含杂质超临界CO_2输送管道的停输影响因素

CO_2管道输送和安全运行相关技术的研究是CCUS技术推广的重要一环。在年生产36万吨CO_2的陕西延长油田CCUS项目基础上,对管道输运含杂质超临界CO_2的过程进行研究。在分析延长油田实际含杂质CO_2物性及相图的前提下,采用OLGA软件分析超临界CO_2稳态输送过程,进而研究超临界CO_2管道停输及安全停输的影响因素,分析停输过程中流体达到准临界区的脉动规律,及初始温度、流量参数对CO_2管道停输的影响,获得初始条件对脉动冲击的影响规律。     

管输超临界CO_2泄漏过程管内瞬变特性研究

CO2输送是整个CCUS技术中重要的中间环节,而管道输送则是超临界CO2最高效和最经济的输送方式。为了研究超临界CO2泄压过程中管内节点温度、压力和相态的变化,针对管道泄漏工况,利用OLGA软件对不同初始压力、温度和流量对泄放过程中管段内不同节点的温度、压力等参数和CO2的相态变化的影响进行模拟和分析。分析结果表明:泄漏发生时,输送压力越低,管道泄漏口处的温度越低,应在设计时考虑管道的耐低温能力;初始输送温度对管输压降和流量变化影响不大,主要影响管内温度,进而影响CO2的相态变化。初始温度过高,CO2易在泄漏过程中转为气态,对管道造成冲击;初始温度过低,管道温降加快,更易产生干冰,两种情况均会对管道造成损伤。针对超临界CO2管道输送系统,应考虑泄漏过程中减压波的传递对泄漏口裂纹扩展的影响。所得结果可为我国CCUS技术的发展提供理论支持。     

用节流阀消除立管剧烈段塞流

剧烈段塞流是指液塞长度大于立管高度的段塞流。这是管道出口气液瞬时流量变化最大的段塞流,在正常工作范围下,这种段塞流对管道和管道下游相应的设备危害最大。利用立管底部节流阀节流的方法可以改变立管中流体的流型,消除管内压力流量的大幅增大。节流阀的调节作用不是线性的,在开度为60%时,管内压力变化仍然很剧烈;直到开度为30%左右时,立管底部压力基本平稳,说明此时剧烈段塞流得到消除,但同时也造成了背压的明显增大。     

福建成品油管道停输后压力预测算法模型

停输操作在福建成品油管道运行管理中时常发生,停输再启动过程中管内压力变化剧烈。当管内压力下降时,现场人员经常误以为发生泄漏等异常事故,需巡检排查,增加了现场的管理难度。为了提高现场管理水平,从机理模型分析了管道停输时段压力变化的影响因素,并基于出站油温、压力等检测数据,同时考虑环境温度的变化,建立基于机器学习算法的压力预测模型,监测管内压力变化情况。以泉港南线和黄塘溪东出站点为例,以RMSE、MAE、R2为指标,对比了LR、SVM、DT、RF、GB这5种回归预测模型。结果表明:DT、RF、GB模型适用于福建成品油管道停输的管内压力变化分析,而RF准确度最高。建立预测模型后,利用天气预报的气温数据,可以预测未来时段管内压力的变化趋势,当预测值与检测值差别较大时,实现报警功能。     

油气水管道振动测试分析及对策

研究油气水管道振动就是建立合理的流体波动数学模型,在设备运转情况下,实时测量管道内的静态和动态压力波形,准确地进行流体压力脉动的预测,掌握控制管内流体压力脉动的规律,用模态分析理论对试验导纳函数进行曲线拟合,识别出管道结构的模态参数.自开展油气水管道剧烈振动研究以来,吐哈油田先后完成管道测试12台次,进行模态试验6次,尤其在鄯善4#气举压缩机入口管道振动、鄯善新增注水泵出口管道振动、温米4#压缩机二级入口洗涤罐振动测试分析和对策实施中取得了良好效果.     

超临界CO_2管道放空特性研究

大规模长距离输送二氧化碳(CO_2)时一般采用管道输送,管内压降和温降是影响超临界CO_2管道放空安全问题的重要因素。与天然气管道相比,超临界CO_2管道放空时CO_2的降压可能导致管道内低温,甚至形成干冰从而对管道及设备造成损伤,危害管道安全。采用OLGA软件对超临界CO_2管道放空过程参数变化规律进行动态模拟,研究表明:初始压力越高或者初始温度越低,放空时间越长,管内越早产生气液两相,管内最低温度值越小,生成干冰的风险也越大。超临界CO_2管道放空时宜采取加热、保温等措施,使管道内流体保持气态泄放,从而有效防止干冰的生成以及管道低温损伤。     

超临界CO_2连续油管钻井可行性分析

超临界CO2流体具有接近于气体的低黏度和高扩散系数,同时具有接近于液体的高密度。与氮气、空气、液体、充气液、泡沫等钻井流体相比,超临界CO2流体的密度变化范围较宽,这一特性使得超临界CO2为井下马达提供足够扭矩的同时,还能保证井底的欠平衡状态。即使超临界CO2流体侵入储集层,也不会对其造成伤害,相反还能进一步增大储集层孔隙度和渗透率,降低流动阻力,提高采收率。同时超临界CO2射流破岩速度较水射流快得多,而且破岩门限压力也非常低,在利用连续油管进行超临界CO2喷射钻井时,可大大降低连续油管钻井系统的压力,扩大连续油管的作业范围,更适合小井眼、微小井眼、超短半径水平井、复杂结构井等钻井。超临界CO2连续油管钻井将为钻井带来一次全新的技术创新,也将成为特殊油气藏开发的高效钻井技术。图10表1参15     

埋地含蜡原油管道停输后管内原油温度场变化规律研究

为准确把握埋地含蜡原油管道停输过程中管内原油温度场的分布和温降规律,建立了合理的管道-土壤-大气环境耦合的物理模型。综合考虑管内原油在停输过程中物理性质随温度的变化,以及析蜡过程中释放的析蜡潜热的影响,数值模拟埋地含蜡原油管道停输后管内原油温度场的分布以及温度变化过程,分析影响原油温降和温度场分布的因素。结果表明,管内原油初始油温越高,到达凝点时间越长,允许停输时间就越长;外界空气环境温度越高,管内原油与其温度差越小,管道散失的热量就越少,温降越缓慢;土壤的导热系数越大,热量在土壤中的传递速度越快,温降越快,保温效果越差。     

埋地湿天然气管道安全停输时间计算方法研究

为了防止湿天然气管道在停输过程中水合物的形成,有必要对管道的安全停输时间进行计算。湿天然气管道在停输过程中,管内介质与周围环境进行热交换,停输时间过长可能会导致水合物形成,造成再启动困难。采用多相流模拟软件对安全停输时间计算方法进行了研究,利用有限元方法分析停输时埋地管道及周围土壤温度变化情况,将天然气温度与水合物形成温度进行对比,计算湿天然气管道安全停输时间,并研究了不同输送工况下安全停输时间变化规律。一般说来,安全停输时间随着输量、起点温度、环境温度增加而延长。所以,准确计算湿天然气管道安全停输时间对于指导气田安全生产具有重要意义,可以为计划停输方案制定提供依据,防止事故停输工况下水合物的形成,提高输气管道操作安全性。     

低温原油管道中压力传递速度的计算

原油管道中的压力传递速度是管道运行管理过程中需要掌握的重要参数。加热原油管道停输后,管内油品不仅会出现降温收缩,而且当温度降到一定程度后会出现屈服值;因此,热油管道停输后初始再启动的压力传递不同于一般流体中的压力传递,这时的压力传递速度除了与原油物性、管道状况有关之外,还与降温幅度、再启动时施加的压力大小和传递距离有关。应用质量守恒和动量守恒原理,推导出了既有温降收缩又有屈服值的原油管道再启动时的压力传递速度公式。