A. 油气储运技术所做的工作是什么
所谓油气储运就是就业面向：油气田、管道局、天然气、交通运输等工作，还可胜任油气产品的营销工作和油气集输工艺研究工作。
B. 我国海洋石油储运技术是什么
一、海底管道
在我国近40年海上油气田开发中，从最初的油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台至陆地海底管道，海底管道设计、施工技术都有了长足发展。目前，我国海上油气田的开发工程模式也本上是全海式与半海半陆式。
我国海洋石油工业起步于20世纪60年代，在改革开放前的20多年中，海洋石油人自力更生；改革开放后的30多年中，通过对外合作，引进、吸收国外先进技术与管理经验，中国海洋石油工业实现了跨越式发展，先后在渤海、东海、南海发现并开发了30多个油气田，年产油气当量已超过5000万吨。伴随着海洋石油工业的发展，海洋油气储运事业也得到了长足发展。20多年来，中国海洋石油总公司在我国渤海、东海以及南海先后建设了各类平台60余座，浮式生产储油装置11艘，海底管道2000多千米，陆上油气处理终端6座。可以说，经过20多年来的引进、学习与实践，目前，我国工程技术人员已基本掌握了百米水深以内的海洋油气储运工程技术，并且形成了一些有中国近海特色的专有技术与能力。但是，尽管我国海上已铺设了两千余千米海底管道，但国内设计、施工能力及水平与国际先进水平相比还有很大差距。工程设计方面，国外公司已形成水深近3000米，恶劣海况与复杂海底地貌及地质情况下的设计技术；而国内设计单位仅能涉足百米水深、常规环境下的海管设计；工程施工方面，国内只有两条铺管船，铺设水深百米以内，工程检测与维修方面更是相形见绌。
我国第一条海底输油管道是中日合作开发的埕北油田内部海管。该海管为保温双重管，内管直径6分米，外管直径12分米，长1.6千米。该管道由新日铁公司设计，采用漂浮法施工，1985年建成投产，至今仍在生产。我国第一条长距离油气混输海底管道是1992年建成投产的锦州20-2天然气凝析油混输管道；该管道直径12分米，长48.6千米。这是国内第一条由国内铺管船铺设的海底管道。我国迄今为止最长的海底管道是1995年底建成投产的由南海崖13-1气田至香港的海底输气管道，管道直径28分米，长度787千米，年输气量29亿立方米。由美国JPKenny公司设计，意大利Seipem公司铺设。我国第一条长距离稠油输送海底管道是2001年建成投产的绥中36-1油田中心平台至绥中陆上终端海底管道，该管道长70千米，为双重保温管，内管直径20英寸，外管直径26英寸，年输油量500万吨；所输原油密度0.96克/立方厘米。该管道完全由海总工程公司设计并铺设。它是在总结绥中36-1试验区海管输送的经验基础上建设的。在1987年发现该油田后，在进行油田工程方案可行性研究中曾探讨铺设50千米海底管道将海上原油输送上岸。最后经过国内权威专家及国外公司研究评估认为，该油田所产原油密度高、黏度高，且当时国内外尚无长距离海底管道输送稠油的先例，技术风险大。特别是油田处在辽东湾，冬季气温低，停输再启动风险更大。随即启动了试验区方案，通过1993—1998近5年的生产试验，认为采用双层保温管长距离输送高黏原油是可行的。该长输管道自2001年油田投产以来系统运转正常。可以说，绥中长距离海底输油管道填补了国内外海底长距离输送高黏原油的空白。目前我国海上开发的天然气田，均采用了半海半陆式模式。东海的平湖气田以及南海的崖13-1气田、东方1-1气田等气田生产的天然气在海上平台完成气液分离及天然气脱水后，均通过长输海底管道输送到陆上油气终端进行处理后销给陆上用户（或工业用或民用）。渤海以及南海开发的大部分油田基本上用了全海式工程模式，如渤海的秦皇岛32-6油田、南海的惠州油气田等。在平台生产的油气通过海底管道混输到海式生产储油装置上进行处理、储存、外销。近年来渤海及北部湾油田群的开发也开始采用半海半陆式形式，如渤海的绥中36-1油田、南海的涠洲油田。这些油田生产的油气在平台上进行油气分离及脱水后，通过长距离海管将原油输送到陆上终端处理、储存，并通过码头或单点外销。
此外，中国近海铺设了多条长距离海底管道，如表37-1所示。
表37-2主要长距离管道
此外，我国海底管道技术也取得了长足的进步，其中许多都达到了国际领先水平。这方面尤以海底管道多相混输等新技术的研究特别突出，相信在未来的世界海洋石油储运中，我国将会有更大的发展。多相混输技术在我国具有广阔的市场应用前景，制约多相混输技术应用的主要因素体现在技术本身的不完善和适用程度。我国石油工业迫切需要一整套完善的、适用性强的长距离多相混输技术，以提高海洋油田、滩海油田、沙漠油田和边远外围油田开发的经济效益，从而为石油工业实施低成本战略提供技术支持。
二、浮式生产储油装置
自1986年第一艘海上浮式生产储油装置希望号在南海涠10-3投入使用至今，在海上油气田开发中，先后有11条各类浮式生产储油装置投入使用；1989年在渤海BZ28-1由田投入使用的友谊号浮式生产储油装置是国内设计、建造的第一条海上储油装置。浮式生产储油装置由单点系统系泊在海上，它是在油轮基础上演变过来的。井口平台生产的油气由海底管道输送到单点装置后进入浮式生产储油装置上处理并定期外销。渤海使用的四条浮式生产储油装置，均为国内设计、建造；1989—1992年投产的3条装置储油量在5万～7万吨，2002年秦皇岛油田投产的世纪号储油量达到15万吨。渤海地区应用的浮式生产储油装置的系泊装置均为软刚臂系泊系统，这种设计主要是针对渤海海域水浅，冬季海面有流冰的特殊情况。而南海使用的六条浮式生产储油装置中有五条是由外国公司由旧油轮改造而成的；2002年南海文昌油田投入使用的南海奋进号是由国内设计、建造的15万吨浮式生产储油装置，该装置系泊采用了内转塔式系统，南海使用的浮式生产储油装置基本上采用了类似的系泊装置：浮式生产储油装置是一种简便可靠的海上装置，它集油气处理、成品油储存外输、人员生活居住为一体；1997年投产的陆丰油田采用水下井口系统与浮式生产储油装置组合，实现了一条船开发油田的设想。
2009年6月，我国最大的海上浮式生产储油装置“海洋石油117号”在蓬莱19-3油田投产。该装置又名“渤海蓬勃号”，船体尺寸为323米×63米×32.5米，是全球最大的浮式生产储油装置之一。
三、油轮
在国家能源运输安全战略导向之下，到2010年实现中国油轮船队承运中国年进口原油量50％的目标，中国油轮船队运力需从目前的约900万载重吨迅速扩充到1600万载重吨，因此建造中国自己的远洋运油船队乃至“超级船队”势在必行。
分析师认为，一个国家打造一支自己的超级油轮船队是一项十分庞大、复杂的工程，须由政府主管部门进行政策引导，同时需要航运、石化、造船、金融等相关行业的协作配合。目前，国内几大航运巨头基本都与中国石化集团、中化集团等中国最大的原油进口商之间建立了战略合作关系，签订了长期运输合同。
中国共有七家油运企业，中远集团、中海集团、招商局集团、中国对外贸易运输集团、长江航运集团是“国家五巨头”，民营企业有两家，河北远洋和大连海昌集团。还有一个比较特别的是泰山石化，该公司属于内地起家、境外注册的民营企业。
油轮的建设更涉及我国深水油气田的开发。
深水油气田的开发正在成为世界石油工业的主要增长点和世界科技创新的热点，是世界海洋石油的发展趋势，世界上钻井水深已达2967米，海管铺设水深已达2150米，油田作业水深已达1853米；据有关资料介绍，2000—2004年，世界上新建114座深水设施，深水钻完井1400口；安装水下采油装置1000多套，铺设深水海底管道与立管12000千米；世界各大石油公司对深水油田勘探开发的投入达566亿美元，深水产能提高1倍。严格说，我国尚不具备独立自主开发深水油田的能力。20多年来，我国通过对外合作已基本掌握了开发200米水深以内各类油气田的工程技术。我国最深的海上油田流花油田水深为330米，是1996年由美国阿莫科石油公司开发的。该生产系统由一艘半潜式生产平台与一艘浮式生产储油装置组成，采用了许多当时世界上最先进的技术组合。世界目光已转向深海，西非、巴西外海及墨西哥湾已开始采油，中国油气前景亦寄希望于深水。我国南海有着丰富的油气资源，预计的南海大气田区水深范围在200～300米，海洋石油对外招标区块水深均在300～3000米，因此，走向深水既是世界海洋石油发展趋势，也是中国海洋石油战略目标所在。深水开发不同于浅海，需要更多先进的技术与技术组合；常规的平台及浮式装置深水海管铺设无论技术上还是经济上均已不再适应新的环境，过去的海上作业装置与技术需要更先进的动力定位、ROV等先进装备配合才能完成。
我国大型油轮船队经营正处于起步阶段，绝大部分船公司目前主要致力于加快船队规模的发展，而在安全管理方面，与国际知名公司相比，则处于相对滞后的状态。
对单壳油轮航行，我国海域未做出明确的限制性规定，而我国目前还没有限制单壳船进港，这无疑增加了我国海上溢油事故的隐患，使我国沿海海域面临更大的油污风险。
对于管道和管线系统，水越深，水压越大，立管系统响应越大；而水压越大，海底管道屈曲传播加剧。更严重的是，深水的海管和立管比浅水的重得多，其连接、牵引和安装比浅水域困难得多。
深水温度比较低（3～4℃），油气管道容易形成钠化物结晶和水合物，给管道流动保障带来严重挑战；而高温输送带来的热应力是管道整体屈曲（主要是侧向的蛇形屈曲）的主要原因。
四、发展趋势
国内海上油田的发展有两个趋势，一是向偏远边际小油田发展，二是向更深的水域发展。一些新技术的开发和推广应用将在开发偏远边际油田上起着十分关键的作用，这些新技术代表了海上油田技术发展的趋势。
（1）研究和推广多相流技术。利用多相泵和多相混输，可以扩大集输半径，使边际油田纳入已建的集输系统，充分利用现有已建设施来减少投资和操作费用，使边际小油田开发变得经济有效。目前多相泵在陆地应用已逐步推广，但还未应用于滩海油田建设中。随着计量技术的不断发展，传统的分离计量装置将会逐渐被不分离计量装置所替代。目前，国外已有几十套商业性产品应用于海上油田，而我国在此方面目前正处于研制和试验阶段。
（2）研制轻小高效型设备。由于受海上平台面积和质量的限制，一些轻小高效型设备将会越来越多地应用于海上油田。虽然我国在液液旋流设备研制上取得了一定进展，但与国外水平相比仍有较大差距，因此，轻小高效型设备的研制仍是海上油田技术发展的一个趋势。
（3）平台结构多样化和轻小型化。平台建造在海上油田开发中占有相当大的投资比重，国内外都在致力于开发轻型平台技术以降低投资费用，这是平台建造技术的发展趋势。
（4）海底管道技术及其他配套技术。海底管道敷设技术和单壁管输送技术的推广应用，以及立管技术、水下回接技术、安全与环保等配套技术等是未来降低海上油田开发成本的技术发展趋势。
（5）海洋平台振动及安全分析研究。这也是轻型平台发展需要完善的基础理论研究。
（6）深海油田开发工程配套技术研究。水下连接技术、多相流技术等是深海油田开发技术的发展趋势。
（7）深海油田越来越多地采用FPSO进行海上油田开发。在海上油田偏远的较深水域内采用FPSO进行油田开发，可能是将来开发边际油田的一种选项和趋势。
我国与国外合作开发的油田技术起点高，处于同期国外先进水平。但从整体上来讲，由于我国海洋石油工业起步较晚，与国外先进水平相比，仍有相当大的差距。如深海油田的水下处理技术及设备（如立管技术、水下生产设施）主要依赖进口，设备的高效化、小型化、橇装化与国外相比仍需做进一步的改进，在平台结构形式多样化、简易平台技术发展上还不成熟等，这些都是今后科研工作需要努力的方向。在我国科研经费投入相对不足的情况下，新技术开发应树立有所为、有所不为的思想，积极稳妥地采用新技术、新设备。有所为就是开发一些投入小、效益高、现场较为急需的项目，如轻型平台技术，小型化、高效化和撬装化设备的研制，多相流技术等：有所不为并不是指无所作为，一些投入高、风险大，且国外发展较成熟，技术水平领先的技术，如水下回接技术、水下生产设施、多管径智能清管器技术、腐蚀监控技术、井下分离回注技术等，可以走通过项目引进与合作开发的路子，缩短研制周期，尽快缩小与国外先进水平的差距。如我国的FPSO制造技术，就是通过引进国外先进技术，加以消化吸收，为己所用，迅速达到世界先进水平的典型例子。
从技术发展与生产实际相结合的要求出发，现阶段的技术发展应着重解决以下几个技术问题：
（1）在海上边际油田和已建油田的集输流程改造中，积极推广应用混输泵技术，提高海上油田的集输半径，将一些边际油田纳入已建的集输系统，使边际油田得以经济有效地开发。
（2）加速多相流混相输送和不分离计量技术的研究和应用试验，尽早在海上油田建设中得到应用。
（3）开发和推广应用具有储油能力的小型钢筋混凝土平台和可重复利用桶形基础平台。
（4）参考国外在轻小型平台开发边际油田方面的经验，结合我国情况开发研究适合我国海上油田建设条件的轻小型平台，包括：开展轻型平台风险评估的研究，编制与轻型平台设计相适合的设计规范，提高设计人员素质。
（5）借鉴国外工艺设备轻小型化、一体化特点，进一步开发研制更适合我国海上油田建设特点的轻小型化、一体化高效设备。
C. 石油化工生产技术和石油储运技术和石油工程技术有什么区别前景如何哪个好详细点，谢谢！
石油化工指化学工业中以石油为原料生产化学品的领域，广义上也包括天然气化工。石油储运指石油储存运输工程。(目前西气东输是它的项目)石油工程是一门专业课的名字，工学地矿类。(包括采矿工程 矿物加工工程 勘查技术与工程 资源勘察工程 地质工程 矿物资源工程 油气储运工程 煤及煤层气工程 资源勘查工程。)石油作为一种重要的能源，这三课都有前途。相比炼化的石油化工较轻松。
D. 什么是油气储运
所谓储运，顾名思义，一个是储存，一个是运输，即采取什么方式、手段搞好油气储存和运输的过程。油气从地下取出来，不仅要储存好，而且要把它运到需要的地方去，靠的就是储运。
它是油气在地面运移的“网站”和“网络”，气储运关系着油气的宏观调控，关系着油气供给的可持续性，关系着人民的生活，关系着国民经济的发展，关系着国家的能源安全战略。早在20世纪60年代，发达国家就建成了完善的储运系统。中国的油气储运虽然起步晚，但也走在了世界前列。
拓展资料：
油气储运技术主要研究油气储运、设备使用维护、产品质量检测等方面基本知识和技能，进行油气储运生产、建设、服务、管理等。例如：西气东输天然气管道规划建设，油气管道和储罐防腐设计、腐蚀检测，成品油和城市燃气的集输、储运，油气储运系统工程的规划、设计、建设、管理、技术开发和应用研究等。《工程力学》、《工程流体力学》、《结构力学》、《储运油料物性分析》、《油气储运设备的使用与维护》、《油气集输》、《油库设计与管理》、《油气储运工程》、《城市配气》、《油气长距离管道输送》。
相对其他石油专业，油气储运专业就业方向比较广，你可以去油田、管道局、管道公司、设计院、研究院、燃气公司、地方政府设计院以及高校。国内开设油气储运专业的院校较少，相对有名气的就更少了。因此，如果你是石油院校油气储运专业毕业，理论上就业应该没有问题。 油气储运专业的前景还是不错的。这个前景是从国家大方向上考虑的。因为现在国家正在努力建设油气管网，而且各个省市也在大力发展天然气管网，你对比一下美国的油气管网分布图，就知道我们国家的油气管网建设真的不是差一点半点，所以说这些都是机遇。
E. 油气储运专业是什么
专业方向为：油气储存、加工和产品应用，油气集输和管道运输，石油金融贸易。油气储存、加工和产品应用主要是石油和天然气产品的储存、深加工、高效转化和利用等；油气集输和管道运输主要是化工方法解决油气储运中的问题和管道输送技术；石油金融贸易主要是油气及产品的进出口商务、期货交易等。
本专业主要基础课程为：数学、英语、计算机、物理、有机化学、物理化学。主要技术基础课程为：化工原理、分离工程、化学反应工程、催化原理、工程流体力学，机械设计基础、化工自动化仪表。主要专业课程为：油气储运工程、石油加工工艺学、专业实验、最优化方法在石油储运中的应用、油库安全、管输工艺、化工技术经济分析、石油金融贸易、进出口实务、销售管理等。学生在校期间，还进行下厂实习、设计和毕业论文环节的严格训练。此外，为培养复合型人才，鼓励学生选修第二专业。石油加工系已形成了完整的本科、硕士、博士、博士后培养体系
F. 油气储运知识
一、油气储运中常见问题及原因
1、火灾隐患
由于石油及天然气的主要成分是烃类碳氢化合物，具有易燃、易爆、易聚集静电、易中毒等特性，而油气储运过程中是在特定的条件下进行，特别是输油管道，加热加压是管道运输的特点，故具有极大的火灾及爆炸危险性。一旦发生事故，可能造成巨大的经济损失和人员伤亡，并带来恶劣的社会影响。主要原因主要有：（1）设备故障带来的危害。油气储运设备设计的不合理、工艺缺陷、管线的腐蚀、操作压力的波动、机械振动引起的设备疲劳性损坏以及高温高压等压力容器的破损，易引起泄漏及爆炸。（2）防静电措施不到位。油气储运过程中，油气在管道和设备内流动会因摩擦而产生静电，如果静电不能及时导除，造成电荷积累，导致火花放电，就会引起火灾爆炸事故。（3）不防爆设备及电器带来的危害。工艺设备及电器线路如果未按规定选用防爆型或未经防爆处理，泄漏的可燃液体、气体遇机械摩擦火花或电气火花极易发生火灾爆炸事故。（4）违章动火作业。包括违章指挥，动火审批不严，在不具备动火的条件下贸然审批动火；盲目动火。有的职工不熟悉动火管理规定，或存在侥幸心理，不办理动火手续，有的职工本身不具备动火资格，忽视动火管理规定，贸然动火酿成火灾；现场监护不力，流于形式。
2、油气蒸发严重
目前，从油田→炼油厂→用户的周转环节繁杂，油气损耗量及带来的经济损失十分惊人。在石化、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，汽油等轻质油品中易挥发的有机组分会大量汽化逸出。按全国目前原油的年使用量2. 5×108t估算，全国原油和成品油的总损耗量将达到7. 5×106t/a以上，相当于一个大油田和炼油厂的采炼量，价值3×1010RMB以上。油品蒸发损耗的主要物质是轻组分，因此，油品蒸发不仅造成数量的损失，还将引起质量的下降。除此之外，由于散发到空气中的油气具有易燃易爆的特性，超过一定浓度遇到火源即可发生爆炸。石油储运过程中的装卸站台和加油站向空气中排放的油气具有一定的毒性，会引起皮肤、内脏和神经系统的疾病;另外油气(烃类物质)与空气中氮氧化物在紫外线的作用下发生反应生成臭氧，为光化学烟雾的形成创造了条件。
3、管道腐蚀
很多输油管道在湿硫化氢环境下受到严重腐蚀并开裂，如应力腐蚀开裂(SCC)、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)、氢致开裂(HIC)、应力诱导的氢致开裂(SOHIC)等。造成管道腐蚀的原因通常有四种：（1）材质因素。以HIC为例，材料中包含贝氏体或者马氏体的“硬质”带对HIC十分敏感。如果材料夹杂物偏析区硬度控制在300HV以下，就能够很好的消除材料对HIC的敏感性。2、埋地管道所处的环境。埋地管道所处的环境是引起腐蚀的外因，这些因素包括土壤类型、土壤电阻率、土壤含水量(湿度)、pH值、硫化物含量、氧化还原电位、杂散电流及干扰电流、微生物、植物根系等。3、应力水平。有很多实验表明，如果材料所承受的应力超过其屈服应力的30%以上时，材料就可能发生SOHIC破坏。但这样的应力水平，在焊接构件的焊缝周围区域以及SSCC裂纹或者其它类似于裂纹的缺陷内都有可能出现。4、设计制造。一些学者参照NACE标准(对于介质为气体，设计压力，<448 kPa;对于介质为多相系统，设计压力<1 551 kPa)进行容器设计，认为可以避免SSCC或HIC发生的可能。但是实际上，这个标准的制定来源于实验室环境(空气中)。而且，酸性环境与水相的化学成分、pH值以及硫化氢分压等因素有关。
二、防止储运过程中问题的对策
1、油气储运过程的防火准备
（1）定期对设备维护保养。针对各种设备的特性严格按保养规程进行维护，工艺流程操作前做好工作危害分析，控制操作风险。（2）做好防火设计。设备泄漏等往往起源于设计阶段，因此抓好防火设计十分重要。首先是设备的设计、选型、选材、布置及安装均应符合国家规范和标准。根据不同工艺过程的特点，选用相应的耐压、耐高温或耐腐蚀的材质，按规定进行制造和安装。其次是新建、改建、扩建生产装置布局，单元设备布置，防火安全设施的设计和实施应遵循有关规范，做好严格的防火审核工作，充分考虑防火分隔、通风、防爆泄压、消防设施等因素。同时对设备、电气的防爆要求严格把关，从而消除先天性火灾隐患。3、落实动火作业措施。拆卸禁火区内需要动火的设备、管道及其附件，移至安全的地方去动火，将需要动火的设备、管道及其附件和相关的运行系统做有效地隔离，如在管道上加堵盲板或拆掉一节管子等，阻隔易燃易爆的物料和介质进入动火作业点。动火前应把动火点周围的易燃易爆物品转移至安全地方，现场应打扫干净。经检查确认无误后，开具“用火作业许可证”，落实好监护责任人。要在动火前和动火期间对动火区域内易燃易爆气体浓度进行分析，避免动火过程中发生火灾、爆炸事故。
2、油气储运中的油气挥发
首先，改造固定顶油罐。当前，很多石油企业依然用固定顶油罐来储存汽油和煤油，为了防止油气挥发，减少油品储存过程中油气污染，需要将这些汽油和煤油储罐改装成内、外浮顶储罐，并经常检查，确保浮顶密封和附件良好。可以增强油罐的安全可靠性，减少油气污染，浮顶罐的蒸发损耗可比固定顶罐降低85%左右。而且还可以产生可观的经济效益。2、油气回收装置，治理油品灌装过程中的油气挥发，最根本的手段是采取油气回收措施，回收排放出的烃类气体。采用油气回收措施就是在油品灌装集中的地点，设置油气回收装置，将灌装过程中产生的油气回收，通过装置恢复成液态，重新送入储罐。这样不仅可以大幅度降低烃类气体排放量，而且具有明显的经济效益。油气回收方法可分为吸收法、吸附法、冷凝法及薄膜选择渗透回收法等。总之，加油站采用油气管道系统方案、储油罐中固定顶罐较多的油库和炼油厂采用油气管道与专用设备结合的方案较为合理，即可在减少投资情况下达到一定效果，其他情况则应采用专用设备方案，效果较好，但投资较大。
3、管道的防腐蚀处理
（1）加强钢管材料要求。管道发生应力腐蚀开裂主要是由剥离或阴极剥离造成的，要完全控制和预防压力容器及管道中的与氢相关的腐蚀开裂，可能性非常小。为此，在材料的制造过程中，尽量控制和改善夹杂物的数量与形貌，降低含硫量与含氢量，涂敷前的钢管表面必须进行抛丸或喷砂处理，以达到标准要求的洁净度和锚纹深度，确保底漆粘结牢固。（2）把好现场补口质量。补口材料与管体防腐覆盖层有较好的相容性;补口接合部应严密粘牢，必要时可做严密性试验;必须认真处理补口处的钢管表面，达到管体表面洁净度的要求。（3）合理选择管材壁厚度。首先要防止储运过程与投运中管道的局部屈曲失稳;其次，要考虑裂纹扩展时效，防止开裂破坏。厚壁管比薄壁管有利于抗应力腐蚀开裂。因此在设计时不妨适当降低管材强度，增加管壁厚度。（4）固定式与移动式防腐作业线相结合工厂固定式防腐作业生产，由于施工环境好，可提高防腐管的质量，但对于需要长途运输的管材，防腐覆盖层易损伤，而现场修补也很难达到满意的效果，故建立防腐作业线应考虑固定与移动相结合，以满足工程现实的需要。
三、结语
石油是不可再生的自然资源，油气储运作业环境复杂，因此各个炼油厂和油库、加油站应必须着手在油品储运过程中采取切实可行的措施减少蒸发损耗，避免强制实施油气回收时影响生产经营。将火灾防患于未然，对储运管道加强管理。但是由于油气储运过程的复杂性，很多问题还有待进一步解决，如油气回收技术等等。目前我国还处于较低的发展阶段，如何将一些技术有机的结合起来，还需要以后的不断探索。
G. 什么是世界海洋石油储运技术
一、海上油气集输系统
油气集输是继地质勘探、油田开发、钻井采油之后的油田生产阶段。这阶段的任务是从油井井口开始，将油井的产出物在油田集中、油气分离、计量、净化处理、必要的初加工，生产出符合质量要求的油、气及副产品，而后输送给用户。
海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地、支撑结构的工程设施。海上油气集输包括了整个油田生产设备及其工程设施。这些工程设施有井口平台、生产平台、生活平台、储油平台、储油轮、储油罐、单点系泊、输油码头等。根据所开发油田的生产能力、油田面积、地理位置、工程技术水平及投资条件，可分别组成不同的油气集输系统。
随着海上油田开发工程由近海向远海发展，海上油气集输形成了以下三种类型。
1.全陆式集输系统
海上油田开发初期，是在离岸不远的地方修筑人工岛，建木质或混凝土井口保护架（平台）打井采油。油井的产出物靠油井的压力经出油管线上岸集油、分离、计量、处理、储存及外输。这种把全部的集输设施放在陆上的生产系统称为全陆式集输系统。
该系统的海上工程设施一般为：（1）井口保护架（平台）通过海底出油管上岸；（2）井口保护架（平台）通过栈桥与陆地相连；（3）人工岛通过路堤与陆地相连。
全陆式生产系统在海上只设井口保护架（平台）和出油管线，大大减少了海上工程量，便于生产管理。陆地生产操作费用比较低，而且受气候影响小，与同等生产规模的海上生产系统相比，其经济效益好。该系统一般适用于浅水、离岸近、油层压力高的油田。我国滩海油田开发多采用这一集输方式。
2.半海半陆式集输系统
随着油田开发地点水深的增加、离岸距离加大、钢导管架平台的发展和应用，全陆式集输系统已不能适用。为了解决油气长距离混输上岸效率低及油层压力不足的问题，逐步把油气分离及部分处理设备放在海上。油井开采出来的油气在海上经过分离初处理后，再将原油加压管输上岸处理、储存及外输。如伴生气的量小，除作平台燃料外，其余在海上放空烧掉；如天然气量较大，则油、气在海上分离后，分输上岸再处理。这种在海上仅进行油气初处理，而把主要的油气集输设备及储存、外输工作放在陆上的油气集输系统，称为半海半陆式集输系统。该系统适用于离岸不远、油田面积大、产量高、海底适合铺设管线以及陆上有可利用的油气生产基地或输油码头条件的油田，尤其适用于气田的集输。因为在海上不易解决天然气的储存和加工问题，所以一般气田采用半海半陆式的集输系统，如我国渤海湾锦州20-2气田就采用半海半陆式集输系统。
3.全海式集输系统
随着世界工业的迅猛发展，对石油的需求量不断增加。为了简化海上生产的原油上岸后再通过海运外输的环节，凭借现代海洋工程技术在海上建储油罐和输油码头，使油气直接从海上外运。这种将油气的集中、处理、储存和外输工作全部放在海上，从而形成了全海式集输系统。由此也使海洋油田的开发向远海、深海和自然条件恶劣的极地发展。全海式的集输系统可以是固定式，也可以是浮动式；井口生产系统可以在水上，也可以在水下。这种集输生产系统既适合小油田、边际油田，也适合大油田；既适合油田的常规开发，也适合油田的早期开发。这是当今世界适应性最强、应用最广的一种集输生产系统。
综上所述，海上油气集输系统是从全陆式发展到半海半陆式，又从半海半陆式发展到全海式。它们的根本区别在于集输的生产处理设施是放在海上还是陆上，如全部的油气集输生产设施放在陆上，则称为全防式；如全部设施放在海上，称为全海式；如部分设施放在陆上、部分设施放在海上，称为半海半陆式。
二、海上油气集输工艺流程
因为全海式油气集输系统可实现全部油气集输任务，本节就以全海式生产平台为例，介绍油气集输主要工艺流程及设备。出油气集输生产包括油气水分离、原油处理、天然气处理、污水处理等主要生产项目。
1.油气计量及油气生产处理流程石油是碳氢化合物的混合物，在地层里油、气、水是共生的，又由于油气生成条件各异，各油田开采出的原油的组分是不同的。此外，油中还含少量氧、磷、硫及砂粒等杂质。油气生产处理的任务就是将油井液经过分离净化处理，能给用户提供合格的商品油气。由于各油田生产出来的油气组分和物性不同，生产处理流程也不完全相同，如我国海上生产的原油普遍不含硫和盐，因此就没有脱盐处理的环节。有的油田生产的原油不含水，就没有脱水环节。海上原油处理包括油气计量、油气分离、原油脱水及原油稳定几部分。由于海上油田普遍采用注水增补能量的开采方法，因此原油脱水是原油处理的主要环节之一。
2.天然气处理
经油、气分离的天然气，在高温下仍带有未被分离的轻质油、饱和水、二氧化碳及粉尘等物质，这些物质如不处理，一则浪费，二则会造成管路系统的堵塞和腐蚀。天然气处理主要指脱水、脱硫及凝析油回收，有的天然气还要脱除二氧化碳。一般海上平台天然气处理是将由高压分离器分离出的气体和各级闪蒸出来的气体分别进入相应的气体洗涤器，以除去气体携带的液体，再进入不同压力等级的压缩机，分段加压，达到设计压力，一个典型四级分离的气体压缩和凝析油回收系统。由各级气体洗涤器收集的凝析油分别进入各级闪蒸罐的原油管线中。为防止管线被天然气水化物堵塞，采用甘醇-气体接触器，吸收天然气的水分。
由于天然气处理压缩系统投资较高、质量大、占用空间面积大，有的平台由于生产的伴生气较少，往往将生产分离出来的天然气不经处理，一部分作平台燃料，一部分送火炬放空烧掉。如果气量大，可管输上岸再处理。如何处理天然气要经综合评价后做出选择。经气体压缩和凝析回收后出来的气体，一般仍需进一步脱水、脱硫和凝析油回收。脱水主要采用自然冷却法、甘醇化学吸收法、压缩冷却法等，脱水的同时可以脱出轻质油。对含硫的天然气还需要脱硫，同时可以回收硫。海上天然气加工生产系统和陆上一样，这里不再赘述。
3.含油污水的处理
随着世界工业的迅速发展，自然环境受到污染，严重地影响了生物的生长和人类的健康。目前世界环境保护机构规定：油田所有的含油污水必须经过处理，水中含油量低于15～50毫克/升才能排放。故海上采油平台原油脱水出来的污水及生产中产生的含油污水，都必须经过污水处理系统进行处理。
4.海上油气集输生产流程及设备的选型
油气集输生产流程的设计及主要设备的选型，不像钻井工艺及钻机设备那样有定型生产流程及系列的钻机设备，它往往是根据油田产出物的组分、物理性质、产量及油田的开发方式、油气集输系统的选择等条件进行设计制作。如一离岸较远、含气量较高的油田，选用半海半陆式集输系统，油气长距离混输上岸，在技术上有一定难度，为此采用油、气分输上岸流程，即在海上平台进行油、气分离初处理，油、气上岸后再分别进行全面的处理；如采用全海式集输系统，油气处理及其储运设备全部放在海上，那么其具体工艺流程及设备的型号显然是与前者不同的。每个油田根据设计的生产流程、主要设备、工程结构选型及尺度，分别设计安装在模块上，一般都按生产的内容设计，大致分以下几种类型。
（1）井口模块模块。上面设置井口采油树、测试分离器、管汇、换热器等。
（2）油气处理模块。一般设置生产分离器组、电脱水器、原油稳定装置及其配套的管路、仪表、罐、换热器等。
（3）天然气处理模块。一般设置有分离器、洗涤器、压缩机、轻质油回收装置等。
（4）污水处理模块。有隔油浮选、沉降分离、过滤器及其加压的水泵与其辅助设备等。
此外，还有发电配电模块、生活模块、注水模块、压缩模块等。这些模块的设计要求自成系统，同时考虑与其他系统的连接配套。部分生产模块的设备在陆上安装好可进行试车，当在平台吊装就位，连接好水、电、管路系统就可全面试运转，以减少海上工程量，便于生产管理。在设计模块规模时，还要考虑平台面积、施工起吊能力及生产安全要求等。
三、海洋集输平台设施
当人们航行在茫茫大海中，有时会突然发现远方有一些建筑群时隐时现，你一定会欣喜万分，以为看到了海市蜃楼。轮船靠近后才看清这是一些钢铁制造的庞然大物高高地矗立在海面上，不管是台风袭击还是海浪拍打，它都像一个忠实的哨兵守卫在辽阔的海疆。这些钢铁建筑物就是海上石油生产平台。先建平台后打井、采油，这是海上石油和陆上石油的主要差别。通俗地说平台就是给人们在海上生活、生产提供的固定场所。
最初人们在海洋进行石油勘探开发只能在近海，用木料搭制一个作业平台，进行钻井、采油。伴随科学技术的进步，人们希望平台更安全、更坚固耐用，并能适用于环境恶劣的深海条件，逐渐改为使用混凝土或钢铁建造作业平台。再后来发明了自升式钻井平台和钻井船，这两种装备实际上都是船，前者没有自航能力，要靠其他船只拖曳，后者具备自航能力。钻完井后，钻井平台或钻井船驶往新井场。目前海上见到的平台大多是油气生产平台，这些平台上设施的内涵与陆地油田没有什么差别，只是更精良、更安全可靠。图37-1所示是所有设施全部设置在海上的情况，其中中心处理平台把周边各井的油气通过海底管道集中并计量，同时配备安全装置，然后将油气水分离净化，合格的原油输送到储油平台，处理过的水再经过井口平台回注或排放，天然气一般放空烧掉；储油平台主要功能是存放原油并通过穿梭油轮定期运送给用户；动力平台主要是柴油发电机组、天然气透平发电机组、供热锅炉等提供动力的设备；生活平台提供工作人员休息、生活；各平台间有供工作人员行走的栈桥，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及电缆也附设其上。当然，根据油田在海洋的地理位置，各种设施并非要全部建在海上。如果距离陆地较近，油气水处理平台、储油平台则建在陆上。即便全部建立在海上，也可根据情况将某些设施适当地组合在一座平台上。井口平台实际就相当于陆上油田计量站，负责单井的集油、油气日产量的计量和注水。浮式生产储油轮相当于陆上油田的联合站，负责油气水分离净化、储油。其动力、生活系统也在船上。这样就大大减少了海上固定平台，降低了投资。如果油田迅速降产或失去生产价值，浮式生产储油轮还可以转移到其他油田继续使用。
图37-2FPSO工作示意图
静态来看，截至2008年2月，FPSO现役数量为139艘，其中，新建数量为54艘，占比为38.85％，改造数量为85艘，占比为61.15％；订单32艘，其中11艘为新建，21艘为改造，占比分别为34.38％和65.63％。无论是新建还是改造，均经历了两次高峰：1997—1999年、2003年至现在。现役FPSO基本上是在2000年以后建造的，80％左右的船龄在10年以内，大多还可以应用至少10年左右的时间，更新需求动力相对较小。在现役的FPSO中，分布较多的国家有巴西、中国、英国、澳大利亚、尼日尔爾利亚、安哥拉等国，数量分别为22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO订单中，巴西依然是拥有量最多的，为9艘，其次较多的分别为英国、印度和尼日尔爾利亚，其数量分别为5艘、4艘和3艘。
七、发展趋势
挪威专家Einar Holmefjord先生在题为《挪威边际油田开发研究活动现状——DEMO2000》的演讲中指出，“昨天，我们采用重力基础的平台进行钻井和生产，今天，我们采用浮式生产系统和水下设施，明天，我们将井流物从海底直接输送上岸处理，不需要任何海上设施”。Einar Holmefjord先生的话简明地概括了国外海上石油发展现状和发展趋势。为开发边际油田，国外越来越多地采用了浮式生产设施和水下回接技术，开发了一系列的配套技术，如水下混输技术、深水大排量混输泵、水下供配电系统、水下作业机器人、水下卧式采油树、水下管汇和水下多相计量技术等。上部设施包括油气集输和水处理设施的新工艺、新设备也不断出现，如多相透平技术、海水脱氧技术等。这些技术已得到应用，且有些技术已趋于成熟。深水和超深水域油田的开发是国外海上油田开发面临的最大挑战，某些地区，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是达1500～3000米。深水具有低温、超高静压、温压变化引起立管内介质物性复杂等特点，容易引发立管段塞流、结蜡、水合物等问题，并且一旦出现问题，就会造成重大损失和危害。为解决深水水域介质在管道内的流动安全问题，近年形成了一门新兴学科——流动安全学。目前国外公司开展的深水技术研究包括立管内多相流研究、SPAR模型平台、深水系泊系统、轻型组合立管、电加热管技术、水合物抑制技术（动力学抑制剂的研制）等。解决深水油田开发的技术问题是国外海上石油技术发展的趋势。
H. 油气储运技术是一个怎样的专业
油气储运工程专业是研究油气和城市燃气储存、运输及管理的一门交叉性高新技术学科。
但选择这个专业的话可能伴随着就业问题，就业面可能比较窄。
业务培养目标：本专业培养具备工程流体力学、物理化学、油气储运工程等方面知识，能在国家与省、市的发展计划部门、交通运输规划与设计部门、油气储运管理部门等从事油气储运工程的规划、勘查设计、施工项目管理和研究、开发等工作的高级工程技术人才。 业务培养要求：本专业学生主要学习油气储运工艺、设备设施方面的基本理论和基本知识，受到识图制图、上机操作、工程测量、工程概预算的基本训练，具有进行油气储运系统的规划、设计与运行管理的基本能力。创造与创新的新世纪人才。 主干学科：工程流体力学、油气储运工程学 主要课程：工程力学、工程流体力学、工程热力学、传热学、物理化学、泵与压缩机、电工与电子技术、油气管道设计与管理、油气集输、油库设计与管理、油气储运工程最优化、技术经济学等
主要实践性教学环节：包括工程制图、测量实习、金工实习、施工实习等一般安排18周。 主要专业实验：油气质量检测、物理化学等 修业年限：四年 授予学位：学士学位 相近专业：采矿工程 石油工程 矿物加工工程 勘察技术与工程 资源勘察工程 地质工程 矿物资源工程 油气储运工程 煤及煤层气工程 资源勘查工程
I. 油气储运技术是什么
油气储运，顾名思义就是油气的储存和运输。其主要任务是采用先进的工艺措施，将油井产物收集起来，经初加工处理，生产出尽可能多的合格原油和天然气，按要求安全、经济地输送到指定地点进行储存或应用。
油气储运主要包括矿场油气集输、油气的长距离管道输送、各转运环节的油气储存和装卸、终端油气储存和销售、炼油厂和石化厂的油气储运等环节，如图7-1所示。
图7-1油气储运示意图
油气储运是继油藏勘探、油田开发、采油工程之后的一个非常重要的阶段，是油田地面骨架工程之一，是连接产、运、销各个环节的纽带，是沟通石油工业与国民经济其他各部门的桥梁，是平衡供求领域的杠杆，对保障国家的经济稳定发展具有非常重要的意义。