油田加熱爐及其自動點熄火裝置的使用和維護

A. 油田加熱爐內容簡介

《油田加熱爐》一書以油田加熱爐為主線，全面介紹了不同類型的加熱爐結構特點、工作原理以及設計要點和操作維護管理。書中不僅深入探討了加熱爐的基本原理，還涵蓋了與加熱爐相關的關鍵知識，為讀者提供了全面的理論與實踐指導。

本書共分十一章。第一章從熱工基礎知識出發，重點介紹了與加熱爐相關的熱工知識，為後續章節打下了堅實的理論基礎。第二章深入探討了加熱爐所用燃料及其燃燒計算，為設計和操作提供了科學依據。第三章至第五章分別詳細闡述了管式加熱爐、水套加熱爐和真空相變加熱爐的結構特點、工作原理和應用場景，展現了加熱爐技術的多樣性。第六章則聚焦於熱媒加熱爐，深入分析了其工作原理與特點。第七章重點關注加熱爐燃燒器的設計與優化，旨在提高加熱效率與燃燒性能。第八章深入探討了加熱爐的腐蝕與控制，為預防和解決腐蝕問題提供了寶貴的策略。第九章則從節能技術的角度出發，探討了如何在加熱爐設計和運行中實現節能，提升能源利用效率。第十章通過熱力學分析，進一步揭示了加熱爐工作過程中的能量轉換與傳遞規律。第十一章則聚焦於加熱爐的節能監測，為實施有效的節能管理提供了方法與工具。

《油田加熱爐》不僅是一本專業性極強的工程技術書籍，更是油田工程技術人員、加熱爐管理與操作人員的實用指南。同時，對於大中專院校的師生而言，本書也是一本極具參考價值的教材，為教學與科研提供了豐富的案例與理論支撐。通過本書的學習，讀者不僅能夠深入了解加熱爐的基本原理與應用，還能掌握優化設計、高效操作與節能管理的實用技巧，為油田加熱爐的高效運行與維護管理提供了全面的知識與技能支撐。

B. 保證常減壓蒸餾裝置的安全措施有哪些

常減壓蒸餾裝置是石油加工中最基本的工藝設備，隨著減壓蒸餾技術的改造和發展、原油蒸餾裝置的平均能耗大幅下降、輕油拔出率和產品質量大大提高，危險、危害因素也隨之增加。

常減壓蒸餾裝置的重點設備包括加熱爐、蒸餾塔、機泵和高低壓瓦斯緩沖罐等幾部分。加熱爐的作用是為油品的汽化提供熱源，為蒸餾過程提供穩定的汽化量和熱量。加熱爐的平穩運行是常減壓裝置生產運行的必要保證，加熱爐發生事故不能運行，整個裝置都將被迫停工。而塔則是整個常減壓蒸餾裝置的核心，包括初餾塔、常壓塔、常壓汽提塔、減壓塔及附屬部分。原油在分餾塔中被分餾成不同組分的各測線油品，同時，塔內產生大量的易燃易爆氣體和液體，直接影響生產的正常進行和裝置的安全運行。機泵是常減壓蒸餾裝置的動力設備，它為輸送油品及其他介質提供動力和能源，機泵故障將威脅到裝置的平穩運行，特別是塔底泵的事故將導致裝置全面停產。高低壓瓦斯緩沖罐因其儲存的介質為危害極大的瓦斯，瓦斯一旦發生泄漏將可能導致燃燒爆炸等重大事故的發生。因此高低壓瓦斯緩沖罐在開工前要按照標准對其進行嚴格的試壓和驗收，檢查是否泄漏。運行中要時常對其檢查維護，如有泄漏等異常現象應立即停用並處理，同時還要定期排殘液。

常減壓蒸餾裝置存在的主要危險因素，根據不同的階段，存在不同的危險因素，避免或減輕這些危險因素的影響，可以採取相應的一些安全預防管理措施。

開工時危險因素及其安全預防管理措施

常減壓裝置的開工按照以下順序步驟進行：

開工前的設備檢查→設備、流程貫通試壓→減壓塔抽真空氣密性試驗→柴油沖洗→裝置開車。

裝置開車的順序是：原油冷循環→升溫脫水→250℃恆溫熱緊→常壓開側線→減壓抽真空開側線→調整操作。

在開工過程中，容易產生的危險因素主要是：機泵、換熱器泄漏著火、加熱爐升溫過快產生裂紋等，其危險因素為油品泄漏、蒸汽試壓給汽過大、機泵泄漏著火等，具體介紹如下：

油品泄漏

(1)事故原因：

①開工操作波動力大，檢修質量差，或墊片不符合質量要求。

②改流程、設備投用或切換錯誤造成換熱器憋壓。

(2)產生後果：換熱器憋壓漏油，特別是自燃點很低的重質油泄漏，易發生自燃引起火災。

(3)安全預防管理措施：

①平穩操作。

②加強檢修質量的檢查。

③選擇合適的墊片。

④改流程、設備投用或切換時，嚴格按操作規程執行。

⑤發生憋壓，迅速找出原因並進行處理。

蒸汽試壓給汽過大

(1)事故原因：開工吹掃試壓過程中，蒸汽試壓給汽過大。

(2)產生後果：吹翻塔盤，開工破壞塔的正常操作，影響產品質量。

(3)安全預防管理措施：調節給汽量。

機泵泄漏著火

(1)事故原因：

①端面密封泄漏嚴重。

②機泵預熱速度太快。

③法蘭墊片漏油。

④泵體砂眼或壓力表焊口開裂，熱油噴出。

⑤泵排空未關，熱油噴出著火。

(2)產生後果：機泵泄漏著火。

(3)安全預防管理措施：

①報火警滅火。

②立即停泵。若現場無法停泵，通過電工室內停電關閉泵出入口，啟動備用泵。

③若泵出入口無法關閉，應將泵抽出閥及進換熱器等關閉。

④若塔底泵著火，火勢太大，無法關閉泵入口時，應將加熱器熄火，切斷進料。滅火後，迅速關閥。

停工時危險因素及其安全預防管理措施

在停工過程中，容易產生的主要危險因素有：爐溫降低過快導致爐管裂紋，洗塔沖翻塔盤。停工主要危險因素有停工時爐管變脆斷裂、停工蒸洗塔時吹翻塔盤等。

停工時爐管變脆斷裂

(1)事故原因：停工過程中，爐溫降溫速度過快，可能會造成高鉻爐管延展性消失而硬度增加，爐管變脆，爐管受到撞擊而斷裂。

(2)產生後果：爐管出現裂紋或斷裂。

(3)安全預防管理措施：

①停工過程中，爐溫降溫不能過快，按停工方案執行。

②將原爐重新緩慢加到一個適當的溫度，然後緩慢降溫冷卻，可以使爐管脆性消失而恢復延展性，繼續使用。

③停工，將已損壞的爐管更換。

停工蒸洗塔時吹翻塔盤

(1)事故原因：停工蒸洗塔過程中，蒸汽量給的過大，又發生水擊，吹翻塔盤。

(2)產生後果：停工蒸洗塔時吹翻塔盤。

(3)安全預防管理措施：適當控制吹氣量。

正常生產中的危險因素及其安全預防管理

開工正常生產過程中的主要危險因素有原油進料中斷加熱爐爐管結焦、爐管破裂、瓦斯帶油、分餾塔沖塔真空度下降、汽油線憋壓、減壓塔水封破壞、常頂空冷器蝕穿漏洞轉油線蝕穿等。

原油進料中斷加熱爐爐管結焦

(1)事故原因：

①原油進料中斷。

②處理量過低，爐管內油品流速低。

③加熱爐進料流。

④加熱爐火焰撲爐管。

⑤原料性質變重。

(2)產生後果：

①塔底液位急劇下降，造成塔底泵抽空，加熱爐進料中斷，加熱爐出口溫度急劇上升。

②結焦嚴重時會引起爐管破裂。

(3)安全預防管理措施：

①加強與原油罐區的聯系，精心操作。

②若發生原油進料中斷，聯系原油罐區盡快恢復並減低塔底抽出量，加熱爐降溫滅火。

③爐管注汽以增加加熱爐爐管內油品流速，防止結焦。

④保持爐膛溫度均勻，防止爐管局部過熱而結焦，防止物料偏流。

爐管破裂

(1)事故原因：

①爐管局部過熱。

②爐管內油品流量少，偏流，造成結焦，傳熱不好，燒壞漏油。

③爐管質量有缺陷，爐管材料等級低，爐管內油品高溫沖蝕，爐管外高溫氧化爆皮及火焰沖蝕，造成砂眼及裂口。

④操作超溫超壓。

(2)產生後果：煙囪冒黑煙，爐膛溫度急劇上升。

(3)安全預防管理措施：

①多火嘴、齊水苗可防止爐管局部過熱造成破裂。

②選擇適合材質的爐管。

③平穩操作，減少操作波動。

瓦斯帶油

(1)事故原因：

①瓦斯罐排凝罐液位上升，未及時排入低壓瓦斯罐網。

②瓦斯罐排凝罐加熱盤管未投用。

(2)產生後果：煙囪冒黑煙，爐膛變正壓，帶油嚴重時，爐膛內發生閃爆，防爆門開，甚至損壞加熱爐。

(3)安全預防管理措施：

①控制好瓦斯罐排凝罐液面，及時排油入低壓瓦斯罐網。

②投用瓦斯罐排凝罐加熱盤管。

③瓦斯帶油嚴重時，要迅速滅火，帶油消除後正常操作。

分餾塔沖塔真空度下降

(1)事故原因：

①原油帶水。

②塔頂迴流帶水。

③過熱蒸汽帶水，塔底吹汽量過大。

④進料量偏大，進料溫度突然。

⑤塔底吹汽量過大(濕式、微濕式)，或爐管注汽量過大(濕式)，汽提塔吹汽量過大(潤滑油型)，或爐出口溫度波動或塔底液面波動。

⑥抽真空蒸汽壓力不足或中斷，減頂冷卻器汽化，抽真空器排凝器氣線堵，設備泄漏倒吸空氣。

(2)產生後果：

①塔頂壓力升高。

②油品顏色變深，甚至變黑。

③破壞塔的正常操作，影響產品質量。

④倒吸空氣造成爆炸。

(3)安全預防管理措施：

①加強原油脫水。

②加強塔頂迴流罐切水。

③調整塔底吹汽量。

④穩定適當進料量和進料溫度。

⑤控制好塔底液位。

⑥保持適當的吹汽量，穩定的抽真空蒸汽，穩定的爐溫。

⑦調整好抽真空系統的冷卻器，保證其冷卻負荷。

⑧加強設備檢測維護。

汽油線憋壓

(1)事故原因：管線兩頭閥門關死，外溫高時容易憋壞管線。

(2)產生後果：管線爆裂，汽油流出，易起火爆炸。

(3)安全預防管理措施：夏季做好輕油的防憋壓工作。

減壓塔水封破壞

(1)事故原因：

①水封罐放大氣線中存油凝線或堵塞，造成水封罐內壓力升高，將水封水壓出，破壞水封。

②水封罐放大氣排出的瓦斯含對人有害的硫化氫，將其高點排空，排空高度與一級冷卻器平齊。若水封罐內的減頂污油排放不及時，污油憋入罐內，當污油積累至一定程度時，水封水被壓出，水封水變油封，影響末級真空泵工作。

(2)產生後果：易造成空氣倒吸入塔，發生爆炸事故。

(3)安全預防管理措施：

①加強水封罐檢查。

②水封破壞，迅速給上水封水，然後消除破壞水封的原因。

③若水封罐放大氣線堵或凝，迅速處理暢通。

④水封變油封，迅速拿凈罐內存油，並檢查放大氣線是否暢通。

常頂空冷器蝕穿漏洞轉油線蝕穿

(1)事故原因：

①油品腐敗，製造質量有問題或材質等級低。

②轉油線高速沖刷及高溫腐蝕穿孔，製造質量有問題或材質等級低。

(2)產生後果：

①漏油嚴重時，滴落在高溫管線上引起火災。

②高溫油口泄漏。

(3)安全預防管理措施：

①做好原油一脫四注工作，加大防腐力度。

②報火警消防滅火，汽油罐給水幕掩護(降溫)原油降量，常爐降溫，關小常底吹汽，降低常頂壓力，迅速切換漏油空冷器，滅火後檢修空冷器。

③做好防腐工作。

④選擇適當材質。

⑤將漏點處補板焊死或包盒子處理。

設備防腐

隨著老油田原油的繼續開采，原油的重質化、劣質化日益明顯，原油的含酸介質量不斷增加，加上對具有高含酸量的進口高硫原油的加工，都對設備的防腐提出更高的要求。原油中引起設備和管線腐蝕的主要物質是無機鹽類及各種硫化物和有機酸等。常減壓裝置設備腐蝕的主要部位：

(1)初餾塔頂、常壓塔頂以及塔頂油氣餾出線上的冷凝冷卻系統。

①腐蝕原因及結果：蒸餾過程中，原油中的鹽類受熱水解，生成具有強烈腐蝕性的HCl，HCl與H2S的蒸餾過程中隨原油的輕餾和水分一起揮發和冷凝，在塔頂部和冷凝系統易形成低溫HCl-H2S-H2O型腐蝕介質，使塔頂及塔頂油氣餾出線上的冷凝冷卻系統壁厚變薄，降低設備殼體的使用強度，威脅安全生產。原油中的硫化物(參與腐蝕的主要是H2S、元素硫和硫醇等活性硫及易分解為H2S的硫化物)在溫度小於120℃且有水存在時，也形成低溫HCl-H2S-H2O型腐蝕性介質。

②防腐預防管理措施：在電脫鹽罐注脫鹽劑、注水、注破乳劑，並加強電脫鹽罐脫水，盡可能降低原油含鹽量。在常壓塔頂、初餾塔頂、減壓塔頂揮發線注氨、注水、注緩蝕劑，這能有效抑制輕油低溫部位的HCl-H2S-H2O型腐蝕。

(2)常壓塔和減壓塔的進料及常壓爐出口、減壓爐轉油線等高溫部位的腐蝕。

①腐蝕原因及結果：充化物在無水的情況下，溫度大於240℃時開始分解，生成硫化氫，形成高溫S-H2S-RSH型腐蝕介質，隨著溫度升高，腐蝕加重。當溫度大於350℃時，H2S開始分解為H2和活性很高的硫，在設備表面與鐵反應生成FeS保護膜，但當HCl或環烷酸存在時，保護膜被破壞，又強化了硫化物的腐蝕，當溫度達到425℃時，高溫硫對設備腐蝕最快。

②防腐預防管理措施：為減少設備高溫部位的硫化物和環烷酸的腐蝕，要採用耐腐蝕合金材料。

(3)常壓柴油餾分側線和減壓塔潤滑油餾分側線以及側線彎頭處。常壓爐出口附近的爐管、轉油線，常壓塔的進料線。

①腐蝕原因及結果：220℃以上時，原油中的環烷酸的腐蝕性隨著溫度的升高而加強，到270℃～280℃時腐蝕性最強。溫度升高，環烷酸汽化，液相中環烷酸濃度降低，腐蝕性下降。溫度升至350℃時環烷酸汽化增加，汽相速度增加，腐蝕加劇。溫度升至425℃時，環烷酸完全汽化，不產生高溫腐蝕。

②防腐預防管理措施：為減少設備高溫部位的硫化物和環烷酸的腐蝕，要採用耐蝕合金材料。

機泵易發生的事故及處理

機泵是整個裝置中的動設備，相對裝置的其他靜設備如塔等更容易發生事故。機泵的故障現象有泵抽空或不上量；泵體振動大、有雜音和密封泄漏。

泵抽空或不上量

(1)產生原因：

①啟動泵時未灌滿液體。

②葉輪裝反或介質溫度低黏度大。

③泵反向旋轉。

④泵漏進冷卻水。

⑤入口管路堵塞。

⑥吸入容器的液位太低。

(2)處理措施：

①重新灌滿液體。

②停泵聯系鉗工處理或加強預熱。

③重新接電機導線改變轉向。

④停泵檢查或重新灌泵。

⑤停泵檢查排除故障。

⑥提高吸入容器內液面。

泵體振動大、有雜音

(1)產生原因：

①泵與電機軸不同心。

②地腳螺栓松動。

③發生氣蝕。

④軸承損壞或間隙大。

⑤電機或泵葉輪動靜不平衡。

⑥葉輪松動或有異物。

(2)處理措施：

①停泵或重新找正。

②將地腳螺栓擰緊。

③憋壓灌泵處理。

④停泵更換軸承。

⑤停泵檢修。

⑥停泵檢修，排除異物。

密封泄漏

(1)產生原因：

①使用時間長，動環磨損。

②輸送介質有雜質，磨損動環產生溝流。

③密封面或軸套結垢。

④長時間抽空。

⑤密封冷卻水少。

(2)處理措施：

①換泵檢查。

②停泵換泵處理。

③調節冷卻水太少。

C. 油田80KW加熱爐每小時用多少立方天然氣

在探討油田80KW加熱爐每小時用多少立方天然氣的問題時，首先需要明確幾個關鍵數據。天然氣的熱值為8700kcal/立方米，換算成焦耳為4.18焦耳/卡。根據80KW加熱爐的功率，我們首先計算其每小時消耗的能量，即80*1000*3600焦耳。接下來，我們用消耗的能量除以天然氣的熱值，並將其結果除以效率80%，得到天然氣的消耗量。計算過程如下：

80*1000*3600/4.18/（8700*1000）=7.9立方。考慮到加熱爐的效率約為80%，實際消耗的天然氣量約為10立方每小時。

因此，油田80KW加熱爐在運行一小時時，大約需要消耗10立方天然氣。這個計算基於天然氣的熱值、加熱爐的功率以及考慮了實際運行效率。實際使用中，需要根據具體情況調整，以確保能源的合理利用。

D. 油田自動化設備有哪些

隨著油田的發展及工業自動化水平的提高，利用現代通信、網路技術和現代計算機對設備運行數據的遠距離採集與監控的監控管理系統也隨之產生。目前大多由人工每日定時檢查設備運行情況並測量、統計油量數據、檢查設備運行狀態、操作設備等等，這種方式必然使工人勞動強度加重，並且影響了設備監控與生產數據的實時性，甚至准確性。

系統的設計和開發基於下述觀點，即以目前的計算機、現代通信、網路技術、視頻監控為基礎的生產監測和操作系統可大大提高生產效率，降低綜合成本，實現生產、管理的自動化、信息化。為了達到這個目標，必須開發一個可靠的以微型計算機技術、現代通信技術為基礎的生產監測和操作系統，監測到異常情況（如液位越限，壓力過高過低等）系統會自動實行相應保護。且可在總控室下達相應指令遠程式控制制命令，讀取生產區的數據資料，實現真正的無人值守，大大降低生產成本。為廠領導及工藝、生產部門提供詳細、及時、具體的生產第一手數據，以優化生產參數，達到高效、節能、增產的目的。基本結構如下：

該系統軟體功能強大、預留介面充分，人機界面友好，操作簡單，維護方便，大大提高了系統的實用性。系統內容涉及：1、儲油罐區2、氣液分離崗3、加熱爐4、鍋爐（含注水泵站）5、卸油台6、天然氣站7、消防水罐8、穩定塔9、污水處理10、總控室（調度中心）等各生產崗位的監控子系統。

本系統是包含生產過程自動化、生產安全監視監控、巡檢管理系統、工業大屏幕顯示系統等的一體化指揮管理平台，集成了報警管理、歷史數據統計管理功能、安全管理、報警聯動、運行日誌功能等。調度中心可對全站系統運行實行統一調度管理，監測站內各崗位主要運行參數和設備運行狀態；並對泵、加熱爐、採暖鍋爐、天然氣站等故障狀態、可燃氣體濃度（採集單元做充分的預留）進行監視與控制，並可在事故時自動或手動實現緊急停車功能；通過數據處理、分析進行調度管理決策指導。

E. 礦場油氣集輸是什麼

一、礦場油氣集輸的任務及內容

礦場油氣集輸是指把各分散油井所生產的油氣集中起來，經過必要的初加工處理，使之成為合格的原油和天然氣，分別送往長距離輸油管線的首站（或礦場原油庫）或輸氣管線首站外輸的全部工藝過程。

概括地說，礦場油氣集輸的工作范圍是以油井井口為起點，礦場原油庫或輸油、輸氣管線首站為終點的礦場業務；主要任務是盡可能多的生產出符合國家質量指標要求的原油和天然氣，為國家提供能源保障；具體工作內容包括油氣分離、油氣計量、原油脫水、天然氣凈化、原油穩定、輕烴回收、含油污水處理等工藝環節。

二、礦場油氣集輸流程

礦場油氣集輸流程是油氣在油氣田內部流向的總說明。它包括以油氣井井口為起點到礦場原油庫或輸油、輸氣管線首站為終點的全部工藝過程。礦場油氣集輸流程可按多種方式劃分。

（一）按布站級數劃分

在油井的井口和集中處理站之間有不同的布站級數，據此可命名為一級布站流程、二級布站流程和三級布站流程。

一級布站流程是指油井產物經單井管線直接混輸至集中處理站進行分離、計量等處理。該流程適用於離集中處理站較近的油井。

二級布站流程（見圖7-2）是指油井產物先經單井管線混輸至計量站，在計量站分井計量後，再分站（隊）混輸至集中處理站處理。該流程適用於油井相對集中、離集中處理站不太遠、靠油井壓力能將油井產物混輸至集中處理站的油區，一般是按採油隊布置計量站。

圖7-20開式生化處理流程圖

總之，上述幾種流程是目前含油污水處理較常用的流程。當然，由於各油田污水的具體情況不同，上述流程也並非是絕對的，實際應用中，應根據具體的情況選擇合適的流程。

F. 油田生產聯合站的防爆知識有哪些

油田生產防火防爆知識
燃燒是一種復雜的物理化學反應。光和熱是燃燒過程中發生的物理現象，游離基的連鎖反應則說明了燃燒的化學實質。
按照鏈式反應理論，燃燒不是兩個氣態分子之間直接起作用，而是它們的分裂物－游離基這種中間產物進行的鏈式反應。
1 、燃燒與火災
（ 1 ）燃燒是一種發光放熱的氧化反應。
物質和空氣中的氧所起的反應是最普遍的，是火災和爆炸事故最主要的原因。
（ 2 ）氧化與燃燒
氧化反應可以體現為一般的氧化現象和燃燒現象。
二者都是同一類化學反應，只是反應速度和發生的物理現象（熱和光）不同。
2 、燃燒的類型
（ 1 ）自燃
可燃物質受熱升溫而不需要明火作用就能自行燃燒。分為受熱自燃和本身自燃兩種類型。
本身自燃的起火特點是從可燃物質的內部向外炭化、延燒。
受熱自燃往往是從外部向內延燒。
植物油的自燃能力最大，其次是動物油，礦物油如果不是廢油或摻入植物油是不能自燃的。
有些浸入礦物質潤滑油的紗布或油棉紗堆積起來亦能自燃。
凡是盛裝氧氣的容器、設備、氣瓶和管道等，均不得沾附油脂。
（ 2 ）閃燃
一閃即滅的燃燒。
在閃點的溫度時，燃燒的僅僅是可燃液體所蒸發的那些蒸汽。而不是液體自身能燃燒。
（ 3 ）著火
可燃物質燃燒分氣相和固相兩種燃燒。
可燃液體的燃燒，先是液體表面受熱蒸發為蒸汽，然後與空氣混合而燃燒。
可燃性固體，受熱熔融再氣化為蒸汽，或受熱解析出可燃蒸汽。
有的可燃固體不能成為氣態物質，在燃燒時則呈熾熱狀態。
（ 4 ）火災
我國工傷事故分為 20 類，火災屬於第 8 類。
在生產過程中，超出有效范圍的燃燒稱為火災。
消防部門有火災和火警之分，火災是造成了一定的人身和財產損失。
3 、 燃燒的條件
可燃物質、助燃物質和火源的同時存在，並相互作用是燃燒條件。
4 、防火技術基本理論
防止可燃物、助燃物和火源的同時存在或者避免它們的相互作用。
5 、防火基本技術措施
火災的發展過程先是醞釀期，可燃物在熱的作用下蒸發析出氣體、冒煙和陰燃；
其次是發展期，火苗竄起，火勢迅速擴大；
再是全盛期，火焰包圍整個可燃材料，可燃物全面著火，燃燒面積達到最大限度，放出大量的輻射熱，溫度升高，氣體對流加劇；
最後是衰滅期，可燃物質減少，火勢逐漸衰落，終至熄滅。
防火的要點是根據對火災發展過程特點的分析，採取以下基本措施：
（ 1 ） 嚴格控制火源；
（ 2 ） 監視醞釀期特徵；
（ 3 ） 控制可燃物：
以難燃或不燃材料代替可燃材料。
降低可燃物質在空氣中的濃度。
防止可燃物質跑冒滴漏。
隔離和分開存放。
（ 4 ）阻止火焰的蔓延，限制火災可能發展的規模：
將火附近的易燃物和可燃物，從燃燒區轉移走；
將可燃物和助燃物與燃燒區隔離開；
防止正在燃燒物品飛散，以阻止燃燒蔓延。防止形成新的燃燒條件，阻止火災范圍的擴大。
設置阻火器、水封井、防火牆、留足防火間距。
（ 5 ）組織訓練消防隊伍；
（ 6 ）配備相應的消防器材。
6 、滅火的基本措施
一旦發生火災，只要消除燃燒條件中的任何一條，火災就會熄滅。
常用的滅火方法有：隔離、冷卻和窒息（隔絕空氣）、化學抑製法。
一、爆炸及其種類
爆炸是物質在瞬間以機械功的形式釋放出大量氣體和能量的現象。
爆炸發生時壓力猛烈增高並產生巨大聲響。
爆炸分為物理性爆炸和化學性爆炸兩類。
A 、物理性爆炸是由溫度、體積和壓力等因素引起，爆炸前後物質的性質及化學成分均不變。
B 、化學性爆炸是物質在短時間內完成化學變化，形成其他物質同時產生大量氣體和能量的現象。化學反應的高速度、大量氣體和大量熱量是這類爆炸的三個基本要素。
二、化學性爆炸物質
1 、簡單分解的爆炸物
這類物質在爆炸是分解為元素，並在分解過程中產生熱量。
Ag 2C 2=2Ag+ 2C +Q （熱量）
2 、復雜分解爆炸物，如含氮炸葯。
3 、可燃性混合物
由可燃物質與助燃物質組成的爆炸物質。
實際上是火源作用下的一種瞬間燃燒反應。
三、爆炸極限
1 、概念
可燃氣體、可燃蒸汽或可燃粉塵與空氣構成的混合物，並不是在任何混合比例之下都有著火和爆炸的危險，而是必須在一定的濃度比例范圍內混合才能發生燃爆。混合的比例不同，其爆炸的危險亦不同。
混合物中可燃氣體濃度減小到最小（或增加到最大），恰好不能發生爆炸時的可燃氣體體積濃度分別叫爆炸下限和爆炸上限。爆炸上限和爆炸下限統稱為爆炸極限。
爆炸下限和爆炸上限之間的可燃氣體濃度范圍叫爆炸范圍。
如天然氣爆炸極限在常壓下為 5 % ～ 15 % 。
在 1 MPa 時爆炸極限為 5.7 % ～ 17 % ；
5 MPa 時爆炸極限為 5. 7 % ～ 29. 5 % 。
極限氧濃度
當氧濃度降低到低於某一個值時，無論可燃氣體的濃度為多大，混合氣體也不會發生爆炸，這一濃度稱為極限氧濃度。
極限氧濃度可以通過可燃氣體的爆炸上限計算。如甲烷在 1 個大氣壓下的爆炸上限為 15% ，當甲烷含量達到 15% ，空氣的含量占 85 % ，這時氧的含量為 17. 85% ，即甲烷與空氣混合，當氧的含量低於 17. 85 % 時，便不會形成達到爆炸極限的混合氣。
在實際應用中，對極限氧濃度取安全系數，得到最大允許氧含量。天然氣的最大允許氧含量可取 2% 。
2 、爆炸極限的影響因素
（ 1 ）溫度
混合物的原始溫度越高，則爆炸下限降低，上限增高，爆炸極限范圍擴大。
（ 2 ）氧含量
混合物中含氧量增加，爆炸極限范圍擴大，尤其爆炸上限提高得更多。
（ 3 ）惰性介質
在爆炸混合物中摻入不燃燒得惰性氣體，隨著比例
增大，爆炸極限范圍縮小，惰性氣體的濃度提高到某一數值，可使混合物變成不能爆炸。
（ 4 ）壓力
原始壓力增大，爆炸極限范圍擴大，尤其是上限顯著提高。
原始壓力減小，爆炸極限范圍縮小。
在密閉的設備內進行減壓操作，可以免除爆炸的危險。
（ 5 ）容器
容器直徑越小，混合物的爆炸極限范圍越小。
3 、爆炸極限的應用
（ 1 ）劃分可燃物質的爆炸危險度
爆炸上限－爆炸下限
爆炸下限
（ 2 ）評定和劃分可燃物質標准
（ 3 ）根據爆炸極限選擇防爆電器
（ 4 ）確定建築物耐火等級、層數
（ 5 ）確定防爆措施和操作規程
四、防爆技術基本理論
1 、爆炸反應的歷程
熱反應的爆炸和支鏈反應爆炸歷程有分別。
熱反應的爆炸：當燃燒在某一空間內進行時，如果散熱不良會使反應溫度不斷提高，溫度的提高又促使反應速度加快，如此循環進展而導致發生爆炸。
支鏈反應爆炸：爆炸性混合物與火源接觸，就會有活性分子生成，構成連鎖反應的活性中心，當鏈增長速度大於鏈銷毀速度時，游離基的數目就會增加，反應速度也隨之加快，如此循環發展，使反應速度加快到爆炸的等級。
爆炸是以一層層同心圓球面的形式向各方面蔓延的。
2 、可燃物質化學性爆炸的條件
（ 1 ）存在著可燃物質，包括可燃性氣體、蒸汽或粉塵。
（ 2 ）可燃物質與空氣混合並且達到爆炸極限，形成爆炸性混合物。
（ 3 ）爆炸性混合物在點火能作用下。
3 、燃燒和化學性爆炸的關系
本質是相同的，都是可燃物質的氧化反應。
區別在於氧化反應速度不同。
火災和爆炸發展過程有顯著的不同。二者可隨條件而轉化。
火災有初期階段、發展階段和衰弱階段。
擴散燃燒和動力燃燒
① 擴散燃燒
如果可燃氣體和空氣沒有混合並點燃，燃燒在可燃氣體和空氣的界面（反應區），並形成穩定的火焰，稱為擴散燃燒。
② 動力燃燒
如果可燃氣體和空氣充分混合並點燃，氧分子和可燃氣體分子不需擴散就可以迅速結合，這種燃燒稱為動力燃燒。由於化學反應速度非常快，反應區火焰會迅 速從引燃位置向周圍傳播，發生爆炸。
化學性爆炸過程瞬間完成。
4 、防爆技術的基本理論
防止產生化學性爆炸的三個基本條件的同時存在，是預防可燃物質化學性爆炸的基本理論。
5 、防爆技術措施
可燃混合物的爆炸雖然發生於頃刻之間，但它還是有個發展過程。
首先是可燃物與氧化劑的相互擴散，均勻混合而形成爆炸性混合物，並且由於混合物遇著火源，使爆炸開始；
其次是由於連鎖反應過程的發展，爆炸范圍的擴大和爆炸威力的升級；
最後是完成化學反應，爆炸力造成災害性破壞。
防爆的基本原則是根據對爆炸過程特點的分析，採取相應的措施。阻止第一過程的出現，限制第二過程的發展，防護第三過程的危害。
其基本原則有以下幾點：
（ 1 ）防止爆炸混合物的形成；
（ 2 ） 嚴格控制著火源；
（ 3 ） 爆炸開始就及時泄出壓力；
（ 4 ） 切斷爆炸傳播途徑；
（ 5 ）減弱爆炸壓力和沖擊波對人員、設備和建築的損壞；
（ 6 ）檢測報警。
油氣田開發是一項復雜的系統工程，由地震勘探、鑽井、試油、採油（氣）、井下作業、油氣集輸與初步加工處理、儲運和工程建設等環節組成。每一生產環節，因其使用物品、所採取工藝條件和所生產產品的不同，其火災爆炸危險性亦有所區別。
一、石油生產過程中的爆炸危險
從地震勘探、測井、射孔、完井到壓裂增產改造，使用了種類繁多的爆破器材。
爆破器材再使用、保管及運輸過程中，隨時都存在因熱能、機械能、光能、化學能、電能引起意外火災爆炸的危險；
鑽井、試油等作業中可能發生井噴失控引發爆炸著火；
採油、油氣集輸、初步加工處理、儲運等過程是在密閉狀態下連續進行，採油高溫、高壓、低溫、負壓、高流速等工藝條件，易發生油氣泄漏導致油氣火災爆炸；
數以萬計的鍋爐、加熱爐、壓力容器及油田專用容器與各種機泵、罐配套構成了油氣採集處理和儲運的生產性，不可避免地存在火災爆炸危險；
油田工程建設大量使用乙炔氣，也存在乙炔火災爆炸的危險；
天然氣脫硫及硫磺回收，存在著硫磺粉塵的火災爆炸危險。
上述作業條件下火災爆炸發生的幾率較高，損失較嚴重的火災爆炸主要有以下 3 類：
（ 1 ） 井噴失控後引發的爆炸著火；
（ 2 ） 儲油罐及液化石油氣儲罐的著火爆炸；
油氣（包括天然氣、液化石油氣及石油蒸汽等）泄漏後引發的爆炸著火。
二、原油天然氣燃爆特性
油氣田產品主要是原油和天然氣。
原油閃點為 28 － 45℃ ，自然點 380 － 530℃ ，凝固點因含蠟量不同差異較大。
天然氣無閃點數據，自燃點則具有隨分子量增加而降低的規律，如甲烷的自燃點（ 645 ℃ ）高於乙烷（ 510 ℃ ）。
原油、天然氣都具有潛在的燃燒爆炸危險，其主要特點是：
1 、易燃燒
原油具有比較低的閃點、燃點和自燃點，所以它比煤炭、木材等物質更容易著火。天然氣在空氣中燃燒為均相燃燒，遇火即著。一旦燃燒發生，都呈現出燃燒速度快、燃燒溫度高、輻射熱強的特點。
2 、易爆炸
原油蒸汽與空氣混合到 1.1 － 6.4 ％、天然氣與空氣混合到 5—15 ％比例范圍時，遇較小的點火能就能引起爆炸。
3 、易蒸發
原油容器內壓力每降低 0.1Mpa ，一般有0.8 － 1.0m3 油蒸汽析出。蒸發出的油蒸汽極易在儲存處所或作業場地的低窪處積聚，從而增加了燃燒爆炸的危險因素。
4 、易產生靜電
原油及其產品的電阻率一般在 1012 Ω ·cm 左右，在泵送、灌裝、裝卸、運輸等作業過程中，流動摩擦、噴射、沖擊、過濾等都會產生靜電。當靜電放電產生的電火花能量達到或超過油品蒸汽的最小點火能量時，就會引起燃燒或爆炸。
5 、易發生沸溢、爆噴
原油和重質油在儲罐中著火燃燒時，輻射熱在向四周擴散的同時也加熱了油田。若繼續燃燒，溫度不斷升高，輕餾分不斷蒸發，重餾分中瀝青質、樹脂和焦炭產物比油重而逐漸下沉。當熱波面接觸原油和重質油中的水分時便使之氣化，使原油和重質油體積增大（水汽化後體積增大 1700 倍，油品本身體積也在膨脹），加之水蒸汽不斷地向油麵上涌，即會呈現出沸溢現象，使原油和重質油不斷溢出罐外。當熱波面抵達水墊層時，大量水分急劇汽化或造成很大的水蒸汽壓力。急劇沖擊油麵並將油拋向高空，形成 「 火雨 」 現象（爆噴），進而造成大面積或火場型火災。
6 、易受熱膨脹
當原油、天然氣受熱膨脹所產生的壓力大於容器或處理設備的抗壓強度時，還會發生設備爆炸。
除原油、天然氣外，我國油氣田產品還有少量的油田液化氣及天然氣凝液。
油田液化石油氣是從壓縮天然氣和不穩定原油中提取的，以丙烷和丁烷為主要成分的液態烴類混合物，它與煉油廠生產的以丙烷、丙稀、丁烷和丁烯為主要成分的液化石油氣不完全相同。天然氣凝液是從天然氣中提取、經穩定處理後得到的液體石油產品，其組分主要是戊烷和更重的烴類，也允許有一定數量的丁烷。二者都具有易燃易爆的危險特性。
三、主要危險場所的防火防爆分析
1 、火災危險性分類
它是確定建（構）築物的耐火等級、布置工藝裝置、選擇電器設備型式等，以及採取防火防爆措施的重要依據，而且依此確定防爆泄壓面積、安全疏散距離、消防用水、採暖通風方式及滅火器設置數量等。
3 、爆炸危險環境分區
石油行業標准《油氣田爆炸危險場所分區》（ SYJ25-87 ），根據油氣田生產設施及裝置在油氣集輸、處理、儲存過程中產生的爆炸性氣體混合物出現的頻繁程度和持續時間，將危險環境劃分為 0 區、 1 區、 2 區。
（ 1 ） 0 區屬於最危險的區域，是指爆炸性氣體混合物連續出現或長期存在的場所。密閉容器或儲油罐液面以上的空間，雖然烴氣體濃度一般都高於爆炸上限，形不成爆炸條件，但考慮到空氣進入而使其成為爆炸危險區域，因此仍劃為 0 區。
（ 2 ） 1 區屬於危險程度次之的區域，是指在正常運行中可能產生爆炸泵性氣體混合物的場所。如通風不良的油氣工藝泵房、壓縮機房、地下或半地下泵房、溝、坑、油氣生產井井口房、容器、儲罐、槽車裝油口或放氣口附近的區域均屬 1 區，是由設備運轉，容器蓋開、閉，安全閥、排放閥的工作而泄漏出來的可燃氣體和易燃、可燃液體而形成的區域。
（ 3 ） 2 區屬於危險程度較小的區域，是指在正常運行中不可能產生爆炸性氣體混合物，及時產生也只能在短時間存在的環境。如通風良好的工藝泵房、壓縮機房、露天設備、開敞式油氣管溝、緊靠 1 區的戶內及戶外區域。
在油氣生產環境很少存在 0 區，多為 1 區和 2 區（大多數情況屬於 2 區）。設計時應採取措施減小 1 區的危險性，降低 2 區的爆炸性氣體出現概率。如 1 區加強通風， 2 區設置可燃氣體檢測報警系統等。
油氣廠、站、庫應按照 SYJ25 － 87 的規定執行。其他爆炸危險環境分區應按照國標（ GB50058 － 92 ）《爆炸和火災危險環境電力裝置設計規范》中的規定和參照有關專業防爆標准執行。
四、主要危險作業的防火防爆措施
1 、防範空氣進入油氣系統
（ 1 ） 負壓脫氣工藝的原油穩定防止脫真空
案例：空氣進入系統，原油穩定性分離器爆炸
1990 年 12 月 11 日 ，某原油穩定車間一台卧式油氣水三相分離壓力容器，因液位浮筒接管滲漏進行補焊後投用。啟動 3 號 1 號丙烷壓縮機均發現一級出口溫度偏高（分別為 120 度和 112 度），壓縮機出口壓力由 1.8Mpa 上升至 1.95Mpa ，同時聽到機內有異常聲響，操作人員立即停機，緊接著（約幾秒）就發生爆炸。容器呈粉碎性破裂，共破裂成 31 塊，其中一塊碎片重 272kg ，水平向北飛出 181m 遠，飛越高度 21m 。事故致 5 人輕傷，直接經濟損失 9.4 萬元。
事故原因：
A. 開工時，原油穩定車間個別閘門關閉不嚴，使空氣進入系統，與天然氣混合達到爆炸極限。
B. 附近採油隊吹掃干氣管線時，閥門未關嚴，使空氣經集中處理站進入該系統。
開廠措施不嚴密，對原料氣沒有進行分段化驗。
C 、丙烷壓縮機進口微負壓運行，當溫度升高出現異常時，未採取立即停機的果斷措施。
（ 1 ） 油氣管線吹掃置換
（ 2 ）清罐和容器檢維修
（ 3 ）防止天然氣放空時的抽空
抽空機理
抽空是當管線設備壓力泄放完後，由於天然氣密度較空氣小（天然氣相對密度為 0.57 左右），天然氣自上通道上浮流出，下通道抽吸進空氣的現象。
集輸管線鋪設起伏大天然氣抽空比較嚴重。若低端放空閥開啟，高端放空閥也開啟時，則形成抽空。抽空一直會持續到管內天然氣自然全部流出，置換為空氣為止。
天然氣抽空產生後果是極其危險的，若空氣抽吸進管線設備，如同時存在摩擦產生的靜電火花、機械火花或因鐵的硫化物自燃等點火源，就會發生管道內燃和爆炸事故。
l 天然氣抽空的控制
抽空是可以控制和避免的，關閉放空閥不形成抽空通道就不會發生抽空。控制抽空的方法如下：
1 ） 管線放空壓力接近零時應只開一端放空閥放空，不能兩端都開著放空口形成抽空通道。
2 ） 若點火放空時，待火苗高約 1 m 時應及時關閉高端放空閥，讓低端放空閥放空。
3 ） 管線裂口搶修放空時，應在放至接近零時關閉所有放空閥，讓裂口放空。
4 ） 施工完後若置換空氣應採用通球置換，以避免空氣滯留使天然氣— 空氣混合，特別是大管線應嚴格做到這一點。
案例：管道內天然氣抽空，自燃發生爆炸
1998 年 7 月，某大型輸氣站絕緣法蘭漏氣整改，施工 36 小時後，該段￠ 508 × 9 的管道在 6.6Km 管線兩端放空閥均開啟發生了抽空。恢復生產時，採取開天然氣直接置換空氣， 20 分鍾約進天然氣 9000 方後，關閉放空閥開始升壓，升壓過程中發現管線發熱。分析判斷是管線內燃，對管線採取澆水降溫， 1 小時後，管線壓力升至 2.6Mpa 時，採取開啟 DN300 進站生產球閥和站場分離器 DN100 排污閥試圖泄壓時，站場發生了強烈爆炸導致全站設備損毀，人員傷亡的特大安全事故。
事故原因：
① 管線施工中開著干線放空閥產生了抽空和設備天然氣內燃。
② 泄壓時使天然氣、空氣、燃燒產物的混合氣體進入到站場再混合發生了二次爆炸。
2 、 防範油氣泄露
（ 1 ）設備密閉
案例：動火之前不檢測，水罐施焊爆炸
1986 年 7 月 1 日 ，某聯合站 3 名工人在給一立式 700m3 水罐焊液位裝置，該水罐供應注水和天然氣處理裝置的冷凝器冷卻用水，由於 4 號冷凝器管程腐蝕穿孔，天然氣進入殼程循環冷卻水中，並經循環水竄至水罐內（聯通冷凝器的水管線壓力為 0.2-0.4Mpa ，冷凝器殼程壓力為 0.8-1.0Mpa ）。長期積累，達到爆炸極限。埋下隱患，當焊工吳某與兩名注水工動焊時，焊接火星引起罐內氣體爆炸， 2 名工人當場死亡，另 1 名工人搶救無效死亡。
事故原因：
① 未辦動火手續。
②施焊前未進行必要的可燃氣體濃度檢測。
（ 1 ） 廠房通風
（ 2 ） 以不燃溶（ 1 ）感溫報警器
（ 2 ）感煙報警器
（ 3 ）測爆儀