电厂锅炉实验虚拟仿真系统建设与应用

为开展能动专业核心课程“锅炉原理”的实验教学,校企合作开发了电厂锅炉实验虚拟仿真系统。基于两相流动与辐射对流传热原理构建的仿真系统,由风烟和汽水两大模型构成,严格遵守质量、能量、动量守恒方程。变负荷虚拟实验显示,随锅炉负荷增加,热效率降低、燃料耗量增加。根据辐射传热原理,结合火焰平均温度计算发现:只有炉膛出口烟温增加,才能保证炉膛传热负荷增加,继而抬升排烟温度,导致排烟热损失变大、锅炉热效率降低。锅炉原理实验虚拟仿真,可训练学生运用锅炉本体热力计算原理分析问题的思维,是落实创新能力培养的重要举措。

超临界CO_(2)管道瞬态输送工艺研究进展及方向

长距离超临界CO_(2)管道瞬态输送的核心技术还有待突破,相关模型和方法亟需工业规模示范工程的验证及修正。以成就型综述法,对超临界CO_(2)管道输送过程中停输、水击、泄漏和放空工况下形成的CO_(2)瞬态流加以描述、成果比较和综合评价。结果表明:超临界CO_(2)瞬态流的关键因素是温度、压力、相态变化、协同作用;超临界CO_(2)管道安全停输时间可定义为从停输开始至管内任一点流体即将进入气液共存区的时间;CO_(2)发生相变首先造成流速突变,进而是压力的突变,产生水击现象,引起新的瞬变流动;站场放空系统的设计目标是在放空过程不出现冰堵、材料冷脆、噪声污染、放空系统激振等问题的前提下,放空时间尽量短;埋地管道泄漏规律涉及到土壤渗流场、温度场、浓度场等多场耦合问题。研究结果可为超临界CO_(2)管道流动安全保障提供参考。

低剂量吸水树脂稳定活性微滴水合储甲烷动力学

水合物的快速循环生成是水合物技术应用的关键。将十二烷基硫酸钠溶液与疏水性气相纳米二氧化硅和低剂量(质量分数0.1%~1.0%)吸水树脂置于搅拌器中快速搅拌,得到吸水树脂稳定的表面活性剂溶液微滴,其本质是由高分子聚合物改性的活性干溶液。在8.0 MPa和274.2K下,利用该活性微滴以水合物的形式存储甲烷,研究甲烷水合物在微滴中的生成动力学特性。研究表明,分散的聚合物改性微滴能为气体传输提供众多纵横交错的通路,从而极大增加了气液间接触面积,且每个微滴均具有稳定的胶质结构和活性表面。该聚合物稳定的表面活性液滴能促进甲烷水合物迅速形成,储气量高达152.5~173.3 cm^(3)·g^(-1),储气速率也达到7.62~19.70 cm^(3)·(g·min)^(-1)。聚合物质量分数为0.1%的微滴气体存储容量最大,第7次循环前的储气量均在170 cm^(3)·g^(-1)以上,第12次循环储气量仅比第1次循环储气量衰减了14.7%。该成果对于大规模应用水合物快速循环储运天然气技术具有借鉴作用。

MH油田常温转输系统含水原油黏壁温度研究

MH油田原油含蜡易凝,冬季极寒(-40℃)环境下常温集输过程中原油黏壁概率增大,威胁管道安全运行。因此,亟需判断MH油田在实际运行工况以及未来工况下的常温转输可能性。通过改进后的冷指实验测得MH油田各转油站油品在不同含水率和不同流速下的黏壁温度,并采用极端梯度上升(XGBOOST)算法开展黏壁温度预测。其结果表明,M131、M18、BL、M2转油站原油在55%~80%含水率和0.90~2.72 m/s流速下的黏壁温度均低于凝点0.25~11.01℃,随含水率和流速增大,原油黏壁倾向减弱,黏壁温度降低。不同工况下XGBOOST算法黏壁温度预测结果与实验结果平均误差仅为8.36%。原油黏壁温度与各因素的重要度排序为含水率、原油凝点、流速,XGBOOST算法可用于预测MH油田转输系统变工况下常温转输的可行性。

SDBS与APG1214复配对稠油协同增效的影响

利用表面活性剂复配产生的协同效应降低油水界面张力和原油黏度,是近年来提高石油产品采收率的重要方法。不同油田开采的原油各组分质量分数不同,需要根据组分质量分数筛选适合的表面活性剂。研究了十二烷基苯磺酸钠(SDBS)和月桂基葡糖苷(APG1214)与辽河稠油的界面张力及其乳化性能;通过改变复配比、矿化度、pH研究界面张力,并对乳状液进行了黏度测量。结果表明,在表面活性剂复配体系中,加入适量的无机盐可以降低油水界面张力,形成较稳定的稠油乳状液。

基于水合物生成的多机制耦合储存天然气实验研究

探索了基于水合物生成的多机制耦合储存天然气的方法,以提高储存效率并降低环境影响。对不同温度、压力以及不同有机催化剂的使用对水合物生成和稳定性的影响进行了实验研究。结果表明:在低温(-5~15℃)和高压(3~12MPa)条件下,使用特定催化剂显著提高了水合物的生成速率和稳定性。特别是在-5℃和12MPa条件下,使用CAT-4502催化剂时,水合物的生成量达到最大值650m L,而稳定性评分(分解时间)高达84h。此外,水合物技术在温室气体排放和能源消耗方面表现出优越性,相比传统储存方法,可减少约40%的温室气体排放和38%的能源消耗。本研究为天然气的高效储存提供了新的视角,并展示了水合物技术在环境友好性和经济可行性方面的潜力。

油水两相流超低含水率微波相位检测方法

原油外输过程中超低含水率的在线精确测量对确定原油的品质和保障原油交易时双方的利益有重要的意义.电磁波在含水原油介质中传播时会发生幅值衰减和相位移动,天线作为一种接收和发射电磁波的基本结构,被广泛运用于微波测量系统中.针对天线的谐振特性,设计了一种基于双天线法的超低含水率测量微波传感器,通过测量传感器S21幅值和相位的变化,感测出油水两相流中的含水率.采用COMSOL Multiphysics软件实现了对传感器结构的优化;通过分析传感器的S21响应与含水率变化关系,确定了传感器测量超低含水率的可行性,发现了适合传感器工作的频率范围.采用油水静态混合乳化实验和油水流动实验测试对仿真结果进行了验证.在4.64 GHz频率处,S21幅值和相位随含水率均呈线性变化,S21相位值测量灵敏度高,适用于0~3.00%范围内的含水率测量.随后,根据实验的相位结果,建立了0~3.00%超低含水率范围的油水乳化静态实验和动态实验含水率预测模型,在95%置信概率时,两个模型绝对误差均优于±0.1%.基于本研究给出的微波含水率测量传感器,其油水乳化实验测得含水率可以在一定程度上代替油水动态实验的测量结果.

人工神经网络在含蜡原油黏度预测中的应用

与传统模型相比,人工神经网络在含蜡原油黏度预测中具有更高的准确性及泛化能力。从原油组分、黏度等多个角度进行分析,结合温度、黏度等因素的影响,建立基于人工神经网络的含蜡原油黏度预测模型,对神经网络结构和参数进行优化,进一步提高模型性能,从人工神经网络预测纳米润滑油黏度与原油黏度预测两方面讨论了其在含蜡原油黏度预测中的应用,以期提供理论参考。

基于TDLAS技术的海底管道天然气组分监测系统应用研究

首先列举分析了国内外常见水露点监测设备的优缺点,同时结合TDLAS技术优势进行改进,自主研发了基于TDLAS技术的海底管道输送天然气水露点在线实时监检测系统,该系统能实时在线监测CO_(2)、H_(2)S、CH_(4)、H_(2)O含量及水露点值,并且通过与海上平台取样检测结果相比较,误差在3%范围之内。该系统为海洋石油平台天然气管线的腐蚀评估评价工作以及保障海底管道安全运行提供了一种新的“解题”思路及技术方式。

不同掺氨比天然气状态方程适应性分析

天然气混合氨气作燃料一方面可以改善氨气作燃料的燃烧反应性差、火焰极限窄、着火温度高等缺点,另一方面可降低天然气利用过程的碳排放强度,降本减排,同时保障燃气供应安全。采用多种模拟手段探究不同掺氨比天然气输送效率是当前研究的重点,而研究过程中状态方程的合理选择是结果可靠与否的关键。通过研究对比了不同工况下不同掺混比的天然气与氨气在物性计算中状态方程的优选过程。结果表明:在1~12 MPa的压力区间和5~30℃的温度区间内,综合对比分析后发现对于低量掺混氨气的天然气,BWRS状态方程是最优选择,而对于较高掺混比(掺10%(物质的量分数)氨气)的天然气,SRK方程是最优选择。

油气储运中管道防腐技术研究

油气管道在储运过程中面临着严峻的腐蚀环境,腐蚀不仅会导致管道失效、泄漏等安全隐患,还会造成能源浪费和经济损失。因此,有效的防腐技术对于确保油气储运系统的安全运行至关重要。本文对油气管道腐蚀机理和影响因素进行了深入分析,综述了几种常见的防腐技术,并提出了提高防腐效果的策略建议,旨在为油气管道防腐提供理论支撑和实践指导,促进油气储运行业的可持续发展。

信息化时代下油气储运设备的日常管理与维护保养

随着信息化技术的飞速发展,油气行业也在不断迎来新的变革与挑战。油气储运设备作为油气行业中不可或缺的设施,其安全运行和有效管理对于整个产业链的稳定运转至关重要。在信息化时代下,油气储运设备的日常管理与维护保养必然面临着新的机遇和挑战。本文将围绕信息化时代下油气储运设备的日常管理与维护保养展开讨论,旨在探索如何借助信息化技术提升设备管理的效率和可靠性。通过对日常管理流程、维护保养策略、常见问题与故障排除以及信息化技术的应用进行深入研究,为油气储运设备管理者提供有益的参考和指导。

基于RBF的油气水段塞流流型超声识别方法

石油管道内的多相流流型识别主要集中在气液两相流和油水两相流方向且准确识别流型范围有限,为了解决油气水段塞流流型识别问题,本文提出一种基于RBF神经网络和超声传播规律的油气水段塞流流型识别方法。根据油气水段塞流的相分布特点,建立了流型识别超声测试仿真模型。采用超声透射衰减技术和反射回波技术研究水平管道油气水三相段塞流超声响应特性,提取透射衰减信号区分段塞流液膜区、气泡夹带区和稳定液塞区。利用反射信号时间序列数据中的回波能量等统计特征,通过RBF神经网络对油气水段塞流进行流型识别。结果表明,基于超声传播机理以及RBF神经网络三相段塞流流型识别率为95.7%。基于RBF神经网络的流型识别算法研究为超声技术实现水平管油气水段塞流流型识别提供了理论基础。

油气水三相流相含率超声测试模型优化

油气水多相流广泛存在于油气工业过程。针对现有油气水多相流相含率模型对超声换能器测量信息利用有限这一问题,提出了一种水基分散分层流相含率超声测试模型的优化方法。利用最大粒径模型,研究了水基分散分层流中分散相粒径变化规律,确定粒径-波长比的范围处于中波长区。根据超声脉冲回波法,采用“一发三收”超声换能器测试系统,提出了水基分散分层流中超声扩散衰减的测试方法。在此基础上,结合Faran弹性散射理论,建立了油水分散流含油率超声测试模型。利用换能器渡越时间测量信息,提出了声程波动修正参数,改进了油水分散流中混合声速测试模型,并进一步优化了含气率测试模型。仿真结果表明,水基分散分层流含气率预测平均相对误差和均方根误差分别为0.43%和0.23%,含油率预测平均相对误差和均方根误差分别为3.30%和0.28%,验证了所提出的基于混合声速的相含率测试优化模型的有效性和准确性,为油气水多相流超声测试方法提供理论依据。

重力场中油滴运动速度及聚合规律研究

由于油井中后期产量下降,注水开发技术得到广泛应用。为优化注入水水质、净化地层,需提高采出水中的油水分离效率。油水分离效率的高低取决于对油水两相运动规律的掌握及分离方法的正确应用。该研究在油滴运动理论的基础上,借助Fluent有限元模拟软件,对油滴在流场中的变形和聚并动态进行精细描述。通过实验测试重力场中黏度为5.7 mPa·s和54 mPa·s、直径为3.0~8.5 mm的油滴上升速度及其变形规律。研究结果表明:直径较大的油滴具有较大的加速度,并提前达到最大速度,其上浮过程中的变形系数随着油相黏度的增加逐渐增加。多个油滴的聚合及其速度主要受连续相的黏度变化影响。在原有油滴速度计算模型的基础上考虑了表面张力对油滴变形的影响,得到的新模型对油滴的速度计算误差为±7%,显著提高了油滴速度的计算精度。

CO_(2)伴生气混合过程的数值模拟研究

低渗油气田CO_(2)驱生产后期,采出物是含有大量CO_(2)的伴生气,进一步生产过程需要对不同来源的伴生气进行计量及处理。针对这一过程,首先采用CFD建立了CO_(2)气质扩散流动的几何模型和数值模型,进而研究了现场工况条件下气质扩散距离,为在线色谱仪的安装位置提供了依据。研究结果表明,来自不同气源的CO_(2)伴生气进入混合管后没有立刻充分混合,而是沿着管长方向,两侧的速度逐渐变小,浓度差异也变小,扩散一段距离后发生明显的混合;方案B时,随气体流动速度和压力的增大,气质扩散混合均匀的距离也增大;方案分别为A、B、C时,在40、45及30 m左右CO_(2)和CH4质量分数达到稳定值,建议在此位置安装气相色谱仪,选择取样点进行测量。

不同雷诺数下的蒸发甲烷液滴阻力特性

为了弥补LNG液舱喷雾预冷运动液滴在同种蒸气中蒸发过程阻力模型的缺失,基于气液界面传热传质理论模型,采用计算流体力学(CFD)方法建立了液滴蒸发模拟模型,对温差为190 K、13<雷诺系数(Re)<4500的液滴蒸发过程开展模拟,得到了液滴阻力计算模型,并从压力、蒸气蒸发速度、分离点研究蒸发液滴的阻力特性。研究结果表明:①压力(p)随Re增大而增大,Re相同时p随来流夹角(φ)的增大先减小后增大,压力到达最小值(p_(min))后逆压造成分离,液滴表面蒸气蒸发速度(v_(2))变化趋势与p基本一致,存在蒸气蒸发速度最小值(v_(2min))。②不同条件下对应的来流夹角(φ_(s)、φ_(v_(2min))和φp_(min))都随Re的增大而减小,由于分离作用且液滴表面受蒸气蒸发影响,使液滴表面切向速度梯度为0对应点的角度(φ_(s-d))小于低温球表面切向速度梯度为0对应点的角度(φ_(s-b)),即Re越大,液滴的分离点越靠前。③液滴压差阻力系数(C_(d-d))和低温球压差阻力系数(C_(d-b))都随φ的增大先减小后增大,且同一工况下C_(d-d)>C_(d-b);由于液滴表面速度梯度(L_(v-d))小于低温球表面速度梯度(L_(v-b)),使C_(dt-d)<C_(dt-b)。结论认为,提出的阻力无量纲关联式C_(dt-d)=9.8Re^(-0.51)、C_(dt-b)=31.4Re^(-0.62),对研究喷雾预冷液滴运动特性、保障预冷安全具有重要价值。

基于光谱的天然气组分定量分析方法研究

对构成组分多、相对浓度差大、化学键相似的混合光谱进行定量分析时,存在各组分光谱谱峰交错重叠严重、高浓度占比组分光谱大量掩盖低浓度占比组分光谱等现象,导致单一组分光谱难以从混合光谱中有效分离解析。针对以上问题,该文以天然气红外光谱作为实验对象,提出一种光谱叠加性原理结合GA-SA算法的定量分析方法对天然气光谱进行解析。算法在全局搜索的基础上结合局部邻域寻优,并通过参数及流程优化,可以有效克服混合光谱求解过程中微量组分光谱寻优性差、易陷入局部极值、不具有重复性等缺点。通过对比实验证明该方法相较于其他光谱分析方法,用于天然气光谱定量分析具备更好的稳定性与重复性,预测光谱与真实光谱相关系数R2大于0.98823。

紫外吸收-光谱法在天然气硫化氢含量测定中的应用

准确测定天然气硫化氢含量有利于保障工作人员安全,该文提出了将紫外吸收-光谱法应用于天然气硫化氢含量测定中,并设计了紫外吸收-光谱法测定天然气硫化氢含量的试验,将结果与碘量法进行对比。试验结果表明,紫外吸收-光谱法的天然气硫化氢含量测定结果更可控、更精准,小于重复性检验临界值0.8388和再现性检验临界值0.8745,具有良好的测试稳定性,可满足在线监测天然气硫化氢含量的要求。

Effects of CH_(4)/CO_(2) multi-component gas on components and properties of tight oil during CO_(2) utilization and storage: Physical experiment and composition numerical simulation

An essential technology of carbon capture, utilization and storage-enhanced oil recovery (CCUS-EOR) for tight oil reservoirs is CO_(2) huff-puff followed by associated produced gas reinjection. In this paper, the effects of multi-component gas on the properties and components of tight oil are studied. First, the core displacement experiments using the CH_(4)/CO_(2) multi-component gas are conducted to determine the oil displacement efficiency under different CO_(2) and CH_(4) ratios. Then, a viscometer and a liquid density balance are used to investigate the change characteristics of oil viscosity and density after multi-component gas displacement with different CO_(2) and CH_(4) ratios. In addition, a laboratory scale numerical model is established to validate the experimental results. Finally, a composition model of multi-stage fractured horizontal well in tight oil reservoir considering nano-confinement effects is established to investigate the effects of multi-component gas on the components of produced dead oil and formation crude oil. The experimental results show that the oil displacement efficiency of multi-component gas displacement is greater than that of single-component gas displacement. The CH_(4) decreases the viscosity and density of light oil, while CO_(2) decreases the viscosity but increases the density. And the numerical simulation results show that CO_(2) extracts more heavy components from the liquid phase into the vapor phase, while CH_(4) extracts more light components from the liquid phase into the vapor phase during cyclic gas injection. The multi-component gas can extract both the light components and the heavy components from oil, and the balanced production of each component can be achieved by using multi-component gas huff-puff.