孤东油田油气集输系统老化油处理工艺分析
油田油气集输与处理工艺技术
油田油气集输与处理工艺技术发表时间：2019-08-13T09:12:28.407Z 来源：《防护工程》2019年10期作者：陈辉[导读] 通过不断对油田油气技术工艺进行研究发展，可以更好地确保所开采出来油气质量。
中国石油新疆油田分公司新港公司新疆克拉玛依 834000摘要:当前阶段，我国油田事业飞速发展，在对油田进行开采过程中，不断进行油田油气技术可以很好地将油田企业的经济效益提升上去，确保企业可以持续发展。
通过不断对油田油气技术工艺进行研究发展，可以更好地确保所开采出来油气质量。
关键词：油田油气；集输；处理工艺1油气集输技术分析1.1原油脱水技术原油的脱水技术在油气集输工艺技术中尤为重要，可以说是最为关键的一个环节。
原油脱水技术繁琐复杂，一般由两大部分组成。
第一部分是使用大罐沉降技术将游离水脱除，第二部分是利用平挂电极与竖挂电极交直流复合电脱水技术对其进行处理。
在大罐中由于油水的密度不同，互相不会融合，利用重力和浮力双重作用使得油水分离，在分离之后收油装置会收集分离沉降后的原油。
再利用平挂电极与竖挂电极之间的复合电极形成高压电磁场，水珠在高压下不断变形，同时在电场力的作用下快速的实现聚结，再次有效沉降。
对于不同种类的油来说要适当变通处理方法。
稠油的油水密度相差较小且粘度较大，用传统的脱水技术耗资较大，效果也不尽如人意，因此在利用多次大罐沉降技术之后可以通过高温加热的方法提升温度，加快沉降的速度以此来有效提高稠油的分离效果。
1.2原油集输技术当前阶段，我国更多的是对低渗透以及小断块油田进行开发，通过对原油集输技术进行研究，可以很好地降低原油开采过程中原油的损耗。
在进行原油集输过程中，我国目前所采用的技术就是对相应的运输流程进行简化，具体就是通过将管网进行串联，以将原油的运输效率进行提升，并且降低原油在运输过程中所出现的损耗。
此外，在集输上，对采油企业以及原油加工企业采取并行化处理的方式，目的就是为了将两者进行有效融合，使得原油的生产、加工和销售呈现出一体化状态，从而可以更好地保证原油生产企业的经济效益。
油气集输工艺分析优选稿
油气集输工艺分析集团公司文件内部编码：（TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-油气集输工艺分析摘要：在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。
在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨。
Abstract：IntheconstructionofChina'soilindustry，oilandgasgatheringandtransportationisaveryimportantjob.Itrefers toaseriesofprocessingandgatheringworkofoilandgasresourcescollec tedbydailyoilexplorationwork.Thisarticleanalyzesanddiscussesthe oilandgasgatheringandtransportationtechnologyinChina.关键词：油气集输；工艺；技术Keywords：oilandgasgatheringandtransportation；process；technology0引言近年来，我国的油田事业得到了较大程度的发展，而油气集输则是其中非常关键的一项工作。
对于油气集输来说，其所具有的特点同我们日常石油开采过程中的勘探、钻井以及采油等一系列工艺存在较大的不同，其面线广、油田点多，且我们在对其进行生产时还会不同程度地存在着易燃易爆以及高温高压等隐患，无论是工艺流程还是生产作业都存在一定的难度。
对此，就需要我们在实际油气开采的过程中能够对油气的集输工作引起充分的重视，并努力提升油田的油气集输水平。
1我国目前油气集输行业的现状1.1原油脱水技术在油气集输这项工作中，其中最为关键、也是最为重要的一个环节就是对于原油的脱水技术。
在我们对原油脱水过渡层进行处理时，不但具有非常繁杂的流程，而且还必须使我们能够具有良好的处理效率，进而获得更好的处理效果。
油田集输工艺存在的问题及解决方案
油田集输工艺存在的问题及解决方案摘要：现如今，我国的综合国力在不断的提高社会在不断的进步，能源与化工产品的需求越来越大，因此对油田的开采有了更高的要求。
影响油田集输和脱水效果的原因有很多，如稠油的温度过高或过低、掺入的稀油的比例过高或过低、加入的催化剂的量不当、油水界面不合适等因素都将影响原油的脱水。
因此，选择合适的油田集输和原油脱水工艺对油田的开采和运输具有重要的意义。
关键词：油田集输；原油脱水；工艺技术引言在原油的集输过程中，它们一般会经过管道、管件、阀门所组成的系统。
随着运输任务要求的不断提升，它们一般要经历正输流程、反输流程、收球流程、压力越站流程、全程流程，在此过程中运输系统将消耗掉大量的能源，这对企业的经济效益产生很大影响，也不利于我国的节能减排工作。
本文对长输管道输油工艺的节能技术进行分析，希望对促进我国石油行业的发展可以起到促进作用。
1油田集输系统油气集输、油藏勘探、油田开发和采油工程是油田工艺技术中的几个重要阶段。
油气集输的工艺过程相对的繁琐复杂，它是集处理、排污、运输等多个方面为一起的较为完整的系统。
首先，在把天然气和石油输往首站之前会进行混合物的收集，这类混合物包括油、气、水等，并且这类混合物是从各个油田中的油井之中生产出来的。
其次，会对这些混合物进行简单的处理，对它们进行一定的净化，以使它可以达到国家的质量标准。
2油田集输和原油脱水工艺的现状2.1油田集输现状首先，能耗过大。
随着油田开采程度的加深，原油的含水量、产液量和产水量也在不断的增加，这就需要消耗更多的能源来输送原油和进行原油脱水的工作。
目前在国内的油田输送系统之中，很多设备都处于超负荷的运行状态，给油田的集输和原油的脱水工作带来了不稳定因素，可能会发生意外的故障或事故。
其次，计量方式也不过关。
随着科学与技术的不断发展，传统的原油计量手段因其存在着很多弊端已经不再适用，需要由人工进行量油操作和取样，然后再进行化验，需要消耗大量的时间来完成原油的计量工作，耗时而且费力。
浅析集输联合站老化油处理
浅析集输联合站老化油处理作者：王宝生来源：《中国科技博览》2014年第30期[摘要]本文分析了集输老化油形成的原因，提出了处理措施，取得了良好的效果。
[关键词]老化油；沉降罐；污水回收污油；破乳剂。
中图分类号：U664.9+1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）30-0133-01引言老化油会造成原油脱水系统紊乱，油水界面不清，义和站老化油主要是油站污水罐内原油以及污水回收原油。
通过使用针对性的化学药剂和行之有效的一系列管理办法，因地制宜对各种老化油进行处理；根据老化油的特点和其乳化液的形成过程和成分，应用当前工艺合理调控，统筹安排达到最优处理效果。
一、老化油的危害老化油是指积存时间较长，由于原油轻组分挥发、氧化、光解等作用，使乳化剂数量增加，同时原油内的天然乳化剂也有足够的时间运移到分散相颗粒表面形成较厚的界面膜使乳状液更加稳定，处理较困难的污油。
按回收途径不同分为落地原油、油站污水罐内原油、污水站回收污油。
由于油内存在许多FeS杂质以及其它乳化剂成分，这些物质会造成原油脱水系统紊乱，油水界面不清。
乳化层增厚表现在处理空间减少，处理能力降低；含水超标频次增多，后续处理难度加大，运行费用增加。
近年老化油回收影响造成含水超标频次逐步增多。
老化油处理成为当前生产的重点难点问题。
二、联合站老化油的来源及性质分析河口集输大队联合站老化油主要是油站污水罐内原油以及污水回收原油。
油站污水罐来油主要是分水器分离的高含油污水分离以及沉降系统紊乱沉降罐底部排入的高乳化原油。
其含水较高，约为70%左右，油品乳化性强，富含重质机杂成分以及乳化剂，且大部为重质原油，相对密度在0.97以上，油量约为整体老化油总量的70%。
污水回收污油主要是污水除油罐内分离的原油以及过滤罐反冲进入污水回收池内的原油。
其含水较高，约为90%左右，含有部分反相破乳剂，絮凝物多，乳化性相对较强，对原油脱水系统影响较大，且与原油破乳剂形成反相。
油气集输系统生产运行方案优化方法分析
油气集输系统生产运行方案优化方法分析油气集输系统是指通过管道输送油气资源的系统，其生产运行方案的优化对于保障输送效率、降低成本和确保安全具有重要意义。
本文将从优化方法的角度对油气集输系统生产运行方案进行分析。
一、油气集输系统的现状油气集输系统是连接油田或天然气井与工厂或终端用户的重要通道，保障油气资源的输送。
目前我国的油气集输系统已经发展成为一个完善的系统，包括管道、泵站、阀门、计量装置等组成部分，可以满足不同地区的输送需求。
在实际运行中，仍然存在一些问题。
部分管道老化严重，导致渗漏和损耗；部分泵站设备老化，运行效率低下；部分计量装置准确性差，造成油气资源的浪费。
由于输送距离远、环境复杂、安全隐患多，油气集输系统的运行风险也较大。
有必要对油气集输系统的生产运行方案进行优化。
二、优化方法1. 技术改造针对管道老化、泵站设备老化等问题，可以进行技术改造。
对于老化严重的管道，可以采用新型材料进行更换，以提高管道的耐久性和密封性；对于老化的泵站设备，可以进行更新换代，采用更加节能高效的设备，以提高泵站的运行效率和稳定性。
2. 智能化管理可以引入智能化管理系统，对油气集输系统进行全面监控和管理。
通过搭建物联网平台和大数据分析系统，可以实现对油气集输系统的实时监测、故障预警和远程控制，以有效提高系统的运行效率和安全性。
3. 安全管理安全管理也是油气集输系统生产运行方案中需要重点考虑的问题。
可以建立完善的安全管理体系，对油气集输系统进行定期的安全检查和隐患排查，加强设备维护和人员培训，提高系统的安全防范能力。
4. 节能减排节能减排也是油气集输系统生产运行方案优化的重要环节。
可以通过优化管道布局、调整泵站运行参数等措施，减少输送能耗；引入环保技术，如油气回收装置、废气治理设备等，减少油气集输系统对环境的影响。
对于油气集输系统的管理也需要进行优化。
可以建立科学合理的运行方案和维护计划，合理配置人力资源和物资保障，在不断改进的基础上提高油气集输系统的整体运行效率和安全性。
油田集输工艺存在问题与解决对策
油田集输工艺存在问题与解决对策在石油开采过程中，油气集输承担的任务主要是初步加工、采集、运输以及存储开采出的天然气以及原油。
现有的集输工艺能够实现原油和天然气的分开处理，将检验合格的原油送到油库进行储存，而天然气则被输送至天然气处理厂进行深加工。
其实在这个过程中本身存在着一定的危险性，因此其安全生产的问题也就成为了社会关注的焦点。
这就是我们探究集输工艺的意义所在，也只有这样才能够保证石油资源开采的稳定性。
标签：油田;集输;工艺;探讨稳定、输送、脱水是油田集输作业中非常关键的环节，集输系统在油田开采中发挥着不可或缺的作用，现阶段油田采出液的含水率正在不断增加，这在无形中增加了吨油生产的能耗以及成本，企业要想保障自身的经济效益，就必须对油田集输系统进行革新研究。
只有实现集输新工艺，才能够实现节能减排，在这之前相关工作人员要解决好油田集输工艺中存在的问题，以此为切入点逐步完善日常工作。
1.油气集输行业的发展趋势1.1原油集输工艺该集输工艺主要包括加热工艺、单井集中计量工艺、多级布站工艺以及单双管集油工艺等等，主要应用于蜡含量较高的油田之中。
这其中最为典型的是华北油田以及辽河油田。
西方国家应对这类蜡含量较高的油田时，通常会在原有加热工艺的基础上添加一些化学药剂。
如此便能够有效的降低原油的粘度，在之后的单管集输工艺中，这有助于增加其可靠性。
现如今国内大部分油田已经进入了高含水后期，油田集输工艺也应该适应这一趋势，既要在现有基础上简化工艺流程，又需要完善常温以及低温状态下的集输作业。
1.2油气水多相混输工艺油气水多相混输工艺主要应用于长距离油气集输作业，该工艺仍属于较为先进的集输工艺，目前也只是应用在了西方发达国家的石油开采行业之中。
早在上个世纪八十年代，英国、德国以及法国就已经展开了这方面的研究，相关研究证明，实现油气水多相混输的关键在于将电热技术应用到集输过程之中。
该工艺的应用对简化集输流程，降低集输成本有着非常重要的意义。
油气集输储运系统工艺流程优化分析
油气集输储运系统工艺流程优化分析摘要：油气集输的生产工艺流程与石油开采的钻井、勘探、修井、测井以及采油等生产工艺流程有很大的不同，它的首要特点是生产时涉及的油田点多，面广而且线长，同时进行油田集输的生产工作是还伴随着高温高压、易燃易爆、发生火灾等危险性，生产工作有着很强的连续性，工艺流程十分复杂，所以随着油田开采技术的不断进步和发展，大家也愈加的注重油田集输的生产工作，同时油田集输工艺水平的高低对油田开发的整体技能工艺水平也是有着至关重要的影响。
关键词：集输工艺；工艺设计；流程优化；油气集输储运系统是油田接收、储存、发放原油和天然气的主要系统，具有周转频繁、储存油品单一的特点。
为保证油气田运输与生产正常，必须选用适当的油气管输储运技术，科学设计相关工艺，合理选用油库，使油气的收集、储存与运输复合生产需要。
1油气管道集输储运1.1 集输系统油气集输指的是在油气田上收集各井产出的原油、天然气及其伴生物，经过分离、计量后汇集输送至处理站。
然后，经过油气水分离与净化后，将达到规范标准的原油、天然气进行外运。
在这过程中，涉及到了原油稳定、轻烃回收、含油污水处理等工艺。
油气管道集输一般采用三级、二级、一级布站方式，若采用三级布站方式，可以分别设置计量站、接转战、集中处理站。
集输管网中的油气输送过程、流向确定以油气田地质特征、油气物性、采油工艺和建设条件等为依据。
油气管道集输系统设计时，一般按照油气田开发区规定的逐渐产油量、产气量及十年中最大处理量等参数来确定生产规模，使用年限为 5～10 年。
1.2 储运系统油气管道储运系统是油气生产、加工与使用的桥梁，只有做好了油气储存工作才能奠定油气使用基础。
油气储存主要是油气田的处理站场，具体包括原油、成品油储存和天然气储存两个方面。
原油、成品油储存可以采用油库，储油方式以地上金属罐储油、地下岩穴等方式为主。
其中，地上金属罐储油方式最为常用，且立式圆柱形的金属油罐比较多。
油气集输工艺技术分析
油气集输工艺技术分析Analysis on Oil and Gas Gathering and Transportation Technology摘要在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。
在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨华北油田采油五厂的油藏具有“三高”特点，油气集输工艺多采用三管伴热方式集油，耗能高、管理难度大。
针对现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，采用了常温集输、双管掺水、高温地热井的开发利用和发电余热回收等油气集输技术，全面实施节能降耗措施，取得了显著的经济效益和社会效益。
截至2014年底，累计节约燃油达8500 t。
华北油田第五采油厂位于冀中南部地区，油田分布在河北省的 3个地区、8个县市，具有点多、线长、面广的特点。
开采的油藏具有“三高”特点，即原油黏度高、含蜡高、凝固点高，原油物性差，属中高黏度油藏。
全厂共有 579口油井、251口水井和 85.37 km 输油管线和93.4 km 输气管网。
油井地面集输工艺多为三管伴热集油模式，油田生产中耗能高、管理难度大。
自 2011年以来，针对不同的油田和区块不同的油品物性及现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，全面实施节能降耗措施，取得了显著的经济效益和社会效益，4年累计节约燃油达8500 t。
1 双管掺水集油工艺深南油田共包括泽70、泽10和深南3个断块油田，有油井110口，开井81口。
原油经8座计量站计量后集中在深一联合站处理。
深一联的日处理液量1235 t，日处理油量495 t，水量740 t。
油田生产的主要特点：1）原油物性较差，黏度高，属稠油油藏。
2）该地区地表水较浅（仅为 80 cm），易对管线造成腐蚀。
3）单井集油方式全部采用三管伴热集油工艺。
4）站内脱水采用电脱水处理工艺。
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孤东油田油气集输系统老化油处理工艺分析
摘要：针对孤东油田三采油技术深入应用后原油脱水的难题，本文分析了集
输系统老化油对原油脱水性能的影响，并且重点对孤东一号联合站老化油处理工
艺的应用效果进行了分析和评价。
主题词：老化油 原油脱水 老化油处理工艺
1 前言
近年来随着孤东油田三采技术的深入推广，注聚、井下酸化、防砂和药剂处
理等多种作业方法的广泛应用，原油物性日益复杂多变，由于集输系统原有的原
油沉降脱水工艺落后、设备老化，联合站在原油脱水过程中需要通过提高脱水温
度和增加净化罐放水量来降低原油含水，这样就导致了老化油的循环量不断增
多，老化油的存在增强了原油乳状液的稳定性，使系统原油的脱水性能变差、脱
水温度升高、加药量增大，导致近几年原油处理成本不断上升。本文分析了老化
油对原油脱水性能的影响，并对老化油处理工艺在孤东一号联合站（以下简称东
一联）的实施情况和取得的效果进行了深入的分析，对于今后提高集输系统的生
产运行效率和降低原油处理成本具有重要意义。
2 老化工艺现状与存在的问题
孤东油田原油脱水处理工艺整体设计是以东一联为中心，东二、东三、东四
联合站为卫星站(油井--计量站--联合站)。东二、东三、东四联合站的高含水原油，
经热--化学沉降脱水后，将含水20%左右的原油输入东一联的二次罐集中进行热
化学沉降脱水处理。东一联和东二联分别于1989年、1994年扩建并投运了电脱
水器，采用电—化学两段脱水工艺，但1996年以后因受油品变化的影响电场无
法稳定运行都已停用。
孤东油田开发进入特高含水期后，采出液量的上升给原油脱水带来一系列的
困难，尤其是应用三采技术后，原油物性恶化，原油处理周期变长后老化油增多，
原油乳化程度越来越严重，造成油水沉降分离困难，外输原油含水不断上升。为
了满足生产的需要，原油脱水温度不断升高，由原设计的75℃升至85℃，从而
增加了站内燃料消耗；原油物性受到恶化，导致破乳剂用量大幅提高，根据油量
（包括东一联、东三联、东四联油量）计算，由2005年140mg/L（0.97t/d）的
用量逐年增加至2008年底189mg/L（1.21t/d），原油处理的运行成本呈现快速的
上升的趋势。
3 老化油影响原油脱水性能的技术分析
以东一联为例，老化油主要由三部分组成：净化油罐底部不合格的回掺原油、
污水系统回收的污油以及二次沉降罐的放水，并且以前两部分为主。目前，净化
油罐底部不合格的回掺原油液量约3500t/d，污水系统回收的污油约600t/d，仅
前两项的循环液量达到了4100t/d。
由于老化油的存在，东一联目前原油的物理性质、工艺流程、工艺参数与原
设计相比均发生了很大的变化，为进一步详细了解老化油对脱水工艺及脱水参数
的影响，确定老化油处理方案的技术、经济的可行性，我们采用东一联被老化原
油污染前、后的原油，进行了热化学沉降和电脱水对比评价实验。
采用的油样分别为被老化油污染后的系统原油和未被老化油污染的新鲜原
油，被污染前的原油为东一联三相分离器入口、东三联进站、东四联进站的原油，
按照原油量比例混合配制而成，油样综合含水29.3%，一次加药量40mg/L，没
有进行二次加药；被老化油污染后的系统原油为东一联电脱水泵入口的原油，油
样综合含水27.2%，一次加药量40mg/L，系统进行了二次加药，二次加药量为
40mg/L，总加药量为80mg/L。
实验表明：
（1）老化油的存在使系统原油的脱水性能变差、脱水温度升高、加药量增
大；
（2）老化油使系统原油导电性大幅提高，无法使用电脱水器进行处理；
（3）新鲜原油在75℃条件下，导电性较小，经电脱水器处理后，净化油含
水可达到1%~2%左右，脱水温度可以由目前的80~85℃降低5℃左右。
3.1 热化学沉降对比试验
为分析老化油对沉降脱水率的影响，我们将75℃情况下未被老化油污染的
新鲜原油的脱水率与沉降时间的关系，与80℃情况下被老化油污染的系统原油
的脱水率与沉降时间的关系，进行了对比分析，如图3-1所示。
图3-1两种油样在不同脱水温度下脱水率的比较
从图3-1可以看出，未被污染的新鲜原油，在加药量为40mg/L、脱水温度
为75℃情况下的脱水效率，明显高于被污染的系统原油，在加药量为80mg/L、
脱水温度为80℃的脱水效率。
3.2 电脱水评价实验
JDS-1原油动态脱水评价装置模拟现场条件，测试评价原油乳状液的电特
性，能够对各种原油乳状液的电特性做出评价，装置组成见图3-2。
图3-2 JDS-1原油动态脱水评价装置
使用JDS-1原油动态脱水评价装置进行两种原油样品的电脱水评价，通过不
同温度、不同加药量的原油电特性以及原油出口含水，评价老化油对电场、脱水
温度的影响，试验结果如图3-3所示。
图3-3 不同原油的电特性比较
从图3-3可以看出：
系统原油无法建立稳定的电场，导电性强，而新鲜原油可以建立稳定的电场，
在70℃和75℃、加药量为40mg/L、60mg/L的情况下，使用电—化学脱水均有
较好的脱水效果，而且温度越高，脱水效果越好。
4 老化油处理工艺的应用分析
为了解决受老化油影响集输系统原油脱水难度大的问题，需要对孤东的四座
联合站原有的“老化油回掺”艺进行改造，根据老化油单独处理的工艺改造思路，
2009年6月完成了东一联老化油处理工艺改造，主要改造工艺包括：改造3#原
油沉降罐作为老化油存储罐，安装2台螺杆泵作为老化油提升泵，安装老化油处
理装置2台及配套自动计量系统，新建老化油加药装置1套，老化油处理工艺流
程见图4-1。
图4-1 东一联老化油处理工艺流程图
4.1 老化油工艺装置运行情况
东一联老化油处理装置设备处理量为10~20m3/h。老化油处理温度为
74~94℃，加药量为50~100mg/L，进老化油装置的老化油（主要来源包括净化油
罐底部不合格的回掺原油、污水系统回收的污油以及二次沉降罐的放水）进口含
水为10-20%，处理后油含水都小于3%，放水清澈，水中含油小于300mg/l，取
得了比较理想的效果。
4.2 老化油处理工艺评价
2010年东一联老化油处理工艺的实施情况证明，应用老化油处理装置处理
后净化油含水小于3%，出口水中含油小于500mg/l，符合《原油电脱水设计规
范》SY/T0045-1999要求，这对于解决油田开采后期原油脱水难题具有很好的推
广应用价值。
4.3 经济效果预测
东一联老化油处理装置经过2010年下半年的调试，工艺设备运行日趋稳定，
在老化油处理装置正常运行的情况下，系统原油脱水性能明显得到改善，卫星站
来油进行二次脱水时脱水温度可降低2-5℃，二次脱水的破乳剂投加量经过试验
比改造前可降低0.1-0.2吨。老化油装置每年按运行10个月计算，减少消耗燃料
油2吨/每天，减少消耗破乳剂0.1吨/每天，预计每年可节约燃油600吨，节约
燃油费用120万元，节约破乳剂30吨，燃油费用36万元，年经济效益为156
万元。
5 结论与认识
（1）老化油的存在使系统原油的脱水性能变差、脱水温度升高、加药量增
大；
（2）老化油使系统原油导电性大幅提高，无法使用电脱水器进行处理；
（3）新鲜原油在75℃条件下，导电性较小，经电脱水器处理后，净化油含
水可达到1%~2%左右，脱水温度可以由目前的80~85℃降低5℃左右。
参考文献
[1] 张建，胡盟明，“胜利油田集输系统工艺配套技术的发展与应用”，石油
规划设计，2000
[2] 冯永训，“油气田集输工艺系统技术”，石油大学出版社，2002
田招民，1975年11月8日出生，1996年毕业于胜利石油学校储运专业，长
期从事地面工程石油储运专业。Email:tianzhaomin.slyt@sinopec.com。