特高含水期油气水管道安全混输界限确定及水力热力计算方法研究
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特高含水期油气水管道安全混输界限确定及水力热力计算方法研究
论文目录
摘要第1-8页
目录第8-11页
第一章 绪论第11-25页
·课题工程背景及研究目的和意义第11-12页
·国内外研究概况第12-23页
·不加热集输技术研究的现状第12-16页
·油气水三相流流型的研究现状第16-20页
·油气水多相流混输管道压降研究现状第20-22页
·油气水多相流混输管道温降研究现状第22-23页
·本文的主要研究工作第23-25页
第二章 油气水混输试验方案及试验装置设计第25-38页
·引言第25页
·试验相似分析第25-27页
·集输管道内壁向大地传热的非稳态导热问题相似分析第25-27页
·管内强制对流换热相似分析第27页
·相似分析结论第27页
·试验装置方案设计第27-37页
·全模拟试验装置设计第27-29页
·最不利工况模拟试验装置设计第29-33页
·现场试验方案及装置设计第33-37页
·本章小结第37-38页
第三章 特高含水期油气水管输特性及安全技术界限试验第38-72页
·引言第38页
·大庆喇嘛甸油田油气水管输特性及混输安全技术界限试验第38-43页
·试验方案第38-39页
·试验工况第39页
·流型测试结果及分析第39-41页
·喇嘛甸油田油气水安全混输技术界限第41-42页
·喇嘛甸油田油气水管道压降测试结果第42-43页
·杏北油田特高含水油气水管输特性及安全混输技术界限试验第43-71页
·试验井及集油管道的基本情况第43-46页
·试验过程第46-47页
·流型测试结果及分析第47-60页
·安全混输温度界限分析与确定第60-64页
·压力安全值分析与确定第64-68页
·界限验证第68-69页
·油气水混输管道压降测试第69-71页
·本章小结第71-72页
第四章特高含水采油期油气水混输管道水力计算第72-88页
·引言第72页
·典型冲击流压降计算模型第72-80页
·Baker模型第72-74页
·Mandhane 模型第74-75页
·Beggs-Brill模型第75-77页
·章龙江简化计算模型第77-80页
·混输管道中介质的物性参数第80-82页
·典型冲击流压降模型误差分析第82-83页
·Baker 模型修正第83-84页
·冲击流压降修正模型误差分析第84页
·应用实例第84-87页
·本章小结第87-88页
第五章 油气水埋地混输管道热力计算第88-132页
·引言第88页
·严寒地区土壤的物性参数测试第88-96页
·土壤热物性测试装置原理第88-90页
·测试装置简介第90-92页
·数据处理方法第92-94页
·严寒地区土样的选取及土壤热物性测试结果第94-96页
·土壤自然温度场测试与分析第96-102页
·严寒地区土壤自然温度场测试传感器布置第96-97页
·严寒地区土壤自然温度场测试结果及分析第97-102页
·大气温度突变对油气集输管道运行管理的影响第102页
·严寒地区土壤自然温度场计算及影响因素分析第102-114页
·土壤自然温度场计算数学模型第102-103页
·冻结及非冻结土壤物性对土壤自然温度场的影响分析第103-109页
·导热系数对自然温度场的影响第109-111页
·导温系数对自然温度场的影响第111-114页
·土壤自然温度场计算与测试结果对比分析第114-121页
·油气水混输埋地管道温降计算模型建立第121-127页
·多相流倾斜管道温降计算公式推导第121-125页
·相关参数确定第125-127页
·井口温度计算与实测结果对比分析第127-131页
·本章小结第131-132页
第六章 特高含水采油期不加热集油辅助运行管理软件及应用第132-140页
·引言第132页
·软件适用范围第132页
·软件运行环境第132-133页
·硬件环境第132页
·支持软件第132-133页
·软件结构第133页
·软件功能第133-135页
·项目管理模块功能第133-134页
·用户帮助模块第134-135页
·软件应用示例第135-139页
·本章小结第139-140页
结论第140-144页
参考文献第144-151页
攻读博士学位期间发表的论文及科研获奖情况第151-154页
致谢第154-155页
个人简历第155-156页
详细摘要第156-167页
论文编号BS1102593,这篇论文共167页
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