不同相态下CO_(2)管道输送技术经济评价分析

目的为助力实现“双碳”目标,明确不同相态下CO_(2)管道输送的适应性和经济性。方法以中国石油西南油气田碳酸盐岩气藏CCUS-EGR关键技术研究为背景,优化建立了气相、液相以及超临界相3种相态的CO_(2)管道输送经济性估算模型,分析了流速、输送距离以及输送量对相对总成本的影响。结果①最低输送成本气相管道最高,液相管道次之,超临界相管道最低;②气相经济流速为3.0~4.0 m/s,液相经济流速为1.0~1.8 m/s,超临界相经济流速为2.0~2.4 m/s;③在不同输送距离下,相对总成本随着输送距离的增加而增大;④在不同输送量下,相对总成本随着输送量的增加而增大,DN200以上规格的管道输送成本随输送量变化增长较慢,DN100的管道输送成本随输送量变化很大。结论通过建立CO_(2)管道输送经济性估算模型,分析不同相态下的CO_(2)管道输送经济性,为CO_(2)管道输送工程建设提供充分的依据和参考。

古龙页岩油注CO_(2)/烃类气相态特征及多周期作用机制

基于PVT实验和多周期注CO_(2)/烃类气采油物理模拟实验,结合相态模拟计算揭示古龙页岩油注气前后的高压物性和流体类型演化规律,评价多周期注气作用下的原油采出效果,分析多组分间的抽提传质机理。实验结果表明:古龙页岩油属于轻质弱挥发性油藏,当压力降低至泡点压力以下时,原油的黏度和密度快速增大,原油物性急剧变差。因此,对于成熟度较高的页岩油,利用注气补充地层能量并维持良好的原油物性是提高采收率的关键,且注CO_(2)对原油的膨胀、降黏效果均优于注烃类气。此外,注CO_(2)/烃类气可使古龙页岩油由弱挥发性油藏向挥发性油藏转变,先注烃类气再注CO_(2)使得古龙页岩油呈现出由挥发性油藏进一步向凝析气藏过渡的趋势。古龙页岩油脱气后的溶解气驱效果更优,产出油相呈现连续的泡沫油状态。注CO_(2)/烃类气可为地层原油补充溶解气和弹性能量,注CO_(2)对原油中间烃组分(C_(5)—C_(10))和重烃组分(C_(11)+)的抽提效果均较好,注烃类气对原油中间烃组分的抽提效果更好。

延长油田低渗油藏注CO_(2)后原油相态特征研究

为了解决延长低孔低渗油藏注水开发中后期面临水淹水窜等一系列开发矛盾问题,通过室内CO_(2)与原油PVT相态实验和细管实验测试,研究了地层原油中注CO_(2)后相态变化特征及CO_(2)与原油的最小混相压力。实验结果表明,原油中注CO_(2)后,饱和压力逐渐上升,原油膨胀能力很强,目前地层压力下地层原油的体积膨胀系数为1.2023,原油粘度的最大降幅可以达到70%以上,细管实验表明CO_(2)与地层原油的最小混相压力为22.51 MPa,原始地层压力下不能实现混相驱。该研究为延长油田注CO_(2)驱油可行性提供了理论依据,对延长低渗透油藏长期持续发展具有重要意义。

CO_(2)地质利用与封存中碳迁移及其相态分布规律

CO_(2)地质利用与封存技术是“双碳”战略下重要的碳减排手段,前人的研究多集中于地质利用方面,而对地层的碳封存潜力尤其是CO_(2)矿化潜力的定量评价存在不足。为此,通过程序开发手段,将闪蒸计算加入开源的反应溶质运移模拟软件中,利用改进后的软件建立了松辽盆地大情字井油田H59区块的三维地质模型,通过历史拟合注采过程校正模型地层参数,最后采用校正后模型量化表征了不同注入阶段及注采结束后CO_(2)迁移与相态转化的时空演化过程。研究结果表明:①在油藏CO_(2)混相驱条件下,CO_(2)在注入井端的小范围内呈现气相,在接触到油相前缘后,CO_(2)受浮力影响减弱,在垂向上逐渐趋于均匀分布,并向开采井端均匀推进;②气水同注阶段与注气阶段均有超过70%注入的CO_(2)溶解于油相,但气水同注阶段溶解于水相的CO_(2)含量明显增加;③注采结束后的相态演化特征表现为溶解水相CO_(2)逐渐转变为矿物相,而溶解油相CO_(2)存在转变为游离态气相的趋势;④注采结束后,主要矿化过程为绿泥石及铁白云石溶解产生铁、钙离子,与碳酸根离子结合构成方解石和菱铁矿等沉淀矿物(固碳矿物),而主要溶解矿物有钾长石、钙蒙脱石、铁白云石及绿泥石。结论认为,基于现场实测数据,利用嵌入闪蒸计算的CO_(2)地质利用与封存组分模拟软件,提高了对CO_(2)迁移及分布相态规律的进一步认识,研究结果对实现注CO_(2)高效提高采收率与封存具有重要指导意义。

“双碳”目标下CO_(2)输送管道与腐蚀防治技术研究现状及展望

全球能源产业正面临全方位深刻变革,中国能源转型与实现“双碳”目标已是必然趋势。碳捕集、利用与封存(CCUS)技术是全球实现大规模碳减排的关键技术之一,也是实现“双碳”目标及可持续发展相结合的重要技术选择。CO_(2)管道作为CCUS技术实施过程中的输送纽带,称为CCUS的主动脉或生命线,其安全运行至关重要。以CO_(2)管道输送过程中CO_(2)不同相态特性为出发点,全面梳理和总结了CO_(2)的输送方式及特点。通过对超临界CO_(2)输送管道的设计标准和腐蚀防治研究进展进行总结和讨论,剖析了CO_(2)管道输送存在的腐蚀影响因素及治理技术,并对后期发展提出了建议和展望,以期为中国长距离CO_(2)管道建设及腐蚀防治研究提供理论参考。

裂缝内CO_(2)压裂液相态分布特征的数值模拟研究

CO_(2)干法压裂工艺利用纯液态CO_(2)进行携砂压裂施工,对储层进行改造,该技术已实现大量现场应用。但是,CO_(2)压裂液在裂缝内的相态分布尚未进行系统的研究。运用流体模拟软件,建立二维裂缝的物理模型,分析CO_(2)压裂液在造缝过程中的相态分布。研究结果表明,在造缝过程中,CO_(2)压裂液以液态CO_(2)和超临界CO_(2)两种相态存在,并且以超临界CO_(2)的分布为主;CO_(2)压裂液充满裂缝时,随着测点与井口距离的增加,CO_(2)温度先增加,然后趋于稳定;CO_(2)压裂液进入裂缝内,压裂施工完成20 min时,裂缝内CO_(2)的温度达到地层温度;地层温度越低,液态CO_(2)吸热越慢,达到超临界相态所需时间越长,超临界CO_(2)分布区距离缝口越远。

含微量水和氧气的CO_(2)输送管道的腐蚀环路模拟试验

管道输送是碳捕获、利用与封存(CCUS)技术链条中CO_(2)运输环节最经济高效的方式之一。采用深水多相流动态腐蚀评价系统,开展了含微量水及氧气杂质条件下的气相CO_(2)输送管道的腐蚀模拟试验。结果表明:气相CO_(2)中微量水的存在会使管道发生较为严重的腐蚀,微量氧气的加入会加剧腐蚀。因此,对于气相CO_(2)输送管道,应严格限定流体中的水及氧气含量,以控制碳钢输送管道的内部腐蚀。

超临界CO_(2)管道止裂韧性预测模型研究

碳中和目标下,超临界态CO_(2)管道输送已成为碳捕集利用与封存(CCUS)技术发展的必然趋势。然而,目前超临界CO_(2)管道止裂控制体系尚未构建,管材止裂韧性难以预测,成为限制其广泛应用的瓶颈问题之一。针对该问题,通过归纳国内外相关文献及规范标准,对超临界CO_(2)管道止裂控制研究进展及最新标准体系进行了简要综述;在系统收集已开展CO_(2)管道全尺寸爆破试验信息及数据的基础上,对现有止裂韧性预测模型适用性进行了讨论,由此确定了CO_(2)管道止裂韧性预测模型修正形式,并对不同模型适用范围及预测结果进行了讨论。研究结果表明,建立的修正模型解决了传统止裂预测模型过于激进的问题,同时降低了DNV推荐方法的保守性。建议将修正模型与DNN预测方法相结合,以使管材韧性值处于止裂区域;同时开展高效准确的CO_(2)管道裂纹动态扩展数值模拟。所得结果可为我国CO_(2)管道止裂设计提供指导。

CO_2输送管道工程设计标准的探讨

我国碳排放总量目前已位居世界首位,但国内CO2输送管道的建设尚处于起步阶段,设计建设经验较少。为此,介绍了国内外CO2输送管道工程建设现状,研究了相关标准的制订情况。分析结果表明,国内外对于CO2输送管道设计的标准较少,由于输送介质物性差异,在CO2输送管道设计中沿用现有油气管道设计标准会带来诸多问题,如对防爆要求过高,缺少针对窒息、溶胀等危险因素的防范措施,增加了工程建设投资和存在安全隐患等。从而提出了CO2输送管道工程标准的编制原则和技术思路,并建议以国外标准中CO2有关内容为基础,利用国内外CO2输送领域的最新研究成果,参照国内的油气管道标准模式,编制CO2输送管道设计标准。同时还对标准编制过程中所需要特别注意的问题进行了探讨,结论指出目前编制的CO2管道标准仅适用于陆上CO2输送管道工程设计,适用气相、液相两种输送相态;随着超临界相在国内的建设与其技术的发展,今后应将其内容补充进标准中。

衰竭底水气藏注CO_(2)提高天然气采收率与碳封存机理

气藏注CO_(2)提高天然气采收率并实现碳封存有望成为大幅度提高天然气产量与碳减排协同的潜在关键技术。为了给底水气藏注CO_(2)高效开发提供指导,针对地层水盐度对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、气藏注气过程中压力变化对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、注采方案对注CO_(2)提高气藏采收率影响、盐度对注CO_(2)提产及封存影响等目前认识不清的问题开展了CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡规律及注CO_(2)提采与封存数值模拟研究。研究结果表明:①随着盐度增加,CO_(2)和CH_(4)在盐水中的溶解度降低,液相的密度和黏度增加,盐度对气相性质几乎没有影响;②随着压力增加,CO_(2)和CH_(4)在液相中的溶解度均增加,气相、液相密度和黏度均增加,液相偏差因子随压力增加而增加,气相偏差因子先减小后增加;③同注同采方案CH_(4)产量更稳定且产出的CO_(2)少,而先注后采方案则会加速CO_(2)与CH_(4)的混合,CO_(2)封存量低,前者更适合注CO_(2)提采及封存;④在不考虑盐析效应的前提下,盐度对CH_(4)采收率和CO_(2)封存量的影响几乎可以忽略不计,不同盐度的衰竭底水气藏中CH_(4)采收率均超过80%、CO_(2)封存率均超过99%,短期注CO_(2)过程中,CO_(2)主要以气态或超临界态的形式被封存,少部分CO_(2)溶解在液相中,100年后CO_(2)在液相中的溶解质量分数约为5%。结论认为,衰竭底水气藏注CO_(2)能增压补能、驱替置换残余天然气,提高采收率并实现碳封存。

杂质对矿井大高差液态CO_(2)管道输送的影响

煤炭火灾严重制约了我国煤炭行业的健康发展,基于CO_(2)捕集、固定与利用(CCUS)技术的液态CO_(2)管道直注采空区防灭火技术是一种有效的治理煤炭火灾的方法,并且能够减少温室气体排放,有效地利用CO_(2)。但CO_(2)源可能含有的杂质和矿井深度会影响CO_(2)由井上注入到采空区的管道输送过程。针对这两个问题,研究了含0~2%浓度的两种杂质(CH_(4)和N_(2))对CO_(2)物性的影响,并利用ASPEN HYSYS v8.4过程模拟软件通过对含1000 m垂直管道和2000 m井下水平管道的模拟管道中CO_(2)输送过程进行模拟,研究了含不同浓度杂质(CH_(4)和N_(2))对矿井大高差液态CO_(2)管道输送过程的影响规律。结果表明:含有浓度小于0.5%N2杂质或小于1%CH_(4)杂质的CO_(2)能够在管道输送全程保持液态,满足液态CO_(2)矿井管道安全输送的需求。该研究能够为矿井液态CO_(2)直注防灭火管道系统设计提供一定的理论依据。

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。

改良CO_(2)输送与全自动注射系统在血液透析动静脉通路造影的运用研究

目的探索构建CO_(2)气体输送系统并联合全自动高压注射系统在血液透析动静脉通路(arteriovenous access,AVA)CO_(2)造影的运用。方法用飞利浦Allura Xper FD10数字剪影血管造影机,将医用无菌塑料袋CO_(2)气体输送系统连接Medrad Mark V ProVis自动高压注射系统,对33例尿毒症患者AVA进行血管造影术,对可获得清晰血管影像时CO_(2)使用剂量、注射速度、摄像频率、副反应等技术参数进行观察和记录。结果33例患者安全完成既定198次造影检查,31例患者执行了腔内治疗,2例完成开放手术治疗;AVA常见外周血管使用CO_(2)5~20ml/次,速度5~10ml/s;中心静脉60~80ml/次,速度25~30ml/s可以获得清晰影像;仅1例患者造影部位出现疼痛数字评价量表(numeric rating scale,NRS)6级疼痛,其余患者无任何不良反应。结论本研究所构建CO_(2)塑料袋气体输送系统简便安全,结合全自动高压注射系统可以自动精准注射CO_(2),减少医护人员射线暴露,对有残余肾功能和碘剂过敏AVA患者提供了安全可靠的血管造影手段,可以推广。

低渗砂岩油藏CO_(2)驱相态及组分变化规律

为了解低渗砂岩油藏W区块注气开发过程中的相态、油气组分变化和储层原油对注气的反应,利用质量守恒和状态方程等经典理论,以CO_(2)气体为注入介质,通过注气膨胀、气相色谱实验和PVT相平衡模拟软件进行原油组分变化特征研究。结果表明:CO_(2)注入量增至0.814 mol时,泡点压力升高了0.96倍,样品体积膨胀了2.09倍,流体中CO_(2)含量由背景值的0.6%逐渐升至81.0%,说明该区泡点压力主要受轻烃组分控制,原油组分因气体的溶解和分离发生明显改变。该研究可为东濮凹陷低渗砂岩油藏注气提高采收率、油气输运工艺设计、开发方案编制提供技术支持,对其开发具有重要的实际意义。

CO_(2)管道输送技术进展与未来发展浅析

二氧化碳管道运输技术是二氧化碳捕集技术和利用技术的纽带,连接着起源地和储存地,可以持续不间断地输送二氧化碳,经济效益高、性价比高,符合可持续发展的准则,其中超临界输送是未来二氧化碳管道输送的主要方式.从管道输送的原理、国内外CO_(2)管道输送技术现状、国内外CO_(2)管道安全输送控制技术研究以及典型CO_(2)管道输送示范工程四个方面入手,系统、具体地介绍了CO_(2)管道运输的发展,同时展望了未来发展的趋势.

超临界CO_(2)管输首站增压方式优选

超临界CO_(2)管输增压方式的优选对CO_(2)捕集、利用与封存技术的经济性评价具有重要影响。以将常温、常压下输量为500万t/a的CO_(2)在首站增压至14 MPa为例,应用Aspen HYSYS软件建立了2种n+1多级增压工艺流程进行过程模拟,对比了不同增压方式以及不同增压级数下的总费用现值。结果表明,取首站运行时间为30 a,基准折现率为8%,在n取值4、5、6的增压级数下,压缩机+泵组合增压工艺流程相较于压缩机多级增压工艺流程能分别降低新建首站总费用现值5.51%、5.85%和6.03%。研究结果可为超临界CO_(2)管输首站增压方式选择提供参考。

近临界挥发油藏CO_(2)−近临界挥发油−地层水三相相态实验

在衰竭开采中后期,近临界挥发油藏存在气体大量脱出、地层能量不足的问题。为了提高气藏采收率,在目前地层条件下(157.5℃,24 MPa),开展CO_(2)−近临界挥发油两相相平衡实验研究,在原始地层条件下(157.5℃,40.6 MPa),开展CO_(2)−近临界挥发油−地层水三相相平衡实验研究。结果表明:在近临界挥发油体系中,随着温度增加,流体体系由挥发油体系转化为凝析气体系;在CO_(2)−近临界挥发油两相体系中,随着CO_(2)的不断注入,体系的饱和压力增加,当注入CO_(2)摩尔分数达到60%后,并未发生相态反转,说明CO_(2)很好地抽提了流体中的中间烃组分和重质烃组分;在三相体系中,随着CO_(2)注入含量的增加,体系的饱和压力和溶解气油比上升;随着含水饱和度的上升,体系的饱和压力和溶解气油比降低,原油中溶解CO_(2)含量减少,并且近临界挥发油没有了临界乳光现象。研究成果为近临界挥发油藏注CO_(2)提高原油采收率提供了技术支持。

超临界CO_(2)管道安全停输再启动过程和安全停输时间影响因素

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。

液态CO_(2)管道输送注入端相变特性试验研究

液态CO_(2)输送过程具有不稳定性,尤其是管道注入端易受外界环境影响发生相变而造成管路堵塞。因此,研究注入端液态CO_(2)相变特性对非稳态输送具有重要意义。通过自主搭建的耐高压管道式CO_(2)相变特性测试系统研究了不同初始压力下注入端压力及温度的变化情况,分析了注入端相态变化及传热特性。结果表明:液态CO_(2)注入平均质量流量一定时输入管道后发生热交换,瞬时相变导致注入端压力先上升后逐渐降低,温度在短时间内保持不变后快速下降,最终压力和温度趋于稳定;不同平均质量流量下,注入端压力/温度变化趋势一致,平均质量流量越大,气化过程越缓慢,所需时间越长;管道初始压力为1 MPa时,注入端CO_(2)介质由气态变为气液两态最终变为过热液体,通过温度-压力特性曲线得出,注入端压力和温度变化较小,前后压力差为0.099 MPa;管道内预先充入一定量CO_(2)气体,可防止温度和压力大幅度变化而产生干冰堵塞管道。

海上CCS长距离海管输送相态及关键参数研究

CO_(2)海底管道是目前海上CCS(Carbon Capture and Storage)实现CO_(2)从陆地转运至海上的重要方式。相比于CO_(2)陆地管道,CO_(2)海底管道投资成本高、检测监测难度大、维修维护费用高,对输送的安全性和经济性提出了更高的要求。基于东海自然环境条件,考虑CO_(2)封存量在1、5、10 Mt/a下,利用OLGA软件,采用PR气体状态方程,开展了CO_(2)在气态、液态、密相和超临界相四种相态下的长距离海底管道(300 km)仿真模拟研究,并对起输相态、起输温度和起输压力参数优选进行了分析研究。结果表明:针对CO_(2)长距离海底管道,采用密相输送具有较好的经济性与可行性,但需保证CO_(2)输送压力始终在临界压力之上;在海上封存潜力允许的情况下,增大CO_(2)输量能够有效降低CO_(2)输送成本;由于海底管道特殊性,起输相态采用密相更有利于输送;起输温度对CO_(2)流体管道沿程输送特性影响较小,而起输压力是影响管道输送特性及管径选择的一个重要敏感因素,对海底管道建设投资和操作成本影响显著,起输压力在9~12 MPa之间具有良好的综合经济效益。