高压CO_(2)管道泄漏动态压力计算模型研究

高压CO_(2)管道运行过程中可能因为腐蚀或外部因素发生泄漏,由于CO_(2)相态复杂,管内压力相应产生复杂动态响应变化,管内压力动态变化规律对于减压波预测、管材韧性止裂具有重要影响。为研究不同工况下管道泄漏过程中管内压力变化特性,基于等熵原理建立了高压CO_(2)管道泄漏管内动态压力计算模型,并结合工业规模CO_(2)管道泄漏实验数据以及HYSYS软件计算结果对模型进行了验证。结果表明:相比HYSYS软件,新建模型对于高压CO_(2)管道泄漏过程压降的预测与实验结果更吻合,平均预测误差为3.9%,表明新建模型可以准确预测高压CO_(2)管道泄漏过程管内压力的动态响应变化规律。研究成果可为高压CO_(2)管道泄漏过程管内动态减压特征预测提供理论支撑。

海上平台超临界CO_(2)管道泄漏扩散规律实验研究

CO_(2)封存是实现中国“双碳”目标的有效技术途径之一,海上CO_(2)封存通常依托海上油气平台管道回注,CO_(2)回注过程中可能发生泄漏而严重影响作业人员安全。以恩平15-1海上平台为研究对象,开展超临界CO_(2)泄漏扩散规律实验研究。通过缩比设计,搭建与恩平15-1相应的物理模型实验平台,利用相似理论和量纲分析方法,设计了超临界CO_(2)泄漏扩散参数,开展了海上平台管道CO_(2)在不同泄漏压力(1.5~3.0 MPa)、泄漏孔径(0.5~6.2 mm)、泄漏方向(水平、竖直、斜45°)及环境风速(0~0.5 m/s)下的相似模型实验,研究泄漏CO_(2)在平台上的扩散情况及浓度分布规律。结果表明:压力和环境风速的变化,会影响CO_(2)泄漏后的近场射流,但对其远场扩散的影响较小;CO_(2)浓度会在泄漏约20 s后达到峰值并保持稳定,不会随泄漏时间的增加而增大;泄漏口径会显著影响泄漏口轴向CO_(2)浓度的分布规律。研究结果为海上平台CO_(2)泄漏监测与安全防护设计提供了参考。

超临界CO_(2)输送管道泄漏监测系统研究

为了减少超临界CO_(2)输送管道泄漏产生的危害,有必要研究监测泄漏的方法。超临界CO_(2)管道输送是碳捕集、利用和封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)全产业链中的关键环节,由于CO_(2)具有较高焦耳—汤姆逊系数,泄漏中温度大幅下降会使管道韧性下降,极可能造成管道脆性断裂扩展,导致管道断裂和介质泄漏扩散。对超临界CO_(2)输送管道泄漏特性进行分析,提出了管道泄漏监测和站内泄漏监测的方法、相关仪表选型、报警点的设置及处理方案。研究成果可为超临界CO_(2)输送管道泄漏监测系统设计提供参考。

CO_(2)驱油封存泄漏风险管理系统及应用研究

CO_(2)驱油封存技术在提高原油采收率的同时能实现大规模CO_(2)封存。然而,驱油封存过程伴随着多种CO_(2)泄漏风险。针对以往CO_(2)泄漏风险管理系统的缺乏,特别是缺少基于在线监测的管理系统,难以支撑动态的风险管理,研究基于CO_(2)驱油封存泄漏风险管理体系的构建,开发了集成多环境实时风险识别和评估、多空间风险预测、多层级风险预警和全过程风险控制的动态CO_(2)泄漏风险管理系统,并应用于鄂尔多斯盆地延长石油CO_(2)驱油封存示范项目。案例应用研究表明,所开发的CO_(2)泄漏风险管理系统可以全空间动态识别CO_(2)驱油封存过程的各种泄漏风险,有效支撑泄漏风险的动态管理,为CO_(2)驱油封存项目提供全面及时的安全保障。

鄂尔多斯盆地CCS-EOR项目CO_(2)泄漏环境风险评估

以鄂尔多斯盆地乔家洼CCS-EOR项目为例,通过工程活动指标分解及选项设计,形成涵盖油区特征、储盖层特征、工程设计、工程监管4大类20个指标的环境风险可能性判定指标体系,利用问卷调查和专家打分法,界定驱油工程环境风险可能性。结合国内外文献分析,开展项目对空气、土壤和微生物、作物、动物及人群等环境风险受体的影响程度界定,基于界定结果,按照风险评估矩阵,对该工程CO_(2)泄漏环境风险水平的评估结论为低风险,在后期运行过程中应强化风险防范与监测。

基于数值模拟的CO_(2)地质封存项目井筒泄漏风险定量化评价方法

为评估CO_(2)地质封存场地的CO_(2)沿井筒泄漏风险,介绍了自主研发的可对CO_(2)井筒泄漏风险进行定量化评价的数值模拟WellRisk软件,将软件应用于实际CO_(2)地质封存场地--神华鄂尔多斯CO_(2)咸水层封存示范工程,定量评估该场地CO_(2)沿注入井和监测井的泄漏量,并将软件模拟结果与美国能源部开发的NRAP–IAM–CS(The national risk assessment partnership–integrated assessment model–carbon storage)软件模拟结果进行对比,实现了CO_(2)沿井筒泄漏风险的定量化评价。定义了井筒泄漏系数,即井筒发生泄漏的有效截面积和井筒总截面积的比值,并将井筒泄漏系数作为量化表征井筒固井质量的重要参数。当泄漏系数取值为10^(–6)时,神华CO_(2)地质封存场地在1000 a内的总泄漏量为720 tCO_(2),占总注入量的0.24%,小于IPCC的风险阈值1%。因此,泄漏系数为10^(–6)或更低的井筒是低风险泄漏井,具有良好的固井质量,对应于NRAP–IAM–CS软件中井筒渗透率低于10^(–12)m^(2)的情况。泄漏系数为10–5或更高的井筒是高风险泄漏井,具有较差的固井质量。WellRisk和NRAP–IAM–CS的计算结果均表明,当注入井和监测井的固井质量良好时,神华CO_(2)地质封存场地基本不存在CO_(2)泄漏风险。

海洋CO_(2)管道输送技术现状与展望

管道输送是经济高效的CO_(2)运输方式,海洋CO_(2)运输是离岸碳捕集、利用与封存(CCUS)产业链的关键环节和规模化开展离岸CCUS工程建设所需的核心技术。本文明晰了我国实施离岸CCUS的优势、典型海洋碳运输情境和海洋CO_(2)运输方式,剖析了国内外海洋CO_(2)管道输送的技术与工程概况;从CO_(2)流体相态及流动安全,沿程腐蚀风险评估、监测及预警,CO_(2)泄漏实时监测技术,高压CO_(2)泄放及对环境的影响等方面梳理了海洋CO_(2)管道输送工艺技术现状;从CO_(2)管道材料断裂行为及止裂措施、高耐蚀及密封材料、碳钢管道长寿命运行的关键腐蚀控制技术、注采井筒的腐蚀风险评估等方面梳理了海洋CO_(2)管道材料技术现状。研究认为,加快发展适应海洋CO_(2)管道输送复杂工况的材料体系、全流程CO_(2)管道的智慧管理与数字孪生技术、海底CO_(2)管道全生命周期运行关键技术、在役海底管道改输评估与保障技术,采取加快推动我国近海碳封存CO_(2)管网规划、拓展和深化跨行业/跨机构合作模式创新、系统建设海陆统筹的标准体系、引导专业化技术服务企业深度参与海底CO_(2)管网建设等举措,促进我国海洋CO_(2)管道输送体系高质量建设。

超临界CO_(2)管道输送流动保障分析要点探讨

近年来,随着碳捕集与封存的需求不断提高,CO_(2)管道成为关键支撑,大规模发展趋势明显。CO_(2)管道可采用气相、超临界相或密相输送的方式。相比气相输送,长距离CO_(2)管道采用超临界输送模式具有更好的经济性。与常规油品输送相比,超临界CO_(2)在输送过程中存在水击超压、热膨胀超压、降压相变、相变低温等问题,受超临界CO_(2)物性特点、输送工艺等影响,超临界CO_(2)流动保障值得系统性探讨。基于超临界CO_(2)输送工艺与运行特点,识别了超临界CO_(2)管道输送流动保障分析要点,探讨了超临界CO_(2)与常规油品的水击超压、热膨胀超压问题,具体开展了超临界CO_(2)计划性放空管体相态与温度分布研究。研究表明:超临界CO_(2)管道水击超压影响相对较小,但存在水击点下游降压相变风险;超临界CO_(2)管道停输后存在热膨胀超压风险;受地形影响,超临界CO_(2)管道计划性放空时存在不均匀相变与不均匀温度分布等问题;超临界CO_(2)管道计划性放空宜同步开展数值模拟分析,泄放过程温度监测方案还需进一步研究。研究成果可为超临界CO_(2)管道设计与运行提供相关借鉴。

适用于超临界CO_(2)管道的稳态输送水力热力计算模型

超临界CO_(2)管道输送是碳捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)中的重要环节,由于超临界CO_(2)水力热力特性与气液有明显差异,为满足实际CO_(2)管道工艺方案设计要求,需要建立适用于超临界CO_(2)的水力热力计算模型,为CO_(2)管道工艺设计参数选择及方案优选提供理论支撑。基于此,以考虑高程差的管道稳态连续性方程、运动方程、能量方程三大守恒方程为基础,结合相平衡实验选择适宜状态方程计算纯CO_(2)或含杂质CO_(2)的物性参数,采用四阶龙格—库塔法迭代数值求解,通过C++语言采用自适应步长设置来满足实际高程变化影响,自主编程得到了一维非等温考虑地形起伏的超临界CO_(2)管输稳态水力热力计算模型,并分别通过实验和OLGA软件从多个方面验证了模型具有较高的精度。利用建立的模型研究杂质含量及种类对CO_(2)管道稳态输送过程的压降和温降的影响,得到杂质种类对压降和温降的影响规律:O_(2)、N_(2)、H_(2)O、CO、Ar、H_(2)、CH_(4)等杂质对温降数据有相同的趋势,几乎不存在影响;在压降数据上发现H_(2)O杂质会导致压降减少,其余杂质均会造成不同程度的压降增加,影响程度体现为H_(2)>CO>N_(2)>CH_(4)>O_(2)>Ar。结合CO_(2)的独特性质,针对超临界CO_(2)管道稳态运输的计算不应当忽略高程差的影响,同时也应注意杂质导致的温降和压降的变化。

超临界CO_(2)管道瞬态输送工艺研究进展及方向

长距离超临界CO_(2)管道瞬态输送的核心技术还有待突破,相关模型和方法亟需工业规模示范工程的验证及修正。以成就型综述法,对超临界CO_(2)管道输送过程中停输、水击、泄漏和放空工况下形成的CO_(2)瞬态流加以描述、成果比较和综合评价。结果表明:超临界CO_(2)瞬态流的关键因素是温度、压力、相态变化、协同作用;超临界CO_(2)管道安全停输时间可定义为从停输开始至管内任一点流体即将进入气液共存区的时间;CO_(2)发生相变首先造成流速突变,进而是压力的突变,产生水击现象,引起新的瞬变流动;站场放空系统的设计目标是在放空过程不出现冰堵、材料冷脆、噪声污染、放空系统激振等问题的前提下,放空时间尽量短;埋地管道泄漏规律涉及到土壤渗流场、温度场、浓度场等多场耦合问题。研究结果可为超临界CO_(2)管道流动安全保障提供参考。

CO_(2)压缩机活塞环变形与制冷剂泄漏模拟

为研究活塞环在压缩机工作过程中运动及变形对制冷剂泄漏的影响,利用Solidworks软件建立活塞环三维模型,通过ANSYS软件对活塞环进行流固耦合数值模拟,进而研究活塞环在最大温度与压力载荷下的变形情况;建立制冷剂泄漏通道模型,并编写profile程序,获得活塞环位置改变及入口压力变化下通道内制冷剂泄漏速度的变化规律。结果表明:在压缩行程结束之际制冷剂泄漏量达到最大值,活塞环在膨胀行程及压缩行程下存在纵向位移,2个行程下,最下方的活塞环3速度最大,中间的活塞环2速度最小;与膨胀行程相比,压缩行程下3道活塞环的整体速度更大,其位移所需要的时间更短。研究结果对活塞环受力分析及制冷剂泄漏提供了理论依据。

咸水层CO_(2)封存注入阶段盖层泄漏风险的数值模拟

为探究CO_(2)封存过程盖层封闭性变化,以某区块咸水层为研究背景,在数值模拟的基础上,以盖层密封性和力学完整性损伤研究为主线,基于两相渗流理论,建立了气-水-固多场耦合模型,通过改变注气速率和总量,对储层流体运移规律、盖层密封性和力学完整性变化进行研究。结果表明:随着与注入井径向距离的增加,CO_(2)-盐水界面形状逐渐垂向增加,泄漏量与注气总量和注气速率相关;通常在盖层力学失效前,盖层密封性就已经受到破坏,拉伤区通常先发生在注射孔周围。

超临界CO_(2)管道破裂泄漏影响探讨

近年来,随着碳捕集与封存的需求不断提高,CO_(2)输送管道成为关键支撑,大规模发展趋势明显。相比气态输送,长距离CO_(2)输送管道采用超临界输送模式经济性更好,但具有泄漏后压力台阶较高、管道止裂韧性要求较高、泄漏后果与油气介质不同等显著特点。尤其对于超临界CO_(2)管道泄漏问题,受CO_(2)密度大于空气、具有窒息性等特性影响,泄漏后果分析日益受到关注,值得深入研究。目前,国内外已经发布了相关CO_(2)管道输送技术规范,但未见对泄漏后果定量分析方法与临界阙值指标的明确要求,对工程设计的详细指导尚显不足,且鲜有与实验测试结果分析比对的探讨。基于CO_(2)相态特点,结合超临界CO_(2)输送特点,探讨了超临界CO_(2)泄漏后果的安全阙值选取问题,开展了国外超临界CO_(2)管道破裂实验的深度调研,比对性地开展了超临界泄漏后果模拟分析。研究表明,推荐选择摩尔浓度4%作为CO_(2)线路管道破裂影响范围评价浓度值;国外大规模CO_(2)全尺寸破裂实验的泄漏影响范围大于同等规模天然气管道潜在影响半径;CO_(2)管道破裂泄漏扩散范围受管道长度、管道外径影响较大,对管道压力影响敏感性较低。研究成果可为超临界CO_(2)管道设计提供相关参考。

超临界CO_(2)海底管道材料设计研究

随着CO_(2)海底封存技术的势在必行,海底超临界CO_(2)输送管道应用应运而生。为指导海底超临界CO_(2)管道的设计,通过分析超临界CO_(2)腐蚀性确定海底管道的腐蚀裕量,通过分析海底管道的特殊安装方式及服役特点结合超临界CO_(2)的泄压特性,得出钢管的强度、硬度、塑性变形、韧性等力学性能设计指标。同时建立了超临界CO_(2)海底管道断裂控制计算方法,并指出现有方法存在的问题及后续的研究重点。

基于PHAST的CO_(2)露空管道大规模泄漏与放空模拟

为保障CO_(2)管道大规模泄漏和放空过程安全,防止CO_(2)扩散导致人员或地面生物伤亡,考虑泄漏和放空的情况,利用PHAST软件对CO_(2)管道大规模泄漏和放空时的浓度扩散情况进行数值模拟。以国内外安全标准中规定的安全浓度为研究依据,对CO_(2)泄漏影响范围进行模拟,研究分析得出不同介质相态、阀门开度、天气条件和泄漏放空角度对扩散范围的影响。通过总结模拟结果得到结论——使用垂直立管的计划泄漏放空不需要考虑地面危险浓度范围,全尺寸意外泄漏放空危险浓度范围与介质相态、天气条件和泄漏放空角度相关。

CO_(2)地质封存系统泄漏风险评价

CO_(2)地质封存是缓解温室效应的重要手段,而封存系统的泄漏风险评价是安全封存的基础。首先,综合分析影响CO_(2)地质封存系统泄漏的因素,认为诱发泄漏风险的原因主要是CO_(2)低温冷流体产生对井筒和盖层的交变应力和CO_(2)-水-岩腐蚀反应综合作用下导致井筒和盖层的完整性失效。考虑多因素综合作用对CO_(2)地质封存系统泄漏的影响,并基于模糊综合评价理论(FCE),建立了CO_(2)泄漏风险因素间的层次关系模型,进行了CO_(2)地质封存系统泄漏风险评价,其过程包括应用非线性正态隶属函数建立CO_(2)泄漏风险因素对评语的隶属度矩阵,并应用层次分析方法构建泄漏风险影响因素间的比较矩阵,以获得泄漏风险因素的权重子集,并对给定实例CO_(2)地质封存系统泄漏风险进行评价,进而得出所评价的CO_(2)地质封存井筒当前处于泄漏低风险,盖层处于泄漏中风险,封存系统处于泄漏中风险。通过采集CO_(2)地质封存过程中泄漏风险影响因素的变化并进行模糊运算模型更新,可动态跟踪CO_(2)地质封存系统泄漏风险。

集输管道CO_(2)腐蚀预测机理模型研究

CO_(2)驱油技术因能显著提高油藏采收率而在各大油田得到广泛应用,但采出液中CO_(2)含量的升高却使得地面集输管道腐蚀现象严重。针对地面集输管道CO_(2)腐蚀问题,开展了腐蚀产物膜影响下CO_(2)腐蚀速率预测研究。依据腐蚀热力学和腐蚀动力学理论,考虑流体流动、电化学反应、传质过程等多场耦合作用,在Nesic等研究的基础上引入腐蚀产物膜对离子传质扩散系数的影响因子,提出了新的腐蚀预测机理模型,并对化学、电化学及传质计算进行了改进。利用文献中实验数据对模型的预测结果进行了对比与验证,结果表明,腐蚀预测模型与实验数据吻合情况良好,在腐蚀产物膜存在的条件下能够实现腐蚀预测速率的有效修正,进一步提高了CO_(2)腐蚀预测机理模型的适用性和准确性,为油气生产和加工输送管道及相关设施设计提供一定参考。

油气管道CO_(2)-H_(2)S/SRB腐蚀机理及预测模型研究进展

腐蚀是影响油田管道完整性管理的关键因素,往往会引起管道穿孔和输送介质泄漏,进而带来严重的经济损失和安全事故。因此,管道材料腐蚀机理与腐蚀速率预测对于后续腐蚀防控方案的制定和效果尤为重要。文章旨在综述油田管道CO_(2)-H2S/SRB腐蚀机理及预测模型相关研究进展。首先研究了CO_(2)-H_(2)S、SRB、CO_(2)/H_(2)S/SRB条件下腐蚀机理,然后分别总结了不同腐蚀机理下的预测模型,最后对比了不同模型的建模方法、考虑因素以及各自适用条件,分析了腐蚀速率预测模型的实际应用现状和展望了未来发展趋势,以期为解决油田管道实际腐蚀失效问题及针对该领域进一步研究提供借鉴意义。

基于LASS0-MBAS-ELM的海底多相流管道CO_(2)内腐蚀速率预测

针对海底多相流管道CO_(2)内腐蚀发生频繁,检测难度大的问题,建立基于套索回归(LASSO)和多种群甲虫天牛须优化算法(MBAS)的极限学习机(ELM)预测模型,以提高预测效率及预测精度。以LASSO回归筛选腐蚀影响因素,提取关键指标,降低预测输入维度;采用MBAS对ELM的输入权值及隐层阈值进行修正,避免因随机设置造成的不稳定性。以我国海南东部某海底油气管道的50组数据为例,通过MATLAB模拟仿真,分析预测结果,并与其他两种模型对比。结果表明:温度、pH值、流体流速和CO_(2)分压是影响该类型管道腐蚀的关键因素。LASSO-MBAS-ELM模型的预测结果与实际值拟合度更高,其均方根误差、平均绝对误差及平均绝对百分误差分别为0.089%、0.079%和3.068%,均优于对比模型。所提出的方法在数据有限的情况下,仍具有良好的可靠性和稳定性,为准确掌握海底管道腐蚀状况提供了新的思路;同时为海洋油气运输系统日常运行维护提供了参考依据。

尿素装置CO_(2)汽提塔加热器泄漏分析及处理

安徽六国化工股份有限公司300 kt/a尿素装置采用荷兰斯塔米卡邦CO_(2)汽提工艺。2021年11月7日每日例行检测发现CO_(2)汽提塔加热器排出蒸汽冷凝液电导率及NH3含量严重超标,基于汽提塔结构及工作原理,以及尿素装置蒸汽和冷凝液系统工艺流程,结合蒸汽及冷凝液检测数据,经分析确认为汽提塔加热器泄漏所致。在做好泄漏处理前的准备工作并制定好处理方法后,2021年11月13日尿素装置停车检修汽提塔,确认汽提塔上花板存在一处针雾状漏点,随即进行了补焊处理,2021年11月17日尿素装置重启后,迄今汽提塔加热器运行状况良好。并从CO_(2)汽提塔加热器泄漏事故中总结了汽提塔的运行维护措施。