超临界CO_2管道泄压过程中管内动态应力分布

针对超临界CO_2管道泄压过程管内应力大小及分布情况的研究较少,且无相关规范准则对其泄压的初始条件作出明确要求,研究了管输超临界CO_2在泄压放空过程中管道应力、温度分布情况及其影响因素,使用有限元法模拟了在不同初始温度、初始压力下管道泄压放空过程中的应力响应。研究表明:由于超临界CO_2管道在泄压过程中管道内外壁的温差很小,因此由温差产生的热应力可以忽略不计;管道泄压后温度、等效应力、径向应力由管道内壁沿壁厚向外壁近似呈线性变化,管道初始压力越大,泄压后管壁等效应力与径向应力越大,但管道温降幅度会相对减小;管内初始温度越低,管壁等效应力以及径向应力越大,管道放空所需的时间越长。研究成果可为超临界CO_2管道放空方案的拟定以及相关规范准则的制定提供一定依据。     

输气管道计划放空方式对比

放空系统是长距离输气管道的重要设施,对于保障管道维抢修安全、降低管道事故危害具有重要作用。基于现有放空设施,选择合理的放空方式,有利于降低放空不利影响,保护操作人员作业安全。在对输气管道放空设施及放空过程合理简化的基础上,通过TGNET软件模拟确定了一段式、两段式、三段式、六段式及固定流量5种放空方式的放空流量、温度及压力变化。采用FLARENET和PHAST软件确定了不同放空方式的最大泄放流量对应的马赫数、噪音强度及天然气扩散半径。结果表明:在计划放空过程中,放空阀操作次数越多、天然气泄放流量越均衡,引发的温降、噪声及天然气扩散等不利后果的影响越小。因此,建议采用固定流量放空作为首选放空方式,如果难以满足固定流量放空的条件,应尽可能多次调解放空阀开度,以减少放空产生的不利后果。(图7,表2,参25)     

高压CO2管道放空及安全泄放的数值模拟

【目的】碳捕集、利用与封存是实现碳中和不可缺少的关键技术,CO₂管道输送是碳捕集、利用与封存技术的重要一环。超临界CO₂管道输送过程中,当管道发生泄漏或进行放空作业时,因CO₂强节流效应,主管及放空管内可能出现局部低温,生成干冰堵塞管道,并使钢管变脆。【方法】利用OLGA软件建立高压CO₂管道泄放模型,并将模拟结果与国外实验数据进行对比,发现OLGA软件在计算压降方面较准确,在计算温降方面相对保守,可用于CO₂管道设计计算。在此基础上,建立了长距离高压CO₂管道放空模型,模拟分析了不同的阀门开度、初始温度及初始压力对CO₂管道放空过程中管内低温、相态变化及放空时间的影响。【结果】减小放空阀阀门开度可以防止放空过程中管内温度过低,在选定的放空模拟条件下,不生成干冰的阀门开度应在13.5%,管内温度不低于-30℃时的阀门开度应在4.5%以下;高压CO₂管道放空过程中,距离泄放口较远处,对流换热强度小、温降幅度较大;初...     

CO_2管道泄压过程流动特性及参数影响

针对CO_2管道放空过程管内参数变化的研究较少,且相关规范对放空无明确要求的问题,分析了CO_2管道泄压过程的特殊性,通过建立管内瞬变过程的数学模型,计算了不同输送压力和泄放速率对放空特性的影响。研究表明:管存量随时间的变化规律呈幂函数形式;高压低温会延长放空时间;各相态CO_2在放空过程中存在共同的"相态汇聚区域";密相CO_2的放空规律与液态CO_2相似;超临界放空将生成干冰;同时,放空速率对管内温降影响不大,但更小的放空速率导致更小的温降速率。因此,建议采用减缓放空阀开启速率、放空管局部加热等措施,实现对设备的保护和防止冰堵的发生。研究成果可为CO_2管道的放空方案以及相关规范的制定提供指导。     

中缅天然气管道放空实践及思考

天然气放空对气源和用户均会造成显著影响,同时在工程实践中存在较大安全风险,因此放空是输气管道维修施工及应急处置中的重要环节之一。基于天然气管道实际情况及相关标准规范的要求,采用科学工具确定放空关键参数是确保放空安全经济性的关键。通过对中缅天然气管道进行深入分析,确定其放空初始压力、选择可行的放空方式、计算放空时间、评估其对环境的影响;并对中缅干线管道放空实践等进行论述,为合理组织输气管道维修施工、提高输气生产调度决策水平提供了实践依据与技术支持。     

基于LedaFlow的天然气凝析液管道瞬变过程模拟

随着油气田不断向深海开发,多相混输管道的流动安全保障技术面临巨大挑战,天然气凝析液管道的不稳定工况会导致管道运行参数发生剧烈变化,给管道安全运行造成严重威胁。采用新型的多相流瞬态模拟软件LedaFlow对某天然气凝析液管道的水力和热力工况进行稳态、瞬态模拟,得到不同工况下管道沿线温度、压力、持液率及总积液量的变化情况。结果表明:LedaFlow的计算结果理论上是正确的,其变化趋势符合理论预期。通过软件计算可对管道运行中的安全操作和下游设备设计提供建议,从而为工程实际提供参考。(图5,表3,参20)     

中乌天然气管道A线绕行段天然气置换投产

中乌天然气管道A线绕行段置换投产需最大程度地将临时段管道中的天然气导入A线绕行段管道。对置换和平压过程进行工艺计算和数据模拟,确定投产初始压力为0.2MPa,天然气置换流速为5m/s,管内天然气节流前的温度约12℃,节流后的温度将降至约-31℃。根据实际置换速率的计算结果、阀后压力的变化以及管道、设备的振动情况,调整手轮总转数以控制流量。通过分析约束条件、上下游允许的最大停输时间、平压作业的最佳时机,论证了将临时段内的天然气导入绕行段的可行性。通过对不同置换方式的工程实施方案进行比选,解决了高压天然气置换过程中高压差节流、置换速率控制的难题,实现了临时停输情况下临时段管道向绕行段管道导入天然气并最终平压的置换投产。     

川气东送管道放空参数的计算

利用SPS软件建立了川气东送管道放空计算模型,模拟计算了不同条件下的放空时间和放空过程中的压力变化,进行了放空阀出口管径的比选。模拟结果可为合理组织天然气管道事故抢险提供技术支持。     

天然气管道投产充压时间的预测

在天然气管道投产过程中,为了使管道达到运行压力,需对其进行分阶段充压,并保证在每个阶段充压结束后有时间稳压和检漏,有必要对管道每个阶段的充压时间进行预测。基于BWRS方程编制了天然气管道投产时充压时间预测软件,可用于不同管径、目标压力和气质组分的天然气管道充压时间预测。将其应用于中缅输气管道(瑞丽-玉溪段)由1 MPa充压至3 MPa的充压时间预测,预测结果与实际充压时间基本吻合,预测充压时间的最大偏差小于4 h。通过软件对影响充压时间的温度、壁厚、高程等因素进行详细分析,结果表明,温度对预测时间的影响较大,选择日平均温度预测充压时间更接近实测值。     

起伏湿气管道持液率分布规律及临界倾角模型

起伏湿气管道在实际运行过程中,管道低洼处和上坡段容易形成积液,从而造成管输效率降低、管道压降增大、水合物生成、形成段塞流以及管道内腐蚀加剧等一系列问题,为此,对地形起伏湿天然气管道的积液规律进行分析。以某集气站集输管道为例,探究了地形起伏湿天然气管道沿线的液体分布情况,针对管内气体流速、管道倾角等因素对管道持液率的影响进行敏感性分析,得到该起伏湿气管道的积液规律以及某流量工况下管道不出现积液现象的临界管道倾角,并基于此建立了气体流速、管道倾角以及持液率之间的预测数学模型,将模型计算结果与软件模拟结果进行了对比分析,验证了预测模型的准确性。预测模型为湿气管道实际运行过程中的积液控制与安全运行提供了理论依据。     

国内外CO2管道设计规范要点

【目的】CO₂捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)因其可直接降低碳排放而备受关注,CO₂管道作为CCUS的重要环节,其建设呈现出快速发展趋势。为了保证CO₂管道系统建设与运行的整体安全,深入剖析管道设计规范的相关规定尤为重要。【方法】深入调研了国内外CO₂管道主要标准的发展历史及现状,重点分析了CO₂管道设计中管道材料选择、CO₂脱水、阀室设置、管道放空、管道干燥封存等方面的要点及其需要注意的问题。【结果】基于CO₂自身的特殊性质,管道材料的选择应与CO₂的输送相态相适应,且能够承受管道减压过程中可能发生的低温影响;CO₂管道阀室间距、位置的设置应与管道路由、泄压放空设施的位置等相结合,对各环节进行统筹考虑;密相/超临界CO₂泄压及放空会带来低温、地势低洼处聚集等问题,为防止对人员健康及环境造成威...     

气液两相管流工艺计算软件的研制和应用

OGTPP软件具有湿天然气管道的稳态和瞬态计算、油气两相单模型和组合模型计算、专用的工艺计算和湿天然气物性参数计算模块等功能.与实测值进行了对比,该软件在多相流模拟方面具有足够的精度,能正确反映沿线压力和温度的变化趋势.实际运用表明,OGTPP操作方便、界面友好、分析能力强,能满足多相流管道设计和管理的需要.     

射流清管器结构参数与清管积液运移特性

明确清管器结构参数对射流清管器运行规律及射流效果的影响,对于保障管道流动安全、顺利完成清管作业尤为重要。对某实际天然气凝析液管道进行清管模拟,分析清管器旁通率、摩擦力等结构参数对其运动特性及清管段塞的影响,并研究凝析液和液态水在射流清管过程中运动规律的差异。结果表明:射流清管器平均速度随旁通率的增加呈线性下降趋势,旁通率增加可以显著降低清管段塞量,平缓气量波动;摩擦力对模拟结果具有重要影响,若模拟前清管器摩擦力计算偏小,将导致清管段塞的预测值大幅增加;液态水和天然气凝析液在射流清管过程中的运动特性差异较大,液态水的存在会一定程度上削弱射流清管效果。     

长输天然气管道干线放空方法选择

长输天然气管道在生产运行过程中由于改造或检修作业的需求,对干线管道进行放空是其服役期间的重要环节。通过对比国内外输气管道的3种放空降压方式,并经过西气东输二线、三线管网集中动火工艺处置实践的验证,总结了一种利用输气管道压缩机进行多管段连续降压后放空的阶梯式降压方法。实践证明:与传统直接放空方法或外接压缩机降压放空方法相比,阶梯式降压法能够大幅减少天然气放空损耗量和缩短放空时间,降低放空噪音对周边生产、经济活动的影响,具有高效、经济、安全、环保的特点,特别适用于长距离输气管道多管段连续集中检修作业时的降压放空操作。     

西气东输站场放空天然气回收需求与工艺

天然气长输管道增压站和分输站放空主要包括紧急抢修放空和计划性放空,前者具有随机性,单次放空量大,不具备回收的技术条件,后者主要指分离器排污放空和压缩机定期检修放空,具有较强的计划性和一定的规律性,具有良好的回收基础条件和回收价值。西气东输管道站场压缩机检修和分离器排污两项放空量之和占总放空量的50%以上,对放空天然气进行回收是可行和必要的。为此,设计了一套以CNG压缩机为核心的站场放空天然气回收工艺系统,可对站场因设备维修、排污等产生的放空天然气进行回收并重新注入上游管道、下游管道或分输管道,达到节能减排的目的。     

中亚天然气C线管道SPS仿真模拟

中亚天然气C线管道属于典型的输送压力高、流量大、管道跨度大、压气站数目多、输送工艺复杂的输气管道。为研究中亚天然气C线管道正常工况和事故工况下水热力参数的变化规律以及各种事故下管道的自救时间,采用SPS软件建立了中亚天然气C线管道仿真模型。模拟了正常工况下管道全线压力和温度参数,模拟结果与实际运行数据最大相对误差分别为1.90%和12.24%,验证了模型的可靠性;在此基础上分析了环境温度和管道粗糙度变化对全线输气效率的影响规律,确定了各种事故工况下管道最长的自救时间,可为中亚天然气长输管道运行管理提供参考。     

油田井口降回压工艺中的节气与余气回收

油田降回压工艺中的井口简易水套炉存在耗水量大、能耗高、换热率低等缺点,通过应用高沸点超导液和新型换热管道加热炉对井口简易水套炉进行技术改造。针对油井产出液进多功能罐技术存在的天然气放空损失大等问题,采用多功能罐余气回收、套管气进计量站系统、边缘井天然气压缩机回收等技术加以有效解决。经实例验证,这些技术对油田井口降回压工艺中的节气与余气回收效果良好,投资少,可获得较好的社会效益和经济效益。     

气液混输管道组分跟踪及相变量预测

气液混输过程中存在相间能量消耗、相间传质等现象,从而影响管内介质的流动状态和管道运行参数,气液相的组成也会不断变化。利用LedaFlow软件对某实际气液混输管道进行稳态模拟,对比分析物性表模型和组分跟踪模型得到的管道沿线参数模拟结果以验证组分跟踪法的可靠性,进而开展管道瞬态模拟,分析流体组成的变化规律并预测气液两相相变量。结果表明：该管道内流体沿程液化,气相摩尔流量下降,其瞬态流动过程为一个气相不断液化的过程;在稳态模拟中采用LedaFlow相平衡计算方式,即按照各相的流量占比与静止状态下的气液相分布相同的原则,可更为准确地确定流动过程中的相变量。研究成果可为气液混输管道中相变规律预测提供理论基础,提升气液混输管道流动安全评价的准确性。（图11,表2,参23）     

SPS管道仿真系统在靖边-咸阳管道的应用

靖边-咸阳(靖咸)管道沿线地形复杂,运行管理难度较大。以Stoner公司的SPS软件为基础,采用ADL和VB等语言进行联合开发,建立了符合靖咸原油长输管道实际的管道模型,可对启停泵、启停加热炉、并泵、加剂等工艺操作进行动态模拟,按照实际流程参数模拟管道从瞬态到稳态过程管道压力、温度及流量随时间的变化情况,实现了对工艺调整全过程的动态模拟。对靖咸管道水击工况的模拟结果表明:杨山站干线阀门误关闭20s后,管段运行压力即超过站内管网设施的允许压力等级。对靖咸管道不加减阻剂情况下的最大输量进行模拟的结果与现场运行参数基本一致。该管道模拟仿真系统能够满足实际工程精度要求,但仍存在一些问题,需进一步修改和完善。     

上海平湖海底天然气管道输送问题研究

应用HYSYS和PIPESYS软件对上海平湖油气田海底天然气管道进行水力分析，采用管道现场操作运行数据与软件计算结果进行比较，得出适用于管道压降和集液量的计算方法，并对输送压力、输量与管道集液量、集液形成时间的关系进行了研究，指出管道在小输量、低压力工况下运行，管道内形成的集液量越多，形成集液所需的时间就越长。借助HYSYS软件分析了凝析气的物性，绘出了相包络线和水化物形成曲线，通过分析得出，上海平湖油气田海底天然气管道在运行过程中不会形成水化物。