含杂质超临界-密相CO2管道输送工艺参数优化

CO_2输送作为CCUS技术实现的中间环节,承担着将CO_2从捕获地输送到封存点的重要任务,结合原油、天然气管道的经验可知,由于管道输送具有输量大、安全可靠性高、连续性强等优势,是目前最主要的CO_2输送方式。根据国外40多年的CO_2管道输送经验,由于超临界-密相CO_2具有类似于液体的高密度和类似于气体的高扩散性与低黏度,被认为是最经济的管道输送方式。以国内某油田30×10~4 t/a CCUS项目为例,采用Pipephase模拟软件对不同管径的超临界-密相CO_2管道在相同入口参数下进行模拟计算,分析研究不同管径下的管道压力、温度、密度与输送距离之间的变化规律,得出含杂质超临界-密相CO_2最优管道输送工艺参数,为后续我国CCUS项目推广和发展提供理论依据。     

起伏地区超临界CO_2管道输送特性及管输工艺参数经济性研究

作为CO_2捕集与CO_2驱油封存过程的中间环节,管道输送是CO_2输送的首选方法,而管道输送参数设计是CCUS技术应用的关键环节之一。通过提取某管道沿线高程,研究了起伏地形对超临界CO_2管道输送的影响,并对管道输送设计参数进行了分析,建立了与管道和增压设备等投资相关联的技术经济评估模型。结果表明,超临界CO_2管道输送可视为单相流体输送。与平坦地形相比,起伏管道沿线流体的压力和温度波动较大。为使管道全线满足密相输送要求,当入口压力在10～14 MPa时需设置中间泵站。单位CO_2管道输送成本随入口压力的增加先减小后增大,在最优条件下CO_2输送成本为50.93元/t。     

CO_2管道输送技术研究

在CO2回注油气藏提高油气采收率可获得经济效益与环境效益双赢的背景下,研究了CO2热物性参数及管道输送技术。通过调研国内外CO2管输工艺及经验,借鉴油气管道的设计理念和计算方法,针对CO2低临界点的特性,探讨了高含CO2混合物气相、液相和超临界相三种相态输送工艺。在单一相态输送的前提下,比较了不同输量、不同管径下,高含CO2混合物的单向流输送距离。计算表明,超临界管道的单相流最远输送距离Ld最大,气相和液相管道的单相流最远输送距离Ld较小。对于一定输量和输送距离的CO2管道,采取不同输送方式,对应的最优管径不同,对于大输量、长距离工况,气相输送的最优管径最大,超临界输送的最优管径最小。CO2管输技术的研究为CO2不同相态输送方式的经济性对比提供了借鉴。     

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。     

管道总传热系数和当量管径分析

根据管道全年的运行参数计算出大庆油田三条原油管道的总传热系数和当量管径 ,分析了各种因素对总传热系数以及管道结蜡对管道运行的影响 ,指出管道运行工况的稳定程度、站间温降的大小、进出站温度和压力以及地温的测量精度是影响总传热系数和当量管径计算结果的主要因素。对于低输量运行的管线 ,管道结蜡有利于管道的经济和安全运行。     

适用于超临界CO_2管道输送的水力模型及特性研究

以稳定流的连续性方程、运动方程及能量方程为基础,结合PR方程拟合得到的密度表达式建立了超临界二氧化碳(CO_2)的水力计算模型。对国内外推荐模型及本文建立的模型进行计算比较,优选出适合于超临界二氧化碳的水力计算模型。通过对该水力模型进行分析得出结论:增大管径可以增加输量;同等管长下压气站数量增加1倍,输量可以增加41.4%;输送温度越低,管道输送能力越大;提高起点压力对流量的影响大于降低终点压力对流量的影响。     

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。     

NP1-3D至NP1-1D海底混输管道稳态压降影响因素分析

以NP1-3D至NP1-1D人工岛间海底混输管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为,当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

基于PIPEFLO软件的冀东南堡油田混输海底管道稳态压降影响因素分析

以冀东南堡油田1-3号人工岛至1-1号人工岛混输海底管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为:当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

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。     

边远沙漠小型油田原油外输方式优化研究

为确定适用于边远沙漠小型油田的原油外输方式,采用数值模拟方法对不同工况下的输油管道水热力参数进行了优化计算。应用管道轴向温降公式计算了不同产能阶段的热力允许最小安全输量,发现仅依靠出站温度和压力不能顺利将原油输送至终点。根据最低经济流速对四个产能阶段进行管径初选,并在此基础上计算了不同阶段不同管径管道输油的水热力参数,结果表明:产能为10×10~4t/a、20×10~4t/a两个工况时不适合采用管道输油,应考虑建立原油中转库并使用汽车罐车外运原油;产能为30×10~4t/a工况时,管道输油需要沿线设置2~3座加热站及2座泵站,但建设和运行成本较高;产能增加至50×10~4t/a时,管线水热力状况明显好转,可以采用管道输油。     

N_2、CH_4对超临界CO_2管线温降的影响规律

气体杂质的存在会不同程度地对超临界状态下CO_2的物理性质产生影响,进而影响管道的安全运行。为研究N_2、CH_4对超临界CO_2管道沿线温降的影响规律,利用HYSYS软件对含N-2、CH_4的超临界CO_2的物理性质进行模拟计算,在苏霍夫公式的基础上建立超临界CO_2管线的温降模型,利用VB 6.0软件编写温降计算程序,采用循环迭代的方法计算管道沿线温度变化。研究表明,PR方程对含N_2、CH_4的超临界CO_2体系在物理性质模拟计算方面优于其他状态方程;N_2、CH_4的存在使超临界CO_2的密度、黏度减小,比热容、压缩因子增大;正常运行时,管道周围形成稳定的温度场,管内超临界CO_2的沿线温度降低,N_2、CH_4的混入会减小超临界CO_2管道输送过程中的温度衰降。     

输送工艺参数对密相/超临界CO2管道止裂韧性的影响

为了研究密相/超临界CO₂输送管道的止裂性能，以密相/超临界CO₂长输管道断裂控制为研究目标，针对实际工况，基于GERG-2008状态方程、BTC双曲线模型和X65管道，计算分析了燃烧后捕获、燃烧前捕获和富氧燃烧捕获三种捕获方式下CO₂气质组分、初始温度、初始压力、管径和设计系数等对压力温度(P-T)状态、减压波曲线、止裂韧性的影响。结果发现，杂质组分的增加以及提高初始温度、增大管径、增大设计系数会导致密相/超临界CO₂输送管道止裂韧性增加；而提高初始压力会导致密相/超临界CO₂输送管道止裂韧性降低；燃烧后捕获产生的CO₂混合物输送管道所需的止裂韧性最小，富氧燃烧捕获产生的CO₂混合物输送管道所需的止裂韧性最高。该结果可为CO₂管道设计和工程应用提供理论依据。     

天然气管线水合物生成影响因素研究

介绍了天然气管线中水合物生成条件、以及水合物的生成对管线正常输送和安全运行的影响;提出了天然气管线水合物生成影响因素比较框图,对不同输送工况下管道中水合物的生成进行了分析,得出天然气管线中水合物生成影响因素有输量、起点压力、起点温度和管径,其中输量影响最大,起点压力影响最小,适当增大输量、提高起点温度、降低起点压力和减小管径,可以缩小水合物生成范围甚至避免水合物生成。     

输气管道内凝析液对流动参数的影响分析

在天然气的输送过程中，当天然气的水露点或烃露点高于管线埋设处的最低地温时就会有凝液析出。凝析液的存在不仅会增加通球扫线的次数，而且还会影响到管输效率。在有凝析液存在的气液混输管路中，凝液量、管径、流量、管线倾角等都会对压降产生影响。为此，利用HYSYS的流程模拟功能建立模型，分析了凝液量、含水率、管径、管线倾角、流量等因素对压降的影响；并以中原油田文柳线630管线为例进行了计算与分析，对比了凝析液存在与否对压降的影响，并计算得到了管线内的积液量。利用该方法可对管线的清管作业提供指导，并根据管线的运行情况给出合理的清管周期。     

塔中输油管线高压差运行问题分析及优化研究

塔中1~#集气站外输油管线在输送过程中出现压降过大的问题,当启输压力过高时,集气站分离器安全阀有起跳风险,严重影响了正常生产。利用OLGA模拟软件对外输管线输送过程中压力、温度、气液流速等参数进行了计算;分析了油品黏度、气阻、管线输量对管线运行压降的影响,得出了管输压降大的主要原因是气阻。针对现场实际情况,采取油品闪蒸后输送以及提高管线输量等优化措施,均可以降低启输压力,有效地解决输油管线运行压降过大的问题。因此,对于高压多起伏输油管线要保证输量或降低油品中的溶解气量,以避免产生气阻而导致压降过大的问题。     

相国寺储气库采气管道清管周期探讨

相国寺储气库采气管道属于湿天然气输送管道,无法直接获得采气管道入口天然气的含水量,难以预测管道内的积液规律并制定合理的清管周期。为此,结合管道实际运行压力、输量、清管液量等参数,基于气液两相流动仿真方法,确定了管道内天然气含水量及清管周期的计算方法。以相国寺储气库南段采气管道B段为例,进行了实例分析。结果表明:①计算的管道终点压力、终点温度、清管液量与实际值之间相对偏差范围为0.91%～4.1%;②提出的模型和方法可用于分析管道输量、积液量与管输效率之间的关系;③以管输效率不小于95%为原则,同时考虑积液恢复时间、收球站清管水量接收能力,确定了南段采气管道B段在不同输量下的清管周期。     

输气管道线路截断阀压降速率设定值研究

天然气长输管道间隔一定距离需设置线路截断阀,以便在破损事故发生时快速截断气源,避免产生更大的泄漏。对大口径输气管道,线路截断阀的主要启动判别方法为压降速率法。目前,西气东输工程等大管径输气管道线路截断阀压降速率设定值通常为0.15 MPa/min。实际上,对于不同口径以及不同工况下运行的天然气长输管道而言,管道全线采用一个统一的经验值具有很大的不确定性,往往会发生线路截断阀的误动作或事故状态下不动作或未及时动作的情况。以某工程两座压气站之间的管段为例,利用OLGA软件对不同工况下管内气体流动进行动态模拟,研究了破口尺寸、主管管径、运行压力、破口位置、输量等不同参数对管道压降速率的影响,为目前采用的压降速率设定值是否需要修正提供参考,使其更符合工程实际。     

CO2超临界态输送技术研究

为了提高CO₂管道输送效率,一般采用超临界密相输送。为此,利用组分热力学模型以及水力学模型,分别对CO₂液化管道输送、超临界输送和密相输送进行分析研究,对不同相态条件下的管道输送规律进行了模拟计算,得到了压力、温度等在输送过程的变化规律,并就压降-长度关系、压降-二氧化碳摩尔流量关系和压降-内径关系对3种输送方式进行了对比,得到如下结论：在相同的情况下,超临界输送时的压降比液化输送和密相输送的压降值要大,而液化输送的压降比密相输送大;超临界输送和密相输送的压力都很高,输送过程中基本不会发生气化,而液化输送随着输送过程中压力的降低、温度的升高,CO₂很容易气化;不同的输送方式无论从经济性还是能耗上都有很大的差别,输送状态的选择要根据整个系统的具体情况进行综合分析和评价。     

原油外输玻璃钢管线总传热系数核算方法

总传热系数和原油物性是影响原油输送管道水力、热力计算的重要参数。管道的运行特性决定了其水力与热力特性是相互影响的。采用Pipephase进行计算,DN100 mm的玻璃钢管道正常运行的最小输量约为208 m3/d;按管道特性最低允许输量约为450 m3/d,原设计输量在不稳定工作区。利用《油气集输设计手册》传热系数的计算公式进行计算,该玻璃钢管线的综合传热系数为5.5 W/(m2.℃)。设计时,国内一般采用经验方法确定传热系数。对正常运行的管道,采用反算法,从大量计算值中总结出传热系数值的变化范围,作为设计时的参考。