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PPT,学习交流,*,单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,油品储运技术及工艺流程,管道输送技术及工艺,1,PPT,学习交流,1,输油管概况和勘察设计,1.1,输油管概况,管道运输是原油和成品油最主要的运输方式之一。,一、输油管有两类：,属于企业内部，如油田的油气集输管道，炼厂、油库内部的输油管等。,长距离输送原油、石油产品管道。,长距离输油管是一个独立的企业，有自己完整的组织机构，单独进行经济核算。,长距离输油管输送距离可达数百公里乃至数千公里；管径多数为,200,1000,毫米，超过,1,米；输油量从每年数百万到几千万吨，甚至超过一亿吨。其起点和终点分别与其它石油企业相连。,管道运输不同于车、船等其它运输方式：作为流体货物载体的管道本身静止不动，货物,流体在压力驱动下沿管道向前运行，形成了特有的优点：其优点：,(1),、运输量大；能耗少，运费低；,(2),、便于管理，易实现全面自动化，劳动生产率高；,(3),、管道大部埋于地下，受地形地物限制小，能够缩短运输距离；（限制小，短距化：直线优化）,(4),、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。,2,PPT,学习交流,其缺点：,1,、只适于定点，量大的流体货物的单向运输，,2,、不如车、船等运输方式灵活，运送货物种类多样。,3,、一次性投资较大，具有战略风险。,管道运输的发展与能源工业，特别是国民经济及石油工业的发展密切相关。现代管道运输始于十九世纪中叶。真正具有现代规模的长距离输油管则始于第二次世界大战。战后随着石油工业的发展，管道建设进入了一个新阶段，六十年代开始，输油管向着大管径、长距离方向发展，与此同时，成品油管道也获得迅速发展，成品油管道多建成地区性的管网系统，沿途多处收油和分油，采用密闭和顺序输送方式输油。,随着我国海上油田和内陆新油田的开发，原油管道的建设进入了一个新的历史时期，海上管道和全国的成品油输送管网也逐步发展和形成。,二、长距离输油管组成与各站作用,长距离输油管由输油站和线路两部分组成,(,图,11),：（输油站、线路）,3,PPT,学习交流,4,PPT,学习交流,首站：收集、计量、输送，组成：罐区、泵房、计量系统。,中间站（热泵）：加压、加热。,末站：转运、计量,首站：输油管起点输油站,(,称首站,),其任务是收集原油或石油产品，经计量后向下一站输送。,首站由油罐区、输油泵房和油品计量装置主要组成部分。有的为了加热油品还设有加热系统。,输油泵从油罐汲取油品经加压,(,有的也经加热,),、计量后输入干线管道。油品沿管道向前流动，压力不断下降，需要在沿途设置中间输油泵站（中间站）继续加压，将油品送到终点。为继续加热，则设置中间加热站。加热站与输油泵站设在一起合建的，称热泵站。,输油管终点称末站，它可为属于长距离输油管的转运油库，也可是其它企业的附属油库。,末站任务：接受来油和向用油单位供油，有较多的油罐与准确的计量系统。,为了满足沿线地区用油，可在中间输油站或中间阀室分出一部分油品，输往它处。也可在中途接受附近矿区或炼厂来油，汇集于中间输油站或干管，输往终点。,输油站其基本任务是供给油流一定的能量,(,压力能，如需要也供给热能,),，按时，按量、保质、安全、经济地将油品输送到终点。输油站的一切设施都为这根本目标服务。由于各类输油站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。,5,PPT,学习交流,首站：长距离输油管的起点，接受矿场、炼厂或转运站来油计量后输入干管。由于接受来油与管道输油之间不可能是均匀和完全平衡的，首站除供给能量外，还要有较大的油罐区（解决供给不平衡的问题）及相应的计量、油品化验和油品预处理设施。,中间站：无论泵站、加热站或热泵站，仅给油流补充能量。设施比首、末站简单。其它的如分输站、减压站等则更简单。,末站：输油管的终点。本质上可认为是一大型转运油库。油品从此转输给用油单位或者改换运输方式,(,例如改为海运,),。末站突出的任务是解决管道运输与用油单位或两种运输方式之间的输量不平衡问题，而给油品供给能量的任务则大大减轻。故末站也有较多的油罐及相应的计量、化验和转输设施。,国外油气管道技术发展新动态,一、国外原油管道输送技术的发展趋势,目前，世界范围内的高粘、易凝原油管道长距离输送基本上仍是采用加热和稀释两种工艺。针对现役管道输量逐年下降、稠油开采日益增多的现状，以提高管道运行安全性、节能降耗为目的的各种新技术、组合工艺的研究已成为热点，像物理场处理（磁处理、振动降粘）、水输（液环、悬浮、乳化）、器输（滑箱、膜袋）、充气降粘（充饱和气增加输量）、混输和顺序输送等等多种工艺的研究，有些已进入工业试验与短距离试输阶段。总体上，国外原油管道的输送工艺正朝着多元化和新型化的方向发展。,6,PPT,学习交流,对特定品质的原油而言，一种输油工艺只有在特定的环境下才有效。也就是说，对于不同种类的原油和不同的地理环境，采用的输送工艺是不同的。尽管目前世界各国的管道工业发展水平存在着差距，但评价一种输送工艺优劣的标准应该是一致的，主要有以下几点：,（）有效性。有显著的降粘、减阻效果或对某一类粘凝油有效。,（）适应性。适用范围广，对油品性质、站间距、输量及输送环境有较高的适应性。,（）简易性。工艺设备简单，使用及维护简易，自动化程度高，易于实现集中控制与管理。,（）经济性。能耗少，成本低，效益高。,国外先进的原油管道普遍采用密闭输送工艺、高效加热炉和节能型输油泵；运用高度自动化的计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管道的调度管理；对现役管道定期进行安全检测和完整性评价。例如，美国的全美管道就是世界上最先进的一条热输原油管道，全长,2715km,，管径,760mm,，全线采用计算机监控和管理系统（,SCSS,），在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟、培训模拟等功能,7,PPT,学习交流,目前，我国与美国、苏联、印尼等国的长输原油管道广泛采用加热输送工艺，就工艺方法本身而言，我国与国外的水平相当，但在管道的运行管理和主要输送设备的有效利用方面还存在着一定的差距。,加热炉应用技术现状,加热炉是热输原油管道的主要耗能设备，苏联主要使用直接式加热炉，美国既使用直接式加热炉，也使用间接式加热炉。我国,20,世纪,80,年代后期开始大量采用间接式加热炉，与国外相比，自动化程度不高，主要部件像换热器、炉管等的耐腐蚀性差，热媒炉系统自动控制和调节系统的实际使用水平偏低，余热回收装置普遍存在腐蚀、积灰、传热效率不高的问题，今后应从节能角度出发，大力开展燃烧节能新技术、新设备的研究，尤其是新型高效燃烧器、余热回收装置、燃油添加剂的研制。,输油泵调速节能技术,据统计，我国输油泵运行效率比国外先进水平低,10%,20%,，有相当数量的泵处于部分负荷下工作，工作流量远低于额定流量，而工作压力远高于额定压力。传统上采用阀门节流，虽然在实际使用中很有效，但造成大量的能源浪费，是一种不经济的运行方式。目前，国外大型输油泵普遍采用电机调速控制，节电率可达,40%,，节能效果十分显著。而我国输油泵调速节能技术应用范围较窄，主要存在以下几个问题：,（）应根据泵的不同运行规律（指泵的流量变化范围和在每种流量下运行的时间）来选择调速装置。泵的运行规律一般可分为高流量变化型、低流量变化型、全流量变化型和全流量间歇型四种。,8,PPT,学习交流,高流量变化型建议采用晶闸管串级、液力偶合器等调速方式；低流量变化型及全流量间歇型泵一般采用变频调速，但应具备低速到全速相互自动切换装置；对于全流量变化型泵，当低流量运行时间较长时，以变频调速方式较合适，如果高流量运行时间较长，则用串级调速或低效调速装置。,（）选用调速装置应考虑泵的容量。对于,100kW,以上的大型输油泵，节能效果显著，因此，在选择调速装置时应优先考虑高效装置。而对于,100kW,以下的小容量泵，则首先考虑调速装置的初投资不宜过高。,（）注意电机的调速范围。泵电机转速调节范围不宜太大，通常最低转速不小于额定转速的,50%,，一般在,70%,100%,之间。因为当转速低于,40%,50%,时，泵自身效率明显下降，是不经济的。,此外，从技术性和经济性两方面考虑，还应注意调速装置的可靠性、维修性、功率因数及高次谐波对电网的干扰，通过综合分析比较，选择最优方案。,原油储罐的自动计量系统,目前，原油储罐的计量方法主要有两种，一种是基于体积的计量方法，另一种是基于质量的计量方法。国外大多数石油公司基本采用体积计量方式，其油罐自动计量系统由测量系统和计算机监控系统两部分组成，其中对罐内油品平均温度的测量是决定计量精度的关键。而对于油气混输管道，目前国外正在研究和开发多相流质量流量计，这种流量计可使工艺流程简化，不需要进行油、气、水分离便能直接测量，取消了计量分离器和计量管汇，减少建设和维护费用。,9,PPT,学习交流,二、成品油管道输送技术,美国的成品油管道运输处于世界领先地位，其干线管道长度约占世界成品油管道总长度的,50%,以上，其次是加拿大、西欧和苏联。国外的成品油管道是面向消费中心和用户的多批次、多品种、多出口的商业管道，管道运行自动化管理水平较高，已实现运行参数、泄漏检测、混油浓度监测、界面跟踪和油品切割的自动控制，目前的主要发展趋势有以下几个：,（）成品油管道正向着大口径、大流量、多批次方向发展，除输送成品油外，还输送其他液体烃类化合物。制订输送计划非常饱满，如世界最大的成品油管道系统,美国的科洛尼尔管道，复线建成后输量达到原设计的,3,倍，双线可顺序输送不同牌号的成品油,118,种，一个顺序周期仅为,5,天。,（）广泛采用管道优化运行管理软件系统，合理安排各批次油品交接时间，在极短的时间内系统可自动生成调度计划，对管内油品的流动过程进行动态图表分析，远程自动控制泵和阀门的启停，实现水击的超前保护。,（）目前，成品油顺序输送中混油界面的检测以超声波检测法为发展趋势，特别是美国在这方面保持着技术领先地位。,10,PPT,学习交流,三、天然气管道输送技术的发展,国外长输天然气管道发展比较早，从,20,世纪,50,年代，苏联就开始了长输天然气管道的建设，在,80,年代，苏联建设了,6,条超大型中央输气管道系统，全长近,20000km,，管径,1220,1420mm,，是当今世界上最宏大的管道工程。经过半个多世纪的发展，国外长输天然气管道无论在设计、施工、运营管理，还是在管材、原动机、储库调峰技术都有了很大发展，特别是大口径、高压干线输气管道的施工技术更处于领先地位，有许多好的经验和成熟技术可供借鉴。当前，国外输气管道技术的发展主要有以下几个特点：,（）增大管径。国外干线天然气管道直径一般在,1000mm,以上，例如，苏联通往欧洲的干线天然气管道直径为,1420mm,，著名的阿意输气管道直径为,1220mm,，同时国外大口径管道的施工技术也非常成熟，而我国在这方面还比较欠缺,（）提高输气压力。目前，西欧和北美地区的天然气管道压力普遍都在,10MPa,以上，像阿意输气管道最高出站压力达,21MPa,（穿越点处），挪威,Statepipe,管道输气压力为,13.5MPa,，新近建成的联盟管道最大许用运行压力为,12MPa,。,（）广泛采用内涂层减阻技术，提高输送能力。国外输气管道采用内涂层后一般能提高输气量,6%,10%,，同时还可有效地减少设备的磨损和清管次数，延长管道的使用寿命。,11,PPT,学习交流,（）提高管材韧性，增大壁厚，制管技术发展较快。国外输气管道普遍采用,X70,级管材，,X80,级管材也已用于管道建设中。德国,RuhrgasAG,公司在其,Hessen,至,Werne,输气管道上（,1219mm,）首次采用了,X80,级管材。据有关文献介绍，用,X80,级管材可比,X65,级管材节省建设费用,7%,。目前，加拿大、法国等国家的输气管道已采用了,X80,级管材，此外，日本和欧洲的钢管制造商正在研制,X100,级管材。,（）完善的调峰技术。为保证可靠、安全、连续地向用户供气，发达国家都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库，而日调峰和周调峰等短期调峰则多利用管道末端储气及地下管束储气来实现。天然气储罐以高压球罐为主，国外球罐最大几何容积已达,5.55104m3,。,（）提高压缩机组功率，广泛采用回热循环燃气轮机，用燃气轮机提供动力或发电。国外干线输气管道压缩机组普遍采用大功率，例如俄罗斯,Gazprom,天然气公司压缩机站单套压缩机平均功率都在,10MW,以上，欧美国家也是如此，像美国通用电器公司（,GE,）生产的,MS300,型回热循环式燃气轮机额定功率为,10.5MW,，,LM2500,型功率为,22MW,，,MS5000,型为,24MW,。采用燃气轮机回热循环及联合循环系统收到了很好的节能效果，如著名的阿意输气管道对,Messina,压气站的燃气轮机组进行改造，采用回热联合循环系统后，每台燃气轮机的综合热效率由原来的,36.5%,上升到,47.5%,。国外还广泛采用压缩机的机械干密封、磁性轴承和故障诊断等新技术，不仅可以延长轴承的使用寿命，取消润滑油系统，降低压缩机的运行成本，而且还可以从根本上提高机组的可靠性和完整性。,除上述特点外，国外天然气管道在计量技术、泄漏检测和储存技术等方面也取得了一些新进展。,12,PPT,学习交流,天然气的热值计量技术,计量在天然气测试技术中占有极其重要的地位，精确的计量不仅可以避免天然气贸易中上、中、下游的诸多矛盾，而且可以提高管道的管理水平。国外天然气计量技术经历了体积计量、质量计量和热值计量三个发展阶段，,20,世纪,80,年代以后，热值计量技术的应用在西欧和北美日益普遍，已成为当今天然气计量技术的发展方向。天然气热值计量是比体积和质量计量更为科学和公平的计量方式，由于天然气成分比较稳定，按热值计价可以体现优质优价，国外普遍以热值为计价依据。随着我国加入,WTO,，为提高我国能源的管理水平，与国际接轨，我国今后也将推广应用热值计量技术。天然气热值的测定方法有直接测定法和间接计算法两种，传统的间接计算法是先通过测定天然气中各组分的浓度，再计算混合气体的热值。近几年，天然气热值的直接测量技术发展较快，特别是在自动化、连续性、精确度等方面有了很大提高。,红外辐射探测器,美国天然气公用公司通常使用火焰电离检测技术（木钉）检查干线管道和城市配气管网的泄漏，这种技术非常有效。但由于检测车行驶速度慢（一般仅为,3,7m/h,），劳动强度大，费用高，直接影响检测结果。目前，美国天然气研究所（,GRI,）正在进行以激光为基础的遥感检漏技术研究，该方法是利用红外光谱（,IR,）吸收甲烷的特性来探测天然气的泄漏。该遥感系统由红外光谱接收器和车载式检测器组成，能在远距离对气体泄漏的热柱进行大面积快速扫描，现场试验表明，检漏效率较之以前提高,50%,以上，且费用大幅度下降。,13,PPT,学习交流,此外，加拿大、美国、俄罗斯等国家还在直升飞机上安装红外或激光遥感探测器进行气体泄漏检测，大大缩短了巡检周期，扩大了检测范围,天然气管道减阻剂（,DRA,）的研究应用,美国山形袖章石油技术公司（山形袖章石油技术,Company,公司）在墨西哥湾一条输气管道上进行了天然气减阻剂（,DRA,）的现场试验。结果表明，输量可提高,10%,15%,，最高压力下降达,20%,。这种减阻剂的主要化学成分是聚酰胺基，通过注入系统，定期地按一定浓度将减阻剂注入到天然气管道中，减阻剂可在管道的内表面形成一种光滑的保护膜，这层薄膜能够显著降低输送摩阻，同时还有一定的防腐作用。,Chevron,研制的这种天然气管道减阻剂在管内使用寿命是有限的，经过一定的时间后，薄膜会自行脱落，减阻效率亦会随之降低，现场试验表明，,DRA,的有效期可达,400h,。,天然气储存技术,从商业利益考虑，国外管道公司非常重视大型储气库垫底气最少化技术的研究。目前，正在研究应用一种低挥发性且廉价的气体作为“工作气体”来充当储气岩洞中的缓冲气垫。其他受关注的储气技术还包括天然气注入、抽取计量、改进监测和自动化以及盐洞气库中储气温度效应的信息。,14,PPT,学习交流,四、管道运行仿真技术,管道计算机应用主要体现在管道测绘及地理信息系统、管道操作优化管理模型和天然气运销集成控制系统三个方面。,仿真技术在长输管道上的应用不仅优化了管道的设计、运行管理，而且为管输企业带来巨大的经济效益。目前，国外长输管道仿真系统主要分为三种类型，一是用于油气管道的优化设计、方案优选；二是运行操作人员的培训；三是管道的在线运营管理。如美国最大的天然气管道公司之一的,illiams,管道公司，采用计算机仿真培训系统在不影响正常工作的情况下就可完成对一线工人的上岗培训，大大缩短了培训时间，节约大量费用，比传统的培训方式效率提高,50,。世界著名的管道仿真系统软件公司,美国科学软件公司（,SSI,）研究开发的气体管道仿真软件,TGNET,和液体管道仿真软件,TLNET,，已在世界上条油气管道上应用。这些仿真软件可以对管道运行的瞬态水力状况进行模拟，其在线模拟系统由实时模型、预测模型和自动先行模拟等几个模拟软件组成。其中，实时模型是根据管道液（气）体流动的连续性方程、动量方程、能量方程及状态方程建立的数学模型，编制实时模拟应用程序，再根据管内流体的温度、压力、流量、密度及组分等参数完成管道的泄漏检测与定位、超低压保护、批量及组分跟踪、热值跟踪等功能。而预测模型可计算某一时刻管道的存储量、管内批量油品的位置，预测喘振条件，检测输差等。自动先行模拟软件是根据目前的实时模拟条件和设备的设定来确定将来的运行条件有何变化，预测水击的产生，做到超前保护。管道在线仿真系统的应用可有效地提高管道运行的安全性和经济性。,15,PPT,学习交流,五、,GIS,技术在管道中的应用,随着管道工业自动化的发展，,GIS,（地理信息系统）在长输管道中得到了日益广泛的应用，它融合了管道原有的,SCADA,系统自动控制功能。像美国、挪威、丹麦等国家的管道普遍使用,GIS,技术。目前，该技术已实现地理信息、数据采集、传输、储存和作图统一作业，可为管道的勘测、设计、施工、投产运行、管理监测、防腐等各阶段提供资料。例如，丹麦哥本哈根的,HNG,公司多年来一直利用,GIS,技术对其所属的天然气管道及配气管网进行管理，可实现数据记录、设备查询、管道信息、泄漏记录、信息发送、智能扫描、配气优化、日常管理等功能。,HNG,公司的,GIS,系统是在,WindosNT,平台上运行，图形应用程序是在,Intergraph,环境下开发的，关系数据库,Informix,作为数据库，基本测绘图形的应用程序建立在,MGE,产品基础上，管道记录和查询的应用程序是以,ramme,产品为基础。,美国管道安全局正在建设全国信息地理系统数据库，数据包括管道和设施位置的地理数据，精度为,152,米；管道基本参数数据库（运营商的名称、管道名称、尺寸、所输介质和状况、数据来源等）。管道安全局就可以在可能发生地震、洪水和其它自然灾害的重点地段，确定危险环境中管道的风险，标出敏感地区管道的位置，一旦发生事故，管道安全局就能迅速从数据库中提取数据，向联邦或州管理机构提供详细的资料。,16,PPT,学习交流,六、现役管道的完整性评价与风险管理技术,管道完整性评价的方法有可靠性分析、风险评估和管道剩余寿命评价三种。评价的最终目标就是预测管道的剩余寿命，确定管道的维修和大修计划。评价依据是对管道各种缺陷的检测结果。国外主要是组合采用智能清管器（漏磁清管器、超声波清管器、几何清管器等等），这些清管器可以对管道内表面的各种缺陷的位置、大小进行比较精确的检测。国外一些公司采取定期利用智能清管器进行管道内检测，如英国天然气公司（,BG,）对管道内检测的周期是年年。国外一些公司认为，采用智能清管器对管道的完整性评价并进行修理是经济的，如加拿大的,NOVA,公司对管道的各种修理和检测费用进行了对比，发现使用内检测后，虽然花费了一些费用，但使管道的维修更具有规划性，避免了盲目修理和更换管道，总体上节约了大量的修理费用。,17,PPT,学习交流,七、管道泄漏检测新技术,传统的管道泄漏检测技术普遍存在误报警率高、定位不准、安装和维修费用高等缺点，难以在实际生产中推广应用。最近，壳牌公司研究开发的,ATMOSPIPE,管道泄漏监测系统取得了很大进展。该系统利用模式识别技术，根据管道进、出口的流量和压力，使用优化序列分析法（,SPRT,），连续计算泄漏的统计概率。当检测到存在泄漏时，,ATMOSPIPE,就自动计算出泄漏的位置和泄漏量。该系统较之传统的检漏方法具有以下优点：,（）适应性强。可适用于气体或液体管道，对管道长度、直径、所处地理环境、运行状态等均没有限制。,（）误报率低，识别功能强。可自动区分管道泄漏与分流时的正常运行变化，自动适应和识别管道在线仪表失灵或数据通讯错误。,（）可靠性高，经济效益好。可检测到正常流量,的泄漏，系统所用测量仪表少，易于操作和维护，运行成本低。,（）要求的基本信息少。一般只要求管道的长度、直径，仪表安装的位置、精度，流量和压力的额定范围等。,目前，,ATMOSPIPE,已广泛应用于世界各地的原油、成品油、天然气管道上，管径从,101.6,毫米到,1219.2,毫米不等，最短的管道公里，最长的达,1250,公里。实践证明，在正常运行条件下，该系统的误报警率低，且维修费用少，成效显著，是目前世界上公认的最优秀的自动泄漏监测系统。,18,PPT,学习交流,八、国外沼泽地管道施工技术和组织管理,我国缺乏沼泽地施工的机具和技术，而国外经验丰富并且技术设备先进。美国、加拿大等国管道施工公司自有部分施工设备，当现有设备不足时，除新购外，普遍向租赁公司租用。如美国,CRC-,平的公司就是一家著名的跨国管道施工及设备出租公司。对施工公司而言，租用设备可节约大量资金，提高资金利用率，避免设备闲置。除租用设备外，施工公司在施工过程中还常常雇用一些独立于承包商之外的专业施工队伍穿插服务，如焊接专业队、穿跨越施工队、试压专业队、防腐专业队等。这些专业队自己都拥有精良的设备，不需承包商额外提供设备。这样，可以将一些较难干的工程，如 “ 三穿工程 ”、“ 碰死口 ” 等交给专业队伍施工，施工公司在设备、人员紧张时，仍然能够有效地保证施工进度和质量，更加灵活、及时。,前苏联、美国、英国、加拿大、日本等国先后研制成功了先进的沼泽地施工机具。这些设备具有大功率、低接地比压、重量轻、底盘高、防水性能好等特点。,除采用挖掘机开挖管沟外，前苏联还采用爆破法开挖管沟，根据沟宽度和深度，将适宜的炸药埋入事先钻好的孔中，引爆炸药可在沼泽中开出一条形的管沟。,沼泽地冬季敷设管子时，一般在管道外层涂敷混凝土保护层，然后下沟，待夏季冰层融化后，依靠管道自重下沉。夏季在充满水的沼泽上敷设管道时，最好采用浮筒漂运管子。,19,PPT,学习交流,九、高度智能化的清管检测器,美国气体研究所（,GRI,）试验用带有超声波传感器的清管器可检测到涂层的剥离，同时也可用于裂纹的检测。新的清管器技术可检测直径,508,1219,毫米的管道，而且清管器可穿过狭窄的管道弯头，并以不阻碍气体流动的速度前进。国外最新研制的 “ 可收缩清管器 ” ，可通过直径比管道小的阀门，检测到管道的凹坑和凿痕。,总之，密切跟踪、研究国外管道技术发展的最新动态，尽快消化吸收先进技术并在我国管道上推广应用，对提高我国油气管道的整体技术水平和经济效益具有十分重要的意义。,20,PPT,学习交流,当代管道输油技术的现状与发展趋势,石油长输管道已有,120,多年的发展历史，目前世界管道总长度已达,200,多万公里，近十几年来，管道工业发展迅速，新工艺新技术不断出现，正在向数字化管道发展。,1,、输油工艺技术发展现状,在输油工艺方面，目前基本上采用密闭输油，在此基础上，再根据所输不同原油的性质和当地条件，采用不同的输油方式如加热、热处理降凝、加轻油稀释、掺水、添加化学剂、振动筛处理、磁化处理及顺序输送等。尤其是成品油输送工艺国外已很成熟，能够在同一条管线输送上百种油品，大批量输送。,1.,在原油中添加化学添加剂输送,在原油中掺入化学添加剂，主要目的是为了减阻、降凝，对于掺水输送的管道主要起表面活性剂的作用。不同的原油加入不同品种的化学添加剂。表面活性剂注入掺水输送管道可减少掺入水量，提高输油效率；在多蜡易凝原油中掺入一定量的降凝剂，可降低原油的凝固点，加大站间距。 目前，减阻剂的品种规格已很多，使用范围已比较广泛，操作程序得到简化，现可采用计算机技术，根据原油和管道的有关资料快速确定减阻剂的规格和用量。美国横贯阿拉斯加原油管道首次采用高分子聚合物减阻剂，使管线输量从,16.8,万吨,/,天，增加到,20.8,万吨,/,天。目前，减阻剂的应用已遍及印度、中东、近东等陆上和海底管线上。减阻效果一般在,38%,左右，管线增输能力有的达,50%,。另外国外注入设备已经定型化。,降凝剂是降低原油凝固点和屈服应力的添加剂。国外对降凝剂的研究工作取得了很大成效。如澳大利亚的杰克穆尼布里斯班管线，全长,1100,公里，管径为,300,毫米，,1984,年使用降凝剂后，全线实现不加热输送，较长时间停输不冻管,21,PPT,学习交流,2.,稠油输送工艺的发展,由于世界上一些国家在致力于稠油资源的开发利用，因此近年来国外针对稠油输送系统工艺的弱点，重视革新输油工艺，其研究探索工作相当活跃，除加热输送方式外，其他输送方式的一些实验研究已取得成果并有新进展，主要是采取稠油乳化输送、稀释输送、重油改质等方式。,随着稠油资源的大量开发应用，一些生物化学输油新工艺必将发展起来。研究和采用各种物理和化学方法，尤其是化学方法，是输送方式新型化的主要方面。多种输送工艺将随着试验研究的成功不断投入工业性应用，使输油工艺进一步多样化。,3.,原油低输量输送技术,原油管线低输量情况在各产油国普遍存在。因为管线是按油田高产期外输量设计的，所以在油田开采初期和后期必然存在不满输现象。管线不得不采用正反输，能耗惊人。面对这种现状，就必须考虑采用新的输油工艺，使其适应输油条件变化，而常温输油工艺是解决低输量的关键。,常温输送,:,常温输送一般指原油在环境温度下输送，管线沿途不进行加热。目前这一技术国内外研究都很活跃。各种形式的常温输送工艺都在进一步的研究中，文献报道和专利也不断地增加。,22,PPT,学习交流,油气序输,:,所谓油气序输是指原油和天然气在同一管道上按顺序输送，油气流在管路中以单相流的形式存在。随着近海的内地油田的大量开发，在油田外输油气量小且油气走向一致的情况下可以用一条管道输送，这样就节省了一条管线的投资。同时也解决了油气量不足的问题。在油气量都不足时可用天然气或空气置换出油，从而实现间歇输送。,据资料，由挪威国力技术研究所设计的油气集输合一管道已铺设在挪威中部海面的特伊挪油田。它在沿线设立了储油和储气设施，用泵将原油和天然气交替输入管道，这样就节省了一条管线的投资，降低了油气集输费用。,4,原油与原油或其他油品的顺序输送,不同原油间的顺序输送,在很多国家，输油管道是作为公共运输工具使用的。面对多个货主和不同物性的原油，顺序输送是输油管道的常规操作。例如，加拿大,Enbridge,公司采用这种输送方式已有近,50,年的历史，其,2000,年运营的,16,条管道（总长,13200,公里）中，有,13,条管道（总长,11100,公里）实行原油的顺序输送，所输原油包括重质原油（稠油）、中质原油、轻质原油和天然气凝液（,NGL,）共,46,个品种。在同一时间，该公司所属的管道中有多达,300,多个不同批次的原油、成品油和天然气凝液。,23,PPT,学习交流,原油与成品油的顺序输送,加拿大贯山管道自,1993,年以来一直实行原油、成品油顺序输送，这是目前世界上实行原油、成品油顺序输送的主要管道。贯山管道从埃得蒙顿到温哥华，管径,24,英寸，全长约,1260,公里，有,11,个泵站，途径洛基山脉和海岸山脉，有数百英里的管段处于大高差多起伏地带。该管道输送的油品包括：航煤、汽油、柴油、甲基叔丁基醚及原油。同一时间在管内可有,3050,个批次的油品，每一批次油品的量约为,200060000,立方米。,1998,年,1999,年，该管道所输油品种类及比例如下：轻质原油,52%,，重质原油,2%,，汽油,23%,，馏分油,18%,，,MTBE5%,。,含蜡原油与成品油的顺序输送,上述几条管道中与成品油顺序输送的原油，大多为轻质原油，也包括稠油，但没有含蜡原油。众所周知，含蜡原油输送管道存在管壁蜡沉积（俗称结蜡）的问题，故实行含蜡原油、成品油顺序输送，将面临蜡沉积物对成品油污染的问题。成品油对蜡沉积物有溶解作用，不同成品油对蜡沉积物的溶解能力不同。同时，管流的冲刷作用也使得蜡沉积物脱离管壁进入油流中。根据试验结果及理论分析，若实行含蜡原油与成品油的顺序输送，应仿照法国,Le Havre-Paris,管道的做法，即在原油批次即将结束时，投放清管器或采取其他措施清除管壁上的蜡沉积物，否则蜡沉积物将造成大量成品油污染。,24,PPT,学习交流,2,、管道自动化发展状况,监控与数据采集,SCADA,（管理的控制和数据获得）系统作为一项高新技术已广泛应用于管道运输行业，成为当今管道自动化控制系统的基本模式。高集成度、易于使用的系统的安装和使用大大提高了规划能力，增加了利润，降低了成本和损耗，提高了管道输送现代化和全员工作效率。,近年来，随着,SCADA,技术的发展，早期安装实施的自动化系统在设备和功能上已不能满足管线自动化的要求，许多管线都对旧的,SCADA,系统进行了更新改造。由于发达国家管线的泵站大多数为无人值守泵站，因此，在许多,SCADA,系统中，主控中心多具有遥测、遥信、遥控、遥调功能。站控端,RTU,（远程终端设备）通过局域网或广域网与主控中心和其他计算机进行通信。已由集中控制、集中管理逐步发展成为集散控制、集中管理的方式。,发展更新后的,SCADA,系统的主要功能为：对全线系统和泵站的主要参数采集监控；动态显示各站运行参数、状态、趋势图、工艺流程和报警情况等；对各被控站进行遥控，控制机泵启、停和阀门开、关；运行、报警、历史数据的存储和记录；运行报表、事故状态报告的打印；运行数据的分析，方案的模拟预测和优化；系统的模拟培训；管线动态泄漏探测，瞬时模拟的报告，清管器跟踪管理；系统组态、扩展，等等。,25,PPT,学习交流,随着计算机网络和通信技术的进一步发展，新的,SCADA,系统将提供更加开放的系统结构，向着智能化、网络化的更高层次发展。,SCADA,系统未来的发展是朝着声音控制识别，提高数据处理能力，更快的时钟速度，更大的内存方向发展，应用软件的功能也将在现有的基础上更加完善，多媒体技术将被越来越多的应用，以提高系统操作的可视性和安全性。,3,、输油管道通信技术发展,管道通信系统是管道系统调度管理和,SCADA,系统的重要信息通道。由于输油管道距离长、分布广、沿途通信基础条件差，数据传输流向变化大、通信业务容量小、稀路由，要求质量高、可靠性、实时性强的特点，并且目前的输油管道对通信业务需求有语言、数据和图象，这就对管道通信提出了更高的要求。,从,20,世纪,50,年代开始，专用租用电话和微波通信一直是管道工业发达的国家如美国、加拿大、前苏联等长输管道的主干线通道。,20,世纪,70,年代出现了光纤通信，,80,年代，卫星通信开始步入管道通信领域，尤其近年来,VSAT,技术在国外管道卫星通信上发展很快。,26,PPT,学习交流,1.,数字微波通信,数字微波通信起步早，发展快，具有传输速度高、通信容量大、传输频带宽、比较稳定的特点，所以目前仍是输油管道通信的主要方式之一。但由于微波通信属地面无线通信手段，易受地形条件限制，系统安装费用和操作费用高，所以近些年来发展速度减慢。,2.,光纤通信,20,世纪,70,年代发展迅速。光纤通信系统的优点在于传输频带宽、速度高、无干扰、控制功能强、耗能低、安全保密性好、施工维护方便、具有系统专业性、可与管道同沟敷设等，因此已成为长输管道最佳通信手段之一。更适用于分布距离短、用户密度大的管道。,3.,卫星通信,卫星通信属空中无线通信，它具有覆盖面积广、通信质量高、不受地形因素制约、设备体积小、投资少、建设周期短、较易扩容等优点，,80,年代中期开始跻身于长输管道通信。特别是近几年,VSAT,卫星通信发展较快，以其小型化、开通调试、运行维护费用低、经济实用的优势，将成为长输管道的主要通信手段。,4.,蜂窝无线电话系统,这是以太阳能作能源的蜂窝无线电话系统。其小口径终端（,VSAT,）是一种体积小、造价低的卫星地面站，它提供了数字通信的新方法，非常适合于分布广、稀路由的情况，具有利用率高、可靠性高和费用低的特点。,27,PPT,学习交流,4,、高钢级管线钢技术发展应用,国际管道输送技术正在朝着长运距、大口径、高压力方向发展，高压输送要求使用强度更高、韧性更好的管线钢，高钢级减少钢材消耗，降低材料费用。因此高压输送采用高钢级钢管呈强劲的发展趋势。,20,世纪,60,年代一般采用,X52,钢级，,70,年代普遍采用,X60,X65,钢级，近年来以,X70,为主。据欧洲钢管公司,1997,年,1999,年的供货记录表明，用于天然气输送的焊管，,85%,是,X70,钢级。,1985,年，德国,Mnamn,钢铁公司成功研制了,X80,管线钢及直缝焊管，并铺设了,3.2,公里的实验管道，,1993,年，德国用,X80,钢材铺设了鲁尔天然气管道。,1994,年，加拿大,IPSCO,钢铁公司开始生产,X80,管线钢和螺旋焊管，,1996,年，,Stelco,钢铁公司和,Welland,也研制成功,X80,管线钢和螺旋钢管。至,1997,年，加拿大新星公司已用,X80,铺设了,205,公里的管道，大部分用螺旋焊管。日本和欧洲已试制出,X90,和,X100,钢材，并在研究更高钢级的管线钢。加拿大和德国在高压输送高钢级输送管道技术方面在国际上居于领先地位。,28,PPT,学习交流,5,、原油库区消防技术,1,国外原油库区消防技术,国外的大型储罐出现的较早，泡沫消防系统研究也比较早。由于液下喷射泡沫灭火系统不适应浮顶油罐的结构特点，对扑救浮顶油罐的火灾不适用，而传统的液上泡沫灭火系统是将泡沫产生器安装在油罐罐壁的上方，在扑救油罐高液位密封舱火灾时，泡沫利用率高，效果较好。但在扑救油罐低液位密封舱火灾时，从罐壁上方喷射的泡沫容易受到风和火灾时上升气流的影响，不能准确的将泡沫送到密封舱内，因而泡沫利用率很低，灭火效果不好，在扑救油罐低液位密封舱火灾时存在一定的局限性，而且在火灾严重时若泡沫产生器损坏根本发挥不了作用。为此人们一直在努力寻找一种可以不受各种条件影响，能迅速扑救浮顶油罐火灾的办法，经过了多年的实践和探索，比较成功的是悬链泡沫灭火系统及柔性连接泡沫灭火系统，获得了美国全国消防协会的认可，国外的一些规范和标准中也逐渐引入并推荐。,2.,可挠性钢管泡沫灭火系统,目前国际上出现了不少新技术，较典型的是可挠性钢管系统。,80,年初，可挠性钢管系统在国外开始使用于油罐中央排水和油罐泡沫灭火管道的柔性连接，并以其固有的优点在国外石油和石化行业中迅速推广应用。,目前可挠性钢管泡沫灭火系统已广泛地应用于世界各大油库，据介绍，国外的联合的精炼厂、,Mobil,石油公司、外壳、,Arco,、,Exxon,、,BP,、,Caltex,等公司，在炼油厂及石油公司的油库项目中均已安装此系统。,29,PPT,学习交流,6,、走向数字化管道,数字管道是应用遥感、数据收集系统、全球定位系统、地理信息系统、业务管理信息系统、计算机网络和多媒体技术、现代通信等高科技手段，对管道资源、环境、社会、经济等各个复杂系统的数字化、数字整合、仿真等信息集成的应用系统，并在可视化的条件下提供决策支持和服务。,数字管道包含了管道勘察设计系统、管道建设项目管理系统、管道运营管理系统三个组成部分。其核心是管道信息数据库。管道勘察设计系统包含了地质勘测子系统、线路设计子系统、阴保设计子系统、工艺设计子系统、土建设计子系统、总图设计子系统等等，而各子系统所产生的信息包括管道周边人文、地理、气象、水文、地质、勘测、遥感信息，各专业二维、三维设计图纸、文件，以及设备材料信息等，这些信息组成了设计信息数据库。管道建设项目管理系统包括设计管理、施工管理、物资管理、进度费用管理、文控管理、,HSE,管理。管道运营管理系统是一个多个系统集成起来的复合系统，其中包括了前两个阶段产生的“竣工系统”，也包括了,SCADA,子系统、销售子系统、管道资源管理子系统。数字管道系统要实现这些系统间的数据交换和共享，同时还要保证各子系统的信息安全。,不远的将来，数字管道的建成将极大地提高勘察设计水平；实现科学、规范的项目施工管理标准和信息化的项目管理手段，为建设安全、优质、高效的管道工程提供保证；实现科学、规范的管道运营管理标准，通过可视技术，实现获取管道资源、环境、社会、经济等信息，提高管道运行管理水平、安全生产水平，更进一步地为管道运营提供决策支持和服务；通过数字管道技术的运用，减少对环境的破坏、人员健康的危害及事故安全隐患，建设绿色管道，造福社会。,实现管道数字化、信息化是我国管道建设可持续发展的必由之路。,30,PPT,学习交流,我国油气管道技术现状,自,1959,年建成新疆克拉玛依至独山子输油管道以来，随着大庆、胜利、四川、华北、中原、青海、塔里木和吐哈等油气田的相继开发建设，中国逐渐形成了由北到南、自西向东的油气输送管网。,在多年的管道建设实践中，管道设计、施工和运行管理技术得到了很大发展，原油常温输送、原油减阻降凝输送、自动控制、高强度管道钢应用、管道防腐保温、储气库调峰、管道流水施工作业、大型河流定向钻穿越等技术都得到了广泛应用，并取得了较好的效果。,目前建设的西气东输管道工程是国内输送压力最高、选用钢材强度最高、口径最大的输气管道，采用了内涂减阻、盾构穿越大型河流和盐穴储气库等多项先进技术，使我国的管道设计和施工技术又上了一个新台阶。,1.,含蜡原油加剂改性输送技术,添加降凝剂改性输送是目前含蜡原油节能、安全输送的发展方向。,20,世纪,80,年代以来，对含蜡原油添加降凝剂改性输送技术的研究取得了一系列的进展，在国内现有的鲁宁线、马惠宁线等,10,条输油管道上采用了添加降凝剂改性输送技术，取得了显著的经济效益。目前，中国石油天然气集团公司,(CNPC),在该技术领域处于国际前列。先后研制出铈、,GY,、,BEM,等系列降凝剂，加剂输送设计新管道，加剂原油剪切和热力效应定量模拟技术。,31,PPT,学习交流,2.,落差地段输油管道的运行控制技术,我国西部地区地形复杂，所修建的长距离输油管道要穿越崇山峻岭。如库鄯输油管道在,113km,的范围内，落差高达,l660m,，是世界上少见的具有,U,形特征的大落差管道，国际上大落差管道大多是高点后一泻而下，没有,U,形起伏带来的困难。兰成渝成品油管道也存在类似的大落差地段。如果不加以控制，大落差管道可能出现不满流现象，给运行控制造成困难。结合库鄯输油管道，研究了大落差管道不满流段两相流动的水力瞬变特性，建立了管道水击事故超前控制的数学模型，提出了大落差管道水击事故超前控制及动态模型控制的方法，填补了国内空白。,3.,管道自动化控制技术,近年来，我国油气管道的自动化控制水平有了显著提高。东北原油管网通过近几年的改造，由先单站、再单线、继而实现了整个管网的自动化控制。陕京输气管道采用了以,SCADA,系统为主的站场控制系统,(ACS),，实现了对,19,座计量站、清管站以及干线截断阀室的实时监控及数据采集。,4.,管道内检测技术,我国从,80,年代开始管道检测技术与设备的研究和应用，先后从国外引进了不同规格的管道腐蚀检测设备。经过十几年的引进、消化吸收和国产化研制，国内现有管道腐蚀检测器已能满足,273,720mm,各种口径管道的检测需求，其中自行研制的,377mm,腐蚀内检测器，,1998,年研制成功并投入使用，目前已获国家专利。截止目前，已对,20,多条共计,6612km,的油气管道进行了内检测。,32,PPT,学习交流,5.,储气库调峰技术,我国首次大规模采用储气库调峰是在陕甘宁气田至北京的输气管道工程上，为了解决北京市季节用气的不均衡性，保证向北京市稳定供气而修建了大港油田大张坨地下储气库。,2001,年，又建成了大港板,876,储气库，设计调峰能力为,180,万,m3,d,，正在建设的板中北高点储气库，设计调峰能力为,300,万立方米,d,。,3,座储气库的调峰能力达到,980,万立方米,d,。,6.,定向钻穿越技术,1985,年，中国石油天然气管道局从美国里丁贝茨建设公司引进了,1,套,RB-5,型水平定向钻机，该钻机是当时世界上最大的定向钻机，适用于长输油气管道穿越大中型河流。该钻机自,1986,年,4,月投入使用以来，已完成,36,条河流共计,29587m,的河流穿越工作。近年来，很多单位又陆续引进了大小配套的多台定向钻机，大大提高了长输管道河流定向穿越的能力。,7.,管道机械化施工作业技术,采用机械化流水作业施工工艺是提高管道组装焊接速度和质量的行之有效的办法。我国管道施工作业队伍在手工和半自动下向焊施工技术上形成了适合我国国情的标准化施工作业工艺。与气体保护焊、全自动焊、挤压电阻焊相比，具有使用辅助设备少、故障率低的优点，一个,40,人的机械化流水作业线平均每天可以组焊直径,660mm,的管道,700m(,约有,60,个接头,),，已达到了国外先进工业化国家的组焊水平。,33,PPT,学习交流,中国陆上主要输油、气管道概况,华北、中部地区原油管道,华北地区有大港油田、华北油田，都敷设有外输原油管道，华北地区的炼化企业，有地处北京燕山的东方红炼油厂和大港炼油厂、天津炼油厂、沧州炼油厂、石家庄炼油厂、保定炼油厂、内蒙古呼和浩特炼油厂。原油管道总长度,1847.4,公里。,华北地区最早修建的原油主干线是秦皇岛至北京的秦京线，为北京东方红炼厂供应原料油。秦京线,1974,年,4,月开工，,1975,年,6,月,19,日投产。管道全长,324.6,公里，年输油能力,600,万吨。穿越河流,11,处，铁路,14,处，公路,40,处，跨越河流,(,永定河,1574,米,),和水渠,5,处。由洛阳石化设计院,(,中国石化洛阳石化工程公司,),设计，管道三公司和江汉油田建设公司施工。,大港至周李庄输油管线,1968,年建设，这条管道是大港油田惟一的一条原油外输线。起点多次发生变化。总长,210.5,公里，年输能力,500,万吨。,任丘至沧州原油管道，,1976,年元月,1,日开工，,4,月,1,日投产，全长,109,公里，年输油能力,500,万吨，,1983,年经过改造，年输油能力,770,万吨。以华北油田为源头的原油管道，还有任沧复线；任沧新线，任京线,(,任丘至北京,),、沧临线,(,沧州至临邑,),，河石线,(,河间至石家庄,),、 任保线,(,任丘至保定,),、阿赛线,(,阿尔善至赛汗塔拉,),。,34,PPT,学习交流,中部地区油田，分布在湖北和河南两省境内，有江汉油田、河南油田和中原油田，主要炼油企业有湖北荆门炼油厂和河南洛阳炼油厂。原油管道总长度,1347.5,公里。,江汉原油管道有潜荆线,(,潜江至荆门,),，,1970,年建成，全长,90,公里，年输能力,170,万吨。,河南原油管道有魏荆线,(,魏岗至荆门,),和魏荆复线。,中原原油管道有濮临线,(,濮阳至临邑,),、中洛线,(,濮阳至洛阳,),及中洛复线。,另外，港口至炼厂原油管道总长度,859.3,公里。,东北地区原油管道,东北地区是原油生产的主要基地，有大庆油田、辽河油田和吉林油田，原油产量大约占全国总产量的,53.5%,原油管道达,3399.6,公里。,大庆油田从,1966,年起，年产量达到,1066.89,万吨以后，探明的石油资源并未全面开发。,1970,年,7,月，周恩来总理和李先念副总理，同余秋里、康世恩商议，决定提前动用大庆油田的后备资源，并决定集中资金修建大庆原油的外输管道。,1970,年,8,月,3,日，东北管道建设领导小组开会正式筹备，命名为东北“八三工程”。,35,PPT,学习交流,东北“八三工程”的起步，是从抢建大庆至抚顺的庆抚线开始的，这条管道从黑龙江肇源县茂兴穿越嫩江后，向南经吉林省的松源、农安、长春、公主岭、梨树、四平，进入辽宁省的昌图，经铁岭，终至炼厂较为集中的工业城市抚顺。末站设在抚顺康乐屯，以支线向抚顺石油一厂、二厂、三厂供油。庆抚线全长,596.8,公里，其中直径,720,毫米的管线,558.6,公里，,1970,年,9,月开工，,1971,年,8,月试运行，,10,月,31,日正式输油。工程总投资,2.93,亿元，年输油能力,2000,万吨。建设长距离、大口径、输送“三高”原油的管道，这在中国是第一次。,庆抚线建成以后，指挥部正式组建了勘察设计研究所,(,以后与管道局设计院合并为管道勘察设计研究院,),，施工队伍也全部调入，正式编为管道工程一处、二处、三处,(,以后更名为管道一、二、三公司,),。此后的续建工程在形成了专业队伍的情况下，改变了人民战争式的做法，,1972,年开工建设了铁岭至秦皇岛管道，,1973,年,10,月开工建设了大庆至铁岭复线，,1974,年,10,年开工建设了铁岭至大连的管道。在此期间还建成了抚顺至鞍山炼厂、石油二厂至辽宁电厂、丹东至朝鲜新义州、盘锦至锦西石油五厂等短距离管道。到,1975,年,9,月，,5,年中建设输油管道,8,条，共,2471,公里，其中主要干线,2181,公里，形成了以铁岭站为枢纽，联接大庆至抚顺、大庆至秦皇岛和大庆至大连的,3,条输油大动脉，东北管网逐步形成。,东北“八三工程”，为中国管道建设探索出了符合中国国情的组织建设和管理模式，奠定了中国原油管道勘察设计、工程建设和运行管理中各项规范的基础。,36,PPT,学习交流,华东地区原油管网,华东地区主要油田为山东胜利油田，是继大庆油田之后建成的第二大油田。胜利油田投入开发后，陆续建成了东营至辛店（,1965,年），临邑至济南（,1972,年）两条管道，直接向齐鲁和济南的两个炼厂输油。,1974,年，东营至黄岛管道建成后，原油开始从黄岛油港下海转运；,1975,年后，开工修建了山东至仪征、东营至临邑的管道，开成了华东管道网，原油又可从工江仪征油港水路转运。,1978,年建成河北沧州至临邑、,1979,年建成河南濮阳至临邑的管道，华东油田和中原油田的部分原油，也进入了华东原油管网。长江北岸的仪征输油站（油库）成为华东地区最大的原油转运基地，除供应南京炼油厂用油外，通过仪征油港转运长江沿岸各炼油厂。华东地区原油管道总长度,2718.2,公里。,华东原油管网是从修建临邑至南京的鲁宁线时开始筹划的，后只修建至江苏仪征，仍称鲁宁线；鲁宁管道的建设，地跨山东、安徽、江苏,3,省。这条管道建设中，指挥部提出了“管道为业，四海为家，艰苦为荣，野战为
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