, 场区较大时, 中间增设钢筋混凝土防渗排水沟, 减少排水距离。

(2) 场区生产、生活用水管网采用专门的防渗措施

(3) 在场区地面下设置刚性防水层, 柔性防水层, 中粗砂扩散层, 灰土垫层隔水层, 有效阻断水源对下层未处理湿陷性黄土层的影响。

(4) 场区四周设置截水墙, 有效阻断外界水源。截水墙可DDC法加固挤密土法或开槽换填灰土层法形成。

(5) 在建筑及工艺装置四周防水层下方设置检测装置, 定期检测是否有大量渗水, 同时采用观测仪器定期观测建、构筑物及大型设备基础沉降值。出现问题及时处理, 保证不影响站场安全运行。

适用范围;湿陷性黄土土层特别深厚的乙、丙类建筑地基和场区, 施工简便, 但需定期检测维修。场区内的甲类建筑地基还需要进行单独处理。

6 结论

以上是煤层气集输站场在湿陷性黄土地区各种地基处理办法, 各有各的适用范围, 在做设计的时候一定要合理选用, 争取做到经济合理, 即节约成本, 又保证安全。

摘要：煤层气是赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主或溶解于煤层水中的烃类气体, 是中国能源战略的重要组成部分。中石油和中联煤先后成立专门机构负责煤层气勘探开发, 煤层气开发进入高速发展阶段, 相关规范、标准体系也正在形成。目前中国开发的煤层气田多分布在山西、陕西等黄河中游地区, 湿陷性黄土分布十分广泛。在煤层气集输站场建在湿陷性黄土地基上时, 为了生产安全运行的需要, 需根据规范要求进行地基处理。湿陷性黄土地基处理方法主要包含垫层法、灰土挤密法、强夯法等, 它们有各自的适用范围和特点。

关键词：煤层气,湿陷性黄土,概念判定,地基处理原则,适用范围

参考文献

[1]湿陷性黄土地区建筑规范[S].GB50025-2004.[1]湿陷性黄土地区建筑规范[S].GB50025-2004.

[2]建筑地基基础设计规范[S].GB50007-2002.[2]建筑地基基础设计规范[S].GB50007-2002.

[3]建筑地基处理技术规范[S].JGJ79-2002.[3]建筑地基处理技术规范[S].JGJ79-2002.

油罐区安全集输工艺设计 篇9

重整汽油广泛用于提供芳香烃的化工原料和生产高辛烷值的汽油。本文研究的是汽油储罐, 自重整装置来的重整汽油经管道进入汽油罐区, 储存在V-1901、V-1902、V-1903三个储罐中, 储量分别为10000m3, 贮罐结构形式为内浮顶, 罐顶设置呼吸阀, 与该汽油储罐相关的工艺是, 第一, 由P-101/A、B经管道送至火车装车销售;第二, 倒灌流程, 储存在V-1901、V-1902、V-1903汽油可以由泵P-101/A、B互相倒罐, 若罐位较低时可以由泵P-102A、B倒罐;第三, 调和流程该罐区还具有调和功能, 根据生产运行部门的要求, 重整汽油、二甲苯等按一定比例经管输进入该罐区, 由泵P-101A、B经过旋转调和器调和, 直至合格为止;第四, 检修等流程, 当该罐区汽油罐位较低或倒罐检修时, 可开启泵P-102/A、B进行倒罐, 以保证罐区正常运行;当清罐收集罐底油时, 其罐底油经脱水管线由泵P-102/A、B送至罐区外。

2 汽油储罐区道化学火灾、爆炸指数评价

在3×104m3罐区, 所储存的为易燃、易爆、易挥发的汽油, 在油料储存和外输的过程中, 极易发生泄漏、火灾和爆炸等安全事故, 通过道化学火灾、爆炸指数评价表, 确定汽油储罐区的危险等级, 为后续安全集输工艺做准备。

2.1 评价单元划分

根据《道化学火灾、爆炸危险指数评价法》对工艺单元选择和划分的原则, 将3×104m3油罐区作为此次评价的单元。对该罐区一旦发火灾爆炸将会影响的范围, 爆炸危险指数等进行评估。

2.2 单元固有危险指数的计算

《道化学火灾、爆炸危险指数评价法》对于汽油的物质系数和特征的描述指导, 汽油的物质系数为1 6, 燃烧热为BUT/1b×103, 毒性系数 (Nh) 为1, 燃烧系数Nf为3, 化学不稳定性0, 闪点28。F, 沸点为212-320 F。。

2.3 危险等级的确定

根据《道化学火灾、爆炸危险指数评价法》中的火灾、爆炸危险等级表及计算的火灾、爆炸危险指数值, 通过, 火灾、爆炸危险指数的计算, 单元补偿后危险指数计算可以知道, 确定罐区的初始火灾爆炸危险等级为“中级”。

3 油罐区安全集输工艺设计要点

从上述案例分析和实际安全评价当中, 应当对正常生产流程, 倒流流程, 调和流程和检修流程等四个流程出发, 对每一个流程的危险环节, 危险要素进行分析, 为工艺流程的安全提出一些建议。

3.1 正常生产流程

该汽油储罐的正常生产流程分为两个部分:装车外销与转存。在装车外销过程中, 一般通过P-101/A、B经管道送至火车装车销售。要选用符合国家石油装置相关规定的储罐, 对于存储汽油的大型储罐, 要按照防火规定保证一定的防火间距。对于装置老化, 例如, 法兰的严密性, 液位计的准确性等, 同时对于腐蚀情况要精确掌握。在装载汽油时, 要采用专门的输油软管, 不能有一般软管代替, 在装在速度和储罐内的情况要是实时掌控。运输汽油的油罐车要安装静电疏导装置, 驾驶人员要严格按照危险化学品运输规章制度, 严禁驾驶员吸烟, 严禁随车携带易燃易爆物品。

3.2 倒灌程序

储存在V-1901、V-1902、V-1903汽油可以由泵P-101/A、B互相倒罐, 若罐位较低时可以由泵P-102A、B倒罐。在大量油品集输操作中。第一, 对于操作人员的规范性有很高的要求, 汽油是极易挥发的危险化学品, 在操作人员应当严格按照油品集输规范的进行操作, 切不可有麻痹大意和“省能心理”。第二, 有杜邦公司的大量调查表明, 有96%的安全事故是由于人的不安全行为所导致, 因此, 在进行油品输送之前要进行危险分析和作业培训, 最大程度的降低操作过程中的误操作和违章。

3.3 调和流程

在调和, 根据生产运行部门的要求, 重整汽油、二甲苯等按一定比例经管输进入该罐区, 由泵P-101/A、B经过旋转调和器调和, 直至合格为止。调和后成品汽油 (93#或97#) 由泵P-101/A、B经管道送至火车装车台或9#罐区。在设计汽油储罐区的安全集输工艺时, 不仅要配备种类齐全的灭火器, 消防栓等, 还要建立独立的消防设施供电系统, 同时, 将油罐区的监控摄像头和实时信息与本地消防队或者公司自身的消防部门联系起来, 方便人员调度和应急管理。

3.4 检修等流程

当该罐区汽油罐位较低或倒罐检修时, 可开启泵P-102/A、B进行倒罐, 以保证罐区正常运行;当清罐收集罐底油时, 其罐底油经脱水管线由泵P-102/A、B送至罐区外。在整个集输工艺设计的过程中, 要加强对集输过程的控制。首先, 要安排具有丰富经验和知识的集输人员, 全程指导集输过程, 对于情况不明确和异常情况, 需要进行合理的集输探讨, 不可盲目输送或者强行输送。其次, 对于要进行动火, 用电, 登高等作业, 要取得相关作业票, 并进行作业危险分析, 并提出具体的应当注意什么安全的对策。最后, 在领导要注重模范带头作用, 带头接受培训, 带头遵守储罐区的相关规定, 进行一种正激励的管理方式。

3.5 其他过程

大型储罐区构件时, 要对当地的天气情况进行考察, 为每一个储罐都安装防雷设施, 并且对于橡胶类物品要谨慎使用, 防止静电而引起的燃烧爆炸事件。在储罐连接使用的电气设备, 首选隔爆型, 本安型电气, 对电气线缆老化等要及时更换并加上一定的保护措施。该汽油存储属于重大危险源, 对于周围居民生活区和公共建筑设施存在潜在的威胁, 在人员复杂的情况, 要对储罐区进行封闭式管理, 进出入储罐区要进行登记, 并且严禁携带烟火进入厂区。对于可能存在的潜在危险因素要建议防范, 防止人为的蓄意破坏等。

4 结束语

本文从汽油的自身危险, 装置, 电气, 消防, 社会, 天气, 管理等因素, 对汽油3×104m3油罐区的安全集输工艺设计提出了相关意见。

摘要：当前国家地区之间的竞争, 始终围绕着一个相同的主题——“能源”。油罐区作为我国石油资源储备战略的重要组成部分, 油罐区油料集输、装卸过程中安全是需要重点考虑的。本文以汽油的安全集输工艺为例, 以道化学火灾、爆炸指数评价法为主要工具, 为油罐区汽油的安全集输工艺设计提出一些要点。

关键词：油罐区,安全集输,工艺设计

参考文献

[1]刘晅亚, 张清林, 秘义行, 许晓元.大型石油储罐区火灾风险预测预警技术研究[J].消防科学与技术, 2012, 02:192-196[1]刘晅亚, 张清林, 秘义行, 许晓元.大型石油储罐区火灾风险预测预警技术研究[J].消防科学与技术, 2012, 02:192-196