天然气基本压缩因子计算方法最全word资料.docx

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天然气基本压缩因子计算方法最全word资料

天然气基本压缩因子计算方法

编译:

阙洪培（西南石油大学审校:

刘廷元

这篇文章提出一个简便展开算法:

任一压力-温度的基本压缩因子的输气监测计算。

这个算法中的二次维里系数来源于参考文献1。

计算的压缩因子接近AGA8状态方程值[2]。

1测量

在天然气工业实用计量中,压力、温度变化作为基本（或标准条件,不仅地区间有差别,而且在天然气销售合同也有不同。

在美国,通常标准参考条件是60°F和14.73psia。

欧洲常用的基本条件是0℃和101.325kPa,而标准条件是15℃和101.325kPa。

阿根廷也用15℃和101.325kPa,而墨西哥则用的是20℃和1kg/sqcm（绝对。

计算真实气体的热值、密度、基本密度、基本体积、以及沃贝指数时要求已知基本条件的压缩因子。

表1是理想气体值。

表1中的理想气体值不能用于密闭输气,必须计算相应基本条件的压缩因子。

计算其它基本条件的压缩因子可用AGA8程序,但代数计算较复杂,计算机编程共有三组软件,比较耗时。

本文提出了一个展开算法,计算密闭输气基本条件（基本条件可是任何压力温度的压缩因子。

2压缩因子

接近外界条件时,即压力小于16psia,截断维里状态方程（方程组中的方程1较好地描述了天然气的体积性质。

方程1中,各符号的物理意义是:

Z=基本条件下压缩因子

B=二次维里系数

R=气体常数

P=基本条件的绝对压力

T=温度条件的绝对压力

天然气基本压缩因子接近1,如0.99,B必然为负（图1

方程2是混合物的二次维里系数,式中Bij=Bji为组分i和j的二次交互维里系数,Bii为纯组分i的二次维里系数。

二次维里系数是温度的函数。

也可用方程3求B,便于手工计算。

比较适合密闭输气计算,方程3中Bi的平方根为总因子,参见参考文献1,3,4。

问题的提出:

表中常见60°F总因子值,而未见有其它基本温度条件的总因子值。

由此本文献出一种方法,求解任一温度的压缩因子。

本方法不用因子求和法而用了好用便于书写的二次维里系数法。

方程3假定方程4已作校正。

下面举出2例说明这种方程的用法。

甲烷（B1和乙烷（B20℃的B因子分别为-53.28和-219.38,甲烷和乙烷混合物（B12B因子等于B1*B2开方（方程4或等于-108.11,而实验值为-111.86,此值很接近实际。

丙烷B3在0℃的B因子为-470,甲烷和丙烷混合物B13的B因子（方程4为-158,其实验值为-156[5]。

方程4是获得简化表达式方程3的关键,消除了计算过程中的可变量。

表1是纯烃和惰性气体在可测压力、温度变化范围的二次维里系数。

参考文献DIN1871中只有两个温度（0℃和30℃的B值,据说方程5用线性内插法可得其它温度的B值。

表1中0℃和30℃以外的其它温度的B值就是方程5用线性内插法计算的,同理可推广用于任一基本温度。

表2是两种气体混合物在0℃和60℃,基本压力小于16psia.计算的B因子。

二次维里系数（B,cc/mol表1序号组份0℃15℃60°F20℃30℃*

1甲烷-53.60-47.35-47.1

2-45.27-41.10

2乙烷-222.20-200.99-200.20-193.92-179.78

3丙烷-464.00-415.65-413.86-399.53-367.30

4异丁烷-828.00-746.00-742.96-718.67-664.00

5正丁烷-918.00-813.00-809.11-778.00-708.50

6异戊烷-1320.00-1185.00-1180.00-1140.00-1050.00

7正戊烷-1680.00-1451.50-1443.04-1375.33-1223.00

8正已烷-2412.00-2096.00-2084.15-1989.33-1776.00

9正庚烷-3810.00-3245.00-3224.07-3056.67-2680.00

10正辛烷-5800.00-4850.00-4814.81-4533.33-3900.00

11氮气-10.60-7.40-7.28-6.33-4.20

12二氧化碳-149.70-134.80-134.25-129.83-119.90

*0℃和30℃的系数来自DIN1871,其它值用内插法求得。

实验系数表2序号

组份

Mole,%Bi（0℃,cc/molB（方程3Mole,%Bi（60°F,cc/molB（方程31甲烷90.8945-53.66.654683.02-47.15.69872乙烷5.2203-222.20.77827.45-200.21.05413丙烷1.4701-4640.31674.39-413.90.89314异丁烷0.2700-8280.07770.83743.00.22625正丁烷0.3900-9180.11821.08-809.10.30726异戊烷0.1250-13200.04540.31-1180.00.10657正戊烷0.1000-16800.04100.25-1443.00.09508正已烷0.0700-24160.03440.30-2084.10.13709正庚烷0.0900-38100.55600.00-3224.10.000010正辛烷0.0000-58000.00000.00-4814.80.000011氮气1.0301-10.60.03350.35-7.30.009412二氧化碳0.3400-149.7

0.04162.02-134.20.2340总计

100.0000

8.1968B=67.1868

100.00

8.7618B=76.7602

由方程1计算Z

R,kg/sqcm-cc/mol-k84.784R,kg/sqcm-cc/mol-k12.5091T,K

273.15T,K

288.71P,kg/sqcm1.00P,kg/sqcm14.696-B

-67.1868B

-76.7602压缩因子（Z0.9971压缩因子（Z0.9968Z（AGA8计算0.9971

Z（AGA8计算0.9968

压力,巴

压缩因子（Z

第33卷　第6期　　　　　　刘明尧,柯孟龙,周祖德,等:

裂纹尖端应力强度因子的有限元计算方法分析12120mm的平板为例,采用ANSYS命令流的方法,得出外推法和虚拟裂纹闭合法所需的暂存空间分别为2.172MB、0.873MB,所需的总计算时间分别为7.33s、3.55s,虚拟裂纹闭合法的效率更高。

综上所述,虚拟裂纹闭合法能达到解析法、1/4节点法和位移外推法的计算精度,且由于其对裂纹尖端单元性质要求低,计算简单易行、效率更高,适合各种单元类型和结构的计算,是计算裂纹尖端应力强度因子很好的选择。

4　结　论a.采用逐节点建模和实体建模相结合方法建立了含裂纹板有限元模型,说明了该方法的可行性。

b.分析了1/4节点法、位移外推法、虚拟裂纹闭合法的特点,1/4节点法精度高但难以进行数值模拟,位移外推法相比于1/4节点法更节约计算资源,虚拟裂纹闭合法间接求解应力强度因子且不受裂纹尖端单元性质的影响。

根据有限元计算的节点位移和节点力,分别用1/4节点法、位移外推法、虚拟裂纹闭合法计算应力强度因子并与手册值比较,3种方法都能达到较高的精度。

计算的过程表明,虚拟裂纹闭合法的效率最高,1/4节点法最低。

c.研究了裂纹长度、平板几何尺寸对裂纹尖端应力强度因子KI的影响。

KI与平板受的载荷成线性关系;当平板宽度和高度分别满足a/W>0.2、a/H>0.1时,KI受W、H的影响较大;当a/W<0.2或a/H<0.1时,KI值分别随W、H而趋于σπa。

d.通过1/4节点法、位移外推法、虚拟裂纹闭合法3种方法的比较分析,可知虚拟裂纹闭合法更具优势,这对选择合适的裂纹尖端应力强度因子计算方法具有指导意义。

计算得到的裂尖应力强度因子,为较精确地进行裂纹的疲劳扩展和寿命预测提供了前提基础。

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科学出版社,2021.

明渠均匀流水力计算方法及Basic程序使用说明

明渠均匀流水力计算的主要内容包括如下两个方面：

一是校核已成渠道的过水能力；或者由实测流量资料确定已成渠道的糙率；二是设计新的渠道即确定底宽（b）或水深（h）或底坡（i）。

为了应用方便，这两类问题可以汇编成一个电算程序来解决。

一、明渠均匀流水力计算的数学公式：

明渠均匀流水力计算的基本公式是连续方程及谢才公式。

令

，

只要根据不同的横断面类型找出A与x的表达式，就可以解决各种情况下的明渠均匀流水力计算问题。

工程中较为常用的是梯形和u形断面型式，其相应的过水断面面积和湿周的表达式，分别如下：

梯形断面：

对于不同的问题，编写程序时可分别应用下述不同的公式。

（1）计算流量：

（2）计算底坡：

（3）计算糙率：

（4）计算正常水深，应用迭代公式，

（5）计算底宽或半径R，用迭代公式：

二、Basic原程序

5REM梯形断面明渠均匀流水力计算

10INPUT“J=”;J

20ONJGOTO30,150,270,390,580

30INPUT“H=”;H:

INPUT“N=”;N:

INPUT“I=”;I

50INPUT“B=”;B:

INPUT“M=”;M

60GOSUB860

130Q=K*SQR（I）/N

140PRINT“Q=”;INT（1000*Q+0.5）/1000

145END

150INPUT“Q=”;Q:

INPUT“N=”;N:

INPUT“H=”;H

170INPUT“B=”;B:

INPUT“M=”;M

180GOSUB860

190I=（Q*N/K）^2

200PRINT“I=”;INT（1000*I+0.5）/1000

205END

270INPUT“H=”;H:

INPUT“Q=”;Q:

INPUT“I=”;I

280INPUT“B=”;B:

INPUT“M=”;M

290GOSUB860

300N=K*SQR（I）/Q

310PRINT“N=”;INT（1000*N+0.5）/1000

320END

390INPUT“Q=”;Q:

INPUT“N=”;N:

INPUT“I=”;I

392Y=Q*N/SQR（I）

395INPUT“B=”;B:

INPUT“M=”;M:

H=5

400GOSUB860

430H1=H*（Y/K）^0.6

450IFABS（H-H1）<0.001THEN470

460H=H1:

GOTO400

470PRINT“H=”;INT（1000*H+0.5）/1000

480END

580INPUT“Q=”;Q:

INPUT“N=”;N:

INPUT“I=”;I

590Y=Q*N/SQR（I）

600INPUT“H=”;H:

INPUT“M=”;M:

B=5

610GOSUB860

620B1=B*Y/K

630IFABS（B-B1）<0.001THEN650

640B=B1:

GOTO610

650PRINT“H=”;INT（1000*H+0.5）/1000

660END

860A=（B+M*H）*H:

P=B+2*H*SQR（1+M*M）

870K=A^（5/3）/（P^（2/3））

880RETURN

三、有关程序的说明：

1、程序只适用于计算梯形（矩形）断面，对于其它的的断面类型，可根据具体情况修改子程序中的断面面积A及湿周x的表达式即可。

2、应用该程序时，首先根据具体问题输入u及J值。

U=1计算U型断面

U≠计算梯形（矩形）断面

J=1计算流量Q

J=2计算底坡

J=3计算糙率n

J=4计算正常水深H。

J=5计算底宽b或半径R

3、程序中除P表示湿周x外，其余符号均与公式中一致，只是小写改为大写而巳。

文章编号:

10012909X（20070120001209

收稿日期:

2006203228

作者简介:

方银霞（1970-,女,浙江淳安县人,研究员,主要从事海洋地质和地球物理研究。

硫酸盐2甲烷界面与甲烷通量及

下伏天然气水合物赋存的关系

方银霞,初凤友

（海洋局第二海洋研究所,海洋局海底科学重点实验室,浙江杭州　310012

摘　要:

硫酸盐2甲烷界面在富甲烷和含天然气水合物的海洋沉积区已经成为一个重要的生物地球化学识别边界。

在硫酸盐2甲烷界面之上,沉积物中的硫酸盐因参与分解有机质和甲烷厌氧

氧化反应而被消耗,而其界面之下沉积物中的甲烷则不断生成,含量逐渐增加。

根据该界面附

近硫酸盐浓度和甲烷浓度的变化特征,可以判断该区甲烷流体通量的大小,从而指示下伏天然

气水合物的可能赋存状况。

南海北部陆坡的柱状沉积物孔隙水数据的分析显示,硫酸盐2甲烷界

面埋深比较浅,表明该海域的甲烷通量较高。

这种高甲烷通量很可能是由下伏的天然气水合物所引起的,并暗示着该区下伏海底可能有天然气水合物沉积层赋存。

关键词:

天然气水合物;甲烷通量;硫酸盐2甲烷界面

中图分类号:

P74413　　　　文献标识码:

A

0　引言

天然气水合物的存在会使水合物沉积层中烃类气体的含量升高,它的分解会导致周围沉积物孔隙水中的氯离子含量降低,但在上覆的浅表层沉积物中却没有明显的异常现象,而且在硫酸盐2甲烷界面（sulfate2methaneinterface,SMI之上,沉积物中的甲烷含量一般很低,更何况沉积物中绝大部分的烃类气体在常规取样过程中都会发生逸散,因此依据浅表层沉积物中烃类气体的含量以及孔隙水的地球化学特征很难判断下伏沉积物中是否赋存天然气水合物。

在没有钻井岩芯样品的情况下,如何通过对浅表层沉积物和间隙水的地球化学特征分析来识别海底可能存在的天然气水合物,是目前天然气水合物勘查中面临的一

道难题。

BOROWSKIetal

[1-2]通过ODP164航次对在布莱克海台（BlackRidge获取到的天然气水合物钻孔沉积物样品进行了详细地球化学分析后认为,根据沉积物孔隙水中的硫酸盐与甲烷含量变化确定的SMI及其上、下的硫酸盐与甲烷含量变化特征可指示硫酸盐2甲烷界面下沉积物中的甲烷通量,并据此判断下伏天然气水合物的赋存状况。

我国研究者经过对南海北部陆坡多年的勘探与研究认为,南海北部是天然气水合物的潜在分布区,但由于目前我国还没有对该区实施钻探调查,且至今尚未采集到天然气水合

第25卷　第1期2007年3月　　　　　　　　海　　洋　　学　　研　　究JOURNALOFMARINESCIENCES

　　　　　　　　Vol125　No11Mar.,　2007

物样品,因此加强对该区沉积物孔隙水中的硫酸盐2甲烷界面空间分布规律及其界面上、下的硫酸盐与甲烷含量变化特征的研究,可为今后进一步开展的天然气水合物钻探调查提供科学参考。

1　概述

在缺氧或贫氧环境下,海水中大量的溶解硫酸盐作为氧化剂与微生物一起因分解沉积有机质而被消耗,发生了硫酸盐的还原作用,导致沉积物孔隙水中硫酸盐的亏损,并且随着沉积物深度的增加,硫酸盐的浓度不断降低。

另外,在硫酸盐还原带底部,即SMI界面处发生的甲烷厌氧氧化反应（anaerobicmethaneoxidation,AMO也会消耗硫酸盐,发生的化学反应式为[3-4]

CH4+SO2-4→2HCO-3+HS-+H2O（1

在多数情况下,微生物氧化沉积物有机质作用控制着孔隙水中硫酸盐的含量及其变化梯度,但是在沉积物含有大量甲烷的情况下,甲烷厌氧氧化作用也可能成为影响孔隙水中硫酸根离子含量及其变化的重要因素。

硫酸盐还原带和SMI之下是甲烷形成带,在海洋沉积物中以微生物为介质一般可通过下列两个独立的途径产生甲烷。

一是二氧化碳还原为甲烷[反应式（2],另一个是醋酸根发酵形成甲烷[反应式（3],形成的甲烷的浓度最初是随着深度的增加而增加的。

CO2+4H2→CH4+2H2O

（2CH3COOH→CH4+CO2（3

硫酸根离子的穿透深度与自海底至SMI界面的SO2-4含量变化梯度、SO2-4的通量以及

甲烷的氧化速率关系密切[5]。

图1为浅表层海洋沉积物中SMI界面附近,SO2-4

和甲烷所发图1　沉积物中SMI附近的化学反应[2]Fig11　Schematicdiagramofthechemicalreactionsthereaboutthesulfate2methaneinterfaceinthesediment[2]

生的相关化学反应示意图,并展示了SO2-4、

甲烷和溶解二氧化碳含量的变化特征。

由图

1可见,SO2-4

由于还原作用和甲烷的厌氧氧化反应被不断地消耗,其含量迅速下降,CH4

的含量在甲烷形成带中逐渐增加,而溶解

CO2含量在SMI界面附近表现为逐渐增加

的变化趋势,表明它正在持续地生成。

2　SMI与甲烷通量及下伏天然气

水合物的关系

　　BOROWSKIetal[2,6]对ODP164航次

几个钻孔沉积物样品的孔隙水作了详细的地

球化学分析,并绘制了布莱克海台区域的

SMI埋深等深图,以及钻遇到天然气水合物・2・海　洋　学　研　究25卷1期　

的994和995钻孔的上覆浅表层沉积物孔隙水中甲烷和硫酸盐的含量变化示意图（图2。

从图2中可以看出,在硫酸盐还原带中甲烷含量很低,但在SMI界面下,甲烷含量则迅速增加,说明在硫酸盐还原带中SMI界面附近,甲烷由于厌氧氧化作用被大量消耗,而在SMI界面以下,甲烷不仅没有因氧化作用而减少,反而由于甲烷的生成反应使其含量迅速增加。

SO2-4的含量一般主要受沉积物有机质的数量控制,而沉积物中有机质的含量与沉积速率有关。

BOROWSKIetal[1-2]的研究结果显示,布莱克海台区域的沉积速率变化不大,沉积物中有机质的含量相差也很小,但孔隙水中硫酸盐含量的变化梯度却很大,最大相差达16倍,这说明硫酸盐含量除受还原作用的影响外还受到其它因素（即甲烷厌氧氧化作用的影响。

在布莱克海台水合物分布区SMI界面以上,随着深度的增大,沉积物孔隙水中硫酸盐含量呈急剧线性降低趋势,

这也说明孔隙水中硫酸盐含量受到甲烷氧化作用的影响。

图2　布莱克海台水合物分布区994、995钻孔BSR（a和SMI（b、（c的分布[6]

Fig12　Thedist