第一章 绪论
1.1 本课程的性质、目的及任务
性质 非储运方向的专业基础课程，是对储运专业基础知识及储运安全技术高度
概括和全面介绍。作为一门综合性实用学科,储运安全技术的研究涉及石油、机械、电子、电气、系统工程、管理工程等广泛的知识领域,其研究的对象包括人(生产作业人员)、物(石油天然气与储运相关的设备设施)、环境(内外部环境)等各个对象及其相关的各个环节。课时共48学时。 目的 对储运专业知识有一定的认识和了解，通过储运工程的安全管理知识和安
全技术的学习,能够应用相关理论、方法和手段,进行油气储运工程的安全运行分析与管理。
任务 1.掌握石油及天然气储存及输送的基本方法和过程；
2.熟悉石油及天然气的性质及用途；
3.了解油气集输系统的组成和工艺流程、油气管道输送方式； 4.了解油品储存和天然气的储存
5.掌握油气储运系统安全技术基础知识,油气场站、油库、加油站、管道等安全分析与管理。
主要参考资料 《油气储运工程》，严大凡主编，中国石化出版社
《天然气集输工程》，张良鹤主编，石油工业出版社 《天然气管道输送》，李长俊主编，石油工业出版社
《油库加油站安全技术与管理及事故分析与防范实务全书》，黄明达，李庄主编，当代中国音像出版社
1.2 课程考核
考试形式： 闭卷考试 考试内容：考试大纲
考核办法：期末考试成绩占60%，平时成绩占40%。
1.3 油气储运安全技术专业范围
一、油气储运：石油和天然气的储存和运输
一）油气储运系统：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，各转运枢纽的储存和装卸，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。
油气储运系统 1、 原油
井场—集油站—集油总站（联合站：原油净化处理）—首站—长 输管线（管线的穿跨越、中间泵站等）—终站（库、炼厂、铁路运 输、船等）—炼厂
详解：原油从油井（自喷或抽油机井）经集线输至集油站，在集油站进行适当的油气分离、计量、（增压、加热）。由管道（油气混输或油气分输）输至集油总站对原油进行轻烃回收、原油稳定、含油污水处理、气体脱水、脱CO2和脱硫等综合处理。经处理质量合格后的原油，进入首站（或原油库），由长输管线输至炼油厂或码头。 首站：输的起点输油站，也称首站。
它的任务是收集原油或石油产品，经计量后向下一站输送。首站的主要组成部分是油罐区、输油泵房和油品计量装置。有的为加热油品还设有加热系统。输油泵从油罐汲取油品经加压（有的也经加热）、计量后输入干线管道。 原油稳定：原油稳定就是把油田上密闭集输起来的原油经密闭处理，从原油中把轻质烃类如：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等分离出来并回收利用。这样原油相对减少了挥发作用，也降低了蒸发造成的损耗，使之稳定。目前采用的
稳定方法大致有四种：负压分离稳定法（适用于含烃量较少的原油）、加热闪蒸稳定法、分馏稳定法（适用于含烃量较大的原油）、多级分离稳定法。
2、 天然气
井场—集气站—净化厂（增压站）—配气站（首站）— 长输管 线（管线的穿跨越、中间泵站等）—终点（门站） —用户（居民、 化工厂等）
（天然气从开采到使用要经过五大环节：采（集）、净、输、储、配。天然气从井口出来经过集气管道输送到计量站进行计量，然后输送到集气站进行预处理（常温集气站、低温集气站），这阶段称为集气。从集气站出来的天然气输送到天然气处理厂进行处理（脱水、脱硫、轻烃回收），这一阶段称为净气。经过净化了的天然气经输气干线输送到各销售商（天然气公司），这一环节称为输气。而天然气公司把天然气按要求分配到用户手中，称为配气。另外，为了调节天然气生产的变化以及用户用气量的不均匀性，需要建立相应的储气设施，这一环节称为储气。天然气生产的这五大环节通过三套管网紧密的联系在一起，这三套管网是：油气田集气管网、输气干线管网、城市配气管网。）
天然气的输送目前只有两种：一种是管道加压输送，一种是将天然气液化后用油轮输送。
二）油气储存
1）油库：凡是用来接收、储存和发放原油或石油产品的企业和单位都称为油库。 它是协调原油生产、原油加工、成品油供应及运输的纽带。除了石油系统、供销系统和军事系统建有一系列专用油库外，其它企业，如铁道、交通、电力、冶金等部门也建有各种类型的油库，以保证运输和生产的正常进行。
1973年石油危机：1973年10月，第四次中东战争爆发后，石油售价从每桶2.48美元上涨至11.65美元。在一个需求螺旋萎缩的国际市场上，石油价格暴涨使需求萎缩突然加剧，生产过剩的危机爆发。包括美国，日本、英国等的资本主义国家爆发经济危机。失业率猛增，直至1975年才走出经济危机。
原油和成品油需要建储备库，但它的任务主要是战略储备、控制油价和价格套利。吸取1973年石油危机的教训，1974年经合组织(OECD)的国际能源机构(IEA )就规定各成员国有义务保有相当于90天净进口量的石油战略储备。
2）天然气的地下储气库：为调节月的用气不均衡，通常是在管线末端接近消费中心处建地下储气库，在用气量较少的夏季，把管线输来的多余的气体注人地下储气库；到冬季用气高峰期间，则从地下储气库中采出气体，以补来气的不足。
战略储备 控制气价和价格套利
三）中国陆上主要输油、气管道概况 1、华北、中部地区原道
华北地区有大港油田、华北油田，都敷设有外输原道，华北地区的炼化企业，有地处北京燕山的东方红炼油厂和大港炼油厂、天津炼油厂、沧州炼油厂、石家庄炼油厂、保定炼油厂、内蒙古呼和浩特炼油厂。原道总长度 1847.4 公里。
秦皇岛至北京的秦京线 是华北地区最早修建的原油主干线，为北京东方红炼厂供应原料油。秦京线 1974 年 4 月开工， 1975 年 6 月 19 日投产。管道全长 324.6 公里，年输油能力 600 万吨。
大港至周李庄输线 1968 年建设，这条管道是大港油田惟一的一条原油外输线。起点多次发生变化。总长 210.5 公里，年输能力 500 万吨。
任丘至沧州原道 1976 年元月 1 日开工， 4 月 1 日投产，全长 109 公里，年输油能力 500 万吨， 1983 年经过改造，年输油能力 770 万吨。以华北油田为源头的原道，还有任沧复线；任沧新线，任京线 ( 任丘至北京 ) 、沧临线 ( 沧州至临邑 ) ，河石线 ( 河间至石家庄 ) 、任保线 ( 任丘至保定 ) 、阿赛线 ( 阿尔善至赛汗塔拉 ) 。
中部地区油田，分布在湖北和河南两省境内，有江汉油田、河南油田和中原油田，主要炼油企业有湖北荆门炼油厂和河南洛阳炼油厂。原道总长度 1347.5 公里。
江汉原道有潜荆线 ( 潜江至荆门 ) 1970 年建成，全长90公里，年输能力 170 万吨。
河南原道有魏荆线 ( 魏岗至荆门 ) 和魏荆复线。
中原原道有濮临线 ( 濮阳至临邑 ) 、中洛线 ( 濮阳至洛阳 )及中洛复线。 另外，港口至炼厂原道总长度 859.3 公里。
2、东北地区原道
东北地区是原油生产的主要基地，有大庆油田、辽河油田和吉林油田，原油产量大约占全国总产量的 53.5%, 原道达 3399.6 公里。 3、华东地区原网
华东地区主要油田为山东胜利油田，是继大庆油田之后建成的第二大油田。华东地区原道总长度 2718.2 公里。 4、西北地区原道
西北地区油田主要为塔里木油田，1958 年在甘肃兰州建成了中国第一座引进的现代化炼油厂—兰州炼油厂。 1958 年 12 月建成的克拉玛依至独山子原道，标志了中国长输管道建设史的起点。西北地区原道总长 4102.7 公里。 花格线起于青海省西州境内的花土沟油砂山 ( 油田集中处理 ) ，终于青海省格尔木市南郊。花格线也是在高原地区敷设的第一条原道。
轮库线（轮南至库尔勒）是塔里木油田的第一条原油外输管道，原油轮至库尔勒后装火车处运。
塔轮线 ( 塔中至轮南 ) 是我国的第一条流动性沙漠管线， 75 ％处于塔克拉玛干大沙漠中。
库尔勒至鄯善 ( 库鄯线 ) ，这条管道是国内首次采用高压力、大站距方案，首次采用钢级为 X65 的钢管。
惠宁线 ( 马岭至惠安堡至中宁 ) 全长 1 公里，年输油能力 350 万吨，
二）油气储运安全技术
油气属于易燃易爆物质，易挥发，易产生静电，是含一定毒性的产品，稍有不慎，就容易发生事故，造成人员的伤亡和国家财产的损失。
案例1：1971年5月22日深夜，我国四川威成输气管道的越溪段，正常运行中管线突然爆炸，气流将管子沿焊缝平行方向撕裂，重达201Kg的管子碎片飞出151m远。气流冲断了10m外的输电线起火。火灾使50m以外的两栋宿舍楼着火，伤26人，死亡4人，停输两天。抢修后换上新管道，运行七个月后，1972年1月13日，同一部位第二次爆管。经查明这是严重的内腐蚀引起。四川天然气含硫化氢量较高，而气质净化及防腐措施不够造成。
案例2：2010年7月15日12时许，河北省一私人加油站，一空油罐发生爆炸起火，致使两人受伤，其中一人右眼失明。据了解，发生爆炸的五凤岭加油站由于不符合新的安全标准已经停业。旁边新建了加油站，但还没有投入使用。事发时，两名工人正在铺设从旧油罐到新加油站的输。
事故分析：油罐里虽然没有油，但里面可能有油气残存，工人在电焊切割时引发罐内油气爆炸。
案例3：1992年6月27日上午10时42分，由于对现场工作缺乏检查或指导错误，湖北省鄂西自治州化工厂发生一起火药爆炸事故，造成22人死亡，3人受伤，700余平方米厂房及部分机器设备被炸毁，直接经济损失达40.48余万元的特大事故。
案例4：2001年3月18日下午13:15左右，湖北宜昌某加油站在进行加油机输线与油罐出线法兰对接时，外请施工队改造油罐上部出线。施工队在未向加油站工作人员请示报告的情况下，擅自在油罐区动火；焊一经点燃，油罐立即爆炸，气浪将施工队一民工抛出20余米后摔成重伤，经医院拯救无效死亡。
事故分析：这起事故是因违章造成的，反映出在加油站改造、施工过程中，管理松懈，制度不落实等问题。应加强对加油站施工现场的监护和管理，严格按照“三不动火”的制度进行施工管理。
案例5：2007年11月24日7时50分许，上海市浦东新区浦三路909号一处正在施工的中石油公司加油站发生爆炸，导致4人死亡，包括2名现场施工的工人和2名附近居民。
事故分析：在加油站停业检修过程中，现场施工人员违章作业，在未对与管道相通的2号储气罐进行有效安全隔离的情况下，用压缩空气对管道实施气密性试验，导致储气罐内未经清洗置换的液化石油气与压缩空气混合，引起化学性爆炸。
由此可见，为了自身与他人的安全，油气储运安全技术的学习是非常重要的。油气储运安全技术的主要内容包括集输系统的安全技术、油库的安全技术知识、油库消防知识（防火防爆技术、防毒防腐蚀、防静电技术、 防雷电危害技术、安全消防、 安全检修、 事故分析与对策、 事故管理等内容）。
它是为了控制和消除潜在的不安全因素，针对劳动环境、机械设备、工艺过程、劳动组织以及工作人员等方面存在的问题。为了预防事故和减轻事故后果而采取的技术措施。
因此呢，国际上出台了专门针对石油行业的HSE管理体系，1996年我国正式颁布了石油及天然气行业标准SY/T6267-1997“石油天然气工业健康、安全与环境管理体系”。把职工健康，公众安全和环境保护作为统一的整体考虑，体现了“以人为本”的观念。
五、中石化 施工现场的管理要求 一）、人身安全令
? 1.安全教育和岗位技术考试不合格者,严禁顶岗操作。 ? 2.不按规定着装或班前饮酒者,严禁进入生产岗位和施工现场。 ? 3.不戴好安全帽者,严禁进入生产装置和检修、施工现场。 ? 4.未办理安全作业票及不系安全带者,严禁高处作业。
? 5.未办理安全作业票,严禁进入塔、容器、罐、油舱、反应器、下水井、电缆沟等有毒、有害、缺氧场所作业。
? 6.未办理维修工作票,严禁拆卸停用的与系统联通的管道、机泵等设备
? 7.未办理电气作业“三票”,严禁电气施工作业（指高压作业）。 ? 8.未办理施工破士工作票,严禁破土施工。
? 9.机动设备或受压容器的安全附件、防护装置不齐全好用,严禁启动使用。 ? 10.机动设备的运转部件,在运转中严禁擦洗或拆卸。
二）、防火、防爆令
? 1.严禁在厂内吸烟及携带火种、易燃、易爆、有毒、易腐蚀物品入厂； ? 2.严禁未按规定办理用火手续,在厂区内进行施工用火和生活用火； ? 3.严禁穿易产生静电的服装进入油气区工作4.严禁穿铁钉的鞋进入油气区及易燃、易爆装置；
? 5.严禁用汽油、易挥发溶剂擦洗设备、衣物、工具及地面等； ? 6.严禁未经批准的各种机动车辆进入生产装置、罐区及易燃易爆区； ? 7.严禁就地排放易燃、易爆物料及化学危险品；
? 8.严禁在油气区用黑色金属或易产生火花的工具敲打、撞击和作业； ? 9.严禁堵塞消防通道及随意挪用或损坏消防设施； ? 10严禁损坏站库内各类防爆设施。
三）、防止中毒窒息十条规定
? 1.从事有毒作业,有窒息危险作业人员,必须进行防毒急救安全知识教育。 ? 2.工作环境(设备,容器,井下,地沟等)氧含量必须达到20%以上,毒害物质浓度符合国家规定时,方能进行工作。
? 3.在有毒场所作业时,必须佩带防护用具,必须有人监护。
? 4.进入缺氧或有毒气体设备内作业时,应将与其相通的管道加盲板隔绝。 ? 5.在有毒或有窒息危险的岗位,要制订防救措施和设置相应的防护用器具。 ? 6.对有毒有害场所的有害物浓度,要定期检测,使之符合国家标准。 ? 7.对各类有毒物品和防毒器具必须有专人管理,并定期检查。 ? 8.涉及和监测毒害物质的设备、仪器要定期检查,保持完好。 ? 9.发生人员中毒、窒息时,处理及救护要及时、正确。
? 10.健全有毒有害物质管理制度,并严格执行。长期达不到规定卫生标准的作业场所,应停止作业。
第二章 油品和天然气的性质
2.1 石油的化学组成
2.1.1 基本概念
石油：石油是从地下开采出来的油状可燃液体 原油：经过勘探、开采，未经炼制前的石油 油品：原油经炼制加工后得到的石油产品。
古代动物、植物的遗体，由于地壳的运动被压在地层深处，在缺氧、高温和高压的条件下，逐渐变成石油。
2.1.2 石油的组成
1.石油：组成极为复杂，但其元素组成却较简单，主要由碳、氢、硫、氮、氧五种元
素组成。其中碳含量为83～87%，氢含量为11～14%，两者合计为96～99%，
硫、氮、氧三种元素总量约为1～4%。但也有特殊情况，如墨西哥石油含硫高达3.6～5.3％、阿尔及利亚石油含氮量为 1.4～2.2%。此外，石油中还含有微量铁、镍、铜、钒、砷、氯、磷、硅等。
2.烃类：石油中的烃类按其结构不同可以分为烷烃、环烷烃、芳香烃、稀烃、炔烃（天然气）
1）烷烃
烷烃在常温下其化学稳定性比较好，但不如芳香烃。烷烃密度小，黏温性最好，是燃料和润滑油的良好成分。烷烃又分正构烷烃和异构烷烃两种。正构烷烃的自然点最低，在柴油机中其燃烧迟缓期短，故柴油含正构烷烃多，则燃烧性能好。但在汽油机中易形成过氧化物，引起混合气的爆燃，故汽油中含正构烷烃多，汽油机易发生爆炸。 异构烷烃自然点高，辛烷值高，是汽油的理想成分。
名词：①黏温性：粘度随温度变化的特性。
②辛烷值：是交通工具所使用的燃料汽油抵抗震爆的指标。正庚烷在高温高压下易引发自然，其辛烷值为0；异辛烷震爆现象小其辛烷值为100；
③汽车震爆：当发动机吸入燃油蒸汽与空气的混合物后，在进行压缩冲程时，由于燃油中混有低燃点物质，会导致燃气混合物在火花点火前自动爆燃，使汽车震动，这就是汽车震爆。造成震爆现象，减轻引擎效率，更可能引致气缸壁过热，甚至活塞损裂。
④汽油机与柴油机的区别：柴油机主要依靠压缩空气产生高温，使雾化柴油爆燃，所以活塞运动速率低，柴油车速度较慢且不需要火花塞。汽油机用火花塞，不需要压缩空气产生高温点燃雾化油，所以活塞运动速度快。一般负荷比较大的车用柴油，负荷表较小的车用汽油。
2）环烷烃
环烷烃与烷烃相似。燃烧性能好，凝点低，润滑性好，是汽油、煤油和润滑油的良好成分。润滑油含单环烷烃多则润滑性好，润滑油含多环烷烃多则润滑性差。
3）芳香烃
芳香烃的化学稳定性良好，密度大，自然点最高，辛烷值最高。对有机物溶解力强，毒性较大，是汽油的良好成分，但对柴油则是不良成分；煤油中须有适量的芳香烃才能保证照明度，但含量过大，会冒黑烟。
4）不饱和烃
在石油中含量极少，主要是在二次加工中产生的。化学稳定性差，易氧化呈胶质，但辛烷值高，凝点帝，
3.非烃类：含硫、含氧、含氮化合物及胶状、沥青状物
非烃类化合物在石油中含量不高，但对炼制过程和产品质量都有极大危害。含硫含氧化合物对金属有腐蚀作用，氮化物在空气中易氧化，颜色变深；胶质、沥青质是含氧、硫、氮的高分子非烃化合物，含量越大，石油颜色越深。
2.1.3 石油的性质
1）石油的形状：石油通常是流动或半流动状的粘稠液体。
2）石油的颜色：绝大多数石油是黑色的，但也有暗黑、暗绿、暗褐，甚至呈赤褐、浅黄色乃至无色。
我国玉门、大庆等油田的原油多成黑褐色；克拉玛依油田的原油呈茶褐色；青海柴达木盆地的原油呈淡黄色；四川、塔里木、东海等盆地的一些凝析气田所产生的凝析油冲浅黄色到无色。 3）相对密度：绝大多数石油介于0.80～0.98之间，但也有个别相对密度大于1.02和低于0.71的。 <0.9 称为轻质石油，0.9—0.93 称为中质石油；>0.93称为重质石油。相对密度随化合物分子量和胶质、沥青含量的增大而增大。我国大庆、长庆等地区所产原油多属于轻质油；胜利、辽河等地所产原油多属于中质油；胜利孤岛、大港羊三木、辽河高升、乌尔禾等油田所产原油则属重质原油。 4）运动粘度：石油的流动性差别很大。
绝对粘度：动力粘度（μ）：τ= μ×[d(γ)/d(t)]n（ γ为剪应变，t时间）(牛顿流体n=1）（Pa S)；当常温常压下石油的动力粘度大于10 Pa S时，归为天然沥青。运动粘度（ν）： ν= μ/ ρ=(ρ为流体密度）（m2 s-1)。
相对粘度（又称 恩氏粘度）（E t ）：在恩氏粘度计中200ml的石油与20C的蒸馏水在直径2.8mm的细管流出时间（约50s）之比。
5）凝点：是指温度下降时液体原油停止流动时的最高温度。原油凝点的高低与原油中高分子化合物含量多少有关，尤其与蜡含量密切相关，含蜡量越高，凝点越高；相反，原油中轻质馏分含量高时，凝点就低。 我国主要油田所产原油含蜡量较高，大约在20%~30%之间。大庆萨尔图油田含蜡量在20%~30%之间，河南
魏岗油田为42%~52%。但江汉王场油田为2.8%~11.4%，克拉玛依油田仅为7%。
6）闪点：是指在规定条件下，加热油品所逸出的蒸气与空气组成的混合物与火焰接触发生瞬间闪火时的最低温度，以℃表示。一般原油的闪点在30～170℃之间，原油中各馏分的闪点随沸点升高而升高。 扩展：
燃点：加热油品遇火不但出现闪火而起了燃烧的温度。
自然点：只油品已经达到相当高的温度，即便不接触火种也出现自然现象的温度。 闪点是油品贮存、运输和使用的一个安全指标。闪点低的油品容易着火，安全性较差。油品中，闪点在45°C以下的为易燃品，如汽油、煤油；闪点在45°C以上的为为可燃品，如柴油、润滑油。煤油的闪点在40°C以下，柴油在50~65°C之间，重油在80~120°C之间，润滑油达到300°C左右。
7）热容和发热量：热容是加热1g原油使其温度提高1℃所需消耗的热量（以焦耳表示）。随原油的密度增加其热容量降低。 相对分子质量增高，以及相应地其沸点和密度增大，烃的热容也减小。发热量是1kg（或1g）燃料当全部燃烧生成二氧化碳和水时所放出的热量，相当于单位质量的原油经燃烧所能发生的热量。一般烷烃原油含氢较多，其发热量比环烷烃和芳香烃原油为高。
8）溶解性：原油具有易溶于有机溶剂的性质。原油在很多碳氢化合物溶剂中都十分易溶解，如苯、香精、醚等。石油难溶于水。
9）荧光性：石油在紫外线光照射下，发出一种特殊“光亮”的特征，称为原油的荧光性。原油发荧光是一种冷发光现象。发荧光现象是含芳香环化合物的特征。 芳烃呈天蓝色，胶质呈黄色，沥青质呈褐色。普遍用于野外工作时判断岩石中是否含有石油显示的重要标志。按发光颜色的不同以及分布的情况，大体可以推测所显示的石油组分及其百分含量。
10）旋光性：原油的旋光性是指偏光通过原油时，偏光面对其原来的位置旋转一定角度的光学特性。偏光面旋转的角度叫旋光角，原油的旋光角一般小于1，个别可以大于1。
旋光性是有机质所特有的一种性质，而且当温度加温到300°C时即消失。因此可作为石油是有及成因说的标志。
11）导电性：原油主要成分是碳氢化合物，为非极性物质，是非导体。可以利用这种特性在钻井时进行电测井以了解含油层的位置和深度。原油及原油产品很易在摩擦时生电，并同其他的非导电体一样，可以在表面上使电荷保留一定的时间。在适当条件下这种带电现象放电的结果可能产生火花，具有很大的危险性。 12）原油的相对分子质量：原油中最小的分子是相对分子质量为16的甲烷。最大的分子是沥青质，相对分子质量达几千。我国大庆油田原油的相对分子质量变化范围在305.7～2.3之间。
13）热膨胀系数：原油的受热膨胀现象服从液体热膨胀的规律大多数的原油及原油产品的体积膨胀系数不是常数，而是温度的函数。一般规律是：原油愈轻，其膨胀系数愈大。对于同一原油的不同馏分来说，膨胀系数的变化也同上述情况类似，馏分愈轻，则其膨胀系数愈大。
2.1.4 石油产品
石油是一种复杂混合物，其每个组分都有各自的特性。从油品使用要求来说，没有必要把石油分成单个组分。因而，石油炼制的第一步就是用蒸馏的方法把石油按沸点差别“切割”成为几个“馏分”，使石油得到初步分离。
馏分常冠以汽油、煤油、柴油和润滑油等油品名称。但应注意，馏分并不等于石油产品，石油产品必须符合油品的质量标准，馏分必须经过进一步加工才能成为合格的石油产品。石油馏分只是中间产品或半成品。
2.2 石油及油品的物理化学性质
?
2.2.1 蒸气压和馏程
1、蒸气压
（1）定义
在一定温度下，液体同其液面上方蒸气呈平衡状态时蒸气所产生的压力（气液平衡时蒸气产生的压力）称为饱和蒸气压，简称蒸气压。蒸气压的高低表明液体中分子气化或蒸发的能力，同一温度下蒸气压高的液体比蒸气压低的液体更容易气化。
（2）作用
计算油库的油品蒸发损耗，控制航空汽油、车用汽油等轻质油品的质量、工艺设计及结构优化等等。
（3）蒸气压测定方法
测定油品的蒸气压通常有两种方法：一种是油品质量标准中的雷德蒸气压，是在规定条件（38℃、气相体积与液相体积之比为4:1（37.8℃）下测定的，测定方法较为简单，主要用作油品质量标准或用它求定真实蒸气压；另一种蒸气压即所谓真实蒸气压或泡点蒸气压，是在气化率为零时的蒸气压。
2、馏程
初馏点：当油品在规定条件下进行馏程测定期间，第一滴冷凝液从冷凝器末端落下的一瞬间所记录的温度。
终馏点：馏程最后阶段所记录的最高温度。
馏程：油品在规定条件下蒸馏所得到从初馏点到终馏点的温度范围，表示其蒸发特征。 石油和油品的馏程因测定仪器不同其数值也有差别。在油品质标准和储运过程的质量控制指标中，采用简单的馏程测定法（GB2538-88），此法又称恩氏馏程。
轻馏分 馏 分 石油气 汽油 煤油 中馏分 柴油 重瓦斯油 重馏分 润滑油 渣油 温度（oC） < 35 35-190 190-260 260-320 320-360 360-< 530530（500） （500） 各馏分体（%） （35度API） 0 27 13 12 10 20 18 ?
2.2.2 密度、特性因数和分子量
1、密度 （1）定义
原油的密度是指在规定温度下，单位体积内所含原油的质量数。单位符号为g/cm3、g/mL或kg/L。
在我国，20℃密度被规定为石油的标准密度。一般原油的密度大约是0.75-1.00g/cm3，个别原油密度大于1.00g/cm3或小于0.75g/cm3，其中以0.82-0.92g/cm3者居多，如苏拉汗的原油密度为 0.71g/cm3，墨西哥的某些原油密度为1.06g/cm3。我国原油的密度一般在0.79-0.95g/cm3之间。
原油可按密度分类，世界各国都按本国原油（或本国所使用的原油）性质规定了分类的密度界限，互不相同。
原油密度在石油的开发、生产、销售、使用、计量和设计方面都是一个重要指标。通常情况下，原油密度随其碳、氧、硫含量的增加而增大。由于蒸发作用而损失掉原油的轻质部分，也会使它的密度增加，如果这种轻质部分的挥发作用是在自然条件下（风化）进行的，则通常同时伴有氧化作用类型的某些副反应发生；这些副反应的结果使原油富有了重的胶质，而愈加提高了其密度。
在商品原油交接计量中，原油的密度主要用于体积与质量之间的数量换算及交货验收的计量。在原油贸易与加工利用时，依据密度可初步判断原油性质。 2）不同密度之间的换算
我国密度测定方法和标准：GB/T 1884 石油和液体石油产品密度测定法（密度计法）；
GB/T 13377 原油和液体或固体石油产品密度或相对密度测定法（毛细管塞比重瓶和带刻度双毛细管比重瓶法）；GB/T 2540 石油产品密度测定法（比重瓶法） 以上这些方法从原理分都为密度计法（GB/T1884-92）或比重瓶法（GB/T2540-1988）。除此两种方法外，测量密度的方法还有比重天平法、振管法及浮滴法。在原油检验中，主要用密度计法，其他方法很少用或不用。我国测定结果一般表示为标准密度（GB/T1884-1992规定），欧洲和美国等采用60API度和相对密度。 3）影响油品密度的因素
油品的密度与油品的馏分组成、化学组成、温度和压力等条件有关。 1）油品密度与馏分组成和化学组成的关系
同一原油的不同馏分油，随其沸点升高，密度增大，芳香烃的密度最大，环烷烃次之，正构烷烃最小。
2）温度对密度的影响
温度对油品密度影响很大。温度升高时，油品体积膨胀，因而密度减小。原油和油品不同温度下密度的换算，可以通过ＧＢ1885-83石油计量换算表进行。
3）压力对密度的影响
由于液体几乎是不可压缩的，在温度不高的情况下，压力对液体油品密度的影响可以忽略不计，只有在极高的压力下才考虑外压的影响。但值得重视的是，当液体油品被加热时，如果保持体积不变，压力就会急剧增大。如果把装满油品的一段管路或容器的进出口阀门全部关闭，油品在受热时就可能产生极大压力，以致引起容器爆裂，造成事故。
4）油品混合对密度的影响
当几种油品混合时，如果混合后体积有可加性（同一温度下具有可加性），则混合油品密度也可按可加性计算。
当密度相差很大的两个组分混合时，体积往往没有可加性。 （4）测定油品密度与储运工作的关系
密度是多种油品在生产中必须严加控制的指标。在油库中，可根据密度大致区分油品种类。并可根据油品在储存过程中密度的变化，判断是否存在问题，如果发现燃料的密度与原来测定结果相差0.01以上，可以认为燃料在储存中与其它油品发生了掺混事故或因大量的蒸发损失造成了密度显著增大。
在油料的储运、管理、收发中，密度是计量的重要参数。如果将20℃时的密度乘以20℃时的体积，所得到的油量是石油在真空中的质量。由于通常石油是按空气中的重量来计算的，因此必须把真空中的质量换算成空气中的重量。
2、特性因数
定义：沸点和相对密度可以计算得到表示化学组成的参数，称为特性因数K。 石油及其产品是以烃类为上的复杂混合物，所以也可以用特性因数表示石油和油品的化学组成特性。石油及其产品的特性因数可由有关图表求定。一般石油及其产品的特性因数在9.7～13.0之间。
我国原油大多具有较高的特性因数，例如大庆原油的K为12.5，胜利原油为12.1。
作用：对于了解石油的分类、化学性质、确定加工方案以及与其它物性一起确定油品的其它物性十分有用。
3、平均分子量
分子量是油品的一个重要性质。由于油品是由烃类组成的复杂混合物，所以，其分子量称为平均分于量。
石油馏分的平均分子量随其沸点的升高而增大。汽油馏分的平均分子量大致为100～120，煤油为180～200，轻柴油为210～240，轻质润滑油为300～360，重质润滑油为370-470。 油品的平均分子量是设计计算中常用数据之一，可由实测得到，或由沸点、特性因数等其它参数通过有关图表或经验方程得到。
2.2.3 粘度
原油的粘度是原油流动时内摩擦力的量度。
粘度是评价原油和油品流动性能的指标。在油品输送和流动的过程中，粘度对流量和阻力影响很大，是设计输路和油库必不可少的重要物性参数。粘度又是喷气燃料、柴油、重油和润滑油的一个重要质量标准，特别是对各种润滑油的分级、质量鉴别和用途的确定具有决定性意义，大多数润滑油是根据粘度来分牌号的。粘度也反映了油品中烃类组成的特点。
1、油品粘度的表示方法
油品粘度是表示油品在层流状态（即牛顿流体）下流动性能的指标，非牛顿流体流动时用表现粘度表示。
粘度值随温度的升高而降低，粘度一般有5种表示方式，即动力粘度、运动粘度、恩氏粘度、雷氏粘度和赛氏粘度。
油品粘度的表示和测定方法很多，各国有所不同。我国主要采用运动粘度和恩氏粘度，英美等国大多使用赛氏和雷氏粘度，德国和西欧各国多用恩氏粘度和运动粘度。国际标准化组织（ISO）规定统一采用运动粘度，现各国均在逐步改进，目前各种粘度表示方法并存。
1）运动粘度
油品的运动粘度是油品动力粘度与密度的比值。
除以上动力粘度和运动粘度外，还有表观粘度及各种条件粘度，如恩氏粘度、赛氏粘度、雷氏粘度、振动粘度等。
（2）油品的混合粘度
在油库管理和油品使用中，有时需要把两种或多种润滑油调合成一种润滑油，因此，必须事先求定油品的混合粘度。油品的粘度没有可加性。
2、油品粘度的求定
油品的运动粘度和恩氏粘度主要依靠实验测定。在没有实测数据的情况下，可以由经验图表或经验方程计算，但这类计算误差一般较大。
3、油品粘度与温度的关系
温度对油品粘度影响很大，随着油品温度升高，粘度迅速减小，因而，没有注明温度的粘度数据是没有意义的。
4、油品粘度与压力的关系
油品的粘度随压力增高而逐渐增大，在高压下则显著变大。但压力在4MPa以下，因影响较小，一般不予考虑。
粘温性能：油品粘度随温度变化的性质。
油品粘温性能对某些油品（例如润滑出）的重要性不亚于粘度本身。润滑油要求粘度随温度变化越小越好，即要求粘温性能良好。
油品的粘温性能是由其化学组成决定，其表示方法有多种，我国主要采用粘度比和粘度指数。 粘度比是油品某低温粘度与某高温粘度的比值，最常见的是50℃运动粘度与100℃运动粘度之比，也有用-20℃运动粘度与50℃运动粘度的比值。粘度比越小，粘温性能越好，但粘度比只能表示该两个温度间的粘温关系，有一定局限性。 油品的粘度指数是世界各国表示润滑油粘温性能的通用指标，也是ISO标准。粘度指数愈高，粘温性能愈好，使用的环境温度范围也愈宽。油品的粘度指数可以在已知50℃和100℃条件下运动粘度的情况下，通过图表得到。
2.2.4 闪点、燃点和自燃点
大部分石油产品作为燃料使用，石油和油品又是极易着火爆炸的物质，因而研究与油品着火、爆炸、燃烧有关的性质——闪点、燃点、自燃点及静电着火性能，对原油和油品储存、输送、加工、销售和使用的安全及产品的应用有重要意义。
闪点是在规定条件下加热油品时，逸出的油蒸气与空气形成混合气，当与火焰接触时能发生瞬间闪火时的最低温度。一般采用较直观的闪点指标来表示油品的安全性能。
油品闪点测定方法有闭口杯法（GB261-83）和开口杯法（GB267-88）两种，都是条件性试验。两种方法的测定条件不同，所得闪点数据不同，分别适用于不同油品。通常轻质油品测其闭口杯闪点，重质油品和润滑油多测其开口杯闪点。同一油品的开口杯闪点高于闭口杯闪点，闪点愈高，二者的差值愈大。特别是重质油中混入少量轻油时，不仅闪点大大下降，而且二者差值也随之增大。
闭口杯法多用于蒸发性较大的轻质石油产品，如溶剂油、煤油等。开口杯法多用于润滑油和重质油等。
2）影响油品闪点的因素 1.油品闪点与油品沸点有关。
沸点愈低的油品，其闪点也愈低，安全性愈差。汽油的闪点约为-50～30℃，润滑油闪
点可达130～325℃。大气压力对闪点有影响，
2.闪点随压力升高而增大 通常的闪点是指常压下的闪点。
3.油田的闪点与它的化学组成也有关系
粘度相同的油田，含石蜡较多者，其闪点较高，而由环烷基石油所得的油品的闪点较低。
2、燃点和自燃点
油品的燃点是在规定条件下，将油品加热到能被所接触的火焰点燃，并连续燃烧5秒钟以上的最低温度。燃点一般比开口杯闪点约高20～60℃。
自燃点，顾名思义是自行燃烧的温度，它是加热油品到油品与空气接触，因激烈氧化产生火焰而自行燃烧时的最低温度。
闪点、燃点和自燃点都与油品的燃烧爆炸有关，也与油品的化学组成和馏分组成有关。对于同一油品来说，其自燃点最高，燃点次之，闪点最低。对于不同油品来说，闪点愈高的，其燃点也愈高，但自燃点反而愈低。含烷烃多的油品，其自燃点低，闪点高。同一族烃中，分子量小的烃，其自燃点高而闪点低，分子量大的自燃点低，闪点高。
因此，从安全防火角度来说，轻质油品应注意严禁烟火，以防遇外界火源而燃烧爆炸；重质油品则应防止高温油品漏油，遇到空气引起自燃、酿成火灾。
3、静电着火性能
各种纯净的油品都是电的不良导体。油品在加热、输送过程中，油品与管壁、容器壁、阀门等强烈摩擦，产生静电。由于油品的导电性很差，致使油品中积累大量静电荷，有时可达数千甚至数万伏高压，从而引起火花放电。此时周围如存在可燃性气体，而静电火花能量超过0.25mJ，可燃性气体就会被电火花点燃，引起燃烧爆炸。国内外曾多次发生轻质油品、特别是喷气燃料的静电着火事故。
为防止静电着火事故，广泛采用改进输油操作方法、改进加油设备、在航空汽油和喷气燃料中加入抗静电添加剂等措施，已取得很好效果。
2.3 油品的分类及性质
2.3.1 原油的分类方法
分类的必要性：根据原油的特性进行分类，对于原油输送、储存、加工和销售都是十分必要的。储运工作者应根据油田所生产原油的特性，制定相应的储运方案，尽量作到分输分炼，以提高原油和原油加工的经济效益。
原油的组成非常复杂，对原油的确切分类是十分困难的。原油通常可以从工业、化学、物理或地质等不同角度进行分类。
油田产品有：出矿原油、天然气、油气田液化石油气和稳定轻烃。我国的要求具体内容见表2.1。 ?
2、原油分类方法
（1）按原油的API度分类
将原油按API度划分为四类：轻质原油、中质原油、重质原油、特稠原油。 （2）按硫含量、氮含量、蜡含量及胶质含量分类
1）根据原油中硫含量的不同将原油划分为三类：硫含量小于0.5％的称为低硫原油；硫含量为0.5％～2.0％的称含硫原油；含硫含量大于2.0％的称为高硫原油。
2）根据原油中氮含量的不同将原油划分为三类：氮含量小于0.25％的称为低氮原油；氮含量为0.25％～2.0％的称含 氮原油；氮含量大于2.0％的称为高氮原油。
3）根据原油中蜡含量的不同将原油划分为三类：蜡含量0.5～2.5％的称为低蜡原油；蜡含量为2.5％～10.0％的称含蜡原油；蜡含量大于10.0％的称为高蜡原油。 4）根据原油中胶质含量的不同将原油划分为三类：胶质含量小于5％的称为低胶原油；胶含量为5％～15％的称含胶原油；胶质含量大于15％的称为高胶原油。 （3）按特性因素法分类
在三十年代，为了研究原油的分类方法，人们研究总结了数十种原油的馏分油的各种性质，发现可以用特性因数K对原油进行分类。根据特性因数大小，可以把原油分为石蜡基、中间基和环烷基三类，具体分类标准是：
特性因数K＞12.1 石蜡基原油 特性因数K=11.5～12.1 中间基原油 特性因数K=10.5～1.5 环烷基原油
石蜡基原油特点是含蜡量高、密度较小、凝点高、含硫、含氮、含胶质量较低。大庆原油和南阳原油是典型的石蜡基原油。
环烷基原油的密度较大、凝点较低。环烷基中的重质原油，含有大量的胶质和沥青质，又称为沥青基原油。在分类时，沥青基原油属于环烷基原油的范畴。孤岛原油和乌尔禾稠油都属于这一类。 中间基原油的性质介于二者之间。
特性因数分类法多年来为欧美各国所普遍采用，它在一定程度上反映了原油组成的特性，但原油的特性因数很难准确求定，同时它不能反映原油中轻、重组分的化学特性，因而美国矿务局在1935年提出“关键馏分特性分类法”。此方法能较好地反映原油中轻、重组分的特性，现已被我国所采用。
（4）关键组分分类法
关键组分分类法是美国矿物局提出的原油分类法，它是以原油中特定的轻、重两个馏分的 API度为指标，对原油进行分类。由于每种原油的轻、重组分不一定同属一类，所以理论上可排列组合出9类原油，即石蜡基、中间基、环烷基、石蜡-中间基、中间-石蜡
基、中间-环烷基、环烷-中间基、石蜡-环烷基及环烷-石蜡基。但实际上未曾发现过石蜡-环烷基及环烷-石蜡基类的原油。因此，按此分类方法实际上只有7种基属的原油。当前，这个方法运用较广泛。
（5）原油性状指数分类法 此方法的特点是将原油蒸 馏获得的汽油、煤油、柴油、 瓦斯油、润滑油馏分的主要特 性及各馏分的收率数据，经过 规定的数学处理后，得到一个 综合指数QI，并以QI值表示原 油综合性质的好坏。 ?
例如，若原油蒸馏所得轻油馏分收率较高，但馏分的性能特性差，则计算出的
QI值仍然不会高。相反，若原油蒸馏所得轻油馏分收率较低，而馏分的性能特性很好，则计算出的QI值仍然很高。该分类方法将原油的品质好坏，按QI值的高低顺序划分为十个等级。原油性状指数分类见表2.2。
? 2.3.2 石油产品分类 1、石油产品及润滑剂的总分类
我国在1965年发布了石油产品的分类和润滑油分类等几个国家标准。在当时对石油产品的系列化方面起了促进作用，但随着科学技术、工农业的发展，石油产品新品种的不断出现，老的石油产品分类已不适应当前生产和使用的要求，特别是近年来国际标准化组织（ISO）发表了许多石油产品分类的标准。为了与国际标准相一致。参照采用国际标准 ISO／DIS 8681-1985，我国制定了GB498-87石油产品及润滑剂的总分类及 GB 7631.1-87润 滑剂和有关产品（L类）的分类等几个国家标准。目前的石油产品将逐步按照各自分类标准进行生产。
石油产品及润滑剂的总分类见表
类别 F S 各类含义 燃料 溶剂和化工原料
L W B C 润滑剂和有关产品 蜡 沥青 焦 润滑剂和有关产品的分类
组别 A B C D E F G H M N 应用场合 全损耗系统 脱模 齿轮 压缩机 内燃机 主轴、轴承、离合器 导轮 组别 P Q R T U X Y Z S 应用场合 该标准根据润滑剂的应用领域（场合）把产品分成19个组，还将对每个组进行细致的分类，但是由于ISO组织对每一组尚未全部提出具体分类草案，加上我国对其中有一些组做的工作也不多，故将已经公布了正式标准的几个组的分类列入附录，其他的还处于研制阶段。 ?
2、燃料的规格
（1）国产汽油
燃料：汽油、煤油、柴油、喷气燃料、灯用煤油、溶剂油、重油。
使用液体燃料的优点：液体燃料与固体燃料（煤）相比较，具有热值高、能够燃尽、燃后灰分少、储运方便等优点，因而广泛用于国民经济各个部门。 燃料使用过程中的能量变化过程：热能→机械能或电能等。能量转换设备：热力发动机—内燃机和外燃机两大类。液体燃料直接在发动机气缸内燃烧作功的机械称为内燃机，如汽油机、柴油机及喷气发动机等。所谓外燃机，是指燃料在单独的设备中燃烧（如锅炉）产生蒸气或燃气用以推动造平作功的机械，如燃汽轮机、燃气轮机等。 1） 汽油应具备的性能
根据汽油机的工作条件，汽油应具备下列各种使用性能： ① 适当的蒸发性能和可靠的燃料供给性能；
② 燃烧时没有爆震、噪音和早燃现象； ③ 良好的抗氧化安定性； ④ 不含水分和机械杂质，无腐蚀。
此外还有一些其它要求，其中燃烧性能最为重要。 2）汽油的蒸发性能
汽油在气化器中的蒸发完全程度、与空气混合的均匀程度，都与汽油的蒸发性能有关，所以汽油的蒸发性能直接影响汽油的燃烧速度和燃烧完全程度，从而影响发动机的功率和经济性。汽油的蒸发性能主要用馏程和蒸汽压两个质量指标来评定。 3）国产汽油的品种与质量标准
所谓产品标准，就是指国家或主管部门（部或总公司）或企业规定各个产品必须达到的各项质量指标。质量标准分为国家标准（代号GB）、中国石油化工总公司标准（代号SY）和企业标准（代号QB三个等级。1986年开始，国家把重新审定的部标准统一
改为专业标准（代号为ZBE），统一编号。
石油产品的标准是以油品的使用要求为依据，兼顾我国原油性质、现有生产技术水平和经济合理性，统一权衡，由一定级别的主管单位确定下来的。正式颁布的产品标准具有一定的“法令性”，是生产、运销和使用等各个部门所必须遵循的统一准则。现在我国石油产品标准正在不断地向国际标准（ISO）靠拢，尽可能采用国际标准，因而近年来标准变化较多。
目前我国生产的汽油机燃料有航空汽油、车用汽油、汽油三类。根据辛烷值的不同，航空汽油分为75号、95号和100号三种牌号，其代号分别为RH-75、RH-95／130、RH－100／130；车用汽油分为90号、93号、97号（ROW）三种，汽油分为66号、70号和80号三种。 ? （2）柴油
柴油是柴油机的燃料。柴油机又称为压燃式发动机。高速柴油机使用轻柴油，中速和低速柴油机以重柴油为燃料。 柴油机大量用于载重汽车、公共汽车、拖拉机、曳引机、机车、船舶和各种农业、建筑、矿山、军用机械作为动力设备。柴油机所以能如此广泛地被应用，与汽油机相比，主要有以下几个优点：
①具有较高的经济性。热功效率高。
②所用燃料的沸点高、沸程宽、来源多、成本低。在没有合适的柴油时，容易用其它燃料暂时代替；
③具有良好的加速性能，不需经过预热阶段即可以转入全负荷 运转； ④工作可靠耐久，使用保管容易；
⑤柴油闪点比汽油高，使用管理中着火危险性较小，这对于在船舶、舰艇和坦克等装备中使用具有重要意义。
但柴油机结构比汽油机复杂，转速较低，最高约为3000转／分，汽油机可达4000转／分；柴油机比较笨重，单位马力所需金属比汽油机多。例如高速柴油机单位马力所需金属为5～10公斤，低速柴油机为30～50公斤，而汽油机仅3～8公斤。但这些缺点与前述优点相比，就显得次要了，因而柴油机已成为目前使用最广泛的内燃机。
1）民用柴油
轻柴油、重柴油和农用柴油都属于民用柴油。根据柴油机转速和类型选用不同柴油作为燃料，转速大于1000转／分的高速柴油机以轻柴油为燃料，中速、低速柴油机以重柴油为燃料。拖拉机和排灌机械以农用柴油为燃料。
国产轻柴油按凝点分为10号、0号、-10号、-20号和-35号五种牌号，它们除凝点不同和-20号、-35号柴油的十六烷值稍低外，其它指标都相同。
国产重柴油按凝点分为10号、20号和30号三种牌号。它们的凝点都很高，因此储罐和柴油机的燃料系统都必须有燃料加热设备和完善的过滤器。重柴油的粘度较大，储运过程中应特别注意防止水分、尘埃和机械杂质落入。
2）军用柴油
军用柴油的特点是：
①都是直馏产品，基本不含烯烃，安定性好；
②馏分较窄，馏程大致为200～300℃左右，轻组分较多；
③凝点低。根据使用场合不同，有一些特殊要求。例如舰艇 专用柴油，因其使用条件苛刻，产生火灾可能性大，因而要 求其馏分窄，轻质和重质部分都少，闪点比轻柴油高20～ 40℃，含硫量低。这样的柴油在使用中，起动性好，功率高，燃
烧完全，不冒黑烟，排烟刺激性小，润滑油消耗少。主要用于大马力、高转速、舱室温度高的快艇、潜艇、高速护卫艇、扫雷艇等的主机。
3、轻 烃
我国从20世纪80年代初，各油田相继采用了以降低油气损耗为目的的原油稳定及天然气中重烃回收技术，并以相当快的速度发展起来。应运而生，油田继原油、天然气之后，出现了另一大类主导产品—轻烃。
轻烃顾名思义，是轻质烃类产品的总称。稳定轻烃是从油气田气体中回收的凝液，经处理得到的以戊烷为主的液体轻烃。按蒸气压范围分为Ⅰ号和Ⅱ号两种牌号。
轻烃用途：主要用于化工原料和调合燃料。轻烃还可进行芳构化、烷基化生产芳烃及高辛烷值汽油等，用途极为广泛。
4、液化石油气
通过增压降温，把炼油厂或油田生产的，常温常压下呈气态 的烃保持为液体状态的一种轻质烃混合物，统称为液化石油气。主要用在家庭生活用燃料、工业用燃料及原料、城市管道煤气的增热混合成分，热处理用非氧化气体、金属熔接和切割、汽车燃料和溶剂等许多方面。
液化石油气的主要成分：丙烷、丙烯、丁烷、丁烯及其异构 体等数种，同时含有少量的戊烷（2％以下）和少量的硫化物总硫 0.02％以下）。为了保证安全，还规定当空气中含有液
化石油气到其爆炸下限（2.5％）的1／5浓度时，就应能嗅到气 味（有加少量乙基硫醇的），以便随时发现漏气。对含有戊烷等不能气化成分剩在瓶内时，绝对不许用火烤或随地倒出，以防火灾或爆炸。
5、炼油厂液化石油气
原油加工过程中生产的液化石油气主要以丙烷-丙烯、丁烷-丁烯系列构成，按GB 12692-4《原油产品》分类标准，该产品又分为以下几个品种：LP、LB、LC。
6、油气田液化石油气
油气田液化石油气是指从油气田矿场初加工（天然气回收轻烃、原油稳定回收轻烃）过程中，分馏出的以丙烷、丁烷为主的液态烃类混合物，其中，以在轻烃稳定过程中生产的为主。
油气田液化石油气同炼厂液化石油气的用途：1）主要用于工业和民用燃料；2）生产高辛烷值汽油组分；3）用作气溶剂或烟雾剂等（主要是商品丙烷、丁烷）。
2.3.3 国产原油的性质
我国幅员广大，海疆辽阔，油田分布面广，蕴藏有大量不同性质的原油。我国的主要油田有大庆、胜利、华北（任丘）、中原、大港、辽河、南阳、江汉、玉门、克拉玛依等，其中产量最大的是大庆油田，其次为胜利油田。
从原油密度来看，国产原油的标准密度大多数在0.86—0.88g／cm3左右，但也有个别原油如青海冷湖原油小到只有0.8042g／cm3、而乌尔禾稠油密度大到9.6199／cm3。原油的密度大小反映了原油化学组成上的差别，一般密度小的轻质原油，其含硫、含氮量少，胶质、沥青质含量也少，原油中轻组分含量多；密度大的原油正好相反。
? 下面分别介绍几种主要国产原油的特征
1、大庆原油
大庆原油是我国产量最高的原油，约占全国产量的一半。大庆原油的性质和国外很多原油差别很大，其主要特点是含蜡多、疑点高、含硫少、汽油馏分较少。接关键馏分特性分类法分类，属于低硫石蜡基原油。
任丘原油和南阳原油等的特点与大庆原油类似。
2、胜利原油
胜利原油的特点是密度较大，含硫量较高，含胶质、沥青质较多，属于含硫中间基原油。
3、孤岛原油
孤岛原油是典型的环烷基原油。特点是密度大、粘度大（是大庆原油的25倍）、含硫多、含胶质、沥青质多、轻组分含量很少。按我国采用的分类法属于含硫环烷基原油。
4、克拉玛依原油
克拉玛依油田的不同油层和油区所产原油的性质差别很大，根据低凝油品的要求，按原油和特定馏分问凝点，把克拉玛依原油分为低凝原油和克拉玛依混合原油两大类。克拉玛依低凝原油共分为三类，其原油凝点均低于-40℃。
克拉玛依低凝原油的突出特点是凝点极低（-50℃）、含蜡很少（为2.04 %）、含硫量极少（0.04%）、酸值较高，属于低硫中间基原油。
克拉玛依混合原油的特点与低凝原油有很多类似之处，只是含蜡量稍高（为7.2%），凝点也增高到12℃。属于低硫中间-石蜡基原油。 综上所述，可知克拉玛依原油是一种优质原油。
2.4 天然气的物理化学性质
2.4.1 天然气的化学组成与分类 1.定义
天然气：从广义的角度讲，天然气是指自然界中存在的一切气体。从油气地质
上指的是在地壳岩石空隙（孔、洞、缝）中天然生成的，以气态烃为主的可燃有机矿产。主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有主要成分是乙烷、丙烷和丁烷，此外一般会有少量的硫化氢、二氧化碳、氮和水气及微量的惰性气体。在标准状态下，甲烷-丁烷为气体，戊烷以上为液态。
2.天然气的分类
天然气主要存在于油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物成因气中。 1）天然气按照矿藏分类，可分为气田气、油田气和凝析气田气三种。
气田气：成为具有工业价值的聚集型天然气。 油田气：存在于油藏顶部的聚集型天然气。
凝析气田气：含有凝析油的气藏气（是一种特殊的气藏气），或溶解有轻质油的气藏气。凝析气采出后，压力降低部分烃气因逆凝结成为油，即凝析油。
2）按与油藏位置或成因关系分
伴生气:伴随原油共生，与原油同时被采出的油田气。
非伴生气:包括纯气田天然气和凝析气田气，在地层中都以气态存在。
3）天然气还可以分为干气和湿气。
干气：甲烷含量在90%以上的叫干气；湿气：乙烷、丙烷等含量超过10%的叫湿气。
4）若按天然气中含硫量的多少来分，每标立方米天然气中含硫量小于1G的成为净气，大于1g的成为酸气。
实例：
冀中坳陷赵兰庄构造Ek-Es4：高压硫化氢气藏，硫化氢92%； ——与地层中含石膏有关
四川，渤海湾，鄂尔多斯和塔里木，准格尔等盆地也发现了硫化氢气藏。
2.天然气的组成的表示方法
1）天然气的组成有质量组成，摩尔组成和体积组成三种，表示天然气组成的三种方法之间可以互相转换，知道了其中任何两种组成，都可以都过转换得到第三种组成。其中值得注意的是，在标准状态下（一个大气压，0摄氏度）时，任何1kg摩尔的气体体积都是22.4m3,因此，混合气体中任何组分的体积组成在数值上都等于它的摩尔组成。摩尔数是目前最常用的一种表示方法。
2.4.1 天然气的物理化学性质
1.天然气的压力、温度、临界值及对比值 1）天然气的压力
在国际单位制中压力的单位为牛顿/米2（N/m2）称为帕斯卡，符号为Pa，1atm(标准大气压)=1.01325?105Pa=760mmHg柱=10.33mH2O柱
当被测流体的实际压力高于大气压力时，压力表上测得的压力称为表压。此时流体的实际压力为：
流体压力=大气压力＋表压
当被测流体的实际压力低于大气压力时，压力表上测得的压力称为真空度。此时流体的实际压力为：
流体压力=大气压力－真空度
2）天然气的温度 常用的温标有四种：
1）摄氏温度 2）华氏温标
3）开氏温标（绝对温标） 4）兰金温标（英制绝对温标） 这四种温标的关系如下：
t?F=1.8?t?C+32 （华氏温度 ） TK=t?C+273.15 （华氏温度） T?R=t?F+460 （兰金温标 ） T?R=1.8T（K） (兰金温标) 天然气的温度一般用t?C表示。 （3）天然气的临界值 1）临界温度
对每一种纯的气体都存在着一特定的温度，高于此温度时，无论加多大压力也不/可能使它由气体变为液体，这个温度称为临界温度，用符号Tc表示。临界温度是该气体能以液体状态存在的最高温度。
2）临界压力
在临界温度下，气相与液相相平衡时所施加的压力。也可定义为相应于临界温度的饱和压力，用符号Pc表示。它是在临界温度下该气体由气态转变为液态所需的最低压力。
2、天然气的分子量
天然气的分子量是人们假想的一种分子量，通常称为视分子量，同时天然气分子量随组成的不同而变化，没有一个恒定的数值，因此，又称为平均分子量。天然气分子量常用的计算方法是：
已知天然气中组分i的摩尔组成yi（或体积组成，均用小数表示）和分子量Mi，天然气分子量M可由下式求得：
M??yiMi
3、天然气的密度和相对密度（比重） （1）天然气的密度
天然气的密度定义为单位体积天然气的质量，用符号?表示：
因为在101325Pa、0?C下，1千克摩尔任何气体的体积都等于22.4米3，所以任何气体在此标准状态下的密度为：
气体的密度与压力、温度有关，在低温、高压下同时与气体的压缩系数有关。 2）相对密度（即比重）?
天然气的相对密度是在相同压力和温度条件下天然气的密度与空气密度之比， 空气的密度 ?空=1.293kg/m3(在0?C、101325Pa下) ?空=1.205kg/m3(在20?C、101325Pa下) 4、天然气的粘度 粘度有两种表示方法：
（1）动力粘度（绝对粘度）?：
在物理单位制中，动力粘度的单位是克/（厘米·秒）。这个单位又称为“泊”， 在一般操作条件下，用“泊”作单位过大，应用不便，常用“泊”的百分之一来表示的粘度叫做厘泊，即
1泊g/(cm?s)=100厘泊
在工程单位制中，动力粘度的单位是千克力?秒/米2
?0M?22.41000克?981厘米/秒2?秒1千克力?秒/米? 10000厘米22 ?1000克?981?98.1泊?9810厘泊10000厘米?秒
在国际单位制中，动力粘度的单位为帕斯卡?秒（Pa?s），即千克/（米?秒）（kg/(m?s)）。
1(Pa?s)=10P(泊)=1000cp（厘泊） 2）运动粘度
用符号?表示，工程计算中常用。它等于天然气的动力粘度除以其密度，即：
5、天然气的热力学性质 （1）天然气的比热
由于度量气体的单位不同，气体的比热可分为质量比热、容积比热和摩尔比热三种。
可以通过公式相互转换：
（2）天然气的导热系数（或热导率）
物质传递热量的性能叫导热性。导热性用导热系数?给以定量的表示。 气体的导热系数随压力和温度的升高而增加。 3）天然气的热值
定义：每千克或每立方米天然气完全燃烧所发出的热量称为天然气的燃烧热值，简称天然气热值，单位为kJ/kg或kJ/m3。 天然气的燃烧热值决定了它的热力价值，是天然气很重要的质量指标，在下列几种常用燃料中天然气的燃烧热值最高。
天然气：46055kJ/kg 其中：气田气：35588~41868kJ/Nm3 油田气：35588~669kJ/Nm3 煤：29308kJ/kg 干木材：12560kJ/kg
????
（4）天然气的爆炸性
天然气在空气中的含量达到一定比例时，就与空气构成爆炸性的混合气体，这种气体遇到火源，就会发生燃烧和爆炸。
定义： 在形成爆炸的混合气体中，天然气在混合气中的最低含量叫爆炸下限，低于爆炸下限就不会爆炸。最高含量叫爆炸上限，高于爆炸上限也不会爆炸。上下限之间叫爆炸范围极限。在常温常压下，天然气的爆炸范围约为5~15%。压力对爆炸范围是有影响的，爆炸威力与压力成正比。
第三章 油气集输系统
3.1 什么是油气集输系统
油气储运系统：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，各转运枢纽的储存和装卸，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。
3.2.油气集输工作任务
油气集输的工作任务是将分散的油井产物、分别测得各单井的原油、天然气和采出水的产量值后，汇集、处理成出矿原油、天然气、液化石油气及天然汽油，经储存、计量后输送给用户的的油田生产过程。
3.3 油气集输系统的内容
油田油气系统的工作内容：油井计量、集油、集气、油气水分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气脱水、天然气凝液回收、凝液储存和天然气污水处理。
具体包括：
油气计量：包括单井产物油、气、水的计量以及油气在处理过程中、外输至用户前的计算。
集油、集气：将分井计量后的油气水混合物汇集送到处理站，或者将含水原油、天然气分别汇集送至原油处理及天然气集气厂站。
油气水分离：将油气水混合物分离成液体和气体，将液体分离成含水原油及含油污水，必要时分离出固体杂质。
原油脱水：将含水原油破乳、沉降、分离，使原油含水率符合要求 原油稳定：将原油中的C1-C4等轻组分脱出，使原油饱和蒸汽压符合标准。 原油储存：将合格原油储存于油罐中，维持原有生产与销售的平衡 天然气脱水：脱出天然气中的水分，保证其输送和冷却时的安全 轻烃回收：脱出天然气中部分C2-C5,保证其输送和冷却时不析出液烃
液烃储存：将液化石油气、液化天然气分别装在压力罐中，维持其生产与销售的平衡
油气集输的工作内容
干线集气管道外输油气混输管道支线集气管道集道输气总站原油处理站输道油井计量站外输(运)油库
3.4 油田生产对集输系统的要求
1.满足油田开发和开采的要求
由地质和油藏工程师提出合理的开发设计，由采油工程师制定开发方案，确定相应的采油措施，由此确定相应的集输系统（生产规模、工艺流程、总体布局）以及相应的工程内容，从而保证采输协调、生产平稳，促进油田的开发和开采。油田生产的特点是连续的、又是不均衡的，主要原因在于：
a.油井数量增加，含水量上升，产液量增加； b.自喷井间歇自喷或改抽； c.个别抽油井改为注水井；
d.生产层系调整，油品物性发生变化。 2、集输系统能够反映油田开发和开采的动态
油田开发和开采的变化，反映到地面集输系统中就是：油、气、水产量、出砂量、汽油比、温度、压力等的变化。
油田的这一生产特点要求油气集输系统的工程设施随之作出相应的调整，要考虑能以地面设施的少量变化去适用油田开发不同时期，不同阶段的要求。
3、节约能源、防止污染、保护环境
a.充分利用自喷井、抽油井的能量，减少转油环节，在有条件的油田提高第一级的分离压力，减少动力消耗；
b.流程密闭，降低损耗；
c.充分收集和利用油气资源，生产稳定原油、干气、液化石油气、天然汽油等产品，减少油田生产的自耗气量；
d.采用先进高效的处理设备，如高效分水设备、高效注水泵等。 4、集输系统应安全可靠，并有一定的灵活性
集输系统的生产运行是连续的，无论哪一个环节发生故障都会或多或少地对全局生产产生影响；
另外，油田地域大，点多、面广、线长，抢修困难，要求集输系统简单、可靠、安全。一旦发生异常情况，要有调整的余地。
5、与辅助系统协调一致，并有经济性
集输系统要满足提高经济效益的原则。具有经济性，满足国家标准或有关规定，并且与供排水、供电、道路、通讯、土建等密切配合，协调一致。
海上油气田生产辅助设施有别于陆上油田，考虑到海上设施远离陆地，海上运输的困难，需要设置相应生产辅助系统。
海上生产辅助系统包括：⑴安全系统；⑵控制系统；⑶发电／配电系统；⑷仪表风／工厂风系统；⑸柴油、海水和淡水系统；⑹供热系统；⑺空调与通风系统；⑻起重设备；⑼生活住房系统；⑽排放系统；⑾放空系统；⑿通信系统；⒀化学药剂系统。
3.5油气集输流程
在油田将各个油井生产出来的原油、天然气等混合物，进行收集、转输、分离、计量、净化、稳定及其处理，直至生产合格的油、气产品的全部工艺过程称为油气集输工艺流程。
3.6 油气集输系统的组成
油田地面集输系统有各种站和管线组成。
管线按所输送的介质分为气、油、水单相管和油气混输管以及油气水混输管。出线、集线 、矿场输线、集气管线、输气管线 。
至于站，名称不算统一，大致有：分井计量站 、交接计量站 、接转站 、原油脱水站 、矿场油库 、增压集气站 、压气站 、集中处理站 。
我国各油田分布很广，每个油田所处的自然环境、社会环境不同，油藏性质、油藏能量、开发部署、原油物理性质、油气组分等等都有很大差别，为了把分散在油田各处的油气逐渐集中起来，会因各地的具体情况而有不同的集输方案，相应地会有不同的工艺流程。
3.7油气集输工程的发展： 一、单井集油阶段（10-30年代）
从发现延长油田（1907年）、出矿坑油田（1905年）至开发玉门油田初期（30年代初），油田开发基本上是单井集油、单晶拉油方式，工艺过程简单，油气仅简单分离，要油不要气，原油采用沉降脱水除沙。
其技术特点是不成系统的简单工艺。
二，选油站阶段（30年代出摸-50年代）
随着玉门油田扩大开发，地面工程开始形成较完整的系统：数口井的油气收集在一个站（即选油站）上进行油气分离，原油在开式罐中沉淀脱水后泵输到集油站装车外运。油田油气收集处理以管线和有关设备构成一个开式流程。因俄罗斯巴鲁宁首次采用，又称巴鲁宁流程。50年代开发的卡拉玛依油田也基本上采用这种流程。
其特点是开式流程，采用沉降脱水。
三、密闭收集阶段（60年代-70年代初）
随着大庆油田的开发，创造了单管密闭、排状井网“串型”流程即萨尔图流程。胜利、大港、辽河等油田相继发现和开发，并结合各自油田的实际情况开发采用了“米”字型井网的小站流程。即单井进计量站集中计量、联合站集中油气分离、脱水处理的集输流程。
工艺设备、加热保温方式、处理工艺和设备等都有许多创新，并形成了各具特色的集输处理流程。特别值得值得一提的是实验成功并推广了各种不加热集输流程，使高含蜡原油的集输实现了重大突破。
其特点是油井产物密闭集输到联合站，属于密闭收集，但到联合站的脱水处理是开放式的。自动控制水平有所提高（主要是工艺单元和单体设备的控制），开发了常温集输工艺流程。
萨尔图流程：将50~100口油井串连在一根管子上，利用油井地层的剩余压
力，将油气从井口密闭混输到联合站，在井场上有计量分离器、油气混合物从油井中出来在井场经过油气初步分离、计量后，再合到一起一起混输到联合站。
在井场设有水套加热炉加热，用分离器分离出来的天然气燃烧加热。为了保证集输干线的温度，在集输干线上还设有干线加热炉和分气包，就地利用油气混输管线中的天然气加热。
四、三脱三回收阶段（70年代~80年代）
三脱：脱水、脱气、脱轻烃
三回收：回收轻烃、回收采出水和污水中的原油。 出四种产品：合格原油、轻烃、天然气和处理后的采出水。
技术特点：经过几十年的努力，解决了原油稳定、天然气处理等方面的技术关键问题，在原油脱水、污水处理方面研制开发了许多新技术、新设备。
实现了密闭集输流程，油田技术系统自动化得到应用。
五、高效集输阶段（90年代后）
进入90年代以来，我国已开发的主要油田进入了高含水采油期，节能降耗成为油田开发生生产中至关重要的问题，油气集输流程和集输处理工艺、设备更为突出的强调了高效节能油气集输进入了高效发展的时期。
其技术特点是全密闭、高效集输流程，新工艺、高效设备得到应用，自动化程度高。
减少原油挥发损耗的办法：
1）选用适合于油田工作特点的自吸收能力强的可以输送混气原油的泵。2.减少含气原油进入油罐时的携带效应及进行原油稳定。
单井计量、单井分离：
单井计量、单井分离，每口井上都装量油、生产分离器，计量和分离都在井场进行。分离后油、气分别进入集油、集气管道。
集中计量、集中分离：
把一个区域内若干油井的计量、分离工作集中在计量和分离站进行。 单井计量、集中分离：
计量在各井场进行，分离工作集中到分离站上进行。
以上各种计量方式各有特点，应采用那种需按具体情况，如井距、油井产量、油压，管理等综合因素考虑。实际上，计量、分离流程的确定和建设地点布局，要考虑管网敷设、输送方式、压力分布、各油井相对回压等。一般采用集中计量、集中分离的流程。 管网主要分为液体、气体和气液混相三类。一般：井口到分离接转站之间为混
相；分离接转站与脱水站之间为气体和液体（含水原油）；脱水站与矿场油库或外输油气首站之间为气体和液体（纯油）；不同油藏生产的原油，若组分、性质差异悬殊，根据加工方向的不同，有时也要采取不同的管网输送。
3.2.1 集输流程的布站形式
为了把油田各单井的油气集中起来进行输送、计量和处理，需要根据各区块的实际情况和油品性质，采用不同的原油集输工艺，以达到充分利用油气资源、地层压力、节能降耗、方便管理的目的。油气集输工艺流程按油气集输系统
的布站形式可分为一级半（或一级）、二级和三级布站集输流程。
单 井 联合站 油气计量 气液混输 液化石油气 稳定轻烃 合格原油 合格污水 干天然气 计量阀组 分井计量 气液混输 油气分离 原油脱水和稳定 天然气脱水 天然气凝液回收 污水处理
图3—2 一级半布站集输流程
由“井口→计量站→联合站”构成的二级布站流程，其中计量站的作用是用于油井油气分离和油、气、水计量，联合站的作用在于实现原油脱水和稳定、天然气脱水和天然气凝液回收、污水处理，得到合格的商品原油和天然气。一般每8～12口油井设一座计量站，如果适当延长油井计量周期，缩短每口井计量的时间，则可增加计量装置的使用范围。
对几座计量阀组范围的油井共用一座计量装置，可将计量装置放在联合站，一个油区共用一套计量装置，形成一级半布站的集输流程；也可不另设计量阀组，各油井直接进设在联合站的计量装置进行计量，形成一个油区都在联合站计量，从而形成一级布站的流程。
由于多数计量站简化为计量阀组，而由计量阀组至计量装置由计量管线相连。从而使集输流程大大简化，与二级布站流程相比，这种一级半布站流程的工程量大幅度减少，其工程投资显著降低。
2、二级布站流程
二级布站流程是指由“井口→计量站→联合站”构成的布站流程形式。根据油气输送的形式不同可以分为二级布站的油气分输流程和二级布站的油气混输流程。
油井产物经出线到分井计量站，经气液分离后，分别对单井油、气和水的产量值进行测量，在油气水分离器出口之后油气分别输送至联合站。含水原油进入原油脱水装置和原油稳定装置进行脱水和稳定处理，天然气和稳定塔
闪蒸出的石油蒸气进入天然气脱水装置和天然气凝液回收装置进行处理，生产出合格的油、气产品。各单元装置排出的采出水及含油污水则就地处理利用。油气分输流程框图如图3—3所示。
这种流程的优点是单井进站，分井集中周期性计量，简化了井场设施，油、气分别处理。出油、集油、集气管线分别采用不同的输送工艺。其缺点是油、气分输、集气系统复杂，需多处分散进行露点处理，工程量、设备、钢材、投资消耗量大。
这种流程适合于油气比较大、井口压力不高的油田。使用这种分输流程可
干天然气 以降低井口回压、提高计量站至联合站（或集中处理站）的输送能力。 联合站 计量站 单 井 气液混输 天然气 含水原油 油气分离 原油脱水和稳定 天然气脱水 天然气凝液回收 污水处理 液化石油气 稳定轻烃 合格原油 合格污水 分井计量 油气分离
图3—3 二级布站油气分输流程框图
（2）二级布站油气混输流程
单井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合经集油
管线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。采出水集中处理后回注。油气混输流程干天然气 框图如图3-4。 联合站 油气分离 液化石油气 稳定轻烃 合格原油 合格污水 单 井 气液混输 计量站 分井计量 气液混输 原油脱水和稳定 天然气脱水 天然气凝液回收 污水处理
图3—4 二级布站油气混输流程框图
3、三级布站流程
该流程是在两级布站流程的基础上发展而来的，随着油田区块的向外延伸，集输半径越来越大，油田总产量也越来越多，采出水量也越来越多，采出水一般采用回掺或经污水处理后回注。当集输半径很大时，如果仍采用两级布站，大量的采出水需要返输，不管是从投资还是从管理和运行费用上看，显然是不合理的。另外，部分小油田产量较少、油品性质较好，但单独为其建设原油稳定、轻烃回收装置又不够经济，因此，需要输至附近油田进行集中处理。这样，就产生了“中间过渡站”，即转油站。
转油站的目的是实现油气分离、原油脱水（原油中含水部分脱出）、污水处理和
注水，使采出水就地处理，将原油及天然气输送至设有原油脱水、原油稳定、天然气 联合站 脱水、天然气凝液回收的联合站做进一步处理。三级布站流程框图见图3—5。 干天然气 单 井 气液混输 计量站 油气计量 气液混输 转油站 油气分离 原油脱水 污水处理 污水回注 原油 油气分离 液化石油气
原油脱水和稳定 稳定轻烃 天然气脱水 天然气 天然气凝液回收 合格原油 污水处理 合格污水 图3—5三级布站流程框图
这种三级布站流程避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和天然气凝液回收装置。
第三章 油气集输系统
3.1.1 什么是油气集输系统
油气储运系统：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，各转运枢纽的储存和装卸，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。
3.1.2油气集输工作任务
油气集输的工作任务是将分散的油井产物、分别测得各单井的原油、天然气和采出水的产量值后，汇集、处理成出矿原油、天然气、液化石油气及天然汽油，经储存、计量后输送给用户的的油田生产过程。
3.1.3油气集输系统的内容
油田油气系统的工作内容：油井计量、集油、集气、油气水分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气脱水、天然气凝液回收、凝液储存和天然气污水处理。
具体包括：
油气计量：包括单井产物油、气、水的计量以及油气在处理过程中、外输至用户前的计算。
集油、集气：将分井计量后的油气水混合物汇集送到处理站，或者将含水原油、天然气分别汇集送至原油处理及天然气集气厂站。
油气水分离：将油气水混合物分离成液体和气体，将液体分离成含水原油及含油污水，必要时分离出固体杂质。
原油脱水：将含水原油破乳、沉降、分离，使原油含水率符合要求 原油稳定：将原油中的C1-C4等轻组分脱出，使原油饱和蒸汽压符合标准。 原油储存：将合格原油储存于油罐中，维持原有生产与销售的平衡 天然气脱水：脱出天然气中的水分，保证其输送和冷却时的安全 轻烃回收：脱出天然气中部分C2-C5,保证其输送和冷却时不析出液烃
液烃储存：将液化石油气、液化天然气分别装在压力罐中，维持其生产与销售的平衡
3.1.4 油田生产对集输系统的要求
1.满足油田开发和开采的要求
由地质和油藏工程师提出合理的开发设计，由采油工程师制定开发方案，确定相应的采油措施，由此确定相应的集输系统（生产规模、工艺流程、总体布局）以及相应的工程内容，从而保证采输协调、生产平稳，促进油田的开发和开采。油田生产的特点是连续的、又是不均衡的，主要原因在于：
a.油井数量增加，含水量上升，产液量增加； b.自喷井间歇自喷或改抽； c.个别抽油井改为注水井；
d.生产层系调整，油品物性发生变化。 2、集输系统能够反映油田开发和开采的动态
油田开发和开采的变化，反映到地面集输系统中就是：油、气、水产量、出砂量、汽油比、温度、压力等的变化。
油田的这一生产特点要求油气集输系统的工程设施随之作出相应的调整，要考虑能以地面设施的少量变化去适用油田开发不同时期，不同阶段的要求。 3、节约能源、防止污染、保护环境
a.充分利用自喷井、抽油井的能量，减少转油环节，在有条件的油田提高第一级的分离压力，减少动力消耗；
b.流程密闭，降低损耗；
c.充分收集和利用油气资源，生产稳定原油、干气、液化石油气、天然汽油等产品，减少油田生产的自耗气量；
d.采用先进高效的处理设备，如高效分水设备、高效注水泵等。 4、集输系统应安全可靠，并有一定的灵活性
集输系统的生产运行是连续的，无论哪一个环节发生故障都会或多或少地对全局生产产生影响；
另外，油田地域大，点多、面广、线长，抢修困难，要求集输系统简单、可靠、安全。一旦发生异常情况，要有调整的余地。 5、与辅助系统协调一致，并有经济性
集输系统要满足提高经济效益的原则。具有经济性，满足国家标准或有关规定，并且与供排水、供电、道路、通讯、土建等密切配合，协调一致。
海上油气田生产辅助设施有别于陆上油田，考虑到海上设施远离陆地，海上运输的困难，需要设置相应生产辅助系统。
海上生产辅助系统包括：⑴安全系统；⑵控制系统；⑶发电／配电系统；⑷仪表风／工厂风系统；⑸柴油、海水和淡水系统；⑹供热系统；⑺空调与通风系统；⑻起重设备；⑼生活住房系统；⑽排放系统；⑾放空系统；⑿通信系统；⒀化学药剂系统。
3.1.5油气集输流程
在油田将各个油井生产出来的原油、天然气等混合物，进行收集、转输、分离、计量、净化、稳定及其处理，直至生产合格的油、气产品的全部工艺过程称为油气集输工艺流程。
3.1.6油气集输系统的组成
油田地面集输系统有各种站和管线组成。
管线按所输送的介质分为气、油、水单相管和油气混输管以及油气水混输管。出线、集线 、矿场输线、集气管线、输气管线 。
至于站，名称不算统一，大致有：分井计量站 、交接计量站 、接转站 、原油脱水站 、矿场油库 、增压集气站 、压气站 、集中处理站 。
我国各油田分布很广，每个油田所处的自然环境、社会环境不同，油藏性质、油藏能量、开发部署、原油物理性质、油气组分等等都有很大差别，为了把分散在油田各处的油气逐渐集中起来，会因各地的具体情况而有不同的集输方案，相应地会有不同的工艺流程。
3.1.7油气集输工程的发展： 一、单井集油阶段（10-30年代）
从发现延长油田（1907年）、出矿坑油田（1905年）至开发玉门油田初期（30年代初），油田开发基本上是单井集油、单晶拉油方式，工艺过程简单，油气仅简单分离，要油不要气，原油采用沉降脱水除沙。
其技术特点是不成系统的简单工艺。
二，选油站阶段（30年代出摸-50年代）
随着玉门油田扩大开发，地面工程开始形成较完整的系统：数口井的油气收集在一个站（即选油站）上进行油气分离，原油在开式罐中沉淀脱水后泵输到集油站装车外运。油田油气收集处理以管线和有关设备构成一个开式流程。因俄罗斯巴鲁宁首次采用，又称巴鲁宁流程。50年代开发的卡拉玛依油田也基本上采用这种流程。 其特点是开式流程，采用沉降脱水。
三、密闭收集阶段（60年代-70年代初）
随着大庆油田的开发，创造了单管密闭、排状井网“串型”流程即萨尔图流程。胜利、大港、辽河等油田相继发现和开发，并结合各自油田的实际情况开发采用了“米”字型井网的小站流程。即单井进计量站集中计量、联合站集中油气分离、脱水处理的集输流程。
工艺设备、加热保温方式、处理工艺和设备等都有许多创新，并形成了各具特色的集输处理流程。特别值得值得一提的是实验成功并推广了各种不加热集输流程，使高含蜡原油的集输实现了重大突破。
其特点是油井产物密闭集输到联合站，属于密闭收集，但到联合站的脱水处理是开放式的。自动控制水平有所提高（主要是工艺单元和单体设备的控制），开发了常温集输工艺流程。
萨尔图流程：将50~100口油井串连在一根管子上，利用油井地层的剩余压力，将油气从井口密闭混输到联合站，在井场上有计量分离器、油气混合物从油井中出来在井场经过油气初步分离、计量后，再合到一起一起混输到联合站。
在井场设有水套加热炉加热，用分离器分离出来的天然气燃烧加热。为了保证集输干线的温度，在集输干线上还设有干线加热炉和分气包，就地利用油气混输管线中的天然气加热。
四、三脱三回收阶段（70年代~80年代）
三脱：脱水、脱气、脱轻烃
三回收：回收轻烃、回收采出水和污水中的原油。 出四种产品：合格原油、轻烃、天然气和处理后的采出水。
技术特点：经过几十年的努力，解决了原油稳定、天然气处理等方面的技术关键问题，在原油脱水、污水处理方面研制开发了许多新技术、新设备。 实现了密闭集输流程，油田技术系统自动化得到应用。
五、高效集输阶段（90年代后）
进入90年代以来，我国已开发的主要油田进入了高含水采油期，节能降耗成为油田开发生生产中至关重要的问题，油气集输流程和集输处理工艺、设备更为突出的强调了高效节能油气集输进入了高效发展的时期。
其技术特点是全密闭、高效集输流程，新工艺、高效设备得到应用，自动化程度高。
减少原油挥发损耗的办法：
1）选用适合于油田工作特点的自吸收能力强的可以输送混气原油的泵。2.减少含气原油进入油罐时的携带效应及进行原油稳定。
3.2 油气集输流程
一、回顾油气集输流程的概念
油气集输流程：在油田将各个油井生产出来的原油、天然气等混合物，进行收集、转输、分离、计量、净化、稳定及其处理，直至生产合格的油、气产品的全部工艺过程。
二、油气集输流程的分类方法
1.按计量方式分： 1）单井计量流程：
每口井分别安装计量分离器，各井的油气混合物分别在井场分离计量，然后采用分输或混输的方式输往计量站或转油站。
2）集中计量流程：
各井生产的油气混合物直接输送到计量站集中计量。 2、按油气输送方式分： 1）油气分输流程：
从井口采出的油气混合物经计量分离器计量后，油和气分用两条管线输送。 2）油气混输流程：
从井口采出的油气混合物经计量分离器计量后，气又回到输线，油和气在同一条管线中输送。
3、按布站级数划分
油气集输工艺流程按油气集输系统的布站形式可分为：一级半（或一级）布站集输流程；二级布站集输流程； 三级布站集输流程。
所谓的布站级数指的是：油井和原油库之间集输站场级数。一级布站集油流程：只有联合站；二级布站集油流程：计量站和联合站；三级布站集油流程：计量站、接转站（增压）和联合站；
A:一级半布站流程
一级半布站的集输流程可看作由“井口→计量站→联合站”的二级布站流程简化而来，即在各计量站的位置只设计量阀组，数座计量阀组（包含几十口井或一个油区）共用一套计量装置，其流程框图如图3—2所示 单 井 气液混输 计量阀组 分井计量 气液混输 干天然气 联合站 油气计量 油气分离 原油脱水和稳定 天然气脱水 合格原油 合格污水 液化石油气 稳定轻烃 天然气凝液回收
图3-2 一级半布站集输流程
污水处理 对几座计量阀组范围的油井共用一座计量装置，可将计量装置放在联合站，一个油区共用一套计量装置，形成一级半布站的集输流程；也可不另设计量阀组，各油井直接进设在联合站的计量装置进行计量，形成一个油区都在联合站计量，从而形成一级布站的流程。
我国胜利宁海油田曾经适用过这种流程，吐哈丘陵油田已全面适用这种流程，塔里木东河塘油田则采用一级布站形式，取得了简化工艺，降低投资的效益。
案例：若某油田7天计量一次，每次连续计量时间1小时，则没座装置计量的油井可达168口，也即一个油井总数为168口井的油区只用一座计量装置，放在联合站即可。但若按原二级布站考虑，要设16~17座计量站。一级布站可节省投资至少20%，而且简化流程。
B:二级布站流程
a油气分输流程
原油经出线到分井计量站，经气液分离后，分别对单井油、气和水的产量值进行测量，在油气水分离器出口之后的油气分别输送至联合站。
单 井 气液混输 计量站 分井计量
天然气 含水原油 联合站
一般每8～12口油井设一座计量站，如果适当延长油井计量周期，缩短每口井计量的时间，则可增加计量装置的使用范围。
优点：单井进站，分井集中性计量，简化了井场设施，油气分别处理。 缺点：油气分输，集气系统复杂，工程量、设备、钢材、投资消耗大。 适用性：适合于油气比较大，井口压力不高的油田。使用这种分输流程，可以降低井口回压，提高计量站-联合站的输送能力。
所谓的井口回压呢，指的是油井井口装置所计量的套管压力（=剩余地层压力+油
管摩阻+第一次输油集中处理站的高程），回压过高，造成生产压差减小，产量降低。
b油气混输流程
油井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合经集线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。
单 井 气液混输 计量站 分井计气液混输 联合站 特点：可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简化了集气系统，
便于管理、节省了大量投资。
缺点：原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。 C:三级布站流程
当集输半径很大时，如果仍采用两级布站，大量的采出水需要返输，不管是从投资还是从管理和运行费用上看，显然是不合理的。这样，就产生了“中间过渡站”，即转油站。
转油站的目的是实现油气分离、原油脱水（原油中含水部分脱出）、污水处理和注水，使采出水就地处理，将原油及天然气输送至设有原油脱水、原油稳定、天然气
脱水、天然气凝液回收的联合站做进一步处理。三级布站流程框图见图3—5。 单 井 气液混输 干天然气 液化石油气 联合站 转油站 计量站 油气计量 气液混输 原油 油气分离 油气分离 原油脱水污水处理 天然气 原油脱水和稳定 稳定轻烃 天然气脱水 天然气凝液回收 合格原油 污水处理 合格污水 图3—5三级布站流程框图 污水回注 特点：将油气分离、原油脱水与采出水处理和注水集中建站，使采出水就地利用。同时避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和回收天然气凝液的装置。
缺点：系统复杂，投资大。
3.3 油气集输工艺流程
一般根据油井集油时加热保温方式的不同可分为单管流程、双管流程和三管流程。 1、单管集输流程
单管集输流程有井口加热单管流程和井口不加热单管流程。 （1）井口加热单管流程
井口加热单管流程是将计量站布置在8～10口井的适当位置上，每口井采用单一管线将油气混输集中到计量站内。单井来的油气先经过水套加热炉加热，之后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气再度混合进集线出站。不作单井计量的油井，一般是将油气混输到计量站，经总机关阀组切换，直接进入出站集线。也有的在出站之前进入生产分离器，对油、气的总量分别计量，之后再次混合进集线出站，如图3—6所示。
图3—6 井口加热单管流程
1—水套加热炉；2—计量分离器；3—计量前水套加热炉；4—干线加热炉；
5—油气分离器；6—缓冲油罐；7—外输油泵；8—外输加热炉
这种流程的主要特点是：
1）井场上一般都设有水套加热炉，它除用来加热油井产物外，还可用来实现热油循环清蜡；计量站设备简单；节省钢材，因为只有一条集线；对地质条件复杂的油井适应性较强。
2）井场上的水套加热炉给管理带来不便，也难于实现自动化；停井或作业时需要清扫管线，否则会堵塞管线；对无气或少气的油井，有时井场水套炉需要另敷设供气管线。
3）井口加热单管集输流程主要适用于原油凝点高于油气集输管线环境温度的轻质原油和中质原油、单井原油产量大于10t/d、生产油气比大于30m3/t，且采油井能连续生产的油田。
适用条件：适用于原油凝点高于油气集输管道环境温度的轻质原油和中质原油、单井原油产量大于10t/d、生产油气比大于30m3/t，且采油井能连续生产的油田。 （2）井口不加热单管流程
井口不加热单管流程是单管加热流程取消井口加热炉及计量站、集输干线上的加热炉，使井口的油气产物靠自身温度保持较好的流动性，集中到联合站处理。井口不加热单管流程主要有下列三种不同集输措施。 1）井口加药降粘不加热集输 2）管线保温、投球清蜡不加热集输
3）井口自然不加热集输 不加热集输的基本出发点：
1） 低温下集输管线压降过大、井口回压过高，不能正常集输。
低温下原油为非牛顿流体，其管输摩阻压降比牛顿流体会高几倍，甚至几十倍，严重时管线会发生堵塞。
2） 采取措施改善低温流动性，降低摩阻。 a井口加药降粘不加热集输
井口加入少量的破乳剂或降粘剂，其作用是可改变原油中析出石蜡的结晶形式，阻止其连成大块网络；
当油中含水时，加入的药有破乳、转相作用（由“油包水型”乳化液转为“水包油型”乳化液），降粘减阻作用更为明显。保证油气正常集输。
有些油田采用井口加药并配以强磁防蜡也起到很好的降阻效果。强磁的作用是改变石蜡结晶形式，阻止石蜡在管壁的沉积。
适用性：井口出油温度比较低（原油凝点低10℃以上）、原油凝点较高（36℃以下）、粘度较高（μ50为100～200mPa·s以下），原油含水量不太高（20 ％以下）的油田，当含水量较高时，效果更好。
b管线保温、投球清蜡不加热集输
井口至计量站之间球由井口投入，计量站取出；计量站至联合站之间由计量站投入，联合站取出。投球可用自动投球装置或手动装置。
适用性：这种流程可适用于含水较低或不含水、井口出油温度较低（低于原油凝点5～10℃）、凝点、粘度不太高（μ50小于100mPa·s）的油田。实践证明：粘度不太高的含蜡原油都可用这种方法实现不加热集输。由于原油一般在凝点以上10～15℃温度下开始析蜡，在凝点以上5～10℃时结蜡最严重，在低于凝点条件下，几乎不结蜡。在此意义上，低于凝点温度条件下对集输更为有利。
c井口自然不加热集输
对于凝点低于集输管线埋深土壤温度时的轻质原油，具有较好的流动性。 对于生产油气比大于30m3/t，单井产量较高，井口出油温度较高的中质原油。
特点：不加热集输不仅节能效果显著，而且精减了加热保温系统，工程量减少，投资降低。
2、双管集输流程
双管集输流程有蒸汽伴随双管流程和掺液（水或油）双管流程。这种流程是指从油井到计量站（或转油站）有二根管线：一根是从油井到计量站的油气集输管线；另一根是掺液（或伴热）管线。
a蒸汽伴随双管流程 优点：
井场简化，集中计量，管理方便，易实现集中控制和自动化；对粘度高，产量低的油井、地质条件复杂的油田适应性比较好，对间歇性生产的井，也能适应，生产可靠，启动方便；停井和修井方便，不会堵塞管路。 缺点：
蒸汽耗量大，一般为250～300kg/(km·h)，热损失大，效率低； 耗水量大，需要有专门的供水系统，而且水质需要进一步处理，否则锅炉结垢速度快。投资和经营费用都比较高。
除非特殊需要，一般不采用这种流程 （2）掺水降粘双管流程
我国有许多油田生产的原油粘度很高。由于原油的粘度高，油井回压高，抽油机负荷重，因此抽油井无法正常生产。为了降低原油粘度，在原油中掺入一定数量与一定浓度的活性剂水溶液，使原油形成水包油型乳状液，由原来油与油、油与管壁的摩擦变为水与水、水与管壁的摩擦，使油水混合物的粘度大大降低。将活性水注入井中经井下泵作用也可使原油在井筒中的流动阻力减少，改善原油的流动特性。 优点：
能较好地解决高粘原油的开采问题；投产容易、停产简单、管理方便、生产安全；井场和管线上不设加热炉，节省燃料，有利于实现集中控制和自动化管理； 有效地降低油井的回压，可适当扩大站的管辖井数和范围。 缺点：
但各井掺入的活性水量不易控制，掺入水、油层水、产油量无法直接计量，给油田动态分析造成一定困难；活性水循环使用，管线腐蚀、结垢严重。
适用性：对高含蜡、高凝点、高粘度的中质、重质原油，宜采用井口掺热水或掺热活性水的双管流程，以改善流体的流动性能。
应用实例： 大港油田1976年以来逐渐完善了掺活性水不加热集输流程，在脱后污水中加入表面活性剂AE1910,再将其掺水油井套管环形空间及出线，实现原油不加热输送。 大庆油田在低含水期掺入活性水或加热水达到降念保温输送的目的，还定期注入高温热水清蜡，在中高含水期可掺入常温水，利用掺水管线实现常温集油。该流程较好的解决了大庆高寒地区高凝原油的油集保温和清防蜡问题。
3、井口热水伴热三管流程
三管流程是指从油井到计量站有三根管线，一根是油井到计量站的出线；一根是计量站到油井的热水管线；另一根是油井到计量站的回水管线。热水管线单独保温，并对井口装置伴随加热，回水管线和出线共同包扎在一起。计量站设水罐、水泵、加热炉。水加热后送至各井口。各油井的出线与回水管线伴随着进站，回水返回输到水罐循环使用，这样就构成了井口热水伴热三管流程。
优点：
适应性强，适用于自喷井、抽油机井、低压和低产井；井场简单，集中计量、集中管理、易于实现自动化。 缺点：
由于油井到计量站有三根管线，各站也需供水设施，所以耗钢材量大，投资高；热水管线结垢、腐蚀严重，维修工作量大，热效率低。
对凝点高于集输管线埋深土壤温度的轻质和中质原油必须加热保温才能输送，但是当单井产量小于5t/ d，生产油气比小于 15m3/t，不能采用井口加热单管流程，可以采用热水伴热三管流程，也可采用井口掺热水（或活性水）双管流程，具体实施应经可行性研究之后确定。
当单井产量较低、油井不能连续生产、油井出水时，如果采用掺热水双管流程，将给油井计量带来较大困难时，应采用热水伴热三管流程。
影响油气混合物在管道内流动性能的因素很多，除原油物性外，还有单井产量的大小、油气比的高低、井口出油温度、井口压力、自然环境温度等等。在选择集输流程时，应充分发挥上述因素中的有利方面，消除不利方面，进行综合技术经济比较，使所选流程达到投资少、能耗低、适应性强、安全可靠的最佳要求。
4密闭集输技术
根据油田油气集输工艺的密闭程度，分为开式集输流程与密闭集输流程两种。 石油及天然气等混合物从油井中出来，经过收集、中转、分离、脱水、原油稳定，暂时贮存，一直到外输计量的各个过程都是与大气隔绝的集输流程叫密闭集输流程。若其中有部分过程不与大气隔绝就叫开式集输流程。
油气集输全密闭流程主要包括：密闭集输，密闭处理，密闭储存和轻油、污油回收。所谓“密闭”往往是相对的，这里说密闭主要指下面三个方面：
1）油气混合物从油井中出来在集输、中转、脱水、净化等过程中，所用的都是密闭的管道输送，而不是用油罐车等其它不能保证密闭的方法输送。
2）油气混合物从油井中出来在净化处理和储存过程中使用的都是耐压容器，即在正常生产情况下，油气是不能与外界相互串通的，只有当容器内的压力超过一定极限时，安全阀才能打开。
3）原油要经过稳定处理，天然气要脱除轻油和水，并且将轻质油和污水回收。由于从含水油中脱除和沉降出来的污水中还有一定的原油，因而要将污水中的原油回收处理成合格的原油。在生产过程中排放的污油、污水、天然气等全部回收处理，中间不开口。
达到以上三点要求，就可以说是基本实现了密闭集输。
密闭集输流程与开式流程相比有许多优点，概括起来有以下几方面：
（l）原油和天然气在集输过程中的损耗低，产品质量高，减少了对大气的污染； （2）结构简单，减少了原油和水的接触时间，提高了脱水质量并降低了脱水成本； （3）减少了加热炉和锅炉的热负荷，提高了整个油气集输系统的热效率； （4）有利于提高自动化程度，提高管理水平； （5）工艺流程简单、紧凑，省钢材，投资少。
3.4 计量站与集油站
计量站和集油站的任务
计量站和集油站是油气集输流程的主要组成部分，了解计量站和集油站的主要作用、功能对于正确理解和掌握油气集输流程是十分必要的。
计量站和集油站在油田油气集输过程中的主要任务有五点： 1．计量
2．收集和转输 3．降凝和降粘
在油气集输系统中，一般采用三种降凝、降粘方法：
1）加热保温的方法：用加热的方法降低原油粘度，用保温的方法防止管线和设备热量散失，尽量保证原油的流动性能，使原油在一定的压力下能够可靠的转输到集油站或联合站。
2）化学方法：化学方法就是在原油及天然气管线中，加入某些化学药品，使原油及天然气在输送过程中降低凝固点或粘度值，实现不加热输送，降低能耗。 3）物理方法：主要有原油热处理、拌水、掺液法等等。 4）油气分离和净化 5）辅助任务
许多站除了正常的油气集输外，还辅带有供热、供水、供电、污水处理等任务。 ?
3.2.1计量站
计量站主要任务是计量各个进站油井的油、气、水的产量和掺水、掺油量。将各个进站油井的油、气，水收集一起，转输到集油站。计量站主要有以下三种类型： 1．在井场加热的计量站
这种计量站较简单，它的主要任务是：
（1）计量各井的产油量和产气量（有的还计量产水量）； （2）将油气混合物转输到中转站或联合站； （3）加热油气混合物；
（4）有管道化学脱水的站需要加化学破乳剂。 2．热水伴热三管流程计量站
热水伴热三管流程计量站比井口加热单管流程的计量站要复杂，它比井口加热单管流程多一套伴随介质加热设备和增压设备。
对于油井剩余压力不能使油气输送到集油站时，计量站还要有生产分离器、缓冲油罐、输油泵以及通球装置等。这种计量站的主要任务有四条： （1）计量各进站油井的油、气、水产量； （2）将油、气、水转输到集油（转油）站； （3）供给各油井和出线的伴随、加热用热水；
（4）有时还需要给管道加化学药品，如输道加破乳剂，天然气管道加甲醇等。 3．掺液双管流程计量站
这种掺液流程分为掺热油，掺热水和掺活性水三程流程。所掺介质不同，计量站流程也不同。当所掺液体是在集油站加压、加热时，计量站只负责油、气、水计量和所接介质的分配，其流程也就非常简单。
当所掺液体是在计量站内进行加热加压输送时，其计量站的工艺流程就比上面复杂得多，这种流程的计量站主要任务是： （1）计量各油井的油、气、水量；
（2）将油、气、水转输到输油中转站或联合站； （3）供给各油井掺入液，并计量各井掺入液的数量； （4）有管道化学脱水的还要给加破乳剂； （5）采用热洗清蜡时，供给各井热洗介质。
这种计量站设备比以上二种更多，和井场加热小站计量流程相比，它不但增加了掺入介质的加热、加压设备，还增加了掺和介质的分配阀组以及采用热洗清蜡时应增加的相应设备。
?
3.4.2集油站
集油站也有的地方叫转油站或泵站等，是油田油气集输系统中很重要的一个环节。集油站大体分为接转站、转油站、脱水转油站和联合站。 1．接转站
这种站一般只负责将上一个站或几个站的来油接力转输到下一个站。又分为没有油罐的接转站和有油罐的接转站：
（1）没有油罐的接转站是一种最简单的接转站。只有一座泵房，泵房内有几台输油泵机组以及配套的阀组。
这种站没有采暖加热、油罐储油、缓冲设备。冬天泵房采暖依靠管线和电动机散发出来的热量。这种站的输油量是上一站的输量，没有一点调节余地。一旦站内出现故障，如停电、法兰垫子刺坏，管线穿孔等等，就要影响整个系统输油。即使将上一站来油改进直通管线输到下站，因输送压力不足也会使输油量降低。由于站内没有加热保温设备，冬天停输时间过长，泵房温度和输线温度都要降低，甚至酿成“灌香肠”的危险。这种站优点是设备少、结构简单、密闭好、原油蒸发损失小。 由于这种站在管理上存在一些问题，因此使用上受到局限。
（2）有油罐的接转站。这种接转站的工艺流程比前一种要复杂一些，它不但有缓冲油罐，还有加压输送用的泵机组，而且大部分站有保温加热设备，有的泵站还设有压风机等辅助设备。
原油从上一站或上几个站来，经过进站阀组进油罐。正常外输时，原油从油罐经过输油泵输至加热炉加热，然后外输。加热后的原油也可以再回到油罐内（站内循环）。 在短时间停电或抢修站内设备及管线故障时，站外来油可以直接进罐储存。另外由于泵站有油罐，就可以根据输油泵等设备的完好程度和站外的情况进行一定范围输油量调节。另外因站内有加热保温系统，所以在停输或输油越站时，不致产生泵房设备和管线内的原油冻结。这种站在生产管理上比较方便，但也有许多缺点，如占地大、设备多，特别是目前许多站油罐都不密闭，原油损耗比较大。 2．转油站
这种集输转油站主要任务是：
（1）接受井排和计量站输来的原油或油、气、水混合物。
（2）油、气进行分离，这种分离在集输转油站一般都是初步分离。原油进到联合站或脱水转油站还要进一步进行分离和净化处理。天然气输送至联合站要进一步进行净化处理。
（3）加热、转输任务
原油经过初步分离，进入加热炉加热，然后用泵转输到脱水转油站或联合站进行脱水和原油稳定。分离出来的天然气输送至联合站。对于未经过除油、脱水的湿天然气输送时还有一个通球任务，保证输气管线畅通、减少管线腐蚀。 （4）高含水原油沉降脱水
对于一些高含水原油，要在集输转运站进行沉降脱水，将原油中的游离水除掉，这样做可以减少原油输送和加热过程中的能源消耗，防止原油输送时，由于原油和游离水长期接触而产生乳化液，增加脱水的难度。
从原油中沉降出来的水，用污水泵输送到污水处理站。对于有些掺热水流程或渗活性水流程的转油站，利用沉降出来的水加热或加活性剂后再打到井口回掺。 （5）计量
对原油、天然气、水以及有掺液流程的掺液量进行计量。 （6）辅助任务
除上述任务外，在中转站还有一些辅助性任务。如站内生产设备和工业厂房的取暖、供热以及污油回收任务、加药任务等。有的站还要负责对站外供热，如掺热液流程的热液（热油或热水）加热和加压任务。 3．集输脱水转油站
一般简称脱水转油站或集油脱水站，一个完整的脱水转油站的的主要任务是： 1）油气收集
就是负责接收各井排或各计量站（转油站）输进来的油气混合物或经过初步分离的原油与天然气，将收集的油气分别转输。 2）油气预处理
对于油、气、水混合进站的流程，首先要进行油、气初步分离或油、气、水分离。油、气的初步分离是在油、气分离器中进行的。对于从分离器出来的高含水原油，要进入油水沉降罐进行油和水的沉降分离，对于从计量站或中转站来的经过油气分离的含水原油，一般不在进入油气分离器而直接进入油水沉降罐进行油、水分离。经过沉降的低含水原油经过脱水泵增压打到加热炉内加热。然后进入脱水器脱水，脱水后的原油进入加热炉和稳定塔进行原油加热和原油稳定。
对于从转油站或计量站来的原油，它们是经过分离的低含水原油，就不用再进沉降罐而直接进行脱水、原油稳定，使原油和天然气进一步分离，变成合格的原油产品。 经过初步分离的天然气，在集油脱水站内进一步处理，然后输送到压气站或用户。 3）计量
原油和天然气在集油脱水站的计量工作，要比原油和天然气在计量站或井场的计量准确得多。因为原油和天然气在井场或计量站的计量分离只是初步的，原油中还有
一定的气体，而天然气中还有一定的油，在集输脱水站，原油经过分离、脱水和原油稳定后使原油已经比较纯净，因而计量起来比较准。另外由于脱水转油站管理比较集中，往往是矿与矿的交接和对上结算的依据，所以从计量精度要求上，一般也比油井计量站高
天然气流量计，在脱水转油站或联合站要求的精度为1.5%或以上，在油井或计量站要求的精度也为1.5%以上。 4）分别外输和临时储存
在脱水转油站，油气混合物经过分离、脱水、原油稳定后成为合格原油产品，通过输油泵输到油库或直接送往用户，暂时不外输的原油储存在油罐内。 天然气通过自压或用压缩机输送到用户，暂时不外输的气储存于储气罐内。 轻质油用耐压轻质油罐车或轻质线外输。暂时不外输的轻质油要储存在耐压容器内，如球形罐中。
含油污水通过除油由污水泵送往污水处理站进行污水处理。暂时不外输的含油污水储存在污水罐中。
在油田脱水转油站的生产，一般是连续性的工作，只是在特殊情况下，才需要进行储存。所以油、气和污水在脱水转油站的储存都是暂时性的，或者是作为缓冲用，因此站上的各种产品容器，容量都不太大。 5）辅助任务
在脱水转油站中。除上述油气集输任务外，还有许多辅助性任务，辅助任务的大小随站的规模、工作任务不同而不同，如加热、供热任务对于掺热油的双管流程要有回掺原油加热、增压输送工艺。掺活性水的双管流程，要有活性水的加热、加药、加压输送等工艺。此外，一般还有站内设备、容器、原油加热保温用的蒸气或热水循环系统、供电系统、供排水系统、燃料油的供给系统等。
在脱水转油站用的设备也比较多，主要设备有油气分离器、加热炉、锅炉、脱水器、沉降罐、缓冲罐、脱水泵、输油泵、污水泵、清水泵、加药泵、热水泵、原油稳定装置、轻油回收装置、油、气、水计量装置、天然气收发球装置，还有原油储存用的油罐等等。除此之外，还有很多辅助设备、自动监测控制设备等等。
除了正常生产中所需要的工艺设备外，还有许多备用设备和事故状态运行用的设备，如事故油罐、消防水泵、水罐，扫线用的压风机等。 4．联合站
联合站的工作范围比集油脱水站更大，它是由几个性质不同的站联合起来的综合站，它主要包括有油气分离、计量、原油脱水、原油稳定、天然气增压、污水处理站、注水站等工艺流程及设施。
有的联合站和油库建在一起。组成联合油库。有的联合站包括天然气处理站，天然气处理站由天然气脱水和天然气凝液回收等工艺流程组成。
联合站的工艺流程比脱水转油站更复杂，设备也更多，一个大型联合站内设备多达几百台。
联合站和脱水转油站一样，除了主要的工艺流程外，还有许多辅助工艺系统，如加热供热系统，包括供站内各系统加热保温和对站外各系统的供热（线伴随和掺热液加热等，一般联合站锅炉房应包括给水和水处理系统、燃料油供给系统或天然气供给系统）。此外还有污油、污水回收系统、设备扫线和气动仪表用的压缩空气系统、站内设备自动控制系统、供排水系统、供电系统、润滑系统、冷却系统、消防系统、通讯系统等等。
联合站工艺流程复杂、操作烦琐、占地面积大、能耗多、效率低。目前国内一些油田，逐步采用全密闭集输流程，采用高效、多功能设备、自动计量和控制技术，达到了节能降耗，提高油田集输技术水平，降低出油气开采成本。
3.5 天然气集输
知识回顾：
天然气从开采到使用要经过五大环节：采（集）、净、输、储、配。
1.天然气集输流程
井场—集气站—净化厂（增压站）—配气站（首站）— 长输管线（管线的穿跨越、中间泵站等）—终点（门站） —用户（居民、化工厂等）
2.天然气集输系统
天然气集输系统是由气田集输管网、气体净化与加工装置，输气干线、输气支线以及各种用途的站场所组成。它是一个系统的密闭水动力系统。
3.站场种类和作用
1）井场：设于气井附近，从气井出来的天然气，经节流降压，在分离器中脱除游离水，凝析油及机械杂质，经计量后输入集气管线。
当气体在以绝热管道中流动时，遇到一狭窄的通道，如阀门、空板凳，由于存在摩擦损耗，是压力显著降低，体积膨胀，温度也会发生变化，这种相应呢成为节流相应，也成为焦耳-汤姆逊效应。
2）集气站：一般是将两口以上的气井用管线分别从井口边接到集气站，在集气站对各气井输送来的天然气分别进行节流，分离、计量后集中输入集气管线。
3）压气站
当气田开采至后期，一般压力会不满足生产和输气的需要。在这种情况下呢，气田低压的集输可以按照下列原则分配：①改造原有气田管网，拆除不必要的设备设施，减少输送过程中的损耗。②建立低压供气系统，低压气田气可供气田附近用户；还有一个呢就是③将低压气进行增压后进入输气干线。这样呢，我们就需要建立压气站。
压气站：压气站可分矿场压气站、输气干线起点压气站和输气干线中间压气站。 4）天然气处理厂：当天然气中硫化氢（H2S）、二氧化碳、凝析油等含量和含水量超过管输标准时，则需设置天然气处理厂进行脱硫化氢（二氧化碳）、脱凝析油、脱水，使气体质量达到管输的标准。
5）调压计量站（配气站）：一般设于输气干线或输气支线的起点和终点，有时管线
中间有用户也需设调压计量站，其任务是接收输气管线来气，进站进行除尘，分配气量、调节压力、计量后将气体直接送给用户，或通过城市配气系统送到用
（6）天然气生产的这五大环节通过三套管网紧密的联系在一起，这三套管网是：油气田集气管网、输气干线管网、城市配气管网。）
集气管网和输气管网：在矿场内部，将各气井的天然气输送到集气站的输气管道叫做集气管网。从矿场将处理好的天然气输送到远处的用户的输气管道叫输气干线管网。在输气干线经过铁路、公路、河流、沟谷时，有穿越和跨越工程。
根据气井分布及生产需要呢，集气管网有山中连接方式：放射状集气管网，树枝状集气管网、环状集气管网，以及这几种管网的组合形式。
（7）清管站：为清除管内铁锈和水等污物以提高管线输送能力，常在集气干线和输气干线设置清管站，通常清管站与调压计量站设计在一起与便于管理。
（8）阴极保护站：为防止和延缓埋在土壤内的输气干线的电化学腐蚀、在输气干线上每隔一定距离设置一个阴极保护站。
3.商品天然气的技术指标
1）热值
是指单位体积或质量天然气的高发热量或低发热量。天然气质量的一个重要指标就是沃泊数（Wobbe number），它是天然气最高热值与相对密度的平方根的比值。
高发热量：规定量的气体在空气中完全燃烧时所释放出的热量。 低发热量：规定量的气体在空气中完全燃烧时所释放出的热量。
2）含硫量
以H2S含量或总硫（H2S及其它形态的硫）含量来表示。为了控制天然的腐蚀性和出于对人类自身健康和安全的考虑，一般而言，H2S含量不高于6～24mg/m3。油田气由于往往不含硫，故一般不进行脱硫处理。
3）天然气的露点和露点降
即在一定压力下从天然气中开始凝结出第一滴水时的温度。
为防止天然气在输配管线中有液烃凝结并在管道低洼处积液，影响正常输气甚至堵塞管线，目前许多国家都对商品天然气规定了脱油除尘的要求，规定了一定压力条件下天然气的最高允许烃露点。
天然气的露点降是在压力不变的情况下，天然气温度降至露点温度时产生的温降值。 要求埋地输气管道所输送的天然气的露点温度比输气管道埋深处的土壤温度低5℃左右。
4.天然气的集输工艺流程
由于天然气从地层开采出时它的压力较高，而且气体中含有水分、凝析油以及一些岩屑、砂粒等机械杂质，不宜直接输往用户，需对天然气进行必要的预处理，同时，对于两口井以上的天然气还需汇集集中处理。针对处理天然气的方式不同，天然气的集气就具有不同的工艺流程。一般分为井场流程和集气站流程。
1）井场流程
天然气自井中采出经针形阀节流降压、水套加热炉加热，再经二级节流降压后进入分离器，在分离器中分离游离水、凝析油和机械杂质，气体通过计量后进入集气干线。从分离器分出的液体经计量分离后，水可回注入地层，液烃输至炼油厂处理。
2）集气站流程
当多口井的天然气集中在某一处进行集中处理时，我们常把该站称为集气站。集气站流程有常温集气分离流程和低温集气分离流程两类。
常压分离：通过加热防止形成水合物。来自井口的天然气，先加热，后节流降压，再进入分离器。加热程度和井口压力取决于井口温度和井口压力。常温分离一般用于干气。
低温分离：是把甘醇、乙二醇、甲醇等防冻剂注入气流中以防形成水合物。 对于低温分离的集气站流程呢，它的集气流程要比常温及其流程复杂的多。它主要适用于压力高，凝析油含量达的油井。
第四章 原油及天然气的管道运输
在前面的学习过程中呢，我们学习了原油储运系统：
井场—集油站—集油总站（联合站：原油净化处理）—首站—长输管线（管线的穿跨越、中间泵站等）—终站（库、炼厂、铁路运输、船等）—炼厂
天然气储运系统：
井场—集气站—净化厂（增压站）—配气站（首站）— 长输管线（管线的穿跨越、中间泵站等）—终点（门站） —用户（居民、化工厂等）
在第三章我们了解了井场、集油站、联合站的组成及作用，这节课我们就来学习原油及天然气的管道运输 4.1 输道的分类与组成
管道输送是将合格的原油、成品油及天然气输送给用户和进行储备。
4.1.1原道输送技术 分类：
1.按输送介质分为油气混输管道、原道、天然气管道和成品道； 2.按铺设方式分为：架空管道、地面管道和地下管道；
3.按制管工艺分为无缝钢管和焊接钢管（直缝钢管和螺旋逢钢管）； 4.按油气管道输送距离和经营方式分为两类：一类属于企业内部，如油田内短距离的油气集输管道；另一类为长距离输送油气及石油产品的管道。
1865年呢，在美国宾夕法尼亚洲建成了第一条原道，直径50mm,长近10㎞。但真正具有现代规模的长距离输道始于第二次世界大战。当时美国因战争需要，建立了两条当时管径最大，距离最长的输道，一条是原道，直径为600mm,全场2158m;另一条是成品道，管径500m,包括支线全长2745m。我国1958年建成的克拉玛依独山子输道，全场147KM，管径150m，是我国第一条长距离原道。目前呢，基本上实现了“北油东进”、“西油东进”、“西气东输”、“海气登陆”。
4.1.2长距离输道组成
长距离原道由输油站与线路两大部分组成。 1.输油站
输油站的基本任务是供给有流一定的压力能、热能，以使油品安全经济的输送到目的地。
输油站按其所在的位置分为：首站、中间站（加热站、加压站、热泵站）、末站
首站：管输原油由油罐经给油泵、输油泵加压、加热后向下一站输送的输油站。由储油罐、输油泵、加热设备组成 中间站：包括加热站、加压站、热泵站
末站：任务是把接受来的油品输送给用户。由于油与转运的不平衡，末站需要设有较大容量的储油罐和相应的计量、化验及转运设施。 2.线路
长距离输道的线路部分包括管道本身、沿线阀室、通过河流、公路、铁路、山谷的穿（跨）越筑物、阴极保护措施、通讯与自控线路等
长距离输道由钢管焊接而成，为防止土壤对钢管的腐蚀，管外都包有防腐绝缘层，并采用电法保护措施。
长距离输道上每隔一定距离设有截断阀室，大型穿越构筑物两端也有，起作用是一旦发生事故可以及时截断管内油品，防止事故扩大，便于抢修。
通讯系统是长距离输道的重要措施，用于全线生产调度及系统监控信息的传输。
3.设备
管道输送流程的实现离不开设备，设备是为工艺流程服务的，设备可分为标准设备和非标准设备。
标准设备：输油泵（离心泵、往复泵、齿轮泵、螺旋泵），阀门（闸门、球阀、止回阀、节流阀）等
非标准设备：加热设备，分离设备，沉降设备。 4.顺序输送
定义：在同一管道内，按一定顺序连续的输送几种油品，这种输送方式成为顺序输送。
特点见ppt. 4.2 长距离输气管道
4.2．1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道、首站、压气站、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）等的穿跨越部分组成。
1）首站：主要功能是对进入输气管道的天然气进行分离、调压和计量，同时还具有气质检测控制和发送清管球的功能。
2）中间站
中间进气站的主要功能是收集管道沿线的支线或气源的来气，而中间分输站的主要功能是向管道沿线的支线或用户供气。一般在中间接收站或分输站均设有天然气调压和计量装置，某些接收站或分输站同时也是压气站。
（3）压气站
压气站的主要功能是给气体增压，从而维持所要求的输气流量。 4）清管站
清管站的主要功能是发送、接收清管器。因为清管作业是间歇进行的，故为了便于清管站的操作与管理，通常将其与其它站场合建在一起，例如压气站
一般都设有清管装置，但有时也有单独建清管站的情况。清管的目的是定期清除管道中的杂物，如水、液态烃、机械杂质和铁锈等，以维持管道安全、高效运行。由于一次清管作业时间和清管器推进速度的，两个清管站之间的距离不能太长，一般在100～150公里左右。除了有清管器收发功能外，清管站还设有分离器及排污装置。
5）末站
如果输气管道末站直接向城市输配气管网供气，则也可以称之为城市门站。末站具有分离、调压、计量的功能，有时还兼有为城市供气系统配气的功能
4.2．2城市燃气书配送系统 （1）城市储配气系统的基本组成 1）配气站 2）配气管网 3）调压计量站 4）储气设施和储气库 2）城市燃气管网的基本结构 1）城市燃气输配管道的分类 ①按管道的功能分类：
分配管道：将燃气分配给工业用户、公共设施和居民用户的管道，它包括从长距离输气管道终点（此处设有配气站，也叫城市门站）或其他气源接收燃气的管道、通过街区的配气管道以及居民小区内部的配气管道。
用户引入管：将燃气从分配管道引到用户室内管道引人口处的总阀门。 室内燃气管道：通过燃气引入口处的总阀门将燃气引人室内，并分配到每一件燃气用具。
工业企业燃气管道：通常包括工厂引人管、厂区分配管、车间燃气管道和炉前燃气管道。
②按敷设方式分类：
埋地管道 架空管道 ④按管材分类：
钢管：常用的钢管有普通无缝钢管和焊接钢管，适用于压力较高的管道。其缺点是耐腐蚀能力较差，因而防腐成本高。
铸铁管：铸铁管的优点是投资省、耐腐蚀性能好。其缺点是抗拉强度、抗弯曲能力、抗冲击能力及焊接性能等不如钢管好。
塑料管：塑料管具有耐腐蚀、重量轻、柔性好、流动阻力小、施工简便等优点。
有色金属管：国外有些小口径的燃气管道（如室内管线）采用有色金属管材，如铜管和铝管。与钢管相比，有色金属管的优点是耐腐蚀性好，缺点是造价高。
第5章
第一节 石油库分类和分级
凡是用来接受、储存和发放原油或石油产品的企业和单位，都称之为石油库。 石油库的分类，目前尚无统一的标准，常用的有下列几种。 一、按石油库的管理和业务性质分类
1）按管理和业务性质，石油库可分为油库和企业附属油库。
民用油库油库军用油库油库储备油库中转油库分配（零售）油库储备油库供应油库野战油库油田原油库炼厂原油及成品油库机场及港口油库农机站油库其它企业附属油库企业附属油库
油库是指专门接收、储存和发放油品的企业和单位。油库又可分为商
业油库和军用油库。
商业油库可细分为储备油库、中转油库、分配油库； 军用油库可细分为储备油库、供应油库、野战油库。
我国的石油资源不足,原油产量不能满足经济发展的需求。对进口石油依赖度不断增大,2007 年已超过1159 ×10(8) t, 国际石油市场价格波动对我国经济的影响越来越大。根据国际能源组织机构(IEA) 规定,各成员国的应急石油储备量应相当于上年90 天的消费量,以此为据,2015 年我国应保有5000 ×10(4) t 以上的石油储备量,需建设约七千多万立方米的储备油库。然而,我国一期在建的4 个石油储备基地的地表及地下储油库至2008 年全部竣工后,储油能力仍然不能满足需求,还需要修建更多的战略石油储备基地。 企业附属油库则是工业、交通，铁路、航空机场、内燃机制造厂、热电厂等有关部 门或企业为了满足本部门的需要而设置的油库。企业附属油库又可分为油田原油库、炼油厂
的原油库和成品油库、机场和港口油库、其他工业企业附属油库。 2）按石油库的储油方式分类
按石油库的主要储油方式，石油库可分为地面油库、隐蔽油库、山洞油库、水封石洞油
库和海上油库等：
地面油库是储油罐设置在地面上的一种油库、与其他油库相比，投资省、建设周期 短，是分配、中转及企业油库的主要建库形式。
隐蔽油库和山洞油库是为防止敌人袭击而发展起来的一种建库形式，多用于军用油 库和储备油库。
隐蔽油库是将储油罐部分或全部埋入地下，上面覆土使其隐蔽并提供一定防护能力，在
空中和库外不能直接看到储油设施的一种地下储油库。
山洞油库则是将储油罐建设在人工开挖或自然的山洞内，由于储油罐建在坚实的山体 内，不仅隐蔽条件好，而且也有较强的防护能力。
隐蔽油库和山洞油库除了上述特点外，还因储油罐上面覆土或建在山洞中，油罐内油品
和油气昼夜温度变化小，油品的小呼吸损耗少，既节省了油品的损耗又减少了对环境的污
染。但是隐蔽油库和山洞油库与地面油库比较，投资大、建设周期长、操作灵活性差、建库
条件要求高等缺点也是很突出的。另外山洞内和护墙内空间的油气散发及通风问题，也是需 要认真对待的。
名词：油品的损耗正常包括蒸发损耗和残漏损耗。
1. 小呼吸损耗：储油罐白天受热，油罐内温度升高，油料蒸发速度快，油蒸汽压力也
随之增高，当气体压力增加到油罐呼吸阀极限时就要放出气体。夜间气温下降，油和油蒸汽体积收缩，罐内又吸入空气。这种排出石油蒸汽和吸入空气的过程较“小呼吸”损耗。
2. 大呼吸损耗：当向油罐注入油料时，由于罐内液体体积增加，罐内气体压力增大，
当压力增至呼吸阀压力极限时，呼吸阀自动开始排气。当油罐输出油料时，罐内液体体积减少，罐内气体压力下降，当压力降至呼吸阀负压极限时，吸入空气。这种由于输转油料致使油罐排除油蒸汽和吸入空气所致的损失叫大呼吸损耗 水封石洞油库是在有稳定地下水位的岩体内，开挖出人工洞室直接作为储油罐用。 洞内油品因被周围岩石内的地下水包围着，由于水的密度大于油品的密度，所以油品不能外
渗，只有少量地下水渗入洞内并集中到洞底。地下储油库的水封形式有3 种: (1) 自然水封; (2)人工水封; (3) 上述两种方法的结合。
水封洞库一般深埋于地下，隐蔽性好、防护能力强、油品呼吸损耗少、对环境污染小；
又因是山洞直接储存油品，节省钢材；但它需要有稳定的地下水位，整体性好、不易风化的
岩石，所以库址选择有一定难度。 海上油库是适应海上石油开采而发展起来的，目前海上油库多是用来接收和转运原油。
我国20 世纪70 年代在山东青岛和浙江象山自行设计和建造了小型的地下水封岩洞油库,分别储存了原油和柴油,其附近还建有地表储油罐(库) 。后来青岛地表储油罐发生火灾,造成重大损失,而附近的地下油库却安然无恙,进一步证实了地下油库的安全性。近年来,国外公司先后在汕头和宁波建造了2 个地下LPG 水封洞库,积累了一些经验。 海上油库一般可分为飘浮式和着底式两类。飘浮式油库是将储油设施制成储油船或储油
舱，让其飘浮在海面上组成储油系统；着底式是将储油设施制成油罐并将其固着于海底形成 水下储油系统。
第二节 油库的业务功能
不同类型的油库其业务性质也不同,设计油库时必须考虑到它们的各自业务特点和要求。
油库的业务大体上可分为下述四个方面: (1)生产基地用于集积和中转油料； (2)供销部门用于平衡消费流通领域； 〈3〉企业部门用于保证生产；
〈4〉国家储备部门用于战略储备,以保证非常时期需要。
矿场原油库以及海上采泊设置的油库是一种集积和中转性质的油库。它的业务特点是储存品种单一,收发量大,周转频繁。
矿场油库一般是管道来油,火车装油外运或利用长输管线向外输油。它的储油容量,必须保证油田正常生产和正常输油,不能因容量不足而影响油田正常生产。因此油田的矿场油库都拥有较大容量的储油设备和较大的装油栈桥和输油泵房,以便及时地接收和输转油田来油。
海上油库一般是集积海上平台生产的原油,并输转到有关部门。当海上平台离岸比较近时,原油可经海底管线送往陆上油库。但当油井位置离陆地较远时,建立海上油库则
是经济和方便的。产油量少、海象条件稳定的地区,可建立单点系泊泊位,系留油舱作为储油罐。但在储油量大、海象条件不良的地区,则必须建立海上储油库。
供销部门的分配油库和的供应油库都是直接面向消费单位的一个流通部门。它们直接为国民经济各部门和服务。它们的业务特点是油品周转频繁,经营品种较多,每次数量不一定很大,一般是铁路或油轮(水运油库)来油,桶装和汽车罐车或油驳向外发油。因此这类油库有较大的收发油系统和较多的桶装仓库、桶堆场和相应的修洗桶设备。有的还有润滑油调合和再生装置。
炼油厂的原油库、成品油库以及机场、港口等油库是企业附属油库。它的主要性质是保证生产正常进行。
炼厂的原油库和成品油库是炼厂接收原油和发放成品的机构。对保证炼厂生产有相当重要的作用。机场或港口油库是一种专业性很强的油库。它的主要任务是给飞机和船舶加油,油库的设施和容量,根据飞机和船舶的要求决定。这类油库多设在机场和港口附近,并尽可能加以隐蔽和防护。
储备油库的主要任务是为国家储存一定数量的后备油料、以保证市场稳定和紧急情况节下的用油。储备油库的容量和位置一般是根据经济和国防上的要求来决定的。它的特点是容量大,储存时间长，周转系数小,品种比较单一。因储备库大多具有重要的战略意义,对油库本身的防护能力和隐蔽要求都较高。因此储备库大都建成地下库或山洞库。
第二节 油库的分级与分类
如前所述,油库主要是储存易燃易爆的石油和石油产品,这对油库安全是个很大威胁。 油库容量越大,一旦发生火灾或爆炸等事故造成的损失也越大。因此从安全防火观点出发,根据油库总容量的大小,分为若干等级并制定与其相应的安全防火标准,以保证油库安全。
国家标准GBJ74-84《石油库设计规范》第1·0·4条规定：石油库等级的划分,应符合表1-2的规定。
表1-2
等级一级二级三级四级五级总容量TV（m3）100000≤TV30000≤TV<10000010000≤TV<300001000≤TV<10000TV<1000
油库设计中,除了考虑储存油品的数量之外，还应考虑到油品的性质，按照它们的易燃程度，来设置不同的安全距离。对石油库储存油品的火灾危险性的分类,按国标规定应符合表1-3。
类别油品闪点Ft（℃）Ft <28举例甲原油、汽油A乙B28≤Ft ≤45喷气燃料、灯用煤油、45 （1）储油区。大多数石油库都用油罐储存油品，所以常把储油区直接称之为油罐区。 储油区是石油库储存大量油品的区域，也是石油库的核心部位。根据所储存的油品种类 和数量，它可以由一个或几个油罐组组成、罐区内储油罐的型式、规格和数量根据储存油品 的性质和要求的储存量，按《石油库设计规范》的有关规定确定。 储油区的功能，首要的是储存油品、保证供油。同时对油库的进油和出油起调节和缓冲 的作用。 （2）装卸区。石油品装卸设施根据油品运输方式又可细分为以下四种形式，每个油库根据生产任务和运输条件，可设置一种或几种装卸设施。 1）铁路装卸区。石油库采用铁路运输方式来运输进出库油品时，应设铁路装卸区，它包括库内外铁路专用线、油品装卸栈台，油品装卸鹤管、装卸油泵房和相应的输道。铁路装卸区的功能是将由铁路运来的油品卸入油库的储油罐，或将油库油罐内的油品装入铁路油罐车，运至各用户。铁路运油的特点是灵活、辐射面广，能充分利用四通八达的铁路网把油品运至全国各地。铁路运输比水路运输灵活性大，比汽车运输量大，且运输成本低。 2）水运装卸区。设置在沿海或靠近江河地区的石油库，油品往往用油轮或油驳通过水路来运输。这时石油库就在沿海或沿江河有条件的地段设置水运装卸区，接卸从油轮或油驳运来的油品或向油轮、油驳发运油品。水运装卸区一般设有码头、趸船、泵房和装卸油桶的机械吊装设备。 名词; 趸船：无动力装置的巨型平底船，固定在岸边或码头，以供船舶停靠，上下旅客、装卸货物。 油驳：无动力装置的，专门用于运输散装油类货物的船舶。 较大型的装卸油码头上，还要适当考虑向油船供应生活用水、生活用品和燃料油等，还要接受并处理含油的压舱水等设施。 铁路装卸区宜布置在石油库的边缘地带，以避免铁路油罐车的进出影响其他各区的操作和管理，也减少铁路与库内道路的交叉，有利于安全和消防 3）公路装卸区。公路装卸区主要由汽车油罐车装卸油设施、高位油罐、灌桶间、堆桶 间、桶装站台、汽车油罐车库、业务管理室等组成。一般石油库（特别是商业分销油库）都是由水运或铁路将油品运入油库，再通过公路以汽车油罐车或油桶装车将油品运出石油库，所以公路装卸区的功能主要是向用户发送油品。公路运输虽然有运输能力低、成本高的缺点，但是通过四通八达的公路网，能灵活、方便、及时地将油品送到用户是它的最大优点。 4）长输管道输油收发区。用长输管道收发油品，多见于原油中转油库。商业油库用长 输管道输入和输出油品的目前还不多。用长输管道输油，比铁路运输、水路运输，汽车运输 油品更安全可靠、迅速有效，受外界的影响也小，油品的损耗小，油品质量有保证，运输费 用低，总之优点较多，但基建投资较大。 3. 辅助生产区。 油库的经营活动中，除了上述生产设施外，尚需有一些相应的辅助设施，如锅炉房、变配电间、机修间、材料库、化验室、供水排水系统、污水处理设施、消防设施等。 （1 ）消防站。消防站包括消防泡沫泵房、消防水泵房、消防水池、消防人员办公室及宿 舍、训练场地和消防车库等。它的服务对象主要是储油区和装卸区，所以应尽量靠近储油区 布置。 消防泡沫泵房宜与消防水泵房合建，其位置靠近油罐区，且应满足启动泵后，将泡沫混合液送到最远一个油罐的时间不超过 的要求。消防车库的位置，应满足在接到火警后，消防车到达火灾现场的时间不超过 的要求。 （ 2）污水处理设施。污水处理设施的位置应根据地形，布置在便于接受各种污水并适合处理后污水排放的地点。同时应处于行政管理区和生活区的最小频率风向的上风侧并保持一 定的距离。 （3 ）变配电间。电压为 及 以上的变配电间，应单独设置；亦可和自备柴油发电机组的机房毗邻布置。变配电间应尽可能布置在供电负荷中心，一般靠近消防泵房或主要油泵房处。电压 以下的变配电间，可与消防泵房或主要油泵房毗邻布置，但要符合有关防爆距离的规定。 （ 4）锅炉房。锅炉房是有明火的辅助生产设施，它的位置应在储油区、油品装卸区的最小频率风向的下风侧，并尽可能布置在供热负荷中心，以便尽量缩短管道、减少热能损耗及方便凝结水回收。另外，还应考虑到燃料（如煤）的运进和灰渣运出的方便。 （ 5）机修间及材料库。机修间及材料库宜相邻布置。机修间是有明火的辅助设施，它应位于储油区、油品装卸区及其他有油气散发的车间最小频率风向的上风侧。还应考虑材料运送的方便。若有修、洗桶间时，应与灌桶和堆桶设施联合考虑，合理布置，以便于生产操 作。 4.行政管理区。 石油库的管理区是石油库的生产管理中心。它的主要设施包括：办公楼、电话间、警卫设施、汽车库和部分生活设施（如浴室、食堂等）。 这个区是油库的行政和业务管理区域,是生产管理中心。它担负着油库的三大任务： 〈1〉指挥生产,保证油品安全装卸和储存,并作好运行记录； 〈2〉贸易活动,进行油品的调入和销售； 〈3〉保护油库安全。其主要设施有:办公室、营业室、消防人员宿舍等。 油库的生活设施,如家属宿舍、娱乐活动场所等公共设施应设置在库外,并离库区一定距离。 国标GBJ74—84,对石油库各区的主要建(构)筑物布置的规定见表1-4。 序号1分储区油区内主要建筑物和构筑物油罐、防火堤、油泵房、变配电间等区铁路装卸铁路装卸油品栈桥、站台、油泵房、拥装油品仓库、零位罐、变配电间区等2装水运装卸卸装卸油码头、油泵房、灌油间、捅装油品仓库、变配电间等区区公路装卸高架罐、灌油问、变配电间、汽车装卸油品设备、拥装油品仓库等区34辅助生产区行政管理区修洗桶间、消防泵房、消防车库、机修间、器材库、锅炉房、化验室、污水处理设备等办公室、传达室、汽车库、警卫及消防人员宿舍、集体宿舍、浴室、食堂等 第二节 油罐选型 一、油罐的分类 在各类石油库中，使用着各种类型的油罐，储存不同性质的油品。按照这些油罐建造的特点，可分为地上油罐和地下油罐两种类型。地上油罐大多采用钢板焊接而成，由于它的投资较少、建设周期短、日常的维护及管理比较方便，因而石油库中的油罐绝大多数为地上式； 一）地下油罐多采用钢板或钢板与钢筋混凝土两种材料建造，由于整个油罐建在地下，所以储存介质的温度比较稳定，气体蒸发的损耗较小。但由于这种油罐的投资
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