长庆油由输油管道除垢车

㈠ 管道除垢方法

水管中的水垢一般来是由于使源用热水器, 水被加热后产生的水垢吸附在管壁上形成的, 时间久了, 严重的会完全堵塞管路, 管路一旦堵塞, 那就只有更换水管了, 特别现在多数人家装时都把水管埋在墙里, 一旦堵塞, 那可是大麻烦, 所以一定要在管路没有完全堵死前及时除垢.
除垢的话, 可以用 热水器免拆除垢器, 它是一套可以不用拆装热水器就可以给热水器内部和热水管路注入除垢剂的工具, 结构简单, 人人都可操作, 详情可上网络或搜狗上查一下, 网上有的

㈡ 长庆油田和中石化西北局哪个好，我是石油工程的本科生

我今年7月刚转正（本科） 拿的最低工资 待遇一般 比不上中石油 每月工资+补贴-所得税-各种保险-各种金=约5500（如果采油厂约5800） 奖金全年1万左右 过节费+购物卡=约1.2万 一年4个月带薪休假（女职工5个月） 休假期间工资约4000
如果你获得晋升 工资 福利涨的很快！ 本科一般都要到前线工作，生活单调，寂寞，不知你能否承受（如果没人，本科不可能调到乌市）！如果你是研究生，能会直接留在乌市总部！ 关于工作环境，补充一下，整个西北局，截止2010年9月 职工约4000人 现对于一个年产700万吨的油田来说 所有人不会直接参与生产 基本都是管理人员 科研 监管乙方 对于女孩，99.9%不会出野外！ 关于气候 风沙有些 毕竟在沙漠边缘，主要在春秋刮风，夏天太阳大，很晒，但女孩基本没有出去的机会，直接在办公室吹空调。我最喜欢这里的冬天，只有夜晚才回到零下，白天基本是零上！因为冷空气都被天山阻隔了！ok，就写这些了

㈢ 中国石油工业发展现状及前景

一、中国石油工业的特点

1.油气储产量不断增长

近年来，中国石油企业加大勘探开发力度，油气储产量稳中有升，诞生了一批大型油气生产基地。

中国石油天然气股份有限公司油气新增探明石油地质储量连续3年超过5亿吨，新增天然气三级储量超过3000亿立方米;先后在鄂尔多斯等盆地发现4个重大油气储量目标区，落实了准噶尔盆地西北缘等7个亿吨级以上石油储量区和苏里格周边等3个数千亿立方米的天然气储量区。经独立储量评估，2006年中国石油天然气集团公司(以下简称“中石油”)实现石油储量接替率1.097，天然气储量接替率4.37，均超过了预期目标，为油气产量的持续稳定增长提供了资源基础与此同时，中石油一批较大油气田相继投入开发，油气业务实现持续增长。长庆油田原油产量一举突破1000万吨，标志着中国石油又一个千万吨级大油田诞生。地处鄂尔多斯盆地的中国储量最大、规模最大的低渗透苏里格气田投入开发，成为世界瞩目的焦点。塔里木油田的天然气产量突破100亿立方米，西气东输资源保障能力增强。西南油气田的年产油气当量突破1000万吨，成为我国第一个以气为主的千万吨级油气田，也是国内第6个跨入千万吨级的大油气田。2006年，中石油新增原油生产能力1222万吨，天然气生产能力91亿立方米。

中国石油化工股份有限公司在普光外围、胜利深层、东北深层等油气勘探获得一批重要发现。全年新增探明石油储量2.3亿吨，探明天然气储量约1600亿立方米，新增石油可采储量约4500万吨，天然气可采储量约739亿立方米。2006年4月3日，中国石油化工集团公司(以下简称“中石化”)正式对外宣布发现了迄今为止中国规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田———普光气田，受到国内外广泛关注。经国土资源部审定，普光气田到2005年末的累计探明可采储量为2511亿立方米，技术可采储量为1883.04亿立方米根据审定结果，该气田已具备商业开发条件，规划到2008年实现商业气量40亿立方米以上，2010年实现商业气量80亿立方米。

中国海洋石油有限公司2006年在中国海域共获得10个油气发现，其中包括中国海域的第一个深水发现———荔湾3－1，并有6个含油气构造的评价获得成功。该公司2006年实现储量替代率199%，年内新增净探明储量4676万吨油当量。截至2006年年底，中国海洋石油有限公司共拥有净探明储量约3.56亿吨油当量。

2006年，全国共生产原油1.84亿吨，同比增长1.7%;生产天然气585.5亿立方米，同比增长19.2%其中，中石油生产原油1.07亿吨，再创历史新高;生产天然气442亿立方米，连续两年增幅超过20%;中石油的油气产量分别占国内油气总产量的58%和76%。连同海外权益油在内，当年中石油的油气总产量达到1.49亿吨油当量，同比增长4.9%。中石化原油生产量超过4000万吨，同比增长2.28%;生产天然气超过70亿立方米，同比增长15.6%。中石化“走出去”战略获得重要进展。预计海外权益油产量达到450万吨，增长了1.2倍。随着中国海洋石油有限公司的涠州6－1油田、曹妃甸油田群、惠州19－1油田、渤中34－5、歧口17－2东、惠州21－1等油气田的先后投产，全年该公司共生产油气4033万吨油当量，较上年增长3.4%，比3年前增长了21%。

2.经济效益指标取得进展

近年来，国际油价持续高涨，2007年底一度接近100美元/桶。在高油价的拉动下，中国石油工业的油气勘探开发形势较好，收获颇丰。2006年，中国石油行业(包括原油和天然气开采业、石油加工业)全年实现现价工业总产值20132亿元，工业增加值6371亿元，产品销售收入19982亿元，利润3227亿元，利税4713亿元，分别较上年增长26.3%、35.8%、27.8%、18.2%和22.2%

2006年，三大国家石油公司突出主营业务的发展，在全力保障国民经济发展对油气需求的同时，创造了良好的经营业绩，各项主要经济指标再创新高，经济实力显著增强。但是，受油价下降等多方面因素的影响，各公司的利润增幅均有大幅降低。尤其是中石油，该公司2005年的利润增长了38%，但2006年仅增长4.3%。中国海洋石油总公司(以下简称“中海油”)的利润增长率也下降了一半以上。

3.炼油和乙烯产能快速增长

近年来，国内油品需求增长较上年加快。面对持续增长的市场需求，中国炼油行业克服加工能力不足、国内成品油价格和进口成品油价格倒挂、检修任务繁重等困难，精心组织生产，主要装置实现满负荷生产。2006年全年共加工原油3.07亿吨，比上年增长6.3%，但增幅回落了0.2个百分点。其中，中石油加工原油1.16亿吨，增长4.8%;中石化加工原油1.46亿吨，增长4.6%。

全年全国共生产成品油1.82亿吨，比上年增长4.5%，增幅同比回落2.6个百分点。其中，汽油产量为5591.4万吨，比上年增长3.7%;柴油产量为1.4万吨，比上年增长5.5%;煤油产量为960万吨，比上年下降2.9%。中石油生产成品油7349万吨，比上年增长3.3%。其中汽油产量为2408.3万吨，增长4.81%;柴油产量为4605.17万吨，增长2.53%;煤油产量为333.45万吨，增长4.8%。中石化约生产成品油1.6亿吨。其中汽油产量为2546.0万吨，增长1.37%;柴油产量为6161.58万吨，增长5.83%;煤油产量为635.40万吨，下降4.15%(表1－1)。

由于乙烯需求的快速增长，我国加快了乙烯产能建设的步伐。2006年我国乙烯总产量达到941.2万吨，增长22.2%。其中，中石油的产量为207万吨，增长9.5%;中石化为633万吨，增长15.3%，排名世界第4位。长期以来，我国的乙烯领域为中石化、中石油两大集团所主导，但随着中海油上下游一体化战略的推进，尤其是中海壳牌80万吨乙烯项目于2006年年初建成投产后，其在2006年的乙烯产量就达到了64.62万吨。我国乙烯生产三足鼎立的格局已现雏形(表1－2)。

表1－1 2006年全国原油加工量和主要油品产量单位:万吨

资料来源:三大石油集团及股份公司网站。

2005年国家发布了《乙烯工业中长期发展专项规划》和《炼油工业中长期发展专项规划》，使我国炼化工业的发展方向更为明确，势头更加迅猛。我国一大批炼化项目建成投产或启动。吉林石化70万吨/年、兰州石化70万吨/年、南海石化80万吨/年、茂名石化100万吨/年乙烯新建或改扩建工程建成投产;抚顺石化100万吨/年、四川80万吨/年、镇海炼化100万吨/年乙烯工程，以及天津石化100万吨/年乙烯及配套项目开工建设。2009年镇海炼化100万吨/年乙烯工程投产后，镇海炼化具有2000万吨/年炼油能力和100万吨/年乙烯生产能力，成为国内炼化一体化的标志性企业。值得一提的是，总投资为43.5亿美元、国内最大的合资项目———中海壳牌南海石化项目的投产，标志着中国海油的上下游一体化发展迈出实质性步伐，结束了中海油没有下游石化产业的历史。

2006年是多年来中国炼油能力增长最快的一年。大连石化新1000万吨/年、海南石化800万吨/年炼油项目，以及广州石化1300万吨/年炼油改扩建工程相继建成投产;大连石化的年加工能力超过了2000万吨，成为国内最大的炼油生产基地。与此同时，广西石化1000万吨/年炼油项目也已开工建设。可以看出，我国的炼化工业正在向着基地化、大型化、一体化方向不断推进。

2006年，我国成品油销售企业积极应对市场变化，加强产运销衔接，优化资源流向，继续推进营销网络建设，努力增加市场资源投放量。中石油全年销售成品油7765万吨，同比增长1.3%，其中零售量达4702万吨，同比增长23.3%。中石化销售成品油1.12亿吨，增长6.7%。中石油加油站总数达到18207座，平均单站日销量7.8吨，同比增长16.7%。中石化的加油站数量在2006年经历了爆发式增长，通过新建、收购和改造加油站、油库，进一步完善了成品油网络，全年新增加油站800座，其自营加油站数量已经达到2.8万座，排名世界第3位。

4.国际合作持续发展

近年来，中国国有石油公司在海外的油气业务取得了进展，尤其是与非洲国家的油气合作有了很大发展，合作的国家和地区不断扩大。

中石油海外油气业务深化苏丹、哈萨克斯坦和印度尼西亚等主力探区的滚动勘探，稳步开展乍得等地区的风险勘探，全年新增石油可采储量6540万吨。同时加强现有项目的稳产，加快新项目上产，形成了苏丹1/2/4区、3/7区及哈萨克斯坦PK三个千万吨级油田。2006年，中石油完成原油作业量和权益产量分别为5460万吨和2807万吨，同比分别增长1877万吨和804万吨;天然气作业产量为57亿立方米，权益产量为38亿立方米，同比约分别增长17亿立方米和10亿立方米在苏丹，中石油建成了世界上第一套高钙、高酸原油延迟焦化装置，3/7区长输管道工程也投入运营;该公司还新签订乍得、赤道几内亚和乌兹别克斯坦等9个项目合同，中标尼日利亚4个区块;海外工程技术服务新签合同额31.9亿美元，业务拓展到48个国家，形成了7个规模市场。在国内，中石油与壳牌共同开发的长北天然气田已正式投入商业生产，并向外输送天然气。

中石化“走出去”获得重要进展。2006年，中石化完成海外投资约500亿元，获得俄罗斯乌德穆尔特石油公司49%的股权，正在执行的海外油气项目达到32个，初步形成发展较为合理的海外勘探和开发布局。中石化全年新增权益石油可采储量5700万吨，权益产量达到450万吨。该公司还积极开拓海外石油石化工程市场，成功中标巴西天然气管道、伊朗炼油改造等一批重大工程项目。在国内，中石化利用其在下游领域的主导地位，与福建省、埃克森美孚及沙特阿美在2007年年初成立了合资企业“福建联合石油化工有限公司”、“中国石化森美(福建)石油有限公司”。两个合资企业的总投资额约为51亿美元，成为中国炼油、化工及成品油营销全面一体化中外合资项目。项目将把福建炼化的原油加工能力提高到1200万吨/年，主要加工来自沙特的含硫原油;同时建设80万吨/年的乙烯裂解装置，并在福建省管理和经营大约750个加油站和若干个油库。此前，中石化与BP合资的上海赛科90万吨/年乙烯、同巴斯夫公司合资的扬巴60万吨/年乙烯项目已于2005年建成投产。

目前，在政府能源外交的推动下，中国企业“出海找油”的战略已初见成效。但随着资源国对石油资源实行越来越严格的控制，中国企业在海外寻油的旅途上也将面临更多的困难与障碍。

5.管道网络建设顺利进行

我国油气管道网络建设继续顺利推进，并取得了丰硕的成果。目前，我国覆盖全国的油气骨干管网基本形成，部分地区已建成较为完善的管网系统。

原油管道:阿拉山口—独山子原油管道建成投产，使中国首条跨国原油管道———中哈原油管道全线贯通，正式进入商业运营阶段;总长度为1562千米的西部原油成品油管道中的原油干线已敷设完成。

成品油管道:国家重点工程———西部原油成品油管道工程中的成品油管道建成投产，管道全长1842千米，年设计量为1000万吨;干支线全长670千米、年输量300万吨的大港—枣庄成品油管道开工建设;中石化的珠三角成品油管道贯通输油，管道全长1143千米，设计年输量为1200万吨，将中石化在珠三角地区所属的茂名石化、广州石化、东兴炼厂和海南石化等炼油基地连接在一起，有利于资源共享，优势互补，对于提高中石化在南方市场的竞争力有着重要意义。

2006年是中国液化天然气(LNG)发展史上的里程碑。中国第一个LNG试点项目———广东液化天然气项目一期工程投产并正式进入商业运行;一期工程年接收量为260万吨的福建液化天然气项目与印度尼西亚签署了液化天然气的购销协议，资源得到落实;一期工程年进口量为300万吨的上海液化天然气项目开工建设，并与马来西亚签订了液化天然气购销协议。在我国，经国家核准的液化天然气项目有10余个。在能源供应日趋紧张、国际天然气价格持续走高的情况下，气源问题将成为制约中国LNG项目发展的最大瓶颈。

6.科技创新投入加大

科学技术是第一生产力，也是石油企业努力实现稳定、有效、可持续发展的根本。2005年中石油高端装备技术产品研发获得重大突破，EI－Log测井装备和CGDS－I近钻头地质导向系统研制成功。这两项完全拥有自主知识产权的产品均达到或接近国际先进水平，打破了外国公司对核心技术的垄断。中石油全年共申请专利800余项，获授权专利700项，7项成果获国家科技进步奖和技术发明奖，登记重要科技成果600项。2006年，中石油优化科技资源配置、加快创新体系建设令人瞩目。按照“一个整体、两个层次”的架构，相继组建了钻井工程技术研究院、石油化工研究院，使公司层面的研究院已达到8家，覆盖公司10大主体专业、支撑7大业务发展的20个技术中心建设基本完成，初步形成“布局合理、特色鲜明、精干高效、协同互补”的技术创新体系。

中石化基本完成了生产欧Ⅳ标准清洁成品油的技术研究，为油品质量升级储备了技术;油藏综合地质物理技术、150万吨/年单段全循环加氢裂化技术等重大科技攻关项目顺利完成;空气钻井、高效柴油脱硫催化剂等一批技术得到应用;一批自主开发的技术成功应用于新建或改造项目，特别是海南炼油、茂名乙烯的建成投产，标志着中石化自主技术水平和工程开发能力迈上了一个新台阶。中石化及合作单位的“海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光气田的发现”的理论和技术成果，带动了四川盆地海相深层天然气储量增长高峰，推动了南方海相乃至中国海相油气勘探的快速发展，是中国海相油气勘探理论的重大突破，获得了2006年度国家科技进步一等奖。2006年，中石化共申请专利1007项，获得中国专利授权948项，其中发明专利占74%;申请国外专利97项，获得授权61项。

中海油2006年的科技投入超过20亿元，约占销售收入的1.3%，产生了一批有价值的科技成果。“渤海海域复杂油气藏勘探”、“高浓缩倍率工业冷却水处理及智能化在线(远程)监控技术”荣获2006年国家科技进步二等奖。渤海复杂油气藏勘探理论和技术研究取得突破，发现、盘活了锦州25－1南、旅大27－2等一批渤海复合油气藏和特稠油油群，该公司的海上稠油开发技术达到了世界先进水平。

7.加强可再生能源发展

我国国有石油公司明显加强了可再生能源的发展，尤其是在生物柴油的开发上有了实质性的突破，彰显了从石油公司向能源公司转型的决心和勇气。

中石油与四川省政府签订了合作开发生物质能源框架协议，双方合作的目标是“共同实施‘四川省生物质能源产业发展规划’，把四川建设成‘绿色能源’大省、清洁汽车大省;‘十一五’共同建成年60万吨甘薯燃料乙醇、年产10万吨麻风树生物柴油规模”;与国家林业局签署了合作发展林业生物质能源框架协议，并正式启动云南、四川第一批面积约为4万多公顷的林业生物质能源林基地建设，建成后可实现每年约6万吨生物柴油原料的供应能力。到“十一五”末，中石油计划建成非粮乙醇生产能力超过200万吨/年，达到全国产能的40%以上;形成林业生物柴油20万吨/年商业化规模;支持建设生物质能源原料基地达40万公顷以上，努力成为国家生物质能源行业的领头军。

中石化年产2000吨生物柴油的试验装置已在其位于河北省的生物柴油研发基地建成，成为迄今国内具有领先水平的标志性试验装置，为我国生物柴油产业开展基础性研究和政策制定，提供了强有力技术平台与支撑。中国海洋石油基地集团有限公司与四川攀枝花市签订了“攀西地区麻风树生物柴油产业发展项目”备忘录，计划投资23.47亿元，建设年产能为10万吨的生物柴油厂。

目前，我国生物柴油的发展十分迅猛，但存在鱼龙混杂的现象。国有大企业介入生物柴油领域，不仅可以提高企业自身的可持续发展能力，对整个生物柴油行业的规范化发展也是很有益的。

二、中国石油工业存在的问题

1.油气资源探明程度低，人均占有量低

我国油气资源丰富，但探明程度较低，人均占有量也较低。根据全国6大区115个含油盆地新一轮油气资源评价的结果，我国石油远景资源量为1085.57亿吨，其中陆地934.07亿吨，近海151.50亿吨;地质资源量765.01亿吨，其中陆地657.65亿吨，近海107.36亿吨;可采资源量212.03亿吨，其中陆地182.76亿吨，近海29.27亿吨。尽管我国油气资源比较丰富，但人均占有量偏低。我国石油资源的人均占有量为11.5～15.4吨，仅为世界平均水平73吨的1/5～1/6;天然气资源的人均占有量为1.0万～1.7万立方米，是世界平均水平7万立方米的1/5～1/7。与耕地和淡水资源相比，我国人均占有油气资源的情形更差些

2.油气资源分布不均

全国含油气区主要分布情况是:东部，主要包括东北和华北地区;中部，主要包括陕、甘、宁和四川地区;西部，主要包括新疆、青海和甘肃西部地区;西藏区，包括昆仑山脉以南、横断山脉以西的地区;海上含油气区，包括东南沿海大陆架及南海海域。

根据目前油气资源探明程度，从东西方向看，油气资源主要分布在东部;从南北方向上看，绝大部分油气资源在北方。这种油气资源分布不均衡的格局，为我国石油工业的发展和油气供求关系的协调带来了重大影响。从松辽到江汉和苏北等盆地的东部老油区占石油储量的74%，以鄂尔多斯和四川盆地为主体的中部区占5.77%，西北区占13.3%，南方区占0.09%，海域占6.63%。而海域中渤海占全国储量的4%。2000年，随着更多的渤海大中型油田被探明，海上也表现出石油储量北部多于南部的特点。

目前，我国陆上天然气主要分布在中部和西部地区，分别占陆上资源量的43.2%和39.0%。天然气探明储量集中在10个大型盆地，依次为:渤海湾、四川、松辽、准噶尔、莺歌海－琼东南、柴达木、吐－哈、塔里木、渤海、鄂尔多斯。资源量大于l万亿立方米的有塔里木、鄂尔多斯、四川、珠江口、东海、渤海湾、莺歌海、琼东南、准噶尔9个盆地，共拥有资源量30.7万亿立方米

3.供需差额逐渐加大

最近5年，石油消费明显加快。2006年全国石油消费量达到3.5亿吨，比2000年净增1.24亿吨。

到2020年前，我国经济仍将保持较高速度发展，工业化进程将进一步加快，特别是交通运输和石油化工等高耗油工业的发展将明显加快。此外，城镇人口将大幅上升，农村用油的比重也将增加。多种因素将使我国石油需求继续保持快速增长。在全社会大力节油的前提下，如果以平均每年的石油需求量大体增加1000万吨的规模估计，到2020年，我国石油需求量将接近5亿吨;进口量3亿吨左右，对外依存度(进口量占总消费量的比率)约60%，超过国际上公认的50%的石油安全警戒线。我国石油安全风险将进一步加大

4.原油采收率较低，成本居高不下

俄罗斯的原油平均采收率达40%，美国为33%～35%，最高达70%，北海油田达50%，国外注水大油田的采收率为50%左右。我国的平均采收率大大低于这一水平。原油包括发现成本、开发成本、生成成本、管理费用和财务费用等在内的完全成本，目前与国际大石油公司相比，我国原油的完全成本非常高。1998年，中石油和中石化重组之前，我国的石油天然气产量一直作为国家指令性计划指标，为保证产量任务的完成，在资金不足的情况下，只有将有限资金投向油气田开发和生产;而在新增可动用储量不足的情况下，只有对老油田实行强化开采，造成油田加速进入中后开发期，综合含水上升很快，大大加速了操作费用的上升。重组后的中石油，职工总数很多，原油加工能力不高，这就导致人工成本太高，企业组织形式不合理，管理水平不高。各油田及油田内部各单位管理机构臃肿，管理层次很多。预算的约束软，乱摊乱进名目不少。在成本管理上，没有认真实行目标成本管理，加之核算制度不够严格和科学，有时还出现成本不实的现象。

5.石油利用效率总体不高

我国既是一个石油生产大国，又是一个石油消费大国，同时也是一个石油利用效率不高的国家。以2004年为例，我国GDP总量为1.9万亿美元，万美元GDP消耗石油1.6吨。这个数字是当年美国万美元石油消费量的2倍，日本的3倍，英国的4倍。目前，国内生产的汽车发动机，百公里油耗设计值比发达国家同类车要高10%～15%。我国现阶段单车平均年耗油量为2.28吨，比美国高21%，比德国高89%，比日本高115%。要把我国2020年的石油总消费量控制在5亿吨以内，就要求在过去15年石油消费的平均增长水平上，每年降低25%以上。以上情况，一方面，说明我国节约用油的潜力很大;另一方面，也反映出节约、控制石油消费过快增长的难度相当大

6.石油科技水平发展较低

我国石油科技落后于西方发达国家，科研创新能力更差。基础研究水平差，大部分基础研究工作只是把国外较为成熟的理论和方法在我国加以具体运用。如地震地层学、油藏描述、水平井技术和地层损害等。另外，国外还有许多先进理论尚未引起国内足够的重视，如自动化钻井、小井眼钻井、模糊理论在油藏工程中的应用等。基础研究的这种局面表现为我国科研工作的创新能力差，缺乏后劲，技术创新能力不足，科技成果转化率不高，科技进步对经济增长的贡献率低。

㈣ 管道防垢除垢这个怎么用呢原理是什么啊

先用我公司研制的全浩实时在线水处理器（除垢仪），公司产品已在制糖行内业，电厂煤灰管道输容送上使用多台，效果不错。另外公司还有UPS超声波水处理器（水除垢仪）能快速去除管道内的老垢。具体请登录郑州全浩科技网站了解。

㈤ 石油管道

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）。

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”。

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。

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，野战为乐”的响亮口号。鲁宁线1975年10月20日正式开工。1978年7月建设投产，全长652.58公里，年输能力2000万吨，由管道勘察设计院设计，管道一、二、三公司施工。

东营至辛店（东辛线），1965年元月开工，12月完工投产。全长79.36公里，设计年输油能力540万吨，支线7.5公里。

临邑至济南（临济线），1973年建成投产，全长67.3公里，年输油能力110万吨，穿越大型河流3处（黄河、徒骇河、小清河），黄河穿越采用顶管方式施工。

临邑复线，1991年建成投产。全长69.5公里，年输油能力150万吨。复线穿越大小河流41处，干线公路7处，铁路3处，黄河穿越采用冲砂沉降法施工，临齐线、临济复线由胜利油田设计院设计，胜利油田建设公司施工。

东营至黄岛（东黄线），1973年建设，1974年7日投产，原长248.93公里，由胜利油田设计院设计，胜利油田建设公司施工。管道局接管后，1984年对全线进行了技术改造。管线全长245.32公里，年输油能力1000万吨。1986年7月，东黄复线建成后，东黄线随即扫线停输。1998年8月23日恢复输油（东黄线输胜利油，东黄复线改输进口油），改造和恢复工程，由原管道勘察设计院设计，管道四公司和胜利输油公司所属管道安装公司施工。

东黄复线，1985年开工，1986年7月17日投产。全长248.52公里，设计压力6.5兆帕，年输油能力2000万吨。这是中国建设的第一条自动化输油管道，由管道勘察设计院设计，自动化部分与国外公司联合设计，管道二、三公司施工。

陆上成品油管道

中国最早的长距离的成品油管道是1973年开工修建的格接成品油管道，起自青海省格尔木市，终于西藏自治区拉萨市。1977年10月全部工程基本均完工。管道全长1080公里，年输送能力25万吨。

格拉成品油管道由中国人民解放军总后勤部组织修建，由总后勤部青藏兵站部输油管线团进行格拉线穿越长江源头楚玛尔河、沱沱河、通天河等108处河流，翻越昆仑山、唐古拉山等9座大山。有900多公里管道处于海拔4000米以上（最高处5200多米）的严寒地区，有560公里铺设在常年冻土地带。冻土层厚度从几米到上百米，有冰椎、冰丘、爆炸克水鼓丘，还有厚层地下水，热融滑塌等特殊不良地质现象。难题多，施工难度非常大。格拉线是国内首次采用的顺序输送工艺，顺序输送汽油、柴油、航空煤油和灯用煤油4个品种5种型号的油品。为青藏公路沿线加油站和拉萨供油，军地两用。

格拉线通油之后，不仅有利于边防战备，也为世界屋脊的西藏注入了生机，创造了经济繁荣。可以说石油流向哪里，哪里的经济生活就发生质的变化，从而确立了“石油经济”的西藏的特殊地位。

距离较长的成品油管道还有1995年建成的抚顺石化至营口鲅鱼圈管道，全长246公里；1999年建成天津滨海国际机场和北京首都国际机场的管道，全长185公里；2000年10月22日开工建设的兰州至成都至重庆的管道，全长1200多公里，目前正在建设中。

西北地区输气管道

靖边至北京的陕京线，是国家的重点工程，也是早期西气东输的骨干工程，为目前国内建设水平最高的输气管道。

靖边至北京的陕京线，是国内第一条长距离、大口径和高度自动化的输气管道。1996年3月开工，1997年9月10日建成，全长918.42公里，设计压力6.4兆帕，年输气能力不加压13.2亿立方米。投产后二期加压站（榆林压气站）于1999年11月10日建成，年输气能力达到22亿立方米。三期加压（黄河西及应县加压站）于2000年11月15日建成，年输气能力达到33亿立方米。

陕京干线起自陕西省靖边县长庆气田天然气净化厂首站，终于北京石景山区衙门口北京末站，途经陕西、山西、河北、北京3省一市22个县，并穿过3条地震带，翻越吕梁山、恒山、太行山3座山脉，穿越无定河、秃尾河、窟野河、黄河、永定河5条大河。全线穿越河流230处、铁路21处，大型公路131处。为了适应调峰需要，2000年1月6日建成大张坨地下贮气库和118.5公里配套管线工程，调峰能力为500万立方米/日，年有效调峰量6亿立方米。

陕京线各项工程采用了国际公认的先进标准。陕京线由管道设计院与国外公司合作设计，管道一、二、三公司，大庆、长庆、四川油建公司参加施工。

鄯乌线（鄯善至乌鲁木齐），1995年9月26日开工，1996年9月30日完工，1997年3月10日正式供气。全长301.6公里。穿越河流6处、铁路6处、公路79处。

鄯乌线是国内自动化程度较高的输气管道。首次采用环氧粉末喷涂防腐。国内首次采用同沟敷设有通信光缆，长度310.78公里。

鄯乌线也是陆上首次按照国际惯例组织施工的大型项目。引入了监理制（监理范围：从初步设计、施工图设计、施工、试运、验收及投运一年的全过程监理）和第三方质量监督制。工程采用了总承包方式，又称“交钥匙工程”，也是国际工程市场通用的做法。

新疆塔里木油田，有油藏也有气藏。气藏储藏丰富，开发远景大，1996年累计探明天然气储量305.23亿立方米，1996年开始敷设输气管道。20世纪末，探明天然气储量已达5000多亿立方米。已建输气管道有塔轮线、轮库线，西气东输至上海的干线也从这里为起点。

塔中至轮南（塔轮线）。1995年7月1日开工，1996年8月16日竣工，全长302.15公里，塔轮线也是中国第一条沙漠气线，与塔轮输油管线和通信光缆同沟敷设。

其他地区输气管道

河南濮阳至沧州（中沧线）。1985年4月1日开工，1986年4月28日完工，8月7日向沧州化肥厂供气。全长361.89公里，设计压力5.1兆帕，年输气能力6亿立方米。管道穿越铁路4处、公路38处、河流92处。首站装有引进的半人马座T4500型燃气轮机及两台离心式压缩机和配套的附属设备，是国内输气管道第一次采用压气设备。1999年19月20日更换新管，10月22日恢复运行。管道技术公司封堵作业处进行作业，原管道勘察设计院设计，管道二、三公司施工。

西北地区原油管道

西北地区是50年代初全国石油勘探的重点地区。1958年在甘肃兰州建成了中国第一座引进的现代化炼油厂——兰州炼油厂。1958年12月建成的克拉玛依至独山子原油管道，标志了中国长输管道建设史的起点。西北地区原油管道总长.7公里。

花格线起于青海省西州境内的花土沟油砂山（油田集中处理），终于青海省格尔木市南郊，向格尔木炼油厂供油。1987年9月开工，1990年9月21日正式投产输油，全长435.6公里，设计压力6.27兆帕，年输油能力100万吨。由管道勘察设计院设计，管道一、三公司施工。1977年分两期进行改扩建，输油能力达到200万吨。花格线采用的明线载波远程控制自动化系统，在国内尚属首次。花格线也是在高原地区敷设的第一条原油管道，管线最高点大乌斯山，海拔高度342米。

轮库线（轮南至库尔勒）是塔里木油田的第一条原油外输管道，原油轮至库尔勒后装火车处运，1991年7月2日开工，1992年7月1日竣工投产。全长191.79公里，年输能力100万吨至300万吨，管道勘察设计院设计，管道二公司施工。在设计施工中采用了多项新技术。例如，运用卫星遥感和卫星定位技术，优化了线路走向；自动化控制使用汉语进行操作，交互式图象、图形、语言综合传输对生产单体进行监视管理；利用太阳能和风力发电，作为阴极保护电源等等。

塔轮线（塔中至轮南）是我国的第一条流动性沙漠管线，75％处于塔克拉玛干大沙漠中。1995年7月1日开工，1996年8月16日竣工投产，年输油能力100至600万吨。塔轮线全线302.15公里，同沟敷设有输气管道和通信光缆。

库尔勒至鄯善（库鄯线），这条管道是国内首次采用高压力、大站距方案，首次采用钢级为X65的钢管。1996年6月开工，1997年6月30日竣工投产。全长475公里，设计压力8兆帕，设计年输能力，一期500万吨，二期1000万吨，全线采用先进的管道自动化（PAS）系统，管道穿越河流、沟渠、铁路公路33处，开都河宽736.4米，定向钻穿越，原管道勘察设计院与意大利斯南普及堤公司联合设计，管道一、二、三公司，管道电信公司，四川油建，中原油建，洛阳公司等单位共同施工。

马惠宁线（马岭至惠安堡至中宁）全长164公里，年输油能力350万吨，1978年8月开工，1979年6月投产。跨越河流、洪沟44处，穿越河流34处，铁路2处，公路41处，管道勘察设计院设计，管道三公司施工。

㈥ 管道除垢用什么方法

• 1

  化学清洗

  化学清洗管道是采用化学药剂，比如自来水管道水垢清洗剂对管道进行化学清洗。该清洗剂具有灵活性强，对管道形状无要求，清洗彻底等特点。自来水管道水垢清洗剂不仅可以用于工业管道清洗，也可用于生活用水管道的清洗，无腐蚀，可放心使用。

  

注意事项

• 第一段洗净后，将第二段的下堵口堵死，打开第一段的堵口，使清洗液流入第二段清洗，若清洗液浓度不够，可采取部分更换或全部更换，直至洗净。

希望以上的回答对你有帮助

㈦ 管道运输企业增加输送管线是否需要做安全评价报告，如果需要它的法律依据是什么

石油输送管道肯定需要做，这是毋庸置疑的！想想大连输油管线的事故就害怕...
至于具体的法律依据，《安全生产法》、《危险化学品安全管理条例》、“建设项目三同时的相关规定”等里面都有具体规定，你自己去看看。另外，各省都有自己更加详细的法律规定，你属于哪个省的话就去搜索一下。
至于评价公司，给你推荐一家，以前给我公司做过安全验收评价，在国家局评审的，报告质量不错，服务也算比较周到。
北京达飞安评管理顾问有限公司 联系人：石新斌 手机：1512706545
给你贴上他们网站上关于石油天然气方面的业绩，你也可以自己去他们主页看:www.dafei.cn
2010年石油天然气行业重点项目安全评价业绩

序号 项目单位 项目名称 项目类别 项目规模
1 中国石化集团西南石油局广西钻井公司 石油开采 现状评价 5000万/年
2 陕西神光石油科技有限公司 石油开采 现状评价 500万/年
3 庆阳鑫顺石油工程服务有限公司 石油开采 现状评价 1000万/年
4 庆城县东兴服务有限公司 石油开采 现状评价 500万/年
5 庆阳华宁油气技术服务有限公司 石油开采 现状评价 500万/年
6 庆阳市力源石油科技工程技术公司 石油开采 现状评价 500万/年
7 庆阳市中晟石油钻探科技有限公司 石油开采 现状评价 500万/年
8 甘肃华夏钻井工程有限公司 石油开采 现状评价 800万/年
9 庆阳通济技术服务有限公司 石油开采 现状评价 4500万/年
10 庆阳县宏源石油科技开发有限公司 石油开采 现状评价 200万/年
11 庆阳市恒源油气技术服务有限公司 石油开采 现状评价 200万/年
12 陕西兴油科技开发有限公司 石油开采 预评价 100万/年
13 中国石油长庆油田公司第二采油厂产能建设项目组 2010年产能建设功能工程 预评价 75万吨/年
14 兰州康迪民用爆破技术开发有限公司测井、录井等井下作业 石油开采 现状评价 200万/年
15 甘肃省庆阳市川庆钻宇天然气有限责任公司 天然气利用项目 预评价 1156*104m3/年
16 甘肃省庆阳市川庆钻宇天然气有限责任公司 城区天然气管网及平泉-西峰长输管线安全影响评价 预评价 1156*104m3/年
17 吉林省北方石油有限公司 石油开采 预评价 19口井
18 松原市香港亿阳实业有限公司 石油开采 预评价 20口井
19 吉林仁丰能源有限公司 石油开采 预评价 4口井
20 松原市北海石油钻井有限公司 石油开采 现状评价 10口井
21 松原市福通石油化工有限公司 石油开采 预评价 3口井
22 松原市天成钻井工程有限公司钻井评价 石油开采 现状评价 4口井
23 松原市华新石油开发有限责任公司木154区块三口新井开发项目 石油开采 预评价 3口井
24 山东汉岳燃气有限公司 济南分输站—平阴县天然气供气工程 验收评价 1.5×104m3/小时
25 中国石油长庆油田分公司第三采油厂 2009年53×104t/a产能建设工程 验收评价 53×104吨/年
26 中国石油长庆油田分公司第三采油厂 2009年35×105t/a超低渗产能建设工程 验收评价 35×105吨/年
27 山西天然气股份有限公司 阳泉-平定-昔阳输气管道工程 预评价 3×108m3/a
28 内蒙古西部天然气股份有限公司 燃气输配工程及加气站工程 预评价 1540.53万m3/年
29 内蒙古西部天然气股份有限公司 燃气输配工程及加气站工程 预评价 1540.53万m3/年
30 内蒙古西部天然气股份有限公司 内蒙古天然气输配项目丰镇市 预评价 1285.34万m3/年
31 吉林石油天然气开发有限责任公司 石油开采 预评价 20口井
32 吉林石油天然气开发有限责任公司 20口井预评价 预评价 20口井
33 长庆油田分公司（第一采气长气田产能建设项目组） 2010年4.1亿方/年产能建设工程 预评价 4.1亿方/年
34 长庆油田分公司（长南气田开发项目部） 2010年1.9亿方/年产能建设工程 预评价 1.9亿方/年
35 长庆油田第一采油厂 2005年23万吨原油产建工程 验收评价 23万吨
36 长庆油田第一采油厂 2006年30万吨原油产建工程 验收评价 30万吨
37 长庆油田第一采油厂 2007年26万吨原油产建工程 验收评价 26万吨
38 长庆油田第一采油厂 2008年33.5*104t/a产能建设工程 验收评价 33.5*104t/a
39 长庆油田第一采油厂 2009年15*104t/a超低渗产能建设工程 验收评价 15*104t/a
40 长庆油田第一采油厂 2009年40*104t/a产能建设工程 验收评价 40*104t/a
41 长庆油田第一采油厂 2005年17万吨原油产建工程 验收评价 17万吨
42 长庆油田第一采油厂 2006年68万吨原油产建工程 验收评价 68万吨
43 长庆油田第一采油厂 2007年67万吨原油产建工程 验收评价 67万吨
44 长庆油田第一采油厂 2008年66*104t/a产能建设工程 验收评价 66*104t/a
45 山西国际能源集团气体化投资管理有限责任公司 太原-和顺-长治煤层输气管道工程项目 预评价
46 山西国际能源集团气体化投资管理有限责任公司 寿阳煤气层压缩母站工程项目 预评价
47 重庆梁平工业园区建设开发有限责任公司 重庆梁平工业园区屏锦镇七桥至梁平工业园区天然气输配气工程竣工 验收评价

2009年石油天然气行业重点项目安全评价业绩

序号 项目单位 项目名称 项目类别 项目规模
1 山东西能天然气利用有限公司 CNG子母站加气系统二期工程 验收评价 30万m³
2 陕西延安科林热电有限公司 天然气综合利用工程储存调峰液化项目 预评价 储存液化项目生产液化天然气1.06×108Sm³/a
3 内蒙古西部天然气股份有限公司 长庆气田——呼和浩特 输气管道复线工程 预评价 400000万m³/a
4 内蒙古西部天然气股份有限公司 长庆——呼和浩特输气管道查镇二级增压工程 验收评价 总输气量175100万m³/a
5 内蒙古西部天然气股份有限公司 呼和浩特--张家口--延庆 输气管道复线工程 预评价 54000万m³/a
6 内蒙古西部天然气股份有限公司 包头--临河 输气管道复线工程 预评价 45000万m³/a
7 内蒙古西部天然气股份有限公司 呼和浩特——张家口——延庆 输气管道复线工程 预评价 54000万m³/a
8 内蒙古西部天然气股份有限公司 长呼输气管道首战增压扩建工程 验收评价 50100万m³/a
9 内蒙古西部天然气股份有限公司 包头——临河 输气管道复线工程 预评价 45000万m³/a
10 内蒙古西部天然气股份有限公司 长庆——乌海——临河 输气管道工程 验收评价 供气规模43450万m³/a
11 内蒙古西部天然气股份有限公司 蹬口县天然气输配工程 验收评价 481.8万m³/a
12 内蒙古西部天然气股份有限公司 巴彦淖尔市临河区天然气输配工程 验收评价 3406万m³/a
13 内蒙古西部天然气股份有限公司 乌海市天然气输配工程 验收评价 12808万m³/a
14 宁夏奥宏油田技术服务有限公司 钻井、井下作业（修井、试油）作业项目 安全现状评价 年作业380口井
15 宁夏旭景油田技术服务有限公司 钻井、井下作业（修井、试油）及测井（油气水井测试）项目 安全现状评价 年作业300口井
16 甘肃庆阳春池工程技术服务有限公司 钻井，压裂，试油，修井，油建，固井及井下作业 现状评价 每年完成钻井、固井及井下作业项目为130口井
17 宁夏哈纳斯天然气热电有限公司 银川天然气热电一厂项目 预评价
18 甘肃庆阳中达油田工程服务有限公司 钻井、修井、试油试气及压裂项目 现状评价 每年完成钻井、固井及井下作业项目为110口井
19 甘肃庆城县生财工程有限公司 钻井项目 现状评价 每年完成钻井、固井及井下作业项目为130口井
20 甘肃庆阳市元方工程技术服务有限公司 钻井\测井\井下作业及油建工程 现状评价 每年完成钻井、固井及井下作业项目为120口井

2008年石油天然气行业重点项目安全评价业绩

序号 项目单位 项目名称 项目类别 项目规模
1 陕西省天然气股份有限公司 扶风县天然气城市气体一期工程 验收评价 1828.55万m³/a
2 湖南中油燃气有限责任公司 湘潭—醴陵天然气输气管道 验收评价 2.15亿m³/a
3 宁夏青铜峡铝业股份有限公司 天然气长输管线 现状评价 4000万m³/d
4 陕西延长油田股份有限公司 南泥湾采油厂 预评价 75万t/a
5 中石化北京燕山分公司 润滑油系统提高产品质量技术改造 预评价 45万t/a
6 内蒙古西部天然气股份有限公司 鄂尔多斯市达拉特旗天然气液化项目 现状评价 30万m³/d
7 内蒙古西部天然气股份有限公司 巴彦淖尔市磴口县天然气液化项目 现状评价 30万m³/d
8 山西大同爱碧玺铸造有限公司 天然气改造项目 验收评价 3900m³/h
9 河北唐山冀东油田能源开发有限公司 唐山冀东油田能源开发有限公司 现状评价 20000m³/d
10 内蒙古新奥(中国)燃气投资有限公司 澳门LNG项目 预评价 144km
11 吉林通化燃气有限公司 第一储配站搬迁建设工程 预评价 5.43m³/a
12 中石油冀东油田分公司 冀东油田分公司 现状评价
13 中石油冀东油田分公司 冀东石油勘探开发公司 现状评价
14 中石油冀东油田分公司 柳赞作业区 现状评价
15 中石油冀东油田分公司 老爷庙作业区 现状评价
16 中石油冀东油田分公司 南堡作业区 现状评价
17 中石油冀东油田分公司 高尚作业区 现状评价
18 中石油冀东油田分公司 集输作业区 现状评价
19 中石油冀东油田分公司 开发技术公司 现状评价
20 河北唐山北田油气开发有限公司 北田油气开发有限公司 现状评价
21 陕西元赫能源支持有限公司 生产系统 现状评价
22 陕西西安方元能源工程有限责任公司 测井射孔作业 现状评价

2007年石油天然气行业重点项目安全评价业绩

序号 项目单位或名称 项目类别
1 内蒙古乌拉特前旗天然气输配工程 安全预评价
2 内蒙古乌拉特中旗天然气输配工程 安全预评价
3 内蒙古乌拉特后旗天然气输配工程 安全预评价
4 内蒙古五原县天然气输配工程 安全预评价
5 内蒙古磴口县天然气输配工程 安全预评价
6 内蒙古杭锦后旗天然气输配工程 安全预评价
7 内蒙古巴彦淖尔市临河区天然气输配工程 安全预评价
8 内蒙古巴彦淖尔市压缩天然气母站工程 安全预评价
9 内蒙古长庆气田——乌海——临河输气管道工程 安全预评价
10 内蒙古呼和浩特——张家口输气管道工程 安全预评价
11 内蒙古西部天然气股份有限公司乌海市天然气加气站母站和子站工程 安全预评价
12 内蒙古西部天然气股份有限公司乌海市城区天然气输配工程 安全预评价
13 内蒙古西部天然气股份有限公司 安全预评价
14 内蒙古西部天然气股份有限公司长——呼管道工程 安全验收评价
15 内蒙古呼和浩特市煤气化总公司 安全预评价
16 广西梧州联合燃气有限公司 安全预评价
17 长庆油田西峰油田产能建设工程 安全预评价
18 长庆石油勘探局钻井总公司 安全现状评价
19 中石油天然气股份有限公司日照油库 安全现状评价
20 宁夏长宁天然气有限责任公司 安全现状评价
21 广西曲靖石油天然气开发分公司 安全现状评价
22 大庆油田萨南实业公司 安全现状评价
23 大庆油田利达实业公司 安全现状评价
24 大庆油田庆新实业公司 安全现状评价
25 长庆石油勘探局第一采油技术服务处修井作业 安全现状评价
26 咸阳长庆兴融油气开发 安全现状评价
27 唐海燃气有限公司 安全现状评价
28 长庆石油勘探局长实集团 安全现状评价
29 西安长庆石油勘探开发有限公司 安全现状评价
30 长庆石油勘探局油气开发公司 安全现状评价
31 长庆石油勘探局录井公司 安全现状评价
32 长庆石油勘探局华泰公司 安全现状评价
33 大庆石油管理局钻井一公司 安全现状评价
34 大庆石油管理局钻井二公司 安全现状评价
35 大庆石油管理局地球物理勘探公司 安全现状评价
36 大庆石油管理局测井公司 安全现状评价
37 云南石油天然气开发公司 安全现状评价
38 中电投华北分公司煤气层开采及管道输送项目 安全预评价
39 内蒙古伊东集团经济产业基地炭化煤气生产 12 万吨 / 年硝酸案项目 生产现状评价
40 滇黔桂石油勘探局测井录井公司管理及测井、录井、射孔作业场所 生产现状评价
41 中国石化南方公司曲靖石油天然气开发分公司曲靖气田、陆良气田、保山气田 安全现状评价
42 香港亿阳实业有限公司民 114 油田区块项目 安全预评价
43 云南天安化工有限公司液氨输送管线工程 安全预评价
44 内蒙古西部天然气股份有限公司天然气液化项目 安全预评价
45 盐池县博盛水利有限责任公司 ( 钻探 ) 安全现状评价
46 盐池县长兴水利有限责任公司 ( 钻探 ) 安全现状评价
47 大同市天然气门站和管网工程 安全验收评价
48 宁夏金运建筑工程有限公司水源井钻探项目 安全现状评价

㈧ 目前压力管道内积垢常用的除垢方式有哪几种

1.长期使用管道使管道内的油泥、锈垢固化造成管径变小。
2.管内淤泥沉淀产生硫化氢气专体造成环境污染并易引起燃爆。
3.废水中的酸、碱物质易对管道壁产生腐蚀。
4.管道内的异物将会造成管道堵塞。
5.管道原材料钢管、钢板、不锈钢等在轧制时会形成轧皮，管道储运及安装过程中会形成铁锈、焊渣和涂覆在管道上的油质防锈剂，保温材料等杂质。
上述杂质严重影响管道的正常使用，因此对进行
管道清洗，使管道内恢复材质本身表面十分重要。管属道清洗后会在干净的金属表面形成一层致密的化学钝化膜，钝化膜可以有效的防止污垢的再次产生有效的对设备进行保护，保证设备的安全性和延长设备的使用寿命。
清洗方式有以下几种：1.化学式管道清洗：化学清洗管道是采用化学药剂，对管道进行临时的改造，用临时管道和循环泵站从管道的两头进行循环化学清洗。该技术具有灵活性强，对管道形状无要求，速度快，清洗彻底等特点。
2.高压式水清洗：采用50Mpa以上的高压水射流，对管道内表面污垢进行高压水射流剥离清洗。该技术主要用于短距离管道，并且管道直径必须大于50cm以上。该技术具有速度快，成本低等特点。

㈨ 中国石油长庆油田公司的产品与服务

鄂尔多斯盆地地域辽阔，油气资源丰富。通过深入细致的地质综合研究，形成了高分辨率地震、欠平衡钻井、储层预测、成像测井、储层改造等一整套对付低 渗透油藏的针对性配套技术，勘探领域不断扩大，油气勘探连续获得重大突破，不断改写着鄂尔多斯盆地的资源版图。勾画出了西起贺兰脚下，东至黄河岸边，北抵阴山南麓，南至渭北高原；下至奥陶系马家沟组，上至侏罗系直罗组；共36个油田和7个气田，总资源量由1999年的81.7亿吨当量（油40亿吨,天然气4.2万亿方）升级为192.88亿吨当量（油85.9亿吨,天然气10.7万亿方），探明含油气面积1.3281万平方千米，比1999年扩大了0.53倍。
石油勘探
陕北安塞、靖安、绥靖、吴旗四大油田实现大连片。在甘肃西峰地区4500平方千米的区域内，发现了西峰大油田。累计探明三级储量2.2亿吨，展示出百万吨级大油田的雏形，使长庆在陇东真正实现了战略接替。石油储量强劲增长，奠定了原油增产的基础。1999年以来，共探明石油地质储量3.3579亿吨，控制储量3.9404亿吨，预测储量5.3275亿吨，分别为长庆历史上累计储量的31.1%，80.0%，62.1%；三级储量累计达到126258亿吨，是长庆有史以来累计储量的0.52倍。
天然气勘探
长庆油田公司油气并举的局面已经形成,先后发现了靖边气田、苏里格气田、榆林气田、乌审旗气田等四个特大型、大型气田，储量连年攀升。共探明天然气地质储量8703.54亿立方米，控制储量4362.49亿立方米，预测储量4799.7亿立方米，分别为长庆历史上累计储量的73.6%，119.0%，76.6%；三级储量累计达到17865.73亿立方米，是长庆有史以来累计储量的0.82倍。
油气集输
油气集输 长庆油田公司原油外输能力不断增强，有外输能力550万吨。输油管线四通八达。已成立三个输油处——第一输油处、第二输油处。靖惠输油管道建成后，由第三输油处管理。已建成的靖咸输油管道全长462千米，穿越河流、铁路、高速公路、天然气管道、光缆等达160多处 ，途经4个市，16个县。到“十五”末，长庆原油外输能力将达到908万吨。
油气销售
长庆油气销售处成立于1993年3月，员工100余人，公司下设银川、庆阳、延安3个成品油销售分公司等单位，担负着长庆油田公司原油、成品油、天然气的销售和管理等任务。销售业务遍布全国20多个省（区）、直辖市。
炼油化工
长庆甲醇厂位于陕西省靖边县境内，与长庆第一净化厂毗邻，建筑面积1.24万 平方米，工程总投资3.7亿元，年生产精甲醇10万吨，产品符合GB338-92优等品标准和美国O-M-232J的“AA”级标准，并可单独生产、单独计量，是中国利用天然气制取甲醇产品能力最大的工厂之一。