油气藏

油气藏（共10篇）

1.油气藏 篇一

济阳坳陷泥质岩油气藏类型及分布特征

济阳坳陷目前已发现的泥质岩油气藏主要分布于东营凹陷和沾化凹陷的.断裂、断鼻构造带附近,依据其储集空间可分为裂缝型、孔隙型及孔-缝复合型3种类型.其中,裂缝型油气藏占主要地位,主要发育于富钙质的脆性泥页岩中;孔隙型油气藏主要发育于含砂质条带的欠压实泥岩中;孔-缝复合型油气藏发育于钙质泥-页岩互层且夹薄层砂质条带的岩类中.泥质岩油气藏以自生自储为主,需要富钙质或欠压实等特定的岩性条件,一般发育在断裂活动带附近.横向上,裂缝型油气藏主要分布于厚层生油层中富钙质高阻层段,尤其是页岩发育的薄互层段,孔隙型油气藏只分布于具有断裂或隆起背景且富含砂质条带的欠压实区;纵向上,泥质岩油气藏主要分布于2 200 m以下的沙河街组四段上亚段、沙河街组三段下亚段及沙河街组一段下亚段等层位.

作 者：李勇 钟建华 温志峰 王海侨 Li Yong Zhong Jianhua Wen Zhifeng Wang Haiqiao 作者单位：李勇,Li Yong(中国科学院广州地球化学研究所,广州,510640)

钟建华,温志峰,王海侨,Zhong Jianhua,Wen Zhifeng,Wang Haiqiao(石油大学地球资源与信息学院,山东,东营,257061)

刊 名：地质科学 ISTIC PKU英文刊名：CHINESE JOURNAL OF GEOLOGY年，卷(期)：41(4)分类号：P61关键词：泥质岩 油气藏类型 成藏条件 油气藏分布 济阳坳陷

2.油气藏 篇二

冷湖三号油田位于柴达木盆地北缘块断带赛昆断陷亚区冷湖背斜带西北端, 是一个断层切割而复杂化的单斜。地层走向北西-南东向, 自东北向南呈45°~50°倾斜, 油田东西长约4.5km, 南北宽1.4km, 呈条带状分布。构造上断层发育, 东西向以逆断层为主, 南北向以正断层为主。储层主要为侏罗系, 是一套河流相碎屑沉积, 岩性主要以砾状砂岩、含砾砂岩为主, 胶结物含量约为20%, 以泥质为主, 其次为方解石。胶结类型主要为孔隙式胶结, 其次为接触式和基底式胶结。储层孔隙度为13%~22.7%, 渗透率50~300×10-3μm2。

2 油气地化特征及成因

原油性质较好, 密度为0.804~0.817g/cm3, 50℃的粘度为4.07~9.17MPa·s, 凝固点为-2℃, 含蜡量为17.2%。

原油的Pr/Ph高, 平均在3~4之间, 全油碳同位素值为-29‰~-31‰。在甾烷分布中, 以规则甾烷为主, 甾烷C29>C27>C28, 为不对称的“V”字型分布;重排甾烷含量一般很高或较高, 孕甾烷含量相对普遍较低, 前者说明源岩为粘土矿物的酸性催化、弱还原或弱氧化的沉积环境, 后者说明源岩为淡水的沉积环境。在萜烷分布中, 三环萜烷含量低、伽玛蜡烷含量很低、Tm系列较高、莫烷含量低、重排藿烷含量高等特点, 整体反映源岩由湖相向沼泽煤系过渡, 母质相对较差的特征。

冷湖三号构造侏罗系储层天然气相对密度为0.75g/cm3左右, 甲烷含量在72%~80%之间;δ13C1为-23‰~-35‰, 一般大于-30‰, δ13C2大于-25‰, 由甲、乙烷碳同位素值可以判断该天然气为典型的高成熟的煤型气。

冷湖三号原油地球化学特征表明, 原油的地化特征与下侏罗系统烃源岩的地化特征相似, 但大部分原油成熟度高于本构造侏罗系烃源岩, 因此原油来源于冷西次凹的北部成熟的下侏罗统烃源岩, 冷西次凹北部生成的油气沿不整合面运移至冷湖三号构造。天然气为典型的煤型气, 与原油同源, 来源于冷西次凹的北部成熟的下侏罗统烃源岩。

3 油气成藏分析

3.1 油气运移

从自生矿物的发育、有机包裹体的变化特征来看, 冷湖地区主要有两期石油的形成和运移, 早期主要体现在石英加大边中的有机包裹体, 多数为气液相烃类包裹体, 部分为液态烃包裹体, 根据有机包裹体的相组成及颜色看, 有机质处于成熟阶段。而这一期的成岩温度较低, 平均温度60℃~89℃, 其低地温可能是石油形成后经较长距离垂向运移而受上部较浅地层温度影响的结果。第二期石油的运移和充注可由石英裂隙及次生石英中的有机包裹体反映出来, 该期有机包裹体颜色较深, 出现较多的气液包裹体, 气液比较高, 并有一些气态烃包裹体。从与有机包裹体共生的盐水溶液包裹体的盐度和均一温度来看, 冷湖构造北的潜西地区潜参1样品中边缘裂隙中的包裹体与冷四1石英裂隙、深86井的次生石英及冷七1的石英裂隙中的包裹体的盐度和均一温度比较接近, 包裹体的盐度为9.8~13wt%, 包裹体均一温度为90℃~115℃, 普遍比石英加大边中的要高, 这些次生矿物或裂隙中的包裹体应属同一成岩期形成的。根据本区构造沉积和热演化史, 这两期油气充注分别发生于E3和N1-N21时期。

冷湖三号石地22井的埋深600m左右的镜质体反射率为0.6%, 最大埋深达3800m, 剥蚀量在3000m。中生代地层未剥蚀前, 该区烃源岩热演化程度很低, 发生油气运移的可能性较小, 故第一期油气运移在E1+2的可能性也较小。根据石地22井油气包裹体均一化温度测试结果, 结合区域油气生成运移特征, 油气运移时期应在E3、N2。

3.2 油气成藏

冷湖三号油田是侏罗系自生自储的原生油气藏。早中侏罗世柴北缘西段是一种潮湿气候下的近物源区的湖沼相沉积环境, 广泛发育水下冲积扇和湖底沉积扇以及扇三角洲前缘砂等粗碎屑砂岩体, 这些粗碎屑砂体与暗色泥岩共生, 形成了好的生、储、盖关系, 而且埋深和机械压实作用不强, 有利于原生孔隙的保存, 侏罗系成岩作用尚处于早成岩阶段。侏罗系圈闭形成早, 侏罗系—第三系便具雏形。其油气藏具有最早的形成期, 储集体具有优先捕获的特点。第三系—侏罗系断层十分发育, 把侏罗系的生储空间沟通, 并有较好的储层做基础, 有利于油气的排出并形成断块油藏。另外, 上覆第三系很薄, 较强的破裂很容易导致油气沿断层逸出地表, 喜山运动, 可能起到一定破坏作用。因此油田产量低, 压力低。在侏罗系上覆有较厚第三系的构造破裂地带, 可能存在较高产的油气田。冷湖三号油田的形成具有深层油源、晚期充注、局部破坏的特点, 保存条件是制约油气大规模成藏的主要因素。

中下侏罗统烃源岩生油门限约为3200m, 冷西次凹北部烃源岩在中生代末未能达到此深度, 烃源岩没有较大规模的早期生烃, 因而冷湖三号构造早期没有大规模的油气充注。冷西次凹北部主力烃源岩在早第三纪-第四纪进入成熟阶段, 因此冷湖三号构造油气充注时期为渐新世-上新世, 由于冷湖三号构造侏罗系形成早, 侏罗纪末-早第三纪便具雏形, 有利于油气的聚集。冷湖三号油藏的成藏期应为渐新世-上新世。中新世, 烃源岩开始大量生排烃阶段, 构造本身的烃源岩也进入低成熟阶段, 为油气藏的形成准备了物质条件。喜山晚期运动的强烈作用, 使深层的油气向冷湖三号运移聚集提供了有利的运移通道和圈闭条件, 同时由于构造断裂十分发育, 致使油气被各级断层分割, 地层剥蚀范围加大, 北部地区和I号区块油藏出露地表遭受破坏。在保存条件较好的Ⅱ、Ⅲ区块, 得以再次接受油气充注, 油气持续富集成藏。

晚第三纪末的构造抬升使冷湖三号地区抬升幅度大, 造成早期形成的油气藏被破坏。如石深1井所反映的是稠油封闭的油气藏, 表现为由不整合面附近向深部原油比重逐渐降低, 说明油气藏形成后由于构造运动使油气藏开启, 在沿不整合面活动的地下水氧化作用下, 使油气藏顶部原油遭受氧化而变为稠油, 从而阻碍了油气藏下部油气的继续逸散。

4 结语

(1) 冷湖3号油田油质较轻, 天然气为典型的煤型气, 油气同源, 均来源于冷西次凹的北部成熟的下侏罗统烃源岩。

(2) 冷湖3号油田油气运移时期应在E3、N2, 成藏期为渐新世-上新世。

参考文献

[1]沈显杰, 李国桦, 等.1994a, 柴达木盆地的大地热流和统计热流值[J].地球物理学报, 37 (1) :56～65.

3.低渗透油气藏钻井技术探讨 篇三

关键词：低渗油气藏；钻井液技术；MRC

中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）15-0175-02

1 低渗透油气藏开采特征

低渗透油气藏在进行开采过程中所存在的主要特征表现在如下几个方面：一是自然产能十分低下，一般需要利用储层来进行相应的改造。二是油气的天然能量相对不足，产能的递减速度十分快，没有稳定性能的低渗透油气藏在传导性能方面十分低下，油井的产量与日递减。三是油气藏在见水后由于采液和采油指数含水量上升而导致自身大幅度下降；四是含水量由于受到压裂裂缝负面影响而出现高速度上升状况；五是我国国内目前的低渗透油气藏在储层性能方面的技术水平较低，储存量丰富性较低且开发模式单一，从而使得低渗透油气藏开发效果整体水平下降，部分油气藏的埋藏深度大和储层的非均质性，加剧了低渗透油气藏有效钻井技术开采的难度。

2 低渗透油气藏钻井工艺技术

当前比较盛行的低渗透油气藏钻井技术主要有如下几种。

2.1 低渗透油气藏水平井钻井技术

二十世纪九十年代以来，我国的低渗透油气藏水平井钻井技术已进入了成熟发展阶段，并不断应用于不同类型的低渗透油气藏，取得了骄人的经济效益和社会效益。低渗透油气藏水平井钻井技术的日益推广和优越性表现得到了全世界的真正公认，其独特性优势主要表现在如下几个方面：一是水平井眼作为低渗透油气藏中水力压裂的选择，可以横穿油藏流道以此提升油层泄油能力。二是水平井的运用可以改变油气藏与井筒的接触方式，并改变油气的流动模式，通过油气流动阻力的减少激发油层泄油能力。三是水平井可以有效提升钻遇裂缝的几率，有效降低低渗透油气藏水平井钻井风险系数，实现低风险、高产量、少井数的效果。

2.2 MRC技术

MRC技术即以多分支水平井钻井完井技术为油气开采的基本基础的颇具挑战性的创新技术，MRC都是以水平钻成的井眼构成，可以实现同一个井眼中最大水平位移，在各种方向上实现不同深度的油气层钻井，可以在新井和老井中实现钻井开采。从一定程度上可以说MRC技术是低渗透油气藏钻井开采的最经济、可靠的技术手段，其独特优势主要表现如下几个方面：一是MRC技术可以更适当地扩大油气藏与井眼之间的接触面积，通过泄油面积的扩大改善油气流动剖面，并最大化油气开采率。二是MRC技术可以适用于低渗透油藏、非均质油藏等各种类型油气藏的有效经济开发。三是MRC技术在低渗透油藏钻井开采中的运用可以有效减少钻井数量，从而减少开采成本，提升低渗透油藏钻井开采的经济效益和社会效益。四是MRC技术通过多个分支井眼减少无效钻井的几率，从而促使低渗透油藏钻井工作量、时间以及工作成本的减少，最大化低渗透油藏钻井产量。

2.3 欠平衡钻井技术

欠平衡钻井技术在国外油气藏开采中运用较早，早在二十世纪五十年代国外便出现了低渗透油气藏欠平衡钻井技术。进入到二十世纪九十年代以来，欠平衡钻井技术在油气藏开发中得到了进一步的运用和发展，根据油气藏的具体特性、钻井工具配备等方面的情况，气体钻井、充气钻井液钻井、泡沫钻井以及边喷边钻等方面的技术相继被利用到低渗透油气藏钻井开发中，并取得了较为可观的开发效果。同时，国外将欠平衡钻井技术与相关钻井技术融合起来，比如运用欠平衡加水平井技术提升开采的成功几率和开发效率；运用欠平衡加连续管钻机加多分支井等技术来实现油气藏开发效率的提升；运用欠平衡加老井侧钻、小井眼技术等实现老油田的深度挖掘；运用欠平衡钻井技术加多分支水平井等实现油气开采的增产改造。钻井和井控技术的不断提升使得欠平衡钻井技术成为油气开采的有效、经济、安全的重要手段。

对于低渗透油气藏的钻井开发技术而言还存在着如下几方面的难点：一是油气藏储层描述和钻井优化等方面的技术缺乏相应的设施配套。二是低渗透油气藏钻井技术相对单一的开发手段对油气藏的整体开发效果有着一定的制约性影响。三是低渗透油气藏井眼轨迹控制和储层的有效钻穿存在一定的难度。四是油气储层水敏强、孔喉细小等问题导致保护难度加大。五是低渗透油气藏完井方式相对单一，缺乏更为优化完整的低渗透油气藏钻井技术。当前，如何有效开发经济、实用、安全、高效的低渗透油气藏钻井技术是一项重要的研究课题。

3 低渗透油气藏钻井液技术策略

低渗透油气藏在被钻开后最开始会与钻井液实现零度接触，且接触时间相对较长，因此极其容易出现较为严重的水锁损害，且水锁损害高达80%。因此低渗透油气藏在进行钻井和完井开采时需要充分考虑减少滤液侵入，提升表面和界面张力性能以减少水锁损害，与此同时还需要提升钻井液性能，减少因井塌、卡钻以及井漏等复杂问题导致的储层损害。因此，在低渗透油气藏钻井液技术实施过程中，需要从如下几点着手。

3.1 低渗透油气藏钻井液研制

根据水锁损害相关原理，可以选择降低表面和界面张力性能较强的表面活性剂，以此来防止相应的液锁损害，同时运用暂堵新技术、成膜剂技术提升暂堵效果，选择与油气藏相关特性匹配的钻井液进行技术处理。

首先，选择合适的防水锁表面活性剂，运用滴重法对八种表面活性剂张力进行测试，最终选择ABSN、OP210作为低渗透油气藏钻井的防水锁剂；然后进行表面活性剂岩心试验，其相应的实验结果显示ABSN相对来说具备更为显著的降低水锁损害效果，当油气藏储层中Ca2+具备相对较高的浓度时，若与ABSN产生沉淀，可以加量使用0.4%的OP210。

其次，选择合适的超低渗透钻井液成膜剂，超低渗透钻井液是利用某些特殊的聚合物处理剂在岩石表面形成胶束，并依靠胶束的界面吸力和变形性将岩石孔喉封堵。由此可见利用超低渗透钻井液成膜剂可以有效封堵岩石孔喉并有效隔离钻井液以及相关滤液等，从而最终实现低渗透油气藏零滤失钻井。选择FLC2000和CMJ22进行相应的实验，最终结果表明这两种成膜剂均有较好的降滤失效果。

再次，进行不锈钢缝板岩心动态滤失实验。运用不锈钢缝板进行岩心模拟实验，将其装入高温高压岩心夹持器中，在90℃高温下测定在不同成膜剂和不同时间内钻井液滤失量的动态变化，可以得到相应的结果如图1所示，由此可知，在加入不同的成膜剂之后，钻井液最终的滤失总量和最初的滤失量基本都是零。综合考虑成本因素和供货因素，可以选CMJ22成膜剂实现低渗透油气藏钻井液技术的优化。

3.2 理想充填暂堵方案

根据低渗透储层0.25μm孔喉半径设计暂堵颗粒D90为0.5μm，然后运用理想充填暂堵技术确定超细碳酸钙相应的配比为10：40：50，加量总和为4%。加入暂堵剂钻井液动态滤失量的动态变化如图2所示，从图2可以看出在加入4%的优选暂堵剂后低渗透油气藏钻井液动态滤失量从12 ml降到了4 ml，这说明了理想充填暂堵方案的保护效果非常明显，由此可以推荐使用4%的优选暂堵剂对低渗透油气藏钻井液技术进行进一步的优化。

从上述实验可以知道，优选暂堵剂的使用可以对低渗透油气藏钻井液技术进行进一步的优化，成膜钻井液的低伤害、防水锁以及低滤失等方面的特性可以适用于多种低渗透油气藏钻井中，更好地优化我国低渗透油气藏钻井技术。总而言之，低渗透油气藏开采技术涉及多个领域的系统工程，需要优化配置各类先进技术，不断创新优化钻井工艺技术，全面提升低渗透油气藏开采的综合效率。

参考文献：

[1] 张佃宾.低渗透油气藏钻井工艺技术与应用[J].黑龙江科技信息，2012，（10）：24-25.

[2] 沈平平，江怀友，赵文智，等.MRC技术在全球油田开发中的应用[J].石油钻采工艺，2007，（2）：95-99.

4.油气藏 篇四

从油气公司的角度阐述了开展全国油气资源战略选区调查与评价工作的必要性和重要意义.分析了中国石油天然气股份有限公司油气勘探面临的`形势,指出未来陆上油气资源战略选区主要有五大领域:前陆盆地、叠合盆地中下组合、青藏高原、中小型盆地和非常规油气.这几个勘探领域都有良好的资源条件,具有多个战略目标及较好的勘探前景.建议战略选区项目工作要遵循四大原则:战略性、前瞻性、基础性和风险性.

作 者：吴国干 门相勇 李小地 曾少华 WU Guo-gan MEN Xiang-yong LI Xiao-di ZENG Shao-hua 作者单位：吴国干,曾少华,WU Guo-gan,ZENG Shao-hua(中国石油天然气股份有限公司,北京,100011)

门相勇,李小地,MEN Xiang-yong,LI Xiao-di(中国石油勘探开发研究院,北京,100083)

5.油气管道腐蚀检测 篇五

摘要:油气管道运输中的泄漏事故，不仅损失油气和污染环境，还有可能带来重大的人身伤亡。近些年来，管道泄漏事故频繁发生，为保障管道安全运行和将泄漏事故造成的危害减少到最小，需要研究泄漏检测技术以获得更高的泄漏检测灵敏度和更准确的泄漏点定位精度。本文介绍几种检测方法并针对具体情况进行具体分析。

关键字：腐蚀检测

涡流

漏磁

超声波 引言：

在油气管道运输中管道损坏导致的泄漏事故不仅浪费了石油和天然气，而且泄露的有毒气体不仅污染环境，而且对人和动物造成重大的伤害，因此直接有效的检测技术是十分必要的，油气管道检测是直接利用仪器对管壁进行测试，国内外主要以超声波、漏磁和祸流等领域的发展为代表。[1]

1、涡流检测

电涡流效应的产生机理是电磁感应.电涡流是垂直于磁力线平面的封闭的 旋涡!状感应电流, 与激励线圈平面平行, 且范围局限于感应磁场所能涉及的区 域.电涡流的透射深度见图1, 电涡流集中在靠近激励线圈的金属表面, 其强度随透射深度的增加而呈指数衰减, 此即所谓的趋肤效应.[1]

电涡流检测金属表面裂纹的原理是: 检测线圈所产生的磁场在金属中产生电涡流, 电涡流的强度与相位将影响线圈的负载情况, 进而影响线圈的阻抗.如果表面存在裂纹, 则会切断或降低电涡流, 即增大电涡流的阻抗, 降低线圈负载.通过检测线圈两端的电压, 即可检测到材料中的损伤.电涡流检测裂纹原理见图2.[2]

涡流检测是一种无损检测方法，它适用于导电材料。涡流检测系统适应于核电厂、炼油厂、石化厂、化学工厂、海洋石油行业、油气管道、食品饮料加工厂、酒厂、通风系统检查、市政工程、钢铁治炼厂、航空航天工业、造船厂、警察/军队、发电厂等各方面的需求.[2] 涡流检测的优点为:1.对导电材料和表面缺陷的检测灵敏度较高;2.检测结果以电信号输出，可以进行白动化检测;3.涡流检测仪器重量轻，操作轻便、简单;4.采用双频技术可区分上下表面的缺陷:5.不需要祸合介质，非接触检测;6.可以白动对准_!:件探伤;7.应用范围广，可检测非铁磁性材料。

涡流检测的缺点为:1.只适用于检测导电材料;2.受集肤效应影响，探伤深度与检测灵敏度相矛盾，不易两全:3.穿过式线圈不能判断缺陷在管道圆周上所处的具体位置;4.要有参考标准才能进行检测:5.难以判断缺陷的种类。[1]

2、超声波检测

超声波检测的基本原理基本原理见图3所示。

垂直于管道壁的超声波探头对管道壁发出一组超声波脉冲后，探头首先接收到由管道壁内表面反射的回波(前波)，随后接收到由管道壁缺陷或管道壁外表面反射的回波(缺陷波或底波)。于是，探头至管道壁内表面的距离A与管道壁厚度T可以通过前波时间以及前波和缺陷波(或底波)的时间差来确定：

式中，为第一次反射回波(前波)时间，为第二次反射回波(底波或缺陷波)时间，为超声波在介质中的声速、为超声波在管道中的声速。[3] 不过，仅仅根据管道壁厚度T曲线尚无法判别管道属内壁缺陷还是外壁缺陷，还需要根据探头至管道壁内表面的距离A曲线来判别。当外壁腐蚀减薄时，距离A曲线不变；而当内壁腐蚀减薄时，距离A曲线与壁厚T曲线呈反对称。于是，根据距离A和壁厚T两条曲线，即可确定管道壁缺陷，并判别管道是内壁腐蚀减薄缺陷还是外壁腐蚀减薄缺陷。[3] 超声波检测是通过超声传感器将高频声波射入被检管道内，如果其内部有缺陷，则一部分入射的超声波在缺陷处被反射回来，再利用传感器将反射同来的信号接收，可以检出缺陷的位置和大小。超声检测的常用频率范围为0.5一10MHz。

管道腐蚀缺陷深度和位置的直接检测方法，是利用超声波的脉冲反射原理来测量管壁腐蚀后的厚度，对管道材料的敏感性小，检测时不受管道材料杂质的影响，超声波法的检测数据简单准确，能够检测出管道的应力腐蚀破裂和管壁内的缺陷。适用于大直径、厚管壁管道的检查。超声波检测具有检测成本低，现场使用方便，特别适用于检验厚度较大的管道。[4] 超声检测作为一种成熟的无损检测技术有着它白己的优点，但还存在以下几个方面的不足:1.必须去除表面涂层，或者对表面进行打磨处理，增加了劳动强度;2.管材为圆柱曲面，容易造成祸合不良，检测速度慢、时间一长:3.有一定的近场盲区，易造成漏检:4.检测结果带有土观因素，并与操作人员有关:5.腐蚀坑底或腐蚀表面对声波散射严重，造成回波信号降低;6.不适合在气管线和含蜡高的油管线进行检测，具有一定局限性;7.内、外壁回波难以判断，容易发生误判。

3、漏磁检测

最适合油管探伤检验的方法是漏磁法, 国内油田现用的旧油管修复检测线80%，[5]以上都采用了漏磁探伤方法 漏磁检测是以自动化为目的发展起来的一种自动无损检测技术，国外己经得到广泛应用。漏磁检测的基本原理是建立在铁磁性材料的高磁导率特性之上的。铁磁性材料的磁导率远大于其它非铁磁性介质(如空气)的磁导率。当用磁场作用于被测对象并采用适当的磁路将磁场集中于材料局部时，一旦材料表面存在缺陷，缺陷附近将有一部分磁场外泄出来。用传感器检测这一外泄漏磁场可以确定有无缺陷，进而可以评价缺陷的形状尺寸。

钢管缺陷瀚磁检测原理是钢管被永久磁铁磁化后，当钢管中无缺陷时，磁力线绝大部分通过钢管，见图:当管壁变薄，管内、外壁局部被磨损，有腐蚀坑、凹坑、通孔等缺陷时，钢管缺陷处的磁阻变大，聚集在管壁的部分磁通向外扩张，磁力线发生弯曲井且有一部分磁力线泄翻出钢管表面，利用磁感应元件(霍尔元件)在钢管表面相对切割磁力线产生感应电信号，通过对感应电信号的特征提取来对缺陷进行定性和定量分析。[6]

真实的缺陷具有比模拟缺陷复杂得多的儿何形状，况且它们千差万别地存在于不同的_1洲冲，要计算其漏磁场是很难的。在检测中，要使它们的漏磁场达到足以形成明确显示的程度是很有意义的，这里，必须考虑影响缺陷漏磁场强弱的各种因素。影响缺陷漏磁场的因素主要米口卜列三个方面。（1）磁化场对漏磁场的影响

l)当磁化程度较低时，漏磁场偏小，且增加缓慢;2)当磁感应强度达到饱和值的80%左右时，漏磁场不仅幅值较大，而且随着磁化场的增加会迅速增大;3)漏磁场及其分量与钢管表面的磁感应强度大小成正比;4)漏磁场及其分量与磁化场方向和缺陷侧壁外法向矢量之间的夹角余弦成正比。

（2）缺陷方向、大小和位置对漏磁场的影响 l)缺陷与磁化场方向垂直时，漏磁场最强: 2)缺陷与磁化场方向平行时，粼磁场儿乎为零;3)缺陷在l:件表面的漏磁场最人，随着离开表面中心水平距离的增加漏磁场迅速减小;4)缺陷深度较小时，随着深度的增加漏磁场增加较快，当深度增大到一定值后漏磁场增加缓慢;5)缺陷信号的幅值与缺陷宽度对应，缺陷长度对翻磁信号儿乎没有影响;6)缺陷宽度相同时，随深度的增加，漏磁场随之增人;（3）工件材质及工况对漏磁场的影响

钢材的磁特性是随其合金成分(尤其是含碳坛)、热处理状态而变化的，相同的磁化强度、相同的缺陷对不同的磁性材料，缺陷漏磁场不一样，土要表现为以下二点:(l)对于儿何形状不同的被测物体，如果表面的磁性场相同而被测物体磁性不同，则缺陷处的漏磁场不同，磁导率低的材料漏磁场小:(2)被测材料相同，如果热处理状态不同，则磁导率不一样，缺陷处的漏磁场也不同;(3)当l:件表面有覆盖层(涂层、镀层)时，随着覆盖层厚度的增加，漏磁场将减弱。[1] 同样漏磁检测也存在它自己的特点。漏磁检测的优点是1.适用于检测中小型管道;2.不需要祸合，检测速度快，效率高:3.检测灵敏度高，可靠性好;4.可对缺陷进行量化处理:5.同磁粉相比便于操作，改善_l:作环境适合于对壁减和腐蚀坑等形式的缺陷普卉，检测效果突出;6.易于实现白动化。除此之外漏磁检测也有它的缺点，漏磁检测的缺点是:1.材料只适用于铁磁性金属材料，不适用I几1卜铁磁性金属;2.被检管道不能太厚，否则容易出现虚假数据:3.很难判断缺陷是在上表面还是在下表面:4.仪器重量比较人。

实例： 新疆某油田某天然气管线始于西气东输一线主力气田, 管径为 1 016 mm, 管线全长约160 km。鉴于管道完整性管理要求, 油田特委托ROSEN 公司对该管线进行了基于漏磁通原理的管道金属损失的内检测工作, 其完整的内检测过程主要包括以下几个步骤。

1）管道机械清洗 机械清管的主要目的是清出管内的污物、障碍物、沉积杂质和管壁结蜡, 最大程度地保证内检测效果的准确性。

2）管道变径检测 管道变径检测是对管道的通过性能(最小通过直径)进行测试, 其检测结果用于判断管道能否进行下一步的几何检测和漏磁检测。3）电子几何清管器的内几何检测(EGP)电子内几何检测是对管道内的管段、设备进行检测并模拟漏磁通检测的一项检测内容, 用以推论这条管线没有影响ROSEN 公司CDP 检测的主要障碍。4）漏磁通金属损失检测(CDP)（1）设置定标点 由于内检测器的里程轮在如此长距离的管线中行走, 由于打滑或者弯头的影响, 很容易导致累积误差, 导致以后找几何缺陷点出现困难。为了便于以后对此次漏磁检测工程中检测出来的缺陷点进行开挖验证或是进行维修补强, 必须在管线的沿途对行走距离进行修正。此次检测共设置了21 个BM5 型跟踪器和30 个BM7 型定标点。平均每隔5.32 km设置一个定标点对内检测器在管线的行走距离进行修正。

（2)漏磁通金属损失检测 5）数据处理及最终报告 6）最终评价。[4] 除了这三种最常用的检测技术之外还有磁粉检测、渗透检测、射线检测等检测方法。下面对这几种方法进行简单的介绍。

4、磁粉检测

磁粉检测方法是美国人霍克(HOKE)1922年提出的口磁粉法是检测铁磁性材料表面或近表面的裂纹、折叠、夹渣等缺陷，并能确定缺陷位置和人小的一种简单易行的方法。检测时先将管道被检部分磁化，在被检测部位及周围产生磁场。如果有缺陷，缺陷处磁阻比材料本身磁阻大得多，因此在缺陷处磁力线会产生弯曲绕行现象。当缺陷位于管道表面或近表面时，一部分磁力线绕过缺陷暴露在空气中，产生所谓的漏磁现象。在管道表面撒上铁磁粉或涂上磁粉混浊液，则缺陷处的漏磁场会吸住部分磁粉而把缺陷显现出来。

磁粉检测所需的设备简单，操作方便，迅速可靠，对表面缺陷检测灵敏度高，缺陷较直观，成本低。但缺陷的显现程度与缺陷同磁力线的相对位置有关，当缺陷与磁力线垂直时显现得最清楚，当缺陷与磁力线平行时则不易显现出来。只能检测出缺陷的位置和在表面方向上的长度，不能检测出缺陷深度，检测灵敏度随缺陷深度而下降。

磁粉检测作为一种成熟的无损检测技术，土要应川在焊缝和l;件表面或近表面裂纹检测。因为管道土要缺陷形式是壁减和腐蚀坑，如果应用磁粉检测会增人劳动强度，工作环境恶劣，检测效果并不是很好，所以磁粉检测不适用于管道腐蚀的检测工作。[7] 5渗透检测

渗透检测是探杏物体表面开口缺陷的一种方法，物体可以是铁或非铁磁性金属材料以及非金属材料[8]。方法是先将渗透剂渗入缺陷，在施加显像剂以后，由I.表面上形成显像膜，缺陷中的渗透剂就通过毛细作用被吸出至材料表面。从缺陷渗出的渗透剂以迹象的形式显示出缺陷，并比实际缺陷大，易于发现，肉眼就能看出材料的缺陷。

渗透探伤的优点有设备、材料简单;对表面缺陷可靠性高。而渗透检测存在的不足之处是对表面清洁度要求高;难以确定缺陷深度;受操作人员的影响大等。[1]

6、射线检测

射线实时成像检验技术是随着成像物体的变动图像迅速改变的电子学成像方法，和胶片射线照相检验技术儿乎是同时发展的。早期的射线实时成像检验系统是X射线荧光检验系统，采用荧光屏将X射线照相的强度转化为可见光图像[9]。对管道进行放射线检杳的方法是:利用放射线检杏管道，计量壁厚腐蚀深度，管道截面部位的壁厚通过照片上的尺寸计举，通过扩人率算出实际壁厚。实际上利用这种方法只能计晕管道截面部位的壁厚，它不能计景截面以外的平面部位的壁厚，最主要的是射线的散射不容易控制，容易发生泄漏[10]。

7、工业CT检测

CT技术始于20世纪70年代，首先是在医疗诊断领域中的成功应用，随后推广到无损检测和其他领域。日前在一l二业CT方面发展最快的是X射线和丫射线。在管道检测方面，20世纪80年代初，前苏联就采用cT技术检测功210mm铝管。[11] CT成像法可显示管道内部的剖面图像，优点是对腐蚀和堵塞结果明显，而且还可定量显示腐蚀后的壁厚和结垢的堵塞率，是一种理想的检测方法，但是普通的CT成像装置用大电流、高功率的强X射线源，用儿百个检测器组成阵列，在儿百个方向上取投影数据，设备人而笨，成本太高[12] 结束语：

本文对现有的油气管道腐蚀的检测技术进行了简单的介绍，随着科学技术的不断发展，现有的检测技术将不断得到改善，同时也会有新的检测技术出现，石油气因为腐蚀而泄漏的事故也会不断减少。参考文献

[1]王亚东 钢管漏磁检测技术的研究 硕士研究生学位论文；

[2]陈晓雷 王秀琳 基于涡流技术的检测系统设计 郑州轻工业学院学报(自然科学版)；

6.油气回收环保通知 篇六

为加快推进油气回收治理工作，减少挥发性有机物排放，节约能源，保障安全，减少雾霾，确保我省的空气质量改善，根据省环保厅《关于印发<山东省储油库、加油站和油罐车油气污染综合治理工作方案>的通知》(鲁环办〔20**〕**号)，对加油站、储油库和油罐车油气回收治理工作提出以下要求：

一、严格新项目准入。

新、扩、改建加油站和区域储油库建设项目的环境影响评价、技术审查和环评审批应对同步配套建设油气回收和监督性监测指标及监测计划提出明确要求，并将油气回收治理工作的落实情况作为通过竣工环保验收的前置条件，以及发放经营许可证、车辆营运证等的重要条件。在建或试运行的加油站，储油库应在竣工环境保护验收前完成油气回收治理工作。已完成加油站、储油库、油罐车油气回收治理工作的企业，应确保油气回收设施稳定运行。

二、加快现有项目治理进度。

按照国家部署，20**年底前我省辖区内所有加油站应完成一级、二级油气回收。各级环保部门应督促油品经营企业加快治理设施的建设进度，确保20**年底前完成一级、二级回收装置建设，确保储油库、油罐车和加油站外排污染物符合《储油库大气污染物排放标准》(GB20950-20**)、《汽油运输大气污染物排放标准》(GB20951-20**)、《加油站大气污染物排放标准》(GB20952-20**)(以下简称“三项标准”)要求。未按时限完成治理任务的，应依法限期停业治理，各级环保部门暂停审批项目所在区域或企业集团新、扩、改建排放大气污染物的建设项目，并将有关信息抄送至各级经信、交通运输、安监部门，作为办理相关资质审查的参考。

三、加强政策和技术支持。

油气回收项目是列入国家和我省规划计划要求的重点治理项目，各级环保部门应积极争取政策和资金支持，并通过组织调研、学习，指导企业做好油气回收工作。对于提前完成治理任务的企业，各级环保、经信、交通运输、安监等部门优先给予办理行政许可和资质年审事项。

四、建立联动执法机制。

各级环保、经信、交通运输、安监部门要加强信息沟通，形成监管合力，定期组织对油品经营企业油气回收设施运行和台帐管理情况的检查，督促企业做好油气回收治理验收、和资质、证照审查及备案等工作。对于检查发现的各类违法违规行为，依法予以处理处置。

五、加强舆论宣传。

各级各部门、油品生产经营企业要充分利用报刊、电视、网络等途径广泛宣传油气回收治理不仅能够减少挥发性有机物导致的细颗粒物(PM2.5)污染，而且能够回收资源，明显减少油品经营企业的安全隐患，具有显著的的环境和社会效益，动员全社会力量积极支持，共同推进油气回收治理工作，为实现节能减排和空气质量改善目标做出贡献。

省环保厅

7.储层预测技术识别岩性油气藏 篇七

随着油田的勘探开发的不断深入,传统的常规地震资料处理已不能满足油田勘探开发的需要。应用钻井资料、地震资料等对油气藏进行描述,进行储层预测和地震反演等技术,对油田的滚动勘探开发取得了成功,特别是在复杂非均匀介质油气田、岩性油气田,应用储层预测、反演等技术,大大提高了开发钻井的成功率。

1.区域地质概况

马寨油田位于东濮凹陷西部斜坡带北段,南临马寨生油洼陷,北与文明寨油田相邻,东与户部寨油田相邻。马寨断层是马寨地区对油气运移聚集起控制作用的一条区域性断层,马寨断裂带是油气富集的最有利部位。

马寨地区沙三下处于三角洲前缘、前三角洲及盐湖段交汇部位,发育厚层段泥页岩,是良好的盖层,并形成自生自储的上倾歼灭型油藏。该区已有钻井、试油、试采资料揭示出本区薄层粉砂岩、泥质与灰质粉砂岩中存在有效储集空间,已见到许多好的苗头:大部分钻井有不同程度的油气显示、还有一些钻井获得工业油气流或低产油气流,是现实的增储领域。

马寨地区为2009年采集的濮卫高精度三维地震资料所覆盖,面元10m×10m,地震采样率2ms,目的层沙三下地震反射深度约为1.6s左右,埋藏较浅,目的层附近地震有效频带宽度10-57Hz,主频43Hz左右,地震同相轴清晰,地震品质较好,具备进行储层预测的地震条件。

2.通过储层预测,定性识别油气藏

(1)通过储层预测技术识别岩性油气藏,首先要提取地震属性

利用多属性分析技术,开展多种地震属性(振幅类、频谱类、相位类属性)提取与优化分析,优选敏感属性,通过多属性聚类分析,划分有利相带,结合地震属性地质标定以及测井、地质研究成果,利用井震属性综合成图技术开展统计学分析预测,得到砂体厚度和孔隙度分布定量预测结果,结合钻井资料评价预测结果的合理性。

在储层预测工作之前,首先对地震数据品质进行了分析,本次属性分析的应用了保幅的纯波数据,其次,针对目的层段做了大量的频谱分析,了解目的层段频带宽度的变化情况,从而保证在地震储层预测工作中能正确的选取合适的地震参数。

马寨卫305-10井附近区域是一个非常典型的例子,首先是在该区域的沙三下地层,卫305-10井钻井录井显示是大段的油迹、油斑显示,但在高部位的卫305-2井的录井显示却仅有荧光级别的油气显示,在地震剖面上明显可以看出,在卫305-14井下方未钻遇的沙三下地层中,以此为分界向上的地震相位突然由两个弱相位变为了一个强相位,通过沙三下4地层地震平均能量属性提取,由下图(图1)可以看出,在卫305-10、卫305-3、卫305-14井附近区域,有一片近似扇形的弱能量区域,也就是红色区域,应该是一个独立的地质体,低部位的卫305-10井油气显示级别很高,可以判断这就是一个含油气的隐蔽油气藏。

对地震属性进行分析,依据本区的沉积特征与钻井资料分析,在纵向上根据砂岩集中段(图2)优化储层预测单元,通过时窗优化,敏感性分析、相关性分析、聚类分析等手段,明确本区砂岩发育的有利相带,为岩性圈闭刻画提供依据。

(2)通过储层预测技术识别岩性油气藏,要做地震反演的工作

在测井曲线标准化基础上,利用Jason软件建立低频模型,通过稀疏脉冲反演得到反演岩性的波阻抗剖面,通过测井约束与岩性解释得到目的层砂体和孔隙度分布定量预测结果。

首先对储层的地球物理响应特征进行分析。根据研究需要,首先对本区的测井曲线的标准化处理,确保有效地排除非地质因素影响,保证计算储集层地质参数的可靠性。在此基础上通过交汇分析,图版分析等手段,研究目的层段储层的地球物理特征相应,为储层预测工作提供方法参考和参数选择。

通过分析认为,本区储层只有大于15m的砂岩集中段才能引起地震的波阻抗相应,且由测井数据计算的波阻抗数据和原始地震数据显示的波阻抗数据具有较好的一致性,均对应低阻抗值,不同砂组对于的波阻抗槛值略有不同(图3),沙三下3砂组砂岩槛值约为9800gcm3m/s,沙三下4砂组砂岩槛值约为10000gcm3m/s。

对地震波阻抗反演分析,采用了系数脉冲波阻抗反演技术,对本区进行波阻抗反演,通过子波估算,低频模型的建立、反演参数优化等流程,得到忠实于原始地震资料的波阻抗反演剖面(图4)。并对储层段的波阻抗相应进行分析研究,确定不用预测单元的波阻抗槛值,例如沙三下3砂组砂岩槛值约为9800gcm3m/s。通过岩性反演,得到储层展布范围,为岩性圈闭刻画提供反演依据。

结论

针对马扎油田滴小断层发育,岩性圈闭发育、上盘埋藏浅,地震反演信号易于捕捉的特点,结合储层预测技术进行分析。应用此套技术在马寨地区305块落实可动用石油地质储量48.5×104t,表明此项技术应用的可行性和有效性。此项技术对开发老区地震解释争议较大的复杂区块的挖潜工作具有指导意义。

参考文献

[1]高平,房倩,王兴武,罗周亮.濮卫洼陷构造-岩性油气藏勘探思路与实践[J].断块油气田,2012,02:177-181.

8.油气藏 篇八

关键词：辽河滩海；异常高压；成藏模式

自20世纪90年代初，Hunt提出异常高压封存箱理论以来[1]，国内外众多学者对于异常高压与油气藏关系研究给予了特别的关注[2]，并提出了异常高压的形成原因是多种因素共同作用的结果[3]。近年来的研究及勘探实践表明：沉积盆地的超压体系与油气藏，特别是深层油气藏的关系非常密切，超压体系油气藏是未来油气勘探的重要方向之一。本文以辽河滩海仙鹤构造带为主要研究对象，在对油气藏进行解剖的基础上，总结了该高压油气藏的成藏模式，并对滩海异常高压油藏潜力进行了分析，在一定程度上指导了该区高压油气藏的勘探。

1 仙鹤地区异常高压分布特征

研究表明，仙鹤地区存在两个地压系统，以3000m为界，其上属于常压系统，其下油气藏压力明显偏离正常趋势线，属于异常高压油气藏。仙鹤沙三段油藏埋深大于3000m，压力系数1.38～1.57。

2 仙鹤陡坡带油气成藏解剖

2.1 油气藏基本特征。仙鹤断鼻——断背斜构造带为一北北东向的短轴断鼻——断背斜，西侧紧邻的海南洼陷发育沙三段黑灰色泥岩，是该区重要的烃源岩，其有机质丰度高，平均1.73%。干酪根类型好，主要为ⅡA型，见有Ⅰ型；沙三段作为该区重要的储层，岩性主要为细砂岩、粉砂岩或泥质粉砂岩，孔隙度一般为10～15%，渗透率1～50×10-3μm2，属于近岸水下扇沉积；区域性盖层有沙三上部泥岩及沙一段湖相泥岩。成藏以油为主，20℃原油密度0.845～0.8957g/cm3， 50℃粘度分布在4.48～33.98mPa.s，属于正常成熟油。

2.2 油气藏成藏期。从地层沉积埋藏史来看，古近系以来总体沉积速率减小，区内未发生较大规模的抬升；从烃源岩热演化史来看，沙三段烃源岩在沙一段沉积中期开始进入生油门限，现今整个沙三段烃源岩处在成熟——高成熟阶段；从构造演化史来看，海南断层从沙三早期到东营末期持续活动，与北侧海外河断层共同控制仙鹤陡坡构造带的形成。早期生成的油气沿海南断层运移，在中央低凸起上聚集。晚第三纪至现今构造活动较弱，油气在沙三段聚集成藏。因此认为该区可能存在两期油气充注，早期为东营组末期，晚期为馆陶期至现今。

2.3 油气成藏过程。该油气藏成藏过程如下：沙一段沉积中期沙三段烃源岩底部就進入生油门限，但是，此时构造圈闭还没完全定型，油气只能进入早期形成的地层型圈闭；东营末期沙三段烃源岩进入大量生油期，构造圈闭基本形成，能捕集油气，但是沙三段超压封闭能力有限，加之海南断层活动强烈，早中期生成的油气会沿断层运移至中央低凸起的浅层，在东营组聚集成藏；现今沙三段烃源岩处于成熟——高成熟阶段，超压体系封闭能力加大，能有效地封隔油气，海南断层基本停止活动，油气在超压和边界断层的的封闭下，进入沙三段构造型圈闭中，形成大规模的油气藏。

3 异常高压油气藏成藏模式

前人研究认为高压油气藏有三种成藏模式：早期略超压模式、早期高超压模式和晚期超压模式。早期略超压模式中，油气聚集在超压层上下附近的地层中；早期高超压模式中油气只能在超压层之下成藏；晚期超压模式中，油气早期在超压层之上成藏，晚期在超压层之下成藏[5]。滩海两大异常高压油气富集带均属于早期高超压模式。仙鹤构造带沙三段存在的异常高压在沙一段沉积中晚期具封隔能力。其边界断层在东营晚期也停止活动具有封闭性能，形成超压体系的边界。东营末期沙三段源岩所生成的油气基本在自身超压体系之下，进入早期形成的构造岩性圈闭之中成藏，很少穿越封隔层。向上只能以“幕式排烃”的方式运移至上覆的圈闭之中[6]。

4 高压油气藏的勘探潜力

辽河滩海地区目前勘探取得大的突破主要集中在中浅层，但除海南、月东构造外，中浅层油藏规模小，开发动用经济效益较差，深层油气藏的勘探无疑为区内下一步有利的领域。深层异常高压的存在对区内规模油气成藏形成具有以下贡献：

4.1 改善储层物性：研究表明，滩海地区深层勘探目的层处于晚成岩A2—B阶段。从正常变化趋势看，岩石储层孔隙度、渗透率随埋深增加减小明显，但是从中部地区孔隙度随埋深变化关系可以明显看到，3000米以下存在异常高孔隙发育区，而这一发育区正是处于异常高压之下。因此异常高压的存在，在某种程度上抑制成岩压实作用，使得原生孔隙得以保存，从而改善储层物性。

4.2 有利于油气聚集成藏。异常高压的存在使得滩海地区古近系明显形成两套成藏体系，即：上部常压体系和下部高压体系（东三下段—沙河街组）。烃源岩分析看，滩海地区具有沙三段、沙一段及东营组三套源岩，主力沙三段烃源岩目前已经进入高成熟演化阶段，多期次油气的生成必然使得深层成为油气聚集的优先场所。同时考虑到滩海地区早（沙河街时期）、中（东营时期）、晚（明化镇）三期断裂系统的发育特点。中晚期断裂断至沙河街地层较少，因此泥岩欠压实作用形成的异常高压就成为高效的封盖层，使得油气在其下聚集成藏。

5 结论

①辽河滩海仙鹤构造带沙三段超压体系形成于沙一段沉积中晚期，具有封隔油气的能力。②仙鹤构造带油气藏的成藏期为东营末期、馆陶期和现今，属于早期高超压模式。③辽河滩海地层的异常高压可改善储层物性，有利于油气聚集成藏，异常高压油气藏勘探潜力较大。

参考文献：

[1]Hunt J M.Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid compartments[J].APPG Bulletin，1990，74：1-12.

[2]谯汉生.渤海湾地区异常高压与烃的生成及运移[J].石油勘探与开发，1985，12（3）.

[3]达江，宋岩，等.异常高压与油气藏的关系探讨[J].中国西部油气地质，2006，2（1）.

[4]李晓光，张凤莲，等.辽东湾北部滩海大型油气田形成条件与勘探实践[M].北京石油工业出版社，2007.3.

[5]李志，方朝亮.辽河盆地东部凹陷异常高压油气藏成藏模式[J].中国石油勘探，2002，7（3）.

[6]郑玉凌，等.流体封存箱研究若干问题思考[J].石油勘探与开发，1998，25（5）.

9.油气田开发工程 篇九

2006-6-19 16:59 中国石油大学(北京)【大 中 小】【我要纠错】

082002

（一级学科：石油与天然气工程）

石油与天然气是不可再生的一次性战略资源，如何提高已探明储量的采出程度是高效开发油气资源的关键环节。油气田开发工程专业的主要任务就是根据不同类型油气藏的地质特点，制定和实施合理的开发方案和开采措施，以实现油气藏的高效开采。

油气田开发工程专业是于1953年在清华大学原石油系基础上创建的，是国内同类学科点中最先建立的，也是最早获得硕士、博士学位和一级学科授予权，以及建立博士后流动站的学科；同时也是国家“211工程”重点建设学科和国家级重点学科。

本学科拥有一批达到国际90年代先进水平的仪器和设备，中国石油天然气集团公司与油气田开发工程有关的三个重点实验室都在本学科设立了分研究室。这些实验室为本学科进一步的发展奠定了基础。

一、培养方向

1.油气渗流理论与应用

2.油气田开发理论与系统工程

3.采油工程理论与技术

4.提高采收率与采油化学

二、课程设置

10.8管道油气计量（范文） 篇十

1.计量在长输管道中的作用

计量工作是企业生产活动的一个组成部分，做好企业计量工作，对于保证产品质量、提高劳动生产率、保障安全生产、节约能源、加强经济核算、增加经济效益具有重要的作用。石油、石油产品出售、购买、商业性的交接中，准确的计量是极重要的。在输油管道的终点，又称末站，也是长输管道的运转油库，其任务是向炼厂转输原油，或者装船、装车向其它地方转运，都要经过计量。其计量的准确与否，直接关系到买卖双方的经济利益。所以商品油、气计量必须具有科学性、公证性，并遵循一定的法律、法规，才能做到公平交易。

在长输管道的生产管理中原油的收、销、存及消耗的准确计量是非常重要的。泵效率、加热炉效率都是通过输量来测算的，生产运行方式也是根据输量来安排的，而输量是通过计量得到的，所以长输管道经济、安全、平稳的运行和准确计量是紧密相关的。

2.国内石油计量的主要方式

目前，我国原油商品量交接采用的是质量计量，即测出原油的体积、密度、含水、温度、压力等参数，换算成标准状态下(温度20℃，压力101.325ＫＰa)扣除含水的纯油质量，计量方式主要采用静态计量和动态计量。

2.1 原油静态计量

所谓静态计量，是指用金属油罐、铁路罐车作为计量体积量的器具，在油罐停止收发作业，液面经静止一段时间（大罐稳定时间不少于30分钟，铁路罐车不少于15分钟）消除泡沫达到平衡，而没有因搅动而产生波纹的状态下进行的计量操作。2.1.1 做为计量用的金属油罐叫做计量罐，首先要对计量罐进行容积检定。凡新建或大修理过的金属罐投用前都应进行检定，计量罐检定周期为四年。检定规程执行国标JJG168<<立式金属罐容量试行检定规程>>，容积检定精度可达0.2%。检定完毕，由检定单位出具检定证书，编制出罐容积表，利用大罐检尺，测出液位高度，查出对应的体积量。

2.1.2 大罐液位检尺（即测量罐内液面高度），目前各类油

罐的液面高度的测量有两种方法，一种是人工检尺法，另一种是液位计法，液位计在输油生产过程中一般作为监测工具，而不做为计量器具。而人工检尺是静态计量过程中应用最为广泛的方法。

人工检尺分为检实尺和检空尺，检实尺就是测量罐内液位实际高度，也称测实法，适用于轻质油品的测量。检空尺即测量液面到罐顶检尺口的高度，也称静面悬空检尺法，适用于粘度较大的重质油品的油面高度测量。这是因为原油等重质油品粘度较大，含蜡量高，在罐壁或罐底部容易结蜡。另外罐内沉积大量泥沙，使量油尺无法达到罐底，因此，原油罐等均采用检空尺，其油高计算公式是：

油高＝检尺口总高－下尺深度＋尺带粘油高度。

2.1.3 油罐测温，按国标ＧＢ 8927<<石油和液体石油产品温度测量法>>执行。油高３米以下，在油高中部测一点。油高３－５米，在油品上液面下1米，油品下液面上1米处共测两点，取算术平均值作为油品的温度，油高５米以上，在油品上液面下１米，油品中部和油品下液面上1米处共测三点，取算术平均值作为油品的温度。

2.1.4 油罐取样，按国标ＧＢ4756 <<石油和液体石油产品取样法(手工法)>>执行。对于计量罐，应取上部样（顶液面下，其深度的六分之一处），中部样(顶液面下，其深度二分之一处)，下部样(顶液面下，其深度的六分之五处)，按等比例混合，作为整个油罐中的代表性试样。

2.1.5 油量计算，按国标ＧＢ9110<<原油立式金属罐计量油量计算>>执行，纯油品质量（在空气中重量）计算公式：

Ｍn=Ｐ20.Ｖ20.Ｆ(１－Ｗ)式中：Ｍｎ－纯油品质量，ｔ

Ｐ20-含水油品标准密度，t/m`(3`)Ｖ20——含水油品标准体积 m`(3`)Ｆ——真空中质量换算到空气中重量的换算系数

Ｗ——油品质量含水率

计算结果精确到0.001t

2.2 原油动态计量

动态计量是指石油在动态流动条件下进行的流量测量，由流量仪表来完成。目前国内原油动态计量主要有两种类型，一种是原油的体积量由流量计计量，人工读数，取样、化验，测出原油密度和含水率，人工计算油量。另一种是油量交接的主要参数体积量、密度、含水、压力、温度等值，全部采用仪表连续测量，并且直接算出纯油量。原油动态计量常用的流量仪表有容积式流量计、速度式流量计和最近几年发展起来的质量流量计。2.2.1容积式流量计

容积式流量计是一种机械式仪表，其内部都有构成一定容积的空间（计量室），流量计内部的转子在入口流入液体的压力作用下转动，把流体不断的送向排出口，其内部空间的体积在设计制造时是已知的，所以，测量转子的转动次数，就能求出该空间给出的体积量。单位时间内测得的转子转动次数，可计算出流体的流量，这就是容积式流量计的测量原理。常用的容积式流量计有腰轮流量计、刮板流量计、双转子流量计、椭圆齿轮流量计。2.2.2 腰轮流量计

结构：由三部分组成，即主体部分（它包括壳体、腰轮、驱动齿轮、隔板、上下盖），表头（包括精度调整器、脉冲发讯器、计数器）和连接部分。

工作原理：腰轮流量计主体内有一对腰轮转子，靠液体通过流量计产生的压差转动，通过驱动齿轮相互交错转动。（见图2.1）

当液体推动D2轴上腰轮反时针方向转动时，图2.1（A），通过与之相连的驱动齿轮带动D1轴上的腰轮顺时针转动，转动90°后成为图2.1（c）状态，上边的腰轮受液体推动顺时针转动，驱动齿轮带动下边腰轮反时针转动，腰轮旋转360°时，有4个计量室容积的液体排出流量计，计量室容积在设计时就确定了，计录腰轮转动的转数，就得到被计量介质的体积量，转子的转动通过减速机构、联轴器，输入到积算指示装置，从而在表头上读出流量值。2.2.3 刮板流量计

刮板流量计有凸轮式和凹线式两种型式。（见图2.2）

图（2.2）

结构：凸轮式刮板流量计的主体部分主要由转子、凸轮、凸轮轴、刮板、连杆、及壳体所组成。凹线式刮板流量计的主体部分主要由转子、刮板、连杆、和壳体组成。转子是一个转动的圆筒，当刮板是两对时，在转子圆筒壁上沿径向开有互成90°角的四个槽，当三对刮板时，则开有互成60°角的六个槽。

工作原理：当被计量的液体经过流量计时，推动刮板和转子旋转，与此同时，刮板沿着一种特殊的轨迹成放射状的伸出或缩回，但是每两个相对刮板端面之间的距离是一定值，所以在刮板连续转动时，在两个相邻的刮板、转子、壳体内腔以及上下盖板之间就形成了一个容积固定的计量空间，转子每转一圈，就可排出四个（或六个）同样闭合的体积，精确的计量液体量。2.2.4 双转子流量计

结构与工作原理：双转子流量计计量部分主要是由计量箱和装在计量箱内的一对设计独特的螺旋转子组成，它们与计量箱组成若干个已知体积的空腔，作为流量计计量单位。互不接触的螺旋转子由同步齿轮保持适当的位置，靠流量计进出口的压差推动而旋转，不断将进口的液体经空腔计量后送到出口，经密封联轴器及传动系统将螺旋转子的转数传递给计数机构，直接读出流经流量计的液体总量。（见图2.3）

以上三种容积式流量计计量精度高，精度可达±0.2％～±0.1％,运行可靠，振动和噪音小，压力损失小，最大不超过0.05MPa,适应介质粘度范围广，无论测量高粘度或低粘度液体，都能保证较高的精度。因此，在石油商品量交接计量中得到广泛的应用。

2.2.5 椭圆齿轮流量计

结构与工作原理：椭圆齿轮流量计主要部分是计量室和装在计量室内的一对椭圆齿轮，它与盖板构成一半月型空腔，作为流量计的计量单位。其工作原理与腰轮流量计类似。椭圆齿轮流量计精度一般为±0.5％,因此，不作为外销计量用，多用于加热炉燃料油计量。

2.3 速度式流量计 2.3.1 涡轮流量计

涡轮流量计是一种速度式仪表，其主要结构有壳体、斜叶轮、导流器、磁电转换器、轴承和前置放大器组成。

工作原理：当被测介质以一定的速度流过涡轮流量计变送器时，在液体的作用下，斜叶轮受力而旋转，旋转的速度与液体的流速成正比。斜叶轮的转动，周期性地改变磁电转换器的磁阻值，使感应线圈中的磁通发生周期性的变化，产生周期性的感应电势，既电脉冲信号，经放大器放大后，送至二次仪表进行显示或累计。在测量范围内，叶轮的转速与流量成正比，则信号脉冲数与叶轮的转速成正比，所以当测得频率f和某一时间内的脉冲总数N后，分别除以仪表常数E（次／升）便可求得瞬时流量 Q=f／E（升／秒）和总量 V=N／E（升）。仪表常数由厂家在产品出厂时给出。

2.4 质量流量计

用于计量流过某一截面的流体质量流量或总量的流量计叫质量流量计。质量流量计主要由流量传感器（振动管）和变送器组成。其原理利用流体在振动管内流动时产生的科氏力，以直接或间接的方法测量其力而得到流体质量流量，其性能不随温度、粘度、压力和密度影响，精度为±0.2％±零点稳定度，近几年正逐步得到应用。

2.5 容积式流量计附属设备

流量计附属设备是指保证流量计的计量精度、延长流量计的使用寿命和流量计配套的设备。它们主要包括过虑器和消气器，必要时应配备流量调节阀和逆止阀。

2.5.1 过滤器

过滤器是防止被计量液体所携带的金属物、焊渣、石块、等杂质和脏物进入流量计，影响流量计正常运行，延长流量计使用寿命。它安装在流量计的进口。过滤器主要由筒体和过虑网组成，过滤网做成与筒体同心的圆筒，被计量的液体经过过滤网时，杂质和脏物被留在过滤网内，当需要清洗时，只要把筒体上盖打开，就能把过滤网提出来清洗，这种形式的结构称为花篮式结构。它的主要优点是清洗、检修方便，为便于清洗时排出油污，在它的底部有用来安装排油阀的短管。

2.5.2 消气器

原油在管道输送过程中，不可避免地会含有一些气体，这些气体在管道中占有一定的空间，随油流进入流量计内就会把气体也当成油进行计量。要确保流量计的计量精度，必须将这部气体在进入流量计前排除掉，消气器就是起这个作用。在油品计量中是必不可少的辅助设备。

消气器首先是使油品和气体分离开，这些气体上升到消气器的顶部，逐渐形成一个气体空间，出现油气界面，随着气体空间的扩大，油气界面下降，当油气界面下降到一定程度，安装在消气器内的浮球连杆机构动作，打开排气阀，将分离出来的气体排出。

2.6 流量计的检定

用于商品油计量用的流量计国家规定精度为0.2级以上，即基本误差不大于±0.2%，由于流量计在制造过程中转子与壳体之间有一定的间隙，使用过程中将产生一定的漏失量，在长期运行中磨损加大，误差将进一步增加。所以国家规定流量计属国家强制检定计量器具。凡达到检定周期的、经检修后或长期不用需要使用的，对其测量值发生怀疑的流量计都要及时检定。确保公平交易。流量计精度是通过检定来确定的。检定流量计的装置主要是标准体积管，和流量计串在一起，采用现场实液检定方法。测量值即可靠又准确。标准体积管包含一个标准容积段，检定时把同一时间间隔内将被检流量计指示值同体积管的标准值对比，求出流量计误差，确定其精度，其误差用下式表示。Q流—Q标

E=————————×100％ Q标

式中： E——基本误差

Q流——被检流量计指示值 Q标——标准容器标准值

这两种体积量之间很难一致，流量计误差超过规定范围要采取一些措施加以消除。因此，流量计的容差调整装置（精度调整器）就是用人工的方法，消除由于使用中的磨损、锈蚀、加工制造等产生的误差。主要方法是采取改变流量计指示体积量的传动齿轮的转速，使流量计数器多计或少计一个常数，达到消除误差的目的。容差调整只能在流量计检定时进行，由检定人员操作，为保证检定结果不变，容差调整完应加铅封，至下一次流量计检定前，任何人无权拆卸铅封。检定完毕，由检定单位出具检定证书。

2.7 油量计算

油量计算是油量计量过程中的最后一个环节，也是最重要的一环。不论采用何种计量方式，最终目的就是要准确地计算出油量。在国标9109.5《原油动态计量油量计算》中规定，油量按下式计算。Ma=Vi.P20(MF.Cpi.Cti.Fn.Cw)式中：

Ma——原油在空气中的净质量 t Vi——流量计累计体积值 m`(3`)P20— 原油的标准密度 g／cm`(3`)(MF.Cpi.Cti.Fn.Cw)---联合修正系数 MF——流量计系数 Cpi——压力修正系数 Cti——温度修正系数 Fn——空气浮力修正系数 Cw——原油含水系数

油量计算精确到0.001t.油量计算的重要参数含水、密度都是通过人工化验得到的，所以，采取的原油试样必须有代表性，含水和密度测定严格执行国家有关标准，保证交接双方的经济利益。

3.天然气计量

天然气是指从地下油气藏中开采出来的气体，是以甲烷为主的化合物的混合物，是一种可燃气体。天然气计量采用体积计量，以m`(3`)为单位，由于天然气的体积随温度和压力而变化，商品气量是标准状态（温度20℃,压力101.325KPa）下的体积量。目前，天然气计量常用仪表有差压式流量计、速度式流量计，容积式流量计，我国天然气计量使用最多的是以标准孔扳做为节流装置的差压式流量计。

3.1 差压式流量计

差压式流量计由标准节流装置、导压系统和记录差压的差压计、前后直管段组成。孔板、流量喷嘴、文丘里管都是节流装置，基于伯努力方程和流体连续性原理设计而成。当管道内流体流经这些节流元件时，流通截面积减小或突然收缩，使流体流速增大，使得前后产生压力差，实践证明，节流件前后压差△P与流量Q有如下的关系Q∝√△P，流量越大，压力差越大。流量减小，压力差也减小。所以，只要检测出节流元件前后压差信号△P，也就可以间接地测出对应流量Q。孔板节流装置具有结构简单、造价低、安装方便、工作可靠、有一定的准确度，能满足测量需要，而且有很长的使用历史，有丰富的实验数据，设计、加工已标准化，只要按标准进行设计、加工、安装、检验和使用，不需要进行实流检定。与孔板配套的二次仪表一般有两大类，一类是机械式仪表，如双波纹管差压计；二是电动差压变送器。天然气组份分析是由人工定时取样分析或安装在线分析仪自动分析。天然气计量执行行标SY／T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》。标准喷嘴一般作为现场传递标定使用，很少直接用于计量。文丘里管已部分使用，其测量原理与孔板类似。

3.2 速度式流量计

计量天然气的速度式流量计有涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计。

3.3其它流量计

用于气体测量的还有容积式流量计，如气体腰轮流量计，气体超声波流量计。

4.长输管道原油交接计量所遵循的原则 4.1 计量仪表与标准装置的准确度

4.1.1 作为贸易结算用的流量计，基本误差应不大于±0.2％.4.1.2 原油密度测定极限误差应不大于±1Kg／m`(3`)。4.1.3 原油含水测定极限误差应不大于±0.1％。4.1.4 标准体积管的复现性应优于±0.02％。4.1.5 综合计量误差应不大于±0.35％。

4.2 流量计读数

当计量时间不大于8小时，仅记录流量计始末体积指示值，当计量时间大于8小时，需记录流量计始末和每8小时的流量计体积指示值。

4.3 测温、测压

测温方法应符合GB 8927《石油和液体石油产品温度测定法》的规定温度计分度值不大于0.5℃。测压方法应符合有关标准的规定，压力表等级不低于0.5级。

4.3.1 对装车计量，应在计量开始后（罐内油品流过流量计）10分钟和计量结束前10分钟及中间各测温、测压一次，取三次温度和压力的算术平均值作为油品的平均温度和压力。

4.3.2 对装船计量，应在计量开始后（罐内油品流过流量计）10分钟和计量结束前10分钟以及每间隔1小时各测温、测压一次，以计量时间内各次所测温度、压力的算术平均值作为油品的平均温度和压力。4.3.3 对管道连续输油计量，每2小时测温、测压一次，以8时内四次测温、测压的算术平均值作为8时内的平均温度和压力。

4.4 取样

自动取样应符合SY 5713 《原油管线自动取样法》的规定。人工取样应符合GB 4756 《石油及液体石油产品取样法（手工法）》的规定。取样部位应设在靠近流量计出口端管线上。

4.4.1 对装车计量，未配自动取样器，取样应在计量开始，中间和结束前10分钟各取样一次，并将所采油样以相等体积掺和成一份组合试样。

4.4.2 对装船计量，未配自动取样器，应在计量开始，罐内油品流到取样器时取样一次，以后每隔1小时（装船流量大于2000`(3`)/h）或2小时（装船流量不大于2000`(3`)/h）以及计量结束前10分钟各取样一次，将所采油样以相等体积掺和成一份组合试样。

4.4.3 对管道连续输油计量，每2小时取样一次，每4时掺和成一份组合试样。

4.5 原油密度测定

测定方法应符合GB 1884《石油和液体石油产品密度测定法（密度计法）》的规定。

4.5.1 对装车、装船计量，整个计量过程做一个组合试样，测定密度。4.5.2 对管道连续输油计量，每4小时做一个组合试样，测定其密度，将8时内的二次组合试样所测结果的算术平均值作为8小时的密度测定结果。

4.6 原油的含水测定

原油含水测定应符合GB 260《石油产品水份测定法》或GB 8929《原油水含量测定法（蒸馏法）》的规定。

4.6.1 对装车、装船计量，整个计量过程做一个组合试样。