加油站分布式光伏模块化安装施工要点

针对加油站安装分布式光伏发电设施存在光伏产品尺寸不一、安装方式复杂、影响外观形象;光伏设备厂家缺乏针对加油站设计：光伏设备厂家缺少对加油站安全专业性了解;光伏制造厂商成套设备供货,增加安装施工成本等问题,提出了加油站光伏模块化安装施工方案,比较详细地解读了加油站在平屋顶、彩钢斜屋顶、罩棚以及空地四个不同区域安装光伏设施的选型和安装要点,对加油站光伏模块化安装施工的经济效益进行了简要分析,为加油站光伏模块化安装施工提供了借鉴。     

汽车加油站电气安装过程中的问题分析及对策

随着国内近几年经济的飞速发展,国内的汽车保有量可谓是年年攀升,新建的汽车加油站也越来越多,成品油在收发过程中存在易燃、易爆、易泄漏的危险特征,这是加油站安全管理最大的风险。因此,在新建加油站时电气施工安装过程中必须应严格遵守《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156—2012(2014)及《电气装置安装工程_爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB50257—2014等有关规定,严格把控设备安装质量。     

浅谈对收购加油站的改造

综述了近年来在收购的加油站中存在的诸如总体设计不规范、不合理，工艺设计、电气设计、安装不规范等问题，并介绍了对这些安全隐患必须进行整改的基本要点和具体要求，指出做到验收合格，方可投入使用，确保加油站的安全经营。     

加油站油气回收系统的应用

介绍了加油站油气回收技术的原理、特点，加油站油气回收系统性能的检测方法，并就油气回收设备的安装及应注意的事项进行了说明。采用有油气回收系统的加油站具有明显的环境生态效益、经济效益和社会效益。     

一种加油站油罐卸油时防止溢油的解决办法

简要介绍了加油站在卸油时容易发生的几种事故及为防止产生溢油的新设备——卸油自动防溢阀的工作原理和在加油站中的应用，新设备的安装和使用会为加油站的安全运营与管理提供更有益的保障。     

加油站建设中应注意的几个问题

针对安全检查中发现的问题,就加油站建设中,在油罐的安装、电气设施设备的设置安装和油水处理设施等方面存在的,但在《汽车加油加气站设计与施工规范》中没有具体规定的安全隐患,强调了危害性并介绍了解决办法。     

部队加油站存在的安全隐患及防范措施

对部队加油站在平面布置、装卸工艺、防爆电器选型安装、消防设施设备、日常管理等方面存在的问题进行了分析,提出了在新建、改建加油站时必须选用具有相应资质的设计、施工单位,严格按《汽车加油加气站建设与施工规范》(GB50156—2002)要求进行验收,建立健全安全规章制度,强化工作人员的专业知识培训,提高加油站安全管理水平。     

加油站建设与管理中的一些认识误区

从油品理化性质、加油站工艺设计、设备安装及日常作业等方面分析了加油站建设与管理中存在的一些认识误区,指出了危害和纠正办法。     

加油站的电气安全管理应予重视

通过对广西—联营加油站着火、爆炸事故的调查,分析提出加油站的电气安全管理存在建设不按规范要求,选材及安装不合理等问题,应予重视和改进。     

加油站设备的安装

根据多年油库加油站工作的实践经验,提出了加油站油罐管线、设备安装时要注意的问题以及需采取的防雷、防静电措施。     

深层、超深层温度及热演化历史对油气相态与生烃历史的控制作用

我国含油气盆地深层、超深层温度差异大,热演化历史复杂,目前关于温度及热演化历史对深层、超深层油气相态差异性及生烃历史的控制作用的研究较少且不系统。为此,在收集大量深层温度、压力资料的基础上,结合我国含油气盆地深层热演化历史复杂的实际情况,分析了温度、加热时间、压力对油气形成温度及相态的影响,划分了温度与压力关系类型;并在对深层、超深层热演化史类型划分的基础上,探讨了不同热历史类型盆地热演化史对油气生成及油气相态的控制作用。研究结果表明:①不同盆地、不同地区深层油气相态差异大,主要受深层经历的温度、加热时间、加热速率、压力、烃源岩类型等因素的影响,其中温度是油气生成及油气相态分布最重要的控制及影响因素;②在快速增温、加热时间较短的情况下,深层、超深层在高温下仍然可能存在油藏及凝析气藏;③超压对生烃及烃类的高温裂解具有抑制作用;④深层温度与地层压力有着密切的关系,可划分为中低温高压型、高温高压型、中温中低压型3种主要类型;⑤深层、超深层热演化史可划分为后期快速沉降增温低地温梯度型、后期快速沉降增温高地温梯度型、中后期快速增温晚期抬升降温型、前期大幅度沉降快速增温中后期大幅度抬升剥蚀降温型4...     

高温高压含硫气井试油井筒安全风险识别与控制

高温高压含硫气井试油过程中工况变化频繁,作业期间由于井筒温度、压力剧烈变化导致的生产套管损坏、油管弯曲变形,封隔器窜漏等井下复杂情况时有发生,存在极大的安全风险。为此,在对高温高压含硫气井试油特点分析基础上,以"因子"分析方法为手段,分析试油井筒安全风险点,并将井筒风险类型初步分为:先源型风险和后源型风险。进而探讨了试油重点工况和高风险点的安全控制措施:作业前,先对井筒内的生产套管、油管、井下工具等强度及其所适宜环境进行安全风险识别与综合评价,再根据评价结果及作业要求来优化试油方案、优选器材和设备;作业中把优化评价结果用于控制施工作业程序及不同工况操作的工艺参数。现场实际应用的效果表明,该方法能够较好地指导试油井筒风险的辨析,及时削减或是消除潜在的安全隐患,确保试油期间井筒安全。同时指出,应根据目标区块试油工艺和井下工具的变化,开展更细致、深入的分析,以便制订更具针对性的措施。     

1,3,5-三甲苯在沸石催化剂上的催化转化

采用微型固定床催化反应装置,考察1,3,5 三甲苯(1,3,5 TMB)在丝光沸石(HMOR),HY,Hβ,HEU 1和HZSM 5这5种沸石催化剂上的催化转化率和产品分布。结合5种沸石的孔结构和酸性特征,探讨了沸石催化剂的结构、酸性与其催化活性、稳定性和产品分布之间的关系。结果表明,在沸石催化剂表面,1〖DK〗,3〖DK〗,5 TMB转化的主要反应是歧化和异构化反应,其相对量取决于沸石催化剂孔道的尺寸和可接近的表面酸性;其次是各烷基苯间的烷基转移或脱烷基反应。HY和Hβ沸石催化剂具有较大的三维孔道尺寸,因此反应活性和稳定性较高,反应以歧化反应为主;而在HEU 1和HZSM 5沸石催化剂上,因其孔道尺寸相对较小,所以转化率较低,且反应以异构化为主;另外沸石催化剂表面强酸中心的存在还会导致脱烷基反应的发生。     

SEC准则油气证实储量判别标准与评估方法

SEC油气储量准则已成为国际上许多油公司及其相关方进行储量评估、登记和管理工作的主要依据,证实储量的评估、登记与披露是许多证券市场的强制性要求。通过解读和比对SEC和FASB等机构历年发布的相关文件、加拿大油气储量评估手册、SPE-PRMS及其指南以及国际性油公司的评估指南,结合长期的储量评估实践经验,对SEC油气储量准则作了高度提炼和系统总结。探讨了SEC油气储量分类体系,提出了证实储量的判别标准,总结了不同勘探开发阶段储量评估方法;依据评估流程与证实储量的构成,深入分析了扩边与新发现、证实已开发和证实未开发储量更新的各项评估要素与评估方法,以及合同类型与财务模型对公司净储量的影响。本文是开展SEC准则油气证实储量评估的实用性指南,所揭示的证实储量内涵及其评估与管理要求对中国现行油气储量管理工作也将产生深远影响。     

危险与可操作性分析在气田集输工程安全设计中的应用

气田集输工程是风险性很高的复杂系统工程， 安全设计非常关键。国外广泛应用危险与可操作性分析对工程设计进行安全评价，分析系统中装置、设备、管道的个别部分工艺参数偏离、故障或误操作引起的潜在危险，分析偏离、故障出现的原因，根据后果、原因和已设计的保护装置，评估可接受的风险，并有针对性地提出安全对策和措施，用以指导修改、完善工程的安全设计和操作管理。通过与国外公司合作，危险与可操作性分析在我国陆上气田首次得到了应用。在陕西长北气田和川东罗家寨高含硫气田开发地面集输工程安全设计中，对设计和运行管理提出了改进意见，并修改了设计。不仅对保证工程的安全起到了重要作用，同时也促进安全设计理念、设计水平的进步。     

页岩气勘探开发基本特征与程序

近几年来,页岩气在国内备受重视,但由于不熟悉或遵循页岩气勘探开发特征与程序,致使目前一些地区的页岩气开采工作未达到预期效果。为此,通过对页岩气勘探开发基本特征的梳理,讨论了页岩气勘探开发各阶段所需完成的目标和任务,以及在各决策点需解决的关键问题,以期降低勘探决策风险,提高成功率。研究结果认为：①页岩气藏特征与常规气藏存在着明显的差异,其勘探开发方式也迥异,前者具有投资大、风险高、投资回报期长等特点;②页岩气勘探开发工作是一个循序渐进的过程,为降低投资风险,必须严格遵循勘探开发的基本程序;③一个完整的页岩气勘探开发程序可以大致划分为选区评价、勘探评价、先导试验和开发生产等4个阶段,每个阶段都有其特定的目标与任务,勘探开发步骤可以加快,但程序不可逾越;④大批量的水平井钻井及大规模的压裂增产改造,导致页岩气开采成本极高,如何降本增效成为页岩气产业可持续稳步发展的关键;⑤为降低页岩气开采巨大的投资风险,需要在不同的勘探开发阶段进行多期次的投资决策;⑥采用“滚动开发”的模式,可以有效地控制页岩气开发的成本和风险,实现页岩气资源的规模效益开发。     

层序演化对滩坝储集层成藏要素与分布的控制作用

湖相滩坝砂体储集层在中国东部渤海湾盆地古近系断陷湖盆演化过程中广泛发育。湖盆滩坝体系的形成与分布控制因素较多,着重讨论了层序地层的发育与演化对滩坝储集层的形成、分布及成藏的控制作用:构造层序控制了滩坝形成与发育时期;滩坝体系主要形成于断陷盆地二级构造层序形成的早期和断坳转换期,分布于三级层序的湖侵体系域;湖平面的升降和沉积物供给控制了滩坝四、五级旋回的形成及构成。滩坝沉积的旋回性是滩坝储集层储盖组合形成、分布以及储集层非均质性的重要控制作用之一;四级旋回内较大湖泛泥岩段作为区域或局部盖层,控制了滩坝储盖组合的形成与发育位置,在总体湖侵背景下,不同储盖组合分布范围与成藏潜力各异。图8参14     

油气井杆管柱力学研究进展与争论

油气井杆管柱是石油钻采作业的脊梁和中枢神经。在石油与天然气工程学科中,油气井杆管柱力学是一门重要的应用基础科学。先介绍了油气井杆管柱力学的相关专著、从事油气井杆管柱力学研究学者、研究油气井杆管柱力学的方法并澄清了一些基本概念;进一步重点介绍了油气井杆管柱力学基本原理、油气井杆管柱的运动状态、油气井杆管柱动力学基本方程、油气井杆管柱的稳定性、油气井杆管柱的稳态拉力扭矩、下部钻具三维力学分析、钻柱动力学、套管柱力学分析、测试管柱力学分析、压裂注水注汽管柱力学分析、有杆泵抽油系统诊断和参数优选与节能、采气管柱的振动、管柱的冲击震动、膨胀筛(套)管力学分析、隔水管柱力学分析、振动波信号在管柱中的传播、管柱的磨损和腐蚀与冲蚀、管柱的剩余强度和疲劳强度预测等方向的进展与争论;展望了油气井杆管柱力学的重点研究方向。     

闭式机械找堵水工艺技术的研究与应用

闭式机械找堵水工艺技术是一新型的找堵水技术。它通过一特殊的封隔器和井下换向装置,将找水、堵水工艺有机地结合起来,实现不动管柱多级分层找水、堵水、调层生产等工艺;在封隔器多级使用时,可逐级验证封隔器及管柱的密封性。文内主要介绍了该项技术的结构、原理、主要技术参数、现场试验及应用效果。     

DOLOMITIZATION AND RELATED FLUID EVOLUTION IN THE OLIGOCENE – MIOCENE ASMARI FORMATION, GACHSARAN AREA, SW IRAN: PETROGRAPHIC AND ISOTOPIC EVIDENCE

Petrographic and stable isotope investigations of Oligocene‐Miocene carbonates in the Asmari Formation from the Gachsaran oilfield and surrounding area in SW Iran indicate that the carbonates have been subjected to extensive diagenesis including calcite cementation and dolomitization. Diagenetic modification occurred in different diagenetic realms ranging from marine, meteoric and finally burial. Asmari carbonates were in general deposited in a ramp setting and are represented by intertidal to subtidal deposits together with lagoonal, shoal and low‐energy deposits formed below normal wave base. Lithofacies include bioclastic grainstones, ooidal and bioclastic, foraminiferal and intraclastic packstones, and mudstones. Multiple episodes of calcite cementation, dolomitization and fracturing have affected these rocks to varying degrees and control porosity. Four types of dolomites have been identified: microcrystalline matrix replacement dolomite (D1); fine to medium crystalline matrix replacement dolomite (D2); coarse crystalline saddle‐like dolomite cement (D3); and coarse crystalline zoned dolomite cement (D4). Microcrystalline dolomites (D1) (6–12 μm) replacing micrite, allochems and calcite cements in the mud‐supported facies prior to early compaction show δ¹⁸O and δ¹³C values of ?4.01 to +1.02‰ VPDB and ?0.30 to +4.08‰ VPDB, respectively. These values are slightly depleted with respect to postulated Oligocene‐Miocene marine carbonate values, suggesting their precipitation from seawater, partly altered by later fluids. The association of this type of dolomite with primary anhydrite in intertidal facies supports dolomitization by evaporative brines. Fine to medium crystalline matrix dolomites (D2) (20–60μm) occur mostly in grainstone facies and have relatively high porosities. These dolomites formed during early burial and could be considered as recrystallized forms of D1 dolomite. Their isotopic values overlap those of D1 dolomites, implying precipitation from similar early fluids, possibly altered by meteoric fluids. Coarse crystalline saddle‐like dolomites (D3) (200–300 μm) partially or completely occlude fractures and vugs. The vugs developed through the dissolution of carbonate components and rarely matrix carbonates, while fractures developed during Zagros folding in late Oligocene to early Miocene times. A final diagenetic episode is represented by the precipitation of coarse crystalline planar e‐s zoned dolomite (D4) (80–250 μm) that occurs in fractures and vugs and also replaces earlier dolomite and post‐dates stylolitization. Fluids responsible for the formation of D3 and D4 dolomites are affected by brine enrichment and increasing temperatures due to increasing burial. Reservoir porosity is dominated by microcrystalline pore spaces in muddy, dolomitized matrix and mouldic and vuggy porosity in grainstone. Porosity was significantly enhanced by the formation of multiple fracture systems.