新型液化天然气浮式生产储卸装置

新型液化天然气浮式生产储卸装置(FPSO)用于边际气田开发,具有投资低、建造周期短、可重复使用等优点.结合国际上最新的设计方案,分别对该装置的液化流程、储存系统、卸货系统及总体布局进行了论述.     

NFPA59A——1994液化天然气（LNG）生产储存和装运标准（待续）

ＮＦＰＡ５９Ａ──１９９４液化天然气（ＬＮＧ）生产储存和装运标准（待续）注：表示条目编号或符号的后面带有的星号（＊），指出在附件Ａ中有该条目的解释内容。有关参考出版物，可从第１０章和附件Ｂ中查找。绪言本标准规定了设备制造和安装的一些基本方法以及为保护...     

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液化气体必须依赖高压或低温才得以维持其液态,因而其面临的安全性问题比通常的液体或气体更为严峻。文章回顾了世界上液化气体储运安全领域已有的研究成果,分析了液化石油气和液化天然气等可燃液化气体在其储运过程中存在多种安全性问题,重点介绍了容器破裂前的热响应,沸腾液体膨胀蒸汽爆炸（BLEVE）,燃气在空气中的扩散和液化气体燃烧等方面的研究进展和取得的成果,以及根据这些成果为理论依据提出的可燃液化气体储运的安全措施。     

一种新型钻机在边际油田开发中的应用

石油工业正在积极地寻求新的技术来解决一个共同的难题：降低资金消耗的同时尽量减少对环境的不良影响。由于预算减少，不少石油公司被近采用新的策略，例如：在陆地石油边缘盆地的开发和勘探评估、老井再钻、边际油田的开采等多种情况下，利用小井眼钻井，被认为是减少费用的适宜方法。本文就降低老油区边际油田开采的钻井费用提出了总体概述。基本这种特殊构想，针对上述目的对一些相应的技术措施进行了调查。介绍了一种特别适合边     

天然气液化工艺技术初探

由于天然气的产地往往不在工业或人口集中地区,特别是海上天然气的开发,必须解决运输和储存问题。天然气主要成分是甲烷,其临界温度为190.58K,故在常温下,仅靠加压将其液化。通常的液化天然气(LNG)多存储在温度为112K、压力为0.1MPa左右的低温储罐内,其密度为标准状态下甲烷的6     

新型液化天然气浮式生产储卸装置

新型液化天然气浮式生产储卸装置(FPSO)用于边际气田开发,具有投资低、建造周期短、可重复使用等优点。结合国际上最新的设计方案,分别对该装置的液化流程、储存系统、卸货系统及总体布局进行了论述。     

NFPA59A—1994：液化天然气（LNG）生产储存和装运标准（待续）

第6章 管线系统和组件6.1 一般规定6.1.1 所有管线系统都必须符合ANSIB31.3《化工厂和炼油厂管线系统》的要求。本章的补充规定只适用于:用于LNG、可燃致冷剂、可燃液体和可燃气体的增压管线系统和组件,在低于—20F(-29℃)操作温度条件下,输送LNG、可燃致冷剂、可燃液体和     

中海油拟开发伊朗第二大气田

椐权威人士证实，中海油公司正与伊朗政府就开发伊朗北帕尔斯（Northern Pars）天然气田进行谈判。伊朗已与中海油签署了一份价值160亿美元的协议，内容包括开发伊朗北帕尔斯天然气田和建设液化天然气输送设施，用以将液化天然气出口至中国。伊朗是全球天然气储量最多的国家之一，而中国是伊朗第二大能源买家，仅次于日本。据估计，北帕尔斯天然气田的天然气储量在48万亿立方英尺左右，是伊朗第二大天然气项目。该国最大的天然气项目为南帕尔斯天然气田海上气田，规模比北帕尔斯天然气田大得多。目前，中石化集团正与伊朗就一份25年的液化天然气合同，以及伊朗Yadavaran油田开发事宜进行洽谈。双方在2004年下半年曾签署了一项价值1000亿美元、为期25年的液化天然气开采和出口协议。     

适应我国天然气工业发展加快天然气液化技术开发

现在国家加大天然气开采力度,将西部天然气和东海天然气输往江、浙一带,广泛应用于城市民用和发电厂.由于天然气用作燃料,就存在着需要解决储气调峰问题.在江南地区难以找到地下储气库情况下,采用LNG调峰和保安措施要优于管道调峰方案.介绍了采用LNG调峰的可行性,并对液化装置的规模提出建议.     

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天然气水合物（ＮＧＨ）是在一定温度和压力条件下,由水和天然气形成的类冰笼形结晶化合物。１ｍ＾３的ＮＧＨ标准状态下可以携带１５０－１７０ｍ＾３的天然气。研究表明,ＮＧＨ可以在２￣６ＭＰａ、０￣２０℃条件下制备;常压－１５℃以上稳定储存,加热或降压可以实现ＮＧＨ的分解,通过一些物理或化学的方法可以提高反应效率、降低应用物理条件。文中给出了两上ＮＧＨ储运技术应用工艺流程,分别适用于天然气远距离运输和天然     

天然气水合物储运的新技术经济性评价

天然气的储存运输方式有管道输送、天然气液化等多种方式。天然气水合物(NCH)技术是储存和运输天然气的一种新技术,笔者从技术流程和经济上将天然气水合物技术与管道液化天然气(LNG)技术进行比较,结果表明:这种技术更适合用来输送小到中等输量的天然气,NGH技术将走向工业实际应用并日益成熟。     

煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议

从炼油厂低氢气成本涉及的原料来源出发,按照炼油厂全加氢流程,配套建设独立的制氢装置原料,分析了影响氢气生产成本的因素以及竞争性,分析量化了二氧化碳排放及国家征收碳税对工艺路线的影响深度,提出按照原料可获得性、经济性和可行性,分区域建设的优化建议。     

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将压缩天然气（ＣＮＧ）和液化石油气（ＬＰＧ）气体燃料用作发动机燃料，采用缸外预混合的供气方式，其发动机功率损失和动力性降低，已成为推广使用中的难题。吉林工业大学内燃机研究所采用喷射技术，电控技术和计算机模拟技术，对进气门处喷射和缸内喷射的ＣＮＧ和ＬＰＧ发动机在整机性能，特别是动力性以及燃烧特性方面与汽油机的对比进行了系统的研究。研究表明，充气系数降低是缸外预混合式天然气发动机功率下降的主要原因。缸内直接喷气可大幅度提高充气系数；采用缸内喷气技术可恢复天然气发动机功率；提高压缩比可以提高天然气和ＬＰＧ发动机的动力性和经济性，使功率下降得以部分补偿。研究成功了电控气体喷射器的驱动电路和高能点火系统驱动电路，解决了点燃式发动机强烈干扰问题。     

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用作汽车燃料的天然气低压吸附贮存系统是当前正在加紧开发中的一门新兴工艺。其正在研究之中的两大技术课题是：开发一种性能优良，能提高ＣＨ４贮存的吸附剂。设计了同种汽车上使用，重量较轻的新型吸附天然气贮存容器。同时，还必须解决吸附一解吸过程特征相关的热效应；原料天然气中重烃对吸附剂吸附贮存容量和解吸释放容量的影响等问题，目前，活性炭作为吸附剂是最有前途的，新型活性炭吸附剂的开发研制工作正在英国、日本、加     

利用税费手段鼓励开发边际油田

在简述大庆外围油田开发技术状况的基础上，通过对国内石油业与煤炭业，国外石油业税费及其减免的比较，说明了目前我国石油业税费负担的沉重性，由此探讨了我国边际油田开发一方面依赖于提高相应技术的同时，另一方面也很大程度地依赖于税费的减免。     

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液化天然气（ＬＮＧ）以其清洁性、经济性在２１世纪的世界能源平衡中将会取得更为重要的地位,特别是在中国这样的发展中国家。文章在简要介绍世界ＬＮＧ工业发展历程的基础上,对当前世界ＬＮＧ工业的基础建设等技术、经济现状作了较为详细的介绍,通过对大量数据的整理,结合权威机构的预测,论述了世界ＬＮＧ工业发展趋势和前景。同时还对该工业涉及的经济问题作了基本描述。结合最新资料,提供了中国发展ＬＮＧ工业的前景规划。     

中国天然气战略储备的需求和对策

通过对世界上部分国家和地区天然气战略储备发展状况及天然气储备经验的分析，得出：①天然气地下储备优于地表储备；②直接将天然气储存于地下的成本低于以液化天然气形式的储备；③枯竭油气藏地下储气最优，含水层地下储气次之。我国2020年前天然气战略储备的需求将达到250×108m3的工作气量，面对如此巨大需求，选择合适的库址和库型是非常重要的，结合我国油气资源远离天然气消费大城市和主要富集在非均质性较强的陆相地层中的特点，提出我国未来天然气地下战略储备应以海相含水层作为主要储集空间、并考虑其它多种库型的对策，并就不同投资主体在不同类型地下储气库建设中应发挥的作用提出了建议。     

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传统的气田开发设计是将每口井的产量都看成一个定值。但在实际生产中，每口井的产量受多种因素的影响，是一个不确定值。因任何一个气田的储层在横向上、纵向上都存在非均质的问题，表现在不同区域不同层位，其产量也不同。按照传统设计方法得到的结果与实际情况存在一定差别。文章根据气田储层的非均质特性，引入了产量的随机分布特征和风险系数，建立了完成预定总产量的气田开发风险设计计算模型和相应的计算方法，建立了风险系数与合理井数计算关系的数学模型；从风险设计的原理、计算方法等进行了深入研究，并对实例进行了分析与计算。结果表明，文章提出的方法具有实用价值。     

地下储气库天然气回采的节流脱水分析

天然气绝热节流是地下储气库回采的关键技术，可以利用节流冷效应实现回采天然气的脱水、脱油。天然气脱水后的露点与绝热节流过程有关，并且它对天然气的集输有较大影响，因此有必要利用绝热节流模型准确地分析回采天然气的节流过程。为此，利用基于BWRS状态方程的绝热节流模型计算了板876储气库回采天然气的高压节流温变等焓线。用该模型分析板876储气库的两级实际节流过程，分析结果揭示了一级节流后温度随井口压力变化的规律，确定了J-T阀（二级节流阀）前温度的安全运行范围。所得计算结果为储气库建立科学完备的生产制度提供了可靠的依据。