片状nano-ZnO对PP非等温结晶动力学的影响

采用示差扫描量热法(DSC)研究了聚丙烯(PP)/片状纳米氧化锌(nano-ZnO)复合材料的非等温结晶行为,并探讨了基于Avrami方程和莫志深方程的结晶动力学,最后利用Flynn-Wall-Ozawa方程计算了纯PP和PP/nano-ZnO复合材料非等温结晶过程中的活化能(ΔE)。结果表明,PP中加入nano-ZnO后,复合材料的结晶起始温度(To)和结晶峰值温度(Tp)均有所提高;与纯PP相比,复合材料的半结晶时间(t1/2)和结晶速率[F(T)]升高,而结晶速率常数(Zc)降低;随着nano-ZnO含量的增加,复合材料的结晶速率先增加后减小;PP/nano-ZnO复合材料的活化能随nano-ZnO含量的增加而降低。     

聚氯乙烯树脂阻燃抑烟性能的研究进展

介绍了聚氯乙烯(PVC)阻燃抑烟剂的两种作用机理,即Lewis酸机理、还原偶合机理.根据化学组分的不同,把PVC阻燃抑烟剂分为无机阻燃抑烟剂、有机阻燃抑烟剂以及复合阻燃抑烟剂3类.综述了不同类型阻燃抑烟剂的阻燃抑烟机理和阻燃抑烟性能的研究进展,并展望了PVC阻燃抑烟剂的发展趋势与应用前景.     

SAA7l11A在实时图像采集系统中的应用

本文给出了在一种实时图像采集系统中应用SAA7111A的实例。     

陵水17-2气田深水测试液类型选择

南海北部深水区陵水17-2气田储层地层压力系数1.19~1.21、孔隙度平均值为31.5%,渗透率平均值为633×10-3μm2,储层孔渗关系好;黏土含量为16.1%,具有盐敏、水敏等特点。对该气田测试液类型进行了优选:氯化钙海水溶液、甲酸钾海水溶液和100%络合水3种基液均能满足密度在1.28~1.30 g/cm3内可调的要求;均具有较好的抑制性,防膨率均在95%左右;3种基液抑制气体水合物生成的浓度低限为28.06%氯化钙、51.05%甲酸钾和72.00%有机醇,因此甲酸钾基液抑制气体水合物生成的能力不足;氯化钙基液矿化度高,具有盐敏潜在损害;络合水自身具有较好的防水锁性,表面张力约为25 m N/m,而氯化钙和甲酸钾基液的表面张力较大。最终优选100%的络合水作测试液基液。其在陵水17-2-1井进行了应用,测试后产量为160×104 m3/d,表皮系数为0.2,储层保护效果好。     

城市文物古迹周边建筑群体空间的视线设计研究——以运城池神庙周边片区规划设计为例

针对近年来普遍存在的城市文物古迹周边盲目开发、缺乏相应设计导则带来的对古迹整体环境及氛围损害的问题,该文结合运城池神庙周边片区规划设计方案,探讨视线设计在城市文物古迹周边建筑群体空间设计中的重要意义与具体应用方法.从文物古迹周边范围的确定、天际线控制、视角控制以及景观通廊设计四个方面,阐述规划设计过程中有关视线设计的理论与方法,总结文物古迹周边建筑群体空间设计的基本原则.     

Maximus电潜泵技术在海上油田的首次应用

常规电潜泵安装过程中需要注油和电动机头缠绕绝缘胶带,受恶劣天气及人员操作技巧等因素影响,电潜泵失效风险高,且作业时间长、费用高。为此,引进了先进的Maximus电潜泵技术并在国内首次应用于海上边际油田开发,通过预注油、即插即用安装、高性能强化、系统兼容性设计,提高了电潜泵系统整体的可靠性和作业时效,降低了作业风险和费用。该技术与单井双泵等完井技术相结合,能有效延长检泵周期,减少修井费用和环境污染,特别适用于海上边际油田开发和不具备修井能力的井口平台。4套Maximus电潜泵机组在现场3口井的应用表明,该电潜泵与常规电潜泵相比,作业时间平均缩短了15%,整个作业过程顺利,电动机绝缘、直阻等参数正常,未出现任何问题。     

利用拉格朗日松驰法解决电网优化购入电量

本文利用拉格朗日松驰法对电网优化购入电量问题进行了研究，灵活而有效地解决了当约束中出现非连续变量时用一般方法难以解决的问题，为电力市场中电网优化购入电量问题的解决提供了一种新的研究思路。     

聚烯烃表面改性对润湿性影响的研究进展

表面改性能有效提高聚烯烃的表面润湿性,从而扩大聚烯烃的应用领域。本文介绍了近几年国内外通过等离子体处理、表面光接枝、辐射接枝、化学接枝、等离子体接枝等方法对聚烯烃表面润湿性改性的研究进展。并介绍了各种改性对聚烯烃润湿性的影响。     

南海西部油田高温高压气井套管磨损预测

为避免南海西部油田高温高压气井套管磨穿问题的发生,对套管磨损进行了预测。采用滑台式套管磨损试验机,在模拟工况下开展了系列磨损试验,得到了接触力、转速、钻井液密度等参数与套管磨损量之间的关系,求取了套管壁厚损失、抗内压强度、抗外挤强度及安全系数等参数。试验结果显示,接触力越大,转速越高,钻井液密度越大,则套管累计磨损量越大;不同耐磨带对应的套管磨损不同且差别较大,在设计工况下套管磨损系数小于2.0×10-14 Pa-1。以A7H井为例,造斜率为3°/30m,φ339.7 mm和φ244.5 mm套管磨损后壁厚分别减小8.5%和13.1%,抗内压强度分别降低8.0%和13.0%,抗外挤强度分别降低8.0%和13.0%,抗内压最小安全系数分别为1.41和1.47,抗外挤强度最小安全系数分别为1.22和1.20,强度满足相关标准的要求,现场作业中未出现套管磨损失效现象。研究表明,接触力、转速、钻井液密度相同的条件下,磨损量与磨损时间之间呈多项式关系;该预测方法可较为准确地预测套管磨损程度,从而决定是否采取防磨减磨措施,避免井下故障发生。      

深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞定量预测

天然气水合物堵塞预测是进行水合物防治方案设计的重要依据,目前针对深水气井测试实践作业中所采用的水合物生成热力学预测理论仅能初步判断测试管柱中水合物的生成位置。基于气、液两相接触关系及气、液相间传质传热特征,考虑天然气水合物生成和沉积速率,建立了深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞定量预测模型,并以南海西部深水气井X井为例对测试管柱内水合物堵塞高风险区和沉积堵塞程度进行了定量预测。研究结果表明,本文建立的深水气井测试管柱内天然气水合物沉积堵塞预测模型计算结果具有较高的计算精度,可满足测试作业工况要求;深水气井测试管柱内水合物堵塞多发生在最大过冷度附近;产出气体内存在自由水测试工况下,水合物堵塞发生的风险远高于无自由水工况,产气量减小将增大水合物堵塞风险区域;初始无自由水测试工况下,产气量增加将增大水合物堵塞风险;在测试初期较短时间内,水合物沉积对气体产出影响不大,当测试时间超过安全作业窗口,水合物堵塞风险剧增。本文的研究成果对于深水气井测试管柱内天然气水合物的防治具有一定指导意义。