大型原油罐区的阴极保护

论述了原油罐的腐蚀机理与阴极保护原理 ,介绍了中国石化股份有限公司沧州分公司大型原油罐区的整体阴极保护设计与安装情况。该公司对一座 5 0 0 0 0m3 原油罐的底板内壁实施了牺牲阳极保护 ,待保护面积为 30 14m2 ,罐底用锗系铝合金阳极 2 15块 (单重 14kg) ,罐壁用 2 5块 (单重 8kg) ,实测保护电位可以达到- 0 .94V ,设计寿命为 8年。其罐底外表面及埋地管道则采用外加电流阴极保护技术 ,并于 2 0 0 1年底投用 ,保护电位控制在 - 0 .9～ - 1.1V。由于采用了深井阳极技术 ,使投资大大降低 ,效果良好。     

储罐底板阴极保护电位分布规律探讨

建立了储罐底板阴极保护体系数学模型 ,使用一种典型电流密度分布假设求解保护电位 ,模拟了两种深井阳极对储罐底板阴极保护体系 ,将数值计算结果与解析公式、实测数据进行对比 ,得出结论 :大部分数据点吻合较好 ,远阳极端误差较大 ,主要是由于选择的阴极保护电位准则范围不同和辅助阳极极化电位动态变化造成的 ;深井阳极布置是影响保护电位分布的主要原因 ;使用双阳极可以有效地改善储罐底板保护电位分布 ;储罐底板保护电位差最大值在水平轴线上取得 ,对于单罐和单支深井阳极 ,保护电位最小值并不在罐中心处 ,而是位于中心轴线上某点。使用储罐底板阴极保护电位分布规律可以研究多罐和多支深井阳极的情形 ,为准确计算罐底板电位差提供依据     

深井阳极埋深对储罐底板阴极保护电位的影响

建立了深井阳极对储罐底板阴极保护体系的数学模型,使用一种典型电流密度分布假设求解保护电位,计算了不同深井阳极埋深对应的储罐底板保护电位,根据数值计算结果研究合理的深井阳极埋深,得出结论:(1)深井阳极埋深与保护电位的关系曲线可以分成3部分,埋深小于15m,保护电位随着埋深增加急剧增大;埋深大于45m,保护电位随着埋深增加急剧减小;埋深介于15～45m,保护电位随着埋深增加缓慢减小。(2)对于单个储罐和单支深井阳极的情况,合理的深井阳极埋深范围是25～45m。(3)深井阳极埋深对近阳极端保护电位的影响大于远阳极端,对罐中心保护电位的影响介于近阳极端和远阳极端之间。     

炼油厂原油罐底板的腐蚀与防护

针对兰州炼油厂原油罐底板腐蚀泄漏情况严重的问题,对三具原油罐底板的腐蚀情况做了检测及原因分析。原油罐底板的腐蚀形貌主要是点蚀和溃疡腐蚀,其中点蚀是由罐底污水中的氯离子造成的,而溃疡腐蚀是由原油污泥形成的垢下腐蚀造成的。针对原油罐腐蚀特性,经过实验,提出了铝牺牲阳极电化学保护与涂刷耐腐蚀涂料相结合的防护措施。实时监测所得的罐底板电位始终处于-085～-10V范围内,表明原油罐底板的腐蚀得到了有效控制,底板与电极接触可靠,达到了原油罐长效防护,炼油厂原油安全储运之目的。     

储罐底板阴极保护技术现状及其发展

对于储罐底板内外侧的腐蚀,阴极保护是最为经济有效的防腐措施。根据测量的电位来判断储罐底板是否得到有效保护,把保护电位作为调整阴极保护系统运行的重要参数。遇到罐底板中心部位电位不容易检测的时候,为了保证储罐底板中心得到充分保护,需要利用数学方法,根据阴极保护电位数值计算理论,建立阴极保护的数学模型,求解得到整个储罐底板的电位分布。此举措对于提高整个储罐底板的阴极保护效果,延长站内储罐的使用寿命有非常重要的意义。     

原油罐不举升更换罐底圈壁板、罐底板的方法

东黄输油管线 (老线 )全长 2 51ｋｍ ,设东营首站、黄岛末站各 1座 ,中间设寿光、丈岭两热泵站 ,各设旁接油罐 ( 2 0 0 0ｍ3) 1座。该线于 1974年7月建成投产 ,由于其封存了 12年 ,其间并未对其进行大修保养 ,经专业人员对其腐蚀情况进行全面检测 ,发现油罐底部腐蚀严重 ,以罐底板、边缘板、第一层圈壁板 ( 60 0ｍｍ以下 )腐蚀最为严重 ,原设计厚度为 8～ 9ｍｍ钢板腐蚀后仅剩 1～ 4ｍｍ ,有的地方已腐蚀穿孔 ,已不能投入运行 ,需对其进行大修更换。1.确定大修更换范围根据腐蚀状况检测结果 ,决定全部更换罐底板 ,以及罐底第一层圈壁板 ,并…     

轮南集油站的区域性阴极保护

研究整个站场内区域性阴极保护的运行状况,包括恒电位仪、保护电位、阳极井接地电阻。分析得到轮南集油站内罐底板网状阳极保护方式所需保护电流较小,由于轮南集油站两条出站管线没有安装绝缘法兰所以造成区域阴极保护的负荷较大。1号到6号阳极井的接地电阻都比较小,说明6个阳极井的气阻现象不严重,阳极井工作正常。轮南集油站阀组区内增加了牺牲阳极辅助保护减轻屏蔽效应,使储罐阀组区管线也能得到有效的保护。罐底网状阳极能有效避免保护电流对其他金属结构产生干扰。所以最好在场站设计时同时考虑区域阴极保护的设计,应尽量采用罐底板网状阳极的方式,对于未能达到有效保护的位置,可以增加了牺牲阳极辅助保护。     

石南21集中处理站原油储罐腐蚀与防护对策

石南21集中处理站各罐都存在一定的内腐蚀情况,防腐层破损、脱落和起泡部位都集中在罐底板上表面和罐壁底部,且发生腐蚀的部位也都集中在此处。储罐腐蚀主要包括罐顶内侧腐蚀、罐内壁腐蚀和罐内附件腐蚀。防护措施包括重新对原油罐区10座大罐和污水处理系统2座大罐的罐底板上表面进行的防腐处理(罐底板上表面防腐涂层+罐底板上表面的牺牲阳极阴极保护方案),各罐的罐顶内侧及罐内壁采用补涂涂层方式。要求原油罐内壁所选用涂料除应具有良好的耐油、耐水性、柔韧性,附着力强,抗冲击及抗老化等性能之外,还应满足抗静电的要求。     

液蜡储罐的腐蚀与防护

0前言中国石化荆门分公司的液蜡罐,1991年建成投产。液蜡罐高8～9m,容量为400～1000m3,罐体使用A3钢,操作条件为常温常压。2001年检修时发现605#罐底板及底圈板腐蚀较为严重,底板上有大小不等的腐蚀坑,并有大量腐蚀产物沉积。底板由原设计厚度的5m m减薄到2m m,下圈板也已减薄严重,最薄处只有1m m左右。底内表面呈现不均匀的点蚀和坑蚀,罐壁和罐顶的腐蚀较为均匀,在接近罐壁的罐顶边缘有多处坑蚀存在。据车间技术人员介绍,由于腐蚀造成的液蜡罐穿孔、漏油、罐壁强度下降的现象频繁发生,锈蚀产物也会影响油品质量。因此,我们对液蜡罐的底板…     

原油储罐静电电位的现场测量与分析

针对日常运行状态下不同容量的大型外浮顶旁接运行罐和长期储油罐,现场测量了罐区空间、浮顶上、油气空间、原油油品内部的静电电位。结果表明：罐外空间和浮顶上没有明显的静电电位;油品内部静电电位分布均匀,大小在-0.03～0kV之间;油气空间的静电电位在-0.13～＋0.02kV之间;旁接运行罐的静电电位和长期储油罐的无明显差别;防挂油涂层对储罐整体静电电位有一定影响。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。