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海底油气管道多相流动中的若干技术

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海底 油气 管道 多相 流动 中的 若干 技术
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第26卷第12期 油 气 储 运8 海底油气管道多相流动中的若干技术· m Ä *(中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院地面工程研究所)  ã(中国石油大学(北京) )徐孝轩 宫 敬:Z ¸ ²  5 ¡  M @ î Ï ¥ Ï Ä / Œ ,油气储运, 2007, 26(12) 1~ 7。K 1 分析了海底混输管道多相流动中的若干关键技术问题,这些技术问题是,天然气凝析液输送技术、油水(稠油/水)输送、油气水三相流动规律的研究现状及存在问题;海底管道流动保障技术(气体水合物、结蜡等固态物控制)、海洋立管中严重段塞的形成和控制方法、天然气/凝析液清管技术、多相计量和增压设备和技术等。指出了在对多相管流研究的基础上,以流动安全技术作保障,应用先进的多相计量和增压设备,采用高度自动化控制系统,建设长距离、大口径、高压力油气混输管道,可以为我国的海洋油气田向更深水海域发展提供技术支持。ö 5 M 海底管道 多相流 流动保障 技术海上油气田开发正在向深水海域发展,目前世界上最深的海上油井已超过 3 000 m。海洋油气田集输系统的集输半径大,管道距离长,深海水温度低,这些特点都给海底多相混输管道的运行和管理带来新的挑战。随着我国油气战略调整,为保障国家能源供应安全,开发海上油气资源是当前和今后的工作重点之一。20世纪70 年代以来,我国对多相流运动规律及工艺计算方法、混输工艺技术、混输设备应用技术进行了系统的研究,已取得多相流试验环道及中试基地建设、工艺计算软件研制、多相流量计标定装置建设等成果,有些设备已应用于现场,为海底混输管道的实际应用和进一步研究奠定了基础。一、我国海底油气混输管道建设概况国外海底混输管道建设取得了长足的发展,北海、墨西哥湾、澳大利亚等国家和地区建立了多条海底混输管道[ 1] ,混输技术取得了巨大进步。我国海洋石油开发起步迟于发达国家15~ 20年,至今开发活动主要集中在渤海、东海和南海等部分海域。与发达国家相比,我国混相管道具有以下特点。(1)距离短,管径小,水深浅。开发活动主要在近海,输送距离短,管道长度多在几公里或几十公里,超过百公里的管道只有平湖) 上海和在建的春晓气田) 宁波的海底管道。目前,海底管道最大管径为508 中 3621 油田上岸管道),在建的春晓) 宁波管道直径为 711 厚 15. 9 而国外海底混输管道的管径最大为1 016 外,我国近海油田水深较浅,渤海油田的最大水深在30 海平湖油气田的水深约 80~ 90 m,南海崖城1321气田的水深约100 m。(2)输送稠油和含蜡油的管道较多。渤海所产的原油多为稠油和含蜡油,原油/水管道的流动特性十分复杂,压降计算、流型预测等不够准确,稠油、含蜡油/气/水混输技术有待深入研究。(3)在海管建设技术上,我国同发达国家相比有较大差距。我国海底管道的设计和施工技术落后,国内距离最长、压力最高的海底混输管道(平湖油气田) 上海管道,崖城1321气田) 南山处理厂混输管道)都是外国公司承建的。二、海底管道多相流流动规律研究1、 ? –  / `  A 5 ¡20世纪8 0年代末期, 相态模型被引入天然气/凝析液混输管路的工艺计算中,从此相态模型成为气体凝析液混输管路稳态、瞬态模拟的必备模型。* 100083,北京市海淀区学院路31号;电话: ( 010) 82282446。#1#挪威、英国、法国、美国等均在天然气/凝析液混输管路的稳态、瞬态模拟方面进行了系列的理论和试验研究。天然气凝析液管道的瞬态模拟计算在 20 世纪90年代取得了重大进展,但模型和算法仍有很大的改进空间。建设长距离、大口径、高压力混输管道是发展趋势。在工程实践中,虽然天然气/凝析液两相流管道的操作运行获得了成功[ 2] ,但是低持液率两相流管道的持液率、压降的理论预测精度却不尽如人意,主要问题有,气液界面的形状、尺寸,界面的摩阻因数,液滴的夹带,环状流形成机理,环状流中气液界面摩阻因数和流型转变准则等。低持液率两相流试验数据非常有限,而且主要是小管径、常压、水平管道的试验数据,而考虑地形起伏的大管径、高压低持液率两相流试验室数据几乎没有。低持液率两相管流工艺计算的不可靠性给天然气/凝析液两相输送的设计带来了不确定性,常导致设计保守。同时,富气输送工艺[ 3]是制管技术发展到一定水平而出现的新的管道输送工艺,其进一步提高了管道输送效率并兼顾了节能和环保,实现了较高的综合效益,代表着当今天然气管输工艺的最高水平。此外,还应对凝析液输送管道定期清管,以保证流动效率[ 4, 5]。2、 ² £ ( ² /£ ) M 5 @ ù î [6]油水两相流属液液两相流范畴,液液两相流的研究进展远远落后于气液两相流、气固两相流和液固两相流。稠油是世界主要能源之一,世界上估算的稠油资源量为 9 000 @108 t,相当于稀油资源的2. 5倍。我国也有丰富的稠油资源,约居世界第四位。由于油水混输的流动特性和原油管道存在很大差异,特别是稠油和水的两相流动,在不同的流动状况下,例如反相( 动前后,油水体系发生巨大变化(见图1),即使流量基本不变,管道压降也可以相差几十倍甚至几百倍,因而在开采、输送及加工利用的过程中存在一系列问题。图1 油水反相过程描述( 1989)[ 7]我国油水两相管流研究主要是从稠油掺水减阻开始的。渤海地区所产的原油多为稠油和含蜡油,原油/水管道的流动特性十分复杂,同时,由于涉及的问题多,油水体系可能呈非牛顿流体特性,目前尚无准确的流型和压降模型。围绕流型定量检测、流型及其转换机理和压降预测模型等方面是当前研究的重点。目前,中国石油大学(北京)承担国家自然科学基金项目(批准号50474061) ,从事研究油水两相流动规律,已经取得了有意义的研究成果[ 8~ 10]。3、 ²  £ Ø M 5 @ ù î [11]油气水三相混和流动广泛存在于石油工业中。在油田生产过程中,特别在油田开发的中后期,随着产出液含水率的上升,管道内常会出现油水两相或油气水三相流动。随着近海、深水石油资源的大规模开发,油气水多相混输与单相输送相比具有更为明显的经济和社会效益。从20世纪90 年代起,随#2# 油 气 储 运 2007年 着石油生产的需要和技术水平的进步,油气水三相输送技术的研究日益得到重视,成为国际多相流领域研究的热点。许多发达国家都在利用高水平的试验环道和先进的仪器仪表进行油气水三相流动力学的试验研究,然而仅在水平管道流型及压降计算研究方面取得了初步的成果。由于存在着互不相溶的油水两相,因此其相互作用和分散程度对流动形态影响很大。油气水三相流的流型比两相流复杂得多,出现了不少新的流型(见图2)。图2 油气水三相流型图[ 12]( 1992 )目前,油气水三相流型及其转变研究还是处于初级阶段,尚无形成成熟的理论。油气水三相流的压降预测,主要还是以现有的气液两相管流压降预测的经验关系式为基础,同时采用油水有效混合粘度以及优选摩阻系数相关式来计算压降,计算误差较大。对于油气水三相段塞流动,由于存在油水反相,研究不够深入。因此,只有在对油水两相、油气水三相流动的流型和压降规律具有足够认识的基础上,才能提出准确、合理的流型转换模型和压降模型,油气水多相管流的研究工作才能取得突破性的进展,为实现油气水多相输送提供理论支持。三、海底混输管道流动保障技术深海油气田的海水温度低,管中静水压力很高,经常遇到水合物、蜡的生成和堵塞问题。过冷和更高的压力对我国海底管道的流动保障技术,即水合物和蜡沉积预测与控制技术,提出了更高的要求。1、 % ÿ 3 î þ î y(1)气体水合物 气体水合物由水分子的几何晶格构成,晶格含有被轻烃或其他轻质气体(甲烷、氮气、二氧化碳)占据的空穴,是半稳态的类似于致密冰雪的固体化合物。气体水合物不仅可能导致管道堵塞,也可造成分离设备和仪表的堵塞,因此天然气输送过程中水合物的产生与防止是很重要的问题。一般水合物生成条件为,天然气中含有足够的水分,以形成空穴结;具有一定的温度与压力气体处于脉动紊流等激烈扰动中,并有结晶中心存在。在工程应用中,一般根据相平衡计算得到水合物形成曲线(图3)来决定管道运行范围。为保证生产的正常进行,必须在管路运行条件下,控制气体的脱水深度。图3 平湖) 上海输气管道水合物形成曲线[ 13](2)蜡/ 石蜡 由于海水温度较低,管道内的原油在流动过程中逐渐冷却,当管壁温度达到蜡的析出点温度时,蜡分子开始运动。蜡的沉积作用引起在湍流中心的溶解蜡和管壁上的溶解蜡之间产生浓度梯度。由于浓度差的存在,溶解的蜡分子和析出的蜡晶颗粒将以三种方式向壁面迁移,并借助于分子间范德华力沉积在管壁上。这三种方式是,溶解蜡分子的径向扩散;蜡晶颗粒的剪切弥散;蜡晶颗粒的布朗运动。结蜡的问题,一般在原油(包括稠油/水)管道中较为严重。如果天然气/凝析液中含有高碳分子,同样会有结蜡的潜在危险。同时,对于油气多相输送,结蜡厚度还与管流的流型有很大关系,见图4。由于管内压力高,管外环境温度低,油壁温度梯度大,深海中的管道结蜡问题将更为严重,对结蜡的预防和控制提出了更高的要求。结蜡可能造成管道部分堵塞、停输再启动困难等,将严重威胁到管道系统的正常运行,由此引起的险情经常发生。#3#第26卷第12期 徐孝轩等:海底油气管道多相流动中的若干技术 图4 蜡厚度分布与多相流流型关系示意图[14]2、 ³  Z Ã(1)水合物控制 控制气体水合物的方法有保温/加热、使用水合物抑制剂和机械清管法。目前普遍采用的抑制方法是注入热力学抑制剂,例如甲醇、乙二醇等。近年来,水合物动力学抑制剂的开发和应用发展很快,它具有注入浓度低、用量少、节约投资和运行费用等优点,并已在北海、墨西哥湾等深海混输管道上得到应用,效果良好。为保证管道安全运行,对即将投产的天然气管道必须做好清管和干燥工作。平湖- 上海输气管道是我国首次采用干燥剂+ 凝胶的方法干燥大型输气管道。对于已经运行的天然气管道可以通过反复多次清管,以保证清管质量。此外,在生产运行过程中,尤其在冬季大输量、高压输送时,必须定期检测管道沿线的水露点;充分发挥沿线压力和输量变化做实时和趋势分析。(2)结蜡控制 结蜡控制主要采用保温/加热、注入试剂、热化学除蜡及机械清管等四种方法。¹保温/加热 采用保温层、电加热(伴热) 系统或热流体等技术,保持管道的蓄热量。热感应方法是通过电缆连接管道,使管道内的流体保持较高温度,即使在管道停输期间其温度也高于析蜡点。º注入试剂法 通过注入化学剂(溶解剂、分散剂、结晶改良剂)改变蜡晶和水合物的聚集特性或热动力边界,可防止蜡析出。热动力抑制剂能够降低形成水合物和蜡分子的活化能。如果以不发生事故为前提,可以允许流体的温度较低,但是所用抑制剂(如乙二醇和乙醇)的量较大。»热化学除蜡法( 气生成)法,即通过氮气生成反应过程中的放热来融化管壁蜡晶,以达到除蜡的目的。15]。¼机械清管法 目前,最常用的方法是直接采用清管器通过清扫和刮削清除管壁结蜡。清管技术包括凝胶技术、变径清管器技术和海底清管器发送器技术。凝胶技术是对管壁上的沉积层进行化学处理,由泡沫清管器推动凝胶,使凝胶旋转,在凝胶的中部出现空间,此空间用来输送残余沉积物。凝胶清管技术需要进行严格的操作,例如,必须准确地计算出混合比,以防止凝胶残余物的聚集。变径清管器可适用于不同直径的管道。因为发送清管器的管道管径比主管道小,所以使用变径清管器可节省安装费用和管材费用。p 图 5),利用旁通流能将形成的蜡携带走。此外,对于管道部分堵塞,精确定位阻塞点是研究关键问题。同时,即使找到阻塞点,解堵也很困难,其处理费用是相当惊人的。图5 一种新的旁通清管清蜡模型[ 16]四、海底管道严重段塞的控制1、 ø × Ö ™ î海底混输管道由于输送距离长,同时又存在水平管、倾斜管、垂直管等不同管型,容易产生严重段塞(地形段塞( 4# 油 气 储 运 2007年 问题。同时,海底油气混输管道操作条件的改变(管道的停输、再启动、开井或关井,以及清管操作等)等都有可能造成严重段塞流动。严重段塞流动表现为周期性变换的压力波动以及间歇出现的液塞。如此剧烈的流量变化和压力波动常会造成下游设备的关闭、停产,甚至摧毁管道或处理设备。因此,海底混输管道的严重段塞预测与控制一直是研究的重点。我国渤西油田歧口 1722平台至歧口 1821平台气液混输管道情况与歧口1723平台至歧口 1821平台气液混输管道相似,在生产中经常发生严重段塞流,导致了生产系统的不稳定。2、 e Å Z E [17]控制段塞的方法如下。(1)气液分离法((2)段塞捕集器((3)节流法((4)气举法。(5)6)其它方法。其它方法中的旁通管法( 泵控制(等都在研究之中;声波检测与控制系统(经安装在用效果很好;而文丘里管控制(小径管置入(成套管环面控制严重断塞等方法,因深水管道的频繁清管而难以应用于现场。五、海底天然气 /凝析液管道清管技术海底天然气/凝析液(包括富气)输送管道,由于受操作条件(启动、停输)或沿线海水温度的影响,管道内压力不可能总保持在临界凝析压力之上,管道内会有一定的液相析出,使得管道进入两相区运行。这不仅影响管道的正常运行,还会影响管道的使用寿命,因此有必要开展天然气/凝析液输送管道的清管研究工作。清管作业在管道建设与运行过程中是必不可缺的工作环节。定期清管可以降低管道压降,提高输送效率。徐孝轩(2003)等人[ 4]对国内外多相输送管道清管模拟研究进行了大量调研工作,他们指出,18]清管模型及其修正的 19]清管模型主要以稳态假设为基础,虽然与实际存在一定的误差,但仍可以用于工程中简单的试算和估算。在试验研究基础上开发出的20]模型是理想的瞬态清管模型,对今后的研究有很重要的借鉴作用。而 21]、22]、23]清管模型与是在液塞/清管器跟踪和边界条件处理等方面有所改善。梁志鹏[ 2 4]在对清管瞬态过程分析的基础上,建立了一个初级瞬态清管模型,李玉星[ 25]进行了相关的水清管试验研究。尽管国内外对多相流管道的清管进行了广泛的研究,取得了不少研究成果,但大多数清管研究都是以稳态和准稳态假设为前提的。许多清管模型并没有应用于实际生产,与实际生产存在较大的差距。根据高压天然气/凝析液输送低持液率的特点,假设清管球无泄漏、入口质量流量不变, 005) [ 5]建立了天然气/凝析液水平管路输送清管模型,见图6。图6 天然气凝析液输送管道清管模型( 2005)清管模型中耦合了相态模型(选用水力热力模型。计算结果与瞬态两相流模拟软件清管模型不仅具有较好的计算精度和较快的运行速度,而且还具有跟踪清管球和模拟液塞增长等功能,可以适用于管道的设计计算。同时,天然气凝析液输送清管模拟研究在国内刚刚起步。由于天然气/凝析液管道清管过程中,包含着复杂的相变过程,需继续深入开展研究,同时还要进行地形起伏(海底立管)、停输、再启动等不稳定工况下的清管瞬态模拟。六、其它技术1、  M 9  / Œ经过20年的研究和发展,多相流计量技术已进入一个相对成熟的阶段。多相流量计不仅在陆上油#5#第26卷第12期 徐孝轩等:海底油气管道多相流动中的若干技术 田,而且在海洋平台及水下设施上都得到了运用。国外公司主要有挪威 原 挪威 目前已与 并)、挪威国 国 ;国内主要有兰州海默公司。此外, 安交通大学等都在积极开展多相流量计的研制、开发和商业运作工作[ 1, 26]。多相流量计作为一种科技含量较高的新技术产品,还存在一些问题亟待解决。目前,没有通用性较好的多相流量计,其计量精度还有待于进一步提高。因此,提高测量精度,拓宽计量范围,发展小型化、智能化、高精度、适应性广、安全性高和结构紧凑的多相流量计,是目前多相流量计的研发的主攻方向。2、 9 â / Œ油气水多相混输泵,国外已研制出了近10种不同类型的多相泵。按照使用场合的不同,分为陆上多相泵和水下多相泵;按照工作原理的不同,又可以分为旋转动力式多相泵和容积式多相泵,前者包括螺旋轴流式多相泵、离心泵等,后者包括双螺杆泵、隔膜泵、线性活塞泵以及对转式湿式压缩机等。其中最具代表性的是海神计划的研究成果螺旋轴流式多相泵和德国业公司生产的双螺杆式多相混输泵[ 2]。目前,这两种泵已有部分工业化产品。在及巴西海域,水下增压泵输系统也已进入检验和考核阶段。但由于多相流动的复杂性,以及泵对流态和含气率的强依赖性,使泵的使用范围受到了很大限制。进入20世纪90 年代后,我国以大庆油田为代表的各大油田、石油公司、科研院所逐渐认识到多相输送的重要性、紧迫性,多相混输泵的引进与开发研制,已成为业界所关注的焦点。七、结束语目前,我国油气多相流动流动规律,例如天然气/凝析液输送、油水、油气水多相混输技术还不成熟,还应该从机制入手开展分析和研究。在对水合物生成、原油管道结蜡的热力学和动力学深入研究的基础上,发展预测技术及相应软件,以便从设施、操作条件上采取经济有效、安全可靠的流动保障技术。严重段塞的预测和控制、天然气/凝析液瞬态清管、多相计量和增压技术还有待于进一步研究。我国能源战略正逐步转向海洋,海洋的油气资源的开发是当前和今后的工作重点之一,海底混输管道多相混输技术中的关键问题日益得到重视。海底管道混相输送技术有着广阔的应用前景和巨大的经济效益。在多相管流流动规律研究的基础上,以流动安全技术作保障,应用先进的多相计量和增压设备,采用高度自动化控制系统,建设长距离、大口径、高压力油气混输管道,为我国的海洋油气田向更深水海域发展提供技术支持。• I Ó  宫 敬:混相输送技术与应用,油气储运, 2003, 22 ( 9)。2, 郭揆常:凝析气管道的混相输送,天然气工业, 2002, 22 ( 2)。3, 邓道明 宫 敬等:富气处理和输送工艺技术,中国海上油气,2004, 16( 5)。4, 徐孝轩 宫 敬等:多相流管道清管研究概况,中国海上油气,2003, 15 ( 4)。5, 徐孝轩) 宫敬 ) : J. 2005,48( 324) 徐孝轩 宫 敬:水平管中油水两相流动研究进展,化工机械,2006, 33( 1)。7, D P: 8836, 穆 红:油水水平管流试验研究(硕士论文) ,中国石油大学(北京) , 2001。9, 陈 杰:油2水两相管流流动规律的研究(博士论文) ,中国石油大学(北京) , 2001。10, 海元) , 敬) : 28, 徐孝轩 宫 敬:水平管中油气水两相流动研究进展,化工机械, 2005, 32( 6)。12, T : J. 1992, 18( 3) 李玉星 冯叔初:管道内天然气水合物形成的判断方法,天然气工业, 1999, 19( 2)。14, . , P, N et H T U 29, : of of rt 29, 2000.#6# 油 气 储 运 2007年 第26卷第12期 油 气 储 运{  ý \热油管道低输量运行的安全分析及评价  * ñ ü > y ƒ ¢ Ü(辽宁石油化工大学)缪 娟 吴 明等: £ ² 5 ¡ ® {   › ¥ ½ † s  # ß N ,油气储运, 2007, 26(12) 7~ 11。K 1 针对热油管道低输量运行时安全性下降的问题,采用故障树方法分析了低输量管道易发生不稳定运行的原因,并依此建立了低输量热油管道的安全检查表评价系统。通过对低输量管道的安全评价,了解管道运行的安全程度,找出安全隐患并进行整改,以保证管道的长期安全运行。ö 5 M 热油管道 低输量运行 安全性 分析 评价由于油田开采能力下降、上游分流等原因,我国有多条热油管道处于低输量运行状态,即输量低于设计允许的最低输量。一条已建成的热油长输管道,其加热能力和压力供给能力是确定的,只能在一定范围内变化,当输量处于设计输量范围时,才能保证热油管道运行的安全性与经济性[ 1]。管道的实际输量与管道的原设计输量相差越大,管道实际运行的安全性也就越差。因此,有必要对低输量热油管道进行安全分析,并评价其运行的安全程度,以保证管道的安全平稳运行。一、低输量热油管道安全分析当热油管道输量减少时,管内流速降低,使得管道的热损失加快,轴向温降加大。而我国盛产/三高0(高含蜡、高粘度、高凝点)原油,温度越低,其流动性能越差。因此,一旦外部条件发生变化,热力条件不能满足,低输量管道会很快进入不稳定运行状态。如果不及时处理,就会陷入输量越小、摩阻越大的恶性循环,甚至可能导致停输、凝管事故的发生。16, 黎兴文 杨贵模 石金华(译) :清管保证管道畅通,对管道除蜡的清管频率评估( 3750) , 国外油田工程, 2004,20( 11)。17, 徐孝轩 宫 敬:海底混输管道严重段塞的预测与控制,海洋工程, 2005, 23 ( 4)。18, E : 1964, 62( 24) ; 62( 25) ; 62(26) ; 62( 27) : of T , : 1995, 10( 4) L A 8545, C R : 19989208, H A 1997 8841, 梁志鹏:油气两相流管道瞬态特性研究,西安交通大学(西安) ,1997。25, 李玉星 冯叔初:水平气液混输管道清管操作试验与数值模拟技术,化工学报, 2004,55( 2)。26, 洪 毅 毕晓星:多相流量计的研究及应用,中国海上油气,2003, 15 ( 4)。(收稿日期: 2006212214)I  : 刘春阳* 113001,辽宁省抚顺市;电话: 13470589663。#7#T € º · m Ä 工程师, 1978年生, 2001年毕业于江苏石油化工学院油气储运专业, 2006年毕业于中国石油大学(北京)油气储运专业,获博士学位,现在中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院地面工程研究所从事油气集输、油气田地面工程的规划和研究工作。  1972年生, 1994年毕业于抚顺石油学院油气储运专业,现为辽宁石油化工大学油气储运专业在读硕士。¦ k ¼ 高级工程师, 1957年生, 1982年毕业于大庆石油学院油气田开采专业,现在中国石油管道公司科技中心从事油气储运工艺研究工作。> k ê 1981年生, 2004年毕业于中国人民解放军后勤工程学院油气储运专业,现为长沙市国防科技大学信息系统与管理学院管理科学与工程专业在读博士。 Ø 副教授, 1975年生, 2004年毕业于西南石油大学油气储运专业,获博士学位,现在西南石油大学石油工程学院从事油气储运方面的教学与研究工作。ñ S Ñ 教授, 1961年生, 1988年毕业于华东理工大学流体机械与流体动力工程,现在大庆石油学院土木工程学院任教并从事科研工作。y o 助理工程师, 1980 年生, 2004 年毕业于中国石油大学(华东)油气储运专业, 2007 年毕业于中国石油大学(华东)油气储运专业,获硕士学位,现在中国石油天然气管道工程有限公司从事管道设计工作。Ô i Û 工程师, 1970年生, 2005年毕业于中国石油大学(北京)石油天然气储运工程专业,获硕士学位,现在辽宁工程技术大学从事教学及科研工作。u ö + 高级工程师, 1965年生, 1988年毕业于石油大学(北京)石油机械专业,获硕士学位,现在江苏工业学院从事教学与科研工作,中国石油大学(华东)在读博士生。ë T Ø 工程师, 1978年生, 2004年毕业于中国石油大学(北京)油气储运专业,现在中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院海外中心主要从事新项目评价、投资估算的研究工作。> ¡ o 助理工程师 1979年生, 2002年毕业于辽宁石油化工大学化机业, 2005 年毕业于辽宁石油化工大学油气储运专业,获硕士学位,现在中国石油天然气管道工程有限公司从事管道设计工作。; » ‡ 工程师, 1969年生, 1993年毕业于西南石油学院石油储运专业,现在西南油气田分公司重庆气矿从事天然气计量技术管理工作。 ’ Y 工程师, 1971年生, 1996年毕业于西南石油学院石油储运专业,现在中国石油天然气管道第四工程公司顶管工程管理中心工作。> Ð 助理工程师, 1975年生, 1996年毕业于新疆石油学院钻井工程专业, 2005 年毕业于中国石油大学(北京)油气储运工程专业,获工学硕士学位,现在北京华油天然气有限责任公司大港储气库分公司工作。Ú ? ; 高级工程师, 1961年生, 1982年毕业于同济大学工测专业,现任中国石油管道朗威监理有限责任公司副总经理。Ù  S 高级工程师, 1958年生, 1984年毕业于沈阳化工学院仪表自动化专业,现在中国石化集团管道储运公司潍坊输油处工作。#62# 油 气 储 运 2007年
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