原油有机氯摘要
随着胜利油田勘探开发的发展，特别是近十年来，以注水开发为主，多种采油集输技术的应用，原油及回注水中的成分复杂，不仅给原油及污水的处理造成困难，而且对炼油装置的稳定操作、设备腐蚀、产品质量带来严重影响。
从地下开采出来的原油中都伴有水，这些水中都含有盐，原油中盐的成分和浓度与油田的地理位置、开采时间、开采方式等有关，盐含量可从几个mg／L到几千个mg／L不等，对于同一种原油，盐含量与盐的浓度有关，还与水的含量有关。
由于人们认为原油中通常不会含有有机氯，因此在GB／T2538．1988《原油试验法》中未规定测试原油有机氯含量，各油田也没有有机氯含量的控制指标。我们咨询了大庆油田建设设计研究院、石油大学、济南炼油厂、稠油厂等单位，他们只是监测原油的总氯含量，作为调整炼油厂的电脱盐设备的脱盐温度、注水量、电场强度等参数的依据，以往都未测试原油有机氯含量。同时，油田用化学药剂除了清防蜡剂规定了有机氯含量的测试方法和控制指标以外，其它药剂都没有此项指标要求。
由于中石化针对炼厂提出的控制原油中有机氯含量的要求，着手制定原油有机氯含量的控制指标，胜利油田外输原油已加入破乳剂，只有测试井排来液，才能初步掌握胜利原油有机氯的来源及含量，胜利油田才能确定一个合理的控制指标，否则胜利原油将面临降价、造成巨大经济损失的局面。
各油站外输原油有机氯含量和日产原油量进行加权平均计算出各采油厂平均有机氯含量，即:
胜利油田各油站及各采油厂的外输原油都含有有机氯，它们总外输原油有机氯含量水平基本一致。除了滨南采油厂以外，其它9个采油厂都低于5μg/g，最低的是纯梁和桩西，分别是0．73μg／g 和0．72μg／g。
胜利油田外输原油有机氯总体含量较低，输往齐鲁石化的混合油有机氯离子含量为3．65μg／g，满足国内小于5μg／g的要求。输往齐鲁石化的混合原油包括清河原油、草桥稀油、草桥稀稠混合油和孤岛油，草桥稀油、孤岛油和清河原油的有机氯含量分别为Oμg／g、0．9μg／g和1．1μg／g，含量都较低，达到国际标准。但是由于草桥稠油有机氯含量较高，经过草桥稀油稀释后，有机氯含量仍达到5．89μg／g，经过孤岛油和清河油的稀释，有机氯含量进一步降低到3．65μg／g。因此，应控制草桥稠油区块有机氯含量，必定大幅度降低齐鲁石化混输原油的有机氯含量。
破乳剂和降粘剂的主要原料环氧乙烷和环氧丙烷，它们是由二氯乙烷和二氯丙烷聚合而成，因此原料中可能残存微量的二氯乙烷和二氯丙烷，从而引入有机氯。清防蜡剂的原料中可能加入石油磺酸盐，磺酸盐中可能残存未磺化的卤代烷，从而引入有机氯。破乳剂加量约为30mg／L，降粘剂现场最高加药量为20mg／L，清防蜡剂最高加药量为5mg／L，目前胜利油田采出液中平均含水率约90％，因此有机氯在原油中可能残存量平均约为lμg／g。
胜利石油化工总厂对所加工的原料油中的氯分布进行的调查结果表明：原料油中的氯主要集中在100*C以下的低沸点馏分中:
通过对胜利油田各采油厂井排来液原油、各站外输净化油以及胜利总外输原油的全面检测，结论是有机氯含量平均水平仅是无机氯的几分之一，原油有机氯含量在由0．0～lO．Oμg／g很小范围所波动，总体含量相对于原油中的无机氯(盐含量)水平是较低的：有机氯含量与各站所使用的原油破乳剂的品牌及使用量相关性不大，室内腐蚀实验的研究结果表明，原油中的有机氯在实验条件下并不是影响原油腐蚀的首要因素。
油田化学助剂均不同程度的含有氯，各化学助剂可按溶解特性分为三类，能溶于水的称为水基，溶于油的称为油基，通过原油的脱盐脱水可以脱除，而油基和乳液类的含氯化学助剂则是原油有机氯的主要来源。因此要彻底避免原油开采过程中混入有机氯，最根本的措施就是杜绝生产和使用各种含氯油田化学助剂，尤其是油溶类的含氯油田化学助剂。各采油厂要加强对化学助剂的采购，质量检测，使用等关键环节的监管，杜绝使用含有机氯成分的化学助剂，定期对原油进行质量检测。
残余油田化学剂以油溶性、水溶性和不溶性三类物质存在于原油中。进一步分析表明, 这些残余物主要存在于原油与常减压渣油中, 对原油电脱盐脱水、常减压蒸馏、催化裂化和延迟焦化等单元操作造成不良影响。
原油中的有机氯一般存在于80～130℃的馏分中，它们随着重整原料一起进入重整装置，为了保持重整催化剂的酸眭功能，生产过程中应保持氯含量小于或等于3μg／g，而80～130℃的馏分油中的有机氯含量远远大于这个数值，因此必须严格控制其含量。而原油中的有机氯有很大一部分是由投加的化学剂引入的，那么为了降低原油有机氯含量，必须检测和控制化学剂中有机氯含量。
近年来，由于原油开采难度加大，为提高采油率注入了多种含有机氯的采油助剂，如降粘剂、破乳剂、解堵剂、清防蜡剂等，使得原油中的有机氯质量分数高达5 ～ 100 μg /g。原油中的有机氯是以氯代烷烃、氯代芳烃、高分子氯化物等形态存在，在电脱盐脱水时，因其不溶于水不能被脱除，进入蒸馏设备因被加热到300 ℃以上分解生成HCl，进入分馏塔顶部，造成塔顶Cl －含量升高。
原油中的有机氯化物有不同的来源。部分有机氯化物以某种复杂的络合物形式天然存在于原油中，主要浓缩在沥青质和胶质中，但有机氯化物大部分来源于采油过程中加入的含氯油田化学助剂。近年来，随着中国大批油田进入开采中后期，为了提高采收率，许多油田采用了含有氯代烃的清蜡剂、降凝剂、减黏剂、水处理剂等采油助剂，从而使原油中的有机氯化物大幅度增加。各种采油助剂可按溶解特性分为3 类: 能溶于水的称为水基，能溶于油的称为油基，既溶于水又溶于油的称为乳液。其中仅水基类含氯采油助剂通过原油的脱盐脱水可以脱除，因此油基和乳液类的含氯采油助剂是原油中有机氯的主要来源。
从原油中氯的来源及无机氯增加机理可知，除原油本身含有的少量有机氯外，有机氯主要来自采油助剂。要彻底消除有机氯的影响，最根本的措施是油田企业杜绝使用各类含氯的采油助剂，尤其是油溶性的含氯油田化学助剂。
原油在开采过程中使用各种采油助剂，会给原油带来了新的污染。原油中有机氯长期积累，不仅造成了炼化设备腐蚀严重，而且也影响了油田原油外输。
中原油田原油中有机氯来源调查与分析
塔河原油中有机氯来源分析和脱除
胜利油田原油有机氯含量及影响分析
氯化物测定方法
氯化物 氯化物（Cl﹣）是水和废水中一种常见的无机阴离子。几乎所有的天然水中都有氯离子存在，它的含量范围变化很大。在河流、湖泊、沼泽地区，氯离子含量一般较低，而在海水、盐湖及某些地下水中，含量可高达数十克/升。在人类的生存活动中，氯化物有很重要的生理作用及工业用途。正因为如此，在生活污水和工业废水中，均含有相当数量的氯离子。 若饮水中氯离子含量达到250mg/L，相应的阳离子为钠时，会感觉到咸味；水中氯化物含量高时，会损害金属管道和构筑物，并防碍植物的生长。 1．方法的选择 有四种通用的方法可供选择；（1）硝酸银滴定法；（2）硝酸汞滴定法；（3）电位滴定法；（4）离子色普法。（1）法和（2）法所需仪器设备简单，在许多方面类似，可以任意选用，适用于较清洁水。（2）法的终点比较易于判断；（3）法适用于带色或浑浊水样；（4）法能同时快速灵敏地测定包括氯化物在内的多种阴离子，具备仪器条件时可以选用。 2. 样品保存 要采集代表性水样，放在干净而化学性质稳定的玻璃瓶或聚乙烯瓶内。存放时不必加入特别的保存剂。
（一）硝酸银滴定法 GB11896--89 概述 1．方法原理 在中性或弱减性溶液中，以铬酸钾为指示剂，用硝酸银滴定氯化物时，由于氯化银的溶解度小于铬酸银的溶解度，氯离子首先被完全沉淀后，铬酸银才以铬酸银形式沉淀出来，产生砖红色，指示氯离子滴定的终点。沉淀滴定反应如下： Ag+ + Cl﹣→AgCl↓ 2 Ag+ +CrO42-→Ag2CrO4↓ 铬酸根离子的浓度，与沉淀形成的迟早有关，必须加入足量的指示剂。且由于有稍过量的硝酸银与铬酸钾形成铬酸银沉淀的终点较难判断，所以需要以蒸馏水作空白滴定，以作对照判断（使终点色调一致）。 2．干扰及消除 饮用水中含有的各种物质在通常的数量下不发生干扰。溴化物、碘化物和氰化物均能与氯化物相同的反应。 硫化物、硫代硫酸盐和亚硫酸盐干扰测定，可用过氧化氢处理予以消除。正磷酸盐含量超过25 mg/L时发生干扰：铁含量超过10 mg/L 时使终点模糊，可用对苯二酚还原成亚铁消除干扰；少量有机物的干扰可用高锰酸钾处理消除。 废水中有机物含量高或色度大，难以辨别滴定终点时，用600℃
水中油类测定分析方法的综述
水中油类测定分析方法的综述 李海州 （浙江海洋学院海洋与技术学院，浙江舟山316004） [摘要]：本文对国内外学者有关水中油类的测定方法做了比较系统的综述。对几种水中油类的常用方法，重量法、紫外分光光度法、荧光分光光度法、红外分光光度法和非分散红外光度法做了简要介绍，并对其优劣进行了评价。另外，介绍了测定水中油类含量存在的难点、发展趋势和技术改进等。 关键词：水；油类；测定分析 油类是指任何类型的（矿物油、植物油等）及其炼制品（汽油、柴油、机油、煤油等）、油泥和油渣[1]。油类主要有漂浮油、分散油、乳化油、溶解油和油类附着在固体悬浮物表面而形成油膜---固体物5种形式。全世界每年至少有500—1000吨油类通过各种途径进入水体，由于漂浮于水体表面的油将会影响空气和水体表面氧的交换，而分散于水体中以及吸附于悬浮颗粒上或以乳化状态存在于水体的油易被微生物氧化分解，并将消耗水中的溶解氧，从而使水质恶化；油膜还能附着于鱼鳃上，使鱼类窒息而死；当鱼类产卵期，在含有油类污染物质废水中孵化的鱼苗，多数为畸形，生命力低下，易于死亡；含有油类污染物的废水进入水体后，造成的危害很为严重，不仅影响水生生
物的生长，降低水体的自我净化能力，而且影响水体附近的环境，因此，油类是水体环境中的主要污染物之一，在水质监测中，也是一项重要的监测项目。要消除油类对环境的污染和危害，首先就必须能够准确的测定水中油类的含量。 然而,水中油类含量测定又是比较复杂的，因为水中的油类成分是相当复杂的，此外不同地区、不同行业水体中油类污染的成分也不同，无法有用单一的油标准进行对照，无法准确测定，所以水体中油类物质含量的测定问题是环境分析化学一个古老、重要而又困难的问题。目前水体中油类测定常用的方法有重量法、紫外分光光度法、荧光分光光度法、非分散红外光度和国家最新颁布的国家标准方法红外分光光度法等[2]，本文简要介绍以上几种方法的原理和优劣，及人们对水体中油类监测分析方法的创新和改进。 1.重量法 重量法是用有机萃取剂（石油醚或正己烷）提取酸化了的样品中的油类，将溶剂蒸发掉后，称重后计算油类含量。重量法应用范围不受油品的限制，可测定含油量较高的污水，不需要特殊的仪器和试剂，测定结果的准确度较高、重复性较好。缺点是损失了沸点低于提取剂的油类成分，方法操作复杂，灵敏度低，分析时间长，并要耗费大量的提取剂，而且方法的精密度随操作条件和熟练程度不同差异很大。因此，水体中动植物油含量较高的，采用该方法较适合，可以得到比较准确的结果；工业废水、石油开采及炼制行业中含油量较高，此方
土壤中有机氯的前处理及分析方法
附件2 标样所“土壤中有机氯农药分析方法” 1．仪器和试剂 1.1仪器 配自动进样器气相色谱/质谱联用仪（Agilent公司6890/5973N GC/MS），索式提取器，旋转蒸发仪及真空泵，氮吹仪，振荡器。 所用玻璃器皿均依次经正己烷（3次）、丙酮（3次）、甲醇（3次）清洗，然后用超声波清洗器水清洗，再经自来水（3次）、蒸馏水（3次）冲洗，自然风干。 1.2试剂 丙酮、正己烷（J.T.Baker公司）均为农残级； 甲醇（Fisher chemical公司）为色谱纯； 铜片为分析纯(临用时，先用6mol/L的盐酸去除其氧化层，用去离子水洗至中性，然后依次用甲醇、丙酮、正己烷洗涤3次)； 无水硫酸钠为分析纯（400℃烘4h，冷却后储于密闭容器中）； 硅胶为分析纯（先用甲醇洗涤，然后用二氯甲烷洗涤，在110℃烘干过夜；使用前在250℃烘24h，冷却后储于密闭容器中）。 Florisil小柱（SUPELCO公司），1000mg(6mL)； 20种有机氯混合标准溶液（AccuStandard公司）：含有α-六六六、β-六六六、γ-六六六、δ-六六六、硫丹Ⅱ、硫丹Ⅰ、顺式氯丹、反式氯丹、七氯、环氧七氯、狄氏剂、艾氏剂、异狄氏剂、硫丹硫酸盐、异狄氏剂醛、异狄氏剂酮、甲氧滴滴涕、p,p,-DDT、p,p,-DDD、p,p,-DDE共20种有机氯化合物。 甲醇中六氯苯，100μg/mL。 甲醇中o,p,-DDT，100μg/mL。 正己烷中灭蚁灵，100μg/mL。 回收率指示物标准（均为10μg/mL）：α-HCH-D6,γ- HCH-D6, α
-Endosulfan-D4，p,p’-DDT-D8。 内标物: 正己烷中六氯苯-13C 6 ，100μg/mL。 1.3土壤样品 2个土壤样品，前处理时每个平行3份。进样分析时每个平行样重复3次进样。 2．样品前处理方法 2.1 提取 取活化过的硅胶适量，150mL正己烷/丙酮（V/V = 1:1）于索式提取器中，连续提取7-8h。提取水浴温度保持在60℃，冷却循环水温度调节为10℃，预淋洗完成后弃去提取液。 称取提供的土样10g，平行3份；活化的无水Na 2SO 4 10g，置于烧杯中，充 分混匀，转移至索式抽滤筒中，准确加入10μg/mL的氘代回收率指示物100μL， 加入约2cm高的无水Na 2SO 4 ，以150m L正己烷/丙酮（V/V=1:1）连续索式提取 24h。提取温度保持在60℃，冷却循环水温度调节为10℃。此土壤分析样需做3个平行样和一个空白样。 提取完成后待提取液冷却至室温，在提取液中加入适量已活化的铜片，静置约40分钟脱硫，然后用旋转蒸发仪将提取液浓缩至1-2mL，再向烧瓶中加入20mL 正己烷，用旋转蒸发仪浓缩至1-2mL，该步骤连续重复两次以完成溶剂替换。已浓缩的提取液待净化。 2.2 净化 土样的净化使用Florisil小柱（SUPELCO公司），1000mg(6mL)。 活化：小柱先用10mL丙酮洗涤，再用20mL正己烷活化； 洗脱：将待净化的浓缩液转移至已活化的Florisil SPE小柱上，加入12mL 丙酮/正己烷（V:V=2:98）混合溶剂洗脱，用K-D管接收全部洗脱液； 2.3浓缩进样： 洗脱液用氮吹仪浓缩至约0.8mL，然后加入适量六氯苯-13C 6 内标溶液混匀，正己烷定容至1 mL，转移至进样瓶中，待GC/MS分析用，进样量为1μL。 2.4 GC/MS分析仪器条件 色谱柱（HP-5MS）：30m×0.25mm×0.25μm； 载气为高纯氦气,流速为1.0mL/min；
探究原油集中处理站工艺设备控制与管理
探究原油集中处理站工艺设备控制与管理 发表时间：2019-07-02T14:19:02.733Z 来源：《工程管理前沿》2019年第07期作者：张岩柏 [导读] 论述了原油集中处理站工艺设备控制和管理，充分发挥出原油集中处理站工艺设备的作用。 沈阳奥思特安全技术服务集团有限公司，辽宁沈阳 110179 【摘要】我国不断提高科技发展水平，近些年也进步发展了原油处理工艺设备的信息化水平，这样也加大了原油集中处理站的工艺设备管理要求。为了减少原油集中处理站工艺设备发生故障，需要积极落实设备管控工作。本文论述了原油集中处理站工艺设备控制和管理，充分发挥出原油集中处理站工艺设备的作用。 关键词：原油集中处理站；工艺设备；控制管理措施 石油企业的发展目标就是提高经济效益，保障设备运行效益，可以节省企业运营成本，因此需要针对原油集中处理站工艺设备实施完整化管理，提高原油集中处理站工艺设备的工作效率，保障工作安全性，促进石油企业可持续发展。 1.概述原油集中处理站工艺设备管理工作 控制和管理原油集中处理站工艺设备，可以保证工业设备始终处于正常的工作状态，持续性评估原油集中处理站工艺设备潜在的风险，针对不同的风险提出针对性的风险控制措施，控制工艺设备的风险。实施原油集中处理站工艺设备管理，需要完整性的评价设备运行过程，对于工艺设备实施故障诊断工作，减少工艺设备抢修次数。 原油集中处理站工艺设备需要落实完整性的管理，首先要识别原油集中处理站工艺设备存在的风险，如果发生异常情况，需要提出针对性的管理内容。加强培训相关设备的责任人，实验原油集中处理站工艺设备，做好预制维修工作，根据工艺设备的运行状态，完善质量保证工作。建立工艺设备的完整性管理理念，在实际工作当中需要引导全员掌握管理维护的方法，综合一体化管理原油集中处理站工艺设备潜在因素，这样才可以保证原油集中处理站工艺设备管理效果，突出原油集中处理站工艺设备的使用效益。 2.原油集中处理站工艺设备控制与管理的措施 2.1识别潜在运行风险 技术管理人员需要根据原油集中处理站工艺设备的特点，主区内的分类这些设备，原油集中处理站工艺设备主要被氛围炉、阀、泵、罐等类型，不同设备的特点是不同的。技术人员需要根据不同类型制定风险识别标准，根据风险识别标准确定设备潜在的风险，确定针对性的识别措施。 确定风险识别过程中的重点，首先要明确各类风险因素，综合分析人为因素和管理因素以及环境因素等，在分析过程中即可确定工艺设备的风险设备的要点，制定原油集中处理站工艺设备管控措施。 分类工艺设备的危害程度，首先要确定风险产生的源头，设备无论是正常运行还是停用状态，都可以准确的控制原油集中处理站工艺设备，提供有效的控制指标，全过程监督工艺设备潜在风险，掌握原油集中处理站工艺设备的实际运行状况。 2.2落实管理人员培训工作 培训有关原油集中处理站工艺设备的管理人员，这也是原油集中处理站工艺设备完整管理的一部分。定期组织原油集中处理站员工开展交流会，员工之间积极交流工作过程中的经验教训，分析员工实际工作过程中遇到的困难，体征原油集中处理站管理团队的综合水平。建立员工的完整性管理理念，针对不同的设备管理人员，要采取针对性的培训内容，这样也可以提高设备管理人员的技术水平。 2.3落实缺陷管理工作 利用设备检测技术详细的分析原油集中处理站工艺设备的运行情况，根据技术标准和说明书落实风险管理措施，通过风险管理工作，可以提高原油集中处理站工艺设备的规范性。在原油集中处理站工艺设备管理过程中，如果暂时无法解决某个故障问题，可以由专人负责整个故障问题，制定整改方案和盯控措施，规定整改期限，问题在解决之后，企业要组织专家和技术人员定期复查这个问题，保障原油集中处理站工艺设备正常运行，始终控制各类潜在风险，保证原油集中处理站工艺设备运行始终处于可控范围当中。 2.4落实点检和预知性维修 实施原油集中处理站工艺设备预知性维修，可以控制设备运行的成本，将原油集中处理站工艺设备的运行效益充分的发挥出来，同时也可以延长设备使用寿命。很多石油企业都积极利用内预知性维修方式，这样有利于预防原油集中处理站工艺设备故障，有效的预防事故。落实预知性维修工作，需要落实预判制度，某些工艺设备很容易出现故障，技术管理人员需要做好故障预判工作，加强现场核查工作，及时保养和维修原油集中处理站工艺设备。 完善原油集中处理站工艺设备点检制度，加强预防工作，注重检查质量控制点，做好定期维修工作，根据周期和标准检查设备的关键部位，做好责任到人，鼓励全员参与到原油集中处理站工艺设备管理当中，这样可以确定工艺设备运行情况，科学的指导原油集中处理站工艺设备保养工作。结合工艺设备的特点确定针对性的点检措施，综合利用重点点检和精密点检以及简易点检等方式。当前在原油集中处理站工艺设备也开始利用信息化技术，也随时更新了工艺设备点检方法，相关工作人员应该做到与时俱进，积极学习最新点检技术，灵活利用信息化技术管控原油集中处理站工艺设备。 2.5原油集中处理站老化油处理工艺 解决原油集中处理站老化油，需要采取措施预防老化油，加强管理老化油处理工艺和设备。加大资金投入，在油田研制老化油处理工艺和设备。处理少量的老化油，可以抽出老化油，利用破乳剂处理，再掺入到原油脱水系统，充分混合新鲜原油，脱水处理原油。如果没有处理措施不合理，就会在沉降罐等设备当中形成过渡层，脱水质量也会受到影响，最终电脱水器的运行也会受到影响。针对稳定的老化油，可以抽出老化油，利用破乳剂处理，进入到老化油单独处理设备，向净化油沉降罐当中宋儒处理之后的老化油，最后还需经过老化油接收罐的处理。 单独处理老化油，需要重视温度处理和破乳剂，此外合理选择加热设备和处理设备等，实现工艺的配套性。改造老站，注重维护加热炉和沉降罐以及电脱水器，设置处理独立系统，但是这种改造方式难度比较大，投资也比较大，老化油处理的实际要求也无法全面满足。利用旋流器和离心机等设备，配备加热炉和沉降罐等设备，建立独立的处理系统，这样会加大投资，如果利用旋流器和离心机脱水，无法保障脱出油的之狼，很容易出现复杂的乳化状态，无法保证老化油的稳定性。原油集中处理站需要结合老化油的特性，需要积极研制老化油脱水处理设备，保障老化油脱水设备的稳定性，提高托书质量，满足原油集中处理站的脱水要求，这种方式投资比较小，可以获得良好
油的测定方法(石油类)
石油类 环境水中石油类来自工业废水和生活污水的污染。工业废水中石油类（各种烃类的混合物）主要来自原油的开采、加工、运输以及各种炼制油的使用等行业。石油类碳氢化合物漂浮于水体表面，将影响空气与水体界面氧的交换：分散于水中以及吸附于悬浮微粒上或以乳化状态存在于水中的油，它们被微生物氧化分解，将消耗水中的溶解氧，使水质恶化。 石油类中所含的芳烃类随较烷烃类少，但其毒性要大得多。 1.方法选择 本节所述的石油类是指在规定条件下能被特定溶剂萃取并被测 量的所有物质，包括被溶剂从酸化的样品中萃取并在试验过程中不断挥发的所有物质。因此，随测定方法的不同，矿物油中被测定的组分页不同。重量法是常用的分析方法，它不受油品种限制。但操作繁杂，灵敏度低，只适于测定10mg/L以上的含油水样。方法的精密度随操作条件和熟练程度的不同差别很大。 红外分光光度法适用于0.01mg/L以上的含油水样，该方法不受油品种的影响，能比较准确的反应水中石油类的污染程度。 非分散红外法适用于测定0.02mg/L以上含油水样，当油品的比吸光系数较为接近时，测定结果的可比性较好；但当油品相差较大，测定的误差也较大，尤其当油样中含芳烃时误差要更大些，此时要与红外分光光度法相比较。同时要注意消除其他非烃类有机物的干扰。
2.水样的采集与保存 油类物质要单独采样，不允许在实验室内再分样。采样时，应连同表层水一并采集，并在样品瓶上做一标记，用以确定样品体积。每次采样时，应装水样至标线。当只测定水中乳化状态和溶解性油类物质时，应避开漂浮在水体表面的油膜层，在水面下20~50cm处取样。当需要报告一段时间内油类物质的平均浓度时，应在规定的时间间隔分别采样而后分别测定。 样品如不能在24h内测定，采样后应加盐酸酸化至ph<2，并于2~5℃下冷藏保存。 （一）重量法（B） 1.方法原理 以盐酸酸化水样，用石油醚萃取矿物油，整除石油醚后，称其重量。 2.干扰 ①此法测定的是酸化样品中可被石油醚萃取的、且在试验过程中不挥发的物质总量。溶剂去除时，使得轻质油有明显损失，另外由于石油醚有选择性的溶解，石油的较重成分中可能含有不为石油醚萃取的物质。 ②测定废水中石油类时，若含有大量动、植物性油脂，应取内径20mm，一端呈漏斗状的硬质玻璃管，填装100mm厚活性层析氧化铝（在 150~160℃活化4h，未完全冷却时装好柱），然后用10ml石油醚清洗。将石油醚萃取液通过层析柱，除去动、植物性油脂，收集流出液于恒
我国进口原油运输船型优化选择
我国进口原油运输船型优化选择 摘要：海上进口原油运输的快速发展也促使很多航运企业将运力投入到原油海运市场中，但是目前中国油轮船队规模还较小，在每年上亿吨的进口原油中，由本国油轮承担的进口石油仅占海上原油运输的10%。出于能源运输安全等方面的考虑，我国提出了“国油国运”的战略，因此预计未来一段时间内，我国的远洋油轮运力会快速增加。对于我国油运公司来说，面对如此巨大潜力的市场，如何发展自己的船队并调整经营策略，通过选择适当吨位的船舶在适当的航线进行运输以获取最大收益，就成为一个十分值得关注的问题。 关键字：原油运输；船型；优化选择 1. 运输船型选择的一般原理 对于给定的运输任务，可以采用不同类型的船舶运输，如不同载重量、不同航速或不同结构形式的船舶等。虽然这些类型的船舶在技术上可能都是可行的，均能完成预定的运输任务，然而各个方案的经济效果却可能完全不同，这就需要从众多可行的方案中选择出一个经营效果最佳的方案。船型方案的优选，就是从技术性能、经济性能和安全性能等方面对各方案进行评价和比较，从而选择技术上可行、满足各项性能要求、经济效果好的方案。 2.进口原油运输船型技术经济论证指标体系选择 2.1船型论证指标体系的组成原则 通过营运分析、经济分析与投资盈利分析，已经得出一组营运、经济、盈利性能都合格的方案，进一步的工作是要选择一组指标组成指标体系，用来全面衡量各个初选方案，以便选出一个最优方案，为决策者提供有充分科学性的依据。指标体系的组成，应有以下两点原则： 首先是不用单一指标。用单一指标来在众多船舶方案中进行选择的优势是抉择过程快且简单，但由于每个指标都具有片面性，使得很难凭借其对各种船舶做出最准确的评断；同时每个指标反映的都是从不同角度和层次反映船舶的基本情况，因此在进行船型选择时，就会产生各种不同的最优方案，使决策者无法抉择。为了避免这种由单一指标的片面性所带来的优选方案多样化，应根据背景分析，有针对性地选择若干营运、经济、盈利指标，组成指标体系来考核船舶方案。 其次，指标体系的构成应三项指标兼顾。鉴于指标的数量众多，如果把所有的指标都列为考核某一特定船舶的准则，将陷入繁琐哲学，使人难于做出取舍。对于一般船舶，可选择两个盈利指标为主要指标，加上2-6个辅助指标组成指标体系，以便从营运、经济、盈利的不同侧面，全面地优选方案。
原油中总氯含量的测定 电量法
附录A （规范性附录） 原油中总氯含量的测定电量法 A.1 范围 本方法规定了原油和重质石油产品中总氯含量的试验方法。 本方法氯含量的测定范围为1mg/kg～10000mg/kg。 A.2 方法概要 将盛有试样的石英杯放入石英舟内，用固体进样器送入石英管的气化段，试样在氧气和氮气中燃烧气化。试样中的氯化物转化为氯离子，并随气流一起进入含有恒定银离子浓度的滴定池中，发生如下反应： Ag++Cl-→AgCl↓ 此时池内银离子浓度降低，指示电极对将这一信号输入放大器，放大器输出一个相应的电压信号给电解电极对，由电解阳极电解产生银离子，以补充消耗的银离子，当电解池中银离子浓度恢复至初始平衡浓度时，电解自动停止。记下电解产生银离子所需的电量，根据法拉第电解定律即可求出试样中的总氯含量。 图A.1为微库仑测定试样氯含量的流程框图。 A.3 仪器与设备 A.3.1 微库仑滴定仪：包括固体进样器，温度、流量控制器，电磁搅拌器，裂解炉，库仑放大器，积分仪和记录仪。 A.3.2滴定池：内有指示电极对和电解电极对。 A.3.2.1测量电极：一个厚为0.1 mm～0.2mm，面积为7mm×7mm的镀银铂片； A.3.2.2参比电极：一根直径为0.5mm的铂丝，镀银后插入饱和乙酸银溶液中； A.3.2.3电解阳极：同测量电极； A.3.2.4电解阴极：直径为0.4mm的铂丝，浸入侧臂的电解液中。 A.3.3石英裂解管：入口端填装线状氧化铜。 A.3.4石英舟。 A.3.5 石英杯。 A.4 试剂与材料 A.4.1氧化铜：分析纯。
A.4.2 去离子水：经混合离子交换树脂处理的除盐水或二次蒸馏水。 A.4.3电解液：由700mL 冰乙酸（分析纯）与300mL 去离子水混合而成。 A.4.4反应气：氧气（纯度＞99.99%）；载气：氮气或氩气，（纯度＞99.99%）。 A.4.5银电镀液：取分析纯氰化银4.0g 、氰化钾4.0g ，分析纯碳酸钾6.0g ，用去离子水溶解并在容量瓶中稀释至100mL ，过滤后备用（配时应注意安全）。 A.4.6优级纯六氯苯、2,4-二硝基氯代苯，用做标样。 A.4.7白油，用作稀释剂。 A.4.8有机氯标准溶液：用微量天平准确称取适量的六氯苯或2,4-二硝基氯代苯溶于白油中，配制成一系列氯含量为1mg/kg ～10000mg/kg 的标准溶液，按式(A.1)计算氯含量： 62 1110?+?= m m C m C Cl ………………………………（A.1） 式中： C Cl ――标准溶液氯含量，mg/kg ； m 1――六氯苯或2,4-二硝基氯代苯的质量，mg ； C ――六氯苯或2,4-二硝基氯代苯中氯的含量，％。 m 2――白油稀释剂质量，mg ； 注：有机氯标准溶液也可购置于商品化标样。 A.4.9石英棉。 A.5 试验准备 A.5.1 滴定池：电解池洗净后，从主室加入电解液，从侧臂填加乙酸银至磨口下3mm ，加满电解液，小心将磨口已涂有硅脂并按A.5.3节处理过的参比电极插入，用橡皮筋固定。用电解液冲洗侧臂，除去气泡和乙酸银。 A.5.2 镀电解阳极和测量电极：在2mA 电流下镀16h 或在4mA 电流下镀8h ；取出后在冰乙酸中泡30min ，再用去离子水冲洗干净；把镀好的银电极置于装有10％NaCl 水溶液的电镀池中，在10 mA 电流下电镀4min ，此时电极表面应出现一层紫色的氯化银镀层。 A.5.3 镀参比电极：将已处理好的电极放入氰化物的电镀液中，在2mA 电流下电镀45min 。镀好的电极表面应有一层均匀的银白色镀层，如表面不完整应重新电镀。 A.5.4 氧化铜的填装：从石英管的入口装入线状氧化铜，前面用石英棉堵住。 A.5.5 检查裂解炉、库仑仪、积分仪、记录仪与电源及它们之间的连线。 A.5.6 打开冷却水和裂解炉电源开关，按照仪器说明书设定裂解炉温度。在设定温度下，样品能充分挥发和燃烧，并将其中的氯化物转化为氯离子。 A.5.7接通载气、氧气气源，按照仪器说明书调节气体流量。 A.5.8用新鲜电解液冲洗池体、侧臂，特别是参比侧臂，排除侧臂气泡，调整池中液面高度在电极上5mm 左右。 A.5.9 打开搅拌器，调节搅拌速度，以产生轻微漩涡为宜。 A.5.10 打开库仑仪电源开关，将功能开关转至“平衡”档，调节偏压在270mV 以上，否则应用新鲜电解液冲洗滴定池及侧臂，直至偏压达到270mV 以上。再将功能开关转到“工作”档，调节偏压至需要值（一般为250mV ～270mV ），调节增益为2400，使滴定池达到平衡。 A.5.11 接通记录仪和积分仪电源，调节记录仪范围电阻和积分范围电阻，二者之比为1:100。 A.5.12 待炉温、气流稳定后，连接滴定池与石英管，基线稳定后即可进样分析。 A.6 校准
石油行业特点分析
十二五”期间，我国石油天然气产业取得了显著的发展成就，原油产量保持平稳，天然气产量增速较快，非常规油气勘探开发取得新进展，油气消费保持增长，油气加工能力增强，油气管网建设和石油储备快速发展。但与此同时，我国油气产业也面临着油气勘探难度加大、成品油供需矛盾加剧、油气对外依存度提高、成品油中柴汽比矛盾突出、页岩气开发面临技术和成本双重挑战这五大矛盾和问题。以下是宇博智业小编整理的2017年中国油气行业发展现状和趋势分析。 中国油气资源储量丰富 我国非常规油气资源储量丰富。中国页岩气的技术可采储量为31.6万亿立方米，居全球第一位，是全球最有潜力的页岩气生产国；页岩油的技术可采资源量为43.7亿吨，占全球总量的9%。此外，我国埋深2000米的煤层气资源量约为35万亿立方米；油砂资源量约1000亿吨，可采资源量可达100亿吨。 中国油气行业面临着五大挑战
“十三五”期间，随着工业化、信息化、城镇化和农业现代化的深入推进，汽车保有量快速增长、居民用燃气发电用气增加等因素将进一步增加油气需求量，油气在我国能源结构中的占比将进一步提高。李寿生指出，在此发展态势下，我国油气产业存在着一系列矛盾和问题。 1、油气勘探难度不断加大。随着我国油气勘探生产的不断推进，隐蔽和复杂的油气藏成为主要勘探对象，地质条件复杂地区是勘探的重点目标区，剩余常规油气资源品质较差，低渗透、特低渗透、深埋藏和稠油等低品质资源比重逐年增加。“十二五”期间探明油气储量中低渗、超低渗储量占比油气储量分别为70%和90%，规模有效动用难度日益加大，油气勘探整体进入低品类资源勘探开发阶段。 2、国内成品油供需矛盾进一步加剧。2015年我国炼油能力达7亿多吨，“十三五”期间我国炼油能力仍将增加。考虑到部分项目停建等因素，2020年全国炼油能力仍将超8亿吨。预计“十三五”期间成品油需求年增长速度为3.1%，较”十二五”期间下降2.3%，2020年国内成品油需求量将达到3.5亿吨，供需矛盾加剧。 3、油气对外依存度进一步提高。预计今年我国进口原油3.75亿吨，同比增长14.3%，对外依存度将达到65%，进口天然气705.2亿立方米，同比增长21.2%，对外依存度达到33.2%。 4、成品油中柴汽比矛盾突出，成品油消费增速继续分化，汽高柴低的特点明显。今年1-9月，我国汽油表观消费量为8896.1万吨，同比增长7.6%，柴汽比由2015年的1.49下降至今年的1.36。“十三五”期间，我国柴油消费将继
原油氯含量分析与测定
一、 文献：张晓静.原油中氯化物的来源和分布及控制措施[J].炼油技术与工程，2004，34(2)：14-15 对象：某油田各厂的原油油样 混合原油350℃以下各窄馏分中的氯主要是有机氯，无机氯很少。从各窄馏分中的氯分布来看：150℃以下的各窄馏分氯含量较高，氯质量分数均大于20 μg/g；150-200℃的各窄馏分 氯含量相对较低；200-350℃的各窄馏分氯含量略高于150-200℃的各窄馏分。350℃以上重 馏分氯含量最高，且有机氯、无机氯含量均较高。这种分布不仅会造成常压塔和石脑油加氢装置的腐蚀，也给重油加工带来一定的困难。 原油中沸点低于350 ℃的各馏分中，无机氯含量较低，但在沸点高于350 ℃的重馏分中，无机氯含量却高达69 μg/g，这些无机氯可能来自未脱净的无机盐以及有机氯水解或热解生成 的无机盐。 （这可能是由于原油开采过程中引入的有机氯分布在轻馏分段，而随着油品劣质化程度的增大，以复杂络 合物形式存在的天然有机氯化物以及被含氮化合物捕获的氯离子含量增加，该类化合物集中在重馏分段， 使得有机氯在渣油馏分中含量增加） 原油中的有机氯主要来源于采油过程中加入的含氯油田化学助剂。原油中的有机氯化物为低沸点的氯代烷烃。混人原油中的水基类含氯化学助剂，通过原油的脱盐脱水可以脱除，而对于油基和乳液类的含氯化学助剂，则是原油有机氯的主要来源。 电脱盐工艺可使各原油无机氯脱除率在88.0% -99.1%。但脱盐后原油有机氯含量几乎不降低，可见现有的电脱盐工艺对各原油有机抓的脱除率非常低，甚至无法脱除。 二、 文献：温瑞梅.直馏石脑油中氯的分析研究[J].石油炼制与化工，2006，37(4)：55-58 单位：中国石油化工股份有限公司济南分公司 对象：济南分公司直馏石脑油
液化石油气站各种情况下的应急处置
液化石油气站各种情况下的应急处置 设备泄露事故的处理方法： 1、立即切断电源，设备停止运行。 2、关闭设备进、出口管道阀门，同时关闭最近的上游阀门，切断介质来源，消除泄漏的延续和扩大。 3、消除泄漏点附近的着火源，包括熄灭明火，不准动用非防爆电器，不使用发生金属撞击和碰撞可能产生火花的物品。 4、事故现场周围设置警戒红，警戒红内严禁任何火源存在，在下风向布置较大范围的警戒红。 以上几个方面是设备泄露事故的一般处理方法，设备具体部位事故处 理方法如下： 1）、如阀体冻裂，卧罐法兰连接部位出现险情
a、如冻裂阀体在两阀之间，关闭两端阀门，更换相同型号的阀 门； b、漏点在两阀之间，关闭两端阀门，更换石棉垫； c 、如阀门与罐体连接，无法截断气源，应立即进行水冷却； 具体方法：首先，用棉被包住泄漏阀门，用水枪喷射，使之冰冻以阻止泄漏；其次，将液化气导入相邻空罐，当两罐压力相等时，关闭相邻罐阀门。打开放散管阀门，点火放散剩余液化气；在倒罐期间严禁采用加压法，为确保安全可酌情进行排空降压；最后，测符合安全标准后，进行抢修，更换相同型号的阀门或石棉垫。 2）、罐区管线破裂发生险情
a、找准泄漏点迅速关闭与管线连接的每个卧罐阀门，切断气源； b、切断附近一切火源，禁止一切车辆在附近行驶； c、组织人员抢修，可采取打卡子、化学补漏焊接等办法抢修。 （3）、如灌装车间发生险情 a、首先关闭进气阀门及有关气、液相阀门，如发生火情时开启 消防水泵，保证高压水枪的正常使用； b、如初起火灾不严重，立即采用干粉灭火器灭火，然后经安全技术人员检查后，再进行生产； c、如火情严重，应及时报告上级领导和拨打“ 119”火警电话, 请求支援。同时组织义务消防队利用现有消防设施、器材控制火势，
原油全烃气相色谱分析方法
1 范围 (1) 2 引用标准 (1) 3 方法提要 (1) 4 试剂和材料 (1) 5 仪器与设备 (2) 6 采样及保存 (2) 7 分析步骤 (2) 8 定性 (2) 9 计算 (3) 10 质量要求 (3) 1 范围 本标准规定了原油全烃气相色谱分析方法。 本标准适用于原油中正庚烷以前轻烃、C8~C40正构烷烃等烃类化合物的全烃分析。2 引用标准 下列标准包含的条文，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。 SY/T 5120—86 岩石氯仿抽提物及原油中饱和烃气相色谱分析方法 3 方法提要 试样汽化后随载气通过高分辨率毛细柱，使正庚烷以前轻烃、C8~C40正构烷烃与异构烷烃分离，用火焰离子化检器检测，以面积归一化法计算各组分质量分数。 4 试剂和材料 a) 色谱柱：固定相为聚甲基硅氧烷（SE-30、OV-1等）交联石英毛细柱，最高使用温度不低于320℃，柱长35～50m,内径0.22～0.25mm，柱效不低于3000理论板/m; b) 色谱标样：烷烃类标准混合液体； c) 玻璃注射器：10，50，100ml; d) 微量注射器：0.5，1，5μl; e) 氮气或氦气：纯度99.99%以上； f) 氢气：纯度99.99%以上；
g) 空气：净化； h) 溶剂：二硫化碳，分析纯。 5 仪器与设备 a)气相色谱仪：具有毛细管分流进样装置、程序升温装置和火焰离子化验测器； b)色谱数据处理机：具有峰面积积分和处理功能。 6 采样及保存 6.1 试油试采中取样 在试油试采中取选定层位的脱气原油，用玻璃注射器取4～6ml试样，密闭。 6.2 油井开采过程中取样 在井口用玻璃注射器，取流动的原油试样4～6ml,密闭。若原油含水，视油水比取样，取样体积应保证脱水后试样为4～6ml,密闭。在实验室将注射器倒置，在40～50℃下恒温1～2h。油水分离后，在室温下将水排除，密闭。 6.3 试样保存 试样采集后即可分析，试样可在1～10℃下保存。 7 分析步骤 7.1 打开色谱仪气路及电路系统。 7.2 设置仪器、色谱数据处理机分析条件。可参照下列分析条件： a) 柱温：40℃恒温10min,以3～10℃/min升到320℃，恒温至色谱峰流出； b) 汽化室和检测室温度：330℃； c) 分流比：1:40～1:120; d) 载气：氮气或氦气，线速17～22cm/s； e) 燃气：氢气，流量30～50ml/min； f) 助燃气：空气，流量300～500ml/min。 7.3 待仪器稳定后，用微量注射器抽取0.2～1.0μl试样（试样需要加热时温度不高于50℃；重质油可加等体积的CS2溶剂），进样，同时启动程序升稳和色谱处理机，记录色谱图及原始数据。 8 定性 采用色谱峰保留指数、保留时间、标样和色谱一质谱定性。 原油轻烃定性见附录B（提示的附录）。
(完整版)原油流变学
第一章 1粘性;当相邻流层存在着速度差时，快速流层力图加快慢速流层，慢速流层力图减慢快速流层，这种相互作用随着速度差的增加而加剧，流体所具有的这种性质就是粘性2动力粘度：流体对变形的抵抗随形变速率的增加而增加的性质 3运动粘度：动力粘度与同温度下流体密度的比值4流变学：是一门研究材料或物质在外力作用下变形与流动的科学5流变学研究的是纯粘性固体与牛顿流体状态间的所有物质的变形与流动的问题5物质的流变性：物体在外力的作用下变形与流动的性质6连续介质：就是把物质看做是由一个挨一个的，具有确定质量的，连续的充满空间的众多微小质点所组成的7一般施加到材料上的力有三种或三种的组合：拉力，压缩力，切向力8应变速率又分为拉伸应变速率和剪切应变速率9剪切应变速率描述的是流体的剪切运动，拉伸应变速率描述流体的拉伸运动10剪切速率：单位时间内剪切应变的变化11本构方程（流变状态方程，流变方程）：料宏观性质的数学模型12物质的流变学分类：刚体，线性弹性体，弹粘性体（弹粘性固体，粘弹性流体），非线性粘性流体，牛顿流体，无粘性流体。13德博拉准则：De很小，呈现粘性，很大，呈现弹性14分散体系：指将物质（固态，液态，气态）分散成或大或小的粒子，并将其分布在某种介质之中所形成的体系15非均匀分散体系具备的2个条件：在体系内个单位空间所含物质的性质不同，存在着分界的物理界面16流体的流变性分类：按照流体是否含牛顿内摩擦定律（牛顿流体，非牛顿流体），按流体是否具有弹性(纯粘性流体，粘弹性流体)，按照流变性是否与时间有关（与时间有关的流体，与时间无关的流体）17与时间无关的流体：牛顿流体，胀流型流体，宾汉姆流体，屈服-假塑性流体，卡森流体18随着剪切速率的增加，表观粘度是减小的，因此假塑性流体具有剪切稀释性19剪切稀释性：对于假塑性流体，随着剪切速率的增加或剪切应力的增加，表观粘度降低，对其他类型的非牛顿流体，也表明这一特点，这一特点在流变学上称为剪切稀释性20具有剪切稀释性的原因：假塑性流体是最常见的非牛顿流体，在乳胶类，悬浮类，分散类物料中广泛遇到。这些体系中存在着大分子，细颗粒，在静止时他们松散的集合或自由的排列，在外力的作用下会很快的使之分散或定向，使流动阻力相对的减小，表现出剪切变稀的特性21胀流型流体的内部结构特点：剪切增稠性是流体结构从一种有序状态到无序状态的变化；剪切力超过了颗粒之间的胶体力，因为这种流体是在自身胶体力的作用下形成有序结构的；具有不太低的内相浓度，且内相浓度处于一个较窄的范围内；内相颗粒的尺寸分布是单分散强于多分散；剪切增稠性还与颗粒尺寸分布是单分散强于多分散；剪切增稠性还与颗粒尺寸，界面性质和介质粘度有关；剪切增稠性往往只产生一定的剪切速率范围内，在更低或更高的剪切速率下，其流变性可能呈现假塑性或屈服-假塑性状态22剪切增稠性：随着剪切速率的增大，流体的表观粘度增大23屈服值：流体产生的大于零的剪切速率所需的最小切应力24屈服值得大小主要是由体系所形成的空间网状结构的性质所决定的 25屈服-假塑性流体：有些物料在较小的外力作用下，观察不到流动现象，只有当外力大于某值时，物料才发生流动，但流动发生后，剪切速率又对剪切应力的影响是非线性的，表现出这种特性的流体是屈服-假塑性流体26触变性：在剪切应力作用下，表观粘度随时间连续下降，并在应力消除后表观粘度又随时间而逐渐恢复27反触变性流体:在恒定的剪切应力或剪切速率作用下，其表观粘度随剪切作用时间逐渐增加，当剪切消除后，表观粘度又逐渐恢复28触变性流体的触变行为特征：流体的表观粘度随剪切时间而下降；流体的表观粘度随静止的时间而增长；流体存在动平衡态流变曲线；反复循环流体可得滞回环；无限循环剪切流体可得到平衡滞回环29触变性机理：30粘弹性流体：既具有粘性又具有弹性的一类流体31粘弹性流体的流变现象;爬杆现象，挤出胀大现象，同心套管轴向流动现象，回弹现象，无管虹吸现象，次级流现象32应力松弛：当对粘性体施加外力使其变形并保持应变一定时，应力会随时间而逐渐减小，这种现象为应力松弛33弹性之后：粘弹性体的应力-应变曲线不是直线，而且其应力上升与下降对应的应力-应变曲线不重合，这种现象称为弹性滞后34流变学的三种流变模型：元件型（弹性元件，粘性元件），简单组合型，复杂组合型麦克斯韦模型：一个弹性元件和一个粘性元件串联即构成麦克斯韦模型35作用在分散相颗粒上的力：胶体源力，布朗力，粘性力36原油中的烃类化合物主要包括：烷烃，环烷烃，芳香烃，非烃类化合物主要是沥青质和胶质37在常温常压下，C1~C4的烷烃为气态，C5~C16的烷烃为液态，C17以上的烷烃为固态38原油的流变性取决于原油的组成，即取决于原油中溶解气，液体和固体物质的含量，以及固体物质的分散程度，原油属于胶体体系，
原油氯含量研究和测定方法
原油氯含量研究和测定方法 摘要：因有机氯化物会对管道设备产生严重的腐蚀作用，所以在原油生产过程中携带的有机氯化物必须及早的除去。目前原油有机氯检测标准依据GB/T 18612-2011，其原理是通过原油蒸馏获得204℃前的石脑油馏分，去除所含硫化氢和无机氯化物，将处理后的馏分油使用微库仑仪测定出其中的氯化物含量。但在实际检测中发现，在高于204℃的高沸点成分中仍存在有机氯，故原标准方法不能客观反映原油中有机氯的实际含量，本方法通过对GB/T 18612-2011进行改进，提高蒸馏温度，测定320℃以前的馏分油中有机氯含量，最终确定原油中有机氯含量。 关键词：有机氯腐蚀蒸馏微库仑法 一、氯化物的危害和分类标准 氯化物存在巨大的危害性，在原油加工过程中，因氯化物的腐蚀严重，造成氯化物腐蚀事故严重威胁生产安全，氯化物的腐蚀已有带减压装置扩展到二次加工装置，针对日趋严重的现状，应制定进罐原油有机氯上限控制，控制氯的来源，建立完善有机氯实验分析，优化“一脱三注”（防腐措施之一，“一脱三注”是行之有效的工艺防腐措施，目前已被国内外炼厂普遍采用。 1.一“脱”——原油脱盐原油中少量的盐，水解产生氯化氢气体，形成HCl—H2S—H2O腐蚀介质，造成常压塔顶塔盘、冷凝系统的腐蚀。原油脱盐后，减少原油加工过程中氯化氢的生成量，可以减轻腐蚀。2.三“注”——注碱、注氨、注缓蚀剂）防治氯带来的危害，确保原油稳定达标生产。 分类和标准：氯主要分为有机氯和无机氯两种，馏分油中的氯主要为有机氯，且1500℃以下馏分油中的含量较高，350℃以上重油馏分中有机氯、无机氯含量较高，这些氯含量分布不仅造成了常压塔和石脑油加氢装置的腐蚀，也给重油加工带来了必要的困难，同时降低换热器和加热炉的传热率，也影响了油品的质量。 二、原油有机氯的测定方法 方法研究：目前有机氯测试的标准原来是：GB/T18612-2001《原油中有机氯含量的测定微库仑计法》现改名为《原油有机氯含量的测定》GB/T18612-2011，其原理是通过原油蒸馏获得204℃前的石脑油馏分，去除所含硫化氢和无机氯化物，将处理后的馏分油使用微库仑仪测定出其中的氯化物含量。但GB/T 18612-2011仅规定了测试低于204℃的馏分油中的有机氯，但在实际检测中发现，在高于204℃的高沸点成分中仍存在有机氯，故原标准方法不能客观反映原油中有机氯的实际含量，本方法通过对GB/T 18612-2011进行改进，提高蒸馏温度，测定320℃以前的馏分油中有机氯含量，最终确定原油中有机氯含量。 具体内容如下：
页岩气井场快速识别评价技术
[收稿日期]2011-05-25 [作者简介]张新华(1971-),男,1994年大学毕业,博士(后),高级工程师,现主要从事录井资料处理、新技术应用、录井动态 跟踪与页岩气方面的研究工作。 页岩气井场快速识别评价技术 张新华,陆黄生,王志战 (中国石化石油工程技术研究院,北京100101) [摘要]针对当前世界范围内研究热点之一的页岩气资源,对钻井过程中的页岩气快速评价方法进行了初 步探讨。首先对页岩气录井评价要素进行了分析;然后论述了页岩气录井评价手段。通过常规及特殊录 井技术的应用实例,说明了录井技术在获得页岩储层的有机质含量、成熟度、矿物组成、脆度、含气量 等评价要素方面的重要作用。建议尽快形成页岩气录井技术系列,以便对页岩气藏做出快速准确评价, 加快勘探开发节奏。 [关键词]页岩气;井场;快速识别;录井;技术系列 [中图分类号]T E132.2[文献标识码]A [文章编号]1000-9752(2011)10-0048-05 页岩气是烃源岩中未运移出去的以吸附、游离或者水溶方式存在的天然气[1～5]。美国是世界上最早对页岩气进行开采的国家[6]。美国页岩气的成功开发引起了世界范围内对该类资源的重视。目前,我国对页岩气的研究与勘探开发处于起步阶段。部分学者对泥页岩油气藏做过一些研究[7～9],但尚未对页岩气资源进行过全面估算。2005年以来,随着能源需求的急剧增加和国外页岩气资源的成功开发利用,国家层面已经充分认识到页岩气资源的重要性,中石油、中石化及国土资源部加强了我国页岩气资源的调查。借鉴美国页岩气勘探开发经验及相关资料、文献,对美国页岩气成藏地质条件进行了剖析,总结了页岩气勘探开发技术;在此基础上对四川盆地海相页岩地层页岩气成藏地质条件进行了研究。据估算认为[7],四川盆地南部下寒武统筇竹寺组页岩气资源量为(7.14～14.6)×1012m 3 ,而整个四川盆地现 有常规天然气资源量为7.2×1012m 3,说明我国页岩气资源量巨大。笔者拟在单井常规岩屑、岩心录井 基础上,针对页岩气评价重点,辅以其他手段,通过对页岩总有机碳、成熟度、矿物组成、含气量等方面的检测,来实现对页岩气的井场快速识别评价。1 页岩气录井评价要素 文献[10～12]表明,页岩气评价需要考虑诸多要素。结合井场钻进过程中的录井及试验项目,以下几个指标是页岩气井场快速识别评价时必须给出的。 1.1 有效厚度 目前为止,具有经济价值页岩气藏的页岩厚度下限并未明确。事实上,单独提页岩厚度没有意义,因为厚度下降可由有机碳含量的增大和成熟度的提高得到弥补,Barne tt 页岩最佳产气层厚300ft (91.44m )(有机碳含量为1%～4.5%),但100ft 的有效厚度在该区已被证明具有商业开采价值。一般认为,在有效厚度大于15m 、有机碳含量大于2%以及处于生气窗演化阶段等页岩气藏形成的基本条件的限定下,页岩厚度愈大,所含有机质就愈多,天然气生成量与滞留量也就愈大,页岩气藏的含气丰度愈高。显然,要形成一定规模的页岩气藏,页岩厚度一般应在有效排烃厚度之上。 1.2 有机质含量及成熟度 有机碳含量是页岩气成藏最重要控制因素之一,决定了页岩的含气量。美国页岩气生产实例表明,页岩气产量高的地方,对应有机碳含量也高,且气体含量和有机碳含量具备好的正相关性[10]。同时有 48 石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2011年10月 第33卷 第10期 Journal of Oil and Gas Technology (J .JPI ) Oct .2011 Vol .33 No .10