石油天然气开发工艺难点
1、稠油开采难点 稠油的典型特征即粘度大,故而流动性非常差,提高了稠油的运输、加工和开采困难。同时,稠油内含许多颗粒、沥青与胶质化合物等,更易构成网状结构,让原本流动性就差的稠油趋于固态化,稠油的这些特征也就决定了在开采时可能会遇到吸气力差等一系列问题。 2、采集工艺难点 通过几十年的研究与探索,稠油工艺开发技术已取得了较大发展,但以蒸汽辅助重力泄油为主的传统工艺技术无法与当前该行业的整体发展需求相适应,因此石油天然气采集工艺技术是当前所面临的难点。相较于常规储气来讲,煤层气开发在本质上存在明显区别,一般情况下天然气煤层以三种状态存在,分别为溶解、游离与吸附,其中一些游离天然气在煤表层吸附,若煤层压力值提高至相应程度,甲烷则在煤的孔隙分离,并在微孔隙与基岩进行扩散,再达裂缝网格后进入井筒。 液压液、支撑剂、煤粉等均是影响煤层气压裂效果的关键因素,支撑剂可保障高导流效果,不过施工开采时支撑剂极易嵌入底层,使得破坏幅度变小,促倒流能力下降,而煤层吸附力相当强,基质要实现膨胀的恢复难度大,化学液流体和煤层会为煤层孔隙与渗透率带来损害。低压低温储层会让反排液压流体难度提高,影响煤层气的有效开采。受到煤层物理特征的影响,有许多煤粉存在于压裂煤层,出现破裂堵塞现象。 3、脱水处理工艺难难点 新开采原油里水分含量较多,其中可能还含有盐水成分,时间一长则会为设备、管线、器皿等带来腐蚀,让适应年限缩短之际使得开发运输成本提高。故而脱水属于原油开发环节中关键的环节,现今我国所采取的原油脱水处理技术有沉降分离脱水技术(即结合石油与水的轻重不同实施沉降分离)、热化学破乳技术(在原油里添加破乳剂,经加热处理促其温度升高从而降低原油黏度,水里的乳化物逐渐变少,让油水成功分离)、电脱盐破乳技术(经较强电场的制造来聚集水滴,水在重力作用下慢慢下沉至原油底部,成功和原油分离)。这三类技术在具体应用时都存在一定的技术难题,若无法成功脱出原油水分则会让原油运输成本提高,并且会受水分里盐类物质影响,让相关设备、容器于管线等受腐蚀。 4、污水处理工艺难点 污水处理环节同样是石油天然气开发过程中的技术性难题之一,原油在经脱水处理后会有大量污水出现,传统污水处理需要完成除油、沉淀、过滤等一系列操作流程,具体操作时若其中一个环节失误,均可能会为后续操作带来不良影响,让石油天然气质量下降,还会引起严重环境污染。
2022-03-16
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石油天然气工程施工质量管理中存在的问题
石油天然气工程施工是一项具有较高系统性的工程项目,且大多数情况下,它的施工环境组成元素较为复杂。同时,石油天然气工程是一项与人民群众的生活水平息息相关的项目。对多个地区都有着极为重要的意义。 因此,施工单位必须高度重视,全面提升施工质量管理工作。质量管理是一个具有较高系统性的工作内容。包含着施工质量管理、施工人员管理、标准流程管理等。可以说质量管理工作是石油天然气工程重要保障。帮助施工单位最大程度上发挥油田的经济效益和社会效益。 1、监管体制不完善 随着石油天然气工程施工水平的不断提高,大部分施工单位都建立了质量监管体系与质量监管部门,采取了一系列质量监管措施。然而仍有很多企业并没有独立的监管部门,其质量监管体系也无详细的标准与规定。更有甚者直接忽略了施工过程的质量监管与质量控制。 由此可见,石油天然气工程的监管体系仍存在着很大的缺漏,其运行机制更是缺乏灵活性与应变性。有些施工单位虽然有质量监管部门,但其监管人员的技术水平相对较低,项目经验也相对较少。 2、项目实施人员专业素养参差不齐 近年来随着工程量的增长,石油天然气工程行业的用工规模越来越大。各部门和各领域都需要大量的人才。但由于施工环境的特殊性,部分具有较高专业素养的人可能对石油天然气工程施工具有一定的排斥性,这就导致了施工单位难以筛选出具有较高专业素养的工作人员。部分单位由于缺少高素质的管理人员,采用转岗的方式,从工人中筛选出有工作经验的人员进入管理岗位,这部分人员虽然工作经验丰富,但是理论知识缺乏,管理方式简单、粗暴,反而降低了工程质量管理水平。 另外,在人才引进方面大多都是与学校对接,吸收一些缺少实践操作经验的应届生。缺乏实践工作经验人员的增多,但具有较高专业素养的老员工的数量却相对较少,因此难以对新员工进行有效的指导和带教,直接导致了大部分工作人员理论知识高于实践能力。不管是一线的工人还是设计人员,监管人员等都存在着这种现象。 同时,石油天然气工程普遍存在着工期紧张,用工量多,人员流动性大的特点。为了加快施工进度,施工单位可能会缩短甚至直接删减施工人员的培训流程。对施工人员简单讲解之后就直接安排上岗。这就导致部分员工的安全意识和施工技术可能难以达到相关规范。 3、施工资源控制力较低 石油天然气工程施工规模较大,施工现场组成因素较为复杂。高效可靠的机械设备、质量优良的石油天然气工程所需材料及具有较高专业素养的施工人员是提高整个石油天然气工程质量管理有效性的重要基础。目前规模较大的一线施工人员及多样化的施工设备和施工材料,加大了工程项目施工资源管理的难度,导致部分施工单位无法对各种资源进行统筹协调,因缺乏高效合理的管理方案,无法对施工资源进行高效利用,极易导致资金的浪费和工期延误。在工期延误的情况下,项目管理人员一味追求进度,降低质量管理要求,忽视质量管理措施,容易造成施工质量下滑,甚至出现上道工序未完成就进行下步施工的情况,给工程质量埋下严重隐患。 材料是决定整个石油天然气工程质量的重要物质基础,虽然目前大部分施工单位在材料选择上已经形成了一定的体系和流程,但材料的质量问题仍然没有从根本进行解决。施工过程材料的选择和管理大多都流于形式,没有落实到实处。材料的检验人员抱有侥幸心理,对待检验工作玩忽职守,得过且过。 这就导致无法对所选用的材料进行有效的检测和试验,材料的不过关,直接导致了整个石油天然气工程项目的质量难以符合标准和目标。因此必须要制定强有力的措施,对该现象进行监控。 此外,在施工过程中必然要使用到大量工程机械,但施工单位对机械设备的安装、调试、使用以及维护都存在一定的随意性和主观性。使用前不加以检测,使用期间野蛮操作,使用过后不加以保养。严重缩短了机械设备的使用年限,也导致了机械设备的工作能力下降。对整个工程项目的质量管理造成不利影响。 4、管理能力较弱 质量管理是整个石油天然气工程项目中必不可少的工作内容,但是目前国内部分施工单位忽略了质量管理的重要性。比如在机械设备,石油天然气工程材料以及施工人员的施工工艺的管理上重视程度相对较低。机械设备无法得到有效的保养和维护,施工原料也无法得到有效的筛选和试验等都会造成整个石油天然气工程的质量无法得到有效的保障。因此,施工单位必须要加强施工人员施工材料以及施工机械多方面的管理和把控。
2022-03-16
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石油天然气开发工艺重难点工艺解决要点
1、稠油开采难点工艺解决 当前我国主要结合稠油特征采取冷采技术、钻井技术或热采技术来进行开采,其中热采技术的使用能够使稠油流动性问题得到解决,通过加热促高温水蒸气形成,使稠油被热裂解重组,后注入蒸汽,让驱油波及体变大,冷凝后和油层原油相互混合,实现对稠油的稀释。不过该加热方式会让套管损坏与断裂。而冷采技术在石油天然气开采中应用较广泛,开采期间无需注入热量,在螺旋桨的作用下一并将砂与原油采出,产生性质更稳定的泡沫油,使原油获得量提升。 双空心同轴杆热采技术属于现阶段稠油开采的主要工艺,原理即在空心杆中重新内置一相对独立的空心通道,而空心杆两端均进行特定终端器安装,使以上两个通道能够相互沟通。空心管内部管道选择双层不透钢原料,外部管道选择有良好性能的合金钢,中间充填导热系数在2%以下的无机航天用中空颗粒,促独立循环系统得以实现。对双空心同轴杆中软化水给予加热处理,增加井底原油温度,使原油粘度下降。双空心同轴杆技术维护便利简单,有极高的热效率,综合应用成本低,值得大力推广应用。 2、开采煤层气难点工艺解决 煤层气具体压裂技术包括高能气体、液态二氧化碳与水力喷射等,其中液态二氧化碳技术即把原油和破碎后立即气化的液体二氧化碳彼此混合,降低原油粘度,增强溶解力。煤层材料和二氧化碳基本上不会出现化学反应,所以该技术不会影响煤气层的开发。高能气体技术在压裂时主要选择因促进剂燃烧或火药而形成的高压高温气体,以脉冲的形式来对井底目标层进行加载压裂,压出井眼与附近放射状裂缝,让煤层储气层渗透性目的得到改善,使天然气开采效率大大提高。 水力喷射技术属于煤层气开发的新技术之一,主要和油压喷射、水压破碎、液压密封等一系列技术彼此结合,让水力高速喷发并在煤层里产生若干孔隙,孔隙纵横搭建网络通道,使煤气层开发效率明显增强,该技术不会为地表带来明显的破坏压力,并且对裂缝的形成与延伸更有利,提高了施工便捷性,又能提高开采安全性。 3、脱水处理工艺解决要点 脱水设备同样在整个脱水工艺里发挥着不可忽视的作用,唯有使用技术先进的设备方可取得最好的脱水效果。结合原油和水的沉降工艺,市场上逐渐涌现出不少的油水分离设备,而电脱水设备的处理效率非常高,电机横挂的卧式电脱水器在我国得到了大力应用,工作机理即在喷油管的作用下把原油射至电脱水器,让乳化原油里的水分充分沉淀,经电场作用让水和原油彼此聚集,依靠油水沉降达到分离的作用。 4、开采后期污水处理难点工艺解决 经开采的原油需要通过专门的脱水处理让污水被分离出来,主要是先将油去除,使污水在储油罐静置,让沉淀乳化油得到消除,此后把污水注至缓冲罐,依靠凝聚剂的化学反应则有大量颗粒沉淀与污油产生并形成污泥,排出污泥后过滤掉水分,清除悬浮颗粒,经水泵把过滤的水再注入水管中循环,此种水处理方法可获得无杂质与原油的水,实现了污水的循环再使用,可促能源得到节省,对环境保护更有利。 因高品质常规油气资源储量下降,油气资源开采逐渐向页岩油气、超深油气、煤层气、深水油气等领域转变,此类资源开采时因成本高、工艺技术难度大,故而需对相关技术与流程进行创新改进,利于油气勘察开采力度的提升,实现油气产量的稳步增长,满足国内能源供应要求,尽可能减少油气外对依存度。以上根据实际给出了几点有效的解决策略,后面将继续致力于这方面展开探索,力求能总结出更多可行方法,促能源开采业得到稳步持续发展。
2022-03-16
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提高石油天然气工程质量管理有效性的策略
1、完善监管体系 一个完善而可靠的质量管理制度与问责体系是确保整个石油天然气工程正常开展的重要保证,不管是哪个岗位哪个部门,都必须严格遵守管理制度。施工单位必须要从实际情况出发,响应国家相关法律法规的规定,建立符合实际情况的管理制度和质量评估考核规则。制度建立完成之后,还需要对问责体系进行完善。管理部门出现侥幸心理和玩忽职守的情况,主要原因是问责体系有所欠缺。施工单位必须要对管理部门进行责任分摊和责任承包,将管理的任务分配到管理部门的每个监管人员身上。若该监管人员所负责的范围出现了安全事故,要就事故严重程度按照流程对其进行处理。 2、对管理人员进行培训 石油天然气工程是具有较高系统性和流程性的工程项目,任何一个施工流程出现问题都可能对整个工程项目造成较大的影响。管理人员是对整个工程项目进行全方位把控的重要人物,他们的工作直接决定着整个工程项目的走向和质量。因此,为了提高施工管理人员工作的可靠性和有效性,必须定期组织管理人员进行管理技术和责任意识的培训,培训内容包括现代化的管理技术,科学的管理方案,施工安全教育以及责任意识的培养。 培训结束之后,必须要进行科学全面的考核,确保每个参训的管理人员都具有较高的专业素养和责任意识,能够将所学知识充分应用于工程实践之中,提高整个施工单位的现代化建设能力,加强现代化施工队伍的建设。 能够切实依据自身责任意识和问责体系,积极完成自身使命,对施工安全和施工质量进行高效管理。同时强化其随机应变的能力,能够根据施工现场情况的不同,采取最为合适的方案进行解决,从根本上提高整个石油天然气工程项目管理团队的专业素养,领导良好的企业文化,提高施工单位的市场竞争力。 3、加强工程质量管理的统筹协调 在正式开始施工之前,管理人员必须要对整个施工计划进行充分了解,选择最佳的施工方案,明确施工计划中的每个细节,向一线施工人员进行充分的技术质量交底。而后根据施工要求和施工计划积极做好施工前的准备工作,为现场的工作人员安排好基础的日常生活条件,选择最为合适的施工材料和供应商,确保材料能够长期稳定的供应。同时对整个石油天然气工程项目进行任务分配和时间划分,对各个分工程进行定期验收,确认好验收的时间。在正式施工的过程之中,管理人员必须要及时做好工程日志和相关方面的记录,并将现场的实际情况及时反馈到现场监理以及总工程师,而后将工程监理和总工程师的意见及时传达到一线施工人员。 4、加强施工过程的监管 监督管理工作是整个石油天然气工程施工项目的重要工作内容,监督管理出现问题会导致整个石油天然气工程的项目的施工质量和施工安全出现严重后果。由于缺少相关的监督,施工人员在施工的过程中可能会不再遵守规定的施工计划,盲目依据自身经验采取不安全的施工工艺,对整个项目的质量和施工人员的生命安全都会造成巨大的影响。同时,由于监督管理不严谨,可能在工程验收时会漏掉许多必须检验的项目,对工程的质量造成极大的影响。而且很容易导致项目施工工序混乱和施工现场混乱的情况,埋下了较大的安全隐患。 石油天然气工程规模的不断扩大以及我国基础建设能力的不断提高,大大改善了我国各地区人民群众的生活水平。同时加强了我国各个地区之间的交流与合作,带动地区经济增长,可以说,石油天然气工程是我国基础建设项目中必不可少的重要组成部分。因此,必须加强石油天然气工程质量管理能力的完善与迭代更新,加强施工过程的质量控制,最大程度上提高施工的质量。
2022-03-16
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2022年全球LNG航运市场展望
1、运量展望2022年,随着各国继续采取措施刺激经济复苏,“双碳”目标下能源转型持续发力,亚洲、非洲和中东等新兴市场LNG需求增长,或将支撑全球LNG需求持续增长。根据Drewry的预测,2022年全球LNG贸易量将同比增长5%至3.91亿t。从LNG主要进口国家和地区来看,中国、印度、韩国等国家的LNG需求呈增长之势;日本的LNG进口需求可能会随着核电恢复运行而有所下降;尽管LNG低库存率以及极端天气导致LNG需求增加,但由于来自亚洲和南美的购气竞争,以及“北溪2号”天然气管道项目的投运预期,欧洲LNG海运进口量同比可能仍会不增反降。全球LNG供应方面,多个LNG项目已分别签订了足够多的购销协议,目前正在寻求融资,以支持项目做出最终投资决定。根据Drewry的数据,2021年底全球LNG产能预计同比增长2.7%至4.46亿t/年,到2022年底全球LNG产能有望同比增长5.7%至4.72亿t/年。2、运力根据船厂手持订单的情况,预计2022年LNG新船交付量将达到42艘,约合589.8万m3,届时LNG船队规模将进一步增长。现有LNG船队中,约37%是蒸汽轮机推进,随着IMO碳排放新规将在2023年1月1日生效,蒸汽轮机型LNG船运行效率较低、碳排放较高,在2023年新规落地后这种类型的船将面临航速受限与替换改装问题。在环保政策和经济效益双重驱动下,未来LNG船队动力推进方式将发生结构性改变。3、运价目前LNG船手持订单中,尚未锁定租约的比例低于20%,尽管从LNG贸易供需端来看,利好LNG现货船租金水平,但自2020年冬季以来,LNG需求飙升带动LNG运力需求增加,现货船租金水平涨幅过大,但这种涨幅不具备可持续性。高运价驱使租家动态调整租船策略,相比于租用现货船,其更倾向于签订期租合同,2022年LNG现货船租金水平同比或将有所回落。
2022-03-15
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LNG接收站船货交接计量研究
1、LNG船货交接计量概述从世界范围来看,LNG船货贸易交接已形成一套统一的国际标准化流程。基于LNG低温、易挥发的特点,LNG计量目前尚不能简单的用流量计对其进行实时动态测量,现行的国际标准仅对其静态测量方式进行了详细阐释,与大宗油品静态计量类似,LNG到港静态计量是依靠船上的CTMS系统(即船载卸货计量系统)自动记录船舱液位继而换算成船舱体积,通过船舱横、纵倾等其他修正自动核算体积;再利用密度计算其质量。由于不同气源组分不同、热值不同,为公平起见,LNG国际贸易均采用能量作为最后的结算依据。LNG船货计量交接主要分体积计量和取样分析两部分:体积计量主要依靠CTMS系统自动核算LNG卸载体积,与此同时,检验人员也可以利用现场获取的浮子液位计读数,对照船方提供的舱容-液位对照表查询相关数据并直接计算卸载体积,进而对CTMS系统自动核算出来的数据进行校核。取样分析主要是在卸料总管配置连续取样装置,在全速卸料且压力和流量稳定的状况下连续取样;样品分析是LNG贸易计量的关键步骤,主要得出LNG品质数据,判断LNG品质是否符合合同要求,同时用来进行能量、密度等物性计算。与此同时,为了确保品质分析结果准确合理,需要对品质分析结果进行验证,主要是根据统计学原理,验证分析结果的合理性。验证内容主要包括各组分含量、高位体积热值、密度变化等。按照LNG国际贸易惯例,随船都带有一瓶装货港样品用于卸货港分析结果验证。随船样品的验证主要考虑重复性和再现性满足GPA2261—2013的要求。2、计量标准的应用(1)船上交接计量程序。按照ISO13398标准规定的方法制定贸易交接计量程序。(2)体积计算。按ISO13398标准,船上计量仪表必须在设计阶段就得到由各相关方同意的工业认可权威机构鉴定认证,在计算卸货数量之前,检验人员需要检验舱容表、液位、温度以及压力测量系统是否进行有效标定且标定日期是否过期,误差范围是否超过标准范围等。(3)取样。必须获取一个有代表性的样品:即在卸货过程中,卸货速度达到全速匀速时,开始取样,在减速前结束取样,即可获得累积气相混合样(方法参考ISO8943-07E);一个有代表性的样需提供给买卖双方,封好后保留至少30天,如果是有争议的样品,必须保留到卖买双方达成一致的期限为止;为了防止在线取样系统出现故障,还需在卸货速度达到全速后,每隔2h手工取样一个样品。(4)品质分析。LNG样品采集取样口和取样装置应按ISO8934标准的要求配置和安装;分析方法应遵循国际上通用的标准GPA2261或ISO6974(part3,4,5)或者买卖双方达成一致的其他国际通用标准;确认分析结果的再现性是否符合标准所规定的误差范围。
2022-03-15
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装车单元及外输天然气的计量方式研究
1、装车单元计量准确性影响因素LNG槽车装车系统采用冷态带压装车方式。低温液态LNG由罐内低压输送泵抽出经低温管线输送至槽车灌装站,通过液相装车臂装入槽车,同时槽车内气体经气相臂返回,汇总后接入蒸发气总管。国内的LNG接收站都将质量流量计计量结果作为控制依据,地磅计量结果作为贸易交接依据。交接误差跟装车车次和地磅的最小精度成正比,因此影响地磅计量精度的因素是装车频次和地磅的最小计量精度。2、输天然气计量准确性影响因素作为商业性计量站,LNG接收站计量站按照外输气体成分范围进行设计,并按照项目工程的天然气最大输送能力进行规模设计。其主要作用是对外输气体操作状况进行监控,并精确的记录输出的气体量。计量撬座系统主要包括:N条平行计量流路(根据外输规模确定),每一个计量流量流路装有一个多通道超声波流量计,压力变送器,温度变送器,入口隔离阀和一个启动出口阀,每条流路下游的阀门上都安装了气动执行机构,便于实现流路的远程切换。计量撬中设有两个固定式采样探头采样至C6+气相色谱仪,硫化氢分析仪,氢露点分析仪和水露点分析仪,用以分析外输天然气成分。计量撬的每一流路都配备一台流量计算机,每台流量计算机从它所对应的的流路采集流量,压力,温度信号进行计算作为付费数据,它还从其他流路采集这些信号作为核对数据,每台流量计算机对自己所对应的回路和核对回路进行计算,但只有付费数据通过485端口上传至过程控制系统。在正常外输情况下,天然气气量很大,提高流量计的计量精度可以大大的减小气态天然气的销售误差。LNG接收站外输计量中,其日常运营需要完整的控制体系,应主要包括以下内容:①贸易交接计量设备管理程序;②包括计量器具管理细则;使用、维护、保养、维修记录制度;第三方检定、检查制度;技术资料、原始数据、相关第三方证书保管制度;③误计量的处理程序:主包括详细记录无计量发生的时间、地点以及导致的数据差异,对事件进行详细描述、报备,采取的纠正行动等;④计量系统的检定流程、监控程序及审计相关程序。
2022-03-15
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减小计量误差方法研究
LNG接收站的功能是接卸由LNG远洋运输船运来的LNG并在储罐内储存,储存的LNG一部分气化输送至天然气输气干线,另一部分通过槽罐车运输至气化站、加气站等,因此LNG接收站交接计量主要包括LNG卸船、LNG装车及天然气外输三部分,其中LNG卸船涉及到与上游资源方交接,国际惯例是按能量计量,天然气外输主要是LNG增压气化后输送至下游分输场站,该部分气量交接现行国内以体积计量为主。LNG装车采用槽罐车进出地磅两次的磅差进行计量。在交接计量过程中,由于适用标准不同、仪器仪表选型、人为操作等因素导致出现各种计量误差,不仅影响计量交接的公平性,也会导致库存管理不规范,甚至出现罐存风险。分析研究接收站三个交接环节计量方式、适用计量标准等,提出减少或优化计量误差的方法,可为接收站计量交接和罐存管理提供依据和参考。LNG船货交接计量主要影响因素是LNG组成测量、船舱液位计测量、船舱温度测量和船舱压力测量;LNG装车计量主要影响因素是地磅的最小刻度和装车频次;外输天然气交接计量主要影响因素为超声波流量计测量等。若要保证计量系统高效、精准运行,必须从初始阶段就要遵循国家及行业标准进行设计,同时仪表的计量精度必须达到国家要求的最低标准。在运营阶段,对组成系统的仪表不能满足于第三方校验,并且要建立完善的控制体系。为更好的做好计量工作,需加强计量操作人员的相关知识培训,计量人员需要从数据型管理向设备型管理转型,建立计量实时监控系统和计量系统定期监督机制,及时发现计量系统中的潜在问题,保证计量工作的顺利进行。
2022-03-15
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城市燃气规划设计中常见的问题
1、燃气管道管径设计需完善城市燃气规划设计过程中,要充分考虑管道直径、材料等对管道整体安全性和效率的影响,要结合城市地下管道布局实际情况,优选性能优良、管径合适的管道材料,以保证管道质量符合运行要求。但在实际燃气管道设计时,通常对管道直径以及材料有所忽视,不能结合环境等因素进行科学计算和设计,影响燃气输配效率,并且不利于后续维护。此外,导致燃气管道管径设计不合理的另一个因素就是,前期未做好地质勘测工作,收集到的数据和信息不足,对后续管径设计造成影响,严重降低管道工程质量,难以满足居民生活和城市发展需求,同时也使燃气管道面临一定安全隐患。2、燃气输配方案设计需改进在城市化进程中,需要在燃气领域合理引入竞争对手,以更高效、更充分地利用燃气资源,提高城市发展水平。但就目前情况来看,我国城市燃气主要由几家燃气企业经营,各燃气企业在运营期间各成系统,各自为政,面临着较大的统一管理难题,使得后续的燃气生产与管理存在诸多不便,并影响燃气输配管网的科学布局,在管网运行中容易出现多种问题和矛盾,难以合理配置燃气资源,引发资源浪费问题。另外,城市燃气输配管网布局还存在诸多不足,尤其在部分化工企业、电厂等区域所埋设的燃气管道在深度等方面均不达标,对车流量大的复杂区域燃气地下管网规划不合理,整体输配管网布局需要进一步完善设计。3、燃气管道防腐设计需优化城市燃气规划设计中,防腐层设计直接关系到管道防腐性能的高低,进而影响燃气输配管网运行的安全性、可靠性。一些城市燃气管网的防腐层设计的技术可行性不足,盲目选择加强级防腐技术,施工时不能达到设计及应用要求,影响设计性能发挥。另外,在防腐层设计中,有的设计人员不能结合实际运行工况、施工和环境因素进行设计,而是直接套用其他管道防腐层设计,容易出现和相应管道不相匹配的问题。还有部分防腐层设计,为降低成本或技术难度,直接选择普通级防腐层,难以达到防腐要求,容易使管道受到外部环境等的影响,在后续运行中容易发生管道受损情况。4、燃气改造与利用能力需提升在城市发展过程中,城市改造和道路工程也在逐步开展,这就要求城市燃气管道要具备良好的改造与利用能力,否则,可能使燃气管道面临一定安全隐患。比如,在道路施工期间,一些施工作业可能会导致城市燃气管道破损甚至断裂,需要燃气公司对燃气管道及时维护,如果缺乏完善的监控和管理体系,就不能及时发现管道存在的问题并进行改造和维护,进而影响燃气管道使用安全性。此外,由于受到技术、资金等限制,在部分燃气管网铺设中会选用标准较低甚至质量不合格的燃气管网,给后续燃气管网运行埋下安全隐患,如果不及时改造质量不合格的燃气管网,就会影响燃气管网安全稳定运行,并影响资源的整合和高效利用。
2022-03-15
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eia承认:欧洲是俄罗斯石油和天然气出口的一个关键目的地。意在何处?
自俄乌危机以来,美国石油和天然气能源巨头不断从战争中获利,乃至想要直接替代俄罗斯抢占欧洲能源市场的第一供应商席位,3月15号,美国能源信息署官网发布了一组数据,以此来表示俄罗斯在欧洲能源市场中的地位,恐怕美国此举的真实目的,一来是想呼吁他的盟友们,联合加强对俄制裁,另一方面,如前面所说,面对如此巨额的欧洲能源市场蛋糕,美能源巨头不能不心动,以下为eia原文:eia:俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国家进口统计数据2021年,俄罗斯成为世界上最大的天然气出口国,是仅次于沙特阿拉伯的第二大原油和凝析油出口国,也是仅次于印尼和澳大利亚的第三大煤炭出口国。Eia表示,欧洲经合组织去年获得了俄罗斯大部分原油和天然气出口,而亚洲和大洋洲地区的国家获得了俄罗斯大部分煤炭出口。eia:俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国家进口统计数据eia提到,在俄罗斯2021年生产的1010万桶原油和凝析油中,有超过45%用以出口,即470万桶。俄罗斯大部分原油和凝析油出口流向了欧洲经合组织,后者获得了俄罗斯出口总额的近一半。而在国家层面,中国是2021年俄罗斯原油和凝析油出口最多的国家。根据全球贸易跟踪机构发布的俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国进口统计数据,中国获得了俄罗斯原油和凝析油出口的近三分之一,即140万桶/天。荷兰和德国总共获得了俄罗斯原油和凝析油出口量的约四分之一,即110万桶/天。2021年,俄罗斯向美国出口了约19.9万桶原油,约占俄罗斯当年原油出口的4%。eia:俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国家进口统计数据Eia又说,去年,俄罗斯还出口了8.9万亿立方英尺的液化天然气和管道天然气,占其生产的24.8万亿立方英尺天然气的36%。2021年,俄罗斯84%的出口天然气通过管道到达目的地,其余的天然气以液化天然气(LNG)的形式运输。与原油和凝析油出口类似,欧洲经合组织是俄罗斯最大的地区天然气进口国,占俄罗斯天然气出口总额的近75%。德国、土耳其、意大利、白俄罗斯和法国获得了大部分的天然气。中国和日本是十大天然气目的地之一,约占俄罗斯天然气出口的10%,即8820亿立方英尺。eia:俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国家进口统计数据Eia提到,俄罗斯出口了该国在2021年生产的煤炭的一半以上。2021年,俄罗斯的煤炭出口增长了7%,达到2.62亿短吨(1短吨≈0.9吨)。中国进口了近25%,即63万立方米,而韩国、日本和台湾地区总共获得了俄罗斯煤炭出口的22%。俄罗斯三分之一的煤炭出口被送往了欧洲经合组织。2021年,德国、荷兰、土耳其和波兰的煤炭出口总额占俄罗斯煤炭出口总额的24%。通常用于发电的热煤占俄罗斯煤炭出口量的90%。
2022-03-15
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智燃网致力于推动智慧燃气发展,提供智慧燃气解决方案,为中国燃气信息化进程助力
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