油气储运工程专业复习资料

《油气储运工程》复习题

一、名词解析（30分）：

1、LNG，PNG , CNG , NGH（天然气水合物），IEA

LNG ：液化天然气 PNG ：管输天然气 CNG ：压缩天然气

NGH：（天然气水合物） IEA：国际能源署

2、系统安全

所谓系统安全，是在系统寿命周期内应用系统安全管理及系统安全工程原理，识别危险源并使其危险性减至最小，从而使系统在规定的性能、时间和成本范围内达到最佳的安全程度。

3、“油气储运”定义

广义上讲：油和气的“储存”与“运输”,还应包括水以及处理。

狭义上讲：在石油工业内它是连接产、运、销各环节的纽带，包括矿场油气集输及处理、油气的长距离运输、各转运枢纽的存储和装卸、终点分配油库（或配气站）的营销、炼油厂和石化厂的油气储运等。

4、安全生产管理

所谓安全生产管理就是针对人们在安全生产过程中的安全问题，运用有效的资源，发挥人们的智慧，通过人们的努力，进行有关决策、计划、组织和控制等活动，实现生产过程中人与机器设备、物料环境的和谐，达到安全生产的目标。

5、风险管理

风险管理：风险管理就是综合考虑事故（失效）的损失和控制事故发生所需花费的费用，以达到在可接受的风险的情况下，采取最经济有效的措施控制风险的一门学科。

6、长距离油气管道风险来源（四大类）

第三方损坏、腐蚀、设计因素及误操作。

7、 SCADA系统

SCADA系统：应用于长距离油气管道的计算机监控与数据采集系统。

8、顺序输送

在同一管道内，按一定顺序连续地输送几种油品，这种输送方式称为顺序输送。

10、顺序输送时产生混油的原因

一是管道横截面上流速分布不均，使后行油品呈楔形进入前行油品中；

二是管内流体沿管道径向、轴向的紊流扩散作用。

11、天然气供气系统的组成

一个完整的天然气供气系统通常由油气田矿场集输管网、天然气净化厂、长距离干线输气管道或管网、城市输配气管网、储气库等几个子系统构成。这些子系统既各有分工又相互连接成一个统一的一体化系统。整个供气系统的总目标是保证按质、按量、按时地向用户供气，同时做到安全、可靠、高效、经济地运行，以获得最佳的经济与社会效益。

12、长距离输气管道的组成

一条长距离输气管道一般由干线输气管段、首站、压气站（也叫压缩站）、中间气体接收站、中间气体分输站、末站、清管站、干线截断阀室、线路上各种障碍（水域、铁路、地质障碍等）的穿跨越段等部分组成。

13、输气管道工艺设计主要内容

主要包括管段的水力与热力计算、管段设计压力与压气站压比的确定、压气站的布站、压缩机组的配置、各种工艺站场的流程设计等方面的内容。

14、西气东输

中国西部地区天然气向东部地区输送，主要是新疆塔里木盆地的天然气输往长江三角洲地区、珠三角地区。

15、管道完整性：是指管道始终处于安全可靠的受控状态。

（1）管道在物理状态和功能上是完整的；

（2）管道处于受控状态；

（3）管道管理者已经并不断采取措施防止管道事故的发生。

16、画出一个三级燃气输配管网系统。

17、油码头的种类。

近岸式码头、固定式码头、浮码头栈桥式固定码头、外海油轮泊系码头、浮筒式单点系泊码头、浮筒式多点系泊码头、岛式系泊码头。

18、城市燃气调压器

燃气调压器俗称减压阀，也叫燃气调压阀是通过自动改变经调节阀的燃气流量，使出口燃气保持规定压力的设备。调压器是一种无论气体的流量和上游压力如何变化，都能保持下游压力稳定的装置。

19、油田采出水的治理方法

物理治理方法：包括过滤、浮选、重力分离、离心分离、蒸发、活性炭吸附等。

化学治理法：混凝沉淀、化学氧化和还原、离子交换等。

物理化学治理法：加絮凝剂的浮选法、离子交换法、反渗透法、电渗析法等。

此外还有生物治理法。

20、天然气水合物

天然气水合物是天然气中的某些组分与液态水在一定的温度、压力条件下所形成的一种外形像冰霜的物质，其密度为0.88-0.90g/cm3、因其外观像冰一样而且遇火即可燃烧，所以又被称作"可燃冰"或者"固体瓦斯"和"气冰"。

二、简答题（70分）：

1、油气储运工程的任务是什么？

1、把油气井产物高效、节能的处理成合格的天然气、原油、水和固体排放物等

2、调节油气田的生产

3、把原油和天然气安全、经济地输送到各个炼油企业和用户

4、保证国家成品油和天然气销售系统的安全、高效运行

5、实现国家战略石油储备和商化石油储备

6、石油和天然气的商品化

2、长距离输油管道的特点及其局限性有哪些？

答：管道运输独特优点：（1）运输量大。（2）运费低，能耗少。（3）输油管道一般埋在地下，较安全可靠，且受气候环境影响小，对环境污染小。（4）建设投资小，占地面积少。

局限性：（1）主要适用于大量、电箱、定点运输，不如车、船运输灵活、多样。（2）在经济上，对一定直径的管道，有一经济合理的输送量范围。（3）有极限输量的限制。

3、改变输油泵站特性的方法

（1）改变运行的泵站数或泵机组数（2）调节泵机组转速（3）更换叶轮。

4、油气储运在国民经济中的地位

油气储运系统不仅在石油工业内部是联系产、运、销的纽带，在全国以至国际范围内都是能源保障系统的重要一环。全球和我国均存在油气资源分布不均匀的问题，一方面资源大部分分布在远离消费中心的边缘地区，另一方面各国和地区的需求量又差别很大。面对这一供需矛盾，迫切需要一个可靠而巨大的油气储运系统来联系产地和消费中心。油气储运系统的可靠与否不仅影响国家经济建设的可持续发展，也制约区域经济平衡发展的重要因素。油气储运系统的不完善和故障，必然会给油气生产方消费方带来重大的经济损失。一旦发生战争，油料保障更是战争胜败的关键因素。

5、中国油气资源的现状

答：表1 中国石油和天然气基础量表

问题：我国石油资源总量比较丰富，石油可采资源总量和剩余可采储量分别居于第11位和第10位。但是人均占有石油资源严重不足。

表2 中国一次能源与世界水平比较表

问题：石油需求比较快，预计到2020年，我国石油需求量为4.5亿吨，年均递增12%，天然气在一次能源消费中，所占比例将由目前的2.7%增长到10%以上。解决方法：加强国内，开拓海外，油气并举，节约优先，建立储备。

6、当前中国能源结构

中国是能源大国，一次能源总产量高：据统计，2000年中国一次能源总产量达10．9亿吨标准煤，居世界第三位。能源消耗大国：2000年中国一次能源消耗达12．8亿吨标准煤，居世界第二位。

中国能源结构极不合理，如下表示：

IEA成员国与中国能源结构的对比

7、中国石油天然气市场供需

（1）原油和天然气需求状况

a) 自1993 年成为石油净进口国之后， 2003 年又一举超过日本成为世界第二大石油消费国，石油消费增长强劲。

b) 2004 年，全年能源消费总量 19.7 亿吨标准煤，比上年增长 15.2% 。其中，原油 2.9 亿吨，增长

16.8% ；天然气 415 亿立方米，增长 18.5% 。

c) 从中国石油消费的表观消费量看， 2004 年中国共消费原油 2.9 亿万吨，与 2003 年同比增长 15.6%

d) 对外依存度也逐步加大，从 2003 年的 36% 上升到 2004 年的 42% ，给我国经济的安全运行施加了新的压力。

e) 中国成品油的主要生产商是中国石油化工集团公司和中国石油天然气集团公司，占中国原油加工总能力的 90% 以上。

f) 汽油：2004 年汽油总体消费达到 4709.09 万吨，同比增长 17.26% 。从长期来看，车用燃油消耗还有较大的上升空间。

g) 煤油 2004 年民航用煤油和工业用煤油都有较大增长，使得表观消费量达到 1044.51 万吨，比 2003 年增长 21.78% 。

h) 柴油 :2004 年柴油消费量的迅速增长，主要是南方一些省份如广东由于电煤短缺，大量使用柴油发电所致。

（2）我国石油消费量将从 2000 年的 2.3 亿吨增长到 2020 年的 5.2-5.5亿吨；天然气消费量将由目前的 245 亿立方米增长到 2020 年的 2000-2200 亿立方米。 2005-2020 年期间，国内石油天然气产量远远不能满足需求，且供需缺口越来越大。受国内石油资源的限制， 2010 年中国石油进口量将达到 2-2.4 亿吨， 2020 年将增加到 3.2-3.6 亿吨。 2010 年后中国石油对外依存度将超过 60% ，到 2020 年石油对外依存度将达到 70% 左右。

8、中国管道发展情况

答：随着我国石油工业的发展，20世纪70年代开始兴建大型输油管道，我国管道工业进入第一个发展高潮,建设的管道主要是原油管道。到目前为止,我国铺设的百公里以上的原油长输管道40余条,管径为159～720，形成了具有一定规模的原油管网。

我国管道工业继第一个发展高潮之后，于20世纪90年代中期逐渐进入第二个发展高潮，而且目前已经处在发展高潮之中。此次发展高潮以天然气管道和成品油管道建设为主。

我国管道的发展归纳起来存在以下几个问题：①对管道的前期工作重视不够，油气资源不落实，盲目建管道，造成管道利用率低。②输油管道主要设备的性能和效率较低。③老管线自动化水平低下。

④工艺流程落后。上世纪修建的原油管道大多采用旁接油罐流程和先泵后炉流程。

我国管道今后发展的方向：(1) 东部不会有大的建设任务，重点是完善、改造输油工艺，采用先进的工艺流程；(2) 管道建设重点将向西部转移；(3) 发展成品油管道和浆体管道。

9.中国石油安全战略

9、油气储运系统的主要经济规律

答：（1）油轮远洋运输的弱点是受难以控制的外界事件的影响大，其突出优点是大运量时运费低，且随运距的变化不大。平均运距接近5000海里的超级油轮的运费大都在每桶1.5美元左右。

（2）长距离油气管道的输送成本单价是按每吨·公里（对油）和每千标准立方米·公里（对气）来计算的，输送成本随输量的变化较大。

（3）对原油管道而言，每一种管径都有一个输送成本单价最低的经济输量。输量越大、采用的管径越大，每吨公里的输送成本单价也越低。管径越小，经济输量越小，但其输送成本单价却越高。在相同的管径和输量下，输送距离越远，每吨油的运输费用也越高，运费占原油成本的比例也越大。因此，为使管道运输有较强的竞争力，当管道运输距离较远时，必须要有足够大的输量，才能使每吨油的运输费用不超过油价的某一比例。

（4）长距离输气管道的经济规律与输油管道类似，其管输成本也随管径、输量和运距而不同。运距越远，要求的经济输量和管径也就越大。另外，按照输送等热值的燃料计算，输气管道的输送费用要比输油管道贵得多，超过4000公里以上，LNG海运可能比陆上输气管道便宜。

（5）在天然气的售价中运输费用所占比例可能超过气田气价，城市配气的费用也可能超过气田气价。10、如何解决城市天然气“气荒”（调峰措施）

答：（1）供气方的主要措施：调整气田或人工燃气厂的产量、调整干线输气管道的工艺运行方案、输气管段末段储气、储气库、储气罐或地下储气管束、调峰型LNG厂、引进LNG或LPG作为辅助气源等。其中，最主要的方法应是LNG调峰，即在城市建设天然气“调峰厂”，关键是解决天然气液化技术以及加大扶持开拓海外天然气液化市场。

（2）用气方的主要措施:选择一些可切换多种燃料的大型工业企业作为调峰用户、要求居民燃气用户配置备用加热装置等。

11、天然气在我国能源结构中的战略意义

答：（1）探明储量稳步增民，产量快速上升。

（2）国际合作取得积极进展。我国积极开拓海外天然气勘探开发市场，不断加大海外资源引进力度。截至2007底，已在8个国家拥有12个勘探开发合作项日，天然气权益剩余可采储量3 190亿立方米、权益产量约70亿立方米。结合国家能源陆上进口的三大通道，随着中俄、中缅、中亚3组5条管道天然气管道的建成投产，引进总规模每年约950亿立方米LNG。

（3）输配气系统逐步完善，安全平稳供气水平不断提高。

（4）消费快速增长，消费结构实现多元化。

（5）大然气将在满足能源需求、改善环境方而发挥战略性作用。加快发展天然气可有效缓解能源供需矛盾；规模利用天然气可改善大气环境、控制温室气体排放；发展天然气可缓解石油供应压力、提升国家能源安全系数。

12、输油管道水击的产生、危害及保护措施

答：输油管道正常运行时，油品的流动基本上属于稳态流动，但由于开泵和停泵、阀门开启和关闭、泵机组转速调节、流程切换、管道中途卸油或注入油品等正常操作，以及因停电或机械故障保护而导致泵

机组停运、阀门的误关闭、管道泄漏等事故，都会使流速产生突然变化，进入瞬变流动状态。由于液流的惯性作用，流速的突然变化将引起管内压力的突然上升或下降，即产生“水击”。

水击对输油管道的直接危害是导致管道超压，包括两种情况：一是水击的增压波（高于正常运行压力的压力波）有可能使管道压力超过允许的最大工作压力，引起强度破坏（管道破裂）；二是降压波（低于正常运行压力的压力波）有可能使稳态运行时压力较低的管段压力降至液体的饱和蒸汽压，引起液柱分离（在管路高点形成气泡区，液体在气泡下面流过），甚至使管道失稳变形。对于建有中间泵站的长距离管道，减压波还可能造成下游泵站进站压力过低，影响下游泵机组的正常吸入。

管道水击保护措施主要有泄放保护及超前保护。泄放保护是在管道一定地点安装专用的泄压阀，当水击增压波导致管内压力达到一定极限时，通过阀门泄放出一定量的油品，从而消弱增压波，防止水击造成危害。超前保护是在产生水击时，由管道控制中心迅速向有关泵站发出指令，各泵站采取相应的保护动作，以避免水击造成危害。

13、输油管道SCADA主要组成及各部分主要功能

答：主要组成有：控制中心计算机系统、远程终端装置（RTU）、数据传输及网络系统、应用软件四部分。各部分主要功能：（1）主计算机功能：监视各站的工作状态及设备运行情况，采集各站数据和状态信息，发现异常时发出报警信息；根据操作人员或控制软件的要求向RTU发出操作指令，对各站的设备进行遥控；提供有关管道系统运行状态的图形显示及历史资料的比较及趋势显示；记录及打印各站的主要运行参数及运行状态报告；记录管道系统所发生的重大事件的报警、操作指令等；运行有关的应用软件。（2）RTU主要功能：过程变量巡回检测和数据处理；向控制中心报告经选择的数据和报警；提供运行状态、工艺流程、动态数据的画面、图像显示、报警、存储、记录、打印；除执行控制中心的命令外，还可以独立进行工作，实现PID及其它控制；实现流程切换；进行自诊断，并把结果报告控制中心；给操作人员提供操作记录和运行报告。

14、影响顺序输送混油量的因素

答：雷诺数输送次序对混油量管道首站初始混油量④中间泵站⑤停输

15、减少顺序输送混油量的措施

答：（1）：1、改进工艺设计：在工艺设计上采取“从泵到泵”的工艺流程，而不是采取“从罐到罐”和“旁接罐”工艺流程，可以减少在中间泵站油罐的混油。

2、在设计上，应尽量不用变径和复管，尽可能减少支盲管。

3、在设计上，应采取措施消除翻越点。因为翻越点后，自流管线将会出现不满流，流速增加，将使混油量增加。

4、在工艺上，采用各种隔离措施将前后油品隔开，可以减少油品的混合。常用的隔离措施有：机械隔离器、液体隔离器。

（2）正确操作：为了减少混油，应确保在紊流状态下输送，而且雷诺数应尽可能高，杜绝在层流状态下输送。合理组织顺序输送次序对减少顺序输送混油是十分重要的，在满足质量要求的前提下，应将粘度相近的油品安排在一起，以减少混油。尽量减少油罐切换的时间，减少初始混油，有利于减少混油。更换油品时，应做好周密部署，不允许停输，因为长时间的停输会由于扩散的继续而使混油量增加。不得已停输时，应尽量使混油段位置停在平坦的地段，并关闭线路上混油段两端的阀门。切忌在重油在上轻油在下的大落差地段，因为这会使混油量剧增。

16、输气管段中形成天然气水合物的内因和外因

答：内因（必要条件）：（1）必须有液态水与天然气接触（2）天然气中的水蒸气分压等于或超过在水合物体系中与天然气的温度对应的水的饱和蒸汽压（3）天然气的温度必须等于会低于其在给定压力下的水合物形成温度。

外因：（1）高流速、气流扰动或压力脉动（2）出现小的水合物晶种（3）天然气中含有硫化氢和二氧化碳，因为这两种酸性气体比烃类气体更容易溶于水。

17、防止输气管段中形成天然气水合物及消除水合物的方法

答：（1）干燥脱水（2）添加水合物抑制剂（3）加热（4）清管。

18、离心式压缩机运行时喘振和滞止的成因与危害

答：喘振和滞止是离心式压缩机的两种非正常工况，在压缩机运行过程中应避免这两种非正常工况出现。压缩机入口体积流量下限为喘振流量，上限为滞止流量。当入口体积流量低于相应的喘振流量时，压缩机叶轮进、出口处的气体流量和压力会出现大幅度脉动，并导致压缩机产生强烈振动和噪音，这种现象称为喘振。喘振对压缩机十分有害，对其密封、轴承、叶轮会造成较大损害，在严重的情况下甚至会使整台压缩机及与之相联的设备与管道遭受破坏，从而造成严重的压气站事故。当压缩机在一定转速下的入口体积流量高于相应的滞止流量时，气流在叶轮流道中的流动损失相当大，以至于压缩机的排出压力并不高于吸入压力，这种现象称为滞止或堵塞。

19、绘图简述埋地管线外加电流阴极保护法的原理

答：外加电流阴极保护就是给埋地管线施加外电流以抑制其原来存在的腐蚀电流。如图，用导线将管线与直流电源的负极相连，将一个外加的辅助阳极埋入地下，与电源的正极相连。其所构成的外加电流从辅助阳极流入管线，使管线金属发生阴极极化，抑制了原来的腐蚀电流使管线得到保护。

21、管道完整性管理【定义】是指对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理。

【内容】（1）建立管理机构,拟订工作计划、工作流程和工作程序文件；

（2）进行管道风险分析，制定预防和应急措施；

（3）定期进行管道完整性检测与评价，了解可能发生事故的原因与部位；

（4）采取修复或减轻失效威胁的措施；

（5）检查、衡量管道完整性管理的效果，确定再评价周期；

（6）开展人员培训教育，提高管理和操作人员素质。

【特点】（1）时间完整性：规划、建设、运行、检修整个寿命周期。

（2）数据完整性：数据收集、整合、数据库设计、数据管理、升级等环节保证准确、完整。

（3）管理过程完整性：风险评价与完整性评价持续进行、定期循环、不断改善。

（4）灵活性：要适应每条管道及其管理者的特定条件。

22、【老龄在役油气管道存在的主要问题】：

1）早期建设所使用材料一般强度低、韧性差、缺陷多。

2）当年施工技术水平较低，质量保证体系不完善，焊缝缺陷多。

3）管道防腐涂层因时间长而老化、破损。

4）输送介质对管道产生腐蚀。

5）管理文件不全或遗失，事故发生后无法全面查找问题及追溯根源。

6）缺少维护、检修的详细记录。

23、综述矿场集输系统、长距离输油气系统、天然气供气系统和油料储运系统的组成。

矿场集输系统：计量站、集中处理站、接转站

长距离输油气系统：输油站和泵站组成

天然气供气系统：各种压力等级的燃气管道、城市燃气分配站、压气站、调压计量站、调压室、储气站、计算机监控系统。

油料储运系统：铁路、公路、水路运输

24、综述原油和天然气脱水方法与各种脱水方法的原理。

原有脱水的基本方法有：注入化学破乳剂、重力沉降脱水、利用离心力脱水、利用亲水表面使乳化水粗粒化脱水、电脱水等。最常用的是破乳剂和电脱水。原理热化学脱水是将含水原油加热到一定程度，在原有中加入适量破乳剂。这种化学药剂能吸附在油水界面膜上，降低油水表面张力，改变乳状液类型，从而破坏乳状液类型。从而破坏乳状液的稳定性，以达到油水分离的目的。电脱水的原理是将原油乳状液置于高压直流或交流电场中，由于电场对水滴的作用，削弱了水底界面膜的强度，促进了水底的碰撞，使水滴凝结成粒径较大的水滴，在原油中沉降分离出来。

25、按储罐的结构和外形来分，储罐分为哪几类？有哪些附件？并简述拱顶罐和浮顶罐的区别和主要特点。

立式圆筒形钢罐：1.拱顶罐浮顶罐卧式圆筒形钢罐球罐

附件：进出油结合管、呼吸阀、通气管、储罐测量仪表、凉油孔、放水管、梯子平台、加热器、排污孔、人孔、透光孔、阻火器、储罐搅拌器、调合喷嘴、空气泡沫产生器、冷却水喷淋系统等拱顶罐具有施工方便，造价低，节省钢材的特点。拱顶罐主要用于储存低蒸汽压油料，如煤油、燃料油、柴油、润滑油、液体沥青以及闪点大于等于60度的各种馏分油。

浮顶罐能极大减少油料蒸发损耗及对大气的污染，降低了储罐火灾的危险性，适合于建造大型储罐。用于储存原有、汽油、石脑油、溶剂油以及性质相似的石油化工产品。

区别：1.浮顶罐是敞口容器，必须设置抗风圈进行加固。

2.储存的油料不同。

3.浮顶罐的附件还有：中央排水管、旋动扶梯、浮顶立柱、自动通气阀、量油管、紧急排水口、浮船人孔、单盘人孔、静电引出线。

26、综述长距离输油泵站和管道的特性、泵与管道系统的能量平衡、泵站数的确定和泵站站址的确定方法。

27、综述城市燃气管网的组成、供气调峰方法和储气的方法。

组成：1.各种压力等级的燃气管道。2.城市燃气分配站、压气站、调压计量站、调压室3.储气站4.计算机监控系统。

供气调峰方法：1.供气方面调整气田或人工燃气厂的产量、调整干线输气管道的工艺运行方案、输气管道末端储气、储气库、储气罐或者地下储气管束、调峰型LNG厂、引进LNG或者LPG作为辅助气源等。

2.用气方面选择一些可切换多种燃料的大型工业企业作为缓冲用户、要求居民燃气用户配置备用加热装置。

储气方法：选择储气罐、地下储气管束、地下储气库。或者选择将天然气溶解于LPG储存，将天然气转为固态储存等。

28、综述油库油品装卸作业流程（铁路、公路、水路和罐区与泵房）和铁路装卸油设施的种类与装、卸油方法。

29、简述城市燃气管道的分类和城市燃气的质量要求。城市燃气为什么要加臭？

答：燃气管道的分类：按输气压力分类：低压、中压B、中压A、次高压B、次高压A 、高压B、高压A。按管网形状分类：环状、枝状、环枝状。按用途分类：长距离输气管线、城镇燃气管道、工业企业燃气管道。按敷设方式分类：地下、架空。

城市燃气的质量要求：1，人工燃气中主要杂质的允许量:(1)焦油与灰尘。焦油和灰尘含量不得超过10mg/Nm。（2）萘。对于低压输送（压力不超过500mm水柱）的城市燃气，冬季的含萘量不得超过500 mg/Nm,夏季的含萘量不得超过100 mg/Nm；对于中压以上（压力高于500mm水柱）的燃气管道，冬季的含萘量不得超过（50/P）mg/Nm,夏季的含萘量不得超过（100/P）mg/Nm，P是输配管网起点处的绝对压力，单位为10Pa或bar。（3）硫化物。硫化氢的含量不得超过20 mg/Nm.(4)氨。氨的含量不得高于50 mg/Nm。（5）一氧化碳。城市燃气中的一氧化碳含量不超过10%。（6）氮氧化物。规范中对氮氧化物含量还没有具体要求。

加臭目的：城市燃气是易燃、易爆气体，某些燃气往往还带有一定程度的毒性，因此燃气泄露可能会造成人身伤害和财产损失事故。为了及时发现可能出现的漏气，在城市燃气输配系统中必须对本身没有刺激气味的那些燃气加臭

30、简述分离器、电脱水器和原油稳定塔三设备的主要功能。

分离器把在集油混输管线内自发形成并交错存在的汽液两相分离为单一相态的原油和天然气。

电脱水器将经过加热和加入破乳剂处理后含水率仍达不到商品原油标准的“净化原油”在电场的作用下，削弱水滴界面的强度，促进水滴碰撞，是水滴滴拒接成粒径较大的水滴，在原油中沉降分离出来。

分离塔将未稳定的元优惠法性强的轻组分在塔器内变成气象，并尽量减少对重组分的携带，使得液相为脱出轻组分后的稳定原油。

31、综述原油脱水的原理和方法、天然气脱水方法与各种脱水方法的原理。

32、简述天然气脱硫方法、各方法的工作原理。

33、简述长距离输油管道泵站站址的确定方法。

1.根据作图法在线路纵断面上初步确定站址或者可能的布置区。

2.进行现场实地调查，与当地有关方面协商后，最后确定站址。

3.核算站址调整后是否满足水力要求。

34.简述天然气供气系统的组成。

一个完整的天然气供气系统通常有油气田矿场集输管网、天然气净化处理厂、长距离干线输气管网、城市输配管网、储气库等几个子系统构成。

34、简述天然气供气系统的组成。

凡是用于接收、储存以及发放原有或者石油产品的企业或者单位都成为油库。作用：1.油田用于集积和中转原油。2.销售部门用于供应消费流通领域。3.企业用于保证生产。4.储备部门用于战略市场储备，保证非常时期或者市场调节需要。按照管理体制和经营性质分可划分为独立油库和企业附属油库两类。按主要储油方式分，可分为地面油库、隐蔽油库、山洞油库、水封石油库和海上油库等。还有按运输方式分为水运油库、陆运油库和水陆联运油库。按经营油品分为原油库、润滑油库、成品油库等。

分区：储油区、装卸区（铁路装卸区、水运装卸区、公路装卸区）、辅助生产区、行政管理区。35、简述油库的概念、作用、类型和油库的分区组成。

调压站在城市燃气管网系统中是用来调节和稳定管网压力的设施。按其进、出口管道的压力,可分为高中压调压站、高低压调压站、中低压调压站;按其服务对象,可分为供应一定范围的区域调压站,为单独建筑或工业企业服务的用户调压站。通常是由调压器，过滤器，安全装置，旁通管及测量仪表组成。

36、油库铁路装卸油设施有哪些？铁路装卸油方法有哪些？铁路装卸油系统有哪些？

37、简述城市燃气调压站的作用、分类和组成。

38、按管理体制和经营性质分类，油库共有哪些类型？

39、简述原油从井口到炼厂储运系统的构成。

井口—转油站—来自油田的输油管—首站罐区和泵房—全线调度中心—清管器发放室—首站的锅炉房、机修厂等辅助设施—微波通信塔—线路阀室—管道维修人员住所—中间输油站—穿越铁路—穿越河流的弯管—跨越工程—末站—炼厂

40、当前，国内外输气管道、原油输送管道和成品油输送管道技术的发展主要有哪些特点？

国内外油气管道主要技术现状及发展趋势

2.1 原油管道技术现状及发展趋势

国际原油管道技术现状

目前，世界范围内的高粘、易凝原油管道长距离输送基本上仍是采用加热和稀释两种工艺。针对现役管道输量逐年下降，稠油开采日益增多，以提高管道运行安全性、节能降耗为目的的各种新技术、组合工艺的研究日益成为热点，象物理场处理(磁处理、振动降粘)、水输 (液环、悬浮、乳化)、器输 (滑箱、膜袋)、充气降粘 (充饱和气增加输量)、混输和顺序输送等等多种工艺的研究，有些己进入工业试验与短距离试输阶段。总体来说，国外原油管道的输送工艺正朝着多元化和新型化的方向发展。

国外先进的原油管道普遍采用密闭输送工艺、高效加热炉和节能型输油泵;运用高度自动化的计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管线的调度管理;对现役管道定期进行安全检测和完整性评价。例如:美国的全美管线就是世界上最先进的一条热输原油管道，全长2715km，管径760，，全线采用计算机监控和管理系统(SCSS)，在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟等功能。

我国原油管道技术基本现状

20世纪70年代以来，随着原油长输管道建设，我国长输管道的技术不断发展，水平逐渐提高，主要表现在:密闭输油工艺、原油加剂综合处理技术、大落差地段输油技术、输油管道节能改造、油气管道自控技术 (SCADA系统)等等。近年先后建成的东营一黄岛复线，库尔勒一都善原油管道和铁岭一大连、铁岭一秦皇岛等管道的技术改造集中体现了我国长输管道已达到的技术水平。

我国石油工业的不断发展，促进和带动了原油储运技术的进步。目前我国已掌握了国际上通用的常温输送、加热输送、加剂输送、顺序输送、间歇输送及密闭输送等各种先进的管输工艺。特别在高凝点、高枯度、高含蜡原油的加热输送，原油热处理以及加剂输送等方面己达国际水平。同时输送工艺的进步确设备材料的制造提出了更高的要求，通过不断的摸索与实践，使我国在埋地金属管道和储罐的防腐保温、阴极保护和腐蚀探测等研究领域也接近国际水平。

尽管我国的原油储运技术己较为成熟，在某些方面，仍与国外水平存在差距。例如，高粘易凝原油管输研究还远未成熟，其研究成果的应用仍局限于在役管线的工艺改造，设计和运行中的大部分问题仍靠工作经验来解决;目前，我国与美国、前苏联、印尼等国的长输原油管道广泛采用加热输送工艺，就工艺方法本身而言，我国与国外的水平相当，但在管线的运行管理和主要输送设备的有效利用水平上还存在着一定的差距; 在管道输送的节能降耗方面，应进一步加强向国外学习。

成品油管道技术现状及发展趋势

国际成品油管道技术现状

成品油管道因具有安全、稳定、损耗低、对环境污染小、经济性好等特点，已成为目前世界各国普遍采用的运输方式之一。国外成品油管道输送技术己相当成熟，输送的品种多样化，有化工产品和成品油的顺序输送，有原油和成品油的顺序输送，有汽、煤、柴等轻质油品，有液化石油气、液化天然气、化工产品及原料和重质油品等，如世界最大的成品油管道系统—美国的科洛尼尔管道，复线建成后输量达到原设计的3倍，双线可顺序输送不同牌号的成品油118种，一个顺序周期仅为5天。

国际成品油输送工艺多采用紊流密闭输送和顺序输送流程。输送性质差距较大的两种油品时，多采用隔离输送方式。混油界面多采用计算机进行批量跟踪。界面检测方法大致分为标示法和特性测量法，其中特性测量法居多，尤以密度测量法最多。为了提高检测的精度，也常采用各种组合式的检测方法。

我国成品油技术现状分析

1)现状简介

长期以来，我国各石油化工企业生产的产品主要依靠铁路、水路和公路运输供给各消费市场和用户，并且形成了以铁路沿线为主要骨架的成品油运销系统，主要是炼油厂到港口或油库的点对点输送方式，输送介质主要是汽油和柴油，牌号最多为两个，输送工艺简单、输送品种少。管道的输送量很少。90年代后随着成品油管道的建设，成品油管道输送研究有了进展，先后开展了成品油顺序输送水力计算，批量跟踪等方面的研究和运行管理软件的开发，但与国外相比差距还很大。

我国成品油管道除格一拉管线采用“旁接油罐”顺序输送工艺外，均采用密闭顺序输送工艺。顺序输送主要有两种输送方式:一种是紊流输送:一种是隔离输送。我国成品油管道输送的介质大部分是汽油和柴油在运行实践中认为隔离球的隔油效果不明显。在管道建设中，虽均设置了清管系统，但在生产中一般用紊流输送方式，流速控制不低于1m/s.

2002年投入运营的兰成渝管线是我国第一条大口径、高压力、长距离、多出口、多油品、全线自动化管理的商用成品油管线。全线采用密闭顺序输送工艺，沿途13个分输点，输送油品为90"汽油、93.汽油和00柴油，油品界面检测、跟踪采用密度法、超声法和计算跟踪，代表了我国成品油管道目前最高水平。天然气，道技术现状及发展趋势

国际技术现状分析

世界输气管道建设始于1850年，到了20世纪50年代，管道建设进入快速发展期。此后，随着输量增大和输送距离增长，管道建设开始向长运距、大管径、高压力、网络化方向发展，陆上输气压力达到12MPa，最大管径1420mm,X80级管道已经建成。输气管道内涂层技术应用广泛。作为大型天然气供应系统的重要组成部分，地下储气库调峰技术在发达国家己较成熟。

(1)长运距、大管径和高压力管道是当代世界天然气管道发展主流

(2) 输气系统网络

(3)建设地下储气库是安全稳定供气的主要手段。

除上述特点外，国外天然气管道在计量技术、泄漏检测和储存技术等方面取得了一些新进展。

(1)天然气的热值计量技术 (2)天然气管道泄漏检测技术一红外辐射探测器 (3)天然气管道减阻剂(BRA)的研究应 (4)天然气储存技术 (5)管道运行仿真技术 (6)GIs技术在管道中的应用

2.3.3 国内技术现状分析

1)技术现状介绍

涩宁兰、西气东输管线的建成投产，忠武线、长呼线的开工建设，陕京二线的启动，标志着我国大规模生产和消费天然气时代的到来。其中，西气东输代表了目前我国天然气管道工程的最高水平。西气东输管道设计输量:120X10"m'/a;管道全长3898.5km，管径1016mm;设计压力IOMPa，管道钢级L485(X70):全线共设工艺站场35座，线路阀室137座，压气站 10座。

西气东输主要工程特点包括:

(1)线路工程复杂

41、目前常用的天然气储气方式有哪些？各自有什么优缺点？