名詞解析（30分）：LNG:：液化天然氣PNG：管輸天然氣CNG：壓縮天然氣NGH：（天然氣水合物）LPG：液化石油氣IEA：國際能源署系統安全：所謂系統安全，是在系統壽命周期內應用系統安全管理及系統安全工程原理，辨認危險源并使其危險性減至最小，從而使系統在規定的性能、時間和成本范圍內達成最佳的安全限度。“油氣儲運”定義：廣義上講：油和氣的“儲存”與“運送”,還應涉及水以及解決。狹義上講：在石油工業內它是連接產、運、銷各環節的紐帶，涉及礦場油氣集輸及解決、油氣的長距離運送、各轉運樞紐的存儲和裝卸、終點分派油庫（或配氣站）的營銷、煉油廠和石化廠的油氣儲運等。安全生產管理:是以安全生產為目的，進行有關決策、計劃、組織和控制方面的活動。風險管理：風險管理就是綜合考慮事故（失效）的損失和控制事故發生所需花費的費用，以達成在可接受的風險的情況下，采用最經濟有效的措施控制風險的一門學科。長距離油氣管道風險來源（四大類）：第三方損壞、腐蝕、設計因素及誤操作。SCADA系統：應用于長距離油氣管道的計算機監控與數據采集系統。順序輸送：在同一管道內，按一定順序連續地輸送幾種油品，這種輸送方式稱為順序輸送。9、順序輸送時產生混油的因素：一是管道橫截面上流速分布不均，使后行油品呈楔形進入前行油品中；二是管內流體沿管道徑向、軸向的紊流擴散作用。10、天然氣供氣系統的組成：一個完整的天然氣供氣系統通常由油氣田礦場集輸管網、天然氣凈化廠、長距離干線輸氣管道或管網、城市輸配氣管網、儲氣庫等幾個子系統構成。這些子系統既各有分工又互相連接成一個統一的一體化系統。整個供氣系統的總目的是保證按質、按量、準時地向用戶供氣，同時做到安全、可靠、高效、經濟地運營，以獲得最佳的經濟與社會效益。11、長距離輸氣管道的組成：一條長距離輸氣管道一般由干線輸氣管段、首站、壓氣站（也叫壓縮站）、中間氣體接受站、中間氣體分輸站、末站、清管站、干線截斷閥室、線路上各種障礙（水域、鐵路、地質障礙等）的穿跨越段等部分組成。12、油氣儲運系統：涉及礦場油氣集輸及解決、油氣的長距離運送、各轉運樞紐的儲存和裝卸、終點分派油庫（或配氣站）的營銷、煉油廠和石化廠的油氣儲運系統。輸氣管道工藝設計重要內容：重要涉及管段的水力與熱力計算、管段設計壓力與壓氣站壓比的擬定、壓氣站的布站、壓縮機組的配置、各種工藝站場的流程設計等方面的內容。西氣東輸：中國西部地區天然氣向東部地區輸送，重要是新疆塔里木盆地的天然氣輸往長江三角洲地區、珠三角地區。管道完整性：是指管道始終在安全可靠的受控狀態。涉及：（1）管道在物理狀態和功能上是完整的。（2）管道處在受控狀態。（3）管道管理者已經并不斷采用措施防止管道事故的發生。畫出一個三級燃氣輸配管網系統油碼頭的種類：近岸式碼頭、順岸碼頭、突堤碼頭、棧橋式碼頭、島式碼頭等城市燃氣調壓器：調壓器是一種無論氣體的流量和上游壓力如何變化，都能保持下游壓力穩定的裝置。油田采出水的治理辦法：物理治理方法：涉及過濾、浮選、重力分離、離心分離、蒸發、活性炭吸附等。化學治理法：混凝沉淀、化學氧化和還原、離子互換等。物理化學治理法：加絮凝劑的浮選法、離子互換法、反滲透法、電滲析法等。此外尚有生物治理法。簡答題（70分）：1、油氣儲運工程的任務是什么？(大約是這樣吧！百度的！)答：原油、天然氣的商品化—把油井、氣井產物高效、節能地解決成合格的天然氣、原油、水和固體排放物。各種油品與天然氣的輸送各種油品與天然氣的儲存與銷售④調節油氣田的生產。⑤實現國家的戰略石油儲備。⑥國家成品油和天然氣銷售系統的安全、高效運營。⑦城市燃氣輸配系統。2、長距離輸油管道的特點及其局限性有哪些？答：管道運送獨特優點：（1）運送量大，可連續運營。（2）運費低，能耗少。（3）輸油管道一般埋地，較安全可靠。且受氣候環境影響小，對環境污染小。運送油品損耗率較鐵路、公路、水路運送都低。（4）建設投資小，占地面積少。局限性：（1）重要合用于大量、單向、定點運送，不如車、船運送靈活、多樣。（2）在經濟上，對一定直徑的管道，有一經濟合理的輸送量范圍。此外，對于一定的輸油量，尚有經濟合理的最遠輸送距離的制約。（3）有極限輸量的限制。對于已建成的管道，其最大輸量受泵的性能、管子強度的限制。對于加熱輸送管道，還存在最小輸量的限制——輸量減小時，管內原油溫降加快，當輸量小到一定限度時，油品進入下一個加熱站前溫度將降至安全極限以下。改變輸油泵站特性的方法答：改變輸油泵站特性的方法有：（1）改變運營的泵站數或泵機組數。這種方法合用于輸量變化范圍較大的情況。（2）調節泵機組轉速。這種方法一般用于小范圍的調節。對于電動機驅動的離心泵，常采用變頻調速的方法。（3）更換葉輪。通過改變葉輪直徑，可以改變離心泵的特性。這種方法重要用于調節后輸量穩定期間較長的情況。4、油氣儲運在國民經濟中的地位答：油氣儲運系統不僅在石油工業內部是聯系產、運、銷的紐帶，在全國以至國際范圍內都是能源保障系統的重要一環。全球和我國均存在油氣資源分布不均勻的問題，一方面資源大部分分布在遠離消費中心的邊沿地區，另一方面各國和地區的需求量又差別很大。面對這一供需矛盾，迫切需要一個可靠而巨大的油氣儲運系統來聯系產地和消費中心。油氣儲運系統的可靠與否不僅影響國家經濟建設的可連續發展，也制約區域經濟平衡發展的重要因素。油氣儲運系統的不完善和故障，必然會給油氣生產方消費方帶來重大的經濟損失。一旦發生戰爭，油料保障更是戰爭勝負的關鍵因素。中國油氣資源的現狀答：表1中國石油和天然氣基礎量表年份石油（單位：萬噸）天然氣（單位：億立方米）2023242492.620239.02023243193.622288.7問題：我國石油資源總量比較豐富，石油可采資源總量和剩余可采儲量分別居于第11位和第10位。但是人均占有石油資源嚴重局限性。表2中國一次能源與世界水平比較表石油天然氣世界平均水平40%23%世界可采年限4868中國17.64%2.1%中國可采年限2295問題：石油需求比較快，預計到2023年，我國石油需求量為4.5億噸，年均遞增12%，天然氣在一次能源消費中，所占比例將由目前的2.7%增長到10%以上。解決方法：加強國內，開拓海外，油氣并舉，節約優先，建立儲備。當前中國能源結構中國是能源大國，一次能源總產量高：據記錄，2023年中國一次能源總產量達10．9億噸標準煤，居世界第三位。能源消耗大國：2023年中國一次能源消耗達12．8億噸標準煤，居世界第二位。中國能源結構極不合理，如下表達：IEA成員國與中國能源結構的對比年份石油（%）天然氣（%）煤（%）核能（%）其他（%）總計（%）IEA202340.321.820.511.75.7100IEA202340.0324.7224.987.642.63100中國202323.42.766.10.77.1100中國202327.72.762.10.57100中國能源結構預測煤（%）石油（%）天然氣（%）20236020.61020235821.813.57、中國石油天然氣市場供需答：（1）原油和天然氣需求狀況自1993年成為石油凈進口國之后，2023年又一舉超過日本成為世界第二大石油消費國，石油消費增長強勁。2023年，全年能源消費總量19.7億噸標準煤，比上年增長15.2%。其中，原油2.9億噸，增長16.8%；天然氣415億立方米，增長18.5%。從中國石油消費的表觀消費量看，2023年中國共消費原油2.9億萬噸，與2023年同比增長15.6%對外依存度也逐步加大，從2023年的36%上升到2023年的42%，給我國經濟的安全運營施加了新的壓力。中國成品油的重要生產商是中國石油化工集團公司和中國石油天然氣集團公司，占中國原油加工總能力的90%以上。汽油：2023年汽油總體消費達成4709.09萬噸，同比增長17.26%。從長期來看，車用燃油消耗尚有較大的上升空間。煤油2023年民航用煤油和工業用煤油都有較大增長，使得表觀消費量達成1044.51萬噸，比2023年增長21.78%。柴油:2023年柴油消費量的迅速增長，重要是南方一些省份如廣東由于電煤短缺，大量使用柴油發電所致。我國石油消費量將從2023年的2.3億噸增長到2023年的5.2-5.5億噸；天然氣消費量將由目前的245億立方米增長到2023年的2023-2200億立方米。2023-2023年期間，國內石油天然氣產量遠遠不能滿足需求，且供需缺口越來越大。受國內石油資源的限制，2023年中國石油進口量將達成2-2.4億噸，2023年將增長到3.2-3.6億噸。2023年后中國石油對外依存度將超過60%，到2023年石油對外依存度將達成70%左右。8、中國管道發展情況答：根據資源狀況和市場需求，我國已處在天然氣管道建設高潮期。預計未來５年中國石油還將投入１０００億元資金建設多條油氣管道，新建管道總長度將達成１５０００公里。其中，天然氣管線將達成８０００公里，原油和成品油管線將分別達成３０００公里和４０００公里。關于天然氣管道，在未來十年內，我國天然氣管道將建成“兩縱、兩橫、四樞紐、五氣庫”，管道總長9627公里，總供氣能力達1200億立方米形成八個區域性輸氣管網。就國家天然氣發展總體規劃看，在現有的60多個已通天然氣城市的基礎上，到2023年將發展到140個城市，2023年發展到270個城市，21世紀中期，全國65%的城市都將通上天然氣。中哈天然氣管道：設計里程

3000

公里，年輸氣能力為

300

億立方米

,

計劃重要輸送產自西哈州卡拉恰干納克、阿德勞州田吉茲和哈屬里海大陸架卡沙甘油氣田的天然氣。該管道走向為阿特勞

-

阿克糾賓

-

阿塔蘇，再連接至中國的阿拉山口；其一期工程年輸氣能力為

100

億立方米，將于

2023

年竣工關于原油管道沿長江原油管線正在施工中，預計２００６年將會投產，該管線將進口原油及勝利油田的原油送至沿長江的五個大煉廠，這樣比船運節省了運費和能耗、減少空氣污染并且能保證平穩運送。過去采用船運時，逢枯水季只能停運。國在六十年代末，七十年代初興建的第一批輸送大慶油田原油、遼河油田原油、勝利油田原油等原油管線大部分已運營３０年左右，并且還在擔負重要任務。對這些老管線的維護保養、保證安全運營，是我國管道工作者的責任。關于成品油管線預計未來１０年成品油絕大部分將采用管道運送。我國成品油運送長期依賴鐵路，據有關資料，鐵路運送占

70%

左右，而管道僅占

3%

，而國外

80%

的成品油是管道輸送的。

成品油管道作為先進的運送方式的優越性：減少環境污染、緩解運送壓力、提高運送安全系數的作用，管道運送有助于減少運銷成本、提高經濟效益。管道輸送油品損耗低，只有萬分之五，而鐵路運送損耗率是其

1

倍。管道運送費用明顯低于鐵路運送，鐵路運送的綜合單價為

0.1237元/噸公里，管道項目在保證內部收益率

12%

的基礎上，綜合單價僅為

0.0772元/噸公里，比鐵路節約45.7%

。

關于海洋石油管道我國的海洋石油、天然氣儲量非常豐富。20世紀末，中國海洋石油總公司在渤海海域探明了儲量極大的油氣資源，先是蓬萊19-3油田，接著，一個個大油田浮出了海面。目前，中國海油已在渤海海域、東海海域、南海西部海域建成了3個大氣田管道的發展趨勢管道向著高鋼級、大口徑、高運營壓力的方向發展。2023年我國開始在西氣東輸工程中使用X70鋼級，比國外晚32年。2023年開始在冀寧聯絡線試用X80鋼級，比國外初次在1995年使用X80鋼級晚了2023在2023年，國外管道X120鋼級已經開始使用。管道的高強度既是安全性的需要，更是管道建設經濟性的需要。在使用更高屈服應力管材和在更高運營壓力的情況下，管材成本不是增長，反而下降。同一管材壓力越高，所需的管材壁厚越大。壁厚的增長減少了第三方損害的概率。因此管道壓力越高越安全。9、中國石油安全戰略答：（1）短期戰略：石油戰略儲備。國際上建設戰略石油儲備的經驗和我國石油儲運的技術已經成熟，可以較為經濟地建設戰略石油儲備。同時，我國也培養了一批在世界石油市場運作的人才，可以選擇適當的時機擴大儲備規模。四個戰略儲備庫：黃島、寧波、大連、鎮海。（2）中期戰略：開展能源外交，拓展石油海外供應基地，強化海權，加強國際合作。中東地區應成為我們開拓石油外交的首選地區加強與中亞和俄羅斯的石油合作投向加拿大石油市場（3）長期戰略：轉變傳統能源經濟發展模式，新能源生產方式世界石油供應將日漸拮據，世界對石油的需求也與日俱增近10年來，每年新發現的石油儲量很少超過100億桶，而每年石油消費增長量卻是這個數字的2倍石化能源日漸枯竭氫能源、太陽能、水能等

（4）未來１５年，中國能源技術發展的重要方向是經濟、高效、清潔運用和新型能源開發。氫能及燃料電池技術、分布式供能技術、快中子堆技術和磁約束核聚變等將是此后重點發展的前沿技術。10、油氣儲運系統的重要經濟規律答：（1）油輪遠洋運送的弱點是受難以控制的外界事件的影響大，其突出優點是大運量時運費低，且隨運距的變化不大。平均運距接近5000海里的超級油輪的運費大都在每桶1.5美元左右。（2）長距離油氣管道的輸送成本單價是按每噸·公里（對油）和每千標準立方米·公里（對氣）來計算的，輸送成本隨輸量的變化較大。（3）對原油管道而言，每一種管徑都有一個輸送成本單價最低的經濟輸量。輸量越大、采用的管徑越大，每噸公里的輸送成本單價也越低。管徑越小，經濟輸量越小，但其輸送成本單價卻越高。在相同的管徑和輸量下，輸送距離越遠，每噸油的運送費用也越高，運費占原油成本的比例也越大。因此，為使管道運送有較強的競爭力，當管道運送距離較遠時，必須要有足夠大的輸量，才干使每噸油的運送費用不超過油價的某一比例。（4）長距離輸氣管道的經濟規律與輸油管道類似，其管輸成本也隨管徑、輸量和運距而不同。運距越遠，規定的經濟輸量和管徑也就越大。此外，按照輸送等熱值的燃料計算，輸氣管道的輸送費用要比輸油管道貴得多，超過4000公里以上，LNG海運也許比陸上輸氣管道便宜。（5）在天然氣的售價中運送費用所占比例也許超過氣田氣價，城市配氣的費用也也許超過氣田氣價。如何解決城市天然氣“氣荒”（調峰措施）答：（1）供氣方的重要措施：輸氣管段末段儲氣、儲氣庫、儲氣罐或地下儲氣管束、調峰型LNG廠、引進LNG或LPG作為輔助氣源等。其中，最重要的方法應是LNG調峰，即在城市建設天然氣“調峰廠”，關鍵是解決天然氣液化技術以及加大扶持開拓海外天然氣液化市場。（2）用氣方的重要措施:選擇一些可切換多種燃料的大型工業公司作為調峰用戶、規定居民燃氣用戶配置備用加熱裝置等。天然氣在我國能源結構中的戰略意義答：（1）探明儲量穩步增民，產量快速上升。（2）國際合作取得積極進展。我國積極開拓海外天然氣勘探開發市場，不斷加大海外資源引進力度。截至2023底，已在8個國家擁有12個勘探開發合作項日，天然氣權益剩余可采儲量3190億立方米、權益產量約70億立方米。結合國家能源陸上進口的三大通道，隨著中俄、中緬、中亞3組5條管道天然氣管道的建成投產，引進總規模每年約950億立方米LNG。（3）輸配氣系統逐步完善，安全平穩供氣水平不斷提高。（4）消費快速增長，消費結構實現多元化。（5）大然氣將在滿足能源需求、改善環境方而發揮戰略性作用。加快發展天然氣可有效緩解能源供需矛盾；規模運用天然氣可改善大氣環境、控制溫室氣體排放；發展天然氣可緩解石油供應壓力、提高國家能源安全系數。13、輸油管道水擊的產生、危害及保護措施答：輸油管道正常運營時，油品的流動基本上屬于穩態流動，但由于開泵和停泵、閥門啟動和關閉、泵機組轉速調節、流程切換、管道半途卸油或注入油品等正常操作，以及因停電或機械故障保護而導致泵機組停運、閥門的誤關閉、管道泄漏等事故，都會使流速產生忽然變化，進入瞬變流動狀態。由于液流的慣性作用，流速的忽然變化將引起管內壓力的忽然上升或下降，即產生“水擊”。水擊對輸油管道的直接危害是導致管道超壓，涉及兩種情況：一是水擊的增壓波（高于正常運營壓力的壓力波）有也許使管道壓力超過允許的最大工作壓力，引起強度破壞（管道破裂）；二是降壓波（低于正常運營壓力的壓力波）有也許使穩態運營時壓力較低的管段壓力降至液體的飽和蒸汽壓，引起液柱分離（在管路高點形成氣泡區，液體在氣泡下面流過），甚至使管道失穩變形。對于建有中間泵站的長距離管道，減壓波還也許導致下游泵站進站壓力過低，影響下游泵機組的正常吸入。管道水擊保護措施重要有泄放保護及超前保護。泄放保護是在管道一定地點安裝專用的泄壓閥，當水擊增壓波導致管內壓力達成一定極限時，通過閥門泄放出一定量的油品，從而消弱增壓波，防止水擊導致危害。超前保護是在產生水擊時，由管道控制中心迅速向有關泵站發出指令，各泵站采用相應的保護動作，以避免水擊導致危害。輸油管道SCADA重要組成及各部分重要功能答：重要組成有：控制中心計算機系統、遠程終端裝置（RTU）、數據傳輸及網絡系統、應用軟件四部分。各部分重要功能：（1）主計算機功能：監視各站的工作狀態及設備運營情況，采集各站數據和狀態信息，發現異常時發出報警信息；根據操作人員或控制軟件的規定向RTU發出操作指令，對各站的設備進行遙控；提供有關管道系統運營狀態的圖形顯示及歷史資料的比較及趨勢顯示；記錄及打印各站的重要運營參數及運營狀態報告；記錄管道系統所發生的重大事件的報警、操作指令等；運營有關的應用軟件。（2）RTU重要功能：過程變量巡回檢測和數據解決；向控制中心報告經選擇的數據和報警；提供運營狀態、工藝流程、動態數據的畫面、圖像顯示、報警、存儲、記錄、打印；除執行控制中心的命令外，還可以獨立進行工作，實現PID及其它控制；實現流程切換；進行自診斷，并把結果報告控制中心；給操作人員提供操作記錄和運營報告。影響順序輸送混油量的因素答：雷諾數的影響：雷諾數越小，混油長度越長，混油量越大。輸送順序對混油量的影響：油品交替時，粘度小的油品頂替粘度較大的油品產生的混油量大于交替順序相反時的混油量。管道首站初始混油量的影響：在輸油首站或中間輸入點，兩種油品交替時的流程切換將產生一定的混油（稱初始混油）。初始混油量的大小取決于切換油罐的速度、泵吸入管道的布置和泵站排量。④中間泵站對混油量的影響：輸送過程中，混油段通過中間站或分輸站時，由于站內管道的存油、站內管閥件的擾動以及過泵剪切等的影響，混油長度也會增長。因此，順序輸送管道應采用密閉輸油方式運營，并盡量簡化中間站流程。⑤停輸對混油量的影響：停輸時，管內液體的紊流脈動消失，被輸送液體之間的密度差成為產生混油的重要因素。在密度差的作用下，混油段橫截面上的油品會在垂直方向上產生運移。較輕的油品向上運動，較重的油品向下運動。假如停輸時混油段正在高差大的山坡地段且密度大的油品正處在高處時，在密度差的作用下，混油量會較大的增長。16、減少順序輸送混油量的措施答：（1）：1、改善工藝設計：在工藝設計上采用“從泵到泵”的工藝流程，而不是采用“從罐到罐”和“旁接罐”工藝流程，可以減少在中間泵站油罐的混油。2、在設計上，應盡量不用變徑和復管，盡也許減少支盲管。3、在設計上，應采用措施消除翻越點。由于翻越點后，自流管線將會出現不滿流，流速增長，將使混油量增長。4、在工藝上，采用各種隔離措施將前后油品隔開，可以減少油品的混合。常用的隔離措施有：機械隔離器、液體隔離器。（2）對的操作：為了減少混油，應保證在紊流狀態下輸送，并且雷諾數應盡也許高，杜絕在層流狀態下輸送。合理組織順序輸送順序對減少順序輸送混油是十分重要的，在滿足質量規定的前提下，應將粘度相近的油品安排在一起，以減少混油。盡量減少油罐切換的時間，減少初始混油，有助于減少混油。更換油品時，應做好周密部署，不允許停輸，由于長時間的停輸會由于擴散的繼續而使混油量增長。不得已停輸時，應盡量使混油段位置停在平坦的地段，并關閉線路上混油段兩端的閥門。切忌在重油在上輕油在下的大落差地段，由于這會使混油量劇增。輸氣管段中形整天然氣水合物的內因和外因答：輸氣管段中形整天然氣水合物的內因（必要條件）：（1）必須有液態水與天然氣接觸（2）天然氣中的水蒸氣分壓等于或超過在水合物體系中與天然氣的溫度相應的水的飽和蒸汽壓（3）天然氣的溫度必須等于會低于其在給定壓力下的水合物形成溫度。外因：（1）高流速、氣流擾動或壓力脈動（2）出現小的水合物晶種（3）天然氣中具有硫化氫和二氧化碳，由于這兩種酸性氣體比烴類氣體更容易溶于水。防止輸氣管段中形整天然氣水合物及消除水合物的方法答：（1）干燥脫水。它是防止水合物生成的最徹底、最有效的方法，在天然氣儲運系統中的應用也最為廣泛，特別是干線輸氣管道幾乎必須采用這種方法。（2）添加水合物克制劑。它既可以用于防止水合物生成，也可以用于消除已形成的水合物。這類措施的機理可解釋為：一方面，在水合物克制劑（幾乎均為液體）與液態水混合后可以減少水合物形成溫度，從而破壞形成水合物的溫度壓力條件；另一方面，水合物克制劑可以吸附天然氣中的一部分水蒸氣，從而破壞形成水合物的水分條件。（3）加熱。這種方法的意圖是使天然氣的溫度提高到水合物形成溫度以上，從而破壞形成水合物的溫度壓力條件。（4）清管。清管一方面可以清除管道中積聚的液態水，從而破壞形成水合物的水分條件；另一方面可以清除管道中已經形成的水合物，從而消除可以促使新的水合物形成的晶種。離心式壓縮機運營時喘振和滯止的成因與危害答：喘振和滯止是離心式壓縮機的兩種非正常工況，在壓縮機運營過程中應避免這兩種非正常工況出現。壓縮機入口體積流量下限為喘振流量，上限為滯止流量。當入口體積流量低于相應的喘振流量時，壓縮機葉輪進、出口處的氣體流量和壓力會出現大幅度脈動，并導致壓縮機產生強烈振動和噪音，這種現象稱為喘振。喘振對壓縮機十分有害，對其密封、軸承、葉輪會導致較大損害，在嚴重的情況下甚至會使整臺壓縮機及與之相聯的設備與管道遭受破壞，從而導致嚴重的壓氣站事故。當壓縮機在一定轉速下的入口體積流量高于相應的滯止流量時，氣流在葉輪流道中的流動損失相稱大，以至于壓縮機的排出壓力并不高于吸入壓力，這種現象稱為滯止或堵塞。繪圖簡述埋地管線外加電流陰極保護法的原理答：外加電流陰極保護就是給埋地管線施加外電流以克制其本來存在的腐蝕電流。如圖，用導線將管線與直流電源的負極相連，將一個外加的輔助陽極埋入地下，與電源的正極相連。其所構成的外加電流從輔助陽極流入管線，使管線金屬發生陰極極化，克制了本來的腐蝕電流使管線得到保護。21、管道完整性管理定義：是指對所有影響管道完整性的因素進行綜合的、一體化的管理。內容：（1）建立管理機構,擬訂工作計劃、工作流程和工作程序文獻；（2）進行管道風險分析，制定防止和應急措施；（3）定期進行管道完整性檢測與評價，了解也許發生事故的因素與部位；（4）采用修復或減輕失效威脅的措施；（5）檢查、衡量管道完整性管理的效果，擬定再評價周期；（6）開展人員培訓教育，提高管理和操作人員素質。特點：（1）時間完整性：規劃、建設、運營、檢修整個壽命周期。（2）數據完整性：數據收集、整合、數據庫設計、數據管理、升級等環節保證準確、完整。（3）管理過程完整性：風險評價與完整性評價連續進行、定期循環、不斷改善。（4）靈活性：要適應每條管道及其管理者的特定條件。22、老齡在役油氣管道存在的重要問題：初期建設所使用材料一般強度低、韌性差、缺陷多。2）當年施工技術水平較低，質量保證體系不完善，焊縫缺陷多。3）管道防腐涂層因時間長而老化、破損。4）輸送介質對管道產生腐蝕。5）管理文獻不全或遺失，事故發生后無法全面查找問題及追溯根源。6）缺少維護、檢修的具體記錄。23、綜述礦場集輸系統、長距離輸油氣系統、天然氣供氣系統和油料儲運系統的組成。礦場集輸系統：計量站、集中解決站、接轉站長距離輸油氣系統：天然氣供氣系統：各種壓力等級的燃氣管道、城市燃氣分派站、壓氣站、調壓計量站、調壓室、儲氣站、計算機監控系統。油料儲運系統：鐵路、公路、水路運送24.簡述原油和天然氣的脫水方法和原理原有脫水的基本方法有：注入化學破乳劑、重力沉降脫水、運用離心力脫水、運用親水表面使乳化水粗粒化脫水、電脫水等。最常用的是破乳劑和電脫水。原理熱化學脫水是將含水原油加熱到一定限度，在原有中加入適量破乳劑。這種化學藥劑能吸附在油水界面膜上，減少油水表面張力，改變乳狀液類型，從而破壞乳狀液類型。從而破壞乳狀液的穩定性，以達成油水分離的目的。電脫水的原理是將原油乳狀液置于高壓直流或交流電場中，由于電場對水滴的作用，削弱了水底界面膜的強度，促進了水底的碰撞，使水滴凝結成粒徑較大的水滴，在原油中沉降分離出來。25.按儲罐的結構和類型來分，儲罐分為哪幾種？有哪些附件？簡述拱頂罐和浮頂罐的區別和重要特點。立式圓筒形鋼罐：1.拱頂罐2.浮頂罐臥式圓筒形鋼罐球罐附件：進出油結合管、呼吸閥、通氣管、儲罐測量儀表、涼油孔、放水管、梯子平臺、加熱器、排污孔、人孔、透光孔、阻火器、儲罐攪拌器、調合噴嘴、空氣泡沫產生器、冷卻水噴淋系統等拱頂罐具有施工方便，造價低，節省鋼材的特點。拱頂罐重要用于儲存低蒸汽壓油料，如煤油、燃料油、柴油、潤滑油、液體瀝青以及閃點大于等于60度的各種餾分油。浮頂罐能極大減少油料蒸發損耗及對大氣的污染，減少了儲罐火災的危險性，適合于建造大型儲罐。用于儲存原有、汽油、石腦油、溶劑油以及性質相似的石油化工產品。區別：1.浮頂罐是敞口容器，必須設立抗風圈進行加固。2.儲存的油料不同。3.浮頂罐的附件尚有：中央排水管、旋動扶梯、浮頂立柱、自動通氣閥、量油管、緊急排水口、浮船人孔、單盤人孔、靜電引出線。26.綜述長距離輸油泵站和管道的特性，泵與管道系統的能量平衡、泵站數的擬定和泵站選址的擬定方法。P79-8027.綜述城市燃氣管網的組成、供氣調峰方法和儲氣的方法組成：1.各種壓力等級的燃氣管道。2.城市燃氣分派站、壓氣站、調壓計量站、調壓室3.儲氣站4.計算機監控系統。供氣調峰方法：1.供氣方面調整氣田或人工燃氣廠的產量、調整干線輸氣管道的工藝運營方案、輸氣管道末端儲氣、儲氣庫、儲氣罐或者地下儲氣管束、調峰型LNG廠、引進LNG或者LPG作為輔助氣源等。2.用氣方面選擇一些可切換多種燃料的大型工業公司作為緩沖用戶、規定居民燃氣用戶配置備用加熱裝置。儲氣方法：選擇儲氣罐、地下儲氣管束、地下儲氣庫。或者選擇將天然氣溶解于LPG儲存，將天然氣轉為固態儲存等。28.綜述油庫油品裝卸作業流程（鐵路、公路、水路和罐區與泵房）和鐵路裝卸油設施的種類與裝卸油方法。P264-P28029.簡述誠實燃氣管道的分類和城市燃氣的質量規定。城市燃氣為什么要加臭?規定：P178因素：P18030.簡述分離器、電脫水器和原油穩定塔三設備的重要功能。分離器把在集油混輸管線內自發形成并交錯存在的汽液兩相分離為單一相態的原油和天然氣。電脫水器將通過加熱和加入破乳劑解決后含水率仍達不到商品原油標準的“凈化原油”在電場的作用下，削弱水滴界面的強度，促進水滴碰撞，是水滴滴拒接成粒徑較大的水滴，在原油中沉降分離出來。分離塔將未穩定的元優惠法性強的輕組分在塔器內變成氣象，并盡量減少對重組分的攜帶，使得液相為脫出輕組分后的穩定原油。31.綜述原油脫水的原理和方法、天然氣脫水方法及其原理。P44P5032.簡述天然氣脫硫的各種方法和工作原理P5133.簡述長距離輸油管道泵站站址的擬定方法1.根據作圖法在線路縱斷面上初步擬定站址或者也許的布置區。2.進行現場實地調查，與本地有關方面協商后，最后擬定站址。3.核算站址調整后是否滿足水力規定。34.簡述天然氣供氣系統的組成。一個完整的天然氣供氣系統通常有油氣田礦場集輸管網、天然氣凈化解決廠、長距離干線輸氣管網、城市輸配管網、儲氣庫等幾個子系統構成。35.簡述油庫的概念、作用、類型和油庫的分區組成凡是用于接受、儲存以及發放原有或者石油產品的公司或者單位都成為油庫。作用：1.油田用于集積和中轉原油。2.銷售部門用于供應消費流通領域。3.公司用于保證生產。4.儲備部門用于戰略市場儲備，保證非常時期或者市場調節需要。按照管理體制和經營性質分可劃分為獨立油庫和公司附屬油庫兩類。按重要儲油方式分，可分為地面油庫、隱蔽油庫、山洞油庫、水封石油庫和海上油庫等。尚有按運送方式分為水運油庫、陸運油庫和水陸聯運油庫。按經營油品分為原油庫、潤滑油庫、成品油庫等。分區：儲油區、裝卸區（鐵路裝卸區、水運裝卸區、公路裝卸區）、輔助生產區、行政管理區。36.油庫鐵路裝卸油設施有哪些？裝卸油方法有哪些？鐵路裝卸油系統有哪些？設施：鐵路油罐車、裝卸鶴管、裝卸棧臺、泵與管路系統、零位油罐。裝卸油方法：上部卸油、下部卸油、自流裝車、泵送裝車。系統：原油卸車系統、成品油裝車系統、成品油卸車系統。37.簡述城市燃氣調壓站的作用、分類、以及組成。調壓站在城市燃氣管網系統中是用來調節和穩定管網壓力的設施。按其進、出口管道的壓力,可分為高中壓調壓站、高低壓調壓站、中低壓調壓站;按其服務對象,可分為供應一定范圍的區域調壓站,為單獨建筑或工業公司服務的用戶調壓站。通常是由調壓器，過濾器，安全裝置，旁通管及測量儀表組成。38.針對11.22青島輸油管道爆炸事故結合專業特點談談自己的見解。1、反映不及時：22日3時發生原油泄漏，10:30分才得到響應。

2、管理不到位：本地通報稱，引發事故的管線爆裂長度達3

.5公里，其建設于上世紀80年代末，缺少必要的管理。

3、缺少責任心：青島市民證實，漏油后7小時一直沒人告知人群疏散。輸油管道與城市排水管網規劃布置不合理安全生產責任不貫徹，對輸油管道疏于管理，導致原油泄漏泄漏后的應急處置不妥，未按規定設立警戒區，封閉道路，告知居民疏散。39.簡述原油從井口到煉廠儲運系統的構成40.當前，國內外輸氣管道、原油輸送管道和成品油輸送管道技術的發展重要有哪些特點？國內外油氣管道重要技術現狀及發展趨勢2.1原油管道技術現狀及發展趨勢國際原油管道技術現狀目前，世界范圍內的高粘、易凝原油管道長距離輸送基本上仍是采用加熱和稀釋兩種工藝。針對現役管道輸量逐年下降，稠油開采日益增多，以提高管道運營安全性、節能降耗為目的的各種新技術、組合工藝的研究日益成為熱點，象物理場解決(磁解決、振動降粘)、水輸(液環、懸浮、乳化)、器輸(滑箱、膜袋)、充氣降粘(充飽和氣增長輸量)、混輸和順序輸送等等多種工藝的研究，有些己進入工業實驗與短距離試輸階段。總體來說，國外原油管道的輸送工藝正朝著多元化和新型化的方向發展。國外先進的原油管道普遍采用密閉輸送工藝、高效加熱爐和節能型輸油泵;運用高度自動化的計算機仿真系統模擬管道運營和事故工況，進行泄漏檢測，優化管線的調度管理;對現役管道定期進行安全檢測和完整性評價。例如:美國的全美管線就是世界上最先進的一條熱輸原油管道，全長2715km，管徑760，，全線采用計算機監控和管理系統(SCSS)，在控制中心的調度人員通過計算機可實現管道流量、壓力及泵、爐、閥等設備的自動控制，仿真系統軟件可完畢泄漏檢測、定位、設備優化配置、運營模擬等功能。我國原油管道技術基本現狀20世紀70年代以來，隨著原油長輸管道建設，我國長輸管道的技術不斷發展，水平逐漸提高，重要表現在:密閉輸油工藝、原油加劑綜合解決技術、大落差地段輸油技術、輸油管道節能改造、油氣管道自控技術(SCADA系統)等等。近年先后建成的東營一黃島復線，庫爾勒一都善原油管道和鐵嶺一大連、鐵嶺一秦皇島等管道的技術改造集中體現了我國長輸管道已達成的技術水平。我國石油工業的不斷發展，促進和帶動了原油儲運技術的進步。目前我國已掌握了國際上通用的常溫輸送、加熱輸送、加劑輸送、順序輸送、間歇輸送及密閉輸送等各種先進的管輸工藝。特別在高凝點、高枯度、高含蠟原油的加熱輸送，原油熱解決以及加劑輸送等方面己達國際水平。同時輸送工藝的進步確設備材料的制造提出了更高的規定，通過不斷的摸索與實踐，使我國在埋地金屬管道和儲罐的防腐保溫、陰極保護和腐蝕探測等研究領域也接近國際水平。盡管我國的原油儲運技術己較為成熟，在某些方面，仍與國外水平存在差距。例如，高粘易凝原油管輸研究還遠未成熟，其研究成果的應用仍局限于在役管線的工藝改造，設計和運營中的大部分問題仍靠工作經驗來解決;目前，我國與美國、前蘇聯、印尼等國的長輸原油管道廣泛采用加熱輸送工藝，就工藝方法自身而言，我國與國外的水平相稱，但在管線的運營管理和重要輸送設備的有效運用水平上還存在著一定的差距;在管道輸送的節能降耗方面，應進一步加強向國外學習。成品油管道技術現狀及發展趨勢國際成品油管道技術現狀成品油管道因具有安全、穩定、損耗低、對環境污染小、經濟性好等特點，已成為目前世界各國普遍采用的運送方式之一。國外成品油管道輸送技術己相稱成熟，輸送的品種多樣化，有化工產品和成品油的順序輸送，有原油和成品油的順序輸送，有汽、煤、柴等輕質油品，有液化石油氣、液化天然氣、化工產品及原料和重質油品等，如世界最大的成品油管道系統—美國的科洛尼爾管道，復線建成后輸量達成原設計的3倍，雙線可順序輸送不同牌號的成品油118種，一個順序周期僅為5天。國際成品油輸送工藝多采用紊流密閉輸送和順序輸送流程。輸送性質差距較大的兩種油品時，多采用隔離輸送方式。混油界面多采用計算機進行批量跟蹤。界面檢測方法大體分為標示法和特性測量法，其中特性測量法居多，尤以密度測量法最多。為了提高檢測的精度，也常采用各種組合式的檢測方法。我國成品油技術現狀分析1)現狀簡介長期以來，我國各石油化工公司生產的產品重要依靠鐵路、水路和公路運送供應各消費市場和用戶，并且形成了以鐵路沿線為重要骨架的成品油運銷系統，重要是煉油廠到港口或油庫的點對點輸送方式，輸送介質重要是汽油和柴油，牌號最多為兩個，輸送工藝簡樸、輸送品種少。管道的輸送量很少。90年代后隨著成品油管道的建設，成品油管道輸送研究有了進展，先后開展了成品油順序輸送水力計算，批量跟蹤等方面的研究和運營管理軟件的開發，但與國外相比差距還很大。我國成品油管道除格一拉管線采用“旁接油罐”順序輸送工藝外，均采用密閉順序輸送工藝。順序輸送重要有兩種輸送方式:一種是紊流輸送:一種是隔離輸送。我國成品油管道輸送的介質大部分是汽油和柴油在運營實踐中認為隔離球的隔油效果不明顯。在管道建設中，雖均設立了清管系統，但在生產中一般用紊流輸送方式，流速控制不低于1m/s.2023年投入運營的蘭成渝管線是我國第一條大口徑、高壓力、長距離、多余口、多油品、全線自動化管理的商用成品油管線。全線采用密閉順序輸送工藝，沿途13個分輸點，輸送油品為90"汽油、93.汽油和00柴油，油品界面檢測、跟蹤采用密度法、超聲法和計算跟蹤，代表了我國成品油管道目前最高水平。天然氣，道技術現狀及發展趨勢國際技術現狀分析世界輸氣管道建設始于1850年，到了20世紀50年代，管道建設進入快速發展期。此后，隨著輸量增大和輸送距離增長，管道建設開始向長運距、大管徑