储运10802班 张瑞铎 储运10802班 程平
【摘要】 本文从理论与工艺、安全和蒸发能耗三方面系统地分析了我国油气运输中存在的主要问题并从储运方式上提出了相应的解决方案，并重点对我国油气储运前景进行了展望。
【关键词】油气储运 输送 展望 安全
一、目前我国油气储运面临的挑战
油气储运，指的是石油和天然气的储存和运输。随着我国经济的快速发展，能源紧缺的矛盾日益突出，油气长输管道和战略油气储备是目前我国油气储运工作者关注的重点。据宏观预测，到2020年我国天然气需求量将达到1.654×108m3石油需求量将达到4.2×108t。然而，我国油气运输科技整体上比发达国家落后10年左右。例如，在大管径、多品级和牌号油品的输送领域尚有待进一步研究和改善。此外，节能降耗、提高社会效益与经济效益等，也是我们正在面临的由能源紧缺带来的巨大挑战。
二、油气运输中存在的主要问题
麻辣牛肉火锅的做法(一)理论与工艺的的欠缺
目前，我国在高含蜡、高粘、易凝原油输送方式上与国外先进国家的距离还有待于进一步缩小，虽然开发研制的降凝剂、减阻剂在性能和应用技术上达到国际先进水平，并且在少量管道上实现了管道运输，但在理论上的研究还缺乏深入。由于不同的油田的原油物性差别很大，我国原油输送仍采用加热输送工艺，能耗高，燃料的油耗约占管输量的0.5%。同时，我国一些大型油气管网输送缺少经验。比如，一些油气管道的工艺设计目前还未形成以数据库为基础、工作站为中心、工专业计算机配套的集成网络设计环境；线路勘测的卫星定位和遥感技术的刚刚起步，大型复杂的输气管网设计缺少经验。对大型天然气管网系统设计管理和维护缺少经验，可提高水平的自动化监控系统设计，单系统硬件和系统软件要依赖进口。对在线泄露检查、动态模拟、质量控制、环境保护等应用软件缺乏使用经验，开发进程缓慢，已有的功能也没有利用，油气管道没检测缺乏经验。
(二)安全问题
石油天然气的主要成分是烃类化合物，易燃、易爆、易聚集静电等特点，而储运过程中的特定条件，同时输油管道是在加热加压的情况下，这就具有极大的火灾及爆炸危险性。主
要原因有：
(1)设备故障。油气设备的不合理、工艺的缺陷、管线的腐蚀、机械振东引起的设备疲劳以及高温高压等，都是危险的根源；
辩论赛技巧(2)防雷防静电不到位。静电大部分是因为摩擦而产生的，如果静电不能及时的消除，造成电荷累积，火花放电，就会引发火灾。雷电很个很严重的问题，不是现在随随便便的避雷针就可以解决的问题；
(3)设备及电器的不防爆。工艺设备及电器线路如果未按规定选用防爆或未经防爆处理，泄露的可燃性液体、气体遇火花极易爆炸。
(三)蒸发能耗
目前，从油田---炼油厂---用户的周转环节繁杂，油气损耗量带来的经济损失十分惊人。在石油企业，如炼油厂储运系统、油库、加油站等油品装卸操作频繁的工作环节，油气等轻质油品中一会发的有机组合中有大量汽油溢出。按2010年全国原油加工量3.4×108t ，一总损耗的3%估算，2010年的总损耗约为1×107t，损失在3×1010 人民币以上。油品蒸发损耗
的主要物质是轻组分的烃类，因此，这既造成油品数量的锐减，也将引起质量的不达标。除此之外，由于散发到空气中的油气具有易燃易爆的特征，一旦超过一定浓度、遇到火源，泄露的油气就可能发生爆炸。
三、储运工作方式的简单建议
(一)加强管道工程建设的前期工作
管道建设的前期工作任务主要是对油气储运效益最大化进行战略决策。在我国已建成并投产的含蜡高粘易凝原油管道中，最常见的管输问题之一是当此种原油的流速急剧上升，使其流态接近层流区时，通常会急剧增大管输损耗。为了解决这一障碍，我们在前期规划中就需要选用小孔径或变径的管道。输气管道亦然，当较长时间达不到设计输量，以致超过经济限度时，可先建成一条较小口径的管道，当输量上升时可先增加压力站，当建第二条管道更为经济时再建成新线。其次是合理取线，对于由油田直达炼厂的油气输送管道，直线长度与线距长度是一个重要指标。但是，油气管道是多市场性的，干线往往多绕一点路奔向市场，这比另建支线更为经济，因而油气管道的选择更为复杂。
(二)油气回收
迄今为止，世界上所采用的油气回收处理方案有3类，即油气管道系统方案、专用设备方案以及油气管道和专用设备相结合的方案。本文在此介绍一种现阶段的油库油气回收方法。蒸汽回收系统的工艺主要包括三个过程:
(1)油气在吸附塔内背吸收；
(2)利用干式真空泵对吸附塔进行真空再生；
(3)林丹 陈赫在吸收塔内对高浓度烃蒸汽进行吸收。
流程描述为蒸汽回收过程由两个吸附器组成一进行连续操作，包括吸附塔---用于收集蒸汽流向空气时的有机化合物废弃（VOC）。VOC通过两个吸附塔中的一个向上流东。要除去的组分别吸附到一种特殊吸附剂的表面，而已净化的空气或惰性气体则通过吸附塔德顶端排放到空气中。通过干式真空泵再生真空，可将吸附塔再生。吸附塔在再生期间关闭，通过真空负压将烃从吸附剂中解吸，使容器处于高浓度烃蒸汽中。这些浓缩蒸汽通过一根吸收柱被压缩，送入吸收塔。此外，采取以下切实可行的降耗措施：安装呼吸阀挡板，安装反射隔热板，选用适当的材料等。
(三)安全工作
孙静雅 罗月第一，定期做好设备的维护保养工作。设备故障与日常检修及介质特性有直接关系。油气储运设备设计的不合理、工艺缺陷、管线的腐蚀等等。
第二，防静电处理。油气储运的设备均应做好防静电接地。接地点应牢固，螺纹连接部位的电阻值过大时应充分利用跨接，使整个生产过程中的设备和管线的接地电阻值符合规定要求。
第三，防雷电。目前，比较流行的是采用外部防雷，这是不够的。还要采用内部防雷措施，防止雷电和其他内部过电压通过各种源线路、信号线路以及各种金属管道侵入而造成建筑物内部各种控制设备的损坏。
第四，防火设备设计不容小视。前面提到的油气挥发是一个很重要的因素，同时做好设备的维护包养，减少油气的挥发，充分考虑防火分隔、通风、防爆泄压、消防设施等因素。
四、我国油气储运的前景展望
(一)天然气工业发展将进入战略性研究阶段，管道运价体系将逐步合理化。人口最多的国家
目前,我国已具备加快发展和建立自成系统可持续发展天然气市场的资源基础,天然气在一次性能源消费结构中,仅占2. 7 % ,市场前景广阔,潜力很大。但是,天然气工程是一个系统工程,建设大型的天然气管网必须同时考虑资源、气田开发和下游用户,上中下游协调发展。要实现上中下游诸多环节的协调发展,必须要解决天然气能源结构、消费结构、天然气工业布局与最佳输送方案、国内外资源的合理配比、市场价格体系和法规问题,以及经营模式等战略性问题。同时,应引进外国气源,保证我国经济发展能源需求,国内外管道统一联网;利用我国在亚洲具有的地缘优势,开展天然气国际化经营。我国尚未形成一套反映天然气管输实际的运价体系,国内现行管道运价仍参照20 世纪70 年代铁路运价制定的价格原则,与目前的宏观环境不相适应,价格不能完全反映成本,成本耗费得不到合理补偿,政府计划定价难以灵活反映市场供需关系的变化,用户价格结构不合理,运价无法反映管输的多样性。
(二)特殊区域的油气储运技术
(1)天然气水合物应用研究薄弱
天然气水合物很可能成为未来重要的替代能源,而我国在水合物理论和应用基础研究方面还很薄弱。天然气水合物的体积只是标准状态下天然气体积的1/ 170～1/ 150 ,所以理论上天
然气可以以水合物的形式，进行大规模储备、大规模运输和城市天然气供应调峰等。我国已有多家研究单位会在水合物理论和应用基础以及储运方面加大力度进行研究。
(2)海洋油气储运科技
第三次油气资源评价结果表明，我国海洋石油和天然气的资源量分别占全国总量的23%和30%。随着陆地剩余石油资源量的日益减少，海洋石油取代陆地石油成为人类油气资源主要来源的时日已经为期不远。我国海洋油气储运技术经历了从引进国外先进技术到吸收消化和掌握创新的发展过程。在海底管道等油气储运设施的设计和建设方面，中国海洋石油已经形成了一整套技术，积累了丰富的工程实践经验。但至今，在海洋油气储运工程的设计和建设能力方面，尚未达到成熟完善的技术水平。除了已经发现的滩浅海油田之外，在不久的将来，中国石油即将在近海和深水区域有所发现，因此，迫切需要加快形成具有中国石油特的海洋石油储运工程实施能力。我国的渤海、东海和南海蕴藏着丰富的油气资源，海洋石油工业未来的发展潜力巨大，但与美国、英国、法国、挪威等海洋石油强国相比，甚至与巴西、墨西哥、印尼等发展中国家相比，我国的海洋石油技术仍处于落后状态，尤其在深水开发领域。资料显示，深水石油可采储量约占全球石油可采储总量的22%，其开发前景非常广阔。
在深水开发方面，油气储运领域面临的挑战主要有3 个方面：
a)海底长距离输送管道在复杂海底地貌和地质情况、恶劣海况条件下的设计和施工技术；
b)大型水下储油设施的设计和建造技术；
c)与储运工程配套的水下增压和处理设备、水下输变电、水下自动化技术等。
(3)油气混熟技术
长距离油气混输技术目前仍是国际石油工业领域里的一项热门技术。欧美发达国家研发这一技术的终极目标是实现深水和超深水油气田开发设施的全海底化，即无水面平台开采，从而大幅度降低恶劣环境条件下和边际油气田的开发成本。自20 世纪80 年代以来，国际上对其研究和应用的步伐不断加快。但是，目前我国的油气多相混输技术与国外先进水平相比仍有明显的差距，主要表现在以下3 个方面：一是多相流动态计算软件。二是大型多相混输泵技术。国际上已用于工程实际的油气混输泵的单泵最大功率为6000kW，而有制造业绩的国产混输泵的单泵最大功率仅为300kW，与国际先进水平差距悬殊。同时，泵型单一的问题也很突出。三是大型段塞流捕集器技术。
今后一个时期，如果能够攻克以上3 项技术难题，不仅会使我国的多相流计算和关键设备制造水平得到大幅度提升，还可取得降低软件与设备采购价格50%以上的经济效益。
(三)吴谨言耍大牌油气存储技术
我国石油、天然气、液化气的消耗量在今后相当长的一个时期内将持续增长。对于我国这样一个石油进口依赖度已经超过50%的国家，按照国际能源署（IEA）90 天石油消耗量的石油储备库容要求，在建成总库容为1600×104m3 的一期地面石油战略储备库之后，我国还将实施二期和三期石油战略储备工程。在已经着手实施的国家二期战略储备库中，地下水封洞库和盐穴储油洞库已列入其中。这标志着地下水封库和盐穴库将成为今后石油战略储备库建设的一个发展方向，同时，也为我国油气储运界带来了发展机遇和技术挑战。
(1)地下水封洞库
美国、日本、韩国、瑞典、芬兰、新加坡等国均建有大型地下水封洞库，主要用于存储原油和液化石油气。自20 世纪70 年代，除了在青岛黄岛建设了1 座15×104m3 的原油水封试验洞库之外，直至目前，我国尚没有自行设计和建造的用于石油储备的大型地下水封洞
库。国外的地下水封原油库的规模一般在300×104m3以上。目前，青岛龙泽燃气公司和北京北燃公司正在青岛黄岛建设库容分别为25×104m3 和50×104m3 的液化石油气地下储备库，采取中外联合设计方式。我国有广大地区的地质与水文条件符合建造地下水封洞库。由于与地面库相比在安全性、经济性和环保等方面的优势，地下水封洞库在我国具有广阔的发展前景。近几年，我国油气储运工作者在地下水封洞库设计技术的研究方面取得了一些成果，但其不足是没有自行设计、建造和运行大型地下油库和地下液化气库的经验，对一些关键技术的掌握还不够。为使我国的地下储库技术得到长足发展，需要结合工程实际，在复杂地质条件下大型地下洞库洞室合理布局技术、水幕设计与建造技术、水涌控制与注浆防渗技术等方面深入开展研究，力求全面掌握这一领域的先进技术。
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