天然气动态压力低的原因有哪些分析方法呢_天然气动态气压不稳定

1.论文的研究方法有哪些

2.测定饱和蒸汽压常用的方法有哪些

3.天然气的形成条件

4.博世壁挂炉故障代码er应该怎么解决？

随着非常规油气勘探开发技术的快速发展，非常规油气资源评价方法研究越来越受到重视。目前，国内、外非常规油气资源评价方法比较多(表2-8)，分类也比较混乱。国内的评价方法超过10种，其中致密砂岩气评价方法就多达9种(郭秋麟等，2009;董大忠等，2009)。美国USGS为了便于评价，将油气资源分为常规和非常规油气资源两大部分，其中非常规资源(致密砂岩气、页岩气、煤层气和天然气水合物等)被称为连续型油气资源，非常规资源评价方法与连续型油气资源评价方法基本相同(Schmoker，2002;Olea et al.，2010)。国外最常用的方法是类比法、单井储量估算法、体积法、发现过程法和资源空间分布预测法等。

以上方法可归纳为类比法、统计法和成因法三大类。类比法:国内常用的类比法是单位面积资源丰度类比法，这种方法与常规油气资源评价的类比法相似;国外主要采USGS的FORSPAN法及其相应的改进方法。统计法:主要有体积法、“甜点”规模序列模型法、“甜点”发现过程法、单井储量估算法和油气资源空间分布预测法等，这些方法与常规油气资源评价法相似。成因法:国内用得较多，主要有盆地模拟法和热解模拟法。下面分别介绍这些方法中有代表性、较特殊的几种方法。

表2-8 国内、外非常规油气资源评价方法

一、类比法

类比法是USGS的主流评价方法。该方法最早由咨询公司评价员JohnGrace开发(NOGA Assessment Team，1995)。1995年，USGS的Schmoker接管了该方法后对其进行了扩展和改进，在2000年至2002年期间做了大量的应用(Schmoker，2002)。最近几年，Klett等(2003)继承和发展了该方法，特别是在数据库、参数分布、图表输出标准等方面的发展显著，现该方法已达到较为完善的程度。

1.评价单元与最小评价单位

USGS将目标评价层次划分为大区(region)、地质区(geologic province)、总含油气系统(TPS)、评价单元(AU)和最小评价单位(cell)。大区为组织单元，地质区是指具有共同地质属性的空间实体，总含油气系统是指具有共同的生、储、盖、运、圈、保等地质特征的可绘图的实体，评价单元是总含油气系统的一部分，由许多cell组成。在早期的评价网格中cell是指一个矩形网格，在目前的评价网格中cell是指由一口井所控制的排泄区(well drainage area)。

2.主要评价参数

主要评价参数包括:

(1)评价单元总面积(U);

(2)未测试单元总面积占评价单元总面积的百分比(R);

(3)未测试单元面积中具有增加储量潜力的百分比(S);

(4)每个有潜力的未测试cell的面积(Vi);

(5)每个cell的总可采储量(Xi);

(6)未测试单元平均产油气比率;

(7)天然气评价单元液/气比率。

以上主要评价参数用于直接计算资源量。在参数前处理过程中，已有的钻井资料主要用于储层参数(如厚度、含水饱和度、孔隙度、渗透率等)的分布研究、权重系数的确定、最终储量和采收率的估算。在缺乏足够的钻井和生产数据的地区，评价参数主要通过类比获得。

3.评价流程

该方法适合于已开发地区的剩余资源潜力预测。通过模拟每一个cell的参数分布，用相应的参数分布计算cell的资源量，并汇总为整个评价单元的剩余资源总量(图2-9)。结果用概率形式表示。评价过程主要有以下4步:

图2-9 连续型油气聚集评价流程

第一步:确定有潜力的未测试单元比例(T)，即:

非常规油气地质学

第二步:计算有潜力的未测试单元面积(W)，即:

非常规油气地质学

第三步:确定有潜力的未测试cell的个数(N)，即:

非常规油气地质学

第四步:计算评价单元总资源量(Y)，即:

非常规油气地质学

公式中的符号说明见上文“主要评价参数”部分，求解方法均采用随机模拟法。

二、随机模拟法

随机模拟法是USGS新推出的方法。2010年12月，Olea等认为传统的类比法存在3点不足:第一，忽略了不同评价单元EUR的空间关系;第二，没有充分挖掘已有数据所隐含的信息;第三，评价结果违背空间分布规律。

针对以上不足，USGS提出了一种新的方法———随机模拟法。该方法与类比法的不同之处有以下几方面:第一，算法的发展，由原来的类比法发展为以统计法为主、类比法为辅的综合评价法，在有井区采用序贯高斯算法的随机模拟法;在无井区采用类比法，通过类比得到EUR的空间关系及相关参数，然后进行多点模拟。第二，地质建模的发展，在此之前采用三角分布来确定参数;现在通过分析空间数据间的关系，用地质统计学方法建立参数空间分布模型。第三，模拟单元采用最早的网格单元cell，它与原来的cell有很大的不同，新cell的面积很小，接近于单井控制的排泄区或更小。

新方法根据钻井情况确定两套评价过程，即A过程———在已有钻井地区的评价步骤和B过程———在无钻井地区的评价步骤。

1.A过程———已有钻井地区评价步骤

A过程属统计法，共有11步:第一，选择单元格尺寸和形状等基本评价单位;第二，指定已知井排泄区;第三，建立每口井排泄区的形状和位置模型，每个井排泄区相当于多个相邻单元格的集合体;第四，为每个无产能井限定无产能区范围;第五，通过确定单元格、排泄区、井的关系，为每个网格单元准备一个相应的EUR(最终可采储量)数据集;第六，为每个测试单元准备一个包含3条信息的指示数据集，即单元格中心的纵、横坐标和一个指示器，指示器为0表示单元格没有产能，为1表示有产能;第七，如果该区域没有数据或者很少数据，不确定性很大，则需要准备一张克里金估计误差图，并由此确定评价区的边界;第八，采用序贯指示随机模拟方法至少模拟100次产能指示器，指明单元格有无产能;第九，采用序贯高斯随机模拟方法模拟单元格EUR，模拟次数与指示器的模拟次数相同;第十，利用第八步中生成的图件修正第九步中生成的图件，以上每次模拟结果的发生都是等概率的;第十一，采用等概率模型，汇总以上模拟的结果。

2.B过程———无钻井地区评价步骤

B过程属类比法，共有9步:第一，选择地质条件相似的成熟区作为类比刻度区，用A过程模拟，根据模拟图像和经验确定边缘区(评价区)的EUR波动特征;第二，确定评价区边界;第三，变换EUR值的概率分布和训练图像到标准刻度，使其服从均值为0，方差为1的正态分布;第四，利用连续滤波模拟，生成单元格产能的至少100次实现;第五，把实现从正态分布空间反变换到原来的EUR空间;第六，有规律地抽取1%的单元样本，生成一个产能指示数据集。定义数值在d%以下的那些单元为没有产能，以上的单元格有产能，这里d是在类比刻度区中无产能井的比例;第七，运用正态分布对有产能和无产能单元进行条件模拟，生成与第四步相同数量的实现;第八，利用第七步中的实现来修正第五步，得到评价区模拟的最终实现;第九，应用至少100张单元格EUR值等概率图，准备评价，汇总评价结果。

三、单井储量估算法

单井储量估算法是一种典型的统计法，由美国Advanced Resources Informational(ARI)提出，核心是以1口井控制的范围为最小估算单元，把评价区划分成若干最小估算单元，通过对每个最小估算单元的储量计算，得到整个评价区的资源量数据，即

非常规油气地质学

式中:G为评价区资源量;qi为单井储量;i为评价区内第i个估算单元;n为评价区内估算单元数;f为钻探成功率。

此方法包括5个关键步骤，即确定评价范围、确定最小估算单元、确定单井储量规模、确定钻探成功率和确定气藏“甜点”。

四、油气资源空间分布预测法

油气资源空间分布预测法为特殊统计法，有3种不同的评价方法:一是基于成藏机理和空间数据分析的方法;二是基于地质模型的随机模拟方法(Chen et al.，2006);三是支持向量机的数据分析法(Liu et al.，2010)。以上3种评价方法除了数理统计分析不同外，其思路和评价过程基本相似，仅介绍第一种方法。

1.二维分形模型

由于地质过程的复杂性，无法将油气资源空间分布以某一精确解析式的形式来描述。已知油气藏本身并不包含未发现油气藏的直接信息，因此用常规地质统计学的随机模拟方法，直接从已知油气藏中提取空间统计信息，预测油气资源空间分布，其结果往往不尽如人意。但是，如果把已知油气资源分布和地质变量在空间的相关特征作为随机模拟的限制条件，用统计方法将这种相关特征以概率密度函数近似表达出来，就可提高预测的准确性。

油气资源空间分布的二维分形模型基于随机模拟技术和傅立叶变换功率谱方法建立，即通过傅立叶变换，把具有分形特征的油气藏分布空间(空间域)转化到傅立叶空间(频率域)中，用功率谱方式来表述油气资源的空间相关特征。根据分形理论，分形模型研究对象的空间相关特征可由功率谱函数来表达。对于具有分形特征的时间序列，其功率谱函数可表达为时间序列频率的幂函数

非常规油气地质学

式中:f为频率;S为功率谱密度;β为幂因子，称为频谱指数。上式表述的这种随机过程相当于Hurst空间维数H=(β-1)/2的一维分数布朗运动(fBm)。选择不同的β值，即可产生不同分形维数的fBm。对于二维图像或序列，其功率谱S有x和y两个方向的频率变量(u和v)及对应的频谱指数(βx和βy)。对统计特性来说，xy平面上的所有方向都是等价的，当沿着xy平面上的任一方向切割功率谱S时，可用

非常规油气地质学

代替频率f。因此，由式(2-6)可推出各向同性的二维对象随机过程的表达式:

非常规油气地质学

而对于各向异性的对象，可定义H为方位角θ的函数，则其二维分形模型的表达式可写成:

非常规油气地质学

式中:βx和βy分别代表功率谱中x方向和y方向的频谱指数。通过这个表达式就能模拟出油气藏分布空间的新功率谱。

2.修正资源丰度

二维分形模型中的指数函数H(θ)可以通过实际数据拟合βx和βy后获得。功率谱能量(资源丰度)越高的油藏，出现的频率越低，反之亦然。这一特点与油气勘探结果相吻合。因此，如果以能量较高的若干数据点为基础进行拟合，结果基本能代表该方向上油气资源的分布趋势(分形直线)。拟合的直线斜率(绝对值)即为该方向上的频谱指数。分别确定x方向和y方向上的频谱指数βx和βy后，代入二维分形模型中，就能模拟出新的功率谱S。新功率谱已修正了原始功率谱的不足，它包含了所有油气藏(已发现和未发现油藏)资源丰度的信息。

3.资源丰度空间分布模拟

确定油气藏在空间的分布位置是油气勘探的首要任务。目前，有许多方法可以预测油气勘探风险，绘制勘探风险图。勘探风险图包含了油气藏可能出现位置等方面的信息。为了把这一信息和资源丰度信息综合起来，需要做如下信息处理:①空间域转化为频率域。同样，用傅立叶空间变换，把勘探风险图从空间域转化到频率域。这时，除了得到以上提到的功率谱外，还能得到相位谱Ф，相位谱中包含着油气藏位置信息。②从频率域回到空间域。用傅立叶逆变换，把新的资源丰度功率谱S和勘探风险图的相位谱Ф结合起来，形成新的图。该图就是空间域中的油气资源分布图，它不仅提供了油气藏的位置，也指出了资源丰度。

在具体实现中，还需要在一些细节上做技术改进，包括设置经济界限，排除丰度低的没有经济价值的油气藏以及用已钻井数据验证和修正等。

五、连续型致密砂岩气预测方法

这是一种特殊成因法。对于常规储层及常规圈闭气藏，天然气的运移主体服从置换式运移原理，即在天然气向上运移的同时，地层水不断向下运移，形成了气水之间的置换式排驱和运移特点，其驱动力来自于浮力。对于致密砂岩气藏来说，致密储层与气源岩大面积接触，天然气的运移方式表现为气水之间发生的广泛排驱作用和气水界面的整体推进作用，其过程类似活塞式排驱，其运移动力来源于烃源岩的生烃作用，即在生气膨胀力作用下，气水倒置界面得以维持并整体向上运移，从而形成大面积的地层饱含气状态(金之钧等，1999;Schmoke，2002;张金川等，2003a，2003b;解国军等，2004;张柏桥，2006;胡素云等，2007;邹才能等，2009a)。烃源岩层越厚，单位体积生气量越大，产生的压力就越大，形成的致密砂岩气藏规模也就越大。

1.致密砂岩气动力平衡方程

根据致密砂岩气藏的活塞式排驱特点，提出了弱水动力条件下的平衡方程，即天然气运移的阻力包括上覆储层毛细管压力、天然气重力、地层水压力等，驱动力主要为烃源岩生气产生的压力。驱动力和阻力之间的平衡方程为:

非常规油气地质学

式中:pgas为烃源岩中游离相天然气的压力(注入储层的压力)，atm;pc为上覆储层毛细管压力，atm;ρggghg为天然气重力，atm，其中hg为天然气柱高度，m;ρf为上覆储层地层水压力，atm。

在上述平衡方程中:①毛细管压力可用拉普拉斯方程求出;②天然气重力可以直接求出;③地层水压力，在成藏时一般为静水压力，成藏后的压力可用现今压力代替，也可用有效骨架应力模型求解(石广仁，2006);④烃源岩中游离气压力，为烃源岩生气增压后烃源岩中流体和游离相天然气的压力，简称“游离气压力”。

烃源岩大量生气能产生巨大的膨胀压力，这早已被石油地质研究者所共识(李明诚，2004)，但是迄今只有定性描述，未见定量计算模型。显然，在没有生气增压定量计算模型之前是无法真正定量模拟致密砂岩气藏的成藏过程的。

2.烃源层生气增压定量计算模型

超压形成的因素很多，除了生烃作用以外主要有差异压实作用、水热作用等。相比之下，生烃作用和差异压实作用是最主要的两种因素(李明诚，2004)。在地层进入压实成岩之后，特别是孔隙致密之后，压实作用基本停止，此时压实对排烃基本不起作用，而生气作用则成了排气的主要动力。依据气体状态方程，天然气压力(P)、体积(V)和温度(T)三者之间保持动态平衡。在地下高温、高压下，P、V和T三者之间的关系可用研究区的PVT曲线表示。根据这一原理建立的烃源层生气增压定量计算模型为:

非常规油气地质学

式中:Pgas为烃源岩生排气产生的压力，atm;Bg为天然气体积系数，m3/m3;Vp为烃源岩层孔隙体积，m3;Vw为烃源岩层孔隙水体积，m3;Vo为烃源岩层孔隙含油体积，m3;Vg为烃源岩层中游离相天然气体积(地表条件下)，m3;hs为烃源岩层厚度，m3;Φ为烃源岩层的评价孔隙度，小数;Sw为烃源岩层中束缚水饱和度，小数;So为烃源岩层中残余油饱和度，小数;Qgas为单位面积烃源层生成的天然气体积(地表条件下)，m3/km2;Qmiss为单位面积烃源岩层中散失的天然气体积(地表条件下)，m3/km2，包括吸附气、扩散气和溶解气等;Qexp为单位面积烃源层已排出的游离相天然气体积(地表条件下)，m3;初始值为0。

3.模拟步骤

模拟步骤如下:①建立地质模型，以下生、上储模型为例;②在平面上划分网格，网格边界尽可能与构造线(如断层线等)一致;③在纵向上按油气层组细分储层;④计算运移驱动力———烃源岩层中游离相天然气压力;⑤计算运移阻力———细层1的毛细管压力、天然气重力、地层水压力等;⑥比较运移驱动力和运移阻力，如果驱动力小于阻力则不能运移，即该细层1不能成藏，停止对该点的模拟，如果驱动力大于阻力则烃源层中的气能进入细层1，并排挤出细层1中的部分水;⑦天然气进入细层1并达到短暂的平衡后，随着烃源岩层生气量的增加，游离相天然气压力Pgas也在增加，重新计算Pgas，并计算细层2的运移阻力;⑧比较运移驱动力和运移阻力，如果驱动力小于阻力则不能运移，即细层不能成藏，停止对该点的模拟，如果驱动力大于阻力则烃源层中的气能进入细层2，并排挤出细层2中的部分水;⑨重复第⑦和第⑧过程，直到驱动力小于阻力或遇到盖层为止(如果压差超过盖层排替压力，则天然气将会突破盖层散失掉一部分，直到压差小于盖层排替压力，天然气才停止运移);⑩计算天然气聚集量，模拟结束。

4.天然气聚集量计算

进入致密储层的天然气聚集量可用下式表示:

非常规油气地质学

式中:Qgas为储层中天然气聚集量，m3;n为天然气进入到储层中的细层数，自然数;i为储层中的细层号，自然数;q为细层中天然气聚集量，m3;Sw为细层中束缚水饱和度，小数;hi为细层i的平均厚度，m;Ai为细层i的面积，m2;Φi为细层i的平均孔隙度，小数;Bgi为细层i的(地层压力对应的)天然气体积系数，m3/m3。

根据对比驱动力与阻力的关系，如果确定天然气只能进入到细层3，则上式中n为3。另外，细层中束缚水饱和度，可通过类比相邻地区的致密气藏获得，一般在30%～60%之间;天然气体积系数，可根据细层地层压力在PVT曲线上的反插值求得。进入致密储层的天然气还会有一部分损失，如部分溶解在地层水中，还有一部分会以扩散方式向外扩散等。这些损失可以用溶解气公式和扩散气公式计算(郭秋麟等，1998;石广仁，1999)，在不要求高精度时可以不考虑。

5.关键参数

关键参数有:①天然气体积系数与地层压力关系曲线;②束缚水饱和度与孔隙度的关系曲线;③烃源层埋深、厚度、孔隙度、生气量、排气量(游离气量)等;④储层埋深或顶界构造图、等厚图，储层孔隙度等值图、孔喉半径等值图，现今储层流体压力系数等;⑤盖层排替压力。

论文的研究方法有哪些

压力管道的前期管理

压力管道技术安全管理是设备管理的重要组成部分。压力管道使用广泛、数量繁多、涉及面广。为了保证管道在使用周期中安全可靠运行，必须实施管道的一生管理，即从设计、选材、制造、安装、使用、定期检验、计划检修、故障分析、改造直到报废更新的全过程管理。压力管道的安全技术主管部门和使用单位要尽可能早地参与交付使用的管道前半生管理工作。

(1)前期管理的重要性。管道运行中出现的许多失效问题与管道的设计、选材、制造或安装质量有关。使用单位通过长期的运行操作、定期检验、缺陷整改、失效分析与处理，掌握大量第一手的信息，积累丰富的经验，使用单位尽早介入前期管理，必将改善管道前半生管理的质量。而使用单位在参与设计、选材、制造、安装的过程中所取得的信息势必提高管道的运行、维护和检修水平。抓好压力管道的设计、选材、制造、施工等过程管理，对确保压力管道的安全稳定运行至关重要，使用单位一定要充分重视这一点。

(2)前期管理的重点和难点。前期管理工作的重点和难点是施工安装，使用单位要抓前期管理，介入前期工作，主要就是要抓施工安装质量控制和竣工验收交接。要加强对压力管道施工过程的监督，确保施工质量。由于现场施工条件所限，压力管道在施工中对焊缝的热处理和检测均存在一定的难度，使保证施工质量更为困难。因此对承担施工任务的单位，要求其技术装备水平必须达到施工条件规定的要求，否则不能施工。在设计时也要考虑尽量减少现场施工的工作量，努力提高预制深度。对新建的高强度钢管道焊缝，建议百分之百进行探伤检查。

要加强对压力管道、管件采购质量的控制和验收。要强化材料的分类管理体系，防止错用和混用。

企业设备主管部门要与基建部门密切配合，做好压力管道设计、制造、安装和验收交接工作，改变那种建管建、用管用、互不通气，互相埋怨指责的现象。

总之，压力管道的前期管理是压力管道一生管理工作各个环节中最为重要的一环。

压力管道的使用管理

压力管道的可靠性首先取决于其设计、制造和安装的质量。在用压力管道由于介质和环境的侵害、操作不当、维护不力，往往会引起材料性能的恶化、失效而降低其使用性能和周期，甚至发生事故。压力管道的安全可靠性与使用的关系极大，只有强化控制工艺操作指标和工艺纪律，坚持岗位责任制，认真执行巡回检查，才能保证压力管道的使用安全。

(1)工艺指标的控制包括。

①操作压力和温度的控制；

②交变载荷的控制；

③腐蚀性介质含量控制。

(2)建立岗位责任制。要作人员熟悉本岗位压力管道的技术特性、系统结构、工艺流程、工艺指标、可能发生的事故和应采取的措施。操作人员必须经过安全技术和岗位操作法的学习培训，经考试合格后才能上岗独立进行操作。操作人员要掌握“四懂三会”，既懂原理、懂性能、懂结构、懂用途；会使用、会维护保养、会排除故障。

管道运行时应尽量避免压力和温度的大幅度波动；尽量减少管道的开停次数。

(3)加强巡回检查。使用单位应根据本单位工艺流程和各装置单元分布情况划分区域，明确职责，制定严格的压力管道巡回检查制度。制度要明确检查人员、检查时间、检查部位、应检查的项目，操作人员和维修人员均要按照各自的责任和要求定期按巡回检查路线完成每个部位、每个项目的检查，并做好巡回检查记录。检查中发现的异常情况应及时汇报和处理。

(4)压力管道的维护保养。维护保养工作是延长压力管道使用周期的基础。维护保养的主要内容就是日常的维护保养措施。

压力管道日常检查及保养项目内容见下表：

检查

项目检查

方法检查内容问题的危害保养方法

和措施压力表目测

校验①表面是否破碎

②指示是否灵敏

③导压管是否畅通

④铅封是否完好因指示不正确可能造成超压定期检验和检修电偶温

度计目测

检验温度指示是否准确超温会产生管道材料应力腐蚀、蠕变等定期校验和检修安全阀目测①有无异物卡在阀芯和弹簧中间

②调整螺丝有无松动

③弹簧及其他零件有无破损，是否漏气

④铅封是否完好

⑤隔断阀铅封是否完好①漏气

②在超压时因安全阀不能起跳造成管道事故停车或泄压时进行调校爆破片目测①膜片是否存在缺陷

②导管是否畅通①漏气

②在超压时因安全阀不能起跳造成管道事故注意安装前的检验按规定定期更换管道

支架目测

耳听

手摸①支架是否松动

②管道有无振动

③支架是否损坏管道因磨损和疲劳而断裂

管道应力增大拧紧螺栓或加固管架

基础目测①基础是否下沉

②基础有无裂纹基础损坏，使管道承受附加应力，威胁安全生产①定期观察基础下沉情况，采取针对性措施

②测定裂纹是否继续扩大绝热层目测

表面

温度

计①主材料是否操作脱落、受潮、失效

②防潮层是否破坏、失效

③外护层是否损伤、脱落①产生管道热损失

②腐蚀

③保温结构失去保护、过早破坏更换保温材料

损坏要及时修复阀门

填料目测有无泄漏影响环境卫生、文明生产和安全装填料和紧密封函时要严格按技术要求办螺栓目测①是否锈蚀

②是否松动①造成螺杆、丝扣腐蚀

②造成泄漏涂防锈油

拧紧螺栓

(5)压力管道的定期检查和检验。压力管道的异常情况是逐渐形成和发展的，因此要加强压力管道在运转中的检查和定期检验，做到早期察觉，早期处理，防止事故的发生，有关内容将在第六节介绍。

(6)压力管道的特护措施。压力管道管理工作在各使用单位远未受到应有的重视，即使在一些管理基础较好、起步较早的行业和企业内，其管理工作也还存在着许多薄弱环节，需要进一步的加强。对城市公用管道的管理工作，其难度和存在的问题就更为突出。

使用单位必须对某些特定情况的压力管道采取如下一些特护措施。

①要建立严格的介质定期采样制度，加强对压力管道腐蚀环境的监测和分析。

②必须建立定点、定时、定材料挂片测腐蚀速率的制度。

③要采取积极有效的措施，对腐蚀环境进行严格的控制。

④对原料性质经常发生变化的使用单位，一旦原料发生变化时，有关的工作要重复进行。

⑤建立一个全面的管道测厚系统，依靠大量的测厚数据来判断管路的腐蚀状态、剩余寿命，结合所加工的原料介质的成分、腐蚀特性等数据，进行管道腐蚀规律研究，寻找最佳防腐措施，最大限度发挥管道的效能。

⑥对部分存在隐患的压力管道，使用单位要制定特护措施强化管理，并应缩短定期检验的周期。

⑦要加强对特定或重要管道的检测、检验工作。

(7)压力管道的计算机管理。计算机作为信息处理的有力工具，在企业管理领域已日益显示出重要的作用。压力管道计算机管理系统设计了档案资料、定点测厚、焊缝无损检验、数据诊断分析、腐蚀率计算、维护检修、管道寿命预测及统计报表等全过程管理内容。利用计算机储存、检索、查询快捷的特点，对压力管道数据进行综合和分析，从静态到动态为全面综合管理提供依据。

必须强调的一点是，要使用计算机参与管道管理，必须具备几个必要的条件。首先，企业必须有一个比较规范、标准和制度化的管理模式和工作程序，要按科学的方法进行管理，部门与部门、人员与人员、工序与工序之间的关系都要按标准来处理。其次，必须使用资料系统化、档案化，原始数据需准确无误且反映实际状况，避免一切人为因素的干扰和影响，尽可能用现代化手段来采集现场数据。此外，管道计算机管理是一项庞大的系统工程，每个管理阶段都可能会有大量的数据需要收集、整理和录入。一次检修工程就可能会有成千上万个数据需要充实和更新。在某种意义上来说系统维护的工作量要远大于系统的建立。许多计算机设备管理系统建完之后，发挥不了作用，就是因为上述诸项原因。而一旦管理工作走上正规，管理体系正常地发挥效能，管道的管理就将从传统管理手段向现代化管理手段实现一个飞跃。

测定饱和蒸汽压常用的方法有哪些

1、归纳方法与演绎方法：归纳就是从个别事实中概括出一般性的结论原理;演绎则是从一般性原理、概念引出个别结论。归纳是从个别到一般的方法;演绎是从一般到个别的方法。

门捷列夫使用归纳法，在人们认识大量个别元素的基础上，概括出了化学元素周期律。后来他又从元素周期律预言当时尚未发现的若干个元素的化学性质，使用的就是演绎法。

2、分析方法与综合方法：分析就是把客观对象的整体分为各个部分、方面、特征和因素而加以认识。它是把整体分为部分，把复杂的事物分解为简单的要素分别加以研究的一种思维方法。

分析是达到对事物本质认识的一个必经步骤和必要手段。分析的任务不仅仅是把整体分解为它的组成部分，而且更重要的是透过现象，抓住本质，通过偶然性把握必然性。

3、因果分析法：就是分析现象之间的因果关系，认识问题的产生原因和引起结果的辩证思维方法。使用这种方法一定要注意到真正的内因与结果，而不是似是而非的因果关系。

要注意结果与原因的逆关系，一方面包括“用原因来证明结果”，同时也包括“用结果来推论原因”。不同的事物，一般都一身二任，既是原因，又是结果，而且一个结果往往有不同层次的几个原因。因此，在研究过程中，对所分析的问题必须寻根究底。

扩展资料

一般高校将论文重合度30%以上定为抄袭的文章，即论文审核不通过。

在确认抄袭行为中，需要与形式上相类似的行为进行区别，具体如下：

(1)抄袭与利用著作权作品的思想、意念和观点。一般的说，作者自由利用另一部作品中所反映的主题、题材、观点、思想等再进行新的创作，在法律上是允许的，不能认为是抄袭。

(2)抄袭与利用他人作品的历史背景、客观事实、统计数字等。各国著作权法对作品所表达的历史背景、客观事实统计数字等本身并不予以保护，任何人均可以自由利用。但是完全照搬他人描述客观事实、历史背景的文字，有可能被认定为抄袭。

(3)抄袭与合理使用。合理使用是作者利用他人作品的法律上的依据，一般由各国著作权法自行规定其范围。凡超出合理使用范围的，一般构成侵权，但并不一定是抄袭。

(4)抄袭与巧合。著作权保护的是独创作品，而非首创作品。类似作品如果是作者完全独立创作的，不能认为是抄袭。

百度百科-研究方法

百度百科-论文

天然气的形成条件

测定饱和蒸汽压常用的方法有哪些

测定饱和蒸气压的方法主要有：　①静态法：在一定温度下，直接测量饱和蒸气压。此法适用于具有较大蒸汽压的液体。　②动态法：测量沸点随施加的外压力而变化的一种方法。液体上方的总压力可调，而且 用一个大容器的缓冲瓶维持给定值， 汞压力计测量压力值，加热液体待沸腾时测量其温度。　③饱和气流法：在一定温度和压力下，用干燥气体缓慢地通过被测纯液体，使气流为该 液体的蒸汽所饱和。用吸收法测量蒸汽量，进而计算出蒸汽分压，此即该温度下被测纯液体的饱和蒸气压。该法适用于蒸汽压较小的液体。

博世壁挂炉故障代码er应该怎么解决？

综上所述，陆良盆地新近系已发现的天然气属于由甲烷菌产生的生物成因的天然气（即生物气）。生物气是沉积物中的有机质在还原环境下，经厌氧生物作用而形成的富含甲烷的气体。是在未成熟阶段，微生物分解有机质过程中产生的。

陆良盆地是一个面积很小的“微型油气盆地”。综合分析，盆地内生物气的形成条件大致应为：

1.新近系烃源岩含有生成生物气的良好成烃母质

甲烷菌不具有直接分解有机质的能力，要依赖发酵菌和硫酸盐还原菌分解有机质而产生CO2、H2、乙酸等取得碳源和能源而得以生存，并以此为基质进行生物化学作用而产生生物甲烷气。张辉等（1991）认为，有机质含量丰富，有机质组成中有较多的蛋白质和类脂化合物的Ⅱ型干酪根湖相泥岩具有最大的生气潜力（90m3/t·岩石），是较理想的生物气气源岩，特别是草本腐殖型有机质中的纤维素、半纤维素、糖类、淀粉等是甲烷菌在代谢过程中主要利用CO2和乙酸作为生存的能源和碳源的来源。这些物质在草本植物中含量最丰富，而草本植物含木质素又少，这就决定了生物气的母质主要是半腐殖型和草本腐殖型有机质。陆良盆地新近系气源岩的有机质类型，从前面的研究中确定为腐泥腐殖型。其中，草本腐殖型有机质含量丰富，其特点是氯仿抽提物中非烃高，沥青质低（表6-6）与木本腐殖型迥然不同，这类有机质主要富集于灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩中，而这些岩类，正是形成陆良天然气的气源岩。

2.水化学特征对生物气形成的影响

甲烷菌的生长，对溶液的pH值非常敏感，其生成场所都近于中性，pH值一般在6.2～8.8范围，最佳值为6.8～7.8；pH值在6.2以下则甲烷停止产生。通过对陆良盆地数十个井下水样分析，其pH值均为7～8，这是非常有利于甲烷菌生长的中性水介质条件。

Na+、K+广泛存在于水介质中，虽然不同生态环境中产甲烷细菌对Na+、K+的敏感程度差异极大，但对淡水沉积物及伴生的产甲烷菌来说，生物产气率都明显受到超浓度的K+、Na+的影响和抑制。B·L·麦卡蒂（R·M·阿特拉斯，1991）提出，在一般厌氧消化系统中Na+与K+的浓度分别达3500～5000mg/L和2500～4500mg/L时，产甲烷过程出现抑制，而达到8000mg/L时则出现强抑制。陆良盆地地层水中的Na+和K+的总浓度仅为43～828mg/L，大多数样品集中于200～400mg/L，这样低的Na+、K+浓度显然对产甲烷的菌类生长极为有利。

甲烷生长菌有严格的厌氧性，不允许有微量氧，甚至不允许有硫酸盐结合氧的存在，这就把生物甲烷气的形成限制在某些特定的生化环境中。硫酸盐还原菌摄取乙酸盐和h2的能力强于甲烷菌，在 浓度高时，它们之间的竞争可抑制甲烷菌的活动，直到绝大部分 被还原掉，甲烷才能大量生成。缺氧和低硫酸盐环境是产生生物甲烷气的必要条件。一般认为，反应环境中 浓度达300mg/L时，产甲烷过程出现抑制， 浓度大于800mg/L时出现强抑制。陆良盆地水样品中 一般为2～100mg/L，这是该盆地大量形成生物甲烷气的有利环境。

天然水质体中Cl-和Na+常以等当量存在，对淡水沉积物来说，Cl-对产甲烷作用的抑制浓度略高于S的浓度。张洪年等认为，Cl-对有机物甲烷转化率的影响，在300～600mg/L时显示出抑制。在陆良盆地的水样中，Cl-的含量仅为17～319mg/L。

综上所述，还原状况下水的低矿化度是生成生物甲烷气的必要条件，陆良盆地的水分析结果恰好满足了形成生物气的环境，这也就是陆良盆地与非生物甲烷气的气田相比，如此低矿化度水环境的原因。

3.温度和未成熟烃源岩

在厌氧环境中，甲烷生成的温度从0℃到75℃，最适宜的范围在35℃～55℃之间，65℃阶段产气率仅占总量的13.7%（张辉等，1991），而对陆相沉积物而言，36℃～42℃为生气作用占主导地位的温度。陆良盆地地温梯度为3.66℃/100m，地面温度20℃，则井深1000m以上，都是最适宜的生物气形成的温度范围，就是到1500m，也还没超过75℃，都可有一定量的甲烷气生成。

生物气的气源来自未成熟烃源岩，其规模决定了生物气的强度，进而控制了气藏的含气丰度。通过对陆良盆地新近系烃源岩的讨论中可以看出，在井深1000m以上，Ro小于0.4%，处于未成熟阶段，陆良盆地的主要气层就位于该范围内的550m至750m之间。

4.具一定规模的储层同生背斜

生物气藏的形成，是一个持续的动态过程，在这个过程中，气体生成并在储层中聚集，然后气藏形成、演化直至保存至今是生物气藏的关键环节。从陆良盆地生物气的勘探实践看，由于岩性疏松，孔隙度一般都大于25%以上，渗透率也大于0.5×10-3μm2，并具有一定范围的分布，其上有一定封闭能力的较厚的泥岩。而形成较大规模气藏，要有与生物气生成匹配的古隆起或同生背斜，陆良大嘴子背斜就属这类构造，高丰度的生物气源源不断地形成，很快进入储集层，没有长距离运移散失，在背斜圈闭保存而达相当规模。陆良大嘴子背斜就是这样一个好的富集成藏的场所。

点火失败，检查水压，燃气问题，再断电重启试试，多次点火失败联系师傅上门维修。博世壁挂炉显示A7：热水温度传感器损坏

解决方法：检查温度传感器和连接电缆是否中端或者短路，必要时更换传感器。

博世壁挂炉显示Ad：水箱温度传感器不能识别

解决方法：检查温度传感器和连接电缆，必要时更换温度传感器。

博世壁挂炉显示C1：风机转速过低

解决方法：检查电压电压，还有就是检查烟管系统，必要时清洁或者修复。

博世壁挂炉显示C4：风机关闭时风压开关不能打开

解决方法：检查风压开关和布线，检查连接软管。

博世壁挂炉显示C6：风压开关不能关闭

解决方法：检查带插头的鼓风机电缆以及鼓风机，如果损坏就需要更换鼓风机。检查风压开关和烟气输送装置。

博世壁挂炉显示C7：风机不能运行

解决方法：检查带插头的鼓风机电缆以及鼓风机，发现损坏的话就要更换。

博世壁挂炉显示CE：取暖设备的注水压力过低

解决方法：往取暖系统内部注水即可。

博世壁挂炉显示d7：燃气费损坏

解决方法：检查连接的电缆，检查燃气阀门，必要时更换燃气阀门。

博世壁挂炉显示E2：采暖出水温度传感器损坏。

解决方法：检查温度传感器和连接电缆是否中端或者短路，必要时更换传感器。

博世壁挂炉显示E9：主换热器上的限温器被触发

解决方法：

1、检查限温器和连接电缆是否中断，必要时更换。

2、检查供暖设备的工作压力

3、检查限温器，必要时更换。

4、检查泵启动的情况，必要时更换水泵。

5、检查保险装置，必要时更换。

6、为设备排气

7、检查水侧的主换热器，必要时更换。

8、检查烟气温度限制器和连接电缆是否中断，必要时更换。

博世壁挂炉显示EA：未检测到火焰

解决方法：

1、检查地线是否有效连接

2、检查燃气阀门是否开启

3、检查燃气接口压力，必要时校正

4、检查电源连接

5、检查电机和电缆，必要时更换

6、检查烟管系统，必要时清洁和修复

7、检查燃气设置，必要时校正

8、使用天然气时，检查外部气体流量检测器，必要时更换

9、清洁主换热器

10、检查燃气阀门是否损坏，必要时更换

博世壁挂炉显示F7：燃烧器已经被关闭，但是能检测到火焰

解决方法：

1、检查电极的脏污情况，必要时更换

2、检查烟管系统，必要时清洁或者修复

3、检查电路板是否受潮，必要时使其干燥

博世壁挂炉显示FA：燃气关闭后，检测到火焰

解决方法：检查燃气费，看是否漏气，必要时更换。检查电机和连接电缆，必要时更换。检查烟管系统必要时清洁和修复。

博世壁挂炉显示Fd：错误地按下按键过久(超过30秒)

解决方法：再次按下按键，少于30秒