㈠ 原油、天然氣長輸管道一般設計壓力為多大
原油、天然氣長輸管道它們一般設計壓力是1.6MPa-4MPa-6MPa-10MPa，另外高的有12MPa。當然這也屬於特殊情況。具體設計壓力按照以下要求進行：
通過以上3個方法可以很明確的知道他們的設計壓力。
㈡ 長輸油氣管道的輸送方式有哪些
簡言之，只要在油氣管道首端施加足夠的壓力，石油、天然氣就能沿管道流動。就像自來水管一樣，管內水壓高於大氣壓，打開水龍頭水就流出。
在輸油管道首端建有輸油站（泵站），稱為首站。站內油罐用於收集、儲存石油和保證管線輸油量的穩定，輸油泵用來從油罐汲取石油並對其加壓後輸入管道。管道沿線設立若干個間隔一定距離的輸油站，叫做中間站，其作用是對油品補充加壓，保證油品像接力賽跑那樣一段接一段流過去。處於管道終點的輸油站是末站，其任務是接收和儲備來油，並提供給用油單位。熱油管道沿線還需要建設加熱站。
天然氣管道的輸送情況與輸油管道相似，只是施壓設備是壓縮機而不是輸油泵。石油難以壓縮，因此輸油管道容易產生「水擊」危險，為此早期輸油管線在中間站建有與大氣相通的緩沖油罐，而所有輸氣管道的中間站不需要建設緩沖罐，都採用密閉輸送（除管道進口和出口外，流體與外界隔離）。針對緩沖油罐是否接入和怎樣接入管線，輸油管道又存在三種輸送方式。
（1）「通過油罐」方式。來油先進入油罐，再被輸油泵從油罐中抽出、加壓後輸往下站，其特點是油品全部通過油罐。該方式可避免各種雜質和管道內空氣直接進入輸油泵，但是操作繁雜、輕質油品在油罐蒸發損耗大，故而只在施工掃線、投產初期、通球清蠟時及早期原油管道中應用。
（2）「旁接油罐」方式。來油同時進入油罐和輸油泵，經加壓輸入下站，只有少量油品進出油罐，調節輸油量的變化，輕質油品的蒸發損耗明顯減少。由於自動化水平要求不高，易於各站獨立操作管理，因此我國的原油管道過去大都採用這種輸送方式。
輸油站
油罐區
㈢ 加油站工藝管道設計的要求有哪些
GB50341-2003 立式圓筒形鋼制焊接油罐設計規范 SY/T5170-1998 石油天然氣工業用-鋼絲繩規范 SY/T6556-2003 大型地面常壓儲罐防火和滅火
SY/T6516-2001 石油工業電焊焊接作業安全規程SY/T0048-2000 石油天然氣工程總圖設計規范
SY/T0003-2003 石油天然氣工程制圖標准
SY/T0452-2002 石油天然氣金屬管道焊接工藝評定SY/T0082.1-2006 石油天然氣工程初步設計內容規范 第1部分：油氣田地面工程
SY/T0082.2-2006 石油天然氣工程初步設計內容規范 第2部分：管道工程
SY/T0082.3-2006 石油天然氣工程初步設計內容鎮冊含規范姿橋 第3部分：天然氣處理廠工程
GB/T19830-2005 石油天然氣工業油氣井套管或油管用鋼管
GB/T20173-2006 石油天然氣御笑工業 管道輸送系統 管道閥門
GB/T20660-2006 石油天然氣工業 海上生產設施的火災、爆炸控制、削減措施要求和指南
GB/T20972.1-2007 石油天然氣工業 油氣開采中用於含硫化氫環境的材料
㈣ 石油管道的運輸方式
下面用枕木設橡談計一個四方形的底托（有加勁有吊裝位置），在長度的兩邊枕木上鑽孔加裝全螺紋螺隱肆桿上面再用枕灶如轎木打孔上螺母壓緊拴住即可。
㈤ 石油工藝管道安裝工程施工工藝探討
石油工藝管道的安裝工程比較繁雜，在整個施工過程中會受到多種因素的作用，特別需要注意的是管道安裝施工技術，該技術將會直接影響到安裝工程最終質量。盡管現在的安裝工程施工技術水平不斷提升，但是仍然會有問題出現，相關部門應該加以關注。本文中首先對石油管道的安裝工藝進行了簡單介紹，隨後分析了石油工藝管道安裝工程的基本要求，最後對管道安裝施工工藝進行了探究，希望能給相關企業提供一定的借鑒。
1石油管道安裝工藝簡介
在油田開采過程中，管道主要承擔介質輸送的作用，由於所要轉送介質的特殊性，一般的管道安裝可能無法滿足要求，應該由專業人員進行管道安裝工程，這種工程通常工期較短、難度較大，因此需要制定相應的預案以備應急之需，預案的制定要從全局的角度出發，綜合考慮可能遇到的各種突發情況。關於石油管道安裝工藝的特點，主要體現在以下兩點：其一，考慮到輸送介質的特殊性，要求所選擇的管道材質能夠抑制化學反應的發生，進而保證輸送工程的安全進行；其二，管道網路的焊接部位要能夠避免輸運介質的影響，這就需要先進的管道施工工藝，保證整個管網系統的封閉性。隨著科技的迅速發展，管道安裝工程也進入了信息時代，強大的信息技術將能夠進一步提高管道安裝工程的質量。
2管道安裝工藝的基本要求
在石油工藝管道的安裝過程中，必須要提前做好准備工作，施工作業時要嚴格遵守相應的規章制度。下面將針對石油管道安裝工藝的基本要求進行說明：第一，在安裝之前要保證施工場地的清潔，主要清理的對象是管道組建帶來的廢渣和鐵屑等雜物，避免其影響施工進度。此外，對於管道焊接處等特殊部位要做好嚴格的清理和密封工作。第二，在安裝配鎮穗過程中務必要依據相關規定施工，對於工程中管道的布置、走向、安裝等方面要重點關注，盡最大可能保障安裝工程的順利進行。需要注意的是，在經過設計方允許後才能對安裝工程進行調整。第三，在安裝完成之後，要進行嚴格的維護工作，仔細檢查管網系統中的焊縫以及開關等容易泄露的部位，盡量使其周圍留有相應的空間，以方便日後的維修工作。除了上述要求外，還有一些要求也需要關注，比如：仔細核查那些經過脫脂工藝的部件以使其始終處於清潔的狀態；在安裝測試儀器時要遵照相應的安裝說明，盡量與管道施工進度保持一致。
3淺析管道安裝施工工藝
石油管道安裝施工工藝是一項系統性工程，只有先進的工藝技術才能保障整個安裝工程的質量。下面將對相應的施工工藝進行詳細說明。(1)管段製作方面。管道的製作工藝直接決定了整個工程的質量水平，在施工作業過程中，要安排專業人員通過先進的檢測設備對管網進行系統全面的檢查，一旦發現問題要及時上報，並盡快組織人員進行更換維修，避免影響工程進度。(2)焊接問題方面。石油工藝管道安裝施工過程中應該重點關注管道連接處的焊縫部位，這個部位是非常容易出現泄露問題的。細節往往可以決定成敗，因此，相關作業人員在上崗前要進行相關的紀律培訓，在施工過程中要注重細節，嚴格按照相應的規程進行作業，要根據實際情況採取有效的措施，完成工作後要及時檢查，最大限度的降低焊縫所引發的安全事故。(3)防腐施工方面。由於輸送介質的特殊性質，對管道的材質有著嚴格的要求，還有做好相應的防腐措施。首先在選材上要根據實際情況選擇相應的防腐型材料，其次在施工過程中要做好有效的防腐施工。要考慮各種情況，切實提高管道的防腐性，進而最大限度的提升管道安裝的施工質量。(4)密封安裝方面。在安裝作業過程中，施工人員要重點檢查管道連接處的法蘭和墊片，一旦這兩個部件出現問題，必然會引發泄露事故，造成嚴重的經濟損失。因此，在實際作業中發現墊片損壞或者法蘭錯位的情況，要及時進行更換處理，在安裝法蘭時，要保證法蘭和管道的同心度，固定的時候不要用力過大，避免造成法蘭的損壞，影響工程質量。(5)管道靜電方面。培卜在安裝作業過程中，管網系統之間由於摩擦效果，常常會引發靜電問題的發生。為了避免靜電的干擾，可以旅運從以下幾點入手：首先，施工人員可以通過設計線路的優化來增強靜電疏導的能力；其次，安裝材料的油刷處理最好在安裝完成後再進行工作；最後，在管道接地處理過程中務必要清除鐵銹等易導電雜質，確保連接的牢固性。(6)螺栓連接方面。在管路初次運行的時候，溫度的變化常常會造成管道的變形，這樣便引發螺栓連接的松動。為了避免這種情況的出現，施工人員在螺栓加固工作完成後，還應該採取其他的固定措施，進行雙重加固處理，確保其不會出現松動問題。
4結語
綜上所述，石油行業中管道的安裝工程和施工工藝是非常重要的，對兩者的重視程度將會影響整個工程的質量。因此，相關企業應該給予足夠的重視，加大科研投入，探究新型施工技術，盡可能的保障石油輸送工作的順利運行。
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㈥ 跪求我國石油運輸管道的幾條線路
目前，中哈石油運輸管道已經投入使用。這不僅為中國提供了長期、穩定的陸路能源供應，還使中哈俄三國的石油管道運輸體系得以聯網，為中國和中亞、俄羅斯的能源合作關系奠定了基礎。中哈輸油管線和中俄泰納線，每年至少可以為中國提供4000萬t原油，這大大提高了我國石油進口來源和運輸通道的多元化。下面列出我國周邊頗受關注的一些潛在的石油運輸線路。5.1 南亞(1)瓜達爾港工程輸油線路：從巴基斯坦瓜達爾港通往中國新疆瓜達爾港油管全部都在巴基斯坦境內，不經過第三國，距離中國西部邊境的距離較短。瓜達爾港處在波斯灣海口，距離中東產油區非常近，這條油管能使中國直接獲得中東和海灣地區的石油。(2)中緬天然氣管線：雲南昆明—緬甸瑞麗—時兌港緬甸是世界第十大天然氣儲藏國，中緬天然氣管線可使來自中東的石油避開馬六甲海峽，在到達緬甸後經陸路運到中國雲南。該路徑比中國按傳統方式通過馬六甲海峽將原油運抵湛江提煉後再運往其他地方至少能減少1200km路程，而且要相對安全得多。由於這條管道處在氣候溫和地區，比起中哈石油管道的鋪設要相對容易。雲南省若能以引進中緬輸油管道為由，建設相配套的石化基地，那麼，西南內陸地區將率先擁有以石油煉制為龍頭、石化一體的世界級石化基地。(3)IPI油管：伊朗—巴基斯坦—印度設計中的IPI管線全長2775km，要經過阿富汗、巴基斯坦邊境等不安定地區，此外還要翻山過海(翻越帕米爾高原和喀喇昆侖山，通過阿拉伯海)，成本可能相當高。2005年，巴基斯坦和印度曾一致同意在2007年年中前開始建造投資70億美元的IPI天然氣管道，以便確保首批伊朗天然氣可以在2010年前開始輸往巴印兩國。5.2 中亞計劃中的TAP油管(土庫曼—阿富汗—巴基斯坦)長達1700km，項目耗資約35億美元，年輸氣量約8.57億m3。若該管線延至印度將再增640km，耗資6億美元。該項目將由亞洲開發銀行提供先期資金支持，由跨國公司組成財團進行聯合投資。從經濟可行性角度講，該輸氣管道如果能延伸到印度則最為理想。但是，考慮到印巴兩國之間的關系，估計會有很大困難，這也使人們對該項目最終能否順利實施心存疑問。5.3 中俄印管道設想印度設想的從俄羅斯途經中國到印度的油氣管道主要有3條，其中2條從西伯利亞開始，分別為：西伯利亞—秋明—鄂木斯克—塞梅伊—德魯茲巴—烏魯木齊—庫爾勒—庫車—阿克蘇—喀什—塔里木—印度；西伯利亞—秋明—阿斯塔納—卡拉干達—比什凱克—伊蘇庫爾—喀什—印度。另外一條是從東西伯利亞開始，即伊爾庫茨克—烏蘭巴托—玉門—敦煌—和田—印度。以上線路都需要以我國的烏魯木齊和喀什作為樞紐，然後才能到達印度。提出該設想的印度能源戰略專家認為，通過該計劃，中國不僅可以通過中轉收取一筆高額費用，相關建設還會推動中國這些地區經濟的發展，拉動中國與南亞諸鄰國的經貿合作。作為合作回報，印度可以向中國提供通往海灣地區的能源通道。但印度設想的這3條油管，在南下印度前全都集中在了中國新疆的喀什、和田地區，幾乎等於只有一個出口。另外，這一管道體系的修建成本也是不可忽略的。尤其3條管線的走向都由中國新疆南部進入印度北部，海拔5000—8000m的喀喇昆侖山是無論如何都繞不過去的地理屏障，這里的大面積冰川、永凍層和高海拔「生命禁區」，不僅給施工帶來極大難度，管道建成後維護帶來極大困難。
㈦ 輸送石油管線的尺寸一般多少直徑和管壁厚度
尺寸、管徑和管壁厚度都是根據管線設計輸量來的，就像一條輸量為200W噸/年的管線和400W/噸每年的管線直徑管壁都不一樣。一般來說76mm×10mm的20#鋼的管線就可以。
然後還要根據輸油泵的設計排量，站間距，如果站間距太大，輸油泵出口壓力就會很高，回壓大，這時候就要修副線，或者中間站，來保證輸量。材質一般都是20#鋼，管壁厚度要考慮到腐蝕速率和管強，管徑越大的管線，它的壁厚就越厚。
油氣管道：
油氣管道輸送就是利用管道將油氣資源長距離輸送到目的地。
特點是：運輸量大；能耗小、運費低；便於管理，易實現全面自動化，勞動生產率高；管線大部埋於地下，受地形地物限制小，能縮短運輸距離；安全密閉，基本上不受惡劣氣候的影響，能長期穩定、安全運行；但運輸方式不靈活，鋼材耗量大，輔助設備多，適於定點、量大的單向輸送。
㈧ 高凝高黏原油輸送技術
由於中國近海油田產出的原油多具有高凝固點、高黏度以及高含蠟特性，因此在渤海灣、北部灣和珠江口海域已開發的海上油田所鋪設的海底輸油管道，全部採用熱油輸送工藝和保溫管道結構。
海底高凝、高黏原油管道輸送技術，是我國從海底管道工程起步階段就注意研究和引進的。從20世紀80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部灣潿10-3油田開發配套的海底輸油管道工程，都涉及如何解決好原油輸送技術的問題。我們結合油田原油特性，與日本和法國石油工程界合作，研究採用了安全可靠的工程對策，學習引進了相關設計、施工和運行管理技術。隨後在渤海灣和北部灣自營開發的諸多油田開發工程中，設計、鋪設了眾多海底輸油管道，形成了我國一套完整的海底高凝、高黏原油管道輸送技術。通過大量工程實踐應用和檢驗，證明該技術是實用和可靠的。
一、輸送工藝
針對高凝、高黏原油的管道輸送，國內外在油田及外輸管道工程上使用了各種減阻、降黏方法，諸如加化學葯劑、乳化降黏、水懸浮輸送以及黏彈性液膜等，進行過大量研究和試驗，但由於技術上、經濟上的種種原因，均未得到廣泛應用。目前，最實用、最可靠的方法仍是採用加熱降黏防止凝固的輸送工藝。
對高凝原油，為防止原油在管道輸送過程中凝固，依靠加熱使管道中的原油溫度始終維持在凝固點以上。
對高黏原油，採用加熱降低黏度，滿足管道壓降需求和節約泵送能耗。當然，在採用熱油輸送工藝的同時，一般都相應採用保溫管道結構。
（一）工藝模擬計算分析
海上油田開發工程涉及到的海底輸油管道，其輸送工藝模擬計算，一般要根據油田地質開發提供的逐年產量預測（並考慮一定設計系數），計算不同情況（管徑、輸量、入口溫度等）下的壓降、溫降以及管道內液體滯留量和一些必要的工藝參數。依此選擇最佳管徑，確定出不同情況下的工藝參數（不同生產年的輸送壓力、溫度等）。
近年來，原油管道輸送工藝模擬計算分析普遍採用計算機模擬程序進行。中國海油從加拿大NEOTEC公司引進了PIPEFLOW軟體，該軟體與流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商業軟體類同，匯編了各種計算方法及一些修正系數、參考資料庫，供設計分析者選用。
（二）保溫材料的選擇和厚度確定
對採用熱油輸送工藝的海底管道，熱力計算是非常重要的環節，而其中管道傳熱系數K值又是管道熱力條件的綜合表現。K值除受管道結構影響外，埋地的地溫條件、保溫材導熱系數和保溫材厚度是三大影響因素。
從計算分析結果看，由於地溫變化不大對K值影響不明顯，只是在低輸量時，要注意其對終溫的影響。
保溫材性質和保溫層厚度是影響K值最關鍵的因素，也是影響管道終溫的關鍵因素。目前國內選用的保溫材料與國外最常用的一樣，是採用聚氨酯泡沫塑料。這是一種有機聚合物泡沫，能形成開孔或閉孔蜂窩狀結構，優點是導熱系數小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化學穩定性好，同時工業生產成熟，價格相對便宜。從保溫效果考慮，當然是保溫層厚度越大越好，但是，當保溫層厚度達到一定值時，保溫效果的增加和厚度的增量不再呈線性增加的關系，而是增加十分平緩。特別是對海底管道，保溫層厚度增加意味著外管直徑增加，就長距離管道而言，外管增加一級管徑，鋼管用量和施工費增加都是十分可觀的。因此，根據計算分析和優化設計，認為選用保溫層厚度為50mm是合理的。
（三）停輸和再啟動計算分析
停輸和再啟動計算分析是高凝、高黏原油海底管道工藝設計的重要內容，將直接關繫到管輸作業的安全和可靠。
停輸後的溫降分析，視為最終確定管道安全時間。對於採用熱油輸送工藝的管道停輸後，隨著存油熱量散失，原油將從管壁向管中心凝固，凝層的加厚及凝結時釋放的潛熱將延緩全斷面凝固的過程。存油凝固時間取決於管道保溫條件、油品熱容、停輸時的溫度和斷面直徑。通常這些數值越大，全斷面凝固時間就越長。一般凝油層厚度在管道軸向是一個變化值，通常以管道終斷面凝油厚度作為安全停輸時間的控制值。
對於加熱輸送的高凝、高黏原油管道發生停輸，且預計在安全停輸時間內時，不能恢復管道輸油，為保證管道安全，最有效的措施是在管內存油開始凝固時，用水或低凝油將其置換。
停輸後的再啟動分析，是考慮管道發生停輸後可能出現的最不利工況和環境條件，此時要恢復通油，需計算所需的再啟動壓力和提出實現再啟動要採取的措施以及增設必要的設備和設施。
通常，再啟動壓力（P），用下式計算：
中國海洋石油高新技術與實踐
式中：P為再啟動壓力（Pa）;P。為管道出口壓力（Pa）;Di為管道內徑（m）；τ為原油在停輸環境溫度下的屈服應力（Pa）;L為管道可能凝固的長度（m）。
（四）水化物和沖蝕的防止措施
海上油田開發工程涉及的輸油管道，是一種與陸上原油長輸管道和海上原油轉輸管道不同的管道，它是從井口平台產出的原油氣水混輸至中心處理平台或浮式生產貯油裝置的油田內部集輸管道。該類海底管道輸送時伴有從井口采出的水和氣，屬於混輸管道，對這類油管道，也是採用加熱輸送工藝和保溫管道結構。
做這類混輸油管道的工藝設計，除做凈化原油輸送管道通常要進行的模擬計算分析外，還要增加段塞流分析和防止水化物和沖蝕產生的分析。
段塞流現象是油氣混輸過程中的一個重要問題。正常輸送過程中，如何判定是否出現嚴重的段塞流，以及如何確定段塞流長度，目前已經有了通用的分析計算判斷方法。在清管作業過程中，由於管道內存在一定的滯留液量，因此在清管器前將形成液體段塞流。在下游分離設備設計中必須考慮清管作業引起的段塞流影響，一般是設計一定的緩沖容量，使容器操作始終維持在正常液位與高液位報警線之間，確保生產正常。
水化物是影響海底混輸管道操作的一大隱患，特別是在以下三種工況下可能出現水化物，為此提出了防止形成水化物的措施：①低輸量狀況，為防止水化物生成，要求在輸送過程中，管道內油氣溫度始終維持在水化物生成溫度以上。但在低輸量狀況下，溫降很快，根據水化物生成曲線判斷，可能會生成水化物。此時應及時注入甲醇之類的防凍液（水化物抑制劑），以防止水化物生成；②停輸過程，在長期停輸狀態下，由於管道內油氣溫度降到了環境溫度，且管內壓力仍保持較高壓力狀態，所以可能生成水化物。此時，應採取的措施，一是給管道卸壓，二是往管道內注入水化物抑制劑；③重新啟動，通常停輸後再啟動，需要高於正常操作壓力的啟動壓力，而這時溫度又往往很低，故很容易生成水化物。此時應採取連續注入水化物抑制劑的做法，直到管道內溫度達到正常操作溫度為止。
防止產生沖蝕是油氣混輸管道工藝設計不容忽視的問題。對多相混輸管道，若流速超過一定值時，液體中含有的固體顆粒會對管道內壁形成一種強烈的沖刷腐蝕，特別是在急轉彎處如海底管道立管及膨脹彎處。因此設計時要計算避免沖蝕的最大流速，其公式為：
圖15-13PE外套保溫管斷面結構
表15-3給出所研製保溫管道的技術參數。
表15-3保溫管道技術參數表
當然，真正意義上的單管保溫結構管道，應該是取消外護套系統，在輸油鋼管外面施加既能防水也具良好保溫性能且有較強抗靜水壓力及抗機械破損能力的保溫材，無疑這是該項技術發展的最終方向。目前，在我國南海東部惠州26-1北油田（水深約120m）一條直徑為254mm、長約8.7km的海底保溫輸油管道，通過深入研究和招標推動，已經具備了工程實用基礎，其技術可行性和價格被接受性都得出了較好的結論。