凝析油稳定

凝析油稳定（共6篇）

凝析油稳定 篇1

摘要：通过对大涝坝集气处理站凝析油稳定塔塔底重沸器腐蚀原因的探讨, 提出三点应对对策, 1、加强凝稳单元运行, 控制凝析油进凝稳单元前含水率。2、采用表面锌铝稀土共渗工艺处理重沸器管, 现场具有良好的适用性。3、应建配套的洗盐流程, 及时清除管束表面盐垢。

关键词：稳定塔,重沸器,腐蚀,对策

大涝坝集气处理站2005年10月投产, 设计日处理天然气25×104m3, 稳定凝析油8×104t/a。该套装置集油气分离、凝析油稳定、天然气增压外输、透平膨胀机制冷于一体, 以回收轻烃和生产稳定凝析油、干气为目。因凝析油高含盐、恶劣的运行环境、重沸器管束不抗腐蚀等因素, 导致凝析油稳定单元投运初期即不正常, 凝稳塔频繁盐堵, 凝稳塔重沸器管束频繁穿孔, 累计腐蚀穿孔21次, 相继5台重沸器管程报废, 仅设备经济损失215万元。陆续试验双相不锈钢、316L不锈钢材质两种重沸器管束, 试验失败。最终从加强运行管理和优选采用经济、有效的锌铝稀土共渗工艺处理管束两个方面采取对策, 经现场检验, 成功解决这一困扰集气处理站生产的难题。可为同生产情况的集气处理站提供借鉴。

一、工艺流程和腐蚀情况概述

1. 工艺流程。

采用高温正压精馏稳定凝析油。稳定单元工艺流程三相分离器将计量和生产分离器分离出的凝液进行油气水的进一步分离, 凝析油经进料换热器加热至118℃, 从凝析油稳定塔顶部进入。凝析油中溶解轻质组分 (即轻烃和液化气) 从塔顶出口经空冷器降温, 进入液化气塔, 精细分离液化气和轻烃产品。塔底液相一部分进入稳定塔重沸器加热至195.5℃后返回塔底, 另一部分凝析油换热后进稳定凝析油储罐。稳定塔设计塔顶温度118℃、塔底温度198℃、塔顶压力0.35MPa。塔底重沸器为浮头式换热器, 加热介质为热媒油, 通过控制热媒油的流量实现控制塔底温度, 导热油进口温度260-265℃, 出口温度100-150℃。详见图1。

2. 腐蚀情况概述

(1) 20#钢材质重沸器管束。两台重沸器切换运行。投运时塔底温度运行到110℃出现凝稳塔盐堵现象, 最严重时周期约2天, 稳定塔频繁停运, 被迫将塔低温降至95℃左右运行, 有所好转, 盐堵周期约为7—15天, 建简易洗盐流程解决这一问题。在2006年11月23日1#重沸器管束第1次穿孔。累计运行时间135天。2007年3月11日2#重沸器管束第1次穿孔, 累计运行时间135天。穿孔导致导热油循环过程混入凝析油 (含有水分) , 水分在高温下汽化膨胀, 使导热油膨胀罐压力升高, 安全阀起跳, 并且对导热油循环泵产生气蚀, 最终热媒炉停用, 严重影响站内正常生产。抽芯检查发现1#、2#重沸器管束塔表面结盐严重, 结盐主要位于重沸器凝析油入口处 (见图2) , 表面上局部腐蚀和点蚀坑明显 (见图3) 。试漏找出穿孔管束后封堵继续使用, 到2008年8月期间, 累计出现19次穿孔。两组重沸器114根管束各封堵37根和41根, 重沸器20#钢材质管束, 两组重沸器管束报废。

(2) 双相不锈钢材质管束 (SAF2507) 。2008年3月31日投用两组双相不锈钢材质管束。双相不锈钢钢板和钢管分别满足ASME SA240和SA790/SA790M技术规范, 铁素体相的范围40%~50%。铁素体和奥氏体相应均匀分布, 没有沉淀的第三相【1】。同年, 5月7日1#双相不锈钢材质管束使用时间37天, 穿孔1根。5月29日2#双相不锈钢材质管束使用时间10天, 穿孔3根。后频繁多次出现。抽芯检查管束外表面光滑, 未见明显的腐蚀迹象。将现场取样用丙酮清洗干净试样表面, 利用SEM和金相显微镜观察试样的表面和截面。如图4、5所示。图中可以清楚的看出, 现场取得的双相不锈钢表面晶界腐蚀的形貌, 剖面照片显示了这种晶间腐蚀的深度, 达到20μm左右。

(3) 316L不锈钢材质+外涂层防护管束。316L (OOCr17Ni14Mo2) 钢是316钢种的低C系列, 属于奥氏体不锈钢, 材质本身在海水和其他各种介质中, 具有很好的抗腐蚀性, 是主要用于耐点蚀材质。同时在管束表面涂料。2009年1月20日投用一组重沸器管束, 使用60天后穿孔。抽芯检查, 重沸器上部防腐涂层基本脱落, 外表面光滑, 未见明显的腐蚀迹象。管束试漏检测, 2根管处出现不同程度的刺漏。

二、腐蚀原因

1. 介质和操作因素, 造成进装置物料不合设计要求。

设计要求进装置稳定凝析油含水0.1—0.5%, 含盐量小于46mg/L。由于, 实际生产井数量和层系变化与开发方案差异, 地层水矿化度247536.91mg/L, PH值5.7, 三相分离器脱水合格凝析油含盐量仍高达143.95 mg/L, 环烷酸0.0758mg KOH/g。现场实际运行, 因进站温度降低, 破乳脱水效果不好, 进料凝析油可能高含水, 增加了进装置的盐总量 (初期未做含水化验, 但从凝析油罐脱水量可看出, 600方凝析油静止24小时后, 脱水15-20方, 折算进装置含水率达2.5-3%) 。洗盐水开式暴氧洗盐流程含溶解氧和微生物、形成溶解氧及微生物腐蚀体系增大了重沸器管束腐蚀。大涝坝集气处理站同时投产的雅克拉集气处理站, 因三相分离器分离效果好, 初期以凝析水为主, 水矿化度低 (仅有2564 mg/L) , 同样采用20#钢材质重沸器管束, 投运至今, 未出现凝稳塔盐堵和腐蚀穿孔问题。

2. CO2-Cl―-H2O甜气环境下低碳钢易产生缝隙腐蚀、均匀腐蚀和点蚀, 不锈钢易产生晶间腐蚀。

双相不锈钢材质管束, 由于双相不锈钢的晶界处容易析出Cr或其他元素的碳化物, 使得晶界处成为腐蚀的活性点, 在环境中高盐含量、高温的作用下首先发生腐蚀。双相钢取样的晶界遭到腐蚀介质的严重侵蚀, 这种腐蚀从外观上无法分辨, 一旦晶界腐蚀深度达到管壁厚度, 则管束开始出现肉眼不可见的微孔, 是造成双相不锈钢管束短期漏水的主要原因。316L不锈钢材质+外涂层防护管束, 由于重沸器运行温度高, 温差大, 涂料难以适应设备的运行要求, 耐高温性差导致。其腐蚀原因与双相不锈钢材质相同。

3. 管束表面形成盐垢, 形成垢下腐蚀。

重沸器为U形管换热器, 自然循环热虹吸式工艺, 形成蒸笼效应, 高温 (280℃) 、低压 (0.35MPa) 运行条件下, 在管束表面产生形成盐垢, 从而在管束外壁产生垢下腐蚀, 加剧腐蚀导致管束的腐蚀穿孔。

三、采取对策

1. 加强凝稳单元运行管理。

凝析油含盐量与含水有直接关系, 含水越高, 含盐量越高【2】。由此, 控制进凝稳单元凝析油含水, 是控制减缓重沸器管束腐蚀的有效办法。一是优选高效低温破乳剂, 确保进凝稳塔凝析油含水率在0.5%以下, 降低重沸器内盐的总量。二是加强三相分离器运行控制, 可通过观察三相分离器水相出口流量计流量变化间接观察进凝稳塔凝析油含水率, 若流量减少, 水就及有可能进塔, 应及时调节液位。三是建立进凝稳塔含水凝析油监控制度, 定期做含水化验。

2. 采用抗腐蚀重沸器管束。

表面化学热处理是重沸器管程腐蚀治理最直接、最有效、最简便措施。大涝坝集气处理站2009年4月投用表面锌铝稀土共渗工艺重沸器管束, 利用锌、铝是常用牺牲阳极材料特性, 在钢铁换热器表面表面形成以铁为基体的铝、锌合金层, 在金属与介质间形成“大阳极”和“小阴极”保护体, 延缓腐蚀、降低生产成本, 提高使用寿命。管束满足技术指标, 渗层厚度60mm左右、硬度Hv370左右 (20#钢硬度为Hv100~150) 。腐蚀电位转变试验80℃、3.5%Na Cl、10mg/l H2S介质中的, 锌铝共渗试样重量基本上不随时间变化, 腐蚀速率非常缓慢, 抗高温氧化性能试验500℃空气中锌铝共渗试样的氧化增重最少, 渗层中的锌促进了铝的选择性氧化, 表面形成Al2O3保护膜。

3. 扩建洗盐凝稳单元洗盐流程。

摸索结盐规律, 及时清理重沸器管束表面形成的盐垢, 可减缓管束垢下腐蚀, 同时提高运行热交换效率, 确保工艺流程在设计条件下运行。

四、应用效果

锌铝稀土共渗工艺处理后重沸器管束, 具有很好的耐腐蚀性能极大提高其使用寿命。经现场实践检验, 累计运行5年, 未出现腐蚀穿孔, 取得了良好的应用效果。投用后, 同时凝稳单元工艺调参, 维持塔顶压力0.35MPa、塔底温度95℃↗120℃。由此, 液化气增产2.5t/d, 轻烃增产0.5t/d, 取得良好的经济效应。同时

结束语

1. 随着油气田深入开发, 含水将不断上升是必然规律, 高矿化度地层水带来集气处理站腐蚀速率将按类似规律不断增加, 从而导致腐蚀破坏也将增加。加强运行管理, 控制可确保进稳定塔的凝析油含盐量不高于允许值, 是控制和减缓重沸器管束的腐蚀的有效办法。

2. 重沸器管束采用锌铝稀土共渗工艺, 在钢铁表面形成耐蚀效果好的合金层, 适用性解决腐蚀问题, 在其他油气田具有广泛应用和推广价值。

3. 凝析气田具有地层水高矿化度, 凝析油含盐量高特点时, 集气处理站设计建设时, 应同时建设配套的凝稳单元的洗盐流程。

参考文献

[1]双相钢重沸器管束监测报告沈阳中科腐蚀控制工程技术中心2008年.

[2]叶帆付秀勇等大涝坝凝析油稳定装置改进探讨石油化工应用2007年2月.

凝析油稳定 篇2

关键词：饱和度,凝析气藏,衰竭,质量守恒

1 引言

凝析气在衰竭开发中,凝析油气体系的相变过程是在储层孔隙介质中发生的。多孔介质对凝析油气的相态转变、组分变化和饱和度都有显著的影响。西南石油大学郭平教授等人为了进一步验证多孔介质对凝析气藏开发的影响,对凝析气藏在衰竭开发中凝析油饱和度变化进行了试验研究,试验运用了超声波在高温高压岩心流动条件下凝析油饱和度的直接测试方法。在未开展超声波测试实验的情况下,利用已知的PVT、长岩心衰竭实验数据推算出岩心中凝析油饱和度[1~3]。

2 实验过程

针对KKY凝析气藏,遵照地层流体取样的部颁标准,SY/T 5154-1999“油气藏流体取样方法”,取得其地面分离器油气样。并根据中国石油天然气行业标准SY/T5543-2002“凝析气藏流体物性分析方法”进行配样。利用所配样品进行了CCE、CVD以及长岩心衰竭实验。实验长岩心由取自地层的实际岩心按一定方式组合而成,直径1in,长度近1m。为了消除岩石的末端效应,每块短岩心之间用滤纸连接。

3 质量守恒推算饱和度

根据质量守恒定理,在定容凝析气藏衰竭开采过程中,无论液相和气相发生怎样的传质运动,气相和液相的质量之和始终是不变的。因此,根据这一定理,可以得到:

压力处于露点压力以上时,气藏内为单相,由CVD实验数据可以得到,气藏内气体的密度ρi,并得到气藏内原始流体质量:

随着不断的衰竭开采,压力降低,开始反凝析出液体,此时,采出的气相质量为:

采出的总质量为:

气藏内剩余质量为:

根据质量守恒可知:

将(1)-(4)式代入(5),得到:

所以,可以得到饱和度的计算公式:

按照上述公式,代入相应PVT及实验数据即可求得凝析气藏衰竭开采过程中地层反凝析油饱和度[4~5]。

在上面的式子中:

VHC——气藏原始含烃孔隙体积,m3;

Vpg——产出气体体积,m3;

ρL——气藏反凝析液体密度,Kg/m3;

ρi——气藏原始流体密度,Kg/m3;

ρsc——气体标况下密度,Kg/m3;

ρwg——气体瞬时密度,Kg/m3;

ρwl——地层中反凝析液密度,Kg/m3;

Mi——气藏原始流体质量,Kg;

Mpl——产出液体质量,Kg;

Mp——产出流体质量,Kg;

MR——剩余流体质量,Kg。

4 计算结果

对于KKY凝析气藏,一共进行四组衰竭实验,此四组实验都在相同条件下衰竭至14.5MPa。代入相应PVT及实验数据后,分别计算出KKY凝析气藏衰竭至14.5MPa时地下凝析油饱和度为6.5%,6.58%,6.49%,6.52%。

根据原有的KKY凝析气藏地质模型资料,以及得出的生产和实验数据,通过井组数值模拟方法可以推算出14.5MPa下近井地带饱和度较高,储层中的凝析油平均饱和度为6%~7%,与以上推算出的底层饱和度基本一致。

5 结论

(1)以上所用方法可较准确推算地层下凝析油饱和度。

(2)该方法在很大程度上依赖于PVT以及长岩心实验的准确性,对实验精度要求较高,因此具有较大的局限性。

参考文献

[1]李明秋,郭平.低渗多孔介质低含凝析油型凝析气衰竭开发饱和度研究[J].天然气工业,2006,26(3):93-94.

[2]Saeidi A,Handy L L.Flow and phase behavior of gas condensate and volatile oils in media[J].SPE4891presented at the1974SPE California Regional Meeting,San Francisco April4-5.

[3]Hamoud A,Pope,Robert S.Laboratory Measurements of Condensate Blocking and Treatment for Both Low and High Permeability Rocks[J].SPE77546.

[4]陈元千,董宁宇.气藏和凝析气藏物质平衡方程式的新推导[J].断块油气田,1999,6(3):24-29.

凝析油稳定 篇3

关键词：凝析油,轻烃,罐区,装车

1基本定义

天然气凝液:从天然气中回收的液体烃类混合物的总称,一般含有乙烷、液化石油气和天然汽油。 也称混合轻烃[1]。

稳定轻烃:从天然气凝液中提取的,以戊烷及更重的烃类为主要成分的油品,其终沸点不高于190℃,在规定的蒸气压下,允许含少量丁烷。也称天然汽油[2]。

未稳定凝析油:从凝析气中分离出的未经稳定的烃类液体。

稳定凝析油:从未稳定凝析油中提取的,以戊烷及更重的烃类为主要成分的油品。

2流程描述

集注站内经过稳定处理的凝析油采用常压内浮顶罐进行存储。正常工况下,凝析油经泵增压后通过汇管,依次进入储罐存储。当管内液位超高时,会发生报警,并关闭入口阀门。

由于储罐不可避免存在水以及其他杂质,罐底装有切水阀,水位达到一定高度时需要将水放出来, 进入污水处理系统,最终实现污水回注。

凝析油外输时,通过凝析油装车泵进行增压。 凝析油装车泵共6台(Qv=38m3·h-1,扬程H=60m), 相对应的装车口有6个。采用非金属软管装车,每个装车口配一根装车放空软管。

不稳定轻烃采用带压球罐进行存储。正常工况下,不稳定轻烃经泵增压后通过汇管,进入储罐存储。当罐内液位超高时,会发生报警,并关闭入口阀门。同时,球罐设有温度控制系统,当罐内或者罐体温度超高时,会启动消防系统进行自动喷淋冷却。 同样,球罐底部也设有切水阀门,当罐底水位达到一定高度时进行切水操作。

不稳定轻烃外输时,通过轻烃装车泵进行增压。 轻烃增压泵选择3台轻烃装车泵,设置3个装车口, 装车采用下装鹤管。

稳定凝析油及不稳定轻烃均采用定量装车系统,实现装车、外输。定量装车系统中,只需要设置好装车的体积,就可以实现自动装车控制,计量方便,而且减少了人工计量的误差。

3工艺安装总结

3.1罐区工艺安装

凝析油采用常压内浮顶罐进行存储。轻烃采用带压球罐进行存储。

储罐管底标高应满足:(1) 满足泵的吸入要求; (2) 满足罐前支管道与主管道连接所需安装尺寸的要求。

内浮顶罐应设置量油孔、人孔、排污孔和放水管。

储罐的主要进出口管道,应采用挠性或弹性连接方式,并应满足地基沉降和抗震要求[3]。在此,采用金属软管连接储罐与管线。金属软管在安装设计时主要满足柔性管件的横向位移(即垂直于软管长度方向上的位移),而柔性管件的轴向位移(即软管长度方向上的位移)是由管道补偿设计来吸收,对于金属软管引起的轴向变形应限制在允许范围内。

球罐应设置2个人孔,1个安装在罐体上部顶端,另1个安装在罐体下部方便检修人员进出储罐的位置。

凝析油罐和轻烃球罐出来的排污管线由于是依靠高差排污,为了防止管线内超压时污水反向冲进罐内,设置了大于排污管管径的金属短节。这样就可以避免污水进入罐内的情况发生。

泵的吸入管道是确保泵能处于正常工作状态的关键。根据《石油化工管道装置设计通则》(SH3012-2000)规定:对于水平吸入的离心泵,当入口管变径时,应在靠近泵的入口处设置偏心异径管。 当管道从下向上进泵时,应采用顶平安装,当管道从上向下进泵时,宜采用底平安装[4]。

泵进口前的偏心异径接头顶平安装,是为了防止管道内气相在泵口积聚,形成气泡进入泵腔,损坏泵。

华北地区冻土层深度为0.7m,插过冻土层的管线部分要加电伴热(管内为液相介质,气相介质时不用伴热及保温)。

管道布置与安装:(1) 压力储罐液相进出口接合管宜安装在储罐底部;(2) 放水管管径宜为DN50,并安装在罐体最低部位;(3) 当储罐的设计压力相同、 储存物料性质接近或相近,其气相混合后不影响物料质量时,储罐之间宜设气相平衡管。

储罐仪表选用与安装:(1) 压力储罐应设置液位计、温度计、压力表、低液位报警器、高高液位自动连锁切断进料装置;(2) 液位计、温度计、压力表应能就地指示,并应传送至控制室集中显示;(3) 低液位报警的设定高度,应满足报警开始10~15min内泵不会抽空的要求;(4) 罐顶的仪表或仪表元件尽量设置在罐顶梯子平台附近。

3.2装车区安装

装车区共设置7个装车岛。根据罐区管网布置, 西侧3个岛为轻烃装车岛,采用下装鹤管装车。因为液下装车可减少液体之间的冲撞摩擦,大大降低油气挥发和静电积聚,减少爆炸及火灾危险性。东侧4个岛为凝析油装车岛,采用非金属软管装车。 装车岛上采用质量流量计计量。装车岛基础高于地坪300mm,防止周围雨水漏入基础内。装车罩棚宽度为21m,装车岛的立柱间距为12m。装车区宜设在道路一侧,并尽量靠近储油区。汽车发油岛上的油气接管采用软管。

采用下装鹤管系统时,2个发油岛之间距离为9m。下装鹤管应位于汽车副驾驶一侧,车头应指向调度室一侧。这种类型下装鹤管,一般上为气相,下为液相,配快速关断阀,专用快速接头直接与槽车相连。

3.3管件选择及布置

本工程设计压力≤ 12MPa,管件执行标准为《钢制对焊无缝管件》(GB 12459-2005),管件材质与主管材相同。管件压力等级计算公式[5]:

Sch=(P/δ)×1000

式中:P—设计压力,MPa;δ—许用应力。

管件材质与主材一致。常用的管件主要是等径三通、异径三通,同心异径接头、偏心异径接头,90° 无缝弯头、45°无缝弯头、管帽等,所选管件尺寸要和所接的工艺管线保持一致。

管道焊缝位置应符合下列规定[6]:(1) 直管段上两对接焊口中心面的距离,当公称直径大于或等于100mm时,不应小于管子外径;当公称直径小于100mm时不应小于100mm;(2) 焊缝距弯管起弯点不得小于100mm,且不得小于管子外径;(3) 环焊缝距支吊架净距不得小于50mm,需热处理的焊缝距支吊架不得小于焊缝宽度的5倍,且不得小于100mm;不宜在管道焊缝及其边缘开孔。

支吊架:本工程DN500以下的管线支/ 吊架设计按《石油化工装置工艺管道安装设计施工图册: 第3分册管道支吊架》执行。

4向其他专业提委托

4.1结构专业

(1)球罐基础、凝析油罐基础在平面中的位置坐标,以及每个罐的充水保温重量,需要结构专业做基础的高度,地坪标高。

(2) 防火堤高度(一定要提清堤内高度和堤外高度),防火堤的转弯半径。当工艺管线要穿过防火堤时,要将管线的中心标高及位置、管径提供给结构。

(3) 地面敷设的工艺管线需要管墩支撑时,要提供给结构专业管墩的位置、大小、管墩顶标高以及垂直荷载。

(4)轻烃球罐顶工艺管线需要结构专业做吊架固定,将管线充水保温重量以及管线允许跨距、水平推力结构。

(5)装车岛数量、位置、尺寸以及每个岛的承重, 基础顶标高,地坪标高。

4.2电气专业

(1) 管线需要电伴热时,将所需功率、电源接线盒的位置提供给电气专业。

(2) 装车泵以及电动阀的所需配电功率提供给电气。

4.3机制专业

球罐顶需要焊接垫板以固定管托支撑工艺管线,将垫板位置、承重及尺寸提供给机制专业。

5结语

凝析油稳定 篇4

中化珠海石化储运有限公司位于广东省珠海市高栏港石化仓储区。应客户要求, 需在公司某库区4#内浮顶罐罐组存储南帕斯凝析油。鉴于南帕斯凝析油易挥发, 含有硫化氢、硫醇硫等有毒气体成分, 公司从物料特性、存储设施、挥发呼吸量及扩散等方面进行分析, 制定存储防护措施, 为企业安全存储南帕斯凝析油做好安全保障。

1 基本情况

1.1 物料分析

凝析油是从凝析气田或者油田伴生天然气凝析出来的液相组分, 其在地下以气相存在, 采出到池面后则呈液态。南帕斯油田是世界上最大的油田, 其产出的凝析油由于含有较高组份硫化物而具有恶臭, 极易造成安全环保事件。根据客户提供的MS-DS及质量证书可知, 南帕斯凝析油为甲B类物质 (其理化性质和硫化物组份情况具体见表1、表2) , 饱和蒸汽压较低, 具有较强挥发性, 挥发成分中含有一定量的硫化氢及较高的硫醇硫类物质。

由表2可知, 在众多含硫化物中, 硫醇含量最大, 同时还含有一定量的硫化氢。低分子硫醇毒性类似于硫化氢, 是一种神经毒素, 对人体产生一定的毒性与刺激性。在作业过程中, 不同浓度的硫醇与硫化氢对人体会产生不同的影响 (详见表3) , 《工作场所有害因素职业接触限值》 (GBZ2[1].1-2007) 对作业场所的硫醇与硫化氢浓度接触限值[6]也作了规定 (详见表4) 。

1.2 储存设备分析

南帕斯凝析油为甲B类, 根据《石油库设计规范》, 甲B类石油化工品必须存储于浮顶罐[3]。根据其饱和蒸汽压较低, 容易挥发等特点, 为了减少挥发损耗, 降低硫化物的产生, 本次南帕斯凝析油存储于某库区4#罐组的5个内浮顶储罐, 每个罐罐容为30000m3, 罐高23m、罐号分别为T1401、T1402、T1403、T1404、T1406, 其平面布置如图1。

2 南帕斯凝析油挥发量分析

南帕斯凝析油存储于5个30000m3内浮顶储罐内, 每罐接收1.6万吨, 5个罐同时连续性进油。在正常存储的过程中, 没有泄露的情况下, 大气中产生的凝析油气体主要来自于储罐的大小呼吸。为了定量的算出其呼吸量, 根据石化行业计算大小呼吸损耗的经典公式[1,2,13], 可得出每个储罐南帕斯凝析油在接收、存储过程中导致的挥发量。

2.1 大呼吸损耗

根据《石油库节能设计导则》 (SH3002-2000T) 可知, 计算浮顶罐大呼吸损耗的计算公式为:

式中:Lmax—浮顶罐大呼吸年损耗量, kg/a;

Q—年中转量, m3/a;

C—油罐壁的粘附系数, m3/m2, 原油类取值0.26×10-3;

ρ—油品密度, kg/m3;

D—油罐直径, m, 储罐直径44m。

由于明显的大呼吸存在于油品进、出罐的过程中, 根据工艺要求得知其大呼吸时间为100个小时。所以在100个小时内每个罐中转1.6万吨的大呼吸量为:

2.2 小呼吸损耗

根据美国API计算浮顶罐小呼吸损耗的公式:

式中:Kf—罐型系数, 取值0.045;

D—罐直径, m, 罐直径44m;

P—油品蒸汽压, mm Hg, 蒸汽压为76mm Hg;

V—环境风速, 珠海常年风速5 m/s, 故取值5m/s;

KS—密封系数, 取值0.9;

KC—油品系数, 为原油类别, 取0.75;

E—二次密封系数, 二次密封取值0.25。

所以装卸、存储南帕斯凝析油中单一罐的大呼吸损耗为:

装卸、存储南帕斯凝析油中单一罐的小呼吸损耗为:

3 连续点源扩散分析

3.1 扩散浓度分析

根据高斯定理, 把每个储罐呼吸阀口作为一个点, 即呼吸阀口为高架释放源, 从而建立5个连续点源扩散模型[4,5,8,10,12]。以T1402坐标原点, 下风向为X轴所指方向, 故可知任意点A (x、y、0、h) 处南帕斯凝析油气体浓度为Q:

式中:Q1—以T1401建立的高斯模型在A点的浓度;

Q2—以T1402建立的高斯模型在A点的浓度;

Q3—以T1403建立的高斯模型在A点的浓度;

Q4—以T1404建立的高斯模型在A点的浓度;

Q6—以T1406建立的高斯模型在A点的浓度。

由高斯扩散模型得知, 任一高架连续释放源在A (x、y、0、h) 点的浓度为:

式中:L—单位时间释放源排出的污染物质量, mg/s;

h—释放源离地面高度;

σy—Y轴方向的扩散参数;

σz—Z轴方向的扩散参数;

u—释放源所在区域常年风速。

由式 (4) 可知, 任意点A的浓度于Y轴坐标成反比, 而与X轴坐标成比例关系, 所以在同一X坐标下, 任意点A的浓度只与Y轴坐标成反比, 同一y值下坐标 (x、0、0、h) 上的浓度值最大, 由此可知最大浓度点坐标为B (x、0、0、h) :

其中Q1、Q3与B点的相对坐标为 (x、62、0、h) , Q4、Q6与B点的相对坐标为{ (x+62) 、62、0、h}。B的浓度值计算公式为:

由于珠海地区常年平均风力为4-5级, 风速5-6m/s, 项目位置地处高栏港石化仓储区, 属工业区, 故扩散稳定度级别选取B级。根据下风距离x与水平扩散参数的关系图及下风距离x与铅直扩散参数的关系图[1,2], 选取距离扩散源1km及2km取点, 得出相应的扩散参数见表5。

根据内插法公式:

得知:

为了探究呼吸导致的挥发而引起有毒气体扩散情况, 根据生产区域布置, 取以下几点 (见表6坐标值) , 通过式 (6) 、 (8) 与 (9) 得知各点扩散参数及相应浓度值如表6。

3.2 浓度危害分析

南帕斯凝析油中含硫量为0.249%, 按职业限制最小、分子量最大的取值原则, 取恶臭有毒气体最大分子量丁硫醇 (摩尔分子量为90.18) 为参考, 根据下式:

可知各点含硫物质挥发量 (瞬时) 如表7。

以上理论数据通过与表3中含硫物质嗅觉阈值及国家规定职业接触限值进行比较, 可以判定:小呼吸状态下, 除呼吸阀口处外, 其他区域硫化物扩散浓度低于嗅觉阈值;大呼吸状态下, 在100m范围内其浓度高于嗅觉阈值, 可闻到恶臭味, 在呼吸阀口 (罐顶) 处浓度甚至可高达5.5mg/m3, 超出硫醇的国家规定职业接触限值。

4 安全管理措施

基于以上南帕斯凝析油定性、定量理论分析, 在存储南帕斯凝析的过程中, 应采取以下安全防护措施:

(1) 风险分析:根据南帕斯凝析油的含硫性质, 进行生产操作及设备的风险分析, 针对分析结果, 制定相应的防护措施。并列出较大以上风险, 重点监控。

(2) 安全培训:组织全员进行安全风险培训, 主要针对南帕斯凝析油的火灾爆炸危险, 硫化氢、低分子硫醇等硫化物中毒危险以及操作过程中的操作风险。

(3) 防护用品:针对硫化氢等含硫物质有毒性, 配备全面式防毒面罩、空气呼吸器、硫化氢 (硫醇) 检测仪以及担架、氧气袋等现场救护用品。在储存罐区高点设置风向标。

(4) 应急预案与演练:制定硫化氢中毒应急救援预案, 并进行现场救援模拟演练。

(5) 划定防护等级区域:根据各距离点浓度理论值及硫化物各浓度范围对人体影响划定作业防护等级区域———隔离区、防护区、警戒区及安全区。

(6) 制定防护措施要求:针对各等级区域硫化物浓度范围, 制定相应的防护等级要求与作业许可要求 (具体见表8) , 有异味区域建议都采取佩戴全面式防毒口罩的方式进行防护。

5 实践经验与总结

中化珠海在存储南帕斯凝析油过程中, 整体处于安全、可控状态。为了更好分析南帕斯凝析油的安全影响, HSE部对大、小呼吸状态下周边环境硫化物浓度进行了监测。

通过使用精度为0.1ppm (0.14mg/m3) 的硫化氢检测仪进行测试, 呼吸阀口内侧可检测到17-20ppm (即23.64-27.81mg/m3) , 罐底下风向30m左右偶尔监测到0.1ppm (0.14mg/m3) , 其他区域监测无数据 (监测仪器精度受限) 。但在大呼吸状态下, 储罐下风向100m范围内能闻到比较明显的恶臭;小呼吸状态下, 储罐下风向80m左右范围内能闻到比较明显的恶臭。

通过实际测定值与理论数据对比, 除了呼吸阀口硫化物数值存在较大差距外, 其他区域基本无太大差异。呼吸阀口存在误差的原因主要是凝析油挥发形成的气态不能及时在大气中消散, 而是在浮盘与罐顶间聚集, 同时也可能由于浮盘的密封质量、大气温度变化、凝析油油品品质等因素影响造成。所以, 在划定防护区域时, 建议对所计算出的浓度值乘以不低于1.5的安全系数, 以消除外部因素影响导致的误差。

综上所述, 运用大、小呼吸计算挥发量, 再依据高斯定律建立连续性点源扩散模型计算点源下风向硫化物浓度的方法, 对企业制定南帕斯凝析油大批量存储的安全防护措施提供了较好的理论数值依据, 具有较好的指导意义。

摘要：南帕斯凝析油产自于伊朗, 在炼制过程几乎不残留油渣, 因而倍受炼油企业青睐。南帕斯凝析油中硫化氢及硫醇硫等有毒气体的浓度较高, 在储存过程中由于储罐呼吸现象的存在, 有毒气体挥发量较大。一旦有毒气体挥发量超出《工作场所有害因素职业接触限值》中规定的限值, 极容易引发安全事故。南帕斯凝析油的这一特性给企业安全工作带来了很大挑战。以分析南帕斯凝析油理化性质以及存储设备设施现状为基础, 运用储罐大小呼吸计算公式定量计算出有毒气体的挥发量及在空气中的含量;并且以呼吸阀口为连续性点源建立气体扩散模型, 根据高斯定律推算出下风向各点有毒气体浓度值, 从而划分防护等级区域并制定相应的安全操作要求, 为企业存储安全提供有效的防护方案。

凝析油稳定 篇5

1轻油密闭装卸流程

完整的轻油密闭装卸过程应该是全密闭、全压力状态, 轻油通过装 (卸) 车泵从轻油罐车 (车载轻油罐) 底部注入 (抽出) , 车载轻油罐与轻油储罐 (卸油罐) 通过气相平衡线实现两者之间的压力平衡。车载轻油罐、轻油储罐、卸油罐均为压力罐, 在装车、卸车和运输过程中为全密闭、全压力状态, 从而保证轻油与大气之间的全过程、全方位隔离, 避免油气散发, 同时防止空气进入轻油储运设施中, 实现清洁生产和安全生产。其工艺流程分别如图1、图2所示。

2非正常装卸过程事故危害分析

2.1轻油危险性分析[1,2,3]

2.1.1理化特性

轻油多指沸点高于汽油而低于煤油之馏分, 也称为石脑油。常分为轻石脑油 (轻质轻油) 和重石脑油 (重质轻油) 两种。其主要组分是碳五左右的烷烃或环烷烃, 常压下易挥发。轻油属无色或浅黄色液体, 有特殊气味, 不溶于水, 但溶于多数有机溶剂。根据其用途不同, 轻油终馏点的切割温度各不相同, 一般高于220 ℃, 沸点为36～177 ℃, 密度0.63～0.76 g/cm3, 蒸气密度大于3.22 kg/m3, 爆炸极限0.90～6.0 %, 自燃温度290 ℃。

凝析油是指从凝析气田的天然气凝析出来的液相组分, 又称天然汽油。其主要成分是C5至C8烃类的混合物, 并含有少量的大于C8的烃类以及二氧化硫、噻吩类、硫醇类、硫醚类和多硫化物等杂质, 其馏分多在20 ℃～200 ℃ 之间, 挥发性好, 是生产溶剂油的优质原料。

2.1.2危险特性

轻油属易燃液体。根据《石油天然气工程设计防火规范》 (GB50183-2004) , 轻油属于甲B类火灾危险性物质, 其危险性主要表现在以下几个方面:

(1) 易燃、易爆性。一般来讲, 轻质轻油闪点较低, 挥发性较强。但重质轻油例外, 其挥发性较差, 在常温状态尤其是低温环境下挥发较慢。轻油蒸气在空气中只要有很小的点燃能量就会闪燃, 与空气混合后, 可形成爆炸性混合气体, 达到爆炸极限时遇到点火源即可发生爆炸。轻油蒸气的爆炸下限较低, 危险性较大。

(2) 静电危害。轻油易产生静电, 在管道运输、储运过程中, 轻油与管壁摩擦, 与罐壁冲击或泵送时都会产生静电。静电放电产生的电火花, 其能量可达到或大于轻油蒸气的最小点火能。当轻油蒸气浓度处在爆炸极限范围内时, 可立即引起燃烧、爆炸。由于轻油电阻率较高, 一般在1011Ω·m以上, 属静电非导体, 电荷的消散需要一个相当长的时间。因此, 轻油更容易引起静电积聚, 其静电危害性更大。

(3) 毒性。较高浓度的轻油蒸气可刺激眼睛及抑制中枢神经, 引起眼及上呼吸道刺激症状, 如浓度过高, 几分钟即可引起呼吸困难、紫绀等缺氧症状。

(4) 扩散、流淌性。轻油蒸气密度比空气大, 泄漏后的轻油及挥发的蒸气易在地表、地沟、下水道及凹坑等低洼处滞留, 并贴地面流动, 往往在预想不到的地方遇点火源而引起火灾。国内外均发生过泄漏轻油沿排水沟扩散遇明火燃烧爆炸的恶性事故。

2.2非正常装卸过程危险性分析

在保证系统正常, 安全设施可靠, 人员操作正确的前提下, 全过程的轻油密闭装卸作业是比较安全的。但在实际装卸作业过程中, 由于个别轻油用户安全意识较差, 安全投入较低, 其密闭卸车装置存在缺陷, 或根本不具备密闭卸车条件, 如:卸车装置气相平衡线损坏或缺失、卸油罐承压能力不足等。在这种条件下, 轻油用户为保证卸车作业的顺利完成, 只能将车载轻油罐气相口打开, 使车载轻油罐呈开放状态。在卸车过程中, 随着轻油罐内液位的降低, 含有氧气的空气将同时进入车载轻油罐内, 以平衡罐内的压力。卸车完成后, 车载轻油罐随之充满爆炸混合气体。这种情况在低温条件下的重质轻油卸车过程尤为突出。当再次进入油田生产单位的轻油密闭装车系统进行灌装时, 车载轻油罐内的爆炸混合气体将通过气相平衡线进入轻油储罐内, 在轻油储罐内部形成爆炸条件, 若遇雷击、静电放电等点火源, 将引发储罐爆炸。

2.3安全风险分析

从轻油的理化特性来看, 轻油的馏程范围很宽, 其主要组分是C5左右的烷烃或环烷烃, 有时会含有少量的C4。轻油中各种组分的饱和蒸气压随温度升高而增大, 表1[4]列出了C5在不同温度下的饱和蒸气压。

由表1可见, 当温度30 ℃时, C5的饱和蒸气压为0.091 MPa, 已接近大气压;当温度40 ℃时, C5的饱和蒸气压为0.119 MPa, 已大于大气压, 可全部挥发成气体。而丁烷在0 ℃时, 其饱和蒸气压就高达0.11 MPa[5], 表明未经脱丁烷处理的轻油其饱和蒸气压更低。这就说明, 即便是在较低温度条件下, 对于开放式卸车装置来讲, 在卸车过程中, 车载罐内的轻油也可能会大量蒸发, 而空气则很难进入罐内。另外, 轻油蒸气的爆炸下限很低, 但爆炸极限范围却很窄, 仅有6.0 %, 这样就会使完成卸车的车载轻油罐内可燃气体浓度依然超过其爆炸上限。当再次进行装油时, 所含空气通过密闭装车系统气相平衡线进入轻油储罐后, 其氧含量比例会更低, 可燃气体浓度更有可能超过其爆炸极限范围, 即使罐内出现静电放电或其它点火源, 也可以避免爆炸事故发生。另一方面, 可靠的防雷、放静电装置是消除点火源的关键措施, 也是防止轻油储罐爆炸事故发生的有效途径。

但是, 上述论证均是以很多“可能”这一假设为前提, 且这对于C5以上组分并不适用。如:在0 ℃时, 己烷的饱和蒸气压为0.006 1 MPa, 庚烷的饱和蒸汽压只有0.001 6 MPa;当温度升至20 ℃, 己烷的饱和蒸气压也仅有0.018 MPa。这说明当油品温度很低时, C5以上组分蒸发量很少, 若打开车载轻油罐气相口卸车, 将会有大量的空气进入罐内, 并在下一次装车时, 将车载罐内的空气通过气相平衡线输送至轻油储罐。而更为严重的是, 这些空气会伴随装车次数而累积, 当空气的浓度足够大, 则可燃气体浓度就会进入爆炸极限范围, 如遇静电放电或其它点火源, 将会引发轻油储罐爆炸。

3防控措施

3.1安全管理对策

(1) 加强安全教育, 提高员工安全意识, 特别是提高管理人员的安全意识。

(2) 加强技能教育, 全面提高员工的操作技能和安全技能, 杜绝各种不安全行为。

(3) 加强销售市场管理, 督促用户开展卸车装置维护, 完善密闭卸车装置, 使其符合安全生产条件。

(4) 加强合同管理, 明确轻油用户的安全责任和义务, 对不具备安全生产条件的, 终止其合作关系。

(5) 加强生产管理, 严密组织安全生产, 合理调度装油作业。

(6) 严格落实安全生产责任制, 确保各项制度落实到位。

(7) 定期组织安全生产检查, 排查、治理事故隐患, 确保系统无缺陷。

(8) 建立健全消防组织, 完善消防设施, 确保消防系统始终处于良好的战备状态。

(9) 加强安全设施管理, 建立健全安全设施管理制度, 确保安全设施完好。

(10) 加强站场防火管理, 严格杜绝各类火种进入生产作业现场。

(11) 加强应急管理, 完善应急组织, 增强应急储备, 不断提升应急能力。

3.2安全技术对策

(1) 增设车载轻油罐气相放空系统。当罐内氧气浓度超标时, 停用气相平衡线, 直接进入放空系统排放。在有条件的情况下, 应考虑增设油气回收系统, 将混合气中的轻油进行有效回收。

(2) 增设轻油储罐 (压力储罐) 压力补充流程。对轻油储罐实时在线压力监测与控制, 在气相部分增设天然气 (湿气) 压力补充流程, 当储罐压力低于某一数值 (以满足装车泵最低进口压力要求为标准) 时, 自动开启补压控制阀, 向罐内注入天燃气, 确保装车泵正常工作。

(3) 修订轻油装车安全技术操作规程。在接驳气相平衡线前, 短时间打开车载罐气相口进行检查, 当气相口未显示压力征兆时, 应改接放空线。若出现罐内气体压力排放现象, 应对车载罐气相口排放气体实施氧浓度检测, 当排放口的气体含氧量超过2 %[6]时, 也应改接放空线。

(4) 根据车载罐气相排放口的气体含氧量监测情况, 按照空气累积量计算, 定期实施轻油储罐气相压力有组织排放, 降低轻油储罐内部空气浓度。

(5) 加强轻油储运系统防雷防静电设施管理。各种防雷防静电接地装置应完好并定期进行检验和检查, 仪表、阀门、法兰、接头连接部位的防雷、防静电跨接线必须符合相应的标准和规范要求。装车作业时应确保轻油装车设施与车载罐保持等电位连接。

(6) 完善油气放空点火系统, 放空火炬必须按规定安装阻火器, 并定期进行检查。

4结语

油气田轻油装车安全是一项系统工程, 这里仅就轻油装卸设施中的缺陷, 探究轻油储存设施的系统安全问题。事实上, 影响轻油储存设施安全性的问题并不仅限于此, 轻油运输工具 (包括:车辆、车载罐等) 、装卸作业行为、运输过程等方面的缺陷也会对储存设施安全产生极大影响。从这一角度看, 解决轻油装车系统安全问题, 应首先从轻油销售市场来考虑, 选择满足安全生产条件的轻油用户, 是保证自身轻油储运设施安全的重要环节。同时, 还应对轻油运输方和使用方的设备设施及安全行为进行有效地监控, 才能真正保证轻油储运全过程安全。

摘要：轻油密闭装车设施可有效地降低轻油损耗, 减轻环境污染, 保证油气储运设施安全, 因而广泛应用于油气田轻烃回收装置中。但这种系统的安全性是基于装卸、运输各个环节为全密闭、全压力条件。若运输或卸车过程中出现开放状态, 则空气将有可能进入车载轻油罐内, 并在装车过程中通过气相平衡线进入轻油储罐中, 形成爆炸混合气体, 这将给轻油储运系统带来极大安全隐患。通过对油气田轻油装车安全隐患进行分析, 从管理和技术两个方面提出了风险防控措施, 以此提高轻油储运设施的安全性。

关键词：油田,轻油,装车,安全

参考文献

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凝析油稳定 篇6

盆5井区油气田位于准噶尔盆地中央隆起带马桥凸起莫索湾背斜上, 马桥凸起面积约2600km2, 东北邻东道海子北凹陷, 西北连盆1井西凹陷, 南邻昌吉凹陷。它是石炭纪开始发育的古隆起, 二叠系、三叠系和侏罗系各层圈闭面积倒塔型重叠, 自下而上为50km2~1000km2。盆1井西凹陷是二叠系烃源岩区, 昌吉凹陷是二叠系及中下侏罗统煤系烃源岩区, 马桥凸起为非常有利的油气运移聚集区[1,2]。

2 天然气特征

天然气以甲烷为主, 其含量大于86%, 含有6%~9%的重烃, CO2、N2、O2等含量小于4%, 干燥系数为0.91~0.94。天然气甲烷碳同位素在-41.43‰~-36.11‰, 乙烷碳同位素-28.04‰~-27.21‰, 丙烷和丁烷的碳同位素在-27‰左右, 重烃的碳同位素比甲烷碳同位素约重10%, 甲烷与重烃同位素分馏效应较大, 而重烃分子之间的碳同位素分馏效应较小, 其同位素几乎没有多大差别。根据梁狄刚提出的煤型气与油型气的判别标准该区天然气属于偏腐植型的天然气[3]。

3 凝析油特征

3.1 凝析油物性及族组成特征

盆5井区侏罗系三工河组凝析油密度为0.7498g/cm3~0.7782g/cm3, 凝固点为-22℃~-5.2℃, 粘度 (20℃) 为1.34m Pa.s~24.6m Pa.s。在族组成中凝析油饱和烃含量为78.3%~83.6%, 芳烃含量为8.2%~11.3%, 非烃和沥青质含量为6.3%~7.9%。

3.2 凝析油碳同位素特征

凝析油的碳同位素为-28.17%~-29.54‰, 各凝析油碳同位素没有明显的差异, 戴金星、徐永昌等研究指出, 在同一盆地或地区, 如果存在两种不同类型的凝析油气藏, 煤型凝析油碳同位素要比油型凝析油重4.2‰, 很明显, 该地区凝析油为同种类型烃源岩贡献。

凝析油单体烃碳同位素值研究表明, n C10~n C20的正构烷烃δ13C值为-27.5‰~-28.00%, n C20以上的正构烷烃δ13C值比n C20以下的正构烷烃δ13C值要略轻, 其值为-28.20%~-30.50%, 与白家海-五彩湾地区彩27井石炭系凝析油和彩401井侏罗系凝析油单体烃碳同位素存在较大的差异。

3.3 凝析油色谱特征

凝析油饱和烃碳数分布范围较宽, 从C8~C35, 低碳数占优势, Pr/n C17为0.33~0.47, Ph/n C18为0.21~0.34, 姥植比 (Pr/Ph) 为1.32~1.58, 显示一定的姥鲛烷优势, 该值明显低于白家海-五彩湾地区石炭系的凝析油 (Pr/Ph>2.5) 。

3.4 生物标志物特征

凝析油中含有丰富的三环萜烷, 三环萜烷C19、C20、C23呈“山峰型”分布, 在萜烷分布中三环萜烷的含量为64.9%~69.9%, 三环萜烷/五环萜烷在1.97~2.23, 三环萜烷C23/C19为3.5~5.74, C24四环萜烷丰度明显低于C26三环萜烷, 两者的比值为0.39~0.52。含有较高含量的Tm和Ts, Tm/Ts大于2.2, 含有一定量的伽马蜡烷, γ蜡烷/C30藿烷为0.12~0.18;而白家海凸起-五彩湾地区凝析油中伽马蜡烷的含量较低, γ蜡烷/C30藿烷小于0.08, 表明该区原油的沉积环境为微咸水的沉积环境。

凝析油中含有孕甾烷和升孕甾烷系列, C21S+C22S/规则甾烷为0.09~0.13。重排甾烷含量丰富, 重排甾烷/规则甾烷为0.17~0.22。在规则甾烷分布中, C29甾烷占优势, 其含量大于44%, 且C27

4 凝析油及天然气成因

凝析油三环萜烷C20、C21和C23呈“山峰型”分布, 王绪龙等在研究准噶尔盆地二叠系原油成因中发现三环萜烷C20、C21和C23为“山峰型”分布的原油主要是下乌尔禾组烃源岩的贡献[4], 因此, 该区凝析油来源于盆1井西凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩。

天然气表现出偏腐植型天然气的特征, 采用δ13C‰与Ro%回归方程[5]对其气源岩成熟度R o%值进行计算。由公式算得气源岩成熟度Ro%值为0.78%~1.73%, 处于成熟~高成熟阶段, 而本区钻遇的侏罗系地层, 其烃源岩实测Ro%值小于0.8%, 均值为0.67%, 表明天然气来源于侏罗系以下的地层, 且该区天然气和原油的轻烃指纹特征完全重合, 另外, 天然气轻烃和原油C7轻烃组成中正庚烷、甲基环己烷、二甲基环戊烷的含量也相当, 表明了它们在成因上具有紧密的联系。因此, 该区天然气来自盆1井西凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩。

5 勘探方向

上述研究结果表明该区凝析油和天然气来源于盆1井凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩, 该井区位于莫索湾背斜, 而莫索湾地区紧邻盆1井西凹陷, 因此在盆5井以西的构造区及盆1井凹陷斜坡区的岩性圈闭是高熟油气成藏的有利区。

6 结语

(1) 凝析油来源于自盆1井西凹陷高成熟的二叠系下乌尔禾组烃源岩。

(2) 天然气与凝析油同源, 其气源来源于盆1井西凹陷高成熟的二叠系下乌尔禾组烃源岩。

(3) 该区井区以西的构造圈闭及盆1井凹陷斜坡区的岩性圈闭是二叠系下乌尔禾组高熟油气成藏的有利区。

参考文献

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[4]王绪龙, 康素芳.准噶尔盆地腹部及西北缘斜坡区原油成因分析[J].新疆石油地质, 1999, 20 (2) :108～112.