天然气工程范文第1篇
工程质量验收即石油天然气建设工程承建单位在对竣工质量自我检测与评价确认合格的基础上，与工程建设有关的部门与单位对检验批等建设质量进行抽样检查，依据国家有关标准对工程的质量进行书面总结，分析判断是否合格。质量验收与过去的质量检验评定有着明显的区别，实行验收与评价分别进行的方式。过去的质量控制体系主要有评定标准、质量验收组成，两者之间重复性内容较多、矛盾复杂。另外，质量验收保证了工程相关的各个单位与部门都能参与其中。在评定中，采用等级制度对质量进行划分。在质量验收中，建设、监理、监督等单位都必须履行自己的职责，也能行使自己的权利。石油天然气建设工程内容繁琐、条目众多，质量验收程序十分复杂，所以将整个工程进行科学合理地划分对加强验收的可操作性、有效性具有重要意义。若划分方式不科学，就会导致整个验收内容混淆或者出现重大安全问题，而且这些问题隐藏在复杂的工程中，不容易被验收人员发现。在保证系统完整的前提下，合理地将验收内容划分为几个层次，每个层次以及子工程指派专人进行跟踪、负责，分工更加明确，工作内容也更具有针对性。另外，在质量验收中还能及时发现其中存在的质量问题与安全问题，及时整改，有效保证石油天然气建设工程施工质量。
2关于石油天然气建设工程施工质量验收划分的研究
2.1石油天然气建设工程安全建设主要内容
安全作为石油天然气建设工程的重中之重，需要给予足够的重视。安全建设主要体现在以下几个方面：管材与管件。对城镇燃气工程管材的选用要根据工程的技术要求，管件选用的材料、壁厚、介质、使用温度、施工环境等按《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005可以满足要求，PE管用管件应符合《燃气用埋地聚乙烯管件》GB15558.2-2005;土方工程。城区燃气管道(不包含庭院管网)设计压力≥0.8MPa时，管道沿线应设置路面标志。若设计有特殊要求时按设计要求执行;地下燃气管道与相邻建、构筑物或相邻管道之间的水平净距及垂直净间距应符合《城镇燃气设计规范》GB50028-2006相关要求。
2.2施工质量验收划分目的
石油天然气建设工程施工质量验收主要是对施工过程与工程竣工验收阶段进行有效控制，是保证质量符合国家标准与设计标准的重要手段，将质量验收划分成科学、合理的层次具有必要性。通过对划分层次的检验与最后验收部门的最终确定，能够实现对石油天然气建设工程施工质量的过程与终端的有力控制，保证质量与决策时确定的质量标准相契合。
2.3施工质量验收划分层次
单位工程;子单位工程;分部工程;子分部工程;分项工程;检验批。
2.4施工质量验收划分依据
工程设计图纸、SY4200-2007验收通则、GB50300-2001建设工程施工质量验收标准。
2.5施工质量验收划分原则
(1)石油天然气建设工程中需要用到的专业知识很多，为了保证工程划分的科学性，将整个工程项目划分为单项工程。(2)石油天然气建设建筑安装工程竣工验收时执行GB50300-2001建设工程施工质量验收标准，其余部分以SY4200-2007验收通则为标准[1-2]。(3)划分检验批的依据：施工标准、质量控制标准、专业验收需要。石油天然气建设工程通常将一个设计系统、组别、设备台套等划为一个检验批。
2.6施工质量验收划分
家用、商业、工业石油天然气建设工程均应符合设计文件的要求和现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028的相关规定。1991年建设部、劳动部和公安部联合颁布的第10号令《城市燃气安全管理规定》中要求城市燃气工程在质量验收时，应组织城建、公安消防、劳动等有关部门及燃气安全方面的专家参加。
2.7其它
质量验收中本文中未提到的划分部分参见SY4200-2007验收通则与GB50300-2001建设工程施工质量验收标准。
3结语
石油天然气是国家当前阶段的经济发展中不可缺少的能源之一。为保证能源的合理利用，国家应该加强对石油天然气建设工程施工质量的验收与划分重视程度，对参与工程的各个人员以及牵涉到的众多环节进行严格控制，依照质量验收划分标准对工程进行质量控制与安全控制。
参考文献：
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[3]陶波，滕升光，肖春跃，杨斌.石油企业基层单位工程竣工验收管理工作探讨[J].天然气技术与经济,2014(3):68-70.
天然气工程范文第2篇
【摘要】为促进液化天然气气化站安全、环保运行，采用相应的技术措施，做好设计工作是十分必要的。文章分析了液化天然气气化站工艺，指出气化站优化设计的意义，并提出相应的改进对策，包括工程方案、储罐、气化系统、工艺材料、消防电气、办公用房等方面。希望能够为实际工作提供指导与借鉴。
【关键词】液化天然气；气化站；设计；工艺材料
1.引言
液化天然气气化站是天然气应用的重要方式，主要用作无法使用管道天然气城镇的气源。为促进其作用有效发挥，保障气化站安全、环保运行，必须做好设计工作。目前液化天然气气化站使用还处在初级阶段，相关设计规范标准不完善，对其有效运行带来不利影响。为此，今后在设计过程中，应该根据实际工作需要，采取相应的设计改进对策，为气化站更好运行创造良好条件。
2.液化天然气气化站工艺分析
就其组成来看，液化天然气气化站主要包括储罐、卸车台、调压增压系统、气化系统、计量系统等，不同系统发挥不同作用，促进整个气化站有效运行。在日常运行中，通过低温槽车将液化天然气运到气化站，用增压器对储罐增压，在压差作用之下，通过卸车台的管道进入站内低温储罐。然后利用增压器提高储罐压力，让储罐内的液化气进入气化系统，气化升温达到设定值。由调压器对压力进行调整，满足使用要求，最后通过计量和加臭系统，让液化气进入燃气管网，为用户所使用。
3.液化天然气气化站设计的改进意义
為保证气化站更好运行和工作，必须做好设计工作，这样不仅有利于提高气化站工程质量，还能确保气化站运行效益提高。具体来说，在设计过程中，要综合考虑总图设计、电气设施、自控方案、设备型号、服务设施等内容，对这些因素进行全面、综合考虑，然后制定科学、合理的设计方案。优化液化天然气气化站工艺流程，不仅能有效控制工程造价，保障气化站安全、可靠、环保，还能促进整个气化站经济效益提高，因为越来越受到人们重视。
4.液化天然气气化站设计的改进对策
4.1工程方案设计的改进对策。主要包括土建工程、消防工程、工艺设备安装工程，结合当地供气需要，对工程建设进行科学合理设计。土建工程建设中要考虑好综合楼、辅助用房、消防水池、道路工程等各组成部分，进行科学合理安排。规划设计前考虑城市发展规划、长输管线到达时间，综合考虑站场条件、气化站建设性质、气源供应方式和能力、材料设备要求等，对比分析各种设计方案的技术性和经济性，从而促进设计水平提高，有效指导气化站建设。
4.2储罐设计的改进对策。真空罐为双层金属罐，工厂制造并且试压后运输至施工现场，液化天然气总储量在1000m3以下的采用真空罐。子母罐最大储量可达2500m3，工厂制造和试压后在现场安装。常压罐结构为双金属罐，在现场制作安装，生产周期较长，常用的操作压力为15kPa，操作温度-162℃。存储罐用珠光砂为保冷材料，充入干燥氮气，做好防潮工作，确保储罐使用效果。罐口要设置液位测量装置，掌握储罐液化气的存储量，并确保系统安全。
4.3气化系统设计的改进对策。主要是做好气压调节工作，将储罐压力保持在一定范围内，满足实际工作需要。利用自增压气化器的作用，让液化天然气经过调压、计量、加臭后输送至燃气管网，为用户所接受和使用。气化后的天然气应该经过加热器将温度升至10℃左右，然后输送至燃气管网。
4.4工艺材料设计的改进对策。工艺设计时应该考虑总图美观和操作方便的要求，与场地的地形特征相符，对设备、工艺管线等进行科学、合理设计。液化天然气储罐进出液总管上增设连通管，有利于保持管道处于低温状态。设置氮气钢瓶为紧急切断阀的动力，合理设置调压装置，选择自力式调压器，设置两路调压装置，计量用涡轮流量计，加臭剂为四氢噻吩。工艺系统阀门满足液化天然气压力和流量要求，具备耐-196℃的低温性能，常用阀门包括升压、降压、止回、紧急切断、安全阀等，材料选用0Cr18Ni9阀门。液化天然气管道选用奥氏体不锈钢管，常温下安装。同时还要合理设计管径和阀门数量，以更好满足施工需要，实现有效降低成本的目的。通常为节约成本，在满足工艺要求的前提下，设计较小的管径、阀门、管件规格。阀门采用焊接连接方式，减少法兰接头数量，有效防止液化天然气出现泄漏现象。但管道系统必须有法兰连接，以方便管道检修和维护。
4.5围堰设计的改进对策。储罐周围设置防护堤，阻止外泄的气体流向其它地方。合理设计储罐位置、安装间距、防护堤，围堰容量应该能够容纳储罐内总的液化天然气量，储罐混凝土基础高度应该比围堰内液化天然气液位要高，储罐裙底支座不能被低温液体接触，不能在围堰开孔安装电缆、管线，围堰排水通过泵由顶部排出，确保围堰设计效果。
4.6消防设计的改进对策。坚持预防为主原则，实现对安全事故的有效预防。生产区设置多个可燃气体报警探头，并与储罐紧急切断阀联锁，发生泄漏等紧急情况时，紧急切断阀可立即关闭，从而有效预防安全事故发生。合理设计消防设施，发生火灾时能自救，火灾初期能有效控制大火蔓延，为消防队到来争取时间，尽量减少不必要的损坏。气化站不能用水灭火，而要设置泡沫灭火器。当出现危险情况时，可以采用泡沫灭火的方法。消防水池采用露天水池，保证水质合格。可以借助城市供水管网，减小消防水池设计水量。消防水系统还可以与城市供水管网相连接，连接处设止回阀，稳定站内水压。通过采取这种优化设计方案，能够节约投资，还可以满足消防用水需要。
4.7电气设计的改进对策。保证供电的安全性和可靠性，满足各项工艺设备用电需要。站区供电按照二类负荷设计，两路电源供电，一路是城镇商业用电，另一路自备发电机供电。当电网供电断开时，发电机能自动供电，保障消防设备在消防事故发生的前提下，仍然能够有效、可靠运行。消防和办公设备用电负荷不同时工作，大容量用电设备用降压启动方式，站内照明满足《工业企业照明设计标准》的各项要求，采用节能灯具，并做好防爆、防尘、防水工作。仪表控制间和配电室应该安装平时和应急两种灯具，应急时间要大于30min，从而有效保障气化站的安全。
4.8办公用房设计的改进对策。主要设施包括综合楼、辅助用房、消防水池、站区道路等。综合楼面积较大，投资大，一般设计一至两层即可，每层面积一般在200m2为宜。设计监控室、站长室、会议室、休息室、工具间等，满足气化站日常使用需要即可，实现节约投资，降低成本的目的。
5.结束语
总之，液化天然气气化站发展还处在初级阶段，相关设计规范标准尚未完全形成。设计过程中应该遵循《城镇燃气设计规范》的相关要求，优化工程方案、储罐、气化系统、工艺材料等设计工作。同时还应该总结设计经验，提高设计人员综合素质，提高液化天然气气化站设计水平，为其安全、环保、科学运行提供保障。
参考文献
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[3]田利锋.液化天然气气化站优化设计[J].城市建设理论研究（电子版），2012（18），33-35.
天然气工程范文第3篇
1用地指标解读
1.1用地指标数据来源
用地指标的数据来源于当时已建的石油天然气工程项目和正在投产运营的石油天然气工程项目, 对这些数据进行分类整理以后, 按照同类别的站场分别取值的原则, 考虑到用地面积能概括大多数场站建设用地的因素进行确定。
1.2用地指标概念
《石油天然气工程项目建设用地指标》中所说的用地指标指的是场站围墙轴线以内的用地指标, 因为围墙范围以内的区域其面积是可控的, 各功能区块的面积以及防火间距均是有依据和有章可循的;而围墙以外的区域是不可控的, 包括边角地、夹心地、边坡、挡墙、截排水沟等, 其面积无法预料。所以用地指标指的是围墙轴线范围以内的用地面积。
1.3规范及环保安全理念对用地指标的影响
用地指标的数据来源于当时已建或已投产的石油天然气工程项目 (该用地指标开始编制的时间为2005年底) , 被统计数据的这些项目设计时所采用的主要规范为《原油和天然气工程设计防火规范》 (GB 50183—93) , 而2005年3月1日以后的项目设计所采用的主要规范为《石油天然气工程设计防火规范》 (GB 50183—2004) , 同时老规范《原油和天然气工程设计防火规范》 (GB 50183—93) 废止, 这两本规范在站内各设施之间的防火间距有较大的区别, 比方说按照老规范, 工艺区与综合值班室之间的距离为10~15m就已经满足规范要求, 而新的规范其间距需要22.5m以上。
另外为提升场站的安全系数, 进出站ESD区都从工艺区分离出来独立成区布置;为贯彻以人为本的安全理念, 控制室等人员集中的场所从生产区分离出来独立成区布置, 详见图1;为贯彻环保设计理念, 场站内雨水均设置雨水收集蒸发池集中起来不四处散排。以上这些均对用地面积有较大的影响, 相对于老规范以及用地指标而言, 都有较大幅度的增加。
1.4用地指标中站场类型的功能解释
各类型站场的功能介绍是根据站场的数据来源, 多个同类型站场共同覆盖这些基本功能, 而不是指单个站场包含了该类型站场的所有功能。比方说某类型的站场有A、B、C三座, 而该类型的站场具有功能1、2、3 三种功能模块, 其中站场A包括了功能1、站场B包括了功能2、站场C包括了功能3, 这样, 该类型的站场其功能模块就会概括为A、B、C三种。
1.5功能的变化
1.5.1功能替代
该类型站场原有功能采用了不同于标准的新方法予以实现, 尽管该新的方法会导致站场用地面积的增加, 但该方法符合国家节能减排的方针、政策, 并有利于支持民族产业的发展和技术进步。这种情况导致用地面积的增加, 可以向有关部门作出合理的解释。详见图2。
1.5.2功能增加
该类型站场出现以前没有出现过的功能模块, 比方说天然气的分输站, 由于干线来气压力较高、分输支线压力较低, 在高压差的情况下降压保持流量不变, 会出现冷凝, 为了解决这个问题, 需要在分输站增加一套加热系统。这种情况导致用地面积的增加, 也可以向有关部门作出合理的解释。详见图3。
1.6用地指标中附表数据来源的精简
用地指标中附表中的数据对收集的大量的原始数据进行料精简, 原因是国土资源部从节约用地的角度出发, 将用地面积较大的、利用系数较低的站场从统计数据中进行了剥离, 对用地面积相对较为节约、利用系数较高、量值差别不太大的比较集中的数据予以保留, 并取其平均值作为基础进行指标确定。
1.7调整系数
《石油天然气工程项目建设用地指标》中所说的调整系数是指地形地貌等场地条件的变化, 会使场站内竖向布置方式不同, 如台阶、放坡、挡护等处理方式, 所以要采用一定的调整幅度。
站场建设用地指是指平原地形地貌站场围墙内用地面积, 站场建设用地在此基础上考虑不同地形地貌的差别按地形地貌调整系数进行调整, 调整后的用地面积包括了填方边坡、挖方边坡、截水沟等设施的占地, 不包括站外边角地及代征地部分, 站外边角地及代征地面积要根据具体情况与当地有关部门协商确定。”
1.8指标调整
《石油天然气工程项目建设用地指标》中的大部分站场用地指标是采用典型站场分档统计分析法, 以典型站场分档用地平均值为基础确定的, 在实际运用中, 适用条件和相关标准与本标准设定条件和标准不一致时, 可根据实际情况进行适当调整, 但要附调整原因的详细说明。
2指标调整应注意的问题
当适用条件和相关标准与国家用地指标设定条件和标准不一致时, 根据实际情况论证后对指标进行调整。
站场设定条件主要有功能设施区块用地和管径序列。如果某类站场增加了用地指标中没有的功能或设施, 应加上由于增加该功能或设施而增加的用地作为指标调整。这部分用地包括功能或设施区块实际用地、防火间距用地及因需要规整站场边界而增加的用地。
对于管径超过指标的管径序列范围, 且超过附表中用地指标测算表中相应输送介质最高管径的站场, 可以根据实际需要进行指标调整。
在设计文件和专门的用地报批文件中, 当站场用地面积超过经地形地貌调整系数调整后的用地指标值时, 应详细说明原因。
2.1由于管径增大需要说明的内容
(1) 经过本站的干线最大管径; (2) 指标中同介质、类型站场进行用地测算时的最大管径; (3) 由于管径的增大导致哪些设备的体积尺寸、间距增大, 以及相应增加的土地用量。
例如:同一站场涉及多种管径, 应取其最大管径作为指标套用的依据, 且由于管径的增大, 导致相应设备尺寸及各种配套设施用地面积的增加。
2.2由于发变电设施规模增大需要说明的内容
(1) 采用的电压等级; (2) 变配电设施与常规相比, 增大的内容及由此到来的用地面积的增加量。
例如:电驱压气站中110k V变电站, 为了便于与压缩机组之间的联系, 缩短电缆长度, 减少线损, 变频间单独设置、靠近压缩机厂房, 这样多出来一个单体, 且体量比较大, 导致用地面积的增加。详见图4。
2.3增加的工艺区需说明的内容
(1) 说明增加的工艺区名称以及因此带来的用地面积的增加量; (2) 对于因储罐数量、压缩机机组数量增加的站场, 应按指标规定的算法计算增加的用地量; (3) 除了按照指标规定的要求计算增加的用地量以外, 指标中找不到对应项的, 应说明增加的工艺区的功能、自身用地面积及其所带来的安全距离、道路等增加的用地。
2.4增加多路分输需说明的内容
说明分输的路数、各分输的去向以及由此带来的用地增加量。
例如:同样是分输站, 但分输用户数量不一样, 即分输的路数不一样, 分输路数多的其用地面积自然会增加, 所以不能单纯的以分输站去套用指标。详见图5。
2.5增加的站场类型需说明的内容
对于用地指标中没有的站场类型, 不要在站场用地规模的指标值中套用相似类型的站场指标, 而应在说明中说明这属于指标值没有涵盖的新型站场。
(1) 原油站场类型:注入 (输入) 站、注入 (输入) 泵站、分输站、分输泵站、减压站、减压热站、注入加热站等。 (2) 成品油站场类型:注入 (输入) 站、注入 (输入) 泵站、减压站 (。3) 天然气站场类型:分输压气站。
以上站场类型都是在已有的工程项目中出现过的, 但指标中并没有将其纳入进来, 所以要逐个功能进行核实, 不能简单套用指标。
2.6规划原因导致用地增加需说明的内容
当管辖站场位置的规划等有关单位对站场防火间距、规划布局等方面有特殊要求时, 应说明由此带来的用地面积的增加量。
例如:规划要求站内各设施与站外周边各设施之间的安全距离达到一定的量值, 但这个距离又包括在围墙范围之内。详见图6。
2.7由于消防安全、环保、灾害等专项报告要求的原因说明
应说明专项报告中对高于防火规范的具体要求, 以及由此带来的用地面积的增加。
例如:西一线西段鄯善、雅满苏、哈密、红柳等无水站场, 由于没有水源, 无法设置水消防, 功能区块之间的防火间距是规范要求的三倍。详见图7。
2.8标准的改变导致用地增加需说明的内容
应说明带来用地变化的新标准的具体条款, 以及由此带来的用地面积的增加量。
例如:规范的修编与更新, 会对以前不太合理的间距适当调整, 使之符合客观实际、更加安全, 新规范间距的加大会增加用地面积。
3设计时应注意的问题
(1) 工艺专业在确定进行站场类型的时, 既要体现其主要功能, 又不要忽略影响站场用地面积的次要功能, 全面的站场类型名称, 才能防止因站场名称不准确而造成用地指标套用的偏差。
例如:具备分输、加压功能的站场, 不能只说压气站或泵站, 更不能只说分输站, 应取名为分输压气站或分输泵站。
(2) 在防火规范不禁止的前提下, 火灾安全性质类似的工艺设备尽可能合并, 以减少功能区块和占地面积。
例如:各设施之间留有必要的安装距离、巡检空间, 满足防爆间距的要求就可以了, 没有必要人为地分成多个区块、增加用地。
(3) 在不影响使用及美观的前提下, 建筑设施尽可能合并, 以减少占地面积。
例如:站内建筑单体只出现值班室或办公楼、综合设备间、压缩机厂房、变频间、泵房或泵棚等, 如果除此以外还有别的建筑单体, 则有合并的必要。
(4) 与其他设施具有较大防火间距的设施, 如消防泵房、变电所、加热炉, 尽量靠近角落布置, 其次靠近围墙布置。以减少因防火间距而造成站场用地面积的增加。这种布置方式可以减少设施一侧或两侧的防火间距所需要的占地。
(5) 充分利用功能区块之间的安全距离设置道路, 并尽量减少环型道路的设置, 以减少站场用地面积。在两功能区块之间的安全距离里面设置道路, 意味着道路并不占用额外的用地面积;在满足要求的前提下减少环道的设置, 不仅能节约用地, 而且能提高道路的利用率。
(6) 在满足站场功能实现的同时, 不要过分的追求外形的规整, 以减少不必要的用地。当规整站场外形需要增加较多用地时, 建议保持不规则形状, 节约用地。
(7) 确定各功能区块及各设施之间的距离时严格按照规范要求的起算点进行, 区块之间从设施边缘算起, 避免从区块边界算起而认为的增大距离、增加用地面积。
例如:加热炉、水套炉、锅炉从烧火口或烟囱算起, 如果单纯的从这些区块的边界算起, 虽然能满足规范的要求, 但造成了不必要的浪费。详见图8。
(8) 合理采用新的设计手法, 既满足功能要求, 又能有效的减少用地面积。
例如:储罐区采用下沉式罐组设计, 四周消防道路采用高路堤形式, 由于能很便利地达到罐组内有效容积的要求, 无需人为地扩大罐组占地面积去满足有效容积的要求, 所以能有效地缩减用地面积。详见图9。站内管网采用地上多层桥架敷设形式, 既能解决埋地管道防腐难处理的弊端, 又能缩减管廊用地面积。详见图10。
4用地申报材料
在用地申报材料中, 应明确各站的用地指标值、地形地貌调整系数、经地形地貌调整系数调整后的用地指标值、站场围墙内用地面积、其他用地组成等。
如需进行指标调整, 或称超指标用地, 应说明调整的原因。
建议场站用地面积申报材料应分成如下几个部分: (1) 围墙轴线范围以内的用地面积 (如有放空区时, 应单独计列, 用地指标中有放空区这一项) ; (2) 围墙轴线范围以外的用地面积 (如不在围墙内的边坡、挡护、截排水设施、边角地、夹心地等) ; (3) 站外道路用地面积 (含路边沟、桥涵等附属设施) 。
在用地申报材料中, 建议强调总、分的层次问题, 应对该项目总的用地、各分项用地都有详细的数据。按照指标的要求, 如果各类型的站场用地面积均控制在用地指标要求的范围以内, 那总的用地肯定不会超标。如果个别站场的用地面积超过了指标的要求, 但对超标部分的原因有客观、充足、详尽的说明文件作为支撑, 而且该项目总的用地面积并不超标准, 那么该项目的用地报审时也能较为顺利通过。
5关于设计深度
由于各项目在可研、初设的审查时, 会用《石油天然气工程项目建设用地指标》来衡量, 这样就要求我们的前期工作做的更细, 尽可能的往施工图的深度靠拢, 因为用地指标的数据来源于各项目的实际用地, 而设计前期的用地面积一般都会偏大, 所以为了符合用地指标的要求、达到国家节约用地的方针、政策, 这就对项目前期的设计深度提出了更高的要求, 在设计周期及设计投入方面需要做大量的工作, 当然, 这需要各部门、各专业通力合作, 包括业主对项目的总体协调。
6结语
《石油天然气工程项目建设用地指标》从节约集约用地的原则出发, 对各项目的用地提出了控制指标的要求, 促使设计人员在技术方案的确定时精益求精, 不仅使国家用地指标能够得到较好的贯彻, 而且使设计水平得到了逐步的提升。
摘要：本文通过对《石油天然气工程项目建设用地指标》 (建标〔2009〕7号) 中长输管道站场用地指标的分析, 提出了指标调整、设计、用地申报等方面的见解, 为从业人员理解用地指标、节约集约用地提供了较为实用的参考依据。
天然气工程范文第4篇
1 油气田地面建设技术简介
在对石油天然气工程地面管道的铺设技术进行具体分析之前,需要我们简单了解一下什么是油气田。所谓的油气田就是在控制的局部空间内,油气藏、油藏和气藏,这里所说的油气田主要指天然气和石油聚集的情况。一般情况下,油气藏的地理状况、类型、特性是决定地面建设模式的标准,这样才能找到更科学、有效的方式进行油气开采。在对油气田实施地面建设时,需要相关人员一定要根据油气田自身的相关条件选择特点突出、技术成熟的建设方式。
2 石油天然气工程地面管道铺设技术的注意事项
在管道的铺设中,虽然加入了先进技术的运用,但仍然有很多方面需要注意,下面就施工效率、风险防控、设备维护三方面作简要分析。
(1)管道铺设中提升施工效率的方式想要提升铺设工程的施工效率,就要加强掘进设备在组装和运输上的效率,在这方面施工速度加快了,就能准确、快速、省时的完成施工作业。(2)施工方面的风险防止和控制在风险防控方面,首先要做到的是认真考虑哪里是风险点,最好在过程之前将这些风险点规避掉;在出现风险的地方仔细检查、分析原因,一旦发现没有提前考虑到的风险,也要尽量从实际出发,充分利用科学技术进行分析和处理。(3)管道铺设的设备维护如今,国内的油气管道铺设设备都是国外进口的,技术比较先进,因此,造价相对来说有些高,这更需要施工人员在施工中注意对设备进行维护,高新技术产品讲究精确度,一旦设备在精确度方面出现问题,则会影响整个工程质量。
3 油气工程地面管道铺设技术
油气工程的管道铺设技术主要包括两个方面:微型隧道掘进技术、水平定向钻进技术。这两项技术是为天然气石油管道铺设带来创新点的主要方面。
(1)微型隧道掘进技术微型隧道掘进这一技术有很多优势,其中最大特点是不需要进行地面挖掘,该技术适应在底下埋设管道。早在多年前我国就开始使用微型隧道掘进技术进行油气工程地面管道铺设,并且取得的效果非常好,在应用这一技术进行工程作业的过程中,全部过程都是使用遥控进行远程控制,这样大大解放了人力。在运用该技术进行施工的过程中,还要同时进行两个地下井的施工,一个是掘进井,另一个就是接受井。一般情况下,型号小的设备对掘进井进行作业,伴随着逐渐推进的顶推主设备,小型的设备也开始作业。整个设备的全部作业过程是按节进行的,重复作业多次直到到达接收井为止,施工完毕之后,把设备用吊车提出接受井。这一技术在何种地质中都可以使用,但是在铺设管道的过程中需要遵循严格的要求,管线的铺设主要是重力作用的应用。这一技术也有较广泛的应用范围,管线的长度适中、管路口径比较大的铺设状态下这一技术应用较多,尤其是对管路材质为水泥的作业铺设最为实用。其中有一个缺点就是需要繁琐的前期准备工作,在这两种铺设技术方面,微型隧道掘进技术的准备工作最为繁琐,但是其施工风险相对来说就小的多,这一优点保证了现场施工的质量和安全。
(2)水平定向钻进技术水平定向钻进技术还有另一种叫法,通常被人们所熟知的是定向管道钻进铺设,如今的油气管道铺设施工作业经常使用这一技术。之所以备受欢迎是因为该技术简单方便,仅需要一台水平的定向钻机就可以。施工过程如下:首先钻一个导向锥孔,空洞要小;其次,卸下钻头;然后,将扩口钻头安装上进行反方向的扩钻作业,在钻孔过程中,要将管线铺设进扩钻孔内。这一技术的优点是其整套的钻进系统,可以随时被控制,有效、准确的找出钻头位置。铺设管线的地面和钻头之间的倾斜角、楔面角都是关键,电磁探测仪能够将数据传输到地面上的接受仪,在仪器上显示出关键数据。在使用该技术之前,需要相关人员事先设计出导向扩锥孔的运行轨迹,该设计需要注意以下四点:钻孔曲线轨迹和形状;造斜点要恰当;钻孔曲线段的具体半径曲率要用科学手段进行测量;每一段的轨迹参数都要计算得出。除此几点外,还要从现场条件出发,设计好管道线路类型、参数等,只有让数据尽可能的科学才能真正反映出施工要求和技术。
4 结语
天然气石油的地面管道铺设技术与管道质量息息相关,管道的质量安全问题将会与天然气和石油的使用、安全、行业和经济发展直接相关,除此之外,油气管道在安装、铺设、技术上的重点、难点突出,这就需要工作人员随时把好质量这一关,在施工过程中尽量使用合理、科学的手段方法,争取将石油天然气工程地面管道的铺设技术效果发挥到最好,工程质量达到最高。
摘要：在我国,油气田工程地面建设的地位非常重要,在技术控制方面需要根据具体的标准进行,这样才能保证工程质量。在油气田的建设过程中,要尤其注重管道安装,因为油气的泄露与管道质量直接相关,石油公司一旦出现泄露情况损失严重,所以管道安全和技术尤为关键。本文就油气田的地面建设技术、石油天然气工程地面管道铺设技术的注意事项以及油气工程地面管道铺设技术作简要分析,希望能为我国天然气石油管道铺设提供借鉴。
关键词：油气田,地面管道,铺设技术
参考文献
[1] 曹兴荣.油气田地面建设管道安装技术探析[J].化工管理.2014,09:212-213.
天然气工程范文第5篇
1石油天然气钻井风险的识别
在对100起石油天然气钻井作业事故进行调查的环节中, 针对不同事故的危害类型、引发原因、诱导因素、伤害方式等, 对风险进行分类识别:
二级风险:二级风险中共死伤7人, 危险发生在石油天然气钻井作业中的设备拆卸与运输、钻井、固井、完井测试、试油等环节中, 发生车祸、烫伤、坍塌等事故[1]。
三级风险:在三级风险中共死伤56人, 发生危险单的场所有:设备拆卸、钻井、测井、固井、完井试油、焊接、电动设备、钻井液调配等环节。危险发生的原因大部分由于机械伤害、起重伤害、触电伤害、物体打击、高处坠落等环节中。
四级风险:四级风险大部分是灾难性的风险, 发生部位在钻井、测井、固井、完井测试等环节, 危险发生的原因是井喷或者井喷失控。
在以上不同级别的风险中, 四级风险属于灾难性的风险, 需要石油工程对其进行重点防范。针对三级风险发生时, 需要立即采取措施, 补救现场。二级风险发生的几率比较小。
2石油天然气钻井的风险评价方法
2.1安全检查表法
安全检查表法实际上是石油天然气钻井作业工作人员, 引用安全理论知识, 以及施工安全标准、以及相似的事故资料等, 对现有的生产工艺、操作技巧等进行定性的检测, 并以“是”或者“不是”“、合格”或者“不合格”的方式对其进行判断。工作人员将实际检测中的不同项目制定成为表格, 对表格中的项目进行定性判断。这样的方式简单、直观, 能够将问题直接找出来, 并能够针对风险进行更加深层次的分析。这种评价方法用于识别已经存在的风险[2]。
2.2预先危险性分析法
预先危险性分析, 是在石油天然气钻井作业现场中, 有专业、技术人员与施工人员组成危险分析小组。该小组主要对以往实际作业中出现危险进行调查分析, 根据现有实际工程中的情况, 进行工程中的数据对比, 当发现两个作业种类之间存在着相似性, 需要对风险进行有效识别, 并判断风险的级别, 以便于在后期工作中制定风险方法方案。风险识别小组, 需要针对问题发生的原因, 事故产生的影响, 来制定合理的防范措施。 该种方式实际上是通过以往经验, 对自身工程进行完善, 以做到防患于未然。在预先性风险评价方法中, 将风险进行分级处理, 例如, 危险程度属于安全的, 那么将不会导致人员伤亡, 以及系统性损失。危险程度属于临界的, 该种作业临时不会产生危险, 但需要对其进行风险排除。在危险程度属于危险时, 工程作业将会带来系统性的损坏。
2.3故障树分析法
在故障树分析评价法中, 主要是利用逻辑推导的方式, 从顶上事件推导出中间事件发生的几率, 并分析中间事件发生的原由。该种分析方法能够实现以下功能:
1) 对基本事故进行识别, 提供事故发生的线索。
2) 对导致危险事故的因素以及隐藏因素进行逻辑推导, 并对其做出比较全面的问题描述。
3) 对系统中明显的危险进行识别, 并为实际问题解决环节中提供科学依据。
) 将作业中的危险点提炼出来, 5
) 对危险事故的结果进行模拟。
例如, 对井喷风险进行故障树分析时, 其中间环节是压住压力小于压力E1, 并同时进行起钻抽油。对其原因进行分析, 第一是密度降低、第二是液柱降低, 而在第一种情况中, 产生的原因是油水侵、气侵、人为降低钻井密度等, 在第二种情况中, 产生的原因有井漏、起钻未灌满钻井液等[3]。
针对井喷事故的风险防范, 一方面需要班组人员对钻井环节进行仔细分析, 另一方面还需要作业现场中安装可靠的设备等, 避免以上问题出现。
3结语
综上所述, 石油天然气钻井工程是重点的能源开采工程, 由于工程作用项目的特殊性, 其工程作业环节中存在着很多风险。当这些风险发生时将会带来重大的人员伤亡以及经济损失。为了避免这样的情况发生, 提升钻井作业的安全系数, 需要对风险进行有效识别, 并制定风险评价方法。
摘要：随着石油天然气工程的开发, 工程中的固有风险以及隐藏风险逐渐凸显, 为了提升实石油天然气钻井工程的安全系数, 需要对实际的钻井工程进行风险识别。在石油天然气钻井工程中, 存在着井喷失控、中毒、物体打击、机械伤害、火灾等危险。在实际工程中建立风险识别体系, 并对风险评价方法进行研究在石油工程中具有重大的意义。
关键词：石油天然气,钻井工程,风险识别,评价方法
参考文献
[1] 赵俊平.油气钻井工程项目风险分析与管理研究[D].大庆石油学院, 2007.
[2] 崔文彩.钻井工程HSE危害识别与风险评价模式研究[D].中国地质大学, 2008.