A. 石油化工生产技术和石油储运技术和石油工程技术有什么区别前景如何哪个好详细点，谢谢！
石油化工指化学工业中以石油为原料生产化学品的领域，广义上也包括天然气化工。石油储运指石油储存运输工程。(目前西气东输是它的项目)石油工程是一门专业课的名字，工学地矿类。(包括采矿工程 矿物加工工程 勘查技术与工程 资源勘察工程 地质工程 矿物资源工程 油气储运工程 煤及煤层气工程 资源勘查工程。)石油作为一种重要的能源，这三课都有前途。相比炼化的石油化工较轻松。
B. 如何对油品进行储存
油库是用来储存、接收、发放和输转油品的仓库。根据油库的总容量，通常将油库划分为四个等级，见表8-1。选择库址及工艺设计时，油库容量是采取不同技术标准和安全措施的依据。
为了便于管理，油库区一般可划分为储油区、装卸油作业区、辅助生产区、行政管理区
序号名称图 例序号名称图 例1闸阀13电动离心泵2截止阀14管道泵3止回阀15电动往复泵4球阀16蒸汽往复泵5蝶阀17齿轮泵6旋塞阀18螺杆泵7电动阀19真空泵8安全阀20立式油罐9电磁阀21卧式油罐10过滤器22鹤管11流量计23胶管12消气器24卸油臂(快速接头)
C. 什么是世界海洋石油储运技术
一、海上油气集输系统
油气集输是继地质勘探、油田开发、钻井采油之后的油田生产阶段。这阶段的任务是从油井井口开始，将油井的产出物在油田集中、油气分离、计量、净化处理、必要的初加工，生产出符合质量要求的油、气及副产品，而后输送给用户。
海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地、支撑结构的工程设施。海上油气集输包括了整个油田生产设备及其工程设施。这些工程设施有井口平台、生产平台、生活平台、储油平台、储油轮、储油罐、单点系泊、输油码头等。根据所开发油田的生产能力、油田面积、地理位置、工程技术水平及投资条件，可分别组成不同的油气集输系统。
随着海上油田开发工程由近海向远海发展，海上油气集输形成了以下三种类型。
1.全陆式集输系统
海上油田开发初期，是在离岸不远的地方修筑人工岛，建木质或混凝土井口保护架（平台）打井采油。油井的产出物靠油井的压力经出油管线上岸集油、分离、计量、处理、储存及外输。这种把全部的集输设施放在陆上的生产系统称为全陆式集输系统。
该系统的海上工程设施一般为：（1）井口保护架（平台）通过海底出油管上岸；（2）井口保护架（平台）通过栈桥与陆地相连；（3）人工岛通过路堤与陆地相连。
全陆式生产系统在海上只设井口保护架（平台）和出油管线，大大减少了海上工程量，便于生产管理。陆地生产操作费用比较低，而且受气候影响小，与同等生产规模的海上生产系统相比，其经济效益好。该系统一般适用于浅水、离岸近、油层压力高的油田。我国滩海油田开发多采用这一集输方式。
2.半海半陆式集输系统
随着油田开发地点水深的增加、离岸距离加大、钢导管架平台的发展和应用，全陆式集输系统已不能适用。为了解决油气长距离混输上岸效率低及油层压力不足的问题，逐步把油气分离及部分处理设备放在海上。油井开采出来的油气在海上经过分离初处理后，再将原油加压管输上岸处理、储存及外输。如伴生气的量小，除作平台燃料外，其余在海上放空烧掉；如天然气量较大，则油、气在海上分离后，分输上岸再处理。这种在海上仅进行油气初处理，而把主要的油气集输设备及储存、外输工作放在陆上的油气集输系统，称为半海半陆式集输系统。该系统适用于离岸不远、油田面积大、产量高、海底适合铺设管线以及陆上有可利用的油气生产基地或输油码头条件的油田，尤其适用于气田的集输。因为在海上不易解决天然气的储存和加工问题，所以一般气田采用半海半陆式的集输系统，如我国渤海湾锦州20-2气田就采用半海半陆式集输系统。
3.全海式集输系统
随着世界工业的迅猛发展，对石油的需求量不断增加。为了简化海上生产的原油上岸后再通过海运外输的环节，凭借现代海洋工程技术在海上建储油罐和输油码头，使油气直接从海上外运。这种将油气的集中、处理、储存和外输工作全部放在海上，从而形成了全海式集输系统。由此也使海洋油田的开发向远海、深海和自然条件恶劣的极地发展。全海式的集输系统可以是固定式，也可以是浮动式；井口生产系统可以在水上，也可以在水下。这种集输生产系统既适合小油田、边际油田，也适合大油田；既适合油田的常规开发，也适合油田的早期开发。这是当今世界适应性最强、应用最广的一种集输生产系统。
综上所述，海上油气集输系统是从全陆式发展到半海半陆式，又从半海半陆式发展到全海式。它们的根本区别在于集输的生产处理设施是放在海上还是陆上，如全部的油气集输生产设施放在陆上，则称为全防式；如全部设施放在海上，称为全海式；如部分设施放在陆上、部分设施放在海上，称为半海半陆式。
二、海上油气集输工艺流程
因为全海式油气集输系统可实现全部油气集输任务，本节就以全海式生产平台为例，介绍油气集输主要工艺流程及设备。出油气集输生产包括油气水分离、原油处理、天然气处理、污水处理等主要生产项目。
1.油气计量及油气生产处理流程石油是碳氢化合物的混合物，在地层里油、气、水是共生的，又由于油气生成条件各异，各油田开采出的原油的组分是不同的。此外，油中还含少量氧、磷、硫及砂粒等杂质。油气生产处理的任务就是将油井液经过分离净化处理，能给用户提供合格的商品油气。由于各油田生产出来的油气组分和物性不同，生产处理流程也不完全相同，如我国海上生产的原油普遍不含硫和盐，因此就没有脱盐处理的环节。有的油田生产的原油不含水，就没有脱水环节。海上原油处理包括油气计量、油气分离、原油脱水及原油稳定几部分。由于海上油田普遍采用注水增补能量的开采方法，因此原油脱水是原油处理的主要环节之一。
2.天然气处理
经油、气分离的天然气，在高温下仍带有未被分离的轻质油、饱和水、二氧化碳及粉尘等物质，这些物质如不处理，一则浪费，二则会造成管路系统的堵塞和腐蚀。天然气处理主要指脱水、脱硫及凝析油回收，有的天然气还要脱除二氧化碳。一般海上平台天然气处理是将由高压分离器分离出的气体和各级闪蒸出来的气体分别进入相应的气体洗涤器，以除去气体携带的液体，再进入不同压力等级的压缩机，分段加压，达到设计压力，一个典型四级分离的气体压缩和凝析油回收系统。由各级气体洗涤器收集的凝析油分别进入各级闪蒸罐的原油管线中。为防止管线被天然气水化物堵塞，采用甘醇-气体接触器，吸收天然气的水分。
由于天然气处理压缩系统投资较高、质量大、占用空间面积大，有的平台由于生产的伴生气较少，往往将生产分离出来的天然气不经处理，一部分作平台燃料，一部分送火炬放空烧掉。如果气量大，可管输上岸再处理。如何处理天然气要经综合评价后做出选择。经气体压缩和凝析回收后出来的气体，一般仍需进一步脱水、脱硫和凝析油回收。脱水主要采用自然冷却法、甘醇化学吸收法、压缩冷却法等，脱水的同时可以脱出轻质油。对含硫的天然气还需要脱硫，同时可以回收硫。海上天然气加工生产系统和陆上一样，这里不再赘述。
3.含油污水的处理
随着世界工业的迅速发展，自然环境受到污染，严重地影响了生物的生长和人类的健康。目前世界环境保护机构规定：油田所有的含油污水必须经过处理，水中含油量低于15～50毫克/升才能排放。故海上采油平台原油脱水出来的污水及生产中产生的含油污水，都必须经过污水处理系统进行处理。
4.海上油气集输生产流程及设备的选型
油气集输生产流程的设计及主要设备的选型，不像钻井工艺及钻机设备那样有定型生产流程及系列的钻机设备，它往往是根据油田产出物的组分、物理性质、产量及油田的开发方式、油气集输系统的选择等条件进行设计制作。如一离岸较远、含气量较高的油田，选用半海半陆式集输系统，油气长距离混输上岸，在技术上有一定难度，为此采用油、气分输上岸流程，即在海上平台进行油、气分离初处理，油、气上岸后再分别进行全面的处理；如采用全海式集输系统，油气处理及其储运设备全部放在海上，那么其具体工艺流程及设备的型号显然是与前者不同的。每个油田根据设计的生产流程、主要设备、工程结构选型及尺度，分别设计安装在模块上，一般都按生产的内容设计，大致分以下几种类型。
（1）井口模块模块。上面设置井口采油树、测试分离器、管汇、换热器等。
（2）油气处理模块。一般设置生产分离器组、电脱水器、原油稳定装置及其配套的管路、仪表、罐、换热器等。
（3）天然气处理模块。一般设置有分离器、洗涤器、压缩机、轻质油回收装置等。
（4）污水处理模块。有隔油浮选、沉降分离、过滤器及其加压的水泵与其辅助设备等。
此外，还有发电配电模块、生活模块、注水模块、压缩模块等。这些模块的设计要求自成系统，同时考虑与其他系统的连接配套。部分生产模块的设备在陆上安装好可进行试车，当在平台吊装就位，连接好水、电、管路系统就可全面试运转，以减少海上工程量，便于生产管理。在设计模块规模时，还要考虑平台面积、施工起吊能力及生产安全要求等。
三、海洋集输平台设施
当人们航行在茫茫大海中，有时会突然发现远方有一些建筑群时隐时现，你一定会欣喜万分，以为看到了海市蜃楼。轮船靠近后才看清这是一些钢铁制造的庞然大物高高地矗立在海面上，不管是台风袭击还是海浪拍打，它都像一个忠实的哨兵守卫在辽阔的海疆。这些钢铁建筑物就是海上石油生产平台。先建平台后打井、采油，这是海上石油和陆上石油的主要差别。通俗地说平台就是给人们在海上生活、生产提供的固定场所。
最初人们在海洋进行石油勘探开发只能在近海，用木料搭制一个作业平台，进行钻井、采油。伴随科学技术的进步，人们希望平台更安全、更坚固耐用，并能适用于环境恶劣的深海条件，逐渐改为使用混凝土或钢铁建造作业平台。再后来发明了自升式钻井平台和钻井船，这两种装备实际上都是船，前者没有自航能力，要靠其他船只拖曳，后者具备自航能力。钻完井后，钻井平台或钻井船驶往新井场。目前海上见到的平台大多是油气生产平台，这些平台上设施的内涵与陆地油田没有什么差别，只是更精良、更安全可靠。图37-1所示是所有设施全部设置在海上的情况，其中中心处理平台把周边各井的油气通过海底管道集中并计量，同时配备安全装置，然后将油气水分离净化，合格的原油输送到储油平台，处理过的水再经过井口平台回注或排放，天然气一般放空烧掉；储油平台主要功能是存放原油并通过穿梭油轮定期运送给用户；动力平台主要是柴油发电机组、天然气透平发电机组、供热锅炉等提供动力的设备；生活平台提供工作人员休息、生活；各平台间有供工作人员行走的栈桥，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及电缆也附设其上。当然，根据油田在海洋的地理位置，各种设施并非要全部建在海上。如果距离陆地较近，油气水处理平台、储油平台则建在陆上。即便全部建立在海上，也可根据情况将某些设施适当地组合在一座平台上。井口平台实际就相当于陆上油田计量站，负责单井的集油、油气日产量的计量和注水。浮式生产储油轮相当于陆上油田的联合站，负责油气水分离净化、储油。其动力、生活系统也在船上。这样就大大减少了海上固定平台，降低了投资。如果油田迅速降产或失去生产价值，浮式生产储油轮还可以转移到其他油田继续使用。
图37-2FPSO工作示意图
静态来看，截至2008年2月，FPSO现役数量为139艘，其中，新建数量为54艘，占比为38.85％，改造数量为85艘，占比为61.15％；订单32艘，其中11艘为新建，21艘为改造，占比分别为34.38％和65.63％。无论是新建还是改造，均经历了两次高峰：1997—1999年、2003年至现在。现役FPSO基本上是在2000年以后建造的，80％左右的船龄在10年以内，大多还可以应用至少10年左右的时间，更新需求动力相对较小。在现役的FPSO中，分布较多的国家有巴西、中国、英国、澳大利亚、尼日尔爾利亚、安哥拉等国，数量分别为22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO订单中，巴西依然是拥有量最多的，为9艘，其次较多的分别为英国、印度和尼日尔爾利亚，其数量分别为5艘、4艘和3艘。
七、发展趋势
挪威专家Einar Holmefjord先生在题为《挪威边际油田开发研究活动现状——DEMO2000》的演讲中指出，“昨天，我们采用重力基础的平台进行钻井和生产，今天，我们采用浮式生产系统和水下设施，明天，我们将井流物从海底直接输送上岸处理，不需要任何海上设施”。Einar Holmefjord先生的话简明地概括了国外海上石油发展现状和发展趋势。为开发边际油田，国外越来越多地采用了浮式生产设施和水下回接技术，开发了一系列的配套技术，如水下混输技术、深水大排量混输泵、水下供配电系统、水下作业机器人、水下卧式采油树、水下管汇和水下多相计量技术等。上部设施包括油气集输和水处理设施的新工艺、新设备也不断出现，如多相透平技术、海水脱氧技术等。这些技术已得到应用，且有些技术已趋于成熟。深水和超深水域油田的开发是国外海上油田开发面临的最大挑战，某些地区，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是达1500～3000米。深水具有低温、超高静压、温压变化引起立管内介质物性复杂等特点，容易引发立管段塞流、结蜡、水合物等问题，并且一旦出现问题，就会造成重大损失和危害。为解决深水水域介质在管道内的流动安全问题，近年形成了一门新兴学科——流动安全学。目前国外公司开展的深水技术研究包括立管内多相流研究、SPAR模型平台、深水系泊系统、轻型组合立管、电加热管技术、水合物抑制技术（动力学抑制剂的研制）等。解决深水油田开发的技术问题是国外海上石油技术发展的趋势。
D. 关于石油的仓储、运输
成品油、燃料油、润滑油属易燃危险品,严禁烟火和碰撞,储存时要有专用储罐,专人看管,远离人群.运输车辆必须是专用车辆,车辆必须有明显标识等等
燃油锅炉一般是需要使用蒸汽的工厂，企业用来做饭、烫衣服、发泡等等等等
发油电机？是发电机油吧？发电机用
发电机用来发电，有小有大，家用到发电企业都会用，燃料为柴油或重油
E. 怎么样油气储存与储备保障
到达目的地的原油总是立即被送往炼油厂进行加工处理。一些发达国家通常会为自己储备相当于三个月进口量的石油产品（石油和石油化工产品），自1968年以来，这种储备已成为欧洲共同体的必备。各国所采用的战略储备方式不尽相同，既有国家层面的，也有民间组织层面的，也有两者兼而有之进行储备的。比如在法国，民间组织的石油储备责任是确保各地区10天的石油消费量和15天的柴油和民用燃料用量。石油产品储存在大小不等的罐内，它们大多深埋地下。石油储备中心的管理者们的主要关注点就是安全和保密。防火自然是首要因素；但是也要严防土地和水域石油泄漏的危险，对这些储存罐应进行有规律的监测并注意防腐。
液化天然气的储存与输送。在过去的40年中，人们已经成功而安全地跨越辽阔的海域输送了大量液化天然气，这些双壳结构的船都是专门为液化天然气的输送而设计建造的。在陆地，液化天然气在特别设计建造的双层储存罐内在常压大气压力是地球大气层内任何一个给定点的压力。在绝大多数情况下，大气压力与测量点之上的空气重量产生的水静压力值非常接近。低压区域的位置上方压力低于大气压，而高压区则在其上方出现了高于大气压力。同样，随着高度增加，上覆的大气变薄，所以气压将随高度增加而减小。在横剖面上，1平方英寸的空气柱是从海平面到大气层顶部测定的，其重量约为14.61磅力。1平方米（11平方英尺）的空气柱约为110千牛顿（相当于海平面处的10.2吨质量）。条件下储存，绝大多数储存罐的混凝土外壁可厚达3英尺，罐内壁是用镍合金钢制成，这种特殊设计制造都是为确保液化天然气的低温保存。一旦在内壁出现破裂，则内壁与外壁之间的空间都会被液化天然气充填，人们用精密的监测系统对任何内部裂隙进行不间断的监测。用泵将液体从储存罐中抽出，并加热使其气化，液化天然气就可以转为天然气，然后，通过天然气管线把这些气体输往民用和商业用户。但在一些情况下，在技术上难以完成天然气管线的铺设，或者投资过于巨大，比如从尼日尔爾利亚向欧洲送气，或从卡塔尔向日本送气。为了解决这类问题，人们采用了在海上运输液化天然气的方法。天然气会占据大量空间，在它装船运输之前就必须进行浓缩处理。两个基本的方式为：（1）将天然气转变为液态化工产物，如氨水或甲苯，或者复合型液态烃类物质；（2）将其低温冷却液化（在-160℃状态下），并用液化天然气罐进行运输。由于已经新建了大量的液化加工厂，所以液化天然气罐的数量也相应地迅速增加。液化天然气罐的制造使用了先进技术，但也要极其昂贵的材料（如特种钢材）来制造，这些材料需要耐极低的温度，这些罐还需要极佳的保温性能，这意味着液化天然气罐的运输费用是同样体积石油运输费用的4～5倍之多。
然而，即使这么高的投资，液化天然气工业出色的经济灵活性和地缘政治优点使其在当今世界大获成功。一个需要进口液化天然气的国家必须修建一些特殊的港口，称为液化天然气终端站液化天然气被用于天然气的远程运输，通常是跨海运输。在绝大多数情况下，液化天然气终端是为液化天然气的进口或出口专门建造的港口。，在那里从船上卸下液化天然气罐。这些终端站有三种设备：（1）液化天然气卸载设备（尤其是液化天然气罐的喷射加防冻保暖层，可以用泵压通过管线将液化天然气从罐内抽提到陆上的装置）；（2）液化天然气储存罐；（3）液化天然气的再气化装置，将气化后的液化天然气通过管线输往进口国的天然气管线配送系统或直接输往主要的消费处（比如发电厂）。在气化加工过程中，1立方米的液化天然气在大气压力下可以气化为600立方米的天然气。与石油不同，天然气在常温常压下为气态，这意味着，就相同质量的能量而言，它所占的体积是石油体积的600倍。所以，毫无疑问，输送气态天然气租用交通工具的费用将是石油的600倍之多。
液化天然气是怎样运输的？液化天然气的运输需要大型的、特殊设计的船，这些船是双壳的，装载能力为138000立方米或更大。这种船上固定着一套特殊的罐装储存系统，可以在里面以大气压和-160℃状态储存天然气。全球目前有130艘液化天然气运输船，还有50多艘的购船订单。
液化天然气罐的类型。造船者们可以选择两种技术方式：具独立分隔舱的液化天然气罐，更常见的是球形罐，可以安装在船壳内。在船壳内的液化天然气罐具有特殊的内层，它由镍或特种钢制成，用特殊钢材将船舱分隔开来，以保证它们彼此不渗漏，并能耐受-160℃的低温，确保船壳内部的保温。一艘标准的液化天然气油罐船卡塔尔拥有迄今世界上最大的液化天然气船。第一艘Q-Max（266000立方米）的船名为“Mozah”。（135000立方米）的运载能力仅仅是运输相当能量的油轮体积的一半，但前者的造价却是后者的3倍之多。在过去的40年中，人们已经跨海6000万英里安全地输送大量液化天然气。这些双壳船体的罐装船是为运输液化天然气专门设计建造的。在陆地，液化天然气储存在大气压条件下特殊施工建造的双层壁的储存罐内。
绝大多数这种运输船的外壁厚达3英尺，内壁用镍合金钢特殊设计建造，可以保证液化天然气的低温状态。一旦内壁出现裂隙，所有的液化天然气都会灌入内壁与外壁之间的空间。精确的监测系统可以对内部裂隙实施全天候监控。可以用泵将液化天然气从储存罐抽出，然后加热使液体气化。这些天然气就可以通过管线输往民用与商业用户。
“实际上，一艘标准的液化天然气罐装船的长度足有3个足球场那么大！”
液化天然气运输船的装载能力：一艘标准的液化天然气罐装船装载量可以超过3300万加仑液化天然气，它相当于200亿加仑的天然气。一艘液化天然气罐装船释放出来的天然气将是1944年把美国俄亥俄州东北部港口城市克利夫兰1平方英里面积烧成灰烬的燃料量的20倍！
“一艘标准的液化天然气罐装船（12.5万立方米）所装载天然气爆炸释放出的能量相当于70万吨TNT当量，或者相当于55颗投在日本广岛的原子弹的爆炸能量。”
F. 石油产品储存注意事项有哪些
凡是用来接收、储存和发放原油、汽油、煤油、柴油、喷气燃料、溶剂油、润滑油和重油等整装、散装油品的独立或企业附属的仓库、设施都称为石油库，简称油库。石油库收发和储存的油品均系易燃和可燃液体，一旦泄漏，遇明火、高热或电火花，极易起火爆炸。做好油库防火安全工作，防止火灾事故的发生，对于保障国防和促进国民经济的发展，具有重要意义。
一、火灾危险性
1．石油及其产品主要由碳氢化合物组成，受热、遇火以及与氧化剂接触都有发生燃烧的危险。油品的闪点和自燃点越低，发生燃烧的危险性越大。
2．石油产品的蒸汽与空气的混合比达到一定浓度范围时，遇火花即能爆炸。
3．石油产品在装卸。灌装。泵送等作业过程中产生的静电容易积聚产生强电场，当静电放电时会导致石油产品燃烧爆炸。
4．粘度低的油品流动扩散性强，如有渗漏会很快向四周流散，油品的扩散、流淌性是导致火灾的危险因素。
5．石油产品受热后蒸气压升高，体积膨胀，若容器灌装过满或储存于密闭容器中，会导致容器膨胀，甚至爆裂引起火灾。有些储油的铁桶出现顶、底鼓凸现象，就是因为受热膨胀所致。
6．重质或含有水份的油品燃烧时，燃烧的油品有的大量外溢，有的从罐内猛烈喷出形成高达70～80米的巨大火柱，火柱顺风向喷射距离可达120米左右，这种“突沸”现象，容易直接延烧邻近油罐，严重扩大受灾面积。
二、防火措施
1．正确选择库址，合理布置库区
（1）为了减少石油库与周围居住区、工矿企业和交通线之间由于火灾事故时可能发生的互相影响，降低火灾损害程度，石油库区与周围建筑群之间应有适当的安全距离。建在地震基本烈度7度以上地区的油库，必须依据国家抗震设计规范采取抗震措施；在地震基本烈度达9度以上的地区不得建造一、二级石油库。
（2）为了保证油库安全和便于技术管理，油库的各项设施应按作业性质的不同，结合防火的要求，分区布置。
（3）油库内各设施的位置应合理布局，以保证油品有一个安全环境，使油品的储运顺利进行。铁路装卸区是油库重点要害部位，其铁路收发栈桥应为不燃烧体结构，并应尽可能地设在油库的边缘地区，避免与库的道路交叉，同时布置在辅助区的上风方向，与其他建。构筑物保持一定距离。汽车收发作业区属油库中火灾爆炸事故多发场所，故不宜设在纵深部位，而应设在油库出人口附近，以便与公路干线接近，有利于减少装油车辆的停留时间以及因此而带来的各种不安全因素，漏油人水，会造成下游的大面积燃烧，并影响下游码头和船只，故也应尽量设在各类码头和依江（河）建筑物的下游。
（4）储油罐区的油罐布置要合理，并需设置罐区防火堤，配备充足的灭火设施。应根据油气扩散、火焰辐射、油品性质、油罐类型、扑救条件、消防力量等因素来成组布置储油罐，一般在同一组内布置火灾危险相同或相近的油罐。但地上油罐勿与半地下、地下油罐布置在同一油罐组内。每组固定顶油罐的总容量不应大于100 000立方米，浮顶油罐或内浮顶油罐的容量不应大于2000立方米。每组油罐不得超过12座。山洞罐区的罐顶应设类似呼吸阀的透气管以便将油气引出洞外，引出洞口的透气管应布置在下风方向。水封油库可在洞罐油面充惰性气体、设置洞罐水封墙和竖井盖板。
（5）防火堤可以防止油罐爆炸时油品四处流淌所引起的火灾蔓延。防火堤应以不燃材料建造。堤高1．0～1．6米，土质防火堤顶宽不小于0．5米。立式油罐的外壁与防火堤内侧基脚线的问距不小于罐壁高的一半，卧式的不应小于3米。堤内空间容积应小于最大油罐的全部容量，对于浮顶油罐则不应小于最大油罐容量的一半。油罐组容量大于20 000米’且座数多于2座时，防火堤内应设隔堤，顶高应比防火围堤低0．2～0。3米。
（6）油库内道路尽可能布置成环形，双车道6米或单车道3．5米，尽量采用水泥路面，不得使用沥青辅料，距路边主防火堤基脚应不小于3米，两侧不宜栽植树木。
2．储油罐及其附件的设置
（1）油罐需设置机械呼吸阀、阻火器、液体、安全阀、泡沫发生器、液面液位检测显示、储油温度检测显示、油气浓度压力检测显示、泡沫发生器等附件。这些检测设备、仪表、附件的安装，能及时反映油罐的内外情况，以便及时处理险情。
（2）定期对油罐附件进行检修、维护。具体的维护保养方法见表3一18。
表 3-18 油库的维护保养方法
附件名称
检查周期
检查内容
养护内容
测量孔
每月不少于一次 盖与座间密封垫是否严密，硬化，导尺槽磨损情况，螺帽活动情况 密封胶垫换新每三年一次，蝶形螺母及压紧螺栓各活动连接处经常加润滑油
机械呼吸阀
每月不少于2次，气温低于0’C度时，每周不少于一次 阀盘和阀座接触面是否良好，阀杆上下灵活情况，阀壳网罩是否完好、有无冰冻，压盖衬垫是否严密 清除阀盘上灰尘、水珠，螺栓加油，必要时调换阀壳补垫
液压安全阀
每季一次 从外观检查保护网是否完好，有无雀窝，测量液面高度 清洁保护网，添加封液，每年秋未应放出封液，清洁阀壳内部一次，必要时更搀封液
阻火器
每季一次，冰冻季节每月一次 阻火网或波纹片有无破损，是否清洁畅通，有无水汽冰冻，垫片是否严密 清洁阻火网和散热片，螺栓加油保护
泡沫室
每季一次 玻璃是否破裂，有无油气泄出，吸人空气口是否畅涌无阻 换装已损玻璃，调换密封垫，螺栓加油防锈
（3）空气泡沫灭火室是油罐灭火时喷射泡沫的灭火装置，其类型及其设置数量必须根据油罐容量、储油品种、油面大小，以及泡沫剂类，分别计算确定，但每个罐至少安装两个，且各有一根单独的消防管来供应泡沫混合液，以备油罐火灾时喷射泡沫灭火。
（4）油罐在使用时，要严防油罐下沉和油罐变形。如果油罐出现均匀沉降超过50毫米、罐壁周围内任意10米周长范围内沉降差超过25毫米或内浮顶油罐因倾斜影响浮盘正常升降等情况时，必须腾空存油，对罐基进行技术处理。
3．桶装油品库房的防火要求
（1）桶装库房均应为地面建筑，不得用地下或半地下式，以免油气积聚。仓库用耐人材料建筑，耐火等级应根据储存油品的闪点不同而分别定为一、二、三级，最低不能低于三级耐火标准。库内地面应是不渗漏油品和撞击不会发出火花的地面，并带有1%的坡度
（2）为加强通风，库房应开足够的窗户和门，门的宽度不小于2．O米，且离最近户外通道行间距不大于30米（轻油仓库）或50米（润滑油仓库），门坎（坡）高大于0．15米。
（3）库房照明应采用相应等级的整体防爆装置或室外布线及装在墙上壁龛里的反射灯照明。但汽油等易燃液体桶装仓库，应采用防爆型灯具装置照明。
（4）储油库房与其他建筑间应保持适当的安全距离。
（5）储存在库房中的桶装油品应直立。采用机械作业时闪点在28C以下的，堆放不能超过二层， 28～45C之间的不能超过三层，闪点在45’C以上的堆放不能超过四层；采用人工作业时，容易发生碰撞坠落而产生火花或包装损坏，对闪点在28’C以下的，堆放不能超过一层。
（6）库内主要通道宽不小于1．8米，堆垛问距不小于1米。垛与墙间距不小于0．25～0．5米，以便于检查和疏散。
（7）桶装库房耐火等级和允许最大建筑面积应符合有关规定。
（8）露天堆放闪点低于45℃的桶装油品，应加盖不燃结构遮棚，并采取喷淋降温等措施。堆放场应远离铁路、公路干线，保持四面地形平缓，场地应平整并高出地面0．2米，四周以高0．5米的土堤、围墙保护。润滑油桶应卧放、双行并列、桶底相对、桶口朝上，堆高不超过三层。堆垛长不超过25米，宽不超过15米，堆间距不小于3米，堆与围堤间距大于5米，排与排间距大于1米。
（9）桶装油品容量一般应使桶内保持5～7％的气体空间。在不同季节，不同的油品，由于气温等的影响，其充装容量规定亦有所不同，所以在储存时也应采取相应措施。
（10）油桶应经常检查，发现渗漏时应立即换桶，防止油品漏在库房地上或进入排水沟里。
4．输油设备的防火要求
（1）石油库的灌油间一般应不低于二级耐火建筑要求，内部采用混凝土地坪，设坡向集油沟。灌油间一般长5～6米，高3．3～3．5米，室内通风良好，油气浓度不大于300毫克／米’。通风照明电器应符合《易燃易爆场所电气设备装置》的规定要求。
（2）灌油间内每12米‘建筑面积安装一副灌油栓，口径不大于40毫米，相互灌油栓距离为2米以上，栓上阀门安装在1．5米高左右处；高架计量泊灌与灌油间无门窗。洞孔的外墙保持一定问距（甲。乙类油品为10米以上，丙类油品为8米以上），周围设置防火堤，间距不小于2米；润滑油灌油间与桶装仓库设在一起时，两者之间应设防火分隔墙。
（3）进行灌油操作时，油灌车应做好接地保护装置。待灌装空桶与灌好的重桶应分别前后进出。为消除静电造成的火灾事故，灌油鹤管应插到油罐底部，油品灌装速度必须限制在安全流速范围内，汽油、煤油和轻柴油等在灌装时流速一般应不大于4．5米／秒。
（4）油泵房的建筑结构应为耐火材料建筑，两端开门窗，向外开启，室内通风良好，空气中油蒸气含量不大于300毫克／米’。油泵及其他电气设备一律采用防爆型，不得安装临时性、不合要求的设备和管道，禁止采用皮带传动装置，以免静电引起火灾。在泵房阀组场所应安装油品水封，引入井设施，集油井应加盖并有用泵抽除装置，泵间距。泵与墙间距均应为：米左右，真空泵房的真空罐应设在泵房外。油泵、阀门及各类通油仪器仪表不许有滴、漏、跑、冒现象，严禁油泵空转和导油管中出现间断性气囊的现象。油泵安装时必须保证轴线对正，轴承转动灵活，盘根安装适当，以防止由于安装性能不佳而引起运行时出现故障导致爆炸等事故。
（5）泊库内管路宜优先采用管沟敷设。管路材质一般用钢管，采用焊接或法兰盘连接，架设在不燃支架上，距地下电缆下方：米或下水道下方1．5米深处，各管路平行间距不小于10厘米。油管不宜敷设于建筑物的上、下方，与铁路等有轨道路的交角不宜小于60”。地下管线与建（构）筑物基础应力范围问距应大于0．3米。油库管路的管径与输油量配备应符合有关规定。
G. 石油是怎么运输
石油一般有以下几种运输方式。一种是通过铁路，这种运输量比较大，稳定可靠；一种是通过油罐车运输，这种运量较小，一般适合加油站的输送；还有是海路运输，这种运输量相当大，而且优势明显，成本最低；现在推广最多的就是管道运输了，是现在和未来的发展趋势。还有一种就是航空运输，不过这种成本太高，一般都是特殊情况下采用。
H. 油气储藏与运输专业怎么样
哈哈……欢迎欢迎啊……石化很棒的！！
油气储运是石化的王牌专业也是他的特色专业，在同类的二本学校里是绝无仅有的……至于就业就更不用担心了，北京的男生学这个将来都会被中国石油或者中国石化这样的大单位招走。学这个专业的男女生很均衡，全班一共六十人，北京生源23个左右。（我刚看完今年的招生计划）
石化想来是管的比较严的，所以他的学风和毕业生质量才广受好评，不过只要你还是来学习的，就一定会很轻松……
你们今年来直接是在主校啊，很幸福的。油气储运工程专业就业形势
1就业去向:本专业毕业生可在油气田企业、油气管道的规划设计、建设、运营管理单位、石油化工企业、石油销售企业、城市燃气公司、建筑公司、部队和民航的油料公司以及国家物资储备部门等从事油气储运工程的技术和管理工作。
2专业解读:油气储运工程专业的全称是石油天然气储运工程，它是石油院校类的一个特色专业，也是主干专业。由于它在国民经济中的重要作用和地位，在国家与省、市的发展计划部门、交通运输规划与设计部门、石油天然气储运管理部门等从事油气储运工程的规划、勘测设计、施工项目管理、生产运行管理和研究等领域都有广泛的运用。随着社会各方面建设的蓬勃发展，“规划”尤其显示出了它日益重要的优先地位，而储运工程专业又仅仅在石油类院校开设，就更显示出这个专业的不平凡。简单的讲，就市场需求而言，目前，储运工程专业的毕业生的就业形式比较乐观，供不应求的局面使得这个专业的毕业生在历年的人才交流会上都出现过用人单位争相“抢购”的局面。
在专业方向设置上，主要有油气储存、加工和产品应用；油气集输和管道运输；石油金融贸易。油、气加工和产品应用主要是石油和天然气产品的深加工和综合利用研究、开发和商贸等；油气集输和管道运输的重点是多相流、集输工艺、油水分离技术、油气的管道输送技术及控制优化技术；石油金融贸易重点是油气及产品的进出口商务、期货交易等。
3就业形势:石油储运专业对口的就业单位有：中石化、中石油、中海油和所属的石油化工分公司、石化研究院、石化设计院、高等院校、大型跨国石油公司、现代物流管理部门、石油贸易公司、航空油料公司、港口、军队、IT企业等单位。这个专业的高校在全国不超过七所，可偏偏现在能源对我们是如此的重要，学这个专业的毕业生有很强的垄断性。
前几年,该专业毕业生非常紧俏,供需比例达1:1.5,2008年和2009年受金融危机的影响,石油化工行业受到了很大的冲击,毕业生的就业率略有下降,但由于石油在国民经济中的重要作用和地位，石油天然气储运管理部门等从事油气储运工程的规划、勘测设计、施工项目管理、生产运行管理和研究等领域都需要这方面的人才,可以说未来的就业形势仍然看好.
4薪资状况:这是一个辛苦就能赚钱的行业,一般情况下,工作后一年后,月工资在2500左右。进入垄断企业可达5000~8000元/月,到海上或外资企业可达20000~30000元/月,若干年后50~60万的年薪好是有可能的
I. 什么是油气储运
所谓储运，顾名思义，一个是储存，一个是运输，即采取什么方式、手段搞好油气储存和运输的过程。油气从地下取出来，不仅要储存好，而且要把它运到需要的地方去，靠的就是储运。
它是油气在地面运移的“网站”和“网络”，气储运关系着油气的宏观调控，关系着油气供给的可持续性，关系着人民的生活，关系着国民经济的发展，关系着国家的能源安全战略。早在20世纪60年代，发达国家就建成了完善的储运系统。中国的油气储运虽然起步晚，但也走在了世界前列。
拓展资料：
油气储运技术主要研究油气储运、设备使用维护、产品质量检测等方面基本知识和技能，进行油气储运生产、建设、服务、管理等。例如：西气东输天然气管道规划建设，油气管道和储罐防腐设计、腐蚀检测，成品油和城市燃气的集输、储运，油气储运系统工程的规划、设计、建设、管理、技术开发和应用研究等。《工程力学》、《工程流体力学》、《结构力学》、《储运油料物性分析》、《油气储运设备的使用与维护》、《油气集输》、《油库设计与管理》、《油气储运工程》、《城市配气》、《油气长距离管道输送》。
相对其他石油专业，油气储运专业就业方向比较广，你可以去油田、管道局、管道公司、设计院、研究院、燃气公司、地方政府设计院以及高校。国内开设油气储运专业的院校较少，相对有名气的就更少了。因此，如果你是石油院校油气储运专业毕业，理论上就业应该没有问题。 油气储运专业的前景还是不错的。这个前景是从国家大方向上考虑的。因为现在国家正在努力建设油气管网，而且各个省市也在大力发展天然气管网，你对比一下美国的油气管网分布图，就知道我们国家的油气管网建设真的不是差一点半点，所以说这些都是机遇。
J. 原油的储运
原油和油品储存的主要方式有散装储存和整装储存，整装储存是指以标准桶的形式储存，散装储存是指以储油罐的形式储存，储油罐可分为金属油罐和非金属油罐，金属油罐又可分为立式圆筒形和卧式圆筒形。按照油库的建造方式不同，散装原油或油品还可采用地上储油、半地下储油和地下储油、水封石洞储油、水下储油等几种方式。但不管采用哪种储存方式，原油特别是油品的储存都应满足以下基本要求：
(1)防变质
在油品储存过程中，要保证油品的质量，必须注意：降低温度、 空气与水分、阳光、金属对油品的影响。
(2)降损耗
油库通常的做法是：选用浮顶油罐、内浮顶油罐；油罐呼吸阀下选用呼吸阀挡板；淋水降温。
(3)提高油品储存的安全性
由于油品火灾危险性和爆炸危险性较大，故必须降低油品的爆炸敏感性，并应用阻燃性能好的材料。 原油和油品的装卸不外乎以下几种形式：铁路装卸、水运装卸、公路装卸和管道直输。其中根据油品的性质不同，可分为轻油装卸和粘油装卸；从油品的装卸工艺考虑，又可分为上卸、下卸、自流和泵送等类型。但除管道直输外，无论采用何种装卸方式，原油和油品的装卸必须满足以下基本要求：
(1)必须通过专用设施设备来完成。
原油和油品的装卸专用设施主要有：铁路专用线和油罐车、油码头或靠泊点、油轮、栈桥或操作平台等；专用设备主要有：装卸油鹤管、集油管、输油管和输油泵、发油灌装设备、粘油加热设备、流量计等。
(2)必须在专用作业区域内完成。
原油和油品的装卸都有专用作业区，这些专用作业区通常设有隔离设施与周围环境相隔离，且必须满足严格的防火、防爆、防雷、防静电要求。
(3)必须由受过专门培训的专业技术人员来完成。
(4)装卸的时间和速度有较严格的要求。 原油具有一定的黏性，尤其是当温度较低的时候，存储在大型储油罐的油品不容易直接输出，必须进行一定的加热，已达到提高原油温度，提高原油流动性的目的。
目前的原油储罐加热的方式主要分为两种，一种是盘管整罐加热，一种是局部快速加热。
整罐加热方式是目前应用比较简单，采用比价普遍的一种原油加热方式，而局部快速加热，具有较好的节约能源，加热效率高的特点。
整罐加热与局部快速加热的对比： 加热方式 热媒 出油量 升温温度 加热时间 冷凝水温度 蒸汽耗量 整罐加热方式 0.8Mpa饱和蒸汽 60T/t 30℃-60℃ 14小时30分 100℃ 14.6吨 局部快速加热 0.8Mpa饱和蒸汽 60T/t 30℃-60℃ 1小时30分 55℃ 1.96吨