摘要：不同于原油、天然气管道,超临界CO_(2)管道在停输过程中,需要关注温度和压力共同作用下的CO_(2)相态变化。掌握停输过程管道各位置流体温压变化关系、初始气化工况点和气化程度,对实现管道安全状态预判具有重要意义。基于中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司百万吨级超临界CO_(2)管道示范工程KB CO_(2)管道,建立了管道水力热力模型并求解,获得了管道停输后全线压力、温度、密度、持液率及相态变化规律,发现流体密度值与单位温降对应的压降值存在正相关性。基于Peng-Robinson状态方程,得到流体气化前压力、温度和密度变化的函数表达式,该温压关系在CO_(2)相图中为相态迁移路径线的斜率值。该值主要受流体密度影响,流体密度500 kg/m^(3)、650 kg/m^(3)和800 kg/m^(3)对应的斜率值分别为0.213、0.325和0.473。同时,给出了流体初始气化时的温压计算公式和气化后持液率变化预测公式。CO_(2)相图中相态迁移路径线与气液平衡线的交点即为流体初始气化压力和温度点。CO_(2)流体气化后,压力和温度状态点将沿着气液平衡线移动,直到温度降至管道周围土壤环境温度。采用OLGA软件对推导出的计算公式进行了验证,计算值与模拟值的误差在±4.00%以内,说明公式具有较高的准确性。最后应用公式对示范工程停输过程安全状态进行了预测,发现管道起点发生气化时的压力最高,为避免管道任意点发生气化,需在管道压力降至7.0 MPa前进行再启动操作。

摘要：为解决管道裂纹在线检测评价的难题,基于平衡电磁检测的技术原理,建立管道表面电磁场和裂纹仿真计算模型,设计研制了Φ1219 mm管道平衡电磁内检测系统,制作含裂纹标样管并开展了牵拉试验。仿真分析结果表明,管道裂纹引起的电磁场畸变会引起平衡电磁传感器中电压信号的幅值和相位变化,不同角度裂纹产生的信号相位规律不同。对于轴向裂纹,裂纹长度与电压信号峰谷间距正相关;对于环向裂纹,裂纹长度与检测到电压信号的探头数量和探头间距相关;感应电压信号幅值与裂纹角度、埋藏深度、裂纹深度等裂纹形态和位置相关,通过以上特征可以有效实现阈值内全角度裂纹的识别和量化。通过预制含裂纹标样管的牵拉试验和对比分析,验证了平衡电磁内检测系统在2 m/s的检测速度下有较好检测性能的结论,管体及环焊缝裂纹的检出率和量化精度基本满足预期性能指标要求,低速下阈值内裂纹检出率可达91.67%,可信度为90%的条件下,环焊缝裂纹长度量化精度在±10 mm以内、深度精度在±3 mm以内,研究结果可为管道环焊缝裂纹检测提供一个新的解决方案。

摘要：【目的】新兴能源甲醇在能源转型中具有重要地位,采用成品油管道顺序输送甲醇可降低输送成本、提高输送效率,但甲醇与汽油、柴油之间特殊的相溶性问题对成品油管道顺序输送甲醇工艺具有较大影响。【方法】自主设计研发了甲醇-成品油混合相溶性实验装置,对不同醇油比、不同含水率下甲醇-成品油混合体系的相分离温度进行了实验研究。【结果】(1)在-10~50℃温度范围内,无水甲醇与汽油能够完全相溶。(2)在含水甲醇-汽油中,水分子与甲醇分子所形成氢键的强度远大于甲醇与汽油之间的结合力。微量水会导致甲醇与汽油的相溶性降低,甲醇含水率每增加0.2%,相分离温度升高7~8℃;随着醇油比增大,含水甲醇与汽油的相分离温度先增大、后减小,并在含水甲醇体积分数40%时达到最高。(3)无水甲醇与柴油存在明显的分层现象,随着温度的升高,柴油在甲醇中的溶解度增大。(4)含水甲醇与柴油不能完全相溶,随着含水率增大,柴油中的甲醇更易析出。(5)温度的降低会导致甲醇与成品油的相溶性降低,甲醇-成品油混合体系从底部开始析出液滴,且液滴在浮力的作用下不断上浮。【结论】厘清了不同条件下甲醇-成品油混合体系相溶性的影响规律,揭示了降温过程中甲醇-成品油混合体系分层演变规律,研究成果可为成品油管道顺序输送甲醇工艺的设计与运行提供科学依据及数据支撑。(图15,表1,参27)

摘要：CO_(2)油水混输管道所处的酸性环境极易引起管道内腐蚀,成为限制二氧化碳捕集与驱油封存技术发展的关键问题之一。目前,油水体系CO_(2)腐蚀行为研究已经成为管道安全和低碳技术领域广泛关注的重点问题。本文着眼于油水体系中钢材的CO_(2)腐蚀行为,分析总结了油水共存环境中CO_(2)腐蚀的行为特点和研究方法,比较了实验研究常用装置的优缺点及其腐蚀速率的表征方法,系统阐述了油气水多相环境中流动条件、水相组成、乳状液含水率及稳定性、流动形态和腐蚀产物膜等环境和组成条件对CO_(2)腐蚀行为的作用规律及腐蚀速率定量表征模型的发展现状。总体来看,对油水体系中CO_(2)腐蚀行为影响因素的定性分析和定量表征正逐步深入,但油相组成及乳状液微观形态与腐蚀速率的关联性仍不明确,可在现有宏观装置中耦合在线粒度分析仪等微观仪器进行原位数据采集,探究原油组成、界面润湿特性、乳状液微观结构及反相点等油相因素对CO_(2)腐蚀速率及产物膜性质的影响机理,建立考虑油相和乳状液特性的普适性腐蚀速率机理模型并逐步应用于工程实践。

摘要：CO_(2)管道泄漏的减压行为预测和断裂控制是CO_(2)管道输送安全的重要研究方向,现有减压波预测模型存在气液两相声速计算误差大,临界点计算不易收敛等问题。基于等容热力学改进了当地声速计算方法,建立了新的减压波预测模型,计算分析了气体组成、初始相态、起始压力和起始温度等对减压波曲线和降压曲线的影响,并对实际工程中CO_(2)管道泄漏的减压行为进行了预测。结果表明,相比燃烧后捕集或燃烧前捕集,富氧燃烧捕集气体下的初始减压波波速降低约26%,减压平台压力提高22%。随着减压过程进行,管内介质温度和压力工况点不再沿气液平衡线移动,而是直接进入气液两相区。超临界态的降压曲线与CO_(2)泡点线的交点所对应的饱和压力比密相态的高约26%,减压平台压力较高。低运行温度和高运行压力能够有效降低减压平台压力。由于管道沿程运行参数的差异,管道断裂风险由管道起点依次降低,前段管段是高风险管段。本研究可为CO_(2)管道设计和工程应用提供理论依据。

摘要：【目的】超临界CO_(2)管输是解决碳捕集、利用与封存(CarbonCapture,Utilization and Storage,CCUS)技术中碳源、碳汇不匹配问题最经济的方式。当管道因维检修需进行放空作业时,由于相变与焦汤效应的影响,放空管段温度可能低于-20℃,诱发管道脆断。【方法】利用OLGA软件建立超临界CO_(2)管道放空模型,将模拟结果与参考文献中的实验数据对比,发现OLGA软件在预测CO_(2)相变、温降及压降方面具有较高的准确性。在此基础上,提出间歇放空方案,并模拟分析了不同初始压力与温度下放空阀开度对放空过程与关阀回温过程时长的影响。【结果】在整个干线管道放空段中,放空点是最危险点,其温度会率先降至一20℃。随着阀门开度减小,放空点到-20℃所需时间呈指数增长。放空阀开度越小,一次开阀放空总质量越大,但平均放空速率越小,放空时间成本越高。放空阀开度增大,一次开阀放空总质量减小,且干线管道放空段整体压力水平高,使将管内介质完全放空至大气压力所需时间增加。关闭放空阀后,管内介质回温过程可分为由轴向换热与径向换热主导的两个阶段,且轴向换热主导阶段的温升速率更大。随着阀门开度的增加,关阀回温时长会迅速增加并趋于稳定。【结论】放空阀开度过大或过小均会导致放空时间过长,工程应用中可以将放空点处的温度或压力与放空阀的动作连锁。为保证控制的可靠性且尽可能缩短总放空时长,需合理确定放空阀每次动作的开度。

摘要：为得到超临界CO_(2)管道安全停输时间,本文采用商业软件OLGA建立了多因素协同作用下管道安全停输时间计算模型。基于中国石油新疆油田分公司规划的超临界CO_(2)管道工程参数范围,开展了对输量、管径、管长、首站出站温度、土壤环境温度、总传热系数、末站进站压力等管道安全停输时间影响因素研究,并基于灰色关联度分析方法,得出了土壤环境温度、管长等为敏感因素。为预测管道的安全停输时间,基于以上参数化分析得到的1728组安全停输时间计算结果,建立了管道安全停输时间数据库,结合量纲分析方法,利用Python拟合得到了用于映射七大可变参数(自变量)与超临界CO_(2)管道安全停输时间(因变量)的高度非线性回归计算公式。结果表明:该拟合公式预测结果的最大相对误差小于10%,预测准确性良好,且该方法具有较高的计算效率。

摘要：[目的]超临界CO_(2)管道不同于原油、天然气管道,其在停输的瞬态过程中存在相特性变化问题。为保障超临界CO_(2)管道停输后的安全,确定其停输前的安全运行工艺(输送压力、输送温度)边界具有重要意义。[方法]为准确描述管道停输后的瞬态过程,以新疆油田超临界CO_(2)管道示范工程为例,采用OLGA软件建立了水力热力计算模型。同时基于管流连续性方程、运动方程、能量方程、PR状态方程及热力学关系式,采用Matlab编程计算的方式对商业软件模型的准确性进行了验证。根据获得的管道停输过程中管内温度、压力、密度及相态协同变化波动规律,提出在压力和温度协同作用下,以CO_(2)密度发生阶跃变化来确定管道安全停输时间的原则,从而将安全停输时间问题转化为避免输送体系中超临界CO_(2)转变为气相的问题。[结果]基于该示范工程的压力和温度运行参数范围,分别确定了夏季和冬季工况下高压低温、高压高温、低压低温、低压高温共8种典型工艺运行边界。同时对比分析了不同季节、不同边界条件下的停输过程管内参数波动变化特征、温压协同变化关系、相态转变路径及规律等。[结论]高压低温边界最安全,低压高温边界最危险;冬季相比夏季,管道安全停输时间大幅缩短。为指导工程实际,分别给出了夏季和冬季示范工程安全停输工艺边界范围及函数表达式。研究结果可为超临界CO_(2)管道安全运行提供理论支持和技术保障。

摘要：CO_(2)管道输送是CCUS(碳捕集、利用与封存)技术的重要环节。利用PR(Peng-Robinson)方程对管输不同相态纯CO_(2)物性参数进行了计算,并拟合了密度与温度、压力的相关经验公式;采用PR方程开展了含H_(2)S、H_(2)、CH_(4)、N_(2)、O_(2)等气体杂质CO_(2)多元体系物性、相特性计算。依托某油田CO_(2)管输示范工程,利用OLGA(全动态多相流模拟计算软件)和HYSYS(石油化工工艺流程模拟软件)计算分析了输送含有不同杂质种类和含量的CO_(2)气源对于增压功率、换热功率,管道沿程温降、压降,以及管输能力的影响。结果表明,杂质通过影响泡点线、露点线使两相区扩大,其中H_(2)和N_(2)扩大的区域最大;H_(2)、CH_(4)和H_(2)S会增大站场压缩机和换热器总功耗;杂质的添加将增大管道沿程温降和压降,其中H_(2)的影响最大;H_(2)S会略微增大管输能力,其他杂质均会降低管输能力。

摘要：超临界CO_(2)管道在停输和再启动等瞬态过程中,流体易发生相变,密度、比热容等物性参数会发生阶跃式变化,使得管内的CO_(2)流体体积发生剧烈波动,将对管道产生脉动冲击,危害管道安全。为了明确超临界CO_(2)管道安全停输时间的影响因素,从安全控制的角度出发,首先结合超临界CO_(2)物性、相图和准临界性质,确定了超临界CO_(2)管道安全停输时间的定义,从管道停输开始至管内任一点流体进入气液共存区的时间;然后依托新疆油田CO_(2)管输示范工程,分别采用商业软件和MATLAB编程的方式,建立超临界管输水力热力计算模型,探究了管道停输及再启动过程中管内温度、压力、密度及相态协同变化波动规律;最后采用因素轮换法研究了主要工艺参数和环境参数对管道安全停输时间的影响规律。结果表明:降低首站出站温度、提高管道运行压力、较高土壤环境温度、较低管土总传热系数有助于延长超临界CO_(2)管道的安全停输时间。研究结果可为超临界CO_(2)管道安全运行提供一定理论支持和技术保障。