天然气动态扩散原理分析方法_天然气动态扩散原理分析方法是什么

1.天然气泄漏探测仪的测量原理是什么？

2.天然气的物理性质

3.天然气发动机工作原理是什么

4.为了响应国家节能减排的号召，福建莆田大力加快能源产业建设，并划分出四大基地：（1）福建液化天然气（L

1.燃气锅炉的燃烧方法有哪些

燃气锅炉燃用发热量高的燃气，要使燃气能充分燃烧，需要大量的空气与之混合。

大家知道燃气的燃烧过程没有燃油的雾化与气化。燃气与空气的混合方式，对火焰长度、火焰温度和燃烧的强度都有很大的影响。

根据混合方式不同，燃气的燃烧方法可归类为以下三种： 第一、扩散燃烧 此种燃烧方法即不预先混合，而是在燃气喷嘴口相互扩散，并燃烧。 其优点燃烧稳定，燃具结构简单，但火焰较长，易产生不完全燃烧，使受热面积碳化。

第二、预混部分空气燃烧 此种燃烧方式即燃烧前预先将一部分空气与燃气混合（一次空气过剩系数在0。2-0。

8之间），然后进行燃烧。 其优点是燃烧火焰清晰，燃烧强化，热效率高。

但燃烧不稳定，对一次空气的控制及燃烧成分要求较高。燃气燃烧器一般多用此种燃烧方式。

第三、无焰燃烧 此种燃烧方式即燃气所需空气在燃烧之前已与燃气均匀混合。 一次空气过剩系数等于燃料完全燃烧时的空气过剩系数，在燃烧过程中不需要从周围空气中取得氧气。

当燃气与空气混合物达到燃烧区后能在瞬间燃烧完毕。 。

2.关于天燃气锅炉操作知识

一、炉前检查电源仪表参数和锅炉水位表的水位是否正常： 二、启动引风机，确定正常运转后，启动鼓风机、水泵，确认 正常后运行；

三、按供蒸汽需求及时调整炉排运速和进风量，一般保持在6—7kg/压力，按需操作，及时关停供蒸汽阀门，节能降耗；

四、每班按时进行排污、冲洗水位表和水质检测，认真填写交接班记录；

五、每班经常巡查锅炉运转状况，发现有异常情况及时报告班长，如遇紧急情况时，停炉启用备用锅炉：

六、停炉前须关闭电源、封好炉、关好阀门、锁好门、打扫好卫生，经检查确认无误后方可下班；

七、每班提早十分钟上班，做好交接班工作，确保安全生产。

一般锅炉说明书上都会有这类操作知识的

3.燃气锅炉调试需要注意哪些问题

“一流的水平，优异的质量，良好的服务”的宗旨，本着“以最挑剔的用户的要求”来要求自己的原则，更好地为广大用户服务，特别制定如下服务规范，以利执行。

一、锅炉调试服务：（包括用户培训和锅炉调试） 鑫磊锅炉设备在出厂前都经过一次厂内调试，但运输和现场情况的原因，一些燃烧参数会改变，甚至发生一些故障。 因此，安装后要进行一次调试，使锅炉各项参数处于最佳状态。

2。 调试： （1） 软水器的调试： 在用户水压正常（0。

2MPa以上）后，将软水器处于逆洗状态，排净空气后进入再生状态，看到将盐箱的水吸走后，一般认为软水器正常，可以进行一次再生。 化验水合格后结束。

（2） 燃气锅炉调试： A。 对用户的要求： （a） 气源气压稳定并且符合锅炉运行要求。

（b） 气源流量符合锅炉运行要求。 （c） 电源电压符合锅炉运行要求。

（d） 有充足的软水。 。

4.燃气壁挂锅炉使用和维护常识有哪些

在供暖期间，由于壁挂炉处于完全自动控制状态，需经常检查本机的工作状况，如燃烧状况、温度变化，进排气筒是否脱落、损坏或者堵塞。

如果闻到燃气味，不要使用电气开关、电话或任何可能引起火花的器具。首先必须关闭燃气阀，迅速打开门窗以便使空气流通，自然排出泄漏到室内的燃气，并请求专业人员修理。

冬季过后需停止供暖时，建议不要将系统内的水放掉，以免水路系统氧化生锈。可将壁挂炉下端进出水阀门关闭，这样可延长系统使用寿命。

切勿让儿童或没有经验的人进行操作。 冬季长期不使用或外出时必须将供暖系统中的水排空，并切断电源、气源、水源等。

定期检查电源接线是否有松动、老化现象，漏电保护开关工作是否正常。定期检查供气管道是否完好，有无老化、裂纹，并注意定期更换橡胶管。

雷雨天气，应切断电源以免雷电对本机造成损坏。应经常清洗进水过滤网，尤其是在初始运行阶段。

5.天然气锅炉怎么操作

对于上班族而言，不建议上班后关闭全部家用燃气锅炉散热器阀门。

因此白天没人时室温设定至12℃左右，具体设定按照各人感觉而定，保持一定的房间温度，这样不至于晚上进房间时，温度太低，影响舒适度。因为完全关闭后，房间温度会下降得比较多。

如同汽车频繁启动更耗油一样，等下班再开启阀门后，不仅房间温度达到舒适需要好几个小时，而且热量消耗得也多，不经济。按热量表收费的用户使用温控阀更是有诀窍。

家用燃气锅炉使用中的一些小窍门：暖气使用有窍门，用户可通过科学调节达到节能、高效的保温效果。按面积收费的用户，用户在使用过程中要尽量减少频繁开关门窗或将窗户打开通风，避免在家用燃气锅炉散热器上悬挂衣物或是安装暖气罩，确保散热器正常散热。

用户外出时可将温控阀调整到低温状态，可有效保持室内的温湿度，更重要是可以大大节约能源的消耗。 技术支持：。

天然气泄漏探测仪的测量原理是什么？

一、天然气水合物资源量估算方法

为评估天然气水合物资源量，人们曾经做了大量努力，20世纪80年代至90年代初，许多学者在对控制水合物形成条件与分布规律进行分析、推测的基础上，利用体积法对全球天然气水合物所含甲烷资源量进行过估算（Dobrynin等，1981；Mclvei，1981；Kvenvolden，1988；Sloan，1990），但由于实际资料的缺乏，参数的选择主要依据各种各样的假设，不同学者的估算结果差别很大，相差几个数量级。20世纪90年代中后期，随着地震反射、测井、钻井取样与测试技术在天然气水合物勘探中的广泛应用，一系列间接的地球物理方法被用来对天然气水合物与下伏游离气体的资源量进行了估计，参数的选择往往通过实测资料推算获得，其精度和可靠性大大提高。

目前国际上流行的天然气水合物资源评估方法可分为两类，一是基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的已发现矿藏的常规体积法，该方法以日本地质调查所1992年进行的“容积法（体积法）”为代表；二是基于天然气水合物成因的未发现资源的概率统计法，该方法以美国地质调查局1995年的“未发现资源的概率统计法”为代表。

1.基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的常规体积法

该类方法以地球物理、地球化学和钻井测试等勘查成果为基础，对已发现的天然气水合物的分布厚度、沉积物孔隙度和孔隙中水合物的含量直接演算，参数来自被评价区，因而结果较为可靠，目前仍然是以地球物理方法为主。与大陆边缘一般的沉积物相比，含天然气水合物的沉积层具有较高的纵波速度，因而可通过岩石物理模型的方法估算水合物的含量，识别BSR，确定其上覆水合物的含量及其下伏游离气体的分布。另外，精细速度分析及波阻抗反演、地震波形反演、叠前AVO技术在资源量评价方面也发挥了重要的作用，如20世纪90年代早期，School等（1993）、Max等（1996）运用多道地震剖面的VAMPS（Velocity and Amplitude Structures）分析天然气水合物及其下伏游离气体的存在以及水合物定量分析；Miller等（1991）通过对秘鲁滨外多道地震资料和合成地震记录来推断天然气水合物的含量及其下伏游离气层的厚度；Lee等（1993）利用多道地震反射的真振幅和层速度分析对沉积物中水合物的含量进行了定量分析。在有取样或者钻探的条件下，则利用沉积物中氯离子浓度变化、δ18O值的变化、取样器温度-压力变化和孔隙水成分测量等地球化学方法来评价甲烷水合物的含量多少。Dickens等（1997）对美国东南部布莱克海台水合物样品的甲烷含量直接进行了测量，其测量结果显示，垂向沉积剖面上的甲烷含量变化趋势与间接法得出的结论一致，但下伏游离甲烷气含量比间接法的结果高出三分之一。

日本学者对Gornitz（1994）发表的计算思路进行了扩充，即天然气水合物气田的原始资源量（Q），理论上是天然气水合物分解生成的气体总量（QH）、游离气体总量（QG）以及层间水中所含溶解气体总量（QL）的总和，即

我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景

（1）水合物分解气体的资源量（QH）

分解气体的资源量（QH）为天然气水合物中甲烷量（V）与集聚率（R）的乘积；终极可采资源量（GH）又是分解气体的资源量（QH）与采收率（B）的乘积。即

我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景

式中：A为水合物的分布面积；R为集聚率；ΔZ为天然气水合物稳定带的平均厚度；Φ为沉积物的平均孔隙度；H为天然气水合物饱和度；E为产气因子。

（2）游离气的资源量（QG）

在天然气稳定带（HSZ）内，剩余的游离气由于被认为是与层间水反应形成的天然气水合物，可以假定一般不存在具有资源量的游离气。因此，游离气的资源量（QG）最好用常规气田储藏量计算法计算HSZ下圈闭的游离气的量。水合物层下伏游离气资源量可用下式计算：

我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景

式中：QG为游离气的原始资源量；GG为游离气的终极可采资源量；AG为游离气的分布面积；ΔZG为游离气层的平均厚度；RG为游离气的集聚率；ΦG为沉积物的平均孔隙率；P为地层压力；P0为标准状态的压力；T为沉积物的绝对温度；T0为标准状态的绝对温度；W为沉积物的水饱和率；BG为来自游离气的天然气的回收率。式中（AG×ΔZG×RG）表示水合物层下含游离气沉积物的容积。

（3）溶解气资源量（QL）

层间水中所含溶解气的量（QL）随温度、压力及盐度的变化而变化。因其与水合物层中所含气体量相比少得多，在计算大区域资源量时可以忽略不计。

2.基于天然气水合物成因的概率统计法

该类方法以天然气水合物成因为基础，主要用于未发现天然气水合物资源的评价，参数选择上主要参考区内已发现矿藏的实际参数，或与具有相似成矿地质条件的其他区域进行类比而获得，带有很大程度的推断性，因而参数往往以概率分布的形式参与统计计算。通常需要分别对生物成因气和热成因气进行评估。在评价生物气时，不需要引用气捕及运移通道的形成和烃类热成熟时间等指标，而有效孔隙度和甲烷生成量则是最重要的两个指标。热成因天然气水合物往往与油气勘探中烃类的形成过程类似，所以甲烷水合物的评估方法可与传统油气成藏的评价方法相类同，定量参数中的储层厚度和气藏大小，基本上与天然气水合物稳定带的体积相同，因此可根据研究区水深、海底温度和地温梯度等参数进行计算。如果研究区上述参数分布很不均匀，可将上述参数划分成若干可信度区分别计算与评价。

美国地质调查局（Collect，1997）考虑了生物气含量、生物气源层厚度、热成因气供给、时间、有效运移概率、储集岩相、圈闭机制、有效孔隙度、烃聚集指数、水合物稳定带范围、储层厚度、水合物饱和度和水合物含气率等指标，依据有限的实际参数对美国海洋和陆地上的天然气水合物资源分区带进行了初步评价，计算了各区带和整个美国天然气水合物中天然气资源量大致的概率分布，计算的天然气水合物资源量几乎就是天然气水合物中甲烷的总量。

评价含两个部分：①对区带属性进行风险评价，以判断区带中存在天然气水合物的概率；②对水合物含量的参数进行评价，以判断区带中可能的水合物量的概率分布。天然气水合物的资源量（Q）主要取决于以下5个条件（Gornitz，1994；Collet等，2000）：①天然气水合物分布面积（A）；②天然气水合物储层厚度（ΔZ）；③沉积物孔隙度（Φ）；④天然气水合物饱和度（H）；⑤产气因子（E，即单位体积天然气水合物包含的标准温-压条件下的气体体积）。评价中没有考虑资源的可开采率，其计算公式为：

我国海域天然气水合物地质-地球物理特征及前景

通常，依据区带上的地震、地质、地球化学信息（水深图、沉积厚度分布图、沉积物中总有机碳含量、海底温度、地温梯度以及水合物稳定温-压域分布图等）以及类似地区的资料来进行评价，从而确定各参数的概率值。计算分3个步骤：①确定区带是否含水合物；②区带中水合物的量；③把上述两个步骤算得的结果结合起来考虑统计意义上的资源潜力。

二、天然气水合物远景资源量评价

（一）南海陆坡

1.常规体积法评估

根据南海海域BSR分布情况，综合考虑水深、稳定带厚度、有利构造区带、有利沉积区带和有利地球化学异常区分布等因素，在南海陆坡区共推测5个天然气水合物资源远景区块，分别为南海北部陆坡东部远景区、南海北部陆坡西部远景区、南海南部陆坡西部远景区、南海南部陆坡东部远景区和南海南部陆坡南部远景区，在此基础上，对各个区块进行了天然气水合物资源常规体积法评估。

（1）参数选择

天然气水合物分布面积与厚度 依据BSR的分布情况，计算出南海各远景区块天然气水合物有效分布面积在南海北部陆坡东部远景区约36787km2，南海北部陆坡西部远景区约26988km2，南海南部陆坡西部远景区约20197km2，南海南部陆坡南部远景区约26123km2，南海南部陆坡东部远景区约15737km2。整个南海海域BSR有效分布面积约125833km2。在已经开展天然气水合物资源调查的西沙海槽区，将BSR之上的弱振幅及空白带厚度作为含水合物层的厚度，其他区块采用稳定带潜在厚度作为含水合物层的厚度，得出各有利区块的含水合物层平均厚度在南海北部陆坡东部远景区约232m，海北部陆坡西部远景区约175m，南海南部陆坡西部远景区约160m，南海南部陆坡南部远景区约194m，南海南部陆坡东部远景区约152m。

孔隙度 孔隙度采用相似地区类比获得。大西洋边缘布莱克海台ODP164的994钻孔、995钻孔和997钻孔在含天然气水合物层位（190～450m）沉积物孔隙度分别为57.0%、58.0%和58.1%，而由南海ODP184的1143钻孔、1144钻孔、1145钻孔、1146钻孔、1147钻孔和1148钻孔的资料来看，在海底以下200～400m左右，沉积物孔隙度平均为55%左右，因此计算天然气水合物资源量时沉积物孔隙度取55%。

水合物饱和度 天然气水合物饱和度的准确计算较为困难，由于天然气水合物并不稳定，在采样过程中容易分解，因而难以直接测定天然气水合物饱和度的大小。许多学者应用各种间接方法对水合物饱和度进行了估计。由于天然气水合物富集同位素重的18O而且不含Cl-，因此采样过程中水合物的分解将造成沉积物孔隙水的δ18O同位素组成以及Cl-含量异常。因而根据沉积物孔隙水的氧同位素组成和Cl-含量就可以估计天然气水合物饱和度的大小，但这种方法存在一个缺陷，沉积物原地孔隙水δ18O同位素组成和Cl-含量并不知道，计算时通常采用海水的Cl-含量来代替原地孔隙水的Cl-含量并通过曲线拟合来确定原地孔隙水δ18O同位素组成，但这实际上并不十分准确，Egeberg等（1999）根据对流-扩散模型计算了原地孔隙水的化学组成，对天然气水合物的饱和度进行了更准确的估计；保压取心采样器可采取原地压力下1320cm3的样品，如果假定其中过饱和的甲烷均以天然气水合物的形式存在，则可以计算出水合物的饱和度；由于水合物和沉积物的物理性质存在诸多差异，因而可以根据地震剖面或测井数据的差异来估计水合物的饱和度，如垂直地震剖面上的速度数据和测井电阻率等。表7-5为一些学者对天然气水合物饱和度的估计。Kaster等（1995）根据卡斯卡迪大陆边缘889钻孔的声速测井以及垂直地震剖面速度数据计算得出水合物饱和度至少为15%；Spence等（1995）利用889钻孔地震速度资料估算水合物饱和度为11%～20%；Paull等（1995）根据孔隙水C1-含量异常计算出布莱克海台天然气水合物饱和度最高为14%，994钻孔、995钻孔和997钻孔平均饱和度分别为1.3%、1.8%和2.4%；Matsumoto等（2000）利用孔隙水氧同位素组成异常以及最新测定的氧同位素分馏系数计算出994钻孔水合物饱和度为6%，997钻孔水合物饱和度为12%；Holbrook等（1996）根据地震速度数据计算994钻孔水合物饱和度为2%，995钻孔和997钻孔为5%～7%；Dickens等（1997）利用保压取心采样器所获样品的甲烷含量估计布莱克海台水合物饱和度约为0～9%；Collet等（2000）依据电阻率测井数据估算994钻孔、995钻孔和997钻孔水合物饱和度分别为3.3%、5.2%和5.8%；Lee（2000）利用声速测井资料计算出994钻孔、995钻孔和997钻孔水合物饱和度分别为3.9%、5.7%和3.8%。根据ODP164的钻井结果，水合物不可能在整个稳定带中均匀分布，在特定含有较多水合物的层位其饱和度较高（14%），但其平均饱和度不太可能很高。据以上分析，体积法计算天然气水合物资源量时，水合物饱和度取3.5%。

表7-5 天然气水合物饱和度估计

表7-6 天然气水合物的部分参数特征

产气因子 天然气水合物有3种结构（Kvenvolden，1995）：Ⅰ型、Ⅱ型（菱形晶体结构）和H型（六方晶体结构）。自然界中天然气水合物以Ⅰ型结构为主，Ⅰ型结构水合物仅能容纳甲烷（C1）和乙烷（C2）这两种小分子的烃类气体以及N2、CO2及H2S等非烃分子，其分子直径不能超过5.2×10-10m。每个单元的Ⅰ型结构天然气水合物由46个水分子构成2个小的十二面体“笼子”以及6个大的四面体“笼子”以容纳气体分子（Lorenson等，2000），因此，在理想状态下，每个Ⅰ型结构天然气水合物单元包含46个水分子以及8个气体分子，水/气分子比值（n，水合物指数）为46/8，即n=5.75。依此推算，在压力条件为28MPa的情况下，单位体积的水合物可以包含173体积的气体，即产气因子为173。实际上，在自然界的天然气水合物中不可能所有“笼子”均充填有气体，因此，水合物指数通常要大于5.75。许多学者对水合物指数进行了测定（Matsumoto等，2000），但结果却相差甚大，有些结果与水合物的晶体结构明显不符。Handa（1988）对中美洲海槽天然气水合物样品的分析结果表明，其水合物指数为5.91，墨西哥湾北部的格林大峡谷水合物指数为8.2。Ripmeester等（1988）测定了人工合成水合物样品的水合物指数，其范围为5.8～6.3。Matsumoto等（2000）测定的布莱克海台天然气水合物的水合物指数为6.2，从水合物指数与产气因子的对应关系（表7-6）可以看出，其产气因子为160.5。从实际测定的布莱克海台的天然气水合物样品所产生的气体与水的体积比（表7-7）来看，其变化范围为18～154，平均为76。由于在测定天然气水合物气体/水比值过程中存在孔隙水的混染，会造成计算结果偏低，Lorenson等（2000）采用水中的Cl-含量对气体/水比值进行了校正，因为天然气水合物中应该不会存在Cl-离子，其分解后的水中的Cl-含量应该是孔隙水混染所致，对比天然气水合物分解后的水与孔隙水中Cl-的含量就可以进行校正，计算结果表明，孔隙水的混染程度为2%～50%，布莱克海台校正后的天然气水合物气/水体积比为29～204，平均为104。从表7-7可以看出，水合物的气体/水体积比值并没有明显的地质模式。而沉积物较浅部位的天然气水合物气体/水体积比值相对较低，大多小于100，对应的产气因子相当低，是由于取样以及分析时的人为偏差抑或反映了地质过程的影响目前尚不太清楚。但据Holder等（1982）的研究，如果水合物“笼子”中气体的填充率小于70%（对应气体/水体积比值为151.8），将导致水合物的不稳定，因而水合物那些很低的气体/水比值可能更多的是由于取样以及分析时的人为因素造成的，其代表的只是水合物最低的气体/水体积比值。布莱克海台996钻孔与盐底辟有关的水合物出露较浅，其气/水体积比值相对较小，如果只考虑994钻孔以及997钻孔的天然气水合物样品，其平均气/水体积比为188.5，对应的水合物指数为6.6，与Matsumoto等（2000）测定的水合物指数较为接近，相应的产气因子为150.8。南海水合物成矿条件与布莱克海台相差不大，水合物最可能的产气因子范围在121.5（满足70%气体填充率）至160.5（水合物指数6.2）之间，计算资源量时产气因子取150。

表7-7 世界各地天然气水合物气体与水体积的比值

（2）体积法资源量计算结果

根据以上所选择的参数，不考虑集聚率（R），采用常规体积法（式5）计算得到南海5个远景区的远景资源量如表7-8所示。

应该说明的是，据国外钻探证实，在水合物层之下，还经常存在BSR之下储量相当可观的游离气（Dickens等，1997）。由于资料所限，难以解释游离气的分布，也难以选择合理的参数来评估游离气的资源量，因此，本次计算仅限于包含在水合物中的甲烷气资源量，没有考虑游离气的资源量。同时，由于目前识别BSR及含水合物层主要靠地球物理勘探，地球化学探测难以触及含水合物层，现场测试及室内分析得到的地球化学异常很少，不能说明问题，也难以确定水合物成矿气体的成因类型。因此，在上述资源量估算中，假设成矿气体为生物成因气，水合物中的烃类为甲烷。

表7-8 南海海域天然气水合物远景资源量估算结果

（3）法资源量计算结果

采用数学统计方法，根据前述分析结果，选取如下参数：A为取区块中BSR分布的有效面积（表7-9）；ΔZ为区块中含水合物层平均厚度（表7-8）；Φ为沉积物平均孔隙度，取55%；H为水合物饱和度，范围为2.0%～5.0%，平均取3.5%；E为产气因子，范围为121.5～160.5，平均取150。

利用（式10）进行法计算，得到南海各天然气水合物远景区块的资源量如表7-9所示。资源总计最小值为394×1011m3（394×108t油当量），中间值为667×1011m3（667×108t油当量），最大值为898×1011m3（898×108t油当量）。其中间值与上述体积法计算得到的资源量（表7-8）基本一致。

2.南海天然气水合物潜在资源的概率统计法评估

由于南海深水区域勘查程度很低，对潜在资源的评估中没有对区带属性进行风险评价，仅依据相似性原理，参照国外勘探程度较高的海域天然气水合物分布的统计规律对水合物含量的参数进行评价，计算了南海海域潜在的天然气水合物资源量的概率分布。

表7-9 南海各天然气水合物远景资源量计算结果（法）

（1）参数选择

水合物分布面积 海底天然气水合物分布面积具有一定的统计规律，据佐藤干夫统计，1992年以前公开发表的具有良好BSR分布图的海域，中美洲海沟区的墨西哥海区，面积为1.0×105km2，BSR的分布面积为1.9×104km2；危地马拉海区，面积为1.0×105km2，BSR的分布面积为2.0×104km2；日本四国海南海海槽面积为1.2×105km2，BSR的分布面积为3.5×104km2，BSR分布的区块面积达海域的20%～25%（佐藤干夫，1996）。因而，以南海稳定带潜在厚度大于50m、水深3000m以浅的陆坡区为天然气水合物潜在分布区，其面积为81745335km2，推测南海海域水合物潜在分布面积是该值的25%，即204363.3km2。

水合物实际产出厚度概率分布 我国南海地质特征与大西洋被动大陆边缘盆地类似，因而水合物分布规律也与其相近。Majorowicz等（2001）对加拿大大西洋边缘天然气水合物的厚度等参数进行了统计，编绘了该海域天然气水合物厚度分布的直方图（图7-19），由此可以计算出厚度的累积概率分布（图7-20），计算时假定南海天然气水合物厚度分布概率与之相同。

孔隙度概率、水合物饱和度概率和产气因子概率分布 Majorowicz等（2001）基于大量的钻井分析，得出了加拿大4个水合物成矿省的水合物分布面积、平均厚度、孔隙度及饱和度等参数的统计结果（表7-10）。孔隙度变化范围为22%～50%，而水合物饱和度的分布范围为2%～30%。美国地质调查局1995年在对海域天然气水合物资源进行评价时，孔隙度概率、水合物饱和度概率和产气因子概率分布全部采用表7-11中的值。计算中假定南海各参数与美国大西洋边缘海域的概率分布相同。

（2）资源量计算结果

选取上述参数，利用统计模拟法计算（式10）获得南海陆坡区的天然气水合物潜在资源量分布见图7-21。天然气水合物资源量最小值为91.66×1011m3（大于这一数值的累计概率为0.95），相当于91.66×108t油当量；最大值为6830.48×1011m3（大于这一数值的累计概率为0.05），相当于6830.48×108t油当量。概率期望值为1659.74×1011m3，相当于1659.74×108t油当量；潜在资源总量约为已推测资源量（体积法）的2倍。

表7-10 加拿大天然气水合物资源量分布

表7-11 孔隙度、饱和度和产气因子取值表

图7-19 大西洋边缘海域天然气水合物厚度分布频率直方图

图7-20 大西洋边缘海域天然气水合物厚度分布累计频率直方图

（二）东海冲绳海槽

采用产烃率法和残余有机碳法，分别针对冲绳海槽盆地各个坳陷生物气资源量和热成烃资源量进行了估算：其中生物气资源量为43.0×108t，热成烃资源量为30.0×108t。总资源量为73.0×108t（表7-12）。

采用容积法，当天然气水合物矿层充填率（H）为50%，聚集率（R）为0.01时，计算得到冲绳海槽天然气水合物总资源量为6.5×1012m3，即65.1×108t油当量。

图7-21 我国南海海域天然气水合物资源量分布累计频率曲线图

表7-12 冲绳海槽生物气资源量计算结果表

小结

1.南海部分

1）通过对陆坡区多道地震资料的再解释，识别并总结了BSR的区域分布规律和层位分布特征，探讨了部分海域BSR界面附近层速度及波形变化，分析了AVO属性等地球物理特征。初步研究表明，天然气水合物稳定带一般出现在中中新统之上，BSR埋深在海底以下约100～700ms（双程走时）。

2）依据多道地震资料识别的BSR及上部振幅空白带的发育情况，推算了研究区天然气水合物稳定带的分布与厚度。

3）根据实际温度、压力和盐及气体组分，开展天然气水合物形成的热动力学条件研究，建立相平衡模型及计算方法，以此推测天然气水合物稳定带的潜在厚度。模拟计算结果初步表明，南海海域天然气水合物形成所需要的水深一般大于500m，天然气水合物稳定带厚度一般在50～200m之间。

4）采用基于天然气水合物地球物理-地球化学响应的常规体积法和成因概率统计法，对南海天然气水合物资源量进行了初步测算。

2.东海部分

1）根据约3000km多道地震资料的解释，识别并总结了BSR区域分布规律和层位分布特征，初步圈定综合异常分布区，提出了3类BSR成因演化的地质-地球物理模式。

2）开展天然气水合物成矿的物理化学状态平衡数值模拟，建立了天然气-天然气水合物-盐-水体系中主要组分在气、液、固三相中的活度模型和化学势函数模型。

3）利用容积法、产烃率法和残余有机碳法等方法，对冲绳海槽的天然气水合物资源远景进行了评估。

天然气的物理性质

天然气泄漏激光遥感探测仪是基于近红外二极管激光吸收光谱的新型高灵敏度测量仪器，选择了甲烷分子的强吸收谱线，不受其它气体成分的干扰测量时，可将激光探测仪指向待测区域，如管道后的反射物、地表等，探测仪接收到通过泄漏气团反射回的激光束来测量反射路径上的甲烷气体的积分吸收浓度

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天然气发动机工作原理是什么

天然气是多种烃类和非烃的气态混合物。在常温常压下以气态存在的烃类有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、异丁烷及新戊烷;非烃类有氢、氮、二氧化碳、硫化氢和惰性气体。在地下高温高压下，C5—C7烷烃和部分环烷烃、芳烃及有机硫化物也可以呈气态存在。

天然气的物理性质是多方面的，在此主要阐述与天然气地质学相关的物理性质。

(一)密度与相对密度

天然气的密度定义为单位体积气体的质量。天然气的密度随重烃含量尤其是高碳数的重烃气含量增加而增大，亦随CO2和H2S的含量增加而增大。

天然气的相对密度是指在标准状况下，单位体积天然气与同体积空气质量之比。天然气的相对密度一般与相对分子量成正比。亦随重烃、CO2、H2S等高分子量气体含量增加而增大。

在标准状况下，天然气中常见组分的密度和相对密度如表1－7所示。

表1－7 天然气中常见组分的密度和相对密度(101325Pa，15.55℃)

天然气在地下的密度随温度的增加而减小，随压力的增加而加大。但鉴于天然气的压缩性极强，在气藏中，天然气的体积可缩小到地表体积的1/200～1/300，压力效应远大于温度效应。因此，地下天然气的密度远大于地表温压下的密度，一般可达(150～250)kg/m3;凝析气的密度最大可达(225～450)kg/m3。

(二)临界温度和临界压力

在自然(地面或地下)条件下，气体是否以气态存在取决于温度和压力。这就涉及临界温度和临界压力的概念。纯物质的临界温度系指气相物质(通过加压)能维持液相的最高温度。高于临界温度时，无论加多大压力，都不能使气态物质变为液态。在临界温度时，气态物质液化所需要的最低压力称为临界压力。高于临界压力时，无论温度高低，气、液两相不可能共存。这种临界状态只适用于纯物质，而不适于多组分系统。

天然气常见组分的临界温度和临界压力如表1－8所示。对于各烃类组分来说，甲烷的临界温度为－82.57℃，乙烷为32.37℃。因此，它们在地下除溶于石油和水或形成气水合物之外，均以气相存在。丙烷临界温度为96.67℃，在低于该温度时，在适当的压力下即可液化。因此丙烷及碳数更高的烷烃在地下大多以液相存在，仅有少量与甲烷、乙烷呈气态存在或溶于石油或溶于水(数量更少)。

表1－8 天然气中常见组分的临界温度和临界压力

图1－6 丙烷pVt关系曲线图

现以丙烷为例说明温度、压力与物质相态的关系。如图 1 －6 所示，当温度低于临界温度时，如71. 1℃和87. 8℃，由 pVt关系曲线上可以看出: 气态丙烷的体积先是随压力增加而缩小; 在达到 A、A'点后压力不变而体积继续缩小，直到 B、B'为止; 过 B、B'后即使压力增加极大，体积变化甚微。Ai( A、A'……) 点为开始液化点，Bi( B、B'……) 点为完全液化点，Ai—Bi为气、液两相共存区间，两相平衡。在两相平衡区间 ( Ai—Bi)等压缩小体积的压力为饱和蒸气压力，简称蒸气压力。据此可将蒸气压力定义为在一定温度条件下气体可能存在的最大压力。在一定温度下，处于蒸气压力时气、液两相共存。蒸气压力的大小取决于温度，随着物系温度升高，等压缩小体积的Ai—Bi区间段逐渐缩短，直到成为一点，即K点。K为临界点，其温度和压力即为临界温度和临界压力。

烃类混合物的相图以甲烷－乙烷双组分混合物的相图为例加以说明。如图1－7所示，混合物的临界压力大大高于参与混合各组分的临界压力，而混合物的临界温度则处于混合组分的临界温度之间且更趋近于参与混合各组分中最高临界温度。可推知，多组分气体混合物的蒸气压力也将大大高于相同温度下单一组分的蒸气压力。

图1－7 甲烷－乙烷混合物的相图

图1－8 多组分烃类物质的相图

多组分混合烃气物系相图与双组分相图类似，如图 1 －8 所示。图中 K1点为临界凝析点，K1点的温度称为临界凝析温度，高于该温度在物系内就不可能形成液态; 线 5为露点线，代表液体开始析出，温度继续降低即形成气、液两相共存;线 4 为泡点线，代表气已达到饱和，开始起泡，有少量气体分子逸出液体，如果继续降压，就可以形成游离气态，形成气、液两相共存; K点为临界点，K 点是露点线和泡点线的交汇点，为气、液两相的内涵变为相同的点，K 点的压力称为临界凝析压力，高于该压力物系内便不可能形成纯游离气相。K点左边(低于K点温度)高于该点压力(实际上是高于泡点压力即泡点线4之上)的1区只存在不饱和的溶解气;K点右边(低于临界凝析温度K1区间)在高于该点压力(实际上为露点线之上)的2区为凝析气。所以说，高于K点压力(临界凝析压力)物系内便不可能形成纯游离气相。故泡点曲线4上方的1区为纯液相(代表含有欠饱和溶解气的油藏区);露点曲线下段K1点右侧的3区为纯气相(代表纯气藏区);露点曲线上段(K—K1)之上方的2区为凝析油气藏区;泡点曲线4和露点曲线5所包围区内气、液两相共存(代表有游离气顶的油气藏分布区)。

在地下地层中，当气层温度处于K与K1之间，如图中温度在82.5℃时，低压下物系以气态为主，气、液两相平衡，随压力上升液相逐渐增多，符合正常凝结的概念(增压凝结);当压力增加达到B2后，压力继续增加液相(油相)反而减少，待达到B1点则完全气化(更确切地说是气、液两相界线完全消失，成为非气非油的凝析油气流体)。这与正常蒸发概念完全相反(增压蒸发)，称之为逆蒸发现象。反之，从B1到B2点的过程，与正常凝结现象呈反向(减压凝结)，称之为逆凝结。凝析(油)气藏的形成就是逆蒸发之相态转变所致。而气藏开采时凝析物(油)是由逆凝结而析出。

从上面的叙述可以得出如下概念:等温压缩过程的蒸发现象叫做逆蒸发，也可称之为反溶解。在一定条件下轻液态烃表现出在烃气介质中被蒸发(溶解)的特性，从而在自然界形成一种含溶解状态液体的气体，这种气体叫做凝析气，这种气体的地下聚集就是凝析气藏。气体混合物等温膨胀时形成凝析液的现象叫做逆凝结。在地层条件下包含在气藏中的气量与凝析油量之比(m3/m3或m3/t)通常叫凝析油气比。天然气藏的凝析油气比变化一般在(4000～30000)m3/t之间。

(三)溶解性

天然气能不同程度地溶解于水和油两类溶剂中，具体数量取决于天然气和溶剂的成分以及气体的压力、温度。不同成分的气体其溶解系数有相当大的差别，在常温常压下天然气常见组分在水中的溶解系数如表1－9所示。根据相似相溶原理，烃气在石油中的溶解度要比水中大许多倍。在标准状况下甲烷在石油中的溶解系数为0.3，是在水中溶解系数的近10倍。溶解性随压力增高溶解度增大，随温度升高反而降低。另外，当石油中溶有天然气时，即可降低石油本身的相对密度、黏度以及表面张力。

表1－9 天然气常见组分在水中的溶解系数(20℃，101325Pa)

(四)黏度

黏度是指流体分子间相对运动所产生的内摩擦力的大小。天然气的黏度就是天然气分子间内部摩擦力的一种量度。天然气黏度是研究天然气运移、开发和集输的一个重要参数。天然气的黏度很小，在地表常温常压下，只有(n×10－2～10－3)mPa·s。远比水(1mPa·s)和油(1～n×10mPa·s)的黏度低。天然气黏度与气体组成、温度、压力等因素有关。在接近大气压的低压条件下，压力对黏度的影响很小(可忽略)，黏度随温度增加而变大，随分子量增大而减小;而在较高压力下，天然气的黏度随压力增加而增大，随温度升高而减小，随分子量增加而增大。此外，天然气黏度还随非烃气体增加而增加。

(五)吸着作用

气体与固体表面接触所发生的关系，可以有吸收作用，也可以只有吸附作用，或兼而有之。吸附作用与吸收作用是有区别的，气体与固体表面接触并渗入固体物质内部(直至饱和)的现象叫做吸收作用;而气体被固体吸收的初步过程是气体分子被固体表面分子所吸引，这一现象叫做吸附作用。由于常常不能确定是吸附作用还是吸收作用，故把气体(或液体)在固体表面发生的作用笼统称为吸着作用。

(六)扩散

气体扩散是自然界常见的一种物理化学现象。按引起扩散的主导因素可分为浓度扩散和温度扩散。按扩散介质可分为气体在气体中扩散(自由扩散)、气体在液体中扩散和气体在固体(岩石)中扩散。

浓度扩散是由物质的浓度差而引起，气体由高浓度处向低浓度方向流动，分子的相互运动趋向于拉平相互接触的容器内物质的浓度。随着温度升高，分子的热运动加速，扩散加快。

温度扩散(热扩散)是由于存在温度差而产生，热扩散使轻分子或小分子气体趋向于在高温区集中，而重分子或大分子气体在低温区聚集。

天然气的扩散不可小视，扩散可使气田中的气大量散失。在漫长的地质历史中，扩散甚至可使整个气藏消失。

(七)热值

热能是天然气主要经济价值所在。天然气的热值与组成天然气的成分有关，含烃气比例越高，热值越高;含非烃气，特别是含CO2、N2等气体比例越高，热值越低。天然气中主要烃气成分的热值如表1－10所列。

从表1－10可见，就烃气而言，以体积论，含重烃比例越高，特别是含较高碳数烃气越多，热值越高;以重量论，相同重量的天然气则是含甲烷比例越高，热值越高。

表1－10 天然气中主要烃类气体的热值

*原统计以 Btu/ft3计，经换算成 SI 单位。 ( 据 《美国天然气工程手册》，1959)

( 八) 甲烷气水合物

在自然界的低温高压条件下，天然气 ( 氦、氖、氢除外) 能够与水结合形成结晶水合物(固体气)，这是天然气的重要性质，这一性质具有实际意义。

固体气为密度在(0.88～0.90)g/cm3的固体结晶物质，像雪或冰，通式为M·H2O，式中M为形成水合物的气体分子。1m3气体水合物中含0.9m3的水和70～240m3的气，含气量的多少取决于气体的组分。尽管甲烷、乙烷、丙烷、CO2等气体均可形成气水合物，但固体气中的天然气还是以甲烷占优势，即常见为甲烷水合物。

甲烷水合物是在冰点附近的特殊温度和压力条件下形成的(图1－9)。其开始出现的条件是:温度低于0℃，压力小于2.5MPa;温度0～20℃，压力为2.5～25MPa。温度达21～27℃时，甲烷水合物将被分解。因此，气水合物主要存在于冻土、极地和深海沉积物分布区。

图1－9 海水与甲烷形成气水合物的相图(据Katz，1959)

在一定温度、压力条件下，气和水相互作用形成气水合物。除甲烷、氮和惰性气体以外的所有其他气体，都具有高于某一温度就不形成气水合物的临界温度。形成气水合物的条件是必须低温高压，在地层条件下，只有在深潜的“永久”冻土带(厚层冰岩带)发育区(一般在极地)，低温高压才能得以兼备。在现代沉积物中，前苏联科学家发现，海洋底下是天然气水合物形成的最佳场所，海洋总面积的90%具有形成气水合物的温压条件。

为了响应国家节能减排的号召，福建莆田大力加快能源产业建设，并划分出四大基地：（1）福建液化天然气（L

天然气的主要成分是甲烷，甲烷是一种能与空气充分混合的气体燃料，能使天然气发动机产生动能。一般燃烧后没有颗粒物排放，燃烧后产生的CO量也很少。附:天然气发动机分类:1。点火式:点火式天然气发动机的工作原理类似于汽油发动机，使用火花塞点燃天然气混合物。其供气方式可以包括在进气管中供应天然气和在燃烧室中直接供应天然气。进气管可以包括单点供应和多点供应。多点供应是指在每个气缸的进气管中单独供应天然气，单点供应是指在进气歧管中供应天然气。2.非均质压燃式:压燃式天然气发动机的供油方式是将高压天然气直接喷入气缸，在压缩上止点前会着火，实现扩散燃烧。大部分直喷式天然气发动机都需要助燃措施，常用电热塞帮助其着火。进气道供气的天然气发动机普遍存在小负荷下性能不佳的缺点。3.双燃料:这类发动机大多由柴油机改装而成，会保留原柴油机的所有装置和功能。在此基础上加装供气装置，还可以作为天然气和柴油的双燃料。

（1）①我们能闻到气体的气味，是因为气体分子扩散到空间任何一个位置，说明了分子是在做无规则运动的；

②液化气放出的热量Q=qV=8×107J/m3×3m3=2.4×108J；

（2）风力发电机是利用了电磁感应现象，将风能转化为电能；

（3）太阳能的优点很多，如：环保、无污染、取之不尽、节约资源等，故是我们大力发展的能源之一；

故答案为：（1）做无规则运动；2.4×108．（2）电磁感应；（3）环保、无污染、取之不尽、节约资源（任选其一）．