㈠ 原油、天然气长输管道一般设计压力为多大
原油、天然气长输管道它们一般设计压力是1.6MPa-4MPa-6MPa-10MPa，另外高的有12MPa。当然这也属于特殊情况。具体设计压力按照以下要求进行：
通过以上3个方法可以很明确的知道他们的设计压力。
㈡ 长输油气管道的输送方式有哪些
简言之，只要在油气管道首端施加足够的压力，石油、天然气就能沿管道流动。就像自来水管一样，管内水压高于大气压，打开水龙头水就流出。
在输油管道首端建有输油站（泵站），称为首站。站内油罐用于收集、储存石油和保证管线输油量的稳定，输油泵用来从油罐汲取石油并对其加压后输入管道。管道沿线设立若干个间隔一定距离的输油站，叫做中间站，其作用是对油品补充加压，保证油品像接力赛跑那样一段接一段流过去。处于管道终点的输油站是末站，其任务是接收和储备来油，并提供给用油单位。热油管道沿线还需要建设加热站。
天然气管道的输送情况与输油管道相似，只是施压设备是压缩机而不是输油泵。石油难以压缩，因此输油管道容易产生“水击”危险，为此早期输油管线在中间站建有与大气相通的缓冲油罐，而所有输气管道的中间站不需要建设缓冲罐，都采用密闭输送（除管道进口和出口外，流体与外界隔离）。针对缓冲油罐是否接入和怎样接入管线，输油管道又存在三种输送方式。
（1）“通过油罐”方式。来油先进入油罐，再被输油泵从油罐中抽出、加压后输往下站，其特点是油品全部通过油罐。该方式可避免各种杂质和管道内空气直接进入输油泵，但是操作繁杂、轻质油品在油罐蒸发损耗大，故而只在施工扫线、投产初期、通球清蜡时及早期原油管道中应用。
（2）“旁接油罐”方式。来油同时进入油罐和输油泵，经加压输入下站，只有少量油品进出油罐，调节输油量的变化，轻质油品的蒸发损耗明显减少。由于自动化水平要求不高，易于各站独立操作管理，因此我国的原油管道过去大都采用这种输送方式。
输油站
油罐区
㈢ 加油站工艺管道设计的要求有哪些
GB50341-2003 立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范 SY/T5170-1998 石油天然气工业用-钢丝绳规范 SY/T6556-2003 大型地面常压储罐防火和灭火
SY/T6516-2001 石油工业电焊焊接作业安全规程SY/T0048-2000 石油天然气工程总图设计规范
SY/T0003-2003 石油天然气工程制图标准
SY/T0452-2002 石油天然气金属管道焊接工艺评定SY/T0082.1-2006 石油天然气工程初步设计内容规范 第1部分：油气田地面工程
SY/T0082.2-2006 石油天然气工程初步设计内容规范 第2部分：管道工程
SY/T0082.3-2006 石油天然气工程初步设计内容镇册含规范姿桥 第3部分：天然气处理厂工程
GB/T19830-2005 石油天然气工业油气井套管或油管用钢管
GB/T20173-2006 石油天然气御笑工业 管道输送系统 管道阀门
GB/T20660-2006 石油天然气工业 海上生产设施的火灾、爆炸控制、削减措施要求和指南
GB/T20972.1-2007 石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料
㈣ 石油管道的运输方式
下面用枕木设橡谈计一个四方形的底托（有加劲有吊装位置），在长度的两边枕木上钻孔加装全螺纹螺隐肆杆上面再用枕灶如轿木打孔上螺母压紧拴住即可。
㈤ 石油工艺管道安装工程施工工艺探讨
石油工艺管道的安装工程比较繁杂，在整个施工过程中会受到多种因素的作用，特别需要注意的是管道安装施工技术，该技术将会直接影响到安装工程最终质量。尽管现在的安装工程施工技术水平不断提升，但是仍然会有问题出现，相关部门应该加以关注。本文中首先对石油管道的安装工艺进行了简单介绍，随后分析了石油工艺管道安装工程的基本要求，最后对管道安装施工工艺进行了探究，希望能给相关企业提供一定的借鉴。
1石油管道安装工艺简介
在油田开采过程中，管道主要承担介质输送的作用，由于所要转送介质的特殊性，一般的管道安装可能无法满足要求，应该由专业人员进行管道安装工程，这种工程通常工期较短、难度较大，因此需要制定相应的预案以备应急之需，预案的制定要从全局的角度出发，综合考虑可能遇到的各种突发情况。关于石油管道安装工艺的特点，主要体现在以下两点：其一，考虑到输送介质的特殊性，要求所选择的管道材质能够抑制化学反应的发生，进而保证输送工程的安全进行；其二，管道网络的焊接部位要能够避免输运介质的影响，这就需要先进的管道施工工艺，保证整个管网系统的封闭性。随着科技的迅速发展，管道安装工程也进入了信息时代，强大的信息技术将能够进一步提高管道安装工程的质量。
2管道安装工艺的基本要求
在石油工艺管道的安装过程中，必须要提前做好准备工作，施工作业时要严格遵守相应的规章制度。下面将针对石油管道安装工艺的基本要求进行说明：第一，在安装之前要保证施工场地的清洁，主要清理的对象是管道组建带来的废渣和铁屑等杂物，避免其影响施工进度。此外，对于管道焊接处等特殊部位要做好严格的清理和密封工作。第二，在安装配镇穗过程中务必要依据相关规定施工，对于工程中管道的布置、走向、安装等方面要重点关注，尽最大可能保障安装工程的顺利进行。需要注意的是，在经过设计方允许后才能对安装工程进行调整。第三，在安装完成之后，要进行严格的维护工作，仔细检查管网系统中的焊缝以及开关等容易泄露的部位，尽量使其周围留有相应的空间，以方便日后的维修工作。除了上述要求外，还有一些要求也需要关注，比如：仔细核查那些经过脱脂工艺的部件以使其始终处于清洁的状态；在安装测试仪器时要遵照相应的安装说明，尽量与管道施工进度保持一致。
3浅析管道安装施工工艺
石油管道安装施工工艺是一项系统性工程，只有先进的工艺技术才能保障整个安装工程的质量。下面将对相应的施工工艺进行详细说明。(1)管段制作方面。管道的制作工艺直接决定了整个工程的质量水平，在施工作业过程中，要安排专业人员通过先进的检测设备对管网进行系统全面的检查，一旦发现问题要及时上报，并尽快组织人员进行更换维修，避免影响工程进度。(2)焊接问题方面。石油工艺管道安装施工过程中应该重点关注管道连接处的焊缝部位，这个部位是非常容易出现泄露问题的。细节往往可以决定成败，因此，相关作业人员在上岗前要进行相关的纪律培训，在施工过程中要注重细节，严格按照相应的规程进行作业，要根据实际情况采取有效的措施，完成工作后要及时检查，最大限度的降低焊缝所引发的安全事故。(3)防腐施工方面。由于输送介质的特殊性质，对管道的材质有着严格的要求，还有做好相应的防腐措施。首先在选材上要根据实际情况选择相应的防腐型材料，其次在施工过程中要做好有效的防腐施工。要考虑各种情况，切实提高管道的防腐性，进而最大限度的提升管道安装的施工质量。(4)密封安装方面。在安装作业过程中，施工人员要重点检查管道连接处的法兰和垫片，一旦这两个部件出现问题，必然会引发泄露事故，造成严重的经济损失。因此，在实际作业中发现垫片损坏或者法兰错位的情况，要及时进行更换处理，在安装法兰时，要保证法兰和管道的同心度，固定的时候不要用力过大，避免造成法兰的损坏，影响工程质量。(5)管道静电方面。培卜在安装作业过程中，管网系统之间由于摩擦效果，常常会引发静电问题的发生。为了避免静电的干扰，可以旅运从以下几点入手：首先，施工人员可以通过设计线路的优化来增强静电疏导的能力；其次，安装材料的油刷处理最好在安装完成后再进行工作；最后，在管道接地处理过程中务必要清除铁锈等易导电杂质，确保连接的牢固性。(6)螺栓连接方面。在管路初次运行的时候，温度的变化常常会造成管道的变形，这样便引发螺栓连接的松动。为了避免这种情况的出现，施工人员在螺栓加固工作完成后，还应该采取其他的固定措施，进行双重加固处理，确保其不会出现松动问题。
4结语
综上所述，石油行业中管道的安装工程和施工工艺是非常重要的，对两者的重视程度将会影响整个工程的质量。因此，相关企业应该给予足够的重视，加大科研投入，探究新型施工技术，尽可能的保障石油输送工作的顺利运行。
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㈥ 跪求我国石油运输管道的几条线路
目前，中哈石油运输管道已经投入使用。这不仅为中国提供了长期、稳定的陆路能源供应，还使中哈俄三国的石油管道运输体系得以联网，为中国和中亚、俄罗斯的能源合作关系奠定了基础。中哈输油管线和中俄泰纳线，每年至少可以为中国提供4000万t原油，这大大提高了我国石油进口来源和运输通道的多元化。下面列出我国周边颇受关注的一些潜在的石油运输线路。5.1 南亚(1)瓜达尔港工程输油线路：从巴基斯坦瓜达尔港通往中国新疆瓜达尔港油管全部都在巴基斯坦境内，不经过第三国，距离中国西部边境的距离较短。瓜达尔港处在波斯湾海口，距离中东产油区非常近，这条油管能使中国直接获得中东和海湾地区的石油。(2)中缅天然气管线：云南昆明—缅甸瑞丽—时兑港缅甸是世界第十大天然气储藏国，中缅天然气管线可使来自中东的石油避开马六甲海峡，在到达缅甸后经陆路运到中国云南。该路径比中国按传统方式通过马六甲海峡将原油运抵湛江提炼后再运往其他地方至少能减少1200km路程，而且要相对安全得多。由于这条管道处在气候温和地区，比起中哈石油管道的铺设要相对容易。云南省若能以引进中缅输油管道为由，建设相配套的石化基地，那么，西南内陆地区将率先拥有以石油炼制为龙头、石化一体的世界级石化基地。(3)IPI油管：伊朗—巴基斯坦—印度设计中的IPI管线全长2775km，要经过阿富汗、巴基斯坦边境等不安定地区，此外还要翻山过海(翻越帕米尔高原和喀喇昆仑山，通过阿拉伯海)，成本可能相当高。2005年，巴基斯坦和印度曾一致同意在2007年年中前开始建造投资70亿美元的IPI天然气管道，以便确保首批伊朗天然气可以在2010年前开始输往巴印两国。5.2 中亚计划中的TAP油管(土库曼斯坦—阿富汗—巴基斯坦)长达1700km，项目耗资约35亿美元，年输气量约8.57亿m3。若该管线延至印度将再增640km，耗资6亿美元。该项目将由亚洲开发银行提供先期资金支持，由跨国公司组成财团进行联合投资。从经济可行性角度讲，该输气管道如果能延伸到印度则最为理想。但是，考虑到印巴两国之间的关系，估计会有很大困难，这也使人们对该项目最终能否顺利实施心存疑问。5.3 中俄印管道设想印度设想的从俄罗斯途经中国到印度的油气管道主要有3条，其中2条从西伯利亚开始，分别为：西伯利亚—秋明—鄂木斯克—塞梅伊—德鲁兹巴—乌鲁木齐—库尔勒—库车—阿克苏—喀什—塔里木—印度；西伯利亚—秋明—阿斯塔纳—卡拉干达—比什凯克—伊苏库尔—喀什—印度。另外一条是从东西伯利亚开始，即伊尔库茨克—乌兰巴托—玉门—敦煌—和田—印度。以上线路都需要以我国的乌鲁木齐和喀什作为枢纽，然后才能到达印度。提出该设想的印度能源战略专家认为，通过该计划，中国不仅可以通过中转收取一笔高额费用，相关建设还会推动中国这些地区经济的发展，拉动中国与南亚诸邻国的经贸合作。作为合作回报，印度可以向中国提供通往海湾地区的能源通道。但印度设想的这3条油管，在南下印度前全都集中在了中国新疆的喀什、和田地区，几乎等于只有一个出口。另外，这一管道体系的修建成本也是不可忽略的。尤其3条管线的走向都由中国新疆南部进入印度北部，海拔5000—8000m的喀喇昆仑山是无论如何都绕不过去的地理屏障，这里的大面积冰川、永冻层和高海拔“生命禁区”，不仅给施工带来极大难度，管道建成后维护带来极大困难。
㈦ 输送石油管线的尺寸一般多少直径和管壁厚度
尺寸、管径和管壁厚度都是根据管线设计输量来的，就像一条输量为200W吨/年的管线和400W/吨每年的管线直径管壁都不一样。一般来说76mm×10mm的20#钢的管线就可以。
然后还要根据输油泵的设计排量，站间距，如果站间距太大，输油泵出口压力就会很高，回压大，这时候就要修副线，或者中间站，来保证输量。材质一般都是20#钢，管壁厚度要考虑到腐蚀速率和管强，管径越大的管线，它的壁厚就越厚。
油气管道：
油气管道输送就是利用管道将油气资源长距离输送到目的地。
特点是：运输量大；能耗小、运费低；便于管理，易实现全面自动化，劳动生产率高；管线大部埋于地下，受地形地物限制小，能缩短运输距离；安全密闭，基本上不受恶劣气候的影响，能长期稳定、安全运行；但运输方式不灵活，钢材耗量大，辅助设备多，适于定点、量大的单向输送。
㈧ 高凝高黏原油输送技术
由于中国近海油田产出的原油多具有高凝固点、高黏度以及高含蜡特性，因此在渤海湾、北部湾和珠江口海域已开发的海上油田所铺设的海底输油管道，全部采用热油输送工艺和保温管道结构。
海底高凝、高黏原油管道输送技术，是我国从海底管道工程起步阶段就注意研究和引进的。从20世纪80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部湾涠10-3油田开发配套的海底输油管道工程，都涉及如何解决好原油输送技术的问题。我们结合油田原油特性，与日本和法国石油工程界合作，研究采用了安全可靠的工程对策，学习引进了相关设计、施工和运行管理技术。随后在渤海湾和北部湾自营开发的诸多油田开发工程中，设计、铺设了众多海底输油管道，形成了我国一套完整的海底高凝、高黏原油管道输送技术。通过大量工程实践应用和检验，证明该技术是实用和可靠的。
一、输送工艺
针对高凝、高黏原油的管道输送，国内外在油田及外输管道工程上使用了各种减阻、降黏方法，诸如加化学药剂、乳化降黏、水悬浮输送以及黏弹性液膜等，进行过大量研究和试验，但由于技术上、经济上的种种原因，均未得到广泛应用。目前，最实用、最可靠的方法仍是采用加热降黏防止凝固的输送工艺。
对高凝原油，为防止原油在管道输送过程中凝固，依靠加热使管道中的原油温度始终维持在凝固点以上。
对高黏原油，采用加热降低黏度，满足管道压降需求和节约泵送能耗。当然，在采用热油输送工艺的同时，一般都相应采用保温管道结构。
（一）工艺模拟计算分析
海上油田开发工程涉及到的海底输油管道，其输送工艺模拟计算，一般要根据油田地质开发提供的逐年产量预测（并考虑一定设计系数），计算不同情况（管径、输量、入口温度等）下的压降、温降以及管道内液体滞留量和一些必要的工艺参数。依此选择最佳管径，确定出不同情况下的工艺参数（不同生产年的输送压力、温度等）。
近年来，原油管道输送工艺模拟计算分析普遍采用计算机模拟程序进行。中国海油从加拿大NEOTEC公司引进了PIPEFLOW软件，该软件与流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商业软件类同，汇编了各种计算方法及一些修正系数、参考数据库，供设计分析者选用。
（二）保温材料的选择和厚度确定
对采用热油输送工艺的海底管道，热力计算是非常重要的环节，而其中管道传热系数K值又是管道热力条件的综合表现。K值除受管道结构影响外，埋地的地温条件、保温材导热系数和保温材厚度是三大影响因素。
从计算分析结果看，由于地温变化不大对K值影响不明显，只是在低输量时，要注意其对终温的影响。
保温材性质和保温层厚度是影响K值最关键的因素，也是影响管道终温的关键因素。目前国内选用的保温材料与国外最常用的一样，是采用聚氨酯泡沫塑料。这是一种有机聚合物泡沫，能形成开孔或闭孔蜂窝状结构，优点是导热系数小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化学稳定性好，同时工业生产成熟，价格相对便宜。从保温效果考虑，当然是保温层厚度越大越好，但是，当保温层厚度达到一定值时，保温效果的增加和厚度的增量不再呈线性增加的关系，而是增加十分平缓。特别是对海底管道，保温层厚度增加意味着外管直径增加，就长距离管道而言，外管增加一级管径，钢管用量和施工费增加都是十分可观的。因此，根据计算分析和优化设计，认为选用保温层厚度为50mm是合理的。
（三）停输和再启动计算分析
停输和再启动计算分析是高凝、高黏原油海底管道工艺设计的重要内容，将直接关系到管输作业的安全和可靠。
停输后的温降分析，视为最终确定管道安全时间。对于采用热油输送工艺的管道停输后，随着存油热量散失，原油将从管壁向管中心凝固，凝层的加厚及凝结时释放的潜热将延缓全断面凝固的过程。存油凝固时间取决于管道保温条件、油品热容、停输时的温度和断面直径。通常这些数值越大，全断面凝固时间就越长。一般凝油层厚度在管道轴向是一个变化值，通常以管道终断面凝油厚度作为安全停输时间的控制值。
对于加热输送的高凝、高黏原油管道发生停输，且预计在安全停输时间内时，不能恢复管道输油，为保证管道安全，最有效的措施是在管内存油开始凝固时，用水或低凝油将其置换。
停输后的再启动分析，是考虑管道发生停输后可能出现的最不利工况和环境条件，此时要恢复通油，需计算所需的再启动压力和提出实现再启动要采取的措施以及增设必要的设备和设施。
通常，再启动压力（P），用下式计算：
中国海洋石油高新技术与实践
式中：P为再启动压力（Pa）;P。为管道出口压力（Pa）;Di为管道内径（m）；τ为原油在停输环境温度下的屈服应力（Pa）;L为管道可能凝固的长度（m）。
（四）水化物和冲蚀的防止措施
海上油田开发工程涉及的输油管道，是一种与陆上原油长输管道和海上原油转输管道不同的管道，它是从井口平台产出的原油气水混输至中心处理平台或浮式生产贮油装置的油田内部集输管道。该类海底管道输送时伴有从井口采出的水和气，属于混输管道，对这类油管道，也是采用加热输送工艺和保温管道结构。
做这类混输油管道的工艺设计，除做净化原油输送管道通常要进行的模拟计算分析外，还要增加段塞流分析和防止水化物和冲蚀产生的分析。
段塞流现象是油气混输过程中的一个重要问题。正常输送过程中，如何判定是否出现严重的段塞流，以及如何确定段塞流长度，目前已经有了通用的分析计算判断方法。在清管作业过程中，由于管道内存在一定的滞留液量，因此在清管器前将形成液体段塞流。在下游分离设备设计中必须考虑清管作业引起的段塞流影响，一般是设计一定的缓冲容量，使容器操作始终维持在正常液位与高液位报警线之间，确保生产正常。
水化物是影响海底混输管道操作的一大隐患，特别是在以下三种工况下可能出现水化物，为此提出了防止形成水化物的措施：①低输量状况，为防止水化物生成，要求在输送过程中，管道内油气温度始终维持在水化物生成温度以上。但在低输量状况下，温降很快，根据水化物生成曲线判断，可能会生成水化物。此时应及时注入甲醇之类的防冻液（水化物抑制剂），以防止水化物生成；②停输过程，在长期停输状态下，由于管道内油气温度降到了环境温度，且管内压力仍保持较高压力状态，所以可能生成水化物。此时，应采取的措施，一是给管道卸压，二是往管道内注入水化物抑制剂；③重新启动，通常停输后再启动，需要高于正常操作压力的启动压力，而这时温度又往往很低，故很容易生成水化物。此时应采取连续注入水化物抑制剂的做法，直到管道内温度达到正常操作温度为止。
防止产生冲蚀是油气混输管道工艺设计不容忽视的问题。对多相混输管道，若流速超过一定值时，液体中含有的固体颗粒会对管道内壁形成一种强烈的冲刷腐蚀，特别是在急转弯处如海底管道立管及膨胀弯处。因此设计时要计算避免冲蚀的最大流速，其公式为：
图15-13PE外套保温管断面结构
表15-3给出所研制保温管道的技术参数。
表15-3保温管道技术参数表
当然，真正意义上的单管保温结构管道，应该是取消外护套系统，在输油钢管外面施加既能防水也具良好保温性能且有较强抗静水压力及抗机械破损能力的保温材，无疑这是该项技术发展的最终方向。目前，在我国南海东部惠州26-1北油田（水深约120m）一条直径为254mm、长约8.7km的海底保温输油管道，通过深入研究和招标推动，已经具备了工程实用基础，其技术可行性和价格被接受性都得出了较好的结论。