中俄东线天然气管道天然气质量分析与计量技术

天然气质量涉及在输送和使用过程中与安全卫生、环境保护以及经济利益相关指标的要求,而天然气计量则直接与购销双方天然气气量结算的金额有关。因此,天然气的质量分析和流量计量在天然气工业中具有重要的作用和意义。在跨国管道天然气贸易交接中,购销双方除了关注天然气价格以外,还会重点围绕天然气质量分析和流量计量开展技术谈判。为此,分析了中俄东线天然气管道技术谈判过程中所关注的天然气质量分析与流量计量技术问题,并从采用的方法标准、气质检测项目及其指标、流量计和辅助设施配置及其指标、取样口设置、在线分析仪器配置和分析及计量结果溯源性等关键技术方面进行了归纳和总结。研究结果表明:①明确了天然气质量分析与流量计量采标原则,使得在确定计量协议中的具体技术内容时有标可依;②确定了天然气质量分析中涉及的检测项目及其指标、取样口的设置、在线分析设备的配置、分析结果溯源性和保证措施,确保了其结果的准确性与可靠性;③确定了计量系统指标要求、计量管路布置、流量计量溯源性和保证措施,确保了天然气流量计量结果的准确性与可靠性。结论认为,该研究成果可以为未来我国跨国管道天然气计量站及国内大型天然气贸易交接计量站的建设和管理提供...     

中俄东线天然气管道黑河首站计量系统管汇偏流分析

中俄东线天然气管道是目前国内输气量最大的跨国输气管道,黑河首站是该管道在我国境内的首座站场,设有跨国天然气贸易计量比对设施。该设施含有多路计量支路,各计量支路的流量分配不均,有可能影响计量结果的可靠性与准确性。为了避免黑河首站计量系统管汇的偏流问题,采用有限元的方法,对该计量系统进行了流场分析和模拟。研究结果表明:①基于有限元模拟进行计量系统管汇安装方案设计,较之于工程上通过各支路沿程摩阻平衡来避免偏流的设计方法,提升了设计的精细度和可信度;②黑河首站在设计工况下,"同侧进出"安装形式能更有效地避免计量系统管汇偏流现象,刷新了多支路管汇常采用"异侧进出"安装形式避免偏流的认知经验;③不同备用支路选择会对偏流效果产生影响,黑河首站"同侧进出"的安装形式中,第1、2支路备用时,偏流量最小;④基于分析结果确定了黑河首站计量系统的安装形式及推荐运行方案。结论认为,该研究成果有助于确保黑河首站比对计量系统的准确性、保障供需双方的经济利益,还可以为其他跨国天然气贸易计量比对系统管汇偏流问题的解决提供借鉴。     

中俄东线天然气管道黑河首站计量系统管汇偏流分析

中俄东线天然气管道是目前国内输气量最大的跨国输气管道,黑河首站是该管道在我国境内的首座站场,设有跨国天然气贸易计量比对设施。该设施含有多路计量支路,各计量支路的流量分配不均,有可能影响计量结果的可靠性与准确性。为了避免黑河首站计量系统管汇的偏流问题,采用有限元的方法,对该计量系统进行了流场分析和模拟。研究结果表明：①基于有限元模拟进行计量系统管汇安装方案设计,较之于工程上通过各支路沿程摩阻平衡来避免偏流的设计方法,提升了设计的精细度和可信度;②黑河首站在设计工况下,“同侧进出”安装形式能更有效地避免计量系统管汇偏流现象,刷新了多支路管汇常采用“异侧进出”安装形式避免偏流的认知经验;③不同备用支路选择会对偏流效果产生影响,黑河首站“同侧进出”的安装形式中,第1、2支路备用时,偏流量最小;④基于分析结果确定了黑河首站计量系统的安装形式及推荐运行方案。结论认为,该研究成果有助于确保黑河首站比对计量系统的准确性、保障供需双方的经济利益,还可以为其他跨国天然气贸易计量比对系统管汇偏流问题的解决提供借鉴。     

中俄东线天然气管道北段全线贯通

<正>2019年10月16日,在距离吉林省松原市西北35 km处,随着此处最后一道焊口完成焊接,中俄东线天然气管道工程黑河—长岭段(北段)实现全线贯通。12月1日,该管道北段将正式投用,第一年度计划引进50亿m3俄罗斯天然气,黑龙江、吉林、辽宁、河北、天津、北京等地将直接     

中俄东线天然气管道的守护者

正2019年12月2日,中国的北京市、黑河市,俄罗斯索契等两国五地同时进入中俄东线天然气管道(下称中俄东线)投产通气高光时刻。当天17时,承载着中俄两国元首重托的中俄东线天然气管道工程投产通气仪式隆重举行。中俄两国元首出席仪式并通过视频连线,共同宣布管道投产通气。作为主要参建单位,中国石油工程建设有限公司党委书记、执行董事、总经理刘海军,公司总经理助理、安全副总监兼中油(新疆)石油工程有限公司党委书记、总经理黄鹤,第一建设公司执行董事、总经理、党委副书记杨森等领导参加投产通气仪式。     

中俄东线天然气管道获批待建

<正>中国石油天然气集团公司于2014年10月10日公布,中俄东线天然气管道项目日前已获得国家发展和改革委员会关于设计路线等问题的批复,将分北段、中段和南段分别核准建设。根据初步设计,中俄东线天然气管道起自黑龙江黑河市,途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海9个省份,止于上海市。为合理安排项目建设周期,分为北段(黑龙江黑河—长岭吉林干线及长岭—长春支线)、中段(吉林长岭—河北永清)、南段(河北永清—上海),分别核准和建设。2014年5月21日,俄罗斯天然气工业公司与中国石油天然气集团公司签署对华供气合同。双方商定,2018年起,俄罗斯开始     

中俄东线天然气管道北段连接成功

<正>7月23日下午,随着最后一段管道接口完成焊接,中俄东线天然气管道北段工程,中方境内管道与俄罗斯境内管道连接成功。此次连接的管道位于中俄东线天然气管道北段,北段工程从黑龙江省黑河市铺设至吉林省松原市长岭县,全长728千米。其中黑河施工段地形多变,管道外部作用力复杂,施工方使用多台机     

中俄东线天然气管道中国段开工

<正>2015年6月29日下午,中俄东线天然气管道中国境内段开工仪式在北京、莫斯科和黑河施工现场三地通过视频方式隆重举行,标志着这条联结中俄两国的陆上能源通道全线启动建设。中俄东线天然气管道中国境内段起自黑龙江省黑河市中俄边境,止于上海市,途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海等9省区市,拟新建管道3 170 km,并行利用已建管道1 800 km,同时配套建设地下储气库。中俄东线天然气管道俄罗斯境内段"西伯利亚力量"管     

中俄东线天然气管道中方段与俄管道连接成功

<正>近日,随着中俄东线天然气管道工程北段(黑河到长岭)最后一个道口完成焊接,标志着中俄东线天然气管道工程中方境内段与俄罗斯西伯利亚管道连接成功。中俄东线天然气管道工程黑河至长岭段长728 km,为确保6万余条环焊缝万无一失,所有的线路段100%采用自动焊焊接。中俄东线天然气管道工程项目部工作人员表示,这道焊口完成后,再过一个月左右,施工人员将阀室和黑河首站连接好,黑河首站基本具备进气条件。截至目前,黑河首站     

中俄东线天然气管道俄境内段开工

正2014年9月1日,中俄东线天然气管道俄境内段——西伯利亚力量管道在世界"冰城"俄罗斯萨哈共和国首府雅库茨克正式开工。中俄东线天然气管道俄境内段全长2 680 km,从黑龙江黑河进入我国。该管线将于2018年建成投产并向中国供气。中俄东线天然气项目前5年渐增期气量为年50亿~300亿m3,第6年起合     

针对中俄东线高钢级大口径输气管道自动焊的设计提升

中俄东线天然气管道首次选用外径1 422 mm、输送压力12 MPa、X80钢级的设计参数组合，并且首次全面采用自动焊施工。为了提高自动焊的焊接效率、保证焊接质量，从管道线路选线、管道敷设、材料及焊接等方面对设计方法和技术进行了改进与提升，重点针对管道路由选择、管道转向、管道穿越障碍物、线路用管技术条件、不等壁厚焊接坡口和管道可靠性校核等方面开展了相关技术研究。研究结果表明：①在线路选线原则上尽可能地保持线路走向顺直，坡度控制在12°以下；②在管道转向设计中，在空间允许范围内尽可能地使用大角度弹性敷设代替冷弯管和热煨弯管；③在穿越等级公路时，优先采用了新式盖板涵代替传统套管；④在管材方面，加强钢管不圆度等参数控制；⑤在焊接方面，采用新型不等壁厚内孔锥形焊接坡口；⑥在管道整体安全性方面，进行线路可靠性评价。结论认为，上述设计提升措施有效地提高了自动焊的施工效率和焊缝质量，使管道线路段的可靠性能够满足规范中的目标可靠度要求，在中俄东线的自动焊现场实施过程中取得了显著成效，可以为自动焊在后续工程中的全面应用提供技术支撑。     

节能环保型无溶剂环氧减阻输气管道内涂层技术——以中俄东线天然气管道工程黑河—长岭段为例

天然气管道涂敷内减阻涂层可以减小涡流区、降低湍流程度、提高输送效率、降低压气站能耗及运行费用。目前国内的涂层以溶剂型涂料为主，溶剂型涂料含有大量挥发的有机溶剂（VOC），不但会对人体健康产生危害，而且还有可能对自然环境造成污染；而无溶剂涂料不含VOC，各项机械性能和耐化学介质性能都明显优于前者。为了克服无溶剂环氧脆性大、抗弯曲性能差、涂料黏度过高及施工难度大等缺点，从涂料改性和改进喷涂工艺参数两个方面进行了研究，并在中俄东线天然气管道工程试验段开展了验证试验。研究结果表明：①固化剂对涂层的抗弯曲性能影响较大，较之于改性酚醛胺和脂肪族多元胺固化剂，聚酰胺类对增强涂层的抗弯曲性能效果显著；②环氧树脂分子结构的支链越短、分子量越小，黏度越低；③涂层生产宜采用常温下黏度小于10 Pa·s的树脂原料，并添加适量的稀释剂；④涂层生产过程中钢管内壁粗糙度宜控制在30～50 μm，喷涂温度控制在50～70 ℃，喷涂压力需大于5 MPa，涂层厚度控制在65～160 μm，可更好的保证涂层满足工程需求；⑤在中俄东线天然气管道工程中，应用无溶剂环氧减阻内涂层的节能效果显著。结论认为，该研究成果解决了无溶剂环氧涂料的施工以及涂层性能较差的问题，可以为无溶剂环氧减阻内涂层的应用提供技术支持。     

天然气流量计量标准装置的工艺流程优化

天然气计量标准工艺流程管件设备种类繁多、影响因素复杂,对计量标准装置计量性能的影响往往会在投产运行之后才逐渐显现,整改难度极大。因此,在建设初期科学优化流量计量标准装置的工艺流程,可有效提升其准确度。为此,提出了通过流体力学三维模拟仿真技术(FLUENT)优化高压大流量天然气计量标准装置工艺流程的方法。采用该方法可为天然气计量标准装置工作提供流态稳定的天然气介质,消除管道震动和噪音对计量标准装置计量性能的影响,进而提高天然气流量计量的准确度。同时,以管道弯头、整流器等典型工艺管件为例,通过建模和模拟计算,对不同工况条件下管道内流场进行分析,得出了流场分布规律。研究结果表明:①在检定工艺流程的标准支路与检定支路上游增加汇管,可减轻上游弯管对下游流态的影响;②在被检流量计及核查超声流量计上游10d处安装整流器,能够减小流态对计量结果的影响、提高计量标准装置的准确度。结论认为,该方法在国家石油天然气大流量计量站武汉分站工作级标准装置建设和工艺流程优化中得到了应用,经考核,工作级标准装置测量不确定度为0.29%(k=2),达到国内先进水平。     

中俄东线大口径输气管道的投产气体运移规律及注氮量优化

中俄东线天然气管道是外径1 422 mm超大口径天然气管道在国内的首次应用，投产采用氮气作隔离、后续天然气置换的方式。为了进一步明确中俄东线天然气管道在投产过程中各气体的运移规律以及确定合理的注氮量，采用计算数值模拟的方法，建立了基于外径1 422 mm管道的组分输运模型，进行了基于投产实测数据的模型可靠性验证，分析了不同管径、不同初始氮气封存管容比、不同置换速度条件下的气体运移规律，得到了理论最优注氮管容比值。研究结果表明：①天然气置换时，重力因素不可忽略，与小口径管道天然气沿着管道中心线“锥进”不同，中俄东线天然气沿着管段的顶部突进；②天然气置换速度是影响气体运移规律的主要因素，置换速度越快，纯氮气管容比值越大，最终将趋于一个极大值，投产时应适当提高天然气置换速度；③在氮气封存压力为0.02 MPa的条件下，5 m/s、7 m/s、9 m/s、15 m/s、30 m/s的天然气置换速度对应的理论最优注氮管容比值分别为7.60%、5.00%、4.50%、4.00%、4.00%。结论认为，该研究成果可为大口径天然气管道的安全、经济投产提供借鉴。     

国家管网公司成立对中国天然气市场竞争格局的影响

我国的天然气产业正处于市场化改革的初期阶段,国家石油天然气管网集团有限公司(以下简称国家管网公司)成立后,天然气产、运、销将由原来的一体化逐步分离,整个天然气市场的竞争格局无疑会发生巨大的变化。为此,在深入调查我国天然气市场竞争格局现状的基础上,结合相关市场数据与国家政策改革方向,分析和预测了国家管网公司成立后我国天然气市场竞争形势与贸易格局将发生的变化。研究结果表明:①上游政策性壁垒被打破,更多市场主体将参与天然气勘探开发,一些下游企业也将积极布局天然气生产、进口等业务,以保障自身的资源供应、提高市场话语权,上游市场竞争格局将逐渐形成;②中游长输天然气管网将形成全国一张网,由国家管网公司统一运营,区域管网公司将与国家管网公司并存;③在新增资源的冲击下,下游市场的竞争也将进一步加剧;④整个市场逐渐向上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的"X+1+N+X"体系转变。进而向国家层面提出了相关建议:①加强对市场相关环节的监管;②短期内明确多头进口的规则,确保资源稳定供应;③落实天然气门站价格动态调整机制,完善上下游疏导机制;④进一步规范供气、用气合同,鼓励...     

提高我国天然气商品率的主要技术与措施

天然气的商品率是衡量天然气开发利用水平的重要指标之一,其反映了天然气产量和商品量之间的关系。注重提高天然气的商品率,对我国天然气产业的发展具有重要的意义。为此,阐述了天然气商品率的计算方式,分析了影响天然气商品量的主要因素,包括气井试气试采井口放空、伴生气井口放空、输气管网泄漏、管道气放空、计量误差、生产过程中自用、地下储气库垫气等多个方面。针对我国气田开发的现有条件和技术水平,提出了提高天然气商品率的具体措施:(1)加强天然气集输管理,建立完整性管理技术体系,预防和减少管道事故的发生,经济合理地保证管道安全运行;(2)提高天然气利用率,推广节气技术,降低自用气量;(3)重视井口气回收,减少放空量;(4)降低油气自用量与损耗量,节约费用、资源利用与保护环境并行,实现零散气的综合利用。     

天然气管道输送混氢天然气的可行性

将氢以一定比例掺入天然气作为家用燃料使用,被认为是减少温室气体排放的途径之一,而利用现有发达的天然气管网输送混氢天然气(HCNG)至终端用户则被视为可行的方法 ;但由于氢气与天然气在物理化学性质方面存在着差异,HCNG有可能对燃气终端用户以及管道输送工况造成较大的影响。鉴于我国目前尚未出台HCNG作为燃料及其输送的相关标准,为此采用德尔布指数法、韦弗指数法、高沃泊指数与高热值法分别对天然气在不同混氢比下的燃气互换性和燃烧特性进行了评估分析,同时基于HYSYS软件和相似原理建立管道模型,分析了氢气的混入对天然气管道和压缩机运行工况的影响。研究结果表明:①随着混合气体中氢气体积分数的增加,燃具的热负荷下降,燃气的火焰传播速度急剧增大,燃具发生回火的风险增大,并以此确定对于天然气管道供应系统来说混氢天然气的最大混氢体积比不应超过27%;②氢气的混入虽然能提高管道的输气能力,但当管网和压缩机联合运行时其平衡工作点对应的压力和流量都将减小,反而会降低管道的输气能力。结论认为,该成果为天然气管道输送混氢天然气的可行性研究提供了基础数据。     

普光高含硫气田特大型天然气净化厂关键技术解析

普光气田是国内目前大规模开发的含硫量最高的高酸性气田,其天然气具有高压、高含H₂S、含CO₂的特点。建设处理规模120×10⁸ m³/a的天然气净化厂,面临天然气净化难度大、硫磺储运技术和安全要求高、生产工艺及安全控制复杂等诸多技术难题。目前国内尚无百亿立方米级天然气净化以及配套硫磺成型与安全储运技术。为此,在优选评价国内外先进净化工艺的基础上,确定了适合普光气田的高含硫天然气净化工艺,并首次应用了气相固定床水解COS、中间胺液冷却、MAG-液硫脱气、特大型火炬放空、液硫湿法成型等国际先进工艺和专利技术。开发了国内首例特大型散装硫磺料仓、首例5 000 m³液硫储罐、首套硫磺流水线转运以及快速定量装车系统,实现200×10⁴ t/a硫磺储运系统的全方位实时监控和安全运行。配套开发先进、灵活、可靠的生产过程控制与安全控制系统,确保整个净化厂处于安全、有效的受控状态。高含硫天然气净化关键技术应用于普光气田后,装置运行平稳,产品质量合格,各项安全保障到位。为其他大型高酸性气田的天然气净化提供了示范和借鉴。     

基于简化拓扑结构的陕京天然气管网供气可靠性分析

为了定量分析结合了拓扑结构与水力计算的天然气管网的供气可靠性,以陕京天然气管网为分析对象,提出了一种通用的天然气长输管网系统供气可靠性评估方法。首先从上述天然气管网的拓扑结构入手,将站场与天然气管段视为网络结构的结点与链路单元,对系统进行了简化,建立了天然气管网系统的拓扑结构模型;然后通过设备失效数据库确定了系统各单元的事故率分布,耦合基于故障率分布的蒙特卡洛模拟生成了天然气管网的拓扑结构;最后再结合水力计算得到一定拓扑结构下陕京天然气管网的供气能力。结果表明:①无论是用气高月还是用气低月,该管网都保持了很高的供气可靠性;②陕京一、二、三线3条天然气管道构成了具有一定拓扑结构的供气网络,增加了系统的鲁棒性,从拓扑结构层面也提高了供气的可靠性。结论认为,该项研究成果给出了天然气管网供气可靠性的定量计算方法,为天然气管网供气可靠性分析提供了技术支持。