液化石油气储罐检验检测安全问题分析

石油气在常温常压下是状态,只有加压到一定压力后才能使其液化储存在液化石油气储罐中。储存液化石油气的储罐是石油化工企业中重要的一种特种设备,液化石油气储罐存在高压、易燃、易爆特性,具有一定的危险性,必须按照一定的检验周期请有资质的检测单位定期进行检验,以保障储罐安全运行。主要分析了液化石油气储罐定期检验的各种危险因素,并探讨了检验时的安全控制措施。     

管道自动焊接过程中微调控制的作用机理

为了实现管道自动化焊接过程自适应调节，在分析了错边量、间隙、干伸长等一元或多元变量因素对管道自动化焊接过程影响的基础上，研究了焊接过程中微调动作在改善焊缝成形及保证自动化焊接质量方面的作用机理。研究结果表明:通过对焊枪位置、摆动幅度以及焊接速度的适时调节来控制不同变量因素条件下热输入、熔池液态金属流动和焊丝填充量的变化，优化焊接工艺参数与焊缝成形系数的匹配，可大幅减小钢管尺寸误差、坡口加工和组对等因素对焊缝成形的不良影响；微调动作机理应用在焊缝追踪系统中，可以为实现管道焊接全自动化、智能化控制应用提供理论和试验依据。     

某国六柴油机球铁曲轴试制研究

针对某国六柴油机球铁曲轴疲劳弯矩计算值达不到设计要求，通过采取以下措施:曲轴轴颈中空，提升石墨球的球化率，提高圆角滚压的滚压力等，使该球铁曲轴疲劳弯矩提升了25%。该球铁曲轴试制测试表明:安全系数达到1.85，满足使用要求。该曲轴的试制成功可为柴油机减重、降低成本提供选择；也可为球铁曲轴的开拓应用提供参考。     

蜀南地区富有机质页岩孔隙结构及超临界甲烷吸附能力

以蜀南地区龙马溪组下部富有机质页岩为研究对象，通过场发射扫描电镜（FE-SEM）、低压氩气吸附实验和重力法高压甲烷吸附实验，研究页岩孔隙结构特征及超临界状态下页岩储层的甲烷吸附能力，并讨论了页岩孔隙结构对甲烷吸附能力的影响。研究表明，蜀南地区龙马溪组富有机质页岩主要发育有机质孔隙，页岩孔隙结构非均质性强，比表面积为16.846~63.738 m²/g，孔体积为0.050~0.092 cm³/g，微孔和介孔贡献页岩90%以上的比表面积，介孔和宏孔贡献页岩90%以上的孔体积。甲烷在地层条件下处于超临界状态，过剩吸附曲线在约12 MPa时出现极大值，随后开始下降。使用修正过的四元Langmuir-Freundlich （L-F）方程拟合高温甲烷过剩吸附曲线，拟合效果较好，相关系数大于0.997。页岩饱和吸附量为0.067 0~0.220 2 mmol/g，不同页岩样品吸附能力差异明显。海相富有机质页岩中，随着有机质含量的增大，有机质孔隙数量增多，且页岩中微孔比例增大，微孔的吸附能力远大于介孔和宏孔，故页岩吸附能力增强。有机质含量是影响蜀南地区海相富有机质页岩孔隙结构和甲烷吸附能力的主要因素。     

中国大气田科学开发的内涵

大气田是指天然气探明地质储量超过300×10~8 m~3、天然气峰值年产量在10×10~8 m~3以上且具有一定稳产期的气田。其是中国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的重要基础,也是保障我国供气安全的关键。通过对国内外260余个大气田开发实践的系统分析和典型气田的解剖模拟,综合研究了大气田科学开发的内涵、核心技术以及全生命周期指标体系。大气田科学开发的内涵包括:①提出以"识别水、控制水、治理水"为技术体系的天然气开发理念,即常规气田"控水开发"、非常规气田人工压裂"注水开发",根据气藏类型和气藏特征,确定合理的采气速度;②综合评价气田开发经济效益和社会效益,保障气田长期稳产;③根据气井生产特征和储层发育特征,选取适用的气田稳产方式;④依据对常规与非常规气藏不同开发阶段的精细描述、气藏开发特征和生产动态的监测,确定气田可采储量、气田水与人工注水开发规律、气田提高采收率技术对策、气田效益稳产期与发展战略。大气田科学开发的核心技术包括:规模优化技术、科学布井技术、均衡开采技术和深度挖潜技术。进而综合优选出产量、压降、采出程度、单位压降产量等多个参数作为评价大气田科学开发的关键指标,建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型和页岩气等4类气藏的全生命周期指标体系。结论认为,该研究成果有助于指导不同类型大气田的科学开发,进一步促进我国天然气产业的快速发展。     

改性氧化钛对羟乙基乙二胺水溶液解吸CO2的强化

羟乙基乙二胺（AEE）水溶液的CO₂循环吸收量高（1.2molCO₂/molAEE），吸收速度快，稳定性好，但解吸速度慢、解吸量少（0.8mol CO₂/mol AEE）是限制该技术广泛应用的主要原因。本文通过向AEE水溶液中添加质量分数为0.05%～0.20%的改性氧化钛（TiO₂-MWCNT和TiO₂-OH）强化AEE的解吸能力。CO₂循环吸收（40℃）-解吸（120℃）实验结果表明改性氧化钛的添加比氧化钛强化CO₂解吸效果更好，强化顺序为TiO₂-MWCNT＞TiO₂-OH；其对应的最大解吸速率分别为0.093L/min（质量分数0.15%）和0.083L/min（质量分数0.20%），相对于AEE水溶液，分别提高了32.9%和18.6%；其对应的最大解吸量分别为0.92molCO₂/molAEE（质量分数0.15%）和0.88molCO₂/molAEE（质量分数0.20%），分别提高了12.2%和9.7%；其对应的CO₂循环吸收量分别是0.95molCO₂/molAEE（质量分数0.15%）和0.89molCO₂/molAEE（质量分数0.15%），分别提高了18.75%和11.25%；5次循环吸收解吸实验结果表明改性氧化钛强化CO₂解吸效果稳定，具有较强的化学稳定性。对反应后的改性氧化钛进行XRD、BET、FTIR和SEM表征，结果表明改性氧化钛具有较强的结构稳定性。TiO₂-MWCNT和TiO₂-OH在促进有机胺溶液解吸CO₂方面具有一定的工业应用潜力。     

气藏开发全生命周期不同储量计算方法研究进展

储量评价贯穿气藏开发始终，系统梳理气藏不同储量计算方法，对认识和开发气藏具有重要意义。前期评价阶段，分气藏类型选择容积法或体积法计算探明地质储量，指导开发概念设计和开发方案编制；方案实施阶段，落实可动用储量，指导井位部署；规模开发后，采用物质平衡与现代递减方法计算单井或气藏动态储量和可采储量，指导井网、井距、生产制度等开发技术政策优化；开发中后期，采用精细气藏描述和数值模拟方法落实剩余储量，指导挖潜部署。综合来看，储集空间结构、流体赋存状态和气藏边界是优选不同储量计算方法的重要依据，也是开发全生命周期不断认识气藏的关键参数。     

密切割分段压裂工艺在深层页岩气Zi2井的应用

深层页岩储集层高温、高地应力、高水平应力差特征明显,常规分段压裂后,储集层改造体积偏低,裂缝复杂程度偏低,气井测试产量偏低。主要原因是,深层页岩气井压裂施工期间高泵注压力、低施工排量在常规分段参数条件下不利于提高裂缝复杂程度,导致簇间储量动用不充分。为提高工艺技术适用性及储集层改造效果,开展了深层页岩气压裂工艺优化研究,结果表明,密切割分段压裂工艺有利于增加簇间应力干扰,提高裂缝复杂程度,提升簇间资源动用效率。Zi2井初期采用常规分段压裂工艺,在压裂设计指标执行率较低的情况下,开展了密切割分段压裂工艺现场试验,裂缝复杂程度及单井储集层改造体积提升明显,证明了密切割分段压裂工艺在研究区深层页岩气井中的适用性。