长输原油管道密闭输油工艺操作规程综述
密闭输油操作步骤
密闭输油操作步骤一、密闭输油投运前的检查与准备：1、泵工检查准备输油泵机组2、值班调度通知，仪表人员检查主控机、通讯及仪器仪表系统，检查相关联锁保护系统并确认相关保护定值。
3、值班调度启运空压机，并检查压缩空气管路系统。
4、值班调度和仪表人员检查出站调节阀、回流调节阀以及相关的配套设施，出站调节阀应为全开且为“手动”状态（电脑画面为“手动”，现场调节阀为遥控，即切换手柄“拔出”）；回流调节阀为全关且为“手动”状态（电脑画面为“手动”）。
5、值班调度检查9－2＃、9－3＃阀应为全开。
二、流程切换：（一）由旁接油罐流程切换为密闭输油流程（3000m3油罐退出运行时用）1、调度中心下达调度指令，本站做好准备工作。
2、准备工作结束后，汇报公司调度，填写操作票，通知相关岗位和上下站。
3、全线保持稳定运行。
4、确认出站调节阀“全开”且在“手动”位置时，缓慢关闭9－1＃阀。
5、在确认进站压力满足规定值，且罐位缓慢上升时，缓慢关闭10＃阀。
6、投用出站调节阀到“自动”状态，并设定出站调节阀进站压力给定值为0.10Mpa（8＃泵未运行时，设定值为0.40Mpa），出站压力设定值为4.15Mpa。
7、全开201＃、202＃阀，投低压回流调节阀，并打到“自动”状态，其进站压力设定值为0.06Mpa（8＃泵未运行时，设定值为0.35Mpa）。
8、检查各项操作及运行情况，汇报上级调度。
（二）压力越站流程切换为加压输送流程（3000m3油罐大修期间）1、按照公司调度令，做好检查准备工作，达到启机条件，并向公司调度汇报检查情况。
2、按公司调度令，填写操作票，通知上下站等。
3、启输油机泵（启泵前，进站压力值必须达到规定值，一般原则，上站启泵完成后，我站方可启泵）4、投用出站调节阀和回流调节阀（即均切换为“自动”状态）。
5、全面检查运行设备、工艺运行情况后，向上级调度汇报。
（三）加压输送流程切换为压力越站流程（3000m3油罐大修期间）1、按照公司调度令，填好停泵、切换流程等操作票，通知上下站。
原油系统操作规程
中化兴中石油转运（舟山）有限公司操作规程原油系统操作规程编号：WI/ C4-01版本：C4编制：工程设备部、生产部审核：陈珊珊日期：2009/10/10批准：陈坚日期：2009/11/02受控状态：受控目录第一章一库区原油系统操作概述1. 作业程序规定2. 原油储罐的操作3. 输油泵的操作4. 计量系统的操作5. 阀门的操作6. 输油臂的操作7. 登船塔的操作8. 激光靠泊系统的操作9. 泄压系统的操作10. 排污（底）油系统的操作11. 加热系统的操作12. 系统操作的安全事项和环境管理第二章二库区原油系统操作概述1. 原油储罐的操作2. 输油泵的操作3. 计量系统的操作4. 阀门的操作5. 泄压系统的操作6. 排污油系统的操作7. 系统操作的安全事项和环境管理第一章一库区原油系统操作概述本规程适用于岙山库区原油系统的运行操作。
岙山库区原油运行系统是由31台钢质外浮顶油罐，一座输油泵房，一座燃料油泵房，一座奥里油泵房，一座航煤泵房，一座柴油泵房，一座计量站，二个泊位等各种设施经输油管线组成的一个完整的输油系统。
其中一期工程二台非保温罐，二台保温油罐；一扩工程四台保温罐；二期一阶段工程四台保温罐；二期二阶段工程六台保温罐；三期一阶段工程四台非保温罐；三期二阶段工程三台保温罐；兴源成品油一阶段六台保温罐共计174万立方。
功能介绍：本系统可实现原油卸船入罐储存，装船外运，罐与罐之间的循环，保温储存及二个泊位二条船之间的过驳等作业。
本系统1 #泊位最大卸油能力：12000m3/h最大装船能力：6000m3/h2 #泊位最大卸油能力：5100m3/h最大装船能力：5100m3/h1. 作业程序规定1.1 作业是指油船靠泊、油品装卸、倒罐、循环、油品混兑、计量、油污水接卸处理。
1.2 原油系统运行作业程序：生产部储运调度科根椐执行部门的船舶抵港通知单，编制《作业计划书》, 各岗位依据《作业计划书》及调度指令完成作业。
长输油气管道的运行工艺
长输油气管道的运行工艺简言之，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。
（3）“密闭输送”方式。
中间站不接入连通大气的油罐，来油直接进入输油泵，全线是一个密封管道输送系统。
如何防止和消除水击危害是密闭输油的重大课题。
早期主要是采用增厚管壁提高管道强度的方法，显然很不经济。
此法不能减小水击压力，但能避免水击危害。
现已研究出防御水击的许多既经济又有效的自动控制技术，如压力自动调节、压力自动保护、泄压保护及水击超前保护等。
长输(油气)管道带压封堵通用工艺
压力管道安装通用工艺文件长输（油气）管道带压封堵通用工艺1适用范围适用于油气长输管线的维修、更换，以及沿线站区的改造时进行的带压封堵施工。
它相对于旧的改造工艺而言，具有用时短、费用低、效率高、安全系数大的特点，尤其针对野外施工，其特点更加突出。
2编制依据《钢制管道封堵技术规程第1部分：塞式、筒式封堵》SY/T 6150.1-2003《油气长输管道工程施工及验收规范》GB 50369-2006《石油工业动火作业安全规程》SY/T 5858-20043一般要求3.1管道封堵现场勘查现场勘查的主要内容为：封堵管段的走向、埋深、高差、作业距离、土壤等情况；向业主了解管道技术规格、输送介质参数、管道运参数，防腐方式、清管情况、最低允许输送压力及管道允许的最长停输时间等资料，并进行记录。
3.2从事封堵作业的封堵工、电焊工等特殊作业人员应持证上岗。
3.3针对具体封堵作业项目的编制HSE措施。
制定火灾抢险应急预案，并进行演练。
3.4坚持“三不动火”原则，即：未办理动火作业许可证（作业票）不动火；防火措施不落实不动火；没有监火人员不动火。
4工艺选择4.1主要封堵设备选择4.1.1KJ型开孔机用来执行完成套料切削旁通开孔和封堵开孔。
按照开孔范围分四种规格，其中KJ80为手动型，KJ150、KJ300和KJ500为液动型，其性能和技术参数详见表4.1.1。
表4.1.1 KJ型开孔机主要性能参数FD型封堵器是实现不停输封堵的主要设备，它是在先由开孔机和相应的主辅机配合开出截断孔后，由封堵器匹配相应的辅机来实现封堵。
它对应于150、300、500开孔机分三种规格：FD150、FD 300和FD 500。
其中150、300为手动型，500为升降液动，其性能和技术参数见表4.1.2。
表4.1.2 封堵器主要技术性能参数液压站是专供开孔机和FD500型封堵器提供动力源的设备。
由于作业的特殊性，其电动机采用的是防爆电机。
液压站对应于开孔机也分三种规格，其中YQZ150和YQZ300供KJ150和KJ300开孔机提供动力源，YQZ500供KJ500开孔机和FD500封堵器提供动力源，其技术参数见表4.1.3。
原油管道输送方式及工艺流程
原油管道输送方式及工艺流程一、组成长距离输油管道由输油站和线路组成；输油站就是给油流一定的能量（压力能和热力能），按所处位置分首站、中间站、末站；中间站按任务不同分加热站、加压站、热泵站（加压、加热）；首站：输油管道起点的输油站，任务是接受（计量、储存）原油，经加压、加热向下一站输送；输油管道终点的输油站称末站，接受来油和把油品输给用油单位，配有储罐、计量、化验及运转设施。
二、输送工艺1、“旁接油罐”式输送工艺：上站来油可进入泵站的输油泵也可同时进入油罐的输送工艺，油罐通过旁路连接到干线上，当本站与上下站的输量不平衡时，油罐起缓冲作用特点；a 各管段输量可不等，油罐起缓冲作用；b 各管段单独成一水力系统，有利于运行调节和减少站间的相互影响；c 与“从泵到泵”相比，不需较高的自动调节系统，操作简单。
2、“从泵到泵” 输送工艺：为密闭输送工艺，中间站不设缓冲罐，上站来油全部直接进泵特点：a 可基本消除中间站的蒸发损耗；b整个管道成一个统一的水力系统，充分利用上站余压，减少节流，但各站要有可靠的自动调节和保护装置；c工艺流程简单。
三、输油站的基本组成1、主生产区（1）油泵房（输油泵机组、润滑、冷却、污油回收等系统）；（2）加热系统（加热炉和换热器）；（3）总阀室（控制和切换流程）；（4）清管器收发室；（5）计量间（流量计及标定装置）；（6）油罐区；（7）站控室；（8）油品预处理设施（热处理、添加剂、脱水等）。
2、辅助生产区（1）供电系统（变、配、发电）；（2）供热系统（锅炉房、燃料油系统、热力管网等）；（3）给排水系统（水源、循环水、软化水、消防水等）；（4）供风系统（仪表风、扫线用风）；（5）阴极保护设施；（6）消防及警卫、机修化验、库房、办公后勤设施等。
四、确定工艺流程的原则1、满足输送工艺及各生产环节（试运投产、正常输送、停输再启动等）的要求。
输油站的主要操作：a、来油与计量；b、正输；c、反输（投产前预热管道或末站储罐已满、或首站油源不足，被迫正、反输以维持热油管道最低输送量）；d、越站输送（全越站、压力越站、热力越站）；e、收发清管器；f、站内循环或倒罐（机组试运转或烘炉）；g、停输再启动。
输油操作规程
输油操作规程输油操作规程是指用于输送石油及其产品的管道输送系统的操作流程和安全措施。
以下是一个输油操作规程的大致内容，供参考：一、安全管理1.1 遵守法律法规：操作人员必须熟悉并遵守国家和地方有关输油操作的法律法规，保证操作过程符合法律法规的要求。
1.2 严格遵守操作规程：操作人员必须严格遵守和执行公司的输油操作规程，包括但不限于设备操作、事故应急等方面的规定。
1.3 安全操作要求：操作人员必须了解输油操作所涉及的安全风险，严格按照安全操作规程进行操作，确保操作过程中没有人身伤害和设备损坏。
二、设备准备2.1 设备检查：在进行输油操作前，操作人员要对相关设备进行检查，确保设备运行正常，防止设备故障造成事故。
2.2 设备标识：操作人员要根据操作规程的要求，对设备进行合理的标识，确保设备的可辨识性和安全性。
2.3 设备保养：操作人员要按照规程的要求，对设备进行定期保养和维护，确保设备的良好运行状态。
三、操作流程3.1 接收油品：操作人员要按照规程的要求，准确接收油品，并进行相应的记录，确保油品的准确性和数量的一致性。
3.2 储存油品：操作人员要按照规程的要求，妥善储存油品，确保油品的安全性和质量的稳定性，防止油品泄漏和污染。
3.3 输送油品：操作人员要按照规程的要求，安全、高效地进行油品输送，确保输油管道的畅通和油品的安全性。
四、安全措施4.1 防火措施：操作人员要根据规程的要求，采取必要的防火措施，防止油品泄漏和火灾事故的发生。
4.2 环境保护措施：操作人员要按照规程的要求，采取环境保护措施，防止油品泄漏和环境污染的发生。
4.3 应急措施：操作人员要熟悉应急预案，能够在发生突发事件时迅速采取应急措施，保障员工和设备的安全。
五、培训与演练5.1 培训要求：公司要确保操作人员必须按照规程要求进行专业培训，提高操作人员的业务水平和安全意识。
5.2 演练实施：公司要定期组织进行应急演练，让操作人员能够在实际场景中熟练掌握应急处理技能，提高应对突发事件的能力。
输油管道操作规程
输油管道操作规程一、引言输油管道是运输原油、石油产品及其它液体燃料的重要设施，为了确保管道运行的安全和高效，制定一套科学的操作规程是非常必要的。
本文将介绍输油管道的操作规程，旨在提高操作人员的操作技能和安全意识。
二、管道操作前的准备工作在进行管道操作前，操作人员必须完成以下准备工作：1. 管道检查：对输油管道的外观进行全面检查，确保没有泄漏或者可疑损坏的地方。
2. 工具和设备检查：检查使用的工具和设备是否正常工作，并保证其处于良好状态。
3. 通风检查：检查操作区域的通风情况，确保室内空气流通畅通，防止发生可燃气体积聚。
三、操作过程1. 输油开始前的操作：a. 确认输油管道的起止点及流向：查看管道示意图，明确输油管道的起止点和流向，避免操作错误导致意外事故。
b. 打开进口阀门：根据管道示意图，打开输油管道进口阀门，确保油料可以进入管道。
c. 打开出口阀门：在确认处于正常工作状态后，逐步打开输油管道出口阀门，不可突然打开，避免压力过高。
2. 输油过程中的注意事项：a. 监测流量和压力：操作人员需要实时监测输油管道的流量和压力，确保在运输过程中的安全性。
b. 避免过热和过压：根据环境和油品特性，合理调节温度和压力，避免过热导致油品降解或过压导致管道破裂。
c. 定期巡检：定期巡检输油管道，检查是否有渗漏、裂纹、腐蚀等问题，及时进行维护和修复。
3. 输油结束后的操作：a. 关闭出口阀门：在确定输油完毕后，逐步关闭输油管道出口阀门，避免产生压力冲击。
b. 关闭进口阀门：确认油料已完全排出管道后，关闭输油管道进口阀门，确保没有余留油料。
c. 清洗和维护：输油结束后，进行管道清洗和设备维护，确保下次使用前设备处于良好状态。
四、紧急情况处理在操作输油管道时，可能会出现紧急情况，操作人员需要采取相应的应急措施：1. 泄漏处理：如果发生油料泄漏，操作人员需要立即采取封堵措施，防止泄漏扩大，并通知相关部门进行处理。
2. 火灾处理：如果发生火灾，操作人员要迅速启动紧急疏散预案，并使用灭火器或灭火设备进行扑灭，同时通知消防部门。
石油管道输油工艺流程
石油管道输油工艺流程一、概述1、长输管道组成线路和输油站2、长输管道的输送方式（1）“罐到罐”（2）“旁接油罐”（3）“从泵到泵”二、输油站工艺流程输油站的工艺流程是油品在站内的流动过程，是由站内管道、管件、阀门所组成，并与其他输油设备（包括加热炉、输油泵和油罐）相连的输油管道系统。
该系统决定了油品在站内可能流动的方向、输油站的性质个所能承担的任务。
1、首站工艺流程①收油进罐流程②正输流程③热力越站流程④站内循环流程⑤反输流程⑥发清管器流程2、中间热泵站工艺流程①正输流程②热力越站流程③压力越站流程④全越站流程⑤收、发清管器流程⑥反输流程3、中间泵站工艺流程①正输流程②压力越站流程③收、发清管器流程④反输流程4、中间加热站工艺流程①正输流程②热力越站流程③收、发清管器流程④反输流程5、末站工艺流程①收油进罐流程②发油流程③站内循环流程④收清管器流程⑤反输流程三、工艺流程操作原则（1）不得擅自操作流程（2）“先开后关”（3）先导通低压部位，后导通高压部位；反之，先切断高压，后切断低压（4）操作阀门缓开缓关（5）由正输流程倒压力越站或全越站前，上一站出站压力必须先降到允许出站压力的一半。
（6）由压力越站或全越站倒正输流程前，上一站输油泵的运行电流控制在最大允许电流值的85%以下。
（7）倒为站内循环流程时，应先降低本站流量（8）管道超压，压力调节系统不能在规定时间内调节到正常，需要停泵，同时报告上级调度并查找原因（9）启停输油泵，执行泵的操作规程。
（10）旁接油罐运行时，由正输流程改为全越站流程时，下一站要及时降低输量。
（11）正输流程改为反输流程，末站应储备不少于反输总量的油品。
各站压火降温后，首站开始停泵，紧接着各站按正输方向自上而下依次改站内循环流程，导通反输流程，末站开始反输。
（12）由正输流程倒为全越站流程时，先停炉后停泵；反之，由全越站流程倒为正输流程时，先启泵后点炉（13）对停运的管道，如果不扫线，需定期活动管道。
长距离输送管道场站典型输油工艺流程
长距离输送管道场站典型输油工艺流程1. 引言长距离输送管道场站是油气工业中的重要环节，用于将产出的原油从采油区输送到储油区。
典型的输油工艺流程包括原油采集、处理、输送和储存等多个环节，下面将详细介绍每个环节的工艺流程。
2. 原油采集原油采集是输油工艺流程的第一步，通过在油田开展采油作业，将地下储存的原油提取出来。
原油采集包括以下几个步骤：2.1 井口装置在油田开采过程中，井口装置起着关键作用。
井口装置包括采油泵、分离器和测量器等设备，用于抽取地下原油、分离掺混物和测量原油流量。
2.2 分离和处理采集到的原油中可能含有杂质和水分，在输送前需要进行分离和处理。
分离过程中，使用分离器将原油和水分、杂质等物质分离，并达到一定的纯度要求。
处理过程中，可以通过加热、冷却等方式对原油进行处理，以达到运输要求。
3. 输送原油采集和处理完成后，需要通过管道输送到储油区。
输送环节包括以下几个步骤：3.1 管道设计管道设计是输油工艺流程中的重要一环。
设计师需要考虑到输送能力、输送距离、管道材质等因素，选择合适的管径和管道布置方式。
此外，还需要进行压力计算、设置阀门和调节器，以确保输油过程的安全可靠。
3.2 压缩站长距离输送过程中，由于油管阻力和重力影响，原油需要通过压缩站增加输送能力。
压缩站通过增加压力，将原油推动到更远的地方，以实现长距离输送的要求。
3.3 输送控制在输送过程中，需要设置监测仪器和控制设备，对输送过程进行监控和控制。
监测仪器可以实时测量原油流量和压力等参数，确保输送过程的稳定。
控制设备可以根据实时数据进行调节，以确保输送的安全和高效。
4. 储存原油输送到储油区后，需要进行储存和处理，以备后续使用。
储存环节包括以下几个步骤：4.1 储油罐在储油区设置储油罐用于存储原油。
储油罐可以分为固定顶式和浮顶式两种类型，根据实际需求进行选择。
储油罐需要具备防腐蚀、防漏和防静电等功能，确保储存原油的安全性和质量。
4.2 沉降和过滤在储存过程中，原油中可能会出现悬浮物和杂质，需要进行沉降和过滤处理。
长距离输送管道场站典型输油工艺操作规范
精心整理长距离输送管道场站典型输油工艺流程一、工艺流程的设计原则及要求（1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。
（2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。
（3）工艺流程设计力求简洁、适用。
尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。
（4（5术规范》1（1（2必要时（3（4对罐区管网管材量较大。
也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。
（5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。
为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。
（6）输油泵根据需要可采用串联、并联或串并结合的运行方式，由于输油泵运行方式的不同，管线的连接流程也不相同。
（7）当原油采用热处理输送时，为节约能源，热处理后的原油应采用急冷方式与冷油进行换热，再输油泵前设置冷、热油换热器。
当采用加剂输送时，降凝剂应在油品加热前注入，减阻剂应在输油主泵后注入。
精心整理（8）管道出站应设高压泄压阀，泄压阀可接入油罐，也可直接接到油罐出口管线（给油泵入口管线）。
（9）对于顺序输送的管道首站，应设油品切换阀组，其阀门应为快速开启、关闭的阀门，开关的时间不宜超过10s。
2．输油首站工艺流程应具有的功能（1）接收来油进罐；（2）油品切换；（3）加热/增压外输；（4（5（63其3-1-23-1-43-1-63-1-8精心整理精心整理（二）中间泵站1．中间泵站典型工艺流程说明（1）中间泵站的输油泵根据需要可采用并联或串联运行方式，采用输油泵并联运行时应设压力自动越站流程。
（2）管道清管流程根据需要可设清管器接收、发送设施，也可采用清管器自动越站方式。
2．中间泵站工艺流程应具有的功能精心整理精心整理（三）中间加热站1．中间加热站典型工艺流程说明（1）为节约能源加热系统应设冷热油掺合流程。
原油管道输送方式及工艺流程
原油管道输送方式及工艺流程一、组成长距离输油管道由输油站和线路组成。
输油站就是给油流一定的能量（压力能和热力能），按所处位置分首站、中间站、末站，中间站按任务不同分加热站、加压站、热泵站（加压、加热）。
首站：输油管道起点的输油站，任务是接受（计量、储存）原油，经加压、加热向下一站输送；输油管道终点的输油站称末站，接受来油和把油品输给用油单位，配有储罐、计量、化验及运转设施。
二、输送工艺1、“旁接油罐”式输送工艺：上站来油可进入泵站的输油泵也可同时进入油罐的输送工艺，油罐通过旁路连接到干线上，当本站与上下站的输量不平衡时，油罐起缓冲作用，特点；a 各管段输量可不等，油罐起缓冲作用；b各管段单独成一水力系统，有利于运行调节和减少站间的相互影响；c与“从泵到泵”相比，不需较高的自动调节系统，操作简单。
2、“从泵到泵”输送工艺：为密闭输送工艺，中间站不设缓冲罐，上站来油全部直接进泵，特点：a可基本消除中间站的蒸发损耗；b整个管道成一个统一的水力系统，充分利用上站余压，减少节流，但各站要有可靠的自动调节和保护装置；c工艺流程简单。
三、输油站的基本组成1、主生产区（1）油泵房（输油泵机组、润滑、冷却、污油回收等系统）；（2）加热系统（加热炉和换热器）；（3）总阀室（控制和切换流程）；（4）清管器收发室；（5）计量间（流量计及标定装置）；（6）油罐区；（7）站控室；（8）油品预处理设施（热处理、添加剂、脱水等）。
2、辅助生产区（1）供电系统（变、配、发电）；（2）供热系统（锅炉房、燃料油系统、热力管网等）；（3）给排水系统（水源、循环水、软化水、消防水等）；（4）供风系统（仪表风、扫线用风）；（5）阴极保护设施；（6）消防及警卫、机修化验、库房、办公后勤设施等。
四、确定工艺流程的原则1、满足输送工艺及各生产环节（试运投产、正常输送、停输再启动等）的要求。
输油站的主要操作：a、来油与计量；b、正输；c、反输（投产前预热管道或末站储罐已满、或首站油源不足，被迫正、反输以维持热油管道最低输送量）；d、越站输送（全越站、压力越站、热力越站）；e、收发清管器；f、站内循环或倒罐（机组试运转或烘炉）；g、停输再启动。
输油工艺流程
输油工艺流程
《输油工艺流程》
输油工艺流程是指将原油或成品油从采油区输送到炼油厂或终端用户的过程。
这一过程包括原油采集、加工、运输以及储存等环节，涉及的设备和流程非常复杂。
下面将简要介绍输油工艺流程的主要步骤。
首先是原油采集，这是输油工艺流程的起点。
原油采集可以是通过地面油井，也可以是通过海上钻井平台，不同的原油采集方式影响着后续的输油工艺设计。
然后是原油加工，这是将采集到的原油经过分离、脱水、除硫等工艺处理，使得原油可以更好地进行输送。
接下来是原油输送，这是输油工艺流程中最为重要的步骤之一。
原油输送有多种方式，包括管道输送、铁路运输、海上运输等。
其中，管道输送是最常见的方式，因为它具有输送效率高、成本低、安全可靠等优点，因此受到了广泛应用。
在输送过程中，还需要进行原油的储存和分布。
原油储存可以采用地下储罐、地面储罐等设施，以便在输油过程中对原油进行调度和储备。
最后，将原油输送至炼油厂或终端用户，进行后续加工或直接供应。
总的来说，《输油工艺流程》是一个复杂而又精密的系统工程，它涉及了多个专业领域的知识和技术，需要经过严格的规划和管理，以确保原油可以高效、安全地输送到目的地。
同时，随
着科技的不断进步，输油工艺流程也在不断更新和完善，以适应日益复杂的市场需求和环境要求。
密闭输送输油首站工艺流程
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输油工艺流程
输油工艺流程输油工艺是指将原油、天然气或其他液体燃料从生产地输送到加工厂或终端用户的过程。
输油工艺流程包括原油采集、运输、储存、加工和分配等环节。
下面将详细介绍输油工艺的各个环节及其流程。
1. 原油采集。
原油采集是输油工艺的第一步，通常是通过钻井设备在地下深处将原油抽取到地面。
在采集过程中，需要进行原油的初步分离和净化，去除其中的杂质和水分，以便后续的输送和加工。
2. 运输。
原油采集后，需要将其运输到加工厂或终端用户的地方。
常见的原油运输方式包括管道输送、铁路运输和海运。
其中，管道输送是最常见的方式，具有输送量大、成本低、安全可靠等优点。
3. 储存。
在原油到达目的地之后，需要进行储存。
通常采用的储存设施包括储罐、储槽和地下储存设施等。
储存过程中需要注意原油的温度、压力和安全性等因素，以确保储存过程的安全可靠。
4. 加工。
原油到达加工厂后，需要进行加工处理，以生产出符合市场需求的成品油或化工产品。
加工过程包括初步分离、蒸馏、裂化、加氢、催化裂化等环节，其中蒸馏是最常见的加工方式，通过对原油进行加热分馏，将其分离成不同沸点的馏分。
5. 分配。
加工完成后的成品油或化工产品需要进行分配，以满足不同地区和用户的需求。
常见的分配方式包括管道输送、铁路运输和公路运输等。
其中，管道输送是最常见的方式，具有输送量大、成本低、环保等优点。
总之，输油工艺流程是一个复杂的系统工程，涉及原油采集、运输、储存、加工和分配等多个环节。
在每个环节中都需要严格控制温度、压力、流量和安全性等因素，以确保输油工艺的安全可靠。
同时，随着技术的不断进步，输油工艺流程也在不断优化和改进，以适应市场需求和环境保护的要求。
希望通过本文的介绍，读者对输油工艺流程有了更深入的了解。
原油全密闭输送工艺及安全措施研究
原油全密闭输送工艺及安全措施研究摘要：原油是易燃、易爆物质，其输送安全问题至关重要。
在介绍实施原油全密闭输送需要解决的工艺技术和问题的基础上，本文详细讨论了油气长输管道密闭输送的安全技术，对于今后气长输管道密闭输送安全运行具有一定帮助。
关键词：原油全密闭输送工艺安全措施1、引言对于密闭运行的输油管道，应根据“多重保护、多面设防”的原則，针对具体输油管道的工艺、设备特点，采取充分和必要的保护措施。
只有根据具体输油管道的特点，“多重保护、多面设防”，从技术上采取充分和必要的安全保护措施。
并同时加强科学的运行管理，才能确保密闭输油管道的安全运行[1，2]。
本文在分析实施原油全密闭输送需要解决的工艺技术和问题的基础上，重点探讨了原油全密闭输送安全措施问题。
2、实施原油全密闭输送需要解决的工艺技术和问题2.1原油计量技术原油罐输时可采用油罐检尺的方法确定外输油量，如果密输运行，外输原油无从计量，影响油田内部原油产量的合理分配。
2.2输油设施改造(更換)由于实施密输运行，外输原油含水率不稳定，波动大，直接影响到长输管道河流中间加热站燃烧油的安全使用，必须采取措施，调整加热炉的燃烧方式，对燃烧器进行技术改造，并将所有加热外输原油的方箱式加热炉更換为高效炉。
使之满足密闭输油需要。
2.3原油稳定工艺技术一旦原油实施密闭输送运行，原油稳定装置及其生产工艺的运行状况直接影响着输油管道的安全平稳运行。
因此，对目前使用的自动控制装置必须进行技术改进和完善。
2.4密输工艺当原油密输时，一旦输油压力升高，塔底泵无法将原油输送出去，在没有安全保护措施情况下，极易导致原油稳定塔液面上升而酿成冲塔事故。
另外，密输油量不能达到输油管道的设计最低输量，冬季运行时，输油温度不能满足规定要求。
因此，欲实现密闭输油.尚须对目前的输油工艺进行完善。
2.5外输原油含水率控制技术油田外输原油含水率指标一直沿用国家规定的优质原油含水率要求(≤0.5％)。
输油管路安全操作规程
输油管道安全操作规程
(1)熟悉管道条件
为了正确的使用管路，必须熟悉管路的结构、连接方式、坡度方向；管路的规格及质量、技术状况；阀门的位置及作用；地下管线分布位置等，还应绘制平面流程示意图，以指导操作。
(2)加强操作人员的技术培训
定期对操作人员进行培训，尤其是对新上岗人员，让他们熟悉直路的情况和操作程序，提高他们的业务技术水平，增强安全意识。
(3)正确操作建立必要的运行检查和审查制度，实现作业程序标准化，按规程正确操作，这是预防事故的主要措施。
(4)操作完毕，及时放空管道
①防止阀门泄漏导致油混合。
②避免润滑油在管道中凝结，影响输转。
③保证管路安全。
若管路中存油，当温度升高时，油的膨胀大于管道金属的膨胀，使内压力升高，引起管路及法兰连接处等渗漏，闸阀开启困难，甚至胀裂管路。
(5)检查和维护
①管线。
管道外表面每月至少进行一次全面检查，内容包括以下几方面。
a．管道连接位置(如法兰、行扣、焊缝等)有无裂缝、渗漏。
b．管线、管件密封处(动、静)有无渗漏。
c．管道支架和管道本身是否有异常振动和变形。
d．管线上各种仪器、仪表指示值是否正常。
e．检查管道法兰连接处的螺母是否紧固，安装是否符合要求，螺栓垫片是否遗漏。
f．检查管道有无脱漆和腐蚀，发现脱漆处，应及时除锈涂漆。
g．检查管线周围是否清洁，如有油迹、积水、杂草等易燃物，应及时清除，并分析管道周围油污的来源，是否是由于管线渗漏引起。
h．检查静电接地装置是否牢固，有无锈蚀现象，接地电阻是否稳定，是否符合要求。
i．检查管道法兰的跨接电阻是否符合要求。
输油工艺流程
输油工艺流程
输油工艺流程是石油行业中常见的一种工艺流程，用于将原油从油田运输到炼油厂或储存设施。
该工艺流程主要包括采油、输油、分油和储油四个环节。
首先是采油环节。
采油是指从油藏中将原油开采出来的过程。
通常采用抽油机将原油从井口抽取出来，并通过管道输送到输油站。
在采油过程中，还需要进行油井的修井和维护等工作，以确保原油的顺利开采。
接下来是输油环节。
输油是指将原油从输油站输送到炼油厂或储存设施的过程。
输油通常使用管道作为输送介质，通过泵站将原油推动到目的地。
输油管道需要定期维护和检修，以确保输油过程的安全和顺利进行。
然后是分油环节。
分油是指将原油按照不同的组分进行分开的过程。
原油中含有多种组分，如石蜡、重质油和炭黑等。
在分油过程中，使用分油塔和分离设备将不同组分的原油进行分离，并获取所需的产品。
分油过程需要注意产品的纯度和质量，以满足市场需求。
最后是储油环节。
储油是指将分离出来的产品进行储存的过程。
原油通常需要储存在储油罐中，以备后续使用。
储油罐需要保持适当的温度和压力，以确保产品的质量。
储油过程中还需要进行定期检查和维护，以确保储油设施的安全和可靠性。
以上就是输油工艺流程的主要环节。
整个工艺流程需要密切协
调和配合各个环节的工作，以确保原油的顺利输送和处理。
同时，需要严格遵守相关的安全操作规程，以防止事故的发生。
输油工艺流程在石油行业中扮演着重要的角色，对于保障能源供应和促进经济发展具有重要意义。
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长输原油管道密闭输油工艺操作规程1、【范围】本标准规定了长输原油管道密闭输油过程中的检查与准备、密闭输油投用与停运、运行参数调整、流程切换、密闭流程与开式流程切换、应急处理等方面的工艺操作原则、一般步骤与要求。
本标准适用于管道储运分公司密闭输油的长输原油管道。
2 、规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注明日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适于本标准 , 然而 , 鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注明日期的引用文件 , 其最新版本适用于本标准。
GB15599 石油与石油设施雷电安全规范SY5737 原油管道输送安全规定SY5225 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T6148 输油管线清管作业规程Q/SHGD O045 原油管道输油调度工作条例Q/SHGD 0048 原油管道工艺安全运行操作规程3、术语和定义下列术语和定义适用于本标准。
3.1 调度控制中心根据 Q/SHGD 0045 之规定 , 具有独立指挥权限的一条或多条管道运行、或对一条或多条管道具有独立指挥权限及远程控制功能的调度机构。
以下简称调控中心。
3.2 首站管输原油由油罐经给油泵、输油泵加压 ( 加热炉加热 ) 后，向下一站输送的输油站。
3.3 中间站管输原油由上站经输油泵加压 ( 加热炉加热〉后 , 向下一站输送的输油站。
3.4 未站管输原油由上站经管网 ( 计量系统〉后 , 进入油罐或向用油单位转输的输油站。
3.5 分输站管输原油自上站来油后 , 向二个以上不同方向分别输送的输油站。
3.6 输油站输油站是首站、分输站、中间站、未站的统称。
3.7 高压泄压阀为防止输油站出站端高压管段的运行压力超过规定压力值而设置的泄压阀门。
3.8 低压泄压阀为防止输油站进站端低压管段的运行压力超过规定压力值而设置的泄压阀门。
3.9 低压回流调节阀为防止输油站进站端低压管段的运行压力低于停泵压力而设置的从出站段向进站段回流的阀门 , 当进站端低压管段低于低压回流调节阀门的设定值时,该阀快速开启,管输原油由出站段向进主段补充。
3.10 顺序停泵输油站进、出站运行压力及汇管上的运行压力达到 " 顺序停泵 " 压力值时 , 站控系统发出指令，逐次停运一台运行输油泵 , 直到压力满足运行要求。
3.11 程序停泵输油站进、出站运行压力及汇管上的运行压力达到 " 程序停泵 " 压力值时 , 站控系统发出指令停运该站全部运行的输油泵。
3.12 硬线停泵当输油站的进站压力、出站压力、输油泵汇管压力达到安装在管道上压力开关设定值时,压力开关动作,经中间继电器后传至变电所,变电所执行跳闸命令,运行输油泵全部停运。
3.13 水击超前保护当输油干线或某座输油站发生较严重的水击工况时,根据预先设置的水击保护程序,在水击波到达可能受到水击波破坏的管段前 , 水击保护系统提前自动发出压力调节或部分输油泵停运的指令，从而使有可能受水击波破坏的管道内提前产生与水击波压力变化相反、强度相近的压力变化 , 以抵消或削弱水击波的影响。
4 安全规定4.1 密闭输油管道在生产过程中的一切行为 , 均必须符合国家、行业和管道储运分公司的安全规定 , 并执行相关的文件、制度和标准。
4.2 密闭输油管道的运行、备用的输油设备、设施、仪器仪表等设施的安全性能、安全指标必须符合GB15599、SY5737 、 SY5225 之规定。
5 一般规定5.l 正常运行的密闭输油管道的工艺操作应执行本标准；密闭输油管道的投产、停输扫线及其它非正常运行时 , 应执行相应的方案。
5.2 密闭输油管道的输油泵机组、加热系统、阀门等有关单体设备、设施的操作 , 仍执行单体设备、设施的操作规程。
5.3 运行的密闭输油管道的工艺参数控制按 Q/SHGD 0048 执行。
5.4 在运行的密闭输油管道上进行新技术、新工艺、新设备的试验过程中 , 其工艺操作不能执行本标准时 , 必须制定相应的技术方案和事故预案 , 经批准后方可实施。
5.5 密闭输油管道的清管作业按 SY/T6148 执行。
6 密闭输油管道的安全保护系统6.l 密闭输油管道应设置以下安全保护系统。
6.1.l 出站调节阀调节的保护系统。
6.1.2 出站高压泄压阀。
6.1.3 顺序停泵保护系统。
6.1.4 程序停泵保护系统。
6.1.5 硬线停泵保护系统。
6.1.6 水击超前保护系统。
6.2 密闭输油管道宜设置以下安全保护系统。
6.2.l 进站低压泄压阀。
6.2.2 进站低压回流调节阀。
6.2.3 输油泵机组故障联锁保护系统。
6.3 进站压力超低保护系统进站压力超低保护系统保护顺序为 :6.3.1 当进站压力低于启调规定值时 , 出站调节阀进行自动调节；6.3.2 当进站压力继续下降 , 并达到低压回流调节设定值时 , 低压回流调节阀开启 , 由出站段向进站段补充原油；6.3.3 当进站压力继续下降 , 并达到顺序停泵设定值时 , 该站顺序停泵；6.3.4 当进站压力继续下降 , 并达到程序停泵设定值时 , 该站程序停泵；6.3.5 当进站压力继续下降 , 并达到压力开关设定值时 , 该站硬线停泵。
6.4 出站压力超高保护系统。
出站压力超高保护系统保护顺序为 :6.4.1 当出站压力达到启调规定值时 , 出站调节阀进行自动调节 ;6.4.2 当出站压力继续上升 , 并达到高压泄压阀动作设定值时 , 高压泄阀开启 , 向泄压罐泄放原油 ;6.4.3 当出站压力继续上升 , 并达到顺序停泵设定值时 , 该站顺序停泵 ;6.4.4 当出站压力继续上升 , 并达到程序停泵设定值时 , 该站程序停泵 ;6.4.5 当出站压力继续上升 , 并达到压力开关设定值时 , 该站硬线停泵。
7 密闭输油站管道密闭运行投运前的检查与准备7.1 检查输油泵机组、加热系统等输油设备、设施的状况 , 并确认具备投运条件。
7.2 根据全线控制方式 , 确认各输油站输油泵机组的 " 手动 / 自动 " 位置 ; 确认各输油站控制阀门的 " 手动 / 自动 " 位置。
7.3 检查出站调节阀以及相关的配套设施7.4 检查、投运以下安全保护系统7.4.1 出站高压泄压阀。
7.4.2 顺序停泵保护系统。
7.4.3 程序停泵保护系统。
7.4.4 硬线停泵保护系统。
7.5 检查以下安全保护系统 , 并做好相关的投运准备7.5.1 进站低压回流调节阂。
7.5.2 输油泵机组故障联锁保护系统。
7.5.3 水击超前保护系统。
7.6 检查并确认各输油站站控机工作正常。
7.7 检查并确认全线各输油站与调控中心、各输油站间的数据交换正常、通讯畅通。
7.8 检查各输油站生产辅助系统 , 并确认具备投运条件。
8 输油站的启动与停运8.1 首站8.1.1 启动8.1.1.1 调控中心、本站调度确认该站拟运行设备、设施及辅助生产设施完好 , 具备参加运行条件 ;8.1.1.2 调控中心、本站调度确认该站流程切换操作完成 , 具备运行条件 ;8.1.1.3 调控中心确认全线的干线截断阀门全开 , 各中间站切换为压力越站流程 , 末站切换为进站流程。
8.1.1.4 上级调度发出启动该站的指令 , 并通知下游各输油站 ;8.1.1.5 打开出站阀门 ;8.1.1.6 按单体设备操作规程 , 依次启动选定的给油泵机组、输油泵机组 ;8.1.1.7 投用出站压力自动调节系统及安全保护系统 ;8.1.1.8 对设有 " 水击超前保护 " 系统的管道 , 需将该系统置于投用状态 ;8.1.1.9 设置输油泵机组联锁保护系统的输油站 , 待输油泵运行正常后 , 投运该系统 ;8.1.1.10 对加热输送的原油管道 , 待该站给油泵、输油泵运行正常后 , 按单体设备操作规程 , 投用加热设施 , 并按要求将出站温度调整至规定的出站温度 ;8.1.1.11 对投用的设备、设施、仪表等及安全保护系统进行全面检查 , 汇报上级调度 , 并通知下游输油站。
9 停运9.3.1 调控中心下达全线停运的指令 , 各输油站做好停输的准备工作 ;9.3.2 调控中心确认各输油站完成停输的准备工作 ;9.3.3 全线停输宜自末站开始 , 按油流反方向按 8.2.2 之规定依次停运各中间站 ; 按 8.1.2 之规定停运首站 ;9.3.4 全线停输后 , 末站关闭进站阀门 ; 各中间站关闭进、出站阀门 ; 首站关闭出站阀门 ;9.3.5 全线的停输操作必须在调控中心的统一指挥下进行或在调控中心直接操作。
10 全线输油量的调节10.l 输油量增减的一般规定10.1.l 输油量增加一般宜遵循顺序。
10.1.1.l 在规定的最高出站压力范围内 , 提高出站压力的设定值 ;10.1.1.2 在半级输油泵运行的情况时 , 由半级泵运行切换为全级泵运行 ;l0.1.1.3 增加运行输油泵机组 ;l0.1.2 输油量降低一般宜遵循顺序。
10.1.2.1 减少运行输油泵机组 ;10.1.2.2 在无半级输油泵运行的情况时 , 由全级泵运行切换为半级泵运行 ;10.1.2.3 降低出站压力的设定值。
10.2 出站压力设定值的调节操作10.2.1 调控中心发出调节出站压力设定值的指令 , 并通知各输油站 ;10.2.2 调控中心远程设置有关输油站的出站压力设定值 ; 或由输油站在站控机设置出站压力设定值 ;10.2.3 出站压力自动控制装置不能正常工作的输油站 , 可通过按泊流方向运行的最后一台输油泵的出口阀进行调节 ;10.2.4 出站压力设定值调整后 , 各输油站全面检查 , 并汇报调控中心。
10.3 切换输油泵机组10.3.1 确定要切换的输油泵机组 , 并通知上、下游输油站 ;10.3.2 对待启动的输油泵机组进行检查 , 确认其具备启动条件 ;10.3.3 按单体设备的操作规程 , 对确定切换的输油泵机组进行启、停操作 ;10.3.4 运行出站压力高于最高出站压力 70% 的输油站 , 应采取先降低出站压力措施或按先停后启的顺序进行操作 ;10.3.5 运行出站压力低于最高出站压力 70% 的输油站 , 宣按先启后停的顺序进行操作 ;10.3.6 切换操作完成后 , 全面检查 , 并汇报调控中心。
10.4 增加运行输油泵机组10.4.1 确定待启动的输油泵机组 , 并通知上、下游输油站 ;10.4.2 对待启动的输油泵机组进行检查 , 确认其具备启动条件 ;10.4.3 按单体设备的操作规程 , 对确定启动的输油泵机组进行启动操作 ;10.4.4 多座输油站增加运行输油泵机组时 , 各站输泊泵机组的启动应按泊流方向依次进行 ;10.4.5 根据运行需要 , 由调控中心直接设置出站压力设定值或由站调度在站控机设置出站压力设定值 ;10.4.6 增加输油泵机组操作完成后，全面检查，并汇报调度控制中心；10.5 减少运行输油泵机组10.5.1 确定待停运的输油泵机组，并通知上下游输油站；10.5.2 按单体设备的操作规程，对确定停运的输油泵机组进行停机操作；10.5.3 多座输油站减少运行输油泵机组时，各站输油泵机组的停运宜按油流的反方向依次进行；10.5.4 根据运行需要，由控制中心直接设置出站压力设定值或由站调度在控制机设置出站压力设定值。