液化天然气及天然气物性计算软件设计

石油与天然气化工254CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas2014UTILIZATION OF NATURAL GAS AND液化天然气及天然气物性计算软件设计田士章陈帅杨波2天然气及其凝液的利用(1.中石油大连液化天然气有限公司2.中海广东天然气有限责任公司)摘要液化天然气(LNG)及天然气(NG)物性计算是LNG接收站生产、运行的基础。虽然国外已有很多商业软件可以计算其物性,但大多价格昂贵且应用复杂。因此,以BWRS方程为理论基础,在 Forcecontrol v7.0平台上设计出一款应用简单,且能够满足LNG接收站需求的物性计算软件。通过将大连LNG接收站实际运行数据及 Aspen Plus计算数据与此软件计算数据进行对比,得到一些典型物性的相对误差;同时,通过实例计算以验证其可靠性。结果表明,该软件能较为准确地计算LNG及NG物性,并且能很妤地满足LNG接收站物性计算的需求关键词液化天然气天然气LNG接收站物性计算BWRS方程 Forcecontrol v7.0计算软件中图分类号:TE626.7文献标志码:ADOI:10.3969jsn.1007-3426.2014.03.008Design of liquefied natural gas and natural gas properties calculation softwareTian Shizhang, Chen Shuai, Yang Bo(1. Petro China dalian liquefied Natural Gas Com p any Limited, Dalian 116600, Liaoning, China)(2. Guang dong Natural Gas Co., Ltd, CNOOC, Zhuhai 519015, Guangdong, China)Abstract: The production and operation of LNG terminal are based on liquefied natural gas(LNG)and natural gas (NG) properties calculation. Although there are many foreign commercial softw ares w hich can calculate the properties, most of them are expensive and complexTherefore, BWRs equation as the theoretical basis, the properties calculation software is designed based on the Forcecontrol V7.0 softw are platform w hich is simple and can meet the needsof LNG Terminal. By comparing the data of the actual operation in Dalian LNG Terminal calculated data by Aspen Plus and by this softw are, relative errors about some typical properties havehile. the reliability of the calculples Resuluts of lng andNG properties and can well meet the properties calculation needs of LNG TerminalKey words: liquefied natural gas, natural gas, LNG Terminal, properties calculation, BWRSequation, Forcecontrol V7.0, calculation softw areLNG接收站主要用于接收、储存和气化LNG,槽车和高压泵;至槽车的LNG直接由槽车至用户,并通过外输天然气管道向用户提供天然气。LNG而高INC重压,输送至气化器将接收站工艺流程简图如图1所示。LNG由卸料臂LN4中国煤化工量系统输送至外输管CNMHG输送至储罐存储,然后通过储罐中的低压泵加压至网。女收仕吊们赳仼中,由于LNG储罐自作者简介:田士章(1966-),男,工程硕士,高级工程师,石油储运专业毕业。任职于中石油大连液化天然气有限公司。地址:(11660辽宁省大连市中山区人民路23号虹源大厦3409。电话:04118256605E-mal:tsiNg@petrochina.com.cn第43卷第3期田士章等液化天然气及天然气物性计算软件设计255身漏热、LNG管线保冷漏热等因素2会有BOG产a、y可通过文献[9中的方法来求解;不同组分混合生,这些BOG经过压缩机加压后,再由再冷凝器冷的二元交互系数则可通过查阅文献[10]中的表2获凝为LNG输送至高压泵。而在接收站的整个得;计算中所需的天然气各纯组分临界参数可通过运营过程中,液化天然气和天然气物性是其安全、高表1查询而得效、节能运行的基础。因此,为了给接收站的生产表1天然气各纯组分临界参数运行提供帮助,设计了一款适用于液化天然气及天Table 1 Critical parameters of the pure然气物性计算的软件。B0G管线物质临界温度临界压力临界密度ρ/偏心因子相对分子名称/MPa(kmol·m3)自站内保冷循环压缩机LNG甲烷190.694.60410.05000.013016.042再冷凝器乙烷384.8806.75660,101830,068低压量丙烷369.894.2504.99940.157044.094高至外输管网御船低压输送泵|0RV异丁烷408.133.6483.80120.183058.120总管线总管线正丁烷425.183.7973.92130.197058.120御料臂码头循环管线至槽车装车异戊烷460.373.3743.24690.226072.146LNG—LNG与NG混合物—B0G—NG正戊烷469.493.3693.21490.252072.146图1LNG接收站工艺流程简图正己烷507.283.0122.71670.302086.172Figure 1 Process diagram of LNG Terminal正庚烷540.282.7362.3460.3530100.1981BwRS方程正辛烷568.582.4872.05680.4120114.24氮气126.153.39411.09900.035028.0161.1状态方程选择氧化碳304.097.37610.36800.210044.010目前,计算天然气混合物的状态方程有很多,常用的有LKP、P-R、RK、RKS、BWR等状态方程58。2物性参数求解而 Starling和Han在关联大量实验数据基础上提出的修正的BWR状态方程(简称BWRS方程),对2.1密度及气体压缩因子求解扩大原BwR方程的应用范围及进一步提高其精度在给定介质组分后,通过方法(1)求解出取得了良好的效果。同时,此方程被认为是当前烃BWRS方程的11个参数。将BWRS方程变形为以类计算中最佳模型之一。因此,选择BWRS方程作下函数形式为整个软件设计的理论基础。F(o)=oRT+ B RT-Ao-C+D-E12BwRS方程中各参数求法bRT-aBWRS方程形式如下:PORT+ B RT-A,-C+D_EoTT TbRT" T+ado+d在给定了温度T和压力p后,求解方程(2)便RE YH中国煤化工方程为高阶非线性方Co(1+y0 )exp(-yo)CNMHG人采用正割法进行求解。正割法对应迭代公式如下:式中,p为介质绝对压力kPaP为介质密度kgFa F(R为气体常数,J/(kmo·K);T为介质温度K。F(a)-F(a-1)(3)式(1)中的各参数A0、B、C、D、E、a、b、c、d、式中,为迭代序号。而在用正割法求解时需要给石油与天然气化工256CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas2014定两个初值p、p(求解NG密度:p=0,p=p/ORT;求解LNG密度:p=40kg/m2,p=3840kgTCn NG-CU NG(8)m3)。同时,a+-pk≤E(其中,=10)迭代收dT p敛,+1即为所求密度式中,cN为天然气定压比热容,kJ/(kmol·K)。2.2定压及定容比热计算而其中的偏微分式可通过以下方程式求得2.2.1纯组分理想气体定压比热容求解2C3D⊥4E2T-t Bo Rr TT纯组分理想气体定压比热容可按式(4)线性回归式求解。bR+ T PTC=A:+3.6B+9.72CT2+23.3DT+52.5ET(1+y)(9)式中,下标i表示组分i;cp为纯组分i理想气体定aTRT+2BRT-AC⊥D_ETT T压比热容,kJ/(kmol·K)。22.2ING定压比热容求解3bR7-a-70+6aa+)+求解LNG定压比热容时,首先采用 SterlingBrown方程2求解出纯物质液体定压比热容,然后7-3ycP(一)(0)按照理想气体混合规则求解出LNG定压比热容2.3焓、熵计算CpNG(kJ/(kmol·K)2.3.1理想气体焓、熵求解Sterling- Brow n方程纯组分理想气体焓、熵可按照式(11)、(12)线性CpL.回归式1求解(10.5+22a)3.67+H1=0.56A.+BT+1.8C72+3.24D1T+11.64(1-Tn)+0.634(1-T83ET+10.5FT式中,c为纯组分i的液体定压比热容,kJ/(kmol式中,H为纯组分i的理想气体焓值,J/kmol。此K);a为纯组分i的偏心因子;T为纯组分i的焓值的基准为:对烃类组分,H=0为7=14.15对比温度(Tn=T/Ta)。K时,饱和液体的焓值;对非烃类组分,H=0为T2.2.、3天然气定容比热容及定压比热容求解0K时,理想气体的焓值在求解天然气比热容时,首先根据理想气体混S=0.587787B+Bln(T)+3.6CT+4.86DT2+合规则求解出天然气理想气体的定压比热容cN7.776ET3+13.122FT+G(12)(kJ/(kmol·K);再由式(6)解出天然气理想气体式中,S:为纯组分i的理想气体熵值,kJ/(kmo定容比热容R(6)K)。此熵值的基准为,S=0为T=0K、P101.325kPa时,理想气体的熵值。式中,CN为天然气理想气体定容比热容,kJ/根据纯组分理想气体焓、熵,采用理想气体混合(kmol·K)。规则可求解出天然气理想气体焓HN(kJ/kmol)在求解出天然气理想气体定容比热容后,根据熵Sc( kJ/kmol.K)式(7)方可求得天然气定容比热容;再由式(8)得到天然气定压比热容。23TV凵中国煤化工求解CNMHG体焓、熵后,可根据式Cu NG- Cu Ng6C-12D0+206T(13)、(14)的余焓、余熵式求解出LNG或天然气的25"7×3cpad s焓、熵值。在求解LNG焓、熵时,式(13)、(14)中的y)-2]密度p为2.1节中的LNG液体密度;求天然气焓式中,cNc为天然气定容比热容,kJ/(kmol·K)。熵时则为2.1节中天然气密度第43卷第3期田士章等液化天然气及天然气物性计算软件设计257(Hm-HNG)=BoRT-2A7+rra+2/r73a~A894Co 5Do 6EoTleat ty0(Sa-S6)=-Rn101.325BR+2C23D.AB(Pp)2O5(p)-2c711+2p(-5)-(1+1Yo exp(-yo)(14)式中,Hm为LNG或天然气焓,kJ/kmol;Sn为力则为101.325kPaLNG或天然气熵kJ/(kmol·K);p=101.325/2.5,1摩尔发热量计算RTkg/m2。理想气体纯组分在燃烧参比温度为20℃、152.4天然气绝热节流降压后温度计算℃和0℃时的摩尔发热量可查阅文献[16获得。根由于天然气绝热节流过程可以近似地看作据文献[16给出的数据,通过式(17)方可求得天然等焓过程,所以其节流前和节流后的焓值是相等的气理想气体对应温度的摩尔发热量。由LNG气化而节流前压力温度和节流后的压力通常是已设定得到的天然气,其理想气体摩尔发热量与真实气体的。因此,可以通过2.3节直接求出节流前的焓值,摩尔发热量误差不会超过50J/mol,所以软件将以对于节流后的温度则可用正割迭代法来求解。具体理想气体摩尔发热量近似为天然气真实气体的摩尔求解方法为发热量1。而对于0~20℃范围内非表6中的专首先由Hmn=f(,p球解出节流前天然气温度点对应的摩尔发热量,则根据线性插值法求解。值。Hm为节流前焓值,kJ^kmol;T.为节流前天HNc(h)=∑x;·H1(t)=Hxe(h)(17)然气温度,K;p为节流前天然气压力,kPa然后式中,h为燃烧参比温度,C;fN为下天然气理以节流后温度为变量,建立节流前后焓差函数,如式想气体摩尔发热量,kJ/mo;H为t下i组分理想(15)所示气体摩尔发热量,kJ/mol;Hw为t下天然气摩尔F(T)=Hm(Tp)=Hm=0(15)发热量,kJ/mol式中,T为节流后温度,K;p为节流后压力,kPa;2.5.2体积发热量计算Hm为节流后由T、p根据2.3节计算得到的焓通过式(7)求解出天然气理想气体摩尔发热量值,kJ/kmol后,可根据式(18)得出天然气理想气体体积发热量建立如下正割迭代式:再由2.1节中的方法求解天然气在计量参比温度T1=(r)=rF(T=1)(16)压力下的压缩因子,最后通过式(19)便能得到天然气体积发热量式中,k为迭代序号。而在用正割法求解时需要给定两个初值T、T(T=T-(p-p)×0.005HNG= HNG(t)X7=T.-(p-p)×0.003):同时,当|71-Tk式中,HNc为天然气理想气体体积发热量,MJ/m3er(其中,e=10)迭代收敛时,Tk+1即为所求温度nYHe作2.5天然气发热量计算HNG软件主要针对LNG接收站所设计。考虑到接HNC ZG(T2, p2收站发热量参比温度范围,所以软件设计的天然气式中,HNc为天然气体积发热量,MJ/m3;Zc为天然燃烧发热量参比温度范围为(0~20℃),而参比压气在7、p下的压缩因子;T2为计量参比温度,K石油与天然气化工258CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas20142.6特殊组分泡点计算表2LNG中4种特殊组分接收站的LNG泡点计算主要应用在低压区。Table 2 Four special components of LNG(r%)同时,LNG组分通常比较固定。所以软件设计了4物质名称纯甲烷贫气常规气富气甲烷10种特殊组分(见表2)压力范围在50~4000kPa的乙烷泡点计算。首先由 A psen Plus计算出4种组分丙烷0.34在压力范围内的对应泡点温度;然后由 MATLAB异丁烷软件拟合出“压力-泡点温度”和“温度-泡点压力”正丁烷00000的函数关系式;最后在软件中设计出4种组分泡点0,27890.11压力和温度的计算。实际应用中,对于非4种组分的实际LNG,则可以选择与其最接近的组分形式作拟合公式如式(20)所示,并在表3中给出了对为近似计算值。应的拟合参数。(根据温度计算泡点压力)pop-q+gT+g ttg t++ t+gT+g T+ T'纯甲烷(20-A)Php 9+gT+g Ttg r+oT+o T +gr+gr+o T'贫气(20-B)Pop -++ ttgt+gT+ot.+gr+g t常规气(20C)phpt富气(20-D(根据压力计算泡点温度)Thp=gn+gptgptg(In())+g p纯甲醇(20-E)(20)Tn=q+g(n(p))g(hn(p)+q(hn(p)+q(m(p)+q(n(p)+(ln(p)2+g(n(p))贫气(20-F)Tm=q+g(n(p))g(ln(p)+q(hn(p))+q(m(p)+q(n(p)+gr((p))+a (n(p))常规气(20-G)Tm=q+g(n(p)+q(n(p)+q(n(p)+g(n(p)+q(n(p)+g(In(p))+g(In(p))'to(In(p))富气(20-H)式中,p为泡点压力kPa;T为泡点温度,K;g为拟合式参数表3泡点压力、温度回归式参数Table 3 Regression parameters of bubble point pressure and temperatureq式20-B式20847284.692041944697082.935078753-53702887374320948391.90553840119709.4430672193220,6224004831213244.1194749409354878.356894061934575.78038600494850.24818860302184.3662557781414-3641.448543181545.85797676035841035.42504901701291.2329243645185167754578605374,100478388892中国煤化工-38,15025217299612.06984280487744.3022703915823HCNMHG1862999791786670,7172599110936911.097954892972691,202658417859610,030734851024277580.01748000734330740.00008846632591481580.05787855122174299-0.000162298253714221-0.000467785960120545-0.00101120942780536第43卷第3期田士章等液化天然气及天然气物性计算软件设计259q式20E式20式20-H83.9704889610626350.36693057769211.17293181920130,483213964837420.000602382328488385529.11459932356365.58233560266656,658826345375735.61823916337457×10-0-274.544403373088192.38600172256-23.314961262073741.1252744468576479.33397342914656.68689397510795.2533673518947650.34885826682184413.57760812078339.881678271508560.4196892070491581.381109536744011.024433596293970,04435366036877650.0772043683693920.0583826773672860.0129719736864390.00183248298838710.0014145713024567-0.001088508724977930,0000330598702275436软件使用说明(图3b)输入计算所需的基本参数值;最后,点击“运根据以上所做的研究和分析,在 Forcecontrol算”按钮执行计算,结果则会在计算结果显示窗口中V7.平台上设计出LNG及天然气相关物性的计显示(图3c)算软件,图2为软件人机界面。在使用过程中,4软件计算结果误差分析首先点击“设置”按钮,通过弹出的“物性组分设置软件计算物性参数较多,所以在此选择LNG对话框(图3a)渝输入各组分的摩尔分数;然后点击计算选择项按钮,通过弹出的“物性_参数设置”对话框接收站常用的密度、焓和高位发热量作误差分析4.1密度及高位发热量误差分析sn)(m) C)(Ss) KB(H9对比大连接收站实际工况运行中3种LNG(天LNG/NG物性计算组分没置我叫设置[送罪然气)组分所对应的实测LNG密度,天然气密度[计算选择按钮}一1计算执行按包液化天然气物性气体发热量高位发热量和软件计算相同工况的值,求出相对误差。表4为实际运行组分,表5为对应工况误差分天然气物性计算结果殊组分泡点压力显示窗口析数据列表气体艳热胀降温特殊据分泡点温度表4大连接收站实际运行组分(y%)Table 4 Actually running components of Dalian LNG Terminal图2软件人机界面物质名称组分2组分igure 2 HMI of software91.311493.741496,0190物性分设混合物组分(mo1%)0.0353CeLIaCHIU异丁烷0.45520.00140.0156液化天然气物性正丁烷0.0002LNG压力20.∞0naSHI?正戊烷(a)正己烷液化天然气物性0,63870,15070.0705LNG密度LNG定压比热324kJ/kg.℃质比焓rvTL中国蝶化工以看出:①D计算LNGLNG质量比熵kJ/kg.℃NMH密度,取人次左1.778%6;②计算天然气混昆台物尔质量1B密度时,最大相对误差为-0.1338%;③由于天然图3软件使用对话框气高位发热量是经GB/T11062-1998《天然Figure 3 Dialog box of software气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》石油与天然气化工260CHEMICAL ENGINEERING OF OIL gas2014表5密度及高位发热量误差分析数据Table 5 Error-analysis data of density& gross calorific value名称LNG密度/(kg:m-3)天然气密度/(kg·m)天然气高位发热量/(MJ·m3)工况温度12℃温度:20℃计量、燃烧参比温度:20℃条件压力:20kPa(G)压力:0kP(计量、燃烧参比压力:101.325kPa)分析项实际软件相对误差/实际软件相对误差/实际软件相对误差/工况计算工况计算工况计算组分1450,87456.1801.17780.731204073026-0.33839.69339.6900.0076组分24.34.340.92540.7050540.70490838.7890.0077组分34330443817181.18650.6922900.6931470.123838.27038.2740.010中的数据处理而来,所以其相对误差非常小,最大只度最高;虽然其形式比较复杂,在计算上相对困难,有0.0077%。同时,为了检测BWRS方程为最佳但经过软件设计后已很好地克服了此问题。选择方程,也采用了其他状态方程对以上3种工况4.2焓误差分析进行了计算。在计算LNG密度时,LKP方程最大焓作为LNG接收站运行能耗分析的重要物性相对误差为2.7316%、PR方程为-1.6254参数,通常无法直接获取。因此,将 A psen_Plus软RKS方程为2.2839%6;计算天然气密度时,KP件计算的相应工况焓差与此软件计算的对应工况焓为2.5676%6、PR为1.8957%、RKS为-2.332差进行对比,以计算其相对误差。表6给出了2.66。由此可以看出,在密度计算上BWBS方程精节中常规气的相关给误差分析数据。表6焓误差分析数据Table 6 Error-analysis data of enthalpy分类Apsen_ Plus计算软件计算焓差相对误差%6名称天然气焓/LNG焓/焓差/天然气焓LNG焓焓差/J·kg-)(kJ·kg-)工况1天然气(温度:25℃压力:720kPa(G)LNG(温度:-135℃压力:20kP2(G)5219.927799.538766.37628.586794.962天然气(温度:1℃压力:700Pa(G)LNG(温度:-135℃,压力:700Pa(G)4556.875-5212.720650.280.8485工况3天然气(温度:10℃压力:9000kPaG)LNG(温度:-140℃压力:9000kPa(G)4556.430-5223.668667.238629.52831.78661.3100.8844通过表6焓差的最大相对误差可以看出,软件物性。但是,因为计算物性较多,所以只列举出几个所计算的最大相对误差为0.8844%,远远小于工程特殊物性用以实例计算上所要求的5%,所以软件可很好地计算LNG和(1)卸船完成后,吹扫目标温度。卸船完成后,NG的焓值。由于通常采用状态方程计算物性中密对码头各液相臂所在管线的吹扫,需保证管线内无度是其他参数计算的基础,而在4.1节中已经确认液体,吹扫工作方完成。而吹扫时的最高压力为BwRS在计算中的优势故在此不再使用其他状态500kPa(G),所以此压力下的泡点温度即为其目标方程求解LNG或天然气格值。综上所述,软件在温度441℃。对LNG、天然气物性计算中具有较高的精度,能够VT凵中国煤化工较好地满足LNG接收站的物性计算需求。CNMH的LNG密度,外输计量条件然气密度及高位发热量计算。LNG5计算实例储罐压力一般为20kPa(G)、温度为-159℃,软件下面以大连LNG接收站常用天然气组分,即计算密度为44.4138kg/m3;高压泵出口压力为10表4中的组分2为例计算不同工况的LNG或 NG MPa(G)、温度为-140℃,软件计算密度为423.404第43卷第3期田士章等液化天然气及天然气物性计算软件设计261kg/m3;外输计算条件为压力0kPa(G)温度为209郭天民,阎炜,濮芸辉,等,多元气液平衡和精馏[M].北京:石油工业出版社,2002℃,软件计算密度为0.70491kg/m3,高位发热量[10]苑伟民修改的BWRS方程[J]石油工程建设,2012,38(6):9为38.789MJ/m3。(3)SCV效率的计算需要先求解出入口LNG[11]北京石油设计院,石油化工工艺计算图表[M]北京:烃加工出社,1985的总焓值和出口NG总焓值;之后求出二者焓差;然[12]罗焕章.石油化工基础数据手册[M].北京:化工出版社,1984后计算出燃料的总发热量;最后用焓差除以发热量131彭世尼,陈建伦,杨建天然气绝热节流温度降的计算门煤气即可求出SCV的效率(由于NG出口压力与LNG[14]张鸿鹏,李颜强门站调压节流引起管道低温的分析[]煤气入口压力非常接近,因此以LNG入口压力作为与热力,2009,29(1):B1-B4LNG出口压力)。表7中列出了SCV效率计算所15]董正远,肖荣鸽.计算天然气焦耳-汤姆逊系数的BWRS方法需的参数,通过这些参数计算出SCV的效率为16中国石油天然气总公司,BT102-198天然气发热量、密度、相对密度和沃伯指数的计算方法[S]北京:国家质量技术9523%。监督局,1998表7So效率计算所需参数17]魏凯丰,张作群,牛滨天然气混合气体发热量的计算[J].哈尔滨理工大学学报,2005,10(6):109-116fae7 equired parameters of scv efficiency cal cul ation[18]孙兰义,化工流程模拟实训一 A psen plus教程[M].北京化学名称LNG压力/ LNG LNG流量/NG燃料气流量/燃烧参比工业出版社,2012MPa(G)温度/℃(t·h)温度/℃(xkg:h-)温度/C19]陈杰 MATLAB宝典[M]北京:电子工业出版社,201102-138.91135.148.671806[20]张运刚.从入门到精通一工业组态技术与应用[M].北京:人民邮电出版社,20086结语稿日期:2013-11-21:修回日期:2014-01-06;编辑:康莉软件以BWRS方程为基础,计算出LNG和NG的密度、比热、焓和熵,同时得出天然气的压缩因子和绝热降压后温度;而发热量则是根据GB/T下期要自1062-1998标准中的数据建立适合的关系式求1优化碳四原料生产低硫MTBE回收二硫化物方法探讨得;为了满足LNG接收站泡点需求,通过数据拟合2两种催化油浆的热重反应动力学研究3CNG脱水用4A分子筛再生性能实验研究求解出了接收站常用的一些LNG(NG)组分所对应4 AL-SBA15吸附脱除油品中碱性氮化物的研究的泡点温度和压力。通过误差及实例计算可以看5水合物法天然气脱硫工艺研究出,软件具有使用简单、运算精度高等特点能满足6BCM技术在天然气净化装置实施方法初探LNG接收站常规工况物性计算的需求7二氧化碳水合反应循环增压实验研究8基于气体组成的天然气压缩因子计算方法参考文献上海天然气处理厂C:3回收工艺优化研究「]吕俊张昌维,傅皓,LNG接收站BoG压缩机处理能力计算及10PRlC天然气液化工艺冷箱积液分析及排除选型研究[J].化工设计,2011,21(1):14-1611页岩气藏滑溜水压裂用降阻剂性能影响因素研究2]张艳春,国杰,杜国强,等,LNG大型储罐加强圈设计]:石12川中沙溪庙致密油藏压裂液技术研究及应油与天然气化工3]陈雪,马国光流程参数对LNG接收终端蒸发气再冷凝工艺流13交联酸加砂压裂技术研究和应用程性能的影响[].石油与天然气化工,2008,37(2):100-10414树脂型压井液研究及应用4]付子航LNG接收站蒸发气处理系统的动态设计计算模型[J]15复杂砂岩气藏酸化酸液体系优选天然气工业,2011,31(6):85-8816一种水基抗温钻井液的高温流变性研究[5]洪丽娜陈保东李庆杰,等,PR方程在天然气热物性计算中的17F中国煤化工裂模拟与施工参数优化中应用[J].辽宁石油化工大学学报,2008,28(2):48-52[6]喻西崇,赵金洲,邬亚玲,等.PⅤT状态方程的选择与分析[JCNMHG18综合标准化指导下的石油工业术语标准研究油气储运,2001,20(9):24-277]刘璐,刘宝玉,李少华,等,LNG热物性计算[J].当代化工19碘量法测硫化氢含量在四川气田的现场应用20锦州9-3油田产出聚合物对污水稳定性的影响研究[8]顾安忠,鲁雪生,汪荣顺,等.液化天然气技术[M]北京:机械工21天然气处理装置中SIL软件化评估方法应用研究业出版社,20022含氧煤层气液化流程安全性分析与措施