不同除霜周期对空气源热泵运行性能影响的实测研究

为探究不同除霜周期对空气源热泵运行性能的影响,并寻求不同结霜工况下的最佳除霜周期,针对北京地区4种不同结霜工况,分别采用5种不同除霜周期对机组进行实测研究。实测研究在环境温度-2.1～5.6℃(平均1.8℃)、相对湿度48%～88%(平均68%)、回水温度设定值40℃的运行工况下进行,结果表明:在同一结霜工况下,机组存在最佳除霜周期,在不同结霜工况下,机组的最佳除霜周期会发生变化;采用最佳除霜周期控霜时,名义结除霜损失系数为24%～36%,名义有效供热系数可达0.69～0.78,平均性能系数保持在2.06～2.30,机组运行性能显著优于其他除霜控制周期。     

塔里木盆地轮南地区天然气地球化学特征和成因类型

轮南地区是塔里木盆地重要的油气产区之一,目前已发现了一批大中型油气田。该区含油气层位众多,奥陶系、石炭系和三叠系中均发现了天然气。地球化学特征研究表明,轮南地区天然气以甲烷为主,重烃气含量较低,轮南、塔河、解放渠东等油气田天然气主要为湿气,而轮古东地区、桑塔木地区以干气为主,吉拉克气田三叠系和石炭系天然气主体分别为湿气和干气;甲烷碳、氢同位素值分别为-46.7‰~-32.0‰和-190‰~-127‰,δ13 C2值主体介于-39.6‰~-31.6‰之间,烷烃气碳、氢同位素系列主体表现出正序特征,受同型不同源气混合的影响,部分样品发生了甲烷、乙烷同位素部分倒转。轮南地区天然气为油型气,其中轮南油田、塔河油气田和解放渠东油田天然气主体均为干酪根裂解气,混有部分原油裂解气;而轮古东气田、桑塔木气田天然气则主要为原油裂解气;吉拉克气田三叠系天然气主体为干酪根裂解气,混有部分原油裂解气,而石炭系天然气则为典型原油裂解气。轮南油田和塔河油气田天然气则来源于寒武系—下奥陶统和中上奥陶统烃源岩,而轮古东气田、桑塔木气田、解放渠东油田和吉拉克气田天然气主体来自寒武系—下奥陶统烃源岩。     

蒙脱石对介孔炭复合硫正极性能的影响

为了减少电解液中的活性多硫离子扩散,抑制“飞梭效应”,在介孔炭(MC)复合硫(MC/S)正极中添加蒙脱石,并进行充放电测试、循环伏安和交流阻抗谱分析.添加蒙脱石的电极第2次循环的放电容量保持率大于未添加蒙脱石的电极,加入蒙脱石有利于活性物质在介孔炭电极表面的均匀分布,但会增加电极阻抗.蒙脱石添加量为10％的电极性能较好...     

岩石核磁共振分析仪采集参数设置优化

岩石核磁共振分析仪采集参数需要根据不同的储层性质进行针对性优化,以满足研究需要,目前关于采集参数优化方案的设置存在诸多不确定性,且参数设置的合适与否直接影响仪器对核磁共振信号采集的质量,进而影响核磁共振分析评价的结果,需要深入研究探讨。为此,通过对扫描次数、回波间隔、回波个数及等待时间4个参数进行实验研究,结合理论对比分析,揭示各采集参数的设置对核磁共振分析结果的影响,并提出了采集参数设置优选的一般原则,确定了UNIQ–PMRⅡ型岩石核磁共振分析仪采集参数设置优化的具体方案。     

欠压实与流体膨胀成因超压的定量评价

基于岩石应力-应变机理及岩石孔隙结构,研究了欠压实与流体膨胀成因超压的测井响应特征,建立了两种成因超压测井评价模型,并对东濮凹陷超压成因进行了定量评价。研究结果表明：欠压实成因超压下,地层"存储孔"与"连通孔"大于正常压实地层,体积属性、传导属性发生变化,导致地层呈高孔隙度、高声波时差、低密度、低电阻率特征;流体膨胀成因超压下,仅"连通孔"明显扩大,传导属性发生变化,而体积属性变化不大,导致地层孔隙度、密度不变,而声波时差增加、电阻率减小。基于不同成因超压所表现出的各种地质、测井响应差异,建立了声波时差/密度/电阻率-有效应力模型和声波时差/电阻率-密度模型,用于定量评价欠压实与流体膨胀成因超压的贡献大小。模型在东濮凹陷超压成因评价中得到了应用,应用结果显示东濮凹陷沙河街组二段和沙河街组三段超压以欠压实成因为主,总体贡献率为53%~92%,流体膨胀（生烃作用）成因超压主要分布于沙河街组三段,总体贡献率为8%~47%;平面上,由洼陷带、斜坡带至中央隆起带,流体膨胀（生烃作用）成因超压贡献率逐渐降低,欠压实成因超压贡献率逐渐增加。     

川东北元坝—通南巴地区二叠系—三叠系天然气地球化学特征及成因

依据天然气组分、碳同位素和稀有气体等资料对川东北元坝—通南巴地区二叠系—三叠系天然气地球化学特征及成因进行了系统研究。结果表明,(H_2S+CO_2)与(H_2S+CO_2+∑C_n)比值可以作为表征热化学硫酸盐还原作用(TSR)程度的参数。元坝地区长兴组至须家河组二段、通南巴地区飞仙关组至须家河组四段天然气δ~(13)C_2变化幅度大于δ~(13)C_1,且δ~(13)C_2值介于-24.4%。~-36.7‰,表明存在油型气和煤型气混合,理论上各层系天然气碳同位素均应呈倒序分布,但元坝地区长兴组、飞仙关组和通南巴地区嘉陵江组天然气受TSR影响,仍表现为δ~(13)C_1δ~(13)C_2或δ~(13)C_1δ~(13)C_2δ~(13)C_3的正序分布。元坝地区须家河组三段、四段天然气δ~(13)C_2值大多重于-28%。,以煤型气为主,表现为δ~(13)C_1δ~(13)C_2δ~(13)C_3的正序分布。天然气稀有气体氦同位素R/R_a值分布于0.00881~0.02510,表现出典型的壳源特征,源于TSR的酸性气体和源于烃源岩热演化的有机酸对碳酸盐岩的溶蚀是该地区二氧化碳形成以及δ~(13)C_(CO_2)变重的主要原因。气-气及气-源综合对比表明,元坝—通南巴地区天然气成因类型可以划分为龙潭型(A1型)、混合型(A2型)和须家河型(B型),龙潭型和混合型主要来源于上二叠统龙潭组烃源岩,其中混合型混有少量须家河组来源气,须家河型主要来源于其自身层系的烃源岩。     

渤海湾盆地济阳坳陷潜山油气藏成藏期次和过程——来自储层流体包裹体的证据

渤海湾盆地济阳坳陷古生界潜山油气藏储量巨大,但成藏过程复杂,制约了油气勘探进程。为了探明其油气充注与调整改造过程,以大王庄潜山带为例,利用包裹体岩相学、显微测温及烃包裹体丰度分析等技术,对古生界油气成藏进行了研究。研究区古生界储层烃包裹体发育,奥陶系烃包裹体呈淡黄色、蓝绿色荧光,沿方解石脉及颗粒愈合缝分布,沥青包裹体与油质沥青仅在大古671油藏少量分布,均一温度主峰为80~90℃和100~110℃;石炭—二叠系储层烃包裹体呈蓝绿色荧光,赋存于石英颗粒微裂隙及次生加大边,均一温度主峰为100~110℃。结合烃源岩生排烃期可以得出,研究区古生界存在两期油气充注：第一期发生在东营组沉积晚期（27~25 Ma）,为古生界小规模成藏,以奥陶系为主;第二期发生在馆陶组沉积末期—明化镇组沉积末期（5~2 Ma）,为奥陶系和石炭—二叠系大规模成藏。大古671井区附近沥青包裹体的发育以及含烃包裹体有效网格（EGOI）显示古油水界面低于现今油水界面的现象,与明化镇组沉积末期（2 Ma）大1断层的活动有关,导致油气藏发生了局部调整,范围变小。     

含水的聚甲基丙烯酸凝胶电解质膜离子导电性研究

用溶液浇铸法(solvent casting method)制得了聚甲基丙烯酸凝胶电解质膜,室温的最高电导率为2.3×10-4 S·cm-1。探讨了盐类、丙三醇、α-Al2O3 添加荆以及使用溶剂对电解质膜导电率的影响。     

四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气地球化学特征和成因

为了探讨四川盆地元坝-通南巴地区上三叠统须家河组天然气的成因,明确天然气的来源,综合利用了天然气组分和稳定碳、氢同位素等手段对天然气地球化学特征进行了分析。研究表明,四川盆地元坝-通南巴地区须家河组天然气以甲烷为主,主体表现出干气特征,干燥系数普遍高于0.97,δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别介于-34.5‰~-29.3‰和-35.4‰~-21.5‰,δ¹³C_CO2值多数高于-8‰,δD_CH4值介于-181‰~-144‰,且与δ¹³C₁值之间没有明显的相关性。天然气成因鉴别和气-源对比研究表明,该区须家河组天然气主体为煤成气,来自须家河组煤系烃源岩,其中元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气中混入了一定量的原油二次裂解气,它主要为吴家坪组烃源岩生成的原油在裂解程度相对较低时的产物。研究区须家河组烷烃气碳同位素系列普遍发生了部分倒转,其中元坝地区须三、须四段天然气的部分倒转主要源自须家河组烃源岩在高成熟阶段的产物,而元坝地区须一、须二段和通南巴地区须家河组天然气发生的部分倒转主要源自少量的原油裂解气与大量的高成熟煤型干气的混合。     

金属-水固态贮备电池的研究

研究了一种固态贮备电池,采用含水的凝胶聚合物电解质膜作为正极活性物质,锂、镁等活泼金属作为负极.当用锂作为负极,LiClO4-聚甲基丙烯酸甲酯凝胶聚合物(PMMA)作为固体电解质时,最大放电电流密度为1.2 mA/cm2,以0.05 mA恒流放电时,3.0 V电压平台比容量为0.83 mAh/g;当使用镁作为负极,蒙脱石作为固体电解质时,以0.05 mA恒流放电,1.0 V以上放电比容量为6.00mAj/g.电池反应所引起的负极金属表面阻抗的增加,是放电容量减小的主要原因.