石油天然气装备概述

石油天然气装备概述（通用11篇）

篇1：石油天然气装备概述

2013第五届中国（上海）国际石油天然气管道与储运技术装备展览会

展览时间:2013年8月20日---8月22日

展会场馆：上海新国际博览中心

简介：

现在，国际油气储运设施建设总体处于高峰期，为我国石油管道建设企业国际化提供了难得的市场机遇。中国的油气资源分布不均，需要加大投资跨国管道、海上油气管线、输煤管线以及LNG建设的力度。“十二五”能源规划提出加快陆地和海上进口油气战略通道建设，完善国内油气主干管网。在未来5年，国内油气管道建设总长将达25万公里左右，总投资额约4500亿元。本届展会将为管道设备供应商提供了最佳的宣传和推广平台。中国国际石油天然气管道与储运技术装备展览会(cipe)与同期举办的中国国际石油石化技术装备展览会(cippe)是国际石油领域的行业例会，每年春季在北京举办，已成功举办四届。是国际展览联盟UFI 认证的全球最高级别展会。国内的知名企业主要有中石油展团、中石化展团、中海油展团、中国石油天然气管道局、中国石油管道公司、宝钢股份、天津钢管、珠江钢管、宝鸡石油钢管、中油管道、中核苏阀等。

参展范围：

油气勘探、开发与生产装备、物探、测井、钻井技术与设备、油气田地面技术设备、石油石化设备与制造、自动化技术装备、仪器仪表、DCS、PLC控制系统和现场总线、油气管道建设工程技术和设备、发电机组等动力机械设备、油田特种车辆、工业防爆产品、电工电气设备、电线电缆产品、石油石化科研及实验室技术设备、石油炼制工艺与技术、石化工艺与技术、设备检修、维护与管理、流体机械设备与技术、燃油与润滑油技术与设备、销售系统及设施、石化产品和先进材料、环保、节能与安全管理、消防报警设备工业安全及劳保用品、工业清洗及防腐技术材料与设备、卸装与包装技术、通讯及信息系统管理等

篇2：石油天然气装备概述

天然气概述

天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分为甲烷，也包括一定量的乙烷、丙烷和重质碳氢化合物。还有少量的氮气、氧气、二氧化碳和硫化物。另外，在天然气管线中还发现有水分。甲烷的分子结构是由一个碳原子和四个氢原子组成，燃烧产物主要是二氧化碳和水。

CH4+2O2=CO2+2H2O（充分燃烧）

与其它化石燃料相比，天然气燃烧时仅排放少量的二氧化碳粉尘和极微量的一氧化碳、碳氢化合物、氮氧化物，因此，天然气是一种清洁的能源。

天然气的不安全性：缺氧、不完全燃烧会引起中毒。3CH4+5O2=CO2+2CO+8H2O(案例：兰州静宁路一户居民使用节能罩，致使天然气不完全燃烧导致中毒)

天然气在输送过程中须加臭剂：因天然气本身无色、无味，一旦泄漏很难发现。人为地在天然气中注入加臭剂，可以及时发现和识别，消除事故隐患。

天然气安全使用常识

1、必须使用天然气专用炉具和强排式热水器等国家法规规定的燃烧器具，不能使用液化石油气炉具及国家法规明令禁止的直排式热水器等燃烧器具。

2、燃烧器具必须由具备安装资质的专业人员进行安装。各类燃气器具初次使用前，请务必仔细阅读使用说明书，掌握燃烧器具的正确使用方法。

3、在用气时，必须开启排油烟机或排风扇，保持室内有良好的通风条件。点火时先开灶前阀，再开炉具开关；熄火时先关灶前阀再关炉具开关。电子打火不灵时，请先点着火，后开气。

4、使用燃气时，人不得长时间离开，要经常关注火焰燃烧情况，以防火焰熄灭发生燃气漏气，每次天然气使用完毕，请您关闭天然气阀门。使用过程中，因紧急事故停气，请您勿必关闭室内表前阀门，以免恢复正常供气时，发生燃气泄漏。

5、家中长时间无人或长时间不使用天然气，请您勿必关闭室内表前阀门。

6、经常用小毛刷蘸肥皂水涂抹等方式对天然气管道接口处进行试漏检查，严禁使用明火查漏。如发现燃气泄漏，请拨打燃气公司客服电话。

7、天然气胶管一般使用寿命为三年，发现老化现象请及时更换专用胶管，避免由此导致漏气。胶管长度不能超过2米，胶管不能穿墙使用。

8、您要妥善保护天然气管线、燃气表、报警器等设施，必须保证报警器时刻处于使用状态。根据国家规定，报警器每年必须进行一次检定，因其属于个人财产，为保证燃气使用更安全，请用户及时向大庆市计量检定测试所申请进行检定。

9、严禁私自安装、改装或拆迁天然气管道设施。因安全需要或用户装璜误动了燃气设施等原因需改动或恢复天然气设施的，请您与大庆油城燃气有限责任公司联系。国家明确规定，燃气工程必须由具备相应资质的专业队伍进行施工，擅动燃气设施属于违法行为。

10、禁止将天然气和液化气罐同存放一室或一同使用。

11、禁止将有天然气管道通过的房间作为卧室。

12、厨房装修时，严禁对燃气表、阀门及管线等燃气设施进行包裹，以免形成密闭空间，使漏气封存，遇明火发生事故。已包裹的必须拆除，暂不能拆除的，必须在箱体上部留有通气孔，并有足够的检修空间。

13、禁止在天然气管道上悬挂物品，以免造成管道接口松动发生漏气。

14、禁止在天然气管道上缠绕电线或当作接零、接地线，以免产生电火花引起火灾事故。

15、禁止在室外天然气管道上捆绑车辆或其它物品，以免造成管道接口松动和破坏管道防腐层而腐蚀，导致漏气，引发危险。

16、请爱护调压箱、计量箱等天然气设施，以防供气设施损坏影响您正常使用。禁止在户外天然气设施（如阀井、调压箱、计量箱）附近动用明火，以防发生事故危及您和他人的生命和财产安全。

17、提醒自己家人和来访亲友不要乱动燃气设施以防发生危险。

18、户内如发生天然气泄漏请立即关闭表前阀门，迅速轻轻打开窗户（防止产生火花）通风，不得动用任何电器开关，杜绝明火，到室外安全地带拨打燃气公司客服中心电话报警。

天然气家庭设备哪些地方最容易漏气？怎样查漏？

（1）阀门、气表及与天然气管道的接头处。

（2）灶具旋塞及连接处

（3）灶具与连接软管的连接处。

（4）橡皮软管老化出现裂纹。

（5）管道与燃气表本身的腐蚀穿孔。

检查漏气可用：

（1）肥皂液涂刷查漏发现鼓泡，既是漏气的地方；

（2）专用仪器（家用燃气报警）查漏。千万不要用明火查漏！

天然气改造程序要求 重新组装：

1、必须有用户到辖区服务站提出申请；

2、由专业人员到场勘察检测；

3、天然气管道接口由专业人员焊接；

4、未经许可，不能私自改动燃气设施。

安检查出的常见问题

1、漏气，阀门未关紧

2、未安装电磁阀，存在侥幸心里。

3、安检不到位。

4、无证上岗。

消防装置：

1、须使用ABC干粉灭火器；

2、CO2灭火器不能使用于天然气火灾。发生天然气任何不安全因素，请拨打蓝焰服务热线：96777(24小时服务)

篇3：石油天然气装备概述

展出内容管线钢、储罐钢及钢管;制管机械、设备、机组及配件;玻璃钢、橡胶以及PEPVCCPVE管道;管道施工设备及大型机具;管道检测及检漏仪表与设备, 清洗设备及材料;管道焊接设备及焊接材料;海洋管道站场设备及其他接收装置;压缩机、管道泵、阀、计量仪表等储运及站场设备;管道防腐、保温、防火材料及最新技术、产品;发电机组等动力机械设备;站场接收设备及其他特种车辆;消防报警设备。

主办单位北京振威展览有限公司中国石油和石油化工设备工业协会中国国际贸易促进委员会化工行业分会

组委会地址北京市朝阳区北苑路170号凯旋城E座8层 邮编100101

联系人李征 手机13520741649 电话010-58236564 传真010-58236567

篇4：测井技术与天然气开发概述

【关键词】天然气; 技术; 手段

中图分类号:F618.13 文献标识码:A 文章编号:1009-8283(2009)05-0247-01

测井技术是勘探天然气的有效手段。测井找油与测井找气存在其同一性,又有特殊性。电法测井找油找气,是其同一性,但是不能有效地区分油气层。而非电法测井能从油气层中识别出气层,是其特殊性。所以,测井探测和解释评价气层的技术,是建立在与天然气的物理、化学性质相关的测井异常响应基础上。由于低渗透储层具有低孔、低渗的特点,往往对气层的识别效果不好,因此首要的工作是要进行环境校正,以消除各种外围因素的干扰。前人在大量分析和统计测井资料的基础上,针对气层处测井异常响应特征,建立了能够定性识别天然气的多种方法,提高了直观识别气层的分辨率和解释精度,效果显著。

1 测井曲线特征解析

作为唯一连续记录的、反映地层物理性质的测井数据,在储集层评价工作中占据重要地位。地层含气时会对多种测井值产生影响,测井曲线在气层的一般响应特征如下:

①气层的电阻率明显地高于围岩和水层的电阻率,并与相同储层条件下的油层电阻率相近,相对于油层,气层电阻率略高;

②由于天然气会导致声波幅度的衰减和传播速度的降低,因而气层在声波测井曲线上呈现出周波跳跃或时差增大的现象;

③密度测井响应于地层的电子密度(或体积密度),由于天然气的影响,气层的密度测井值比油层或水层的小;

④中子孔隙度测井响应于地层的含氢指数,由于天然气的含氢指数与体积密度比油或水小得多,另外挖掘效应的影响也增强了这种效果,因此中子测井在气层处呈现低值;

⑤中子伽玛测井是与地层含氢指数有关的核测井方法,气层与致密岩性地层的含氢指数都比较低,在中子伽玛曲线上为高异常显示;

⑥在相同岩性和孔隙度条件下,气饱和岩石的纵波速度小于水饱和岩石的纵波速度,而气饱和岩石的横波速度大于水饱和岩石的横波速度,即气层的纵波时差大于水层的纵波时差,而气层的横波时差小于水层的横波时差;

⑦在相同孔隙度条件下,气饱和岩石的纵横波速度比小于水饱和岩石的纵横波速度比,且气层和水层岩石的纵横波速度比随孔隙度增高和围岩压力的增加而增大;

⑧气饱和岩石的泊松比小于水饱和岩石的泊松比,即岩石孔隙中的天然气引起泊松比降低。

2 天然气层方法的识别

天然气藏的识别方法都是根据其特殊的物理化学性质在测井曲线上的不同反映,具体如下特点:

2.1 采用组合、计算方法,放大了气层处的各测井响应,增强了气层的信噪比

2.2 应用多种判别方法、附加条件和限制条件,增强了气层识别的准确性

现对前人所研究的各种方法,如下:

2.2.1 中子—密度重叠法

中子测井测量的是地层的含氢指数,由于天然气的含氢量比油和水都低,因此在气层处中子测井的孔隙度比油层和水层都要低。密度测井测量的是地层体积密度,在气层处测量的密度值降低,相应的密度测井孔隙度增大。根据这一特征,将中子孔隙度测井曲线和密度孔隙度测井曲线以相同的刻度单位和比例尺叠加,在水层处两者重叠在一起,而在气层处,由于中子孔隙度小于密度孔隙度,叠加图上出现负差异,以此直观识别气层。孔隙度越大,负差异越明显。

2.2.2 交会图法

在测井学上最先使用交会图方法来确定岩性和孔隙度,主要包括有岩性-孔隙度交会图、岩性孔隙度交会三角形法、岩性交会图。为了突出地层的含气性,后来人们又发展了多种交会图法,具体介绍如下:

①密度测井相对值—中子孔隙度相对值交会图

测井探测范围内含气时,造成DEN减小,计算的密度测井相对值(DENR)也减小;中子测井孔隙度减小,计算的中子孔隙度相对值(CNRE)增大,把二者进行交会或重叠可识别区分出油、气层。

②中子伽玛相对值—声波纵波时差相对值交会图

地层中含有天然气,使含氢量减小,引起中子伽玛计数率增高,计算的中子伽玛相对值(NGRE)也增大;纵波能量的衰减,造成记录到的时差增大,使得计算的ACRE减小。利用两者差异进行交会重叠可区分出气层。

2.3 核磁共振测井解释致密含气砂岩

以往人们认为核磁共振仪器不能探测到气层,而最近的研究与应用表明,若能适当地选择脉冲序列,NMR测井仪器可探测天然气层。以梯度方法为原理的测井仪器可用来准确识别储层中的含气相。典型储层条件下气的NMR特征与水和油的NMR特性差异很大,据此可定量

识别出储层中的气相。

2.4 空间模量差比测井法

空间模量差比测井定义为目的层完全含水时岩石空间模量与目的层岩石空间模量差值除以目的层岩石空间模量。在储层中,当目的层完全含水的岩石空间模量大于目的层岩石空间模量时,空间模量差比值大于零,指示为气层。反之,当目的层完全含水岩石空间模量等于目的层空间模量时,空间模量差比值等于零,指示为非气层。使用纵波时差、中子测井孔隙度和密度测井孔隙度确定空间模量差比值。

2.5 井温法

当钻井钻开地层,岩石孔隙中的高压天然气流入井内泥浆时,由于气体热膨胀吸热作用,引起气层附近泥浆温度降低。

2.6泥浆侵入法

在淡水泥浆钻井条件下,利用泥浆侵入性质验证浅气层,具有明显的地质效果。因为气层是减阻侵入性质,而水层是增阻侵入性质。由于双侧向测井和微球形聚焦测井的径向探测深度不同,前者能够探测到一部分原状地层电阻率的变化,后者只能探测到冲洗带地层电阻率。由于浅气层水矿化度低,淡水泥浆侵入浅气层后,减阻侵入性质明显。因而,出现双侧向电阻率大于微球形聚焦电阻率(即RLLD>RMSFL和RLLS>RMSFL),验证是气层。

2.7双饱和度对比法

双饱和度是指在同一地层分别从电阻率测井和碳氧比测井信息中提取的含水饱和度。众所周之,石油与天然气都是绝缘体,它们的电阻率为无穷大。因此,电阻率测井能够发现油气层,但不能分开油层和气层。所以在油气藏共存的裸眼井内,使用电阻率测井找气,容易将气层误解释为油层。为了解决这个问题,可以在套管井中进行碳氧比测井,因为气层的碳含量低和氧含量高,使测井的碳氧比减小。

3 结束语

以上是笔者针对目前利用测井资料来识别天然气层的方法所做的总结。由于石油与天然气的新理论和新方法日新月异,本人只做了粗浅的归纳。希望读者对天然气的探测方法有所了解。

參考文献:

[2]龙胜祥,王果寿等,含油气盆地分析与资源评价,地质出版社,1999年2月第一版.

篇5：天然气回收装备优化设计探索论文

脱乙烷塔底部使用独立的再沸器,并使用236℃的贫氨液热剂,使塔底温度保持110℃,以满足丙烷产品中对乙烷含量的要求。④脱丙烷塔工段脱乙烷塔底物流流入脱丙烷塔,气相上行从塔顶流出进入空气冷却器。全部冷凝液经接收器后一部分回流,另一部分作为丙烷产品经水冷器冷却至38℃后进入储罐。脱丙烷塔底部使用独立的再沸器,并使用236℃的贫氨液热剂,使塔底温度保持136℃,以满足丁烷产品中对丙烷含量的要求。⑤脱丁烷塔工段脱丙烷塔底物流和预处理残油混合流入脱丁烷塔,气相上行从塔顶流出进入空气冷却器,全部冷凝液经接收器后一部分回流,另一部分作为丁烷产品经水冷器冷却至38℃后进入储罐。脱丁烷塔底部使用独立的再沸器,并使用236℃的贫氨液热剂,使塔底温度保持130℃,以满足轻油产品中丁烷的含量要求。塔底轻油产品经空气冷却器冷却至50℃,进入储罐。

换热网络用能分析

物料流的热焓值均为相对于该物料流初始温度时的热焓值,热焓用兆瓦(MW)表示,热容流率以兆瓦/摄氏度(MW/℃)表示。原换热网络换热网络网格图可以清晰、方便地表示和设计过程工业的换热网络。现过程(天然气回收装置)换热网络网格图。每一条水平线代表一股物料流,箭头指向右端的是热流,指向左端的是冷流;水平线左边是物料流编号(其基础数据见表1);图示左端是高温区,右端是低温区,箭头起始端的温度是物料流的供应温度,箭头终端的温度是物料流的目标温度;H为再沸器,C1为液氨冷却器,C2为水冷却器,C3为空气冷却器;多个用同一编号标注并使用虚框和连线连接起来的小圆圈表示一个换热器,如E2、E5;圆圈旁边的数字表示物料流交换的热量。现有换热网络使用了2个换热器、4个再沸器和8个冷却器。其中,E2、E5均为高效多物料流板翅式换热器,它们分别对多股冷热物料流进行高效换热;8个冷却器包含2个液氨冷却器(C1)、4个空气冷却器(C3)和2个水冷却器(C2)。经过对现有换热网络网格图的分析可知,冷却公用工程消耗能量9.454MW,加热公用工程消耗能量6.8736MW。当前换热网络中冷热物料流最小传热温差为5K(即当前换热网络中换热器E2的冷热物料流),即ΔTmin=5K。从而分析得到:加热公用工程需求4.0176MW,冷却公用工程需求6.598MW。与现有换热网络设计的冷却和加热公用工程消耗(9.454MW、6.8736MW)相比较,最大热量回收设计方案可使加热公用工程节省41.5%,冷却公用工程节省30.2%。夹点分析的三个黄金法则具体如下:①不要有跨越夹点的传热;②不要在夹点以上设置任何冷却公用工程;③不要在夹点以下设置任何加热公用工程[10]。图2所示现有换热网络网格图中,夹点温度标志虚线给出了夹点温度在各物料流中的位置。根据夹点分析的三个黄金法则,可知现有换热网络在夹点以下有加热公用工程(见物料流S2),夹点以上有冷却公用工程(见物料流S21、物料流S11),导致消耗了额外的加热和冷却公用工程。由此看出,在轻油产品和干气产品的余热没有充分利用时,额外使用了加热和冷却公用工程,从而增加了费用。

换热网络翻新设计

在分析现有换热网络及夹点分析的基础上,为进一步回收热量以达到节省冷却和加热公用工程的目的,需要改进现换热网络中违反夹点分析三原则的换热设计。在尽可能保留现有网络设计的`前提下,分别在夹点以上、夹点以下针对物料流S2、物料流S21、物料流S11进行设计,得到最大能量回收(maximumenergyrecovery,MER)设计方案。分别增加换热器1、换热器2与冷物料流S12换热;在S2物料流夹点以下增加换热器3、换热器4,分别与热物料流S11、热物料流S16换热。最大能量回收(MER)设计方案使用加热公用工程4.0176MW,节省41.5%的电能;使用冷却公用工程6.598MW,节省30.2%的电能,其中液氨冷却公用工程、水冷却公用工程用量不变,空气冷却公用工程节省了2.856MW。最大能量回收设计减少了1个再沸器,需要增加4个换热器。在最大能量回收设计方案中,物料流S12、物料流S21与物料流S11的换热量比较小,但却需要增加2个换热器(换热器1、换热器2);另外物料流S12还需要分流,且换热器冷端温差较小。这些因素使得此处的翻新设计效果较差。因此,在进一步设计时去除了换热器1、换热器2,并适当改变了换热器3、换热器4的换热负荷。改进后的方案使用干气产品和丙塔顶料的热量与甲塔底再沸料换热,节省了制冷和加热公用工程。与最大能量回收方案相比,改进的设计方案减少了2个换热器,避免了物料的分流改造,且克服了最大能量回收方案中换热器冷端温差较小的弱点,大大提高了翻新设计的效果。改进的换热网络设计方案使用加热公用工程4.2806MW,节省了37.7%的电能;使用冷却公用工程6.861MW,节省了27.4%的电能,其中液氨冷却公用工程、水冷却公用工程用量不变,空气冷却公用工程节省了2.593MW。现有换热网络加热公用工程热剂贫氨液的热量来自燃机的废热回收,节省加热公用工程可以节省贫氨液循环泵的耗能(电能);减少空气冷却公用工程可以减小空气冷却器的耗电量。改进的设计方案减少了1个再沸器,增加了2个换热器,使该设计改动原换热网络较小,投资费用较少。

结束语

篇6：石油天然气的现状

底，国际油价仍将处于高位，给基础化工行业带来很大的成本压力。，预计全球经济增速进一步放缓，欧债危机成为首要风险因素，世界石油供需将趋于宽松。国际油价总体将低于20水平，预计WTI油价为90-100美元/桶，布伦特油价为105美元/桶，两者价差将有所缩小。影响国际油价的主导因素主要包括世界经济的发展，美元走势以及中东地缘政治形势。短期来看，伊朗局势的持续升温造成了这一波国际油价的走高，但从中长期来看，主导国际油价走势的最主要因素是世界经济发展增速，20欧洲经济艰难运行，美国经济艰难复苏，新兴市场国家增速放缓，全球经济面临进一步下行的概率较大，所以油价较难超过年的水平。但受流动性宽松的预期以及中东局势的复杂演进，国际油价预计仍将在高位运行。油价的高位运行对于上游石油开采相关企业偏利好，对于下游的基础化工企业来说，在需求端低迷的情况下，成本端的挤压更使企业雪上加霜。

年全球油气勘探开发投资总额再创新高，在2011年12%的基础上，再增长10%，达到5980亿美元，增幅连续三年超过10%，勘探开发热点仍将是深水、非常规油气和LNG。油气勘探开发投资在中国将更加受到重视，主要由中国的能源结构决定的。中国的能源结构是“富煤贫油少气”，油气对外依存度越来越高，2011年石油原油对外依存度超过55%，中国巨大的油气需求迫使政府和企业加大油气勘探开发的力度。石油方面，2011年来国家加大了对深海领域的拓展;天然气方面，在西部地区取得了一定的成绩;另外，又加大了页岩气、煤层气等非常规油气的勘探开发。与此同时，国家也出台了一系列的政策规划，如《找矿突破战略行动纲要(2011-)》及各子行业的“十二五”规划，对强调了加大对相关油气资源的勘探开发力度，未来“十二五”时期，将是我们油气勘探开发的重要发展机遇期。

篇7：国际石油装备展参展体会

2017中国（克拉玛依）国际石油天然气及石化技术装备展览会于2017年9月1日-3日在新疆克拉玛依会展中心举办，我有幸受沙运司派遣，前往参观学习。根据展览会的实际情况，我们利用一天的时间参加了展会开幕式，并参观了装备展览。虽然时间有限，但我通过展览会开拓了视野，取得了较大的收获。

开幕式上，中石油、中石化、中海油分管装备制造的领导，自治区政协领导，克拉玛依市、新疆油田的领导分别致辞，对大会的开幕表示祝贺。开幕式同时也表达了一个清晰的信号，那就是，新疆石油和天然气储量约占全国陆地总储量的三分之一，是中国重要的石油天然气资源接替区，有着良好的发展前景。在目前油价较低且将长期持续低迷的情况下，塔里木油田依靠天然气的产销取得了相当不错的效益。同时，放空天然气回收业务也是沙运司油田服务的重要产业，是沙运司转型升级的重要举措，也是沙运司利润增长的重要一部分。我所在的塔中油田建设服务公司，也正是依托于放空天然气的良好发展，起步于放空天然气回收站的建设施工，并在天然气回收站的建设施工中成长成熟。所以在油价持续低迷的时期，作为管理干部，我自己要有沙运司一定会持续向好发展的信心，并将这样的信心传递给基层员工，在工作中，带领员工积极工作，克服困难，取得新的成绩。

开幕式后，我们参观了装备展。此次装备展，展出的技术装备新颖，展出的涉及面很广。主要包括了油气勘探、开发与生产；物探、录井、测井、钻井；石油天然气管道建设；动力机械设备及发电机组、天然气利用；油气管道和槽车运输及特种车辆；石油工艺与技术；石化产品和先进材料；销售系统及设施包括加油站及加气站设备；流体机械设备及技术泵、阀、压缩机、风机；工业防爆产品；通讯与信息系统管理、电子商务；石油石化设备与制造；石油石化设备检修、维护与管理；石油石化科研及实验技术设备；石油炼制工艺与技术；自动化技术装备、仪器仪表；环保、节能与安全管理技术和设备；电工电气设备、电线电缆产品；轴承、轴承相关零配件；消防报警设备、工业安全及劳动保护用品；工业清洗设备及防腐技术、材料与设备；装卸、包装和储运技术设备。

我根据沙运司实际生产中的需要和自己的兴趣特别对石油天然气管道、压缩机、泵、检测设备、管道保温材料进行了了解，同参展的单位进行了沟通。

在石油天然气输送管道的展位前，我对目前比较流行的高压柔性管道进行了解。施工中，我们都是接触的成品管道，将其直接连接，并没有机会了解管道的内部情况。在展台，我详细了解了管线的各个层次结合情况，对各层次的材料有了直观的认识，也解答了我之前施工过程中存在的疑问。新的材料、新的生产工艺，已经突破了原有标准的束缚，使得柔性管道取得了比较大的应用范围。同时，其简单的施工方法，配合机械施工，使得现场施工人员的工作量大大降低，施工速度也是传统钢管无法取代的。目前塔中地区柔性管道的施工已占到新建管道的30%，通过近几年的运行，柔性管道在避免硫化氢腐蚀、减小介质流阻、抵抗垢结等方面也取得了不错的效果，具有良好的发展空间。

在压缩机、泵、发电机展位前，我了解到新型压缩机、泵的工作原理，了解设备的性能，对新型的压缩方式有了一定的认识。虽然展出的设备主要用于低压系统，并不适用沙运司塔中天然气回收的实际工况。但是通过参观，还是弥补了自己对这些设备的认识，增加了自己的知识储备。

在检测设备展示区，我了解到最新型的管道壁厚检测装置和管道内部腐蚀检测设备。一台手持超声波检测仪，可以对管道的腐蚀情况进行点测。一套中型的超声波检测仪，可以实现对均匀直管线进行连续的腐蚀检测。一套小巧的内窥设备，可以在把管道内的情况清晰的展示到屏幕上。这些检测设备都可以使用在放空天然气回收站的管线腐蚀检测上，通过直观的检测，判断管线腐蚀情况，避免出现意外的刺漏爆管等风险。一些设备能够在不破坏原有防腐层的基础上实现检测，既是对原有管线的保护，同时也减少现场工作，加快了检测速度。

篇8：天然气管道山区地段施工程序概述

中国作为一个天然气领域的消费大国, 天然气需求量逐年高速增长。近年来, 随着中国天然气对外依存度的扩大, 中国与国际社会加强了天然气合作。目前在建和已建成的跨国天然气管线有中俄天然气管道, 中亚天然气管道, 中缅天然气管道等。其中大理市天然气利用工程气源来自于中缅天然气管道云南支线, 管道经过地方地势复杂, 环境恶劣, 其中山区地段施工10.9km。山区陡坡地段易受滑坡、塌方、泥石流等地质灾害的威胁, 因而成为施工过程中的关键控制难点之一, 务必严格按照规程进行管道施工。

1 施工程序

天然气管道工程严格按照管道设计和施工要求, 针对山区地形制定了合理的施工方案, 严格执行施工程序。

山区管道平坦地段采用埋地弹性敷设方式。施工程序是:线路交桩→测量放线→施工作业带清理及施工便道修筑→管道运输→布管→清理管口→组装焊接→焊接质量检查与返修→补口检漏补伤→管沟开挖→吊管下沟→管沟回填→三桩埋设→阴极保护→通球试压测径→管线吹扫、干燥→连头→地貌恢复→水工保护→竣工验收[1]。山区陡坡地段施工区域狭窄、施工机械回旋余地小, 采取先开挖管沟, 在管沟内布管和焊接的方式施工。其主要施工程序如下:

1.1 测量放线

交接桩完成后, 根据控制桩采用白石灰或其他鲜明、耐久材料放出线路轴线和施工作业带边界线, 并在控制桩之间按照图纸要求设置纵向变坡桩、百米桩。各种桩用油漆注明类别, 标注应易于辨认, 便于寻找。

1.2 施工作业带清理及施工便道修筑

在施工作业带范围内, 对影响施工机具通行或施工作业的石块、树木等清理干净。清理过程中, 防止石块和树木滚落及砸伤作业人员, 同时保护标志桩不受破坏。修筑施工便道首选原先小路, 对其进行拓宽、推填、垫平、碾压、加固。其次选择新建施工便道尽量沿山地缓坡设置, 路面平整、坚实、无垮塌隐患, 保证车辆和机械的安全通行。在有纵向坡度的陡坡上修筑施工便道和作业带时, 采用修盘山路或沿管道中心线修“之”字形道路的方式减缓坡度, 使纵向坡度尽量控制在15°以下。

1.3 钢管运输

山区较平坦地段采用履带式拖拉机配合船型爬犁运输钢管。

山区陡坡地段采用索道运输钢管, 将管材运输到山区高处平坦地段, 再采用机械沿施工便道向下运输和堆放。

1.4 布管

山区平坦地段采用沟上布管。沟上布管及组装焊接时, 管道的边缘至管沟边缘应保持足够的安全距离。布管时要注意管子的稳定性。

山区陡坡地段管线焊接后整体下沟困难, 该地段采用沟下布管。当坡度≤15°时, 用吊管机沿着施工作业带直接将钢管布在管沟内, 用编织袋装土做管墩。当坡度≥15°时, 降坡到适于机械设备操作的坡度后, 采用挖掘机和吊管机配合布管。

1.5 管口组对、焊接

根据合格的焊接工艺评定报告编制焊接工艺规程, 每日作业结束后应将管线端部管口临时封堵, 遇水及沟下焊管线应采取防水措施。并同时作好焊接记录。管口组对前, 清理管内杂物和清理破口;现场配备风速仪和温度计等, 随时测量风速、温度及湿度, 特殊情况下采取搭建挡雨棚和防风罩棚等措施。

当山区特殊陡坡地段, 无法布管时停止布管, 待组对焊接时从堆管平台处随用随取, 采用机械和支架牵引管段就位。一般采用由上而下逐根管线焊接, 便于机械对管线的牵引和控制。

1.6 管道防腐补口

管道无损检测合格后, 应及时进行防腐补口。采用热收缩套补口前对管体进行预热, 预热温度通常为60~80℃, 达到预热温度, 迅速将热收缩套安装就位, 热收缩套与管口两侧搭接50mm以上。防腐层的外表面平整, 无漏涂、褶皱、流淌、气泡和针孔等缺陷;防腐层有效地附着在金属表面。

1.7 管沟开挖

根据土壤类别、力学性能和管沟开挖深度确定管沟边坡坡度, 深度在5m以内管沟最陡边坡的坡度应按规范要求确定。深度超过5m的管沟边坡应根据实际情况, 采取放缓边坡、支撑或阶梯式开挖措施。

山区平坦地段, 采用挖掘设备开挖管沟;特殊陡坡地段, 管沟开挖采用设备与人工相结合的方式进行管沟开挖。如果坡段含石方层, 使用液压镐进行石方破碎。管沟沟壁不得有欲坠的石头, 沟底不应有石块。管沟开挖土方堆砌于管沟两侧, 为防止土方侧滑, 局部应砌筑挡土墙。

1.8 管道下沟及回填

管道的焊接、无损检测、补口完成后, 及时下沟。石方段管沟, 预先在沟底垫300mm厚细土, 管道下沟时, 管道放置到管沟中心位置, 与沟底充分结合, 局部悬空用细土填塞。

管道下沟后及时回填。回填前排除沟内积水, 石方段管沟应先回填细土至管顶上方300mm, 然后回填原土石方, 管沟回填土宜高出地面0.3m以上, 覆土与管沟中心线一致。

1.9 水工保护

陡坡地区敷设管线区域, 在管沟内每隔一定距离做一道截水墙, 垂直截水墙从管底做起并露出地表适当高度, 以便将坡面汇水排离管道两侧。当坡面较陡且较长时在管沟表面补做水泥浆砌石护面或移植草皮来加强防护。防止管沟的回填土在雨水冲刷下流失, 造成管道裸露及浮管等现象。

2 安全防护

山区管线施工作业中最重要的风险控制点是火灾和物体打击。施工期间务必保证安全监督人员现场监督, 严禁工人吸烟, 动火作业由专人看护, 防止发生森林火灾;管线施工沿山下陡坡区域, 做好吊装起重部件的安全检查, 利用钢管和木板做围挡, 并且由专人看护, 防止石块、管材和机具等滚落, 砸伤人员和树木。

3 结语

天然气管道工程是国家能源建设的重要组成部分, 保证管道工程建设的安全和质量是一项长期和艰巨的任务。管道施工遇到难度较大的地段和区域, 在严格按照规范和规程施工和管理的同时, 我们还要不断地坚持技术改进和创新, 不断地提高工程的管理水平, 圆满完成天然气管道工程的建设。

摘要：大理市天然气利用工程第四标段山区地段天然气管道施工10.9km。山区陡坡地段, 易受滑坡、塌方、泥石流等地质灾害的威胁, 是施工过程中的关键控制难点。本工程按照管道设计施工要求, 针对山区地形制定了合理的施工方案, 严格执行施工程序, 确保天然气管道工程圆满竣工。

关键词：山区地段,施工程序

参考文献

篇9：石油巨头合谋天然气涨价

来自国家发改委的数据显示，中国资源性产品之间比价关系不合理。目前原油、天然气和发电用煤之间的比价关系，国内约为1：0.24：0.17，而国际市场约为1：0.6：0.20，国内天然气价格明显偏低。

来源《第一财经日报》

说几句

篇10：石油短缺促使天然气发展

2005-7-20 中国贸易报

据英国金融时报美国版近日报道，能源短缺和油价飙升促使天然气行业有了长足的发展。

据国际能源署(IEA)统计，天然气利用在70年代是微不足道的，但目前在全球能源结构中已占有22%的比例。天然气利用有如下几个特点：首先，以往天然气利用仅仅是在产地附近，目前仍然有70%使用管道通往产地附近的市场，但已呈现全球化快速发展的趋势；其次，非天然气生产国家或具有成熟气田的国家如英国的需求均日益增长；最后，由于浓缩技术的提高和液化和运输成本的下降，使天然气市场愈趋开放。

国际能源署预计，到2030年世界天然气需求将比现在翻一番，达4.7兆亿立方米。到2012年，天然气将取代煤成为电力行业的第二大燃料资源。据美国能源专家评论，天然气发电设施发展的主要推动力是液化和运输成本。由于其规模和竞争持续下降，目前液化厂比70年代的规模要大一倍，却只有在建或计划建造的一半规模。液化天然气(LNG)运输船越来越大，新一代轮船有25万立方米，而10年前却不到20万立方米。目前，新液化天然气运输船的订单就高达100艘，而目前世界全部也只有170艘。

篇11：中国石油、天然气战略资源分析

二、我国油气资源面临的问题

在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临五大问题：

l、后备可采储量不足

2、风险勘查投入不足

3、缺乏供给保障机制，很难适应市场变化

4、科技总体水平不高，不能满足增储上产需要

5、环境问题严重，尚未得到充分重视

三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施

1、油气的大力勘探、开发

2、积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性

3、加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全

正文：

一、中国油气资源前景堪忧

国际权威机构近日公布的预测数字显示，中国目前石油需求增长将占同期世界石油需求增长的1／3。据国务院发展研究中心市场经济研究所介绍，中国石油市场是世界需求量增长最快的市场(国家)之一，中国的原油净进口量为5983万吨，为6941万吨，成品油进口2034万吨；据海关统计，1-10月，我国进口原油7415万吨，成品油2374万吨。预计中国将取代日本，成为仅次于美国的第二大石油消费国。近年中国经济保持持续高速增长，由于经济增长速度与石油消费量之间呈高度正向相关关系，预计今后几年中国石油消费量将继续保持较高增长态势。比较保守地估计，中国原油的需求量将达到3亿吨，原油需求缺口达到1亿吨，需求量达到3.8亿吨，缺口达到1.6亿吨。

但是目前中国人均石油开采储量只有2.6吨，是世界平均值的1／10，这意味着中国石油消费对国际市场的依赖程度将越来越大。更有人预测，到20，中国原油进口依存度将逼近50%。

(一)油气资源日益紧缺

目前我国石油资源量约为1072.7亿吨，其中约71.61%分布在陆上，约22.93%分布在海洋。

表1 第三次全国油气资源评价石油资源状况

总资源量

可转化

己探明

总计可采储量

资源量

转化率

储量

探明率

可采储量

采收率

全国

1072．7

528．4

49．26

205．65

38．9

59．34

28．85

127．54

陆上

826．7

430．0

52．0

193．56

45．0

56．38

29．23

105．79

东部

480．7

277．4

57.7

155．27

56．0

48．16

31．02

72．98

中部

77．5

30．5

39．4

11．60

38．0

1．96

16．9

5．36

西部

259．4

122．0

47．0

26．67

21．9

6．46

24．22

27．43

其它

9．1

0．1

1．1

0．02

19．0

0．00

16．84

0．02

海洋

246．0

246．0

40．0

12．09

12．3

20．76

22．82

21．71

单位：亿吨、%总计可采储量=可转化资源量+已探明资源量

我国目前已发现500多个油田，其中大庆油田、胜利油田、辽河油田、克拉玛依油田、四川油田、华北油田、大港油田、中原油田、吉林油田、河南油田、长庆油田、江汉油田、江苏油田、青海油田、塔里木油田、吐哈油田、玉门油田、滇黔桂石油勘探局、冀东油田等油田产量、储量较为可观。

但是，在我国已发现的油田中，除大庆、胜利等主要油田外，其他油气田单位面积储量普遍较小，低品位油田居多，而且埋藏较深、类型复杂、品质较差、工艺技术要求高。在剩余可采储量中，优质资源不足，低渗或特低渗油、稠油和埋深大于3500米的超过50%，而且主要分布在西北和东部地区。随着勘探开发的不断深入，剩余石油资源中质量差、难开采的比重将越来越大。

总的看，勘探难度逐渐增大，隐蔽、复杂油气藏已成为勘探主要对象，地表及地质条件复杂的地区正成为勘探的重点目标区。老油田已进入高含水、高采出阶段，综合含水率高于80%，

平均采出程度大于65%，原油产量呈递减趋势，开发难度越来越大，开采工艺要求越来越高。

截至20年底，石油累计探明可采储量63.95亿吨，其中剩余可采储量24.28亿吨，居世界第12位，人均石油剩余可采储量1.87吨，相当于世界人均水平的7.8%，仍属“贫油大国”。

年7月31日，中国石油商务网最新天然气资源评价，我国常规天然气资源量为55.16万亿立方米：根据第三次天然气资源评价，我国常规天然气资源地区分布如下：

表2 我国常规天然气资源地区分布    单位：万亿立方米，%

总资源量

所占份额

资源量分布

主要分布区域

资源量

东部

5．04

11．05

松辽盆地

0．88

渤海湾盆地

2．20

中部

17．36

38．09

四川盆地

8．39

准噶尔盆地

2．09

柴达木盆地

1．92

西部

13．06

28．65

南部

1．91

4．19

海洋

5．20

17．99

珠江口、莺歌海、琼东南盆地

截止2002年底，我国天然气累计探明可采储量2.56万亿立方米，其中剩余可采储量2.02万亿立方米，居世界第17位，人均天然气剩余可采储量1552立方米，仅相当于世界人均水平的5%，属于名副其实的“贫气大国”。

(二)资源潜力仍然较大

从总体上看，我国油气资源仍有很大潜力可挖。截至2002年，我国石油待发现可采资源量约为71亿～96亿吨，平均探明率43.4%，其中，东部地区平均探明率超过60%，中西部地区和海域低于30%，均低于73%的世界平均探明率：天然气待发现可采资源量7.4万亿～9.4万亿立方米，平均探明率23.3%，远远低于60.5%的世界平均探明率。由此可以看出，我国油气资源探明率较低，整体上处于勘探的早中期阶段。

另外，由于中国油气开采和勘探技术条件的限制，我国一些埋藏较深、类型复杂、工艺技术要求较高和自然条件较差，以及一些深海油气田的开采、勘探还相当有限，基本处于开发的早中期阶段。随着相关技术的日益成熟和进步，我国油气资源的开发可望取得较大的进展。

(三)未来保障任务艰巨

根据中国经济的高增长率和能源消费弹性系数预测，到年，我国原油消费总量将达到3亿到>.2亿吨，届时中国原油的进口依存度将逼近50%。我国的油气资源保障将面临很大压力。

我国经济的持续快速发展，决定了我国油气资源的需求将与日俱增。预测到2010年，20石油需求量将分别达到3亿吨、3.8亿吨，天然气需求量也将分别达到1200亿立方米、亿立方米。如果同期我国油气资源得不到重大的发现，国内石油生产能力只能保持在1.8亿～2亿吨之间，缺口分别为1亿-1.2亿吨、1.8亿-2亿吨：国内天然气生产能力大约为1000亿立方米、1500亿-1600亿立方米，缺口分别为200亿立方米、400亿-500亿立方米。可以预测，2010年国内石油、天然气产量对需求的保障程度分别为57%、83%左右；年为50%、78%左右。2020年到本世纪中叶，供需缺口还将继续加大。为了保障我国经济健康、快速发展，我国油气资源勘探工作的压力很大，提高油气资源保障能力的任务十分艰巨。

二、我国油气资源面临五大问题

在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临诸多问题。

1.后备可采储量不足

我国油气资源的后备可采储量少，特别是优质石油可采储量不足，缺乏战略接替区，西部和海相碳酸盐岩等区域的勘查一直未能取得战略性突破，后备可采储量不足已成为制约进一步增加油气产量和满足需求的主要矛盾。

2、风险勘查投入不足

基础性、公益性的油气前期地质工作具有探索性强、周期长、风险大的特点，作为一种相对独立的国家公共事业，主要应由政府出资，其成果提供全行业、全社会使用。近年来，国家对这项工作投入少，缺乏有效的机制，发现性调查评价工作力度不够，基础地质理论研究长期没有取得重大突破。

3.缺乏供给保障机制，很难适应市场变化

目前我国尚未建立起完善的油气资源安全供给保障机制，油气的资源储备和原油及成品油储备，还缺乏统一规划和布局。我国国家级油气资源战略储备体系刚刚开始建设，进口安全机制和特殊情况下的石油供应应急机制还不完善。

4.科技总体水平不高，不能满足增储上产需要

尽管我国在陆相生油、滚动勘探开发及大型非均质砂岩油田开采技术等方面处于国际领先水平，但我国油气资源勘探开发总体科技水平还不能适应当前增储上产的需要。随着油气资源勘探开发难度的

加大，对科技水平的要求越来越高，一系列关键理论和技术，如海相碳酸盐岩成藏理论和深水钻探，山地地震、难动用储量开发技术等亟待突破。

5.环境问题严重，尚未得到充分重视

油气资源的勘探开发、油气长距离输送以及油气加工过程等都会对环境带来破坏和影响，有的还非常严重，致使土质严重酸碱化、水质和空气污染，影响了局部地区的土壤和生态环境。但油气资源勘探开发引起的环境问题尚未引起各方面的高度重视，在勘探开发中有效地保护生态环境的意识还有待进一步加强。

三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施

1.油气的大力勘探、开发

最近几年，我国加大了对西部油气资源的勘探、开发力度，在西部的塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、川西北等地区已经取得了很好的发现。由于我国海上油气勘探、开发力度的逐渐进步，近期在东海、南海等地也有较大规模的资源发现。今后5至10年内，我国油气勘探将集中力量重点对三大战略区――鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地南部地区――和两大战略后备区――塔里木盆地、柴达木盆地――进行勘探。

另外，我国对进入后期开采阶段老油气田进行进一步技术更新改造，进一步延长了其开采年限。

我国在西部塔里木地区蕴藏着丰富的天然气资源，为了解决东部特别是长江三角洲地区对油气资源的迫切需求，国家投资建设了东西跨度长达4200公里的西气东输工程，建成以后向长江三角洲的年输气量为100亿立方米，稳定供气30年，另外考虑沿途用气20亿立方米，总计年供气120亿立方米，这在很大程度上缓解了我国东部地区油气资源供应紧张的状况。

2.积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性

积极实行“走出去”的战略，利用我们的技术、资金到非洲、南美等国家去开发石油。目前中国对海外石油资源的利用，除了由政府指定的企业在国际市场上进行期货及现货贸易外，也包括在勘探、开采等领域与外方进行合作。中国和国外很多合作项目都采取“份额油”的方式，即中国在当地的石油建设项目中参股或投资，每年从该项目的石油产量中分取一定的份额。这样做有利的一面是，由于中国拿到手的是实物，石油进口量不至于受价格波动太大。中国石油海外石油开采量已达1900万吨，其中份额油约占900万吨。中石油己在海外签订合同项目26个，其中有勘探开发项目22个，管道项目两个，炼油和化工项目各1个，项目分布在四大洲的12个国家，初步形成海外发展的三大战略区，即中东及北非地区、中亚及俄罗斯地区和南美地区。中海油也在2002年斥资12亿美元收购了澳大利亚和印度尼西亚的三块石油天然气田，中石化则以5.58亿美元购买西班牙瑞普索公司在印度尼西亚5个海上油田的部分石油资产。中海油这一跨国资产并购将为其带来每年4000万桶，约500万吨原油的份额。这5个油田共有超过1亿吨的总探明储量，中海油在其中拥有的探明储量约为5000万吨，并将操作其中3个油田的生产。经过这次并购，中海油现在已经成为印尼最大的.海上石油生产商。

非洲是世界各国竟相开发的地区，西非地区石油钻井成功率高达35%，远高于10%的世界平均水平。专家预测，未来5年内，非洲探明储量将至少增加150亿桶。国际市场上新增加的来自海湾以外的石油中，将至少有四分之一产于非洲国家，我国各大石油公司也在加紧非洲地区石油开发。

虽然非洲石油的储量不足中东地区的1／6，但其石油含硫量低，很适合加工成汽车燃油，目前西非各国企业基本实现了直接投资的对外开放。除非洲最大的产油国尼日利亚，其余产油国都不是石油输出国组织的成员。尽管这些国家政局不稳，但新探明的主要石油储存都位于深海区域，远离冲突地区。且这些国家彼此有摩擦，联合抵制石油供应的情况不太可能发生。中国国家主席胡锦涛20初的非洲之行，就中国在非洲地区开发石油资源展开了诸多讨论，在中国开发非洲石油资源方面写下了重要的一笔。

石油不但是关系到国计民生的重要消费品，同时也是一个国家重要的战略物资，保障石油的充分供给对一个国家的经济发展和国家安全都具有十分重要的意义。但是当今国际石油市场受到国际政治、军事以及地理位置等诸多因素的影响，使石油进口国的石油供应具有很大的不确定性，石油进口的安全性受到很大挑战。我国是世界石油进口大国，进口安全性意义重大。在扩大购油渠道，保证进口安全方面，我国大力开展和平外交，发展与世界各国的友好关系，积极争取从俄罗斯和中亚产油国通过陆地管道进口石油，使我国的石油进口渠道多元化，降低和分散风险，从而更安全。俄罗斯和哈萨克斯坦是新兴的石油和天然气资源大国，中国同两国在石油和天然气方面的积极合作对保障中国的石油供应安全具有重要的意义。目前，我国已经同哈萨克斯坦和俄罗斯达成有关修建石油、天然气输送管道，向我国出口能源的协议，这在一定程度上改变了我国石油进口严重依赖中东地区的局面，增强了我国石油进口的安全性。

3.加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全

石油储备是稳定供求关系、平抑市场价格、应对突发事件、保障国家石油安全的重要手段。目前，我国尚未建立石油储备体系，现有原油、成品油储罐多属生产和流通的配套设施，难以发挥储备功能，一旦遇到突发事件，处境将十分被动。有关资料表明，中国现有的石油储备只够维持7天的时间。另外，国外研究机构普遍认为，未来20年国际油价呈上涨趋势。及早建立我国石油储备体系，可以减少经济代价，有利于我国在国际政治、经济角逐中处于主动地位。

“十五”期间，我国将按照国家储备与企业储备相结合、以国家储备为主的方针，统一规划、分批建设国家石油储备基地。“十五”期间，国家原油储备目标800万立方米、地下储气量11.4亿立方米。

随着中国经济的飞速发展，对石油需求不断增加，而同时我国国内石油产量却徘徊不前。石油作为一种战略资源，长期以来一直是影响世界政治和经济发展的重要因素之一，石油安全也是世界各国面临的共同问题。虽然从总体而言，未来数十年内世界石油供求关系不会发生太大变化，能够保持基本平衡局面，且越来越市场化。但在此格局之下，世界各国尤其是大国对能源的竞争也日益激烈，对能源安全的重视有增无减，纷纷进行能源战略调整。