下载文档原格式
俄罗斯的石油天然气工业概述2011-3-30 中国投资咨询网【收藏此页】【大中小】【打印】【关闭】中投顾问提示：俄罗斯的石油天然气工业是苏联时期遗留下来的规模最大、最重要的工业部门，是俄罗斯经济发展的强生力军，在国民经济建设中具有举足轻重的作用。
最新石油天然气周刊欢迎下载！>>俄罗斯的石油天然气工业是苏联时期遗留下来的规模最大、最重要的工业部门，是俄罗斯经济发展的强生力军，在国民经济建设中具有举足轻重的作用。
俄罗斯有“能源超级大国”之称，石油和天然气的探明储量分别占世界总储量的1/10和1/3,油气工的生产潜力巨大。
20世纪90年代，当俄罗斯所有经济部门生产急剧下滑，各个生产环节遭受灾难性破坏的时候，只有石油天然气工业的生产活动运转正常，虽然生产形势和油气产量与80年代无法相比。
进入21世纪以来，随着全球能源需求的不断扩大和国际市场上油气价格的日益攀升，俄罗斯石油天然气工业的生产形势也呈现出蓬勃发展的局面，石油天然气的产量和出口量屡创新高。
作为俄罗斯经济运行中最稳定的生产部门，俄罗斯石油天然气工业以其不断增长的产量既保障了国家对能源燃料的基本需求，又为其他工业生产部门的发展创造了必要的财政基础。
目前，强大的石油天然气资源优势已经成为俄罗斯实施能源外交的雄厚的物质基础，直接影响到国家对外政策的实施。
·2011-2015年中国石油天然气开采行业投资分析及前...更多相关研究报告>>一、俄罗斯石油工业的生产现状俄罗斯是欧佩克组织以外最大的原油生产国，有着丰富的石油资源和巨大的原油生产潜力。
俄罗斯的石油工业包括寻找、勘探新油田、油井设施建设、原油开采与运输、原油深加工和油品销售、采油设备与原油加工设备的生产和维修等。
西西伯利亚是俄罗斯最重要的石油生产中心，这里集聚了全俄53%以上的原油资源。
从80年代中期开始，西西伯利亚的原油产量就占全俄原油总产量的67-72%,其中汉特-曼西自治区不仅是西西伯利亚产油区的产油中心，也是俄罗斯最大的产油区，该地区的原油产量占西西伯利亚产油区总产量的80%,全俄原油开采总量的57%,世界原油开采总量的 5.8%[1].俄罗斯的其他大型石油产区有伏尔加-乌拉尔产区、季曼-伯朝拉产区、北高加索油气省；东西伯利亚和海洋大陆架是俄罗斯未来最具前景的原油生产区。
《石油天然气工业海上生产设施的火灾、爆炸控制、削减要求和指南》（征求意见稿）编制说明一、工作简况（一）任务来源及目的意义《石油天然气工业海上生产设施的火灾、爆炸控制、削减要求和指南》推荐性国家标准的制定工作，由全国石油天然气标准化技术委员会归口管理，于2018年8月由国家标准化管理委员会批准立项（国标委综合[2018]41号），计划号为20180849-T-469。
本标准主要起草单位：胜利油田检测评价研究有限公司、中石化胜利分公司海洋采油厂、中石化海上石油工程技术检验中心。
海洋平台、FPSO作为海上油气资源开发的关键设施，作业环境恶劣，其风险主要来自设施本身的缺陷以及人为失误造成的油气泄漏，遇点火源后引发的火灾、爆炸等事故。
为避免上述事故的发生，在设计、施工、运行、维护等不同阶段，提出了相应的措施。
在火灾、爆炸机理研究、事故后果模拟、危险区域划分、通风系统、疏水系统、探测系统、消防、自动化等许多领域都取得较好的应用，出台并修订了一系列标准。
尤其是近十年，工业自动化、信息化的发展，现代新型的大中型综合海洋平台通过具有高性能的工业控制系统实时监控平台、设备的运行状况，来保证整个平台系统的安全、高效运转。
由过程控制系统（PCS)、紧急关断系统（ESD)、火灾和可燃气探测控制系统（FGS)构成的控制系统在国内已普遍应用，该标准补充的内容完善人机界面（HMI）的功能、特点和要求。
其次在安全风险和一般风险管理领域，ISO/DIS 31000：2008《风险管理--原则和实施导则》作为一项重大进展。
以AS/NZS 4360：2004为基础，这一新标准将提供期待已久的实现风险管理原则和方法的一致性的国际标准。
因此，31000将把使用者在风险管理体系的实用解释和结构化实施方面的困惑减小到最低程度。
国内也全面开展了以该标准为基础的HSE管理体系，并运行十多年，本标准关于风险管理的修订内容也符合国内的生产实际和发展方向。
第一篇海上油气田生产与集输
第一章海上油气田生产系统 (1)
第二章原油处理系统 (47)
第三章水处理系统 (92)
第四章油、气、水计量 (122)
第五章公用系统 (187)
第六章安全、消防、救生和溢油处理 (277)
第七章仪表与自动控制 (315)
第八章海上气田开采 (379)
第九章海上石油终端 (485)
第十章陆上终端 (561)
第十一章海底管道 (595)
第十二章海底管缆 (666)
第二篇海上采油气工艺
第一章油气开采方式选择 (679)
第二章油井自喷采油 (685)
第三章气举采油 (716)
第四章电潜泵采油 (775)
第五章射流泵采油 (880)
第六章螺杆泵采油 (919)
第七章注水与采水 (941)
第八章采气工艺 (987)
第九章防腐、防垢、防蜡和降粘 (1020)
第十章地层测试及动态监测 (1099)
第十一章调剖堵水 (1168)
第十二章消除地层污染的方法 (1185)
第十三章海上油气田修井机装置 (1207)
第十四章连续油管技术在采油修井作业中的应用 (1248)
第三篇海上油气田生产管理
第一章油气田生产前期工作的参与和管理 (1265)
第二章油气田日常生产管理 (1280)
第三章海上油气田生产设备的管理 (1331)。
《海洋石油工程设计指南》丛书共13册海洋石油工程设计指南》主要内容包括了海洋石油工程所有各专业的设计和施工、HSE（职业卫生、安全与环保）评价报告的编写，以及海上油气田的陆上终端的介绍。
《海洋石油工程设计指南（第1册）：海洋石油工程设计概论与工艺设计》包括了第一篇海洋石油工程设计概论和第二篇海上油气田工艺设计。
第一篇描述了我国海洋石油工程和海洋石油工程设计发展的历史与基本状况；第二篇是按照详细设计深度要求而编写的，着重强调工艺专业的设计基础、设计内容、设计步骤、设计深度等基本要点以及设计过程中的技术关键。
本指南适合从事海洋石油工程设计的技术人员和管理人员使用。
从事海洋石油工程研究、建设和海上油气田生产管理的人员可参考使用。
第一篇海洋石油工程设计概论第二篇第一章海洋石油工程概述第三篇第二章海洋石油工程设计概述第四篇海上油气田工艺设计第五篇第一章海上油气田工艺设计总则第六篇第二章原油和天然气的基本性质第七篇第三章油气处理工艺设计第八篇第四章辅助系统工艺设计第九篇第五章给水、排水和水处理第十篇第六章安全消防和救生第十一篇第七章P&I图设计第十二篇第八章总图设计第十三篇第九章配管设计第十四篇附录一《概念设计、基本设计、详细设计技术文件典型目录》《海洋石油工程设计指南（第2册）：海洋石油工程机械与设备设计》本册包括了第三篇海上油气田机械设备设计。
第三篇是按照详细设计深度要求而编写的，着重强调机械设备专业的设计基础、设计内容、设计步骤、设计深度等基本要点以及设计过程中的技术关键。
本指南适合从事海洋石油工程设计的技术人员和管理人员使用。
从事海洋石油工程研究、建设和海上油气田生产管理的人员可参考使用。
第十五篇海上油气田机械设备设计第十六篇第-章海上油气田机械设备设计总则第十七篇第二章电站装置选型设计第十八篇第三章热站装置选型设计第十九篇第四章吊机选型设计第二十篇第五章泵类设备选型设计第二十一篇第六章空气压缩机装置选型设计第二十二篇第七章天然气压缩机装置选型设计第二十三篇第八章容器类设备设计第二十四篇第九章钻／修井装置、设施与海洋工程平台设计第二十五篇第十章采暖、通风、空调（HVAC）设计第二十六篇附录一《概念设计、基本设计、详细设计技术文件典型目录》之表4机械设备《海洋石油工程设计指南（第3册）：海洋石油工程电气、仪控、通信设计》包括了第四篇海上油气田电气、仪控、通信系统设计。
中国境内海上油气田通用技术规格书结构材料中国境内海上油气田通用技术规格书侧重于海上油气田设备的结构材料要求。
这些要求对于确保设备的安全、可靠性和长期运行至关重要。
以下是关于这方面的材料规范的一些详细信息。
首先，设备的结构材料应具有良好的耐腐蚀性能。
由于海水中含有大量的盐和其他化学物质，海上油气设备容易受到腐蚀的影响。
因此，使用耐腐蚀材料是至关重要的。
常见的耐腐蚀材料包括不锈钢、镍基合金以及复合材料等。
这些材料具有较高的抗腐蚀性能，能够有效地抵御海水中的腐蚀。
其次，结构材料还应具有良好的强度和韧性。
海上油气设备需要在恶劣的海洋环境下使用，因此需要具备足够的强度来承受外部载荷和压力。
此外，材料还应具有良好的韧性，即在受到冲击或振动时能够保持稳定的性能，避免发生破裂或断裂的情况。
常用的高强度、高韧性材料包括碳钢、合金钢以及钛合金等。
另外，结构材料还应具有良好的可焊性和可加工性。
海上油气设备通常需要进行大量的焊接和加工工艺，因此材料应具备较好的可焊接性和可加工性能，以便于设备的制造和维修。
此外，材料的焊接接头应具备良好的强度和密封性，以确保设备在工作过程中不会发生泄漏等问题。
最后，结构材料还需要具备良好的耐高温和耐低温性能。
在海上油气开采过程中，设备可能会面临极端的温度条件，因此结构材料需要具备足够的耐高温和耐低温性能，以确保设备在各种温度环境下的稳定运行。
常见的耐高温材料包括耐热合金、高温陶瓷等；而耐低温材料则包括低温合金和低温塑料等。
总结起来，海上油气田设备的结构材料应具备耐腐蚀性、良好的强度和韧性、可焊接性和可加工性以及耐高低温性能。
合理选择和使用这些材料可以确保设备的安全可靠性和长期运行，并为海上油气开采做出贡献。
认识海洋——石油开采平台李晗旭海洋技术2010 020*********海洋今后将成为人类获取资源的重要来源。
而石油作为人类文明的工业血液，而一直是世界各国争夺的重要资源。
海底石油是埋藏于海洋底层以下的沉积岩及基岩中的矿产资源之一。
海底石油（包括天然气）的开采始于20世纪初，但在相当长时期内仅发现少量的海底油田，直到60年代后期海上石油的勘探和开采才获得突飞猛进的发展。
现在全世界已有100多个国家和地区在近海进行油气勘探，40多个国家和地区在150多个海上油气田进行开采，海上原油产量逐日增加，日产量已超过100万吨，约占世界石油总产量的1/4，估计到1990年，海底石油的产量将占世界石油总产量的35—40%。
随着人类对油气资源开发利用的深化，油气勘探开发从陆地转入海洋。
因此，钻井工程作业也必须在灏翰的海洋中进行。
在海上进行油气钻井施工时，几百吨重的钻机要有足够的支撑和放置的空间，同时还要有钻井人员生活居住的地方，海上石油钻井平台就担负起了这一重任。
由于海上气候的多变、海上风浪和海底暗流的破坏，海上钻井装置的稳定性和安全性更显重要。
当代的石油开采平台：台主要分6种：固定式平台、浮式平台、张力腿、拉索塔、人工岛。
一、固定式海上采油平台的类型(1)刚性平台:所谓刚性平台是指在海洋环境载荷作用下不发生偏移稳座于海底的平台。
分类：1)桩基式平台：①导管架式采油平台②塔式平台(2)2)重力式平台①混凝土重力式平台②钢质重力式平台③混合重力式平台•(2)柔性平台①绷绳塔平台②单柱浮体（Spar）平台③固底绷绳塔平台④浮塔平台⑤固底浮塔平台⑥柔性塔平台⑦柔性桩塔平台•平台的介绍：①导管架式采油平台•导管架（Jacket）式采油平台由于可以在边建造平台的同时，边进行油气田开发预先的钻井作业，待平台建造好后运移到海上，与预钻井的海底基盘定位安装，将海底井口回接至平台上进行完井。
这种方法可以将油气田开发周期缩短一年以上，故导管架式采油平台是固定平台中数量最多的。
【时效性】有效【颁布单位】中国石油天然气总公司【颁布日期】970627【实施日期】970901【失效日期】【内容分类】综合【名称】石油天然气工业健康、安全与环境管理体系【标准号】ＳＹ/Ｔ6276－1997石油天然气工业健康、安全与环境管理体系Petroleum and natural gas industries--Health ,safety and environmental management systens1 范围本标准规定了健康、安全与环境管理体系原则，适用于石油天然气工业的健康、安全与环境管理工作。
2 引用标准下列标准所包括含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
ＧＢ/Ｔ24001－1996 环境管理体系规范及使用指南ＧＢ/Ｔ24010－1996 环境审核指南通用原则ＧＢ/Ｔ24011－1996 环境审核指南审核程序环境管理体系审核ＧＢ/Ｔ24012－1996 环境审核指南环境审核员资格要求3 定义本标准采用下列定义。
3.1事故accident已经引起或可能引进伤害、疾病和（或）对财产、环境或第三方造成损害的一件或一系列事件。
3.2 公司company直接或间接从事石油天然气勘探和开发的组织（无论是经营都还是承包方）。
对于由多个单位组成的集团，每个单位都可定义为一公司。
3.3 环境environment公司运行活动的外部存在，包括空气、水、土地、自然资源、植物、动物、人，以及它们之间的相互关系。
3.4环境影响environmental effect全部或部分地由公司的活动、产品或服务给环境造成的任何有害或有益的变化。
3.5环境影响评价environmental effects evaluation对公司的活动、产品和服务（包括现有的和计划的）给环境造成影响的重要程度进行评价并形成文件。
中图分类号查询--TE石油、天然气工业 TE 石油、天然气工业[TE-9] 石油、天然气工业经济TE0 能源与节能TE01 能源计算TE02 能源调查TE08 节能TE09 能源综合利用TE1 石油、天然气地质与勘探TE11 油气田勘探组织与管理[TE12] 石油、天然气地质[TE121] 油气区域地质[TE121.1] 含油气盆地[TE121.1+1] 含油气盆地形成、演化[TE121.1+2] 盆地成因类型[TE121.1+3] 盆地组合特征及含油区(带)划分[TE121.1+4] 盆地水动力学特征[TE121.1+5] 盆地模拟评价[TE121.2] 盆地构造[TE121.3] 盆地沉积体系[TE121.3+1] 沉积环境[TE121.3+2] 沉积类型[TE121.3+4] 地层学[TE122] 油气田(藏)地质[TE122.1] 油气生成、运移、聚集[TE122.1+1] 油气生成[TE122.1+11] 油气成因、类型[TE122.1+12] 生油层[TE122.1+13] 生油岩(层)生物、物理及地球化学特征[TE122.1+14] 油源对比[TE122.1+15] 生油岩(层)评价[TE122.1+16] 油页岩、重质油及沥青的成因[TE122.1+2] 油气运移、聚集[TE122.2] 油气储集[TE122.2+1] 储集层形成[TE122.2+2] 储集层类型[TE122.2+21] 沉积岩储集层[TE122.2+22] 非沉积岩储集层[TE122.2+3] 储集层特征[TE122.2+4] 储集层的分布与评价[TE122.2+5] 盖层特征与评价[TE121.3] 盆地沉积体系[TE121.3+1] 沉积环境[TE121.3+2] 沉积类型[TE121.3+4] 地层学[TE122] 油气田(藏)地质[TE122.1] 油气生成、运移、聚集[TE122.1+1] 油气生成[TE122.1+11] 油气成因、类型[TE122.1+12] 生油层[TE122.1+13] 生油岩(层)生物、物理及地球化学特征[TE122.1+14] 油源对比[TE122.1+15] 生油岩(层)评价[TE122.1+16] 油页岩、重质油及沥青的成因[TE122.1+2] 油气运移、聚集[TE122.2] 油气储集[TE122.2+1] 储集层形成[TE122.2+2] 储集层类型[TE122.2+21] 沉积岩储集层[TE122.2+22] 非沉积岩储集层[TE122.2+3] 储集层特征[TE122.2+4] 储集层的分布与评价[TE122.2+5] 盖层特征与评价[TE133] 油气水成分、性质[TE133+.1] 原油、天然气成分、性质[TE133+.2] 油田水成分、性质[TE133+.9] 其他[TE135] 实验室分析、鉴定[TE135+.1] 岩芯(样)常规分析、鉴定[TE135+.2] 生油岩分析、鉴定[TE135+.3] 储油层分析、鉴定[TE135+.4] 油气水取样、分析、化验[TE135+.6] 油页岩油及沥青分析、鉴定TE14 油矿地质TE142 钻井地质TE143 采油地质TE144 油田水文地质TE15 油气田测量和储量计算TE151 油气田测量TE155 油气资源与储量计算TE17 油气田区域分布TE19 新技术在石油、天然气地质与勘探中的应用 TE2 钻井工程TE21 钻井理论TE22 钻井设计TE24 钻井工艺TE241 钻前准备TE242 钻井技术TE242.2 顿钻钻井TE242.3 转盘钻井TE242.4 新 钻井TE242.5 电动钻井TE242.6 空气钻井TE242.7 冲击旋转钻井TE242.8 顶部驱动钻井TE242.9 其他钻井技术TE243 定向钻井TE244 取心钻井TE245 深井钻井TE246 小井眼钻井TE247 大井眼钻井TE248 喷射钻井TE249 其他钻井TE25 洗井、固井、完井、油层损害与预防TE252 洗井方法、洗井液TE252+.1 清水洗井TE252+.2 泥浆洗井TE252+.3 空气洗井TE252+.4 混油洗井TE252+.9 其他TE254 钻井液的使用与处理TE254+.1 钻井液性能及其测定TE254+.2 处理方法TE254+.3 优质钻井液TE254+.4 化学处理剂、添加剂TE254+.6 钻井液体系选择与程序设计TE256 固井工程TE256+.1 固井设计TE256+.2 下套管TE256+.3 深井、超深井固井TE256+.4 尾管固井TE256+.5 注水泥TE256+.6 特种水泥及化学处理剂TE256+.7 水泥浆性能测定与试验TE256+.9 其他TE257 完井TE257+.1 射孔完成法TE257+.2 裸眼完成法TE257+.3 筛管砾石充填法TE257+.4 衬管完井TE257+.6 完井液TE257+.9 其他TE258 油气层损害与预防TE258+.1 损害机理TE258+.2 损害预防及补救措施TE258+.3 分析、试验与评价TE26 井身质量及固井质量检查TE27 中途测试及试油TE271 地层压力检测TE272 中途测试技术TE273 试油TE28 钻井安全生产与复杂情况处理[TE29] 钻井综合技术经济指标分析TE3 油气田开发与开采TE31 基础理论TE311 油气层物理TE312 油气水渗流力学TE319 模拟理论与计算机技术在开发中的应用TE32 油气田开发设计与计算TE321 油气田开发地质论证TE322 油气田开发经济论证TE323 油气田开发方案编制与调整TE324 油田布井原则及方式TE325 油田开发层系划分TE326 油田开发速度分析TE327 采收率研究TE328 油气产量与可采储量TE329 其他TE33 油气田动态分析TE33+1 油田动态分析TE33+1.1 单井动态分析TE33+1.2 井组动态分析TE33+1.3 开发区及全油田动态分析TE33+2 气田动态分析TE34 油田开发(油藏工程)TE341 水驱、气驱油田开发TE342 弹性驱动与重力驱动油田开发TE343 把 油田开发TE344 碳酸盐岩油田开发TE345 稠油油田开发TE346 小油田开发TE347 断块油田、多断层油田开发TE348 低渗透油田开发TE349 其他类型油田开发TE35 采油工程TE352 采前准备工作TE353 试井、试采TE353+.3 中途测试工艺TE353+.4 高压井试井及试油工艺TE353+.5 低压井试井及试油工艺TE355 采油技术TE355.2 自喷采油TE355.2+1 自喷井的管理TE355.2+2 分层采油工艺TE355.3 气举采油TE355.5 机械采油{TE355.5+2} 深井泵采油{TE355.5+3} 水力活塞泵采油{TE355.5+4} 电泵采油TE355.6 水平井采油TE355.7 连续油管采油TE355.9 其他采油技术TE357 提高采收率与维持油层压力（二次、三次采油） TE357.1 油层水力压裂TE357.1+1 压裂理论TE357.1+2 压裂液、支撑剂及化学剂TE357.1+3 施工工艺TE357.1+4 压裂后油井管理及压裂效果分析TE357.2/.29 油层各种压裂TE357.2 油层酸化压裂TE357.28 油层高能气体压裂TE357.29 油层泡沫压裂TE357.3 油井井底处理法TE357.4 热力、混相、化学驱油(EOR,三次采油)TE357.44 热力驱油TE357.45 混相驱油TE357.46 化学驱油TE357.6 油层注水TE357.6+1 注入水水质处理TE357.6+2 注水井的管理TE357.7 油层注气TE357.8 油井、注水井测试与管理TE357.9 其他方法TE358 井下作业、修井TE358+.1 油井防砂、清砂TE358+.2 油井防蜡、清蜡TE358+.3 油井找水、堵水TE358+.4 油井大修TE358+.5 油井防垢、清垢TE358+.9 其他TE37 气田开发与开采TE371 裂缝性气田开发与开采TE372 凝析气田开发与开采TE373 气田试井TE375 气田开采安全技术TE377 气田提高采收率方法TE38 油气田开发和开采安全技术TE39 油田应用化学TE4 油气田建设工程TE41 工厂设计、规划与布局TE42 设备与安装、施工TE43 力能供应TE44 供暖与照明设备TE45 给水、排水TE46 交通与通信TE48 生产技术安全与卫生TE49 其他TE5 海上油气田勘探与开发[TE51] 海上油气田地质与勘探TE52 海上油气田钻井工程TE53 海上油气田开采技术TE54 海上油气田建设工程TE58 海上油气田勘探与开发安全技术 TE6 石油、天然气加工工业TE62 石油炼制TE621 基础理论TE622 石油的组成、性质与分析TE622.1 化学性质及分析方法TE622.1+1 石油烃类TE622.1+2 石油非烃类TE622.1+3 元素分析TE622.1+4 物理及物理化学分析 TE622.1+5 元素和组分的分离 TE622.5 物理性质及测定方法{TE622.8} 流程分析及评价TE622.9 原油评价TE624 炼油工艺过程TE624.1 原油预处理TE624.2 蒸馏TE624.3 热转化(裂化)TE624.3+1 热裂化TE624.3+2 焦化TE624.3+3 高温热解TE624.3+4 热重整TE624.4 催化转化TE624.4+1 催化裂化TE624.4+2 催化重整TE624.4+3 催化加氢TE624.4+31 加氢精制TE624.4+32 加氢裂化TE624.4+33 偾饨的?TE624.4+5 加氢脱烷基TE624.4+6 催化叠合TE624.4+7 催化异构化、歧化 TE624.4+8 催化烷基化TE624.5 精制处理TE624.5+1 化学精制TE624.5+11 酸碱精制TE624.5+12 溶剂精制TE624.5+13 络合物精制TE624.5+2 脱沥青TE624.5+3 脱蜡TE624.5+4 吸附精制TE624.5+5 脱色、脱臭、脱硫醇TE624.5+6 不需要烃的脱除TE624.6 机械处理TE624.6+1 调和TE624.6+2 过滤TE624.7 特种加工及精制法TE624.8 添加剂TE624.8+1 燃料油添加剂TE624.8+2 润滑油添加剂TE624.8+3 润滑脂添加剂TE624.8+4 石蜡、地蜡添加剂TE624.8+5 沥青添加剂TE624.8+6 复合添加剂TE624.8+9 其他TE624.9 催化剂TE624.9+1 催化裂化催化剂TE624.9+2 催化重整催化剂TE624.9+3 催化加氢催化剂TE624.9+4 助催化剂TE624.9+5 催化剂载体TE624.9+9 其他TE626 石油产品TE626.2 燃料油TE626.21 汽油TE626.22 煤油TE626.23 喷气燃料、烃类高能燃料 TE626.24 柴油TE626.25 重油TE626.3 润滑油TE626.3+1 机械油TE626.3+2 车用机油TE626.3+3 汽缸油TE626.3+4 航空润滑油TE626.3+5 电气绝缘用油TE626.3+6 透平油TE626.3+7 压缩机油、冷冻机油TE626.3+8 液体传动油TE626.3+9 其他TE626.4 润滑脂TE626.5 溶剂油TE626.7 气体类石油产品TE626.8 固体类石油产品TE626.8+6 沥青TE626.8+7 石油焦TE626.8+8 石蜡、地蜡TE626.9 其他产品与副产品TE64 天然气加工TE642 天然气的组成、性质与分析TE644 预处理TE645 组分分离过程TE646 加工过程TE648 天然气产品的分析与鉴定TE65 石油化学工业TE66 人造石油TE662 油页岩加工[TE662.2] 油页岩开发与开采TE662.3 原料的性质与分析方法TE662.4 原料的处理TE662.5 干馏TE662.6 抽提加工TE662.8 产品与副产品[TE664] 煤的低温、中温、高温干馏TE665 合成石油TE665.1 合成原理TE665.2 原料TE665.3 合成气的制取与净化TE665.5 合成工艺TE665.5+1 常压合成TE665.5+2 中压合成TE665.6 加氢TE665.6+1 加氢原理TE665.6+2 加氢催化TE665.6+3 加氢工艺TE666 合成润滑油TE667 从其他原料提取石油TE68 油气加工厂TE681 加工厂规划与布局TE682 设备与安装、施工TE683 力能供应TE684 空调与照明设备TE685 给水、排水TE685.3 水的处理TE685.3+1 水源及水质分析TE685.3+2 水的净化TE685.3+3 水温调节TE686 厂内油气集输TE687 生产技术安全与卫生TE688 交通与通信TE8 石油、天然气储存与运输TE81 油气储运过程中油气性质及组分测定TE82 油气储存TE821 地面储存TE822 地下储存TE823 水下储存TE83 油气输送与运输TE832 管道输送TE832.1 管道输送流程TE832.1+1 旁接油罐流程TE832.1+2 密闭输送流程TE832.2 管道输送系统与管理TE832.3 管道输送工艺TE832.3+1 油气输送过程中油气性质及组分测定 TE832.3+3 常温输送工艺TE832.3+31 原油热处理TE832.3+32 原油化学处理TE832.3+33 原油乳化处理TE832.3+34 伴水悬浮(水环)TE832.3+35 浆液悬浮TE832.3+36 稀释TE832.3+4 加热输送工艺TE832.3+41 接加热输送TE832.3+42 伴热输送TE832.3+5 顺序输送工艺TE832.3+6 清管、刮管{TE832+.4} 加温与保温TE832.9 其他TE833 铁路运输TE834 公路运输TE835 水路运输（海运与河运）TE85 油气储存损耗及预防措施TE86 矿场油气集输与处理TE862 油气集输流程TE863 油气集输系统的设计与管理TE863.1 油气计量TE866 油气集输工艺TE866+.1 油气集输过程中的油气性质及组分的测定 TE866+.2 油气密闭集输工艺TE866+.3 常温输送工艺TE866+.4 加热输送工艺TE866+.9 其他输送工艺{TE867} 加温和保温TE868 油气预处理TE869 油气集输用化学药剂TE88 油气储运安全技术TE89 其他TE9 石油机械设备与自动化TE91/978 各种石油机械设备01 理论02 设计、计算、制图03 结构、零件、装置04 材料05 制造用设备06 制造工艺07 安装、运行、测试与检修08 工厂[TE91] 地质勘探机械设备TE92 钻井机械设备TE921 钻头、钻具与工具TE921+.1 钻头TE921+.2 钻进工具TE921+.3 取芯工具TE921+.4 井口装置TE921+.5 井控装置TE921+.9 其他TE922 钻机TE923 井架和升降设备TE924 钻井动力机械与传动机械TE925 洗井、固井、完井机械设备TE925+.1 洗井机械设备TE925+.2 固井机械设备TE925+.3 完井机械设备TE926 循环系统设备TE927 仪器、仪表、辅助设备TE927+.1 压力表TE927+.2 钻速表TE927+.3 钻井液、水泥浆及地层特性分析试验仪器 TE927+.4 中途测试工具及仪表TE927+.5 井漏位置、卡点测定仪TE927+.6 随钻测量仪器TE927+.7 阀门TE927+.9 其他TE928 钻井机械化与自动化TE929 其他TE93 油气开采机械设备TE931 井口装置及井下设备TE931+.1 井口装置及地面设备TE931+.2 井下设备TE932 试井、试油机械设备TE933 抽油机械设备TE933+.1 抽油机TE933+.2 抽油杆TE933+.3 采油泵TE933+.5 气举采油装置TE933+.8 连续油管采油设备TE933+.9 其他抽油机械设备TE934 油气井提高采收率设备TE934+.1 注水设备及工具TE934+.2 压裂设备及工具TE934+.3 酸化处理设备TE934+.4 注气设备TE934+.5 热力采油设备TE934+.9 其他TE935 修井机械设备TE936 油田动力保温机械设备TE937 仪器、仪表与辅助设备TE938 油气开采机械化、自动化TE938+.1 采油采气取样自动化TE938+.2 油气井生产管理自动化TE938+.3 油气试井自动化TE938+.4 注气注水自动化TE938+.5 井底参数测试自动化TE94 油气田工程建设机械设备TE95 海上油气田开发开采机械设备TE951 钻井机械设备TE952 海上开采机械设备TE953 仪器、仪表与辅助设备TE96 油气加工厂机械设备TE962 塔设备TE963 炉设备TE964 泵设备TE965 热交换设备TE966 高压加氢设备、反应器与再生器TE967 仪器、仪表TE968 油气加工机械化与自动化TE969 其他设备TE97 油气储运机械设备TE972 油气库、油气罐TE972+.1 地面油气库、油气罐TE972+.2 地下油气库、油气罐TE972+.3 水下油气库、油气罐TE972+.5 焊接、绝缘与保温TE973 油气管道TE973.1 油气管的设计与计算{TE973.1+1} 水下油气管的设计与计算TE973.3 焊接、绝缘与保温TE973.4 穿越工程[TE973.5] 泵站(压缩机)设备TE973.6 管道检测[TE973.7] 加热设备TE973.8 管道施工和维修设备TE973.9 各种油气管道施工、维修设备TE973.91/.99 各种管道施工和维修设备 TE973.91 地下管道TE973.92 水下管道TE973.94 地面(架空)管道TE973.99 其他管道TE974 泵站(压缩机)设备TE974+.1 泵设备TE974+.2 加热设备TE974+.3 阀设备TE974+.4 热交换设备TE974+.7 仪器、仪表TE974+.9 其他辅助设备TE975 油船、油轮及液化气油轮TE976 油槽车、油罐车TE977 油气集输机械设备TE978 油气储运自动化与设备TE98 机械设备的腐蚀与防护TE980 一般性问题TE980.1 材 腐蚀理论TE980.2 腐蚀等级的测定和防腐设备TE980.3 绝缘探伤及防腐检查TE980.4 腐蚀类型TE980.41 土壤腐蚀TE980.42 杂散电流腐蚀TE980.43 大气腐蚀及化学腐蚀TE980.44 生物腐蚀TE980.45 海水腐蚀TE980.5 防腐方法TE982/988 各种机械设备的腐蚀与防护TE982 钻井机械设备的腐蚀与防护TE983 油气开采机械设备的腐蚀与防护TE984 油建工程机械设备的腐蚀与防护TE985 海洋石油机械设备的腐蚀与防护{TE985.6} 油气井机械设备的腐蚀与防护{TE985.7} 储油设备的腐蚀与防护{TE985.8} 管线腐蚀与防护{TE985.9} 炼油设备的腐蚀与防护TE986 油气加工设备的腐蚀与防护TE988 油气储运设备的腐蚀与防护TE988.2 管线腐蚀与防护[TE99] 石油、天然气工业环境保护与综合利用TE991/991.9 (类目复分仿分规定)01 污染源02 污染分析与测定03 染危害05 污染防治方法与设备06 污染控制与防护08 污染调查[TE991] 石油、天然气工业环境污染与防治[TE991.1] 大气污染及其防治[TE991.2] 水体污染及其防治[TE991.3] 土壤污染及其防治[TE991.4] 岩地层污染及其防治[TE991.5] 海洋污染及其防治[TE991.8] 噪声、振动及其控制[TE991.9] 其他[TE992] 石油、天然气工业三废处理与综合利用 [TE992.1] 废气的处理与综合利用[TE992.2] 废水的处理与综合利用[TE992.3] 固体废物的处理与综合利用[TE992.4] 废油再生。
附件3：海洋工程结构物和海上石油天然气开采企业的具体范围一、海洋工程结构物的具体范围（一）中国海洋石油总公司及其下属企业：1.渤海石油实业公司2.海洋石油工程股份有限公司3.南海西部石油油田服务（深圳）有限公司4.上海石油天然气有限公司5.天津中海油能源发展油田设施管理有限公司6.湛江南海西部石油合众近海建设有限公司7.中海油田服务股份有限公司8.中海油能源发展股份有限公司9.中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司10.中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司11.中海油能源发展股份有限公司监督监理技术分公司12.中海油能源发展股份有限公司油田建设渤海工程分公司13.中海油能源发展股份有限公司油田建设渤海装备技术服务分公司14.中海油能源发展股份有限公司油田建设工程分公司15.中海石油环保服务（天津）有限公司16.中海石油深海开发有限公司17.中海石油研究中心18.中海石油（中国）有限公司19.中海石油（中国）有限公司天津分公司20.中海石油（中国）有限公司渤中作业公司21.中海石油（中国）有限公司上海分公司22.中海石油（中国）有限公司深圳分公司23.中海石油（中国）有限公司湛江分公司24.中海石油（中国）有限公司番禹作业公司25.中海石油（中国）有限公司文昌13-1/2油田作业公司26.中海石油（中国）有限公司北部湾涠洲作业公司27.中海石油（中国）有限公司丽水作业公司28.中海石油（中国）有限公司荔湾作业公司29.中国海洋石油有限公司30.中国海洋石油总公司（二）中国海洋石油对外合作公司：1.BP勘探（阿尔法）有限公司2.BP中国勘探及生产公司3.CACT作业者集团4.埃尼中国公司5.埃尼中国公司深圳分公司6.澳大利亚布莱石油有限公司7.澳大利亚石油公司8.阿吉普中国有限公司9.柏灵顿资源中国有限公司10.超准石油公司11.超准能源服务国际有限公司12.超准能源中国有限公司13.哈维斯特海洋中国公司14.哈斯基石油中国有限公司15.海外石油及投资股份有限公司16.豪信石油（北部）有限公司17.康菲石油渤海有限公司18.康菲石油中国有限公司19.康菲石油中国有限公司塘沽分公司20.康菲石油中国有限公司蛇口分公司21.科麦奇中国石油有限公司22.科威特石油勘探（中国）有限公司23.能源开发公司（中国）有限公司24.洛克石油（中国）公司25.帕特赛克石油公司26.派克顿东方有限责任公司27.壳牌中国勘探与生产有限公司28.台南-潮汕石油作业有限公司29.新加坡石油勘探和生产（中国）有限公司30.新田石油中国有限公司31.雪佛龙中国能源公司32.英国天然气国际有限公司33.中海石油（中国）东海西湖石油天然气作业公司34.中海石油（中国）有限公司秦皇岛32－6作业公司35.中海石油（中国）有限公司崖城作业公司（三）中国石油天然气集团公司下属企业：1.中国石油海洋工程（青岛）有限公司2.中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司3.中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司4.中国石油天然气集团公司辽河石油勘探局5.中国石油天然气集团公司大港油田集团有限责任公司6.中国石油集团海洋工程有限公司（四）中国石油化工集团公司下属企业：1.胜利石油管理局海洋钻井公司2.中国石化集团上海海洋石油局3.中国石化股份有限公司上海海洋油气分公司4.中国石化股份有限公司胜利油田分公司海洋采油厂5.中国石化股份有限公司胜利油田分公司海洋石油船舶中心6.上海海洋石油勘探开发总公司。
附加信息和指南A.1 分项系数的校准分项系数的推导是基于一系列设计条件进行的。
可靠度会根据设计条件的不同而发生变化，因此对各个独立参数进行优化，最大程度减少不同条件下与目标可靠度的偏差。
可以对独立地理位置和结构形式进行校准，或者对预期不同地理位置和结构形式进行校核。
需要对每个极限状态和L1、L2和L3各个风险等级单独校准。
分项系数的校准需指出整个结构中特殊部件的重要性，作用效应的权重组合和阻力模型。
宜适当考虑基本变量的不同发生率和统计不确定性。
A.2 可靠度A.2.1 总则在本文件中，“可靠度”一词主要用于“结构可靠度”，也涉及人员的整体安全、环境风险和经济风险。
当可靠度度评估基于实际经验时，它们被称为“定量分析”，这意味着结果可以用来解释真正的失效率。
在这种情况下，不确定性（包括知识的缺失）是最小的，不会对计算或假定的可靠度水平产生实质性影响。
当建模的不确定性和假设对结果有重大影响，可靠度分析被认定是定性的，意味着失效概率不一定会是真实的。
最好使用定量分析的方法，但有时不可能使用定量分析。
“定性”结构可靠度分析通常用于制定ULS 和FLS 标准，而“定量”风险评估在ALS 标准方面发挥更大作用。
可靠度水平与原因、设计条件、使用的分析方法和不确定性密切相关。
在设置目标可靠度水平时应根据结构、基础、地震和冰情况区分考虑。
在可能的范围内，所选择的可靠度目标应与既定现实情况保持一致，以便维持可接受的风险值。
制定目标时应考虑生命安全、环境后果和经济后果。
如果需要，还应考虑在设计寿命期或分析阶段参数变化对可靠度的影响。
本条款中概述的原则可用于：——分项系数推导；——证明通过特定的设计方案可以实现足够的安全性；——证明通过运输、逃生、疏散、救援和海冰管理等操作程序可以获得足够安全保障。
A.2.2 可靠度和失效概率安全可以表示为——指定参考期内的失效概率——可靠度，即在参考期内不发生失效的概率可靠度和失效概率通常以年为单位表示，这意味着参考期为一年。
这两种度量方式可以等效使用，这两个术语可经常互换。
可靠度R 和失效概率f p 之间的关系由式〔A.1〕给出：R =1−P f ………………………………………………(A.1)有时把结构可靠度度量作为储备强度比，即结构的极限承载力除以100年极限作用的比例。
同时可以在度量和可靠度间建立对应关系，需要强调这种对应关系只用于特定分析方法。
A.2.3 系统和部件可靠度可评估单个结构或系统组件以及整体结构的可靠度。
当一个以上失效状态控制结构或系统部件的可靠度，或者分析的结构或系统由多个组件构成，应评估整个系统的可靠度。
应特别强调初始部件失效导致系统失效的可能性。
ALS标准通常与系统故障有关，而ULS和FLS标准通常与组件故障有关。
根据疲劳要求，将部件失效标准与疲劳失效导致系统失效的可能性联系起来是很重要的。
已经为相关的灾害（包括风暴、地震和冰）制定了结构失效的（例如，L1和L2风险等级）可靠度目标。
这些目标的确立是为了实现社会认可的人员和环境的风险水平。
A.2.4 单一和多重原因可靠度评估可针对单个或多个原因进行。
单一原因可能包括特定的物理环境过程，如波浪和冰，或其他灾害，如火灾、爆炸和船舶碰撞。
可靠度目标应反映不同原因对结构或系统的安全影响。
A.2.5失效概率与生命安全海上设施的风险水平在安全分析（安全案例）中通常以年度个体风险形式（IRPA）进行量化和体现。
即每年的个体死亡可能性。
IRPA中规定了风险容忍标准，并以对降低IPRA贡献的方式评估了风险缓解措施。
IRPA的作用在于直接平衡了有人平台（L1风险等级）在既定灾害下导致结构倒塌的年概率。
然而结构失效仅是个体风险的一个因素，这个比例与平台类型和地理位置密切关联。
对于有人平台，应尽量减少IRPA和结构倒塌的年概率。
A.2.6灾害曲线已经为最相关的危险包括极端风暴风险（见ISO 19902）、地震风险（见ISO 19901-2）和冰风险（见ISO 19906）设立结构失效的（例如，L1和L2风险等级）可靠度目标。
对于给定的风险等级，这些目标的差异在很大程度上反映了相关灾害曲线斜率的差异。
灾害曲线描述了灾害程度随重现期或年超越概率的变化。
这个曲线提供了降低给定风险方法的相应难度。
图A.1给出了覆盖波浪运动（受拖曳力控制的海上钢结构平台）、海冰作用和地震作用的灾害曲线示例。
灾害曲线的“斜率”可定义为10000年灾害强度除以100年灾害强度的比值。
在图A.1给出的示例中，在海冰作用下的灾害曲线坡度相对较缓（1.4至1.5）（见参考文献[14]），对于以拖曳为主的结构，在波浪作用下增至1.5-1.9（见参考文献[15]），在地震灾害下显著增加至2.5至5（见ISO 19901-2）。
冰脊作用下的灾害曲线与地震灾害曲线基本一致（见参考文献[14] ）。
参数：规整化的作用(ERP/E100)a重现期（年）地震作用波浪作用海冰作用a ERP/E100 指不同重现期运动与百年运动比值图A.1-灾害曲线示例这种斜率差异意味着提高安全性所增加的成本取决于灾害类型和地理位置。
在地震活动性强的地区，成本可能远远高于在极端风暴或海冰作用下提高安全性的成本。
对于海冰作用，灾害曲线的斜率类似于与冬季风暴波浪灾害曲线的下限。
因此在冬季风暴（北海）条件下，ULS设计中100年条件下的作用系数（如ISO 19906:2010表7-4所示）确实与ISO 19902:2007表A.9.9-1所示非常相似。
ALS设计的重现期也是等效的，并且可靠度目标也是相似的。
对于ISO海洋结构物标准中未明确涵盖的其他危险或地理区域，可以使用相同的原则并考虑A.2.7中提供的指南来制定一致的作用系数。
A.2.7概率分析A.2.7.1总则ISO 2394包含了许多关于概率计算方法的细节。
A.2.7.2至A.2.7.4给出了海上结构物的一般指南。
A.2.7.2模型特征作用和抗力可以用概率分布直接表示，也可以用与环境或结构参数相关的数学模型来表示，这些参数本身用概率分布来描述。
模型中用于表示作用和抗力的不确定性应加以表征并纳入计算方法中。
A.2.7.3参数表征在描述事件、作用和抗力模型中基本变量的概率分布时，应考虑以下因素。
——分布的选择应能反应自然流程。
——可行时，应选用本地数据来表征作用。
如果直接测量不充分，在合并可用数据组并与其他局部参数建立相关性时，宜对采用的其它地理区域的数据进行可靠的物理和数学推理。
——最简单的分布形式通常是最好的，特别是在数据量有限的情况下。
——应纠正取样偏差。
——应特别注意较大作用参数分布的尾部。
从有限的数据集中推断出极端值或异常值可能导致重大错误，并可能导致不安全或过于保守的设计。
——在考虑年度值分布时应使用极端型分布。
——分布应反映数据中的不确定性。
——如相关则应考虑季节性变化。
——参数的统计描述应反映事件的持续时间和后果。
——在适当的情况下，应考虑参数之间的相关性，以及时间序列的自相关性和交叉相关性。
——应验证与作用相关的平均、极端和异常水平的参数值，以确保它们在物理上是真实的，并且组合是有意义的。
——当使用高斯分布或均匀分布来简化分析时，应验证其合理性。
A.2.7.4作用和作用效应组合通过联合概率分布，每一个作用都应与相应的伴随作用以概率方式组合。
不必同时考虑相排斥的作用。
对于疲劳失效，应在作用组合中考虑结构寿命期间所有重复作用的累积效应。
A.3分析和模型指南A.3.1总则本章为评估结构性能时采用的计算机分析及模型试验提供一般性指南。
确定具体运动（如环境、地震等），或特定结构部件的响应（如锚链、基础等）及特定平台类型（如固定钢制导管架、浮式生产系统、自升式平台等）的要求和建议涵盖于适合于海洋结构物的国际系列标准的相关标准中。
A.3.2结构分析一般来说，用于结构设计或评估的分析程序包括:a)总体分析给出结构整体的作用效应（力、力矩、加速度、位移、作用于基础或驻守系统的力）；b)单个结构部件的作用效应（力和力矩）的结构分析；c)分析结构部件（截面、接头等）应更详细说明其抗力和性能（强度和稳定性）；d)分析局部特征和细节，例如，在横截面和连接处的不连续处。
在可能出现局部应力集中的FLS中，充分准确地表示局部特征和细节尤为重要。
对于SLS、ULS和FLS，即使局部应力集中可能超过屈服应力，整体结构分析采用线性弹性方法通常也是合适的。
如果结构系统的行为本质上是非线性的，例如，立管和系泊系统以及桩土相互作用，则应使用适用的非线性方法进行分析。
对于ALS分析，如果需要（如塑性变形等），可以考虑使用已证实的非常规的作用或抗力，前提是结果对所考虑事件定义的微小修改相当不敏感。
对于大多数公认的商用软件的结构分析程序，当有经验和经过良好培训的操作员使用时，这些软件被证明适合其预期用途。
在这些情况下，原软件编制者已对其预期应用进行过充分的验证和确认并记录。
同样每个新软件发布前的验证也应该被记录以便进行独立验证。
但是，用户应该认识到，只能对可能的条件的有限子集进行建模、检查和编制报告。
如果创新的分析方法和技术与商用软件一起使用，或采用专有软件解决方案，设计人员或评估人员应验证方法的合理性。
在上述两种情况下，计算机辅助分析的结果都应该经过用户系统的审查和评估。
A.3.3物理模型测试物理模型测试可用于：——在考虑FLS、SLS、ULS或ALS时，需研究物理环境（风、浪、流、冰）对结构或其部件的作用或作用效应（结构响应）；——确定复杂几何体的水动力特性——研究操作及对应的物理环境——确定结构或部件的抗力——研究材料的复合特性和流体行为——研究外部真实情况或原型试验——验证没有发生意外情况——分析或数值模型不合适或不具有代表性的情形——补充或验证分析或数值方法A.3.4模型测试计划模型试验的计划、实施和解释应考虑以下问题：——比例应符合适当的相似理论——比例因子应在重要属性标度良好的范围内——应尽量减少缩放误差——应验证试验程序——应正确校准所有测量值——建模参数应反映预期目的——所有相关的测试数据和相关的观察结果应正确记录——应证明可重复性，或进行足够的试验以捕捉结果的潜在变异性——解释时应适当考虑建模关系的不确定性和行为的可变性进行模型试验时应注意以下几点：a)结论应基于适当比例的参数和验证的试验程序b)应适当考虑比例效应c)模型试验结果应通过实例验证，或使用数值或分析方法验证d)应尽量减少仪器对测量的影响e)应识别并最小化模型假态A.3.5计算模型不确定性计算模型是相关变量之间的物理基础或经验关系，这些变量通常是随机变量。
模型应尽可能完整和准确，以确保当使用测量的变量值时，产生的错误最小。
模型复杂性应与可用输入数据和预期结果的准确性一致。
