消火栓系统中减压孔板的简化计算

分别以DN65帆布麻织水带和衬胶水带消火栓、DN70连接管,Φ19水枪为例,对不同直径的减压孔板局部阻力系数ξ值分析计算,进而得到了不同直径减压孔板的计算图。结果表明,用此种方法不但能准确计算减压孔板的水压,而且能够简化减压孔板的计算工作量,从而使减压孔板的计算和选择更加精确简便。     

微波柱撑膨润土预处理垃圾渗滤液氨氮的研究

利用微波辐照强化制备铝柱撑膨润土吸附剂,并对其进行了性能表征。将其应用于氨氮浓度1200mg/L的垃圾渗滤液预处理。通过柱撑膨润土吸附实验,研究了微波柱撑膨润土在不同条件下对垃圾渗滤液中氨氮的去除效果。实验结果表明,在微波柱撑膨润土投加量为10g/L,pH值为6,反应时间20min,沉降时间30min时,能够使垃圾渗滤液中氨氮的去除效率达到76.8%,CODcr去除率85.5%,减轻了后续生物处理的负荷。     

论普光原油裂解气藏的动力学和热力学模拟方法与结果

论文以原油裂解气的动力学实验数据为基础,热力学模拟中提出油气藏多阶段模拟和流体超压泄漏与静水压力平衡再封闭的理论模型,应用PVTsim软件模拟计算了普光气藏不同地质历史阶段的流体压力变化曲线,及其对油气藏散失和保存的影响。模拟计算结果表明：在175～157 Ma[JP]油藏阶段的压力为25.2～49.8 MPa;在154～142 Ma油气藏阶段的压力为54.6～150.64 MPa,并在后期压力系数大于2.4时,发生流体泄漏,泄漏流体约为当时油气藏总量的22.89％时,达到与静水压力平衡再封闭的压力为62.13 MPa;在141～132 Ma主要为湿气裂解阶段,压力由68.2 MPa[JP]增加到170.9 MPa时,压力系数大于2.4,发生第二次超压泄漏,泄漏流体约为32.7％,达到与静水压力平衡再封闭的压力为70.1 MPa;在130～96 Ma为气藏进一步埋深阶段,裂解气增加很少,压力主要受温度增加而增加到86.62 MPa;由90 Ma抬升至当前,气藏压力因温度降低而降低到56.9～61.0 MPa;油裂解气藏在以上超压泄漏中的总散失率约为50.33％,总保存率约为49.67％.论文中PVTsim模拟油裂解气产生的超压现象,已由储层样品中发现捕获压力达155～165 MPa的高密度超临界甲烷包裹体所证实;模拟地质历史中油裂解气藏压力演变的最终结果也与当前普光气藏的PVT资料比较相似。     

饮用水消毒副产物的控制

针对饮用水源的严重污染以及由此而引发的有机消毒副产物（DBPs）的种类和数量增加这一问题，引用大量的文献，从DBPs形成的机理和成因，论述了控制这些副产物的各种方式和各自特点。并结合我国城市供2000年技术进步发展规划，探讨了将二氧化氯替代液氯用于控制消毒副产物的前景。     

焦化废水脱色研究进展

焦化废水成分复杂,且各种有色物质相互作用,使得焦化废水的脱色成为一个难题。介绍了生物法、吸附法、絮凝法、化学氧化法及膜法在焦化废水脱色中的应用,叙述了各种方法的基本原理、操作条件、处理效果及优缺点,并在此基础上探讨了焦化废水脱色的发展趋势,指出对脱色机理的研究、发展高级氧化技术及多种技术联合使用是今后焦化废水脱色的研究方向。     

微波强化改性膨润土对活性染料废水的脱色研究

研究了以微波强化FeCl3对钙基膨润土改性的方法.探讨了改性膨润土对活性艳蓝X-BR染料废水的去除效果,并确定了微波改性膨润土的制备条件及投加量、溶液pH、接触时间等对脱色性能的影响.实验结果表明,当微波功率为480 W、辐照时间8 min、染料废水溶液pH=6.0、接触时间30 min、改性膨润土投加质量为0.5 g...     

应用含氮化合物探讨油气运移和注入方向

利用原油中含氮化合物组成和绝对浓度的变化,结合烃类生物标志物指标研究,该文探讨了我国渤海海域曹妃甸及临近地区的油气运移特征和注入方向.结果表明,原油中含氮化合物的分布和组成特征较好地指示了该区的油气运移效应.随着运移作用的加强,含氮化合物绝对浓度下降,"屏蔽"型与"暴露"型或"半屏蔽"型化合物的比值增加.沙垒田凸起油气运移方向是自东向西,注入点在凸起东侧.沙东南构造带油气存在2个运移和注入方向,即北东方向和西南方向.石臼坨凸起及倾没端油气是从西北方向运移和注入的.这与烃类生物标志物成熟度参数变化所揭示的油气运移和注入方向相一致,也与该区油气分布和勘探实践相吻合.      

应用生烃动力学方法研究渤海湾盆地埕岛油田成藏地质时期

渤海湾盆地埕岛油田油气成因与成藏较复杂,对成藏期次与时间一直存在疑问.本研究应用多冷阱热解气相色谱仪及相匹配的Kinetics软件,研究了该盆地典型Es3与Ed2暗色泥岩生烃动力学参数,并在此基础上对该油田油源区埕北凹陷与沙南凹陷生油岩生烃史进行了模拟计算.结果表明,埕北凹陷Es3生油岩主体在5Ma后才开始明显生烃,目前C₁₃+转化率已达0.65左右;沙南凹陷Es3生油岩生烃作用发生在2Ma以后,现今C₁₃+转化率在0.24左右,这2个凹陷Ed2生油岩尚处在未成熟阶段.埕岛油田主体存在2个有效的油气聚集系统:潜山—东营组下段与东营组上段—明化镇组.结合这2套油气聚集系统地质与地化特征,研究认为:下部潜山—东营组下段油气聚集系统油气主要来源于埕北凹陷Es3生油岩早期生成的油气,上部东营组上段—明化镇组油气聚集系统油气来源于埕北凹陷Es3生油岩在较高成熟阶段生成的油气.沙南凹陷Es3生油岩可能对斜坡带潜山油气藏有一定贡献.      

崖南凹陷烃源岩生烃及碳同位素动力学应用

针对目前琼东南盆地崖南凹陷天然气系统勘探存在的地球化学问题，采用近几年发展起来的生烃动力学及碳同位素动力学研究方法，以崖城组烃源岩干酪根热解生烃实验获得的气体产率和碳同位素数据为基础，建立了生烃动力学和碳同位素动力学模型，初步圈定崖13-1气田天然气主要来自崖南凹陷斜坡带崖城组含煤地层，烃源岩埋深在4300～6000 m之间，目前正处在主生气阶段；崖城组热解气碳同位素动力学研究表明，崖13-1气田天然气成藏时间较晚，属于“累积”集气成藏，成熟度在1.5%~2.3%之间，显然为烃源岩气窗阶段充注，因此有利于气藏形成与保存。     

应用流体包裹体研究埕岛油田东斜坡带油气藏成藏期次与时间

埕岛油田东斜坡带东营组砂岩储层主要发育 3类流体包裹体 :盐水溶液包裹体、液态烃包裹体及气态烃包裹体。与有机包裹体共生的盐水溶液包裹体均一温度测定结果表明 ,CB80 4井盐水溶液包裹体的均一温度范围为 95～ 132℃ ,CB32井为 10 7～ 14 1℃ ,并且均一温度有随埋深增加而增高的趋势。根据盐水溶液包裹体均一温度 ,结合埋藏史与受热史分析 ,认为埕岛油田东斜坡带油气藏为一期成藏 ,成藏时间在 2 5Ma以后。