基于LabVIEW的软管脉冲实验模糊PID控制系统研究(英文)

软管脉冲实验台一般使用电液伺服系统,占用空间小,原理结构简单,信号跟踪能力强,在工业控制领域应用广泛。然而,由于液压反应速度慢、干扰因素多,因而控制精度低,系统不稳定;而传统的液压脉冲实验台单纯PID的控制方式原理简单,但参数调节困难。本文针对控制系统的特殊要求,提出了一种模糊PID控制方法,既保留了原控制系统的优点,又改善了原系统存在的参数时变、不稳定、滞后等缺点,提高了系统的适应能力和精度。经反复调试和试验,结果表明,该系统有效地解决了系统不稳定、滞后严重和参数时变等问题。     

提高离子色谱法测定设备冷却水中氟离子的精密度

秦二厂一号机组设备冷却水系统的氟离子含量异常升高至100μg/L以上,较大的分析偏差将会影响对系统水质变化的准确判断。根据调查发现,实验室分析氟离子的精密度均值为5.5%,超出国标的要求。文章从离子色谱法分析氟离子的分析条件及参数入手,通过数据调查和分析实验,找到了氟离子分析精密度偏低的两个主要因素,并制定相应对策。通过实施成功将离子色谱法分析氟离子的精密度降至小于2.0%的良好水平,为有效检测系统水质,保证设备系统的有效性提供了积极的支持。     

平行管式水力喷射泵反循环冲煤粉装置设计

水力冲煤粉法会导致冲煤粉液体漏失严重,不仅污染地层,而且增大了排液采气的困难,而机械捞煤粉又存在效率低等问题。为此,通过对煤层气井下管柱结构的分析,在不影响井底煤层结构的前提下,提出了平行管式水力喷射泵反循环冲煤粉技术,并设计出水力喷射泵负压反循环冲煤粉装置。该装置可以有效地解决现场的冲煤粉问题,并且可以保护煤层不受破坏。通过水力计算得出煤粉颗粒直径与煤粉颗粒自由沉降末速度以及排煤粉所需工作泵最低排量的关系,并算出煤粉从453.52 m井深上升到地面所需要的时间约为0.47 h。     

煤层气排采井口温降计算与保温装置设计

煤层气有杆泵排采井口在较低的环境温度下作业时,煤层气在管道中发生节流效应导致井口冰冻,严重影响气井正常生产,为此设计一种结构简单、成本低廉的燃气炉和管道组成的保温装置。该装置的设计依据节流效应原理,利用气体BWRS状态方程,给出焦耳-汤姆逊系数的计算方法,得到煤层气排采井口的制冷量。利用少量井口排采出的煤层气,在满足制冷量要求的情况下,得到燃气炉主要结构的设计参数。通过产生的烟气,把管道的热量传递给井口装置,防止装置发生结冰现象。井口保温装置的设计与研制对保证煤层气井的正常稳定排采具有重要的应用价值和现实意义。     

断裂构造地质模拟实验装置设计与研究

断裂构造是地质构造运动中广泛发育的构造形态,对于断裂构造的物理模拟研究一直是地质构造中研究的热点和难点问题.针对济阳坳陷断裂分布及主要断裂地质构造现象与成因分析的基础上,从动力学和运动学的角度,总结了地质体形成的受力与变形规律,并按照相似性理论,建立了断裂模拟实验的相似模型,完成了实验系统的总体方案概念设计和装置关键参数的计算,并制作了实验样机,利用该实验装置完成了不同断层构造样式的构造物理模拟实验.实验表明研制的实验装置灵活、可靠,达到了设计要求,为断层构造物理模拟定量分析提供了新的技术手段和实验平台.     

单相水流动煤层气井流入动态分析

 单相水流动煤层气井流入动态是确定煤层气井合理工作制度的依据和分析煤层气井动态的基础。基于煤层流体的渗流规律,建立满足达西渗流和非达西渗流煤层气井的流入动态预测模型,通过鄂尔多斯盆地现场实例验证,得到单相水流动煤层气井的流入动态。结果表明：预测模型考虑煤层参数、流体物性和非达西表皮效应,结果具有较高精度,整体误差可控制在12%以内。煤层流体渗流速度不大时,宜采用煤层供给边缘压力不变时的达西渗流模型分析流入动态,而在雷诺数大于0.3和产水量超过30 m3/d时,需采用非达西渗流模型。排采前期加大生产压差,可有效控制排液量大小,防止煤粉运移而破坏储层,利于煤层水的渗流,压力差由0.44 MPa上升为3.68 MPa后,产能由10 m3/d提高到40 m3/d。增大煤层渗透率会提高储层的综合导流能力,显著增大煤层气井产能,渗透率由0.9×10－3 μm2变为6.15×10－3 μm2时,产水量由3.5 m3/d增大到15.9 m3/d;减小表皮系数使流入动态曲线明显向右移动,同一井组的表皮系数为－3.10和－4.85时,产水量分别为34.8和45.6 m3/d。     

煤储层排采液流携粉运移模型与产出规律

基于液固两相流理论建立煤层液流渗流数学模型,并给出描述煤岩产气通道流动状态的偏微分方程和煤层液流携粉运移特征的数学模型,依据数值求解结果分析产气通道中的液流压力和流速以及煤粉随液流运移的浓度分布情况。结果表明,煤储层近井区域液流高流速状态使得通道液流中的含煤粉量达到最高值,排采初期较大的排液量和压差波动使得其煤粉产出较多,而稳产阶段的产液量减小且煤储层与井底间的生产压差降低使得通道中煤粉浓度较低,生产压差由2.05 MPa提高到3.05 MPa后,产气通道各节点最大含煤粉量由0.112%迅速升至0.608%;且稳产阶段煤层泄流体产气通道孔径的增大,会进一步降低通道中煤粉浓度,产气通道高度由0.30 mm扩大到0.90 mm,产气通道各节点最大含煤粉量则由0.759%降至0.160%。该算法提出煤储层泄流体煤岩产气通道管流的概念并定量描述排采液流携煤粉运移的特征,为准确预测煤层气井排采中的煤粉产出情况和制定合理的防煤粉措施提供了依据。     

薄层特,超稠油油藏高周期蒸汽吞吐阶段开发策略研究

方法结合矿场试验，应用油藏数值模拟技术，研究组合注汽、动态配汽、强排和降粘等一系列开发策略。目的提高河南油区稠油油藏高周期蒸汽吞吐效果，实现“八五”后产能接替。结果采用面积组合注汽方式，泄油范围和产油量分别提高了0．85和0．58倍，热损失率下降了10个百分点；在前4周期累积来注比分别为0．7、0．9、1．1和1．3的情况下，后续周期最佳注汽量比前一周期分别递减10％、持平、递增10％和递增20％，此时增产油汽比最高；对油层厚度较大、供液能力较强的井，采取换大泵、调大参数等强排技术；现场实践表明：化学降粘、热洗井及伴热降粘技术，使周期生产时间延长了1．1倍，周期产油量和油汽比分别比前一周期提高了0．9和1．2倍，采注比和回来水率均提高了1．4倍，平均单井累积存水下降480t。结论改善薄层特、超稠油油藏高周期吞吐效果的关键是提高系统热效率；合理组合注汽，可有效地抑制汽窜，扩大蒸汽波及体积；动态配汽和超稠油降粘技术，可最大限度地利用地层储热；对油层厚度较大、供液能力较强的油井，必须实现强排。     

海上平台原油外输系统管道阻力特性分析

基于原油外输系统管道阻力特性分析,建立了管道阻力损失的计算模型,并依据管道中原油流动仿真分析结果制订减小管道阻力损失的有效措施。实例分析结果表明,管道阻力损失对有效汽蚀余量的影响较大,其比值为40%左右,研究外输泵的汽蚀问题时需分析管道阻力特性。管道阻力损失中,滤器等引起的局部阻力损失约占70%,需合理设置滤器进出口压差最大值,必要时可增大流通比。管道中流动原油在阀门两侧发生湍流而弯头处出现漩涡,使得管件引起的局部阻力和能耗损失较大,约占总损失的25%,需尽量减少管件数量,必要时采用全通径阀门。管道中输送原油的沿程阻力损失影响较小,外输量不大时常可忽略。