高压天然气管道泄漏扩散的孔口特征研究

选择天然气管道舱的一部分,在天然气管道的泄漏孔上方建立80×2.1m的关于泄漏扩散的物理模型,通过三大基本方程、组分输运方程和湍流方程建立其数学模型,模拟初始条件为舱室内的天然气浓度为0,以管道上泄漏空的泄漏速率为边界条件的天然气管道在不通风条件下的气体泄漏扩散情况,研究泄漏孔口面积和分布状态对泄漏扩散的影响。结果表明:泄漏孔口面积越大,泄漏速率越快;泄漏面积相等时,泄漏孔口越分散,扩散进行的越慢。     

粘土胶驱油组分模型模拟器

粘土胶可进行深度堵水调剖驱油，且经济投入少，增油效果明显。考虑粘土胶的成胶、运移机理和室内物理模拟驱替实验结果，研究粘土胶驱油渗流问题，建立反映粘土胶输运特征的数学模型（对流及扩散质量守恒方程，运动方程，浓度方程，饱和度方程，毛管压力方程，粘度方程，渗透率变化方程，盐敏性方程，吸附方程，离子交换方程，乳化方程，相对渗透率方程，阻力系数方程），研制了适于粘土胶驱替流动的八组分（水，油，粘土胶，总阴离子，钙离子，镁离子，钠离子，多种助剂）模型模拟器。分析了粘土胶驱中段塞浓度大小、乳化强度、盐敏特性与驱油效率的作用关系。为油田的合理开发和经营决策提供了有效的数值模拟手段。建议进一步试验并推广粘土胶驱油。表３参２（陈志宏摘）     

旋流反应器内颗粒停留时间分布的CFD模拟

采用欧拉双流体模型对旋流反应器内气固两相流动进行数值模拟,附加无反应组分输运方程研究颗粒停留时间分布(RTD),并考察了操作参数和催化剂粒径对RTD的影响。结果表明,旋流反应器内RTD曲线为单峰分布,切向入口气速越大,颗粒RTD无因次方差减小,流动越接近平推流。增大颗粒循环量可减少颗粒平均停留时间,但加剧了颗粒返混。此外,平均停留时间随颗粒粒径增大,呈现出先增大后减小的趋势,且颗粒越小,返混越严重。     

乙酸乙酯-N,N-二甲基甲酰胺-水三组分物系液液平衡数据的测定及关联

为选择适用于N,N-二甲基甲酰胺(DMF)废水处理的萃取剂,在常压下,用液液平衡釜测定了30,35,40,45,50℃时乙酸乙酯-DMF-水三组分物系的液液平衡数据。采用NRTL和UNIQUAC方程对液液平衡的实验数据进行关联,得到了不同温度下的乙酸乙酯-DMF-水三组分物系的方程参数。采用经验式对不同温度下的方程参数进行关联,得到方程参数的温度经验式。对乙酸乙酯-DMF-水三组分物系,采用UNIQUAC方程关联结果较好,利用UNIQUAC方程计算的温度值与实验值的平均偏差为0.031 0;组分的最大平均偏差为0.017 9。     

复杂组分气固吸附相平衡的计算及等温线拟合

由纯组分气体H2 、N2 、CH4 、CO2 在活性炭和分子筛上的吸附等温方程 ,根据理想吸附溶液理论 ,对复杂组分 (3组分和 4组分 )气固吸附相平衡进行了预测 ,并得到了气体在多组分条件下的吸附等温方程。从而从理论上寻求一种研究复杂组分气固吸附相平衡的方法 ,并将多元变量空间的离散数据用显式代数方程表示     

用气相色谱法测定重整油辛烷值

用气相色谱法测定了重整生成油的组分,从55组试样的组分中选出14种关键组分,以此建立了产品组 成与辛烷值之间的线性回归方程,并对方程进行了验证。结果表明该方程适用于计算重整生成油辛烷值。     

化学驱互溶驱替组分输运机理研究

建立了化学驱互溶驱替组分输运数学模型,将模型中所需的物化参数描述为驱油剂浓度相关的函数。定义了“有效驱替带长度”参数,来量化和分析吸附、扩散弥散、段塞尺寸和驱替速度等多因素对组分输运过程与结果的影响机理。分析了大庆油田ASP复合驱常用驻油剂(表面活性剂ORS-41和碱NaOH)在孔隙输运过程中的有效性和持久性。研究成果不仅可以为复合驱工程工艺方案设计和动态监侧提供指导,而且可用于代替部分实验室流动实验和辅助机理研究。研制的模拟软件的显著特点是对注化学剂段塞情况下的数学模型计算进行了十分巧妙的边界条件处理,用有限差分的预测—校正格式使计算结果更为准确可靠,其可靠性可用相应的物理模拟(流动)实验进行验证。     

苯、对二甲苯、庚烷、乙二醇、N-甲基吡咯烷酮多组分体系液液平衡的研究

用恒温震荡装置测定了苯、庚烷、乙二醇、N -甲基吡咯烷酮和对二甲苯、庚烷、乙二醇、N -甲基吡咯烷酮 2个四组分体系以及苯、对二甲苯、庚烷、乙二醇、N -甲基吡咯烷酮五组分体系的常压液液平衡数据。用UNIQUAC活度系数方程对相平衡数据进行关联 ,并得到该方程的参数。方程的计算误差表明 ,UNIQUAC方程适用于上述四、五组分体系液液平衡的关联与预测。     

基于最大注水效率的平面均衡驱替方法

针对现有平面均衡驱替评价方法未定量考虑油藏非均质性的问题,基于注采井间动态驱替方程,并考虑油藏的非均质性,建立了注水效率与累计产油量之间的关系方程,以实现注水效率最大化为目标.然后,通过求导的方式得到了平面均衡驱替的特征条件,并以此为基础形成了平面均衡驱替注采结构调整方法.研究认为,均质油藏均衡驱替的特征条件是,各注采...     

Walsh物质平衡方程推导

目前广泛使用的物质平衡方程只适用于黑油类油气藏，即气相识由气组分组成。而对于凝析油气藏、挥发性气藏，气相是由气组分怀油组分组成。本文从油气地下体积与地面体积关系入手，导出了Ｗａｌｓｈ物质平衡方程。此物质平衡方程考虑了油、气相之间的质量交换，它是黑油类物质平衡方程的推广。     

气液固三相相平衡计算改进方法及应用

油气开采、输运及加工过程中始终存在着气、液、固三相相态转变和三相平衡共存，根据烃类体系组成和相态特点，建立了新的气－液－固三相相平衡计算方法，假设固相为非理想的固体溶液，用正规溶液理论来描述其非理想性，而气相和液相则统一采用状态方程描述其相态特征，实例表明，该方法能用于石油开采，集输和加工中的气、液、固三相相态模拟，也可用于石蜡、沥青沉积研究。     

有机固相沉积模型研究与应用

根据油气烃类体系的组成特点，提出了气液固三相相平衡热力学模型，对气相和液相采用状态方程描述，使用溶液理论处理固相。该模型可以模拟计算由于压力、温度或组成改变而造成的有机固相沉积起始点和沉积量，计算的固相沉积起始点与实测值接近。为油气开采过程、集输过程、石油化工生产过程以及气驱采油过程，由于温度、压力或组成的改变而造成的石蜡、沥青等有机固相沉积给生产造成的危害，提供了预测方法。     

油气体系气-液-固三相相态模拟

根据油气烃类体系的组成特点和相态特征，提出了气-液-固三相相平衡的计算方法，采用状态方程描述气相和液相的相态变化；而将固相视为非理想的固态溶液，用正规溶液理论来描述其非理想性，实例计算结结表明，该方法适用于石油开采，集输和加工过程中的气，液，固三相相态模拟研究。也可以用于石蜡，沥青等有机固相沉积的研究。     

天然气管输标准成本制定方法研究

天然气管输是一种特殊的运输方式,成本构成复杂,分析难度较大,对于天然气管输业而言,标准成本作为一种有效的控制方法,其制定方法是亟需突破的关键。通过大量的数据分析,找出了关键成本项目如折旧费用、人工费用,非关键成本项目如差旅费、智能检测与清管、水电气费,间接成本项目如办公费用、维修费、会议费等19项成本要素制定标准成本的参考方法,并通过实例进行了证明。     

天然气外输管道黑粉分布规律及清除措施

黑粉在天然气外输管道中积聚,会造成仪表阀门堵塞、输送介质污染、管输量下降等一系列问题,因此,有必要开展管道中黑粉组成和分布情况研究。结合外输管线的清管作业情况,分析了管道不同部位的黑粉组成、分布和形态。同时,对管输天然气历年气质情况进行了分析,确定了黑粉组成及其在管线中的分布规律,分析了黑粉形成原因。结果表明:黑粉偏向在距气源较近、地势低洼处的管道中聚集;其主要组成为FeCO_3,还含有一定量的Fe_3S_4、FeS、S、SiO_2、Fe_2O_3等,其中FeCO_3、Fe_3S_4、FeS主要由天然气生产设备或管道发生CO_2和H_2S腐蚀所形成,而S、SiO_2、Fe_2O_3则由上游气源携入或来自管线施工残留物。根据黑粉的组成和其在管道中的分布特点,提出了黑粉防治措施建议:从源头上杜绝设备和管道的腐蚀;对老旧天然气外输管线应定期组织清管,清管时选用合适的清管工艺。     

基于聚光太阳能的油品管道减阻与节能研究

针对输油管道阻力大的问题,提出了一种利用太阳能聚光加热输油管道的新型减阻集热方式。采用Fluent软件,对物理模型、网格、湍流方程、初始条件及边界条件等进行了合理的设置,对输油管路进行了数值模拟;研究了管长与聚光比对输油管段出口温度的影响,并与理论计算结果进行了对比分析。结果表明:出口温度随着管长的增加而增加,同时也随着聚光比的增大而增加;该管路在聚光比为5,入口温度为20℃,流速为1 m/s的条件下,对管道前8 km铺设复合抛物面聚光器(CPC)进行聚光加热可使油品温度提高到60℃,使摩阻系数大幅度降低,从而达到了减阻的目的。在输油管道的末端利用换热器可将油品得到的热量进行回收,达到能源的高效利用。     

钢管输送设备中凹面辊子曲面数学模型的研究

根据钢管输送过程中钢管与辊子的几何关系建立了辊子曲面的数学模型，运用矢量分析法推导了凹面辊子的辊形曲面方程，为凹面辊子的力学分析及优化设计提供理论依据。     

强化减压蒸馏新工艺研究

对强化减压蒸馏的机理，芳烃添加物的组成及强化作用，强化减压蒸馏方法等方面进行分析研究，以管输常压渣油为研究为对象，重点研究了以催化裂化回炼油作为添加物的强化减压蒸馏过程，确定添加物最佳用量，并测定分析强化减压蒸馏前后蜡油及残渣油性质变化情况，研究结果表明，向管输常压渣油中加入2．04％的催化回炼油再进行蒸馏，可使烃油收率提高1．78％或裂化原料收率提高2．55％。     

The Calculation of the Hydrocarbon Dew Point in a Gas Pipeline

Abstract

The hydrocarbon dew point (HCDP) of natural gas is a key parameter in the gas transportation industry. Predicting and calculating HCDP precisely can ensure the security and reliability of the system. This article begins with an introduction of the methods to predict and measure HCDP and determines a suitable equation of state model to calculate HCDP of natural gas from the West to East-I pipeline. The natural gas composition is analyzed by an on-line gas chromatograph and an extended analysis in the laboratory. Based on the results computed by TPCOMP, ^{1 1}TPCOMP is a software developed by the Beijing Key Laboratory of Urban Oil and Gas Distribution Technology. the influence of natural components to calculate HCDP is discussed, and a modified method to add 0.0002–0.0004% up to the heaviest hydrocarbon is proposed to make the agreement within ±3°C between calculation and measurement.     

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目前我国天然气管输费仍然采用与出厂价捆在一起的捆绑价。当用户的实际用气量低于预定气量时，捆绑价就不能确保输气公司收回投资并获得合理的投资效益。目前许多国家对天然气管输采用了二部制管输费收取方法。该方法能在公平的原则下保护输气公司和用户双方的正当权益。文章对天然气管输费的形成机制和形式进行了分析，介绍了国外二部制管输费的计算方法，在此基础上建立了更易理解和计算的二部制管输费计算方法。