油气管道运营企业开发温室气体自愿减排项目初探

温室气体自愿减排交易是碳交易市场的重要组成部分。中国企业开发温室气体自愿减排项目分为两个阶段：第一阶段是2002—2012年，中国碳交易市场尚未启动建立，企业仅能通过清洁发展机制(CDM)作为减排量供应方，开发CDM项目参与发达国家碳交易市场；第二阶段是2013年至今，中国碳交易试点运行，企业既可选择开发CDM项目参加发达国家碳市场，也可选择开发“中国自愿核证减排量(CCER)”项目参加中国碳市场。

油气采输行业对高温FBE涂层的新需求

传统熔结环氧粉末涂层(FBE)的玻璃化温度(Tg)通常<110℃,主要用于最高操作温度<95℃的管线。为满足全球对石油及天然气不断增加的需求,油气开采不断向深海领域延伸。但随着开采的延伸,采出的重原油具有更高的出口温度及高黏度特性,需要输送管道具有更高的操作温度(110~140℃),这对FBE防腐涂层提出了更高的要求。深海开采时管线操作温度较高,要求FBE具有更高的玻璃化温度以保障对管道的有效防腐。此外,油井管内防腐、高温蒸汽回注以及长输高温管线都需要FBE涂层具备更高的玻璃化温度以保证整体性能。本文阐述了各严酷应用环境中对高温FBE涂层的要求,同时总结了目前已商品化的高温FBE涂层,以期对国内环氧粉末企业拓展产品类型与应用领域提供借鉴。

大型天然气管道仿真软件RealPipe-Gas研发

讨论了天然气管道仿真软件RealPipe-Gas的关键技术和实现方法。其仿真引擎能够对任意拓扑结构的天然气管网进行有效表征,对所形成的非线性方程组线性化后分别在时间与空间上进行离散,形成大型稀疏系数矩阵。采用高效求解器进行模型求解,并针对热力系统和水力系统采取"蛙跳"的求解策略,有效解决了仿真引擎的计算效率与计算稳定性问题。对业已发布的RealPipe-Gas1.0与国际先进软件SPS的仿真计算结果进行对比分析,结果表明:其计算精度、计算效率与软件稳定性均达到国际同类商业软件的先进水平,为油气管道系列仿真软件产品的国产化奠定了基础。

天然气管道内表面超疏水分子膜及其防腐性能

采用硅氧烷的复配物作为改性剂,使天然气管道内壁表面形成致密的超疏水分子膜,以达到管道防腐的目的。从天然气管道上取得管材试样,对改性前后的试样表面进行红外光谱和接触角测试,利用不同酸度值的5%NaCl和5%NaCl-HCl水溶液,对改性前后的管道内壁表面进行腐蚀实验。结果表明:天然气管道内壁表面由多种FeOOH、α-Fe2O3、FeCO3及少量Fe3O4组成;改性后,管道内壁表面与硅氧烷发生化学反应,复配物的碳链分子以化学键形式与管道内壁表面联接,形成超疏水分子膜,接触角大于160°,具有良好的防腐性能。硅氧烷复配物易于雾化,在湿气输送管道及其他具一定湿度的天然气管道内壁缓蚀或防腐上,具有一定的发展潜力。

石油胶体性质的研究进展

针对石油工业发展进程中原油品质变差、沥青质易于絮凝析出,进而影响原油开采、储运和加工等生产过程的问题,从石油胶体模型、胶体稳定性和胶粒尺寸等方面概述了国内外有关石油胶体性质的研究成果。自石油胶体学说诞生以来,不但得到了小角X射线散射和小角中子散射等实验结果的验证,而且相继建立了不同分散相和分散介质的胶体模型;胶体稳定性的表征方法主要有滴扩散法、光学仪器法、声共振法、粘度法、电导率法;影响石油中沥青质稳定存在的主要因素包括:胶质的含量、形状和尺寸,沥青质的数量和化学结构,添加剂的化学结构;测定沥青质胶粒尺寸的方法主要有3类:散射法、流体力学参数法、光电显微分析法。添加适宜的化学剂能够缓解沥青质的絮凝沉积,提高石油资源的利用率。

忠武管道天然气水合物的形成与抑制

忠武输气管道反输工程改造后,由于气源变化、气量增加,在冬季低温运行时易出现冰堵现象。为此,对比分析了各类天然气水合物防控技术的优缺点,针对西气东输二线管输天然气水露点低,易在管内形成水合物的问题,忠武输气管道各站场目前采用的加热技术和备用甲醇抑制剂方法,不符合健康、安全、环保体系的要求。针对现有技术研究进展和实际生产需求,指出在管输天然气中添加化学抑制剂是解决忠武输气管道水合物冰堵问题的最佳选择,但须对抑制剂进行优选。

天然气管道分输站埋地管道冻胀范围预测

将管道冻胀近似为轴对称问题,考虑土壤冻结过程中的相变和传热等,求得冻结时间与冻胀半径的关系式。以西气东输郑州站为研究对象,计算了冻结时间与冻胀半径的关系、冻结速度、最大冻胀半径、管道轴向冻胀范围等,并与Browning模型和修正的Carslaw-Jaeger模型计算结果进行对比。结果表明:使用该关系式进行冻胀预测的结果与现场实际情况相差较小;冻胀半径的增长值随着时间推移而快速下降;冻胀半径随水平距离的延伸不断减小。

我国油气储运相关技术研究新进展

系统梳理了我国油气储运相关技术的最新研究进展,提出了需要重点关注的其他热点问题。对于油气管道完整性和失效控制技术,强调了失效控制的理念及其与完整性管理相结合的必要性;对于热油管道流动保障技术,介绍了蜡沉积、原油流动特性及停输再启动等研究成果;对于冷热原油交替输送技术,介绍了热力影响因素和数值模拟等研究成果;对于多相混输技术,介绍了各种多相体系数值模拟的研究成果;对于成品油顺序输送混油控制技术,介绍了混油切割方法、混油质量分数模型及混油界面在线跟踪等研究成果;对于腐蚀控制技术,介绍了阴极保护系统数值模拟、杂散电流腐蚀、油流携水等研究成果;对于化学添加剂技术,介绍了复合纳米材料、油品减阻剂、天然气减阻剂等研究成果。

大型天然气管网运行方案多目标决策优化

基于多目标决策优化技术理论,开展了天然气管网运行优化研究。确定了大型天然气管网运行方案多目标决策优化系统的架构,指出了建立综合评价指标体系的基本原则和具体步骤,提出了对模拟运行方案进行评价的标准模式,明确了采用兼容度法对评价方法进行再评价。以"西气东输-陕京一、二线-冀宁线"天然气管网为例,构造了5套管网运行方案,运用大型天然气管网运行方案多目标决策优化技术对运行方案进行优选,初步验证了该技术思路和方法的科学性、可行性,其中:模糊综合评价法最适合所建立的天然气管网运行优化方案评价体系。

长输油气管道河沟段水毁危害特征与防护结构

长输油气管道河沟段水毁是危害突出、普遍存在的一类管道地质灾害,以忠武输气管道和兰郑长成品油管道多年的地质灾害调查、水毁防护工程实践为例,对管道河沟段水毁事故进行总结和分类。河沟水流的冲刷侵蚀及河道摆动是管道河沟段水毁的主要动力因素,灾害表现形式可分为漂管危害、悬跨危害、推移危害和撞击危害4类。阐述了各水毁类型的形成条件及危害特征,并以此提出有针对性的工程防护结构。针对各种防护结构提出了简明的结构图及适用条件,以期对管道建设及运营期河沟段安全防护提供参考。

油气管道能耗计算与评价方法

基于现有油气管道仿真系统,开发能耗分析辅助功能,用于测算油气管道不同季节、不同输量情况下的能耗。利用风险评价方法给出在一定输量下的最佳运行方案,并结合投入产出理论确定在某方案下每个耗能设备的投资收益及该方案下的设备优先改造顺序,通过对不同方案的运行时间加权求得设备的综合投资收益指数并排序,最终获得管道的节能改造方案。基于此评价方法并利用油气管道仿真系统能耗测算工具对兰成渝成品油管道、西气东输天然气管道和阿独原油管道现有运行方案进行计算和评价,给出了相对最优运行方案和管道节能改造的优先顺序。

天然气减阻剂分离模拟试验

BIB天然气减阻剂经雾化注入输气管道以后,一部分涂敷在管壁上,其余部分随气流进入管道末站的分离器。通过模拟试验,测试了旋风分离器和过滤分离器对管输气体中剩余天然气减阻剂的分离效率。研究表明:双切向进口旋风分离器对雾化天然气减阻剂的分离效率较高,且当入口雾滴的粒径分布固定时,气液分离效率随入口气速和雾滴质量浓度的增大而提高;过滤分离器对天然气减阻剂的过滤效率超过99.9%,且过滤效率随入口雾滴的质量浓度和雾滴粒径的增大而提高,当雾滴粒径达到一定程度时将被完全过滤掉。经过两级分离器分离,管输气体中的减阻剂含量极低,基本不会对下游用户和输气设备产生不良影响。分离器是天然气减阻剂的使用结点,天然气减阻剂一旦经过分离器,必须再行加注。

新型油品降凝剂合成研究进展

基于现有降凝剂产品存在的不足,围绕普适高效、经济环保的新型降凝剂的研发需求,总结了近年来国内外关于传统降凝剂改性和新型油品降凝剂合成方面的研究成果。对传统降凝剂进行化学改性,目的是将极性基团引入传统降凝剂,例如:EVA的接枝改性和马来酸酐的醇解/胺解。新型含氮聚合物、富马酸酯共聚物、季戊四醇硬脂酸酯、氢化共轭二烯烃共聚物、星型结构共聚物创新了降凝剂的分子结构,取得了一定的应用效果。从分子结构设计的角度,阐述了各种实验产物的微观结构单元在含蜡原油降凝过程中的作用:适量的芳香环可以增强降凝剂与沥青质的相互作用,抑制蜡晶生长;结构规整的聚两性电解质有助于蜡晶分散;星型结构能够提供对称空间结构,使蜡晶形成球晶;季戊四醇硬脂酸酯、均苯四酐等新单体为降凝剂分子设计提供了多样性选择,拓宽了降凝剂的开发思路。

变频技术在长输管道输油泵机组上的应用

传统工频定速电机在管道输量较低时,既浪费电能,又缩短了输油泵机组的维护周期和使用寿命。针对该问题,提出了对泵机组采用变频调速改造的方法进行节能控制。输油泵节能原理:保持离心泵输送流量不变,减小离心泵扬程。以某实际运行长输管道为例,详细介绍了高压变频改造项目在长输管道输油泵机组上的节能测试过程,对比分析了输油泵机组加装变频装置前后的节能效果。结果表明:加装变频装置后,节流率、功率因数和机组效率均满足评价标准SY/T 6275-2007限定值和节能评价值的要求,管道2008-2009年度节省电费304.5×104元。

长吉管道首站储油罐油温下降的原因

长吉管道首站长春输油站自2006年冬季以来,1号和2号储油罐油温逐年下降。通过对热水流量分配、锅炉出力情况、罐壁保温状况、仪表读数准确性等进行分析,现场检测结果表明:1号储油罐罐内伴热盘管支架坍塌,罐内沉积的胶质油层过厚,伴热盘管被包裹在胶质油层中,致使换热效果恶化;2号储油罐的换热量比值较大,不排除盘管换热性能存在问题。

用滞回曲线法表征含蜡原油的触变过程

随着温度的降低,含蜡原油发生胶凝,此过程中由于形成蜡晶结构,整个原油体系表现出触变特性,其对于输油管道停输再启动压力的计算起着决定性作用。采用滞回曲线法对大庆原油和马惠原油的触变过程进行实验研究,结果表明:表征含蜡原油触变性相对强弱的滞回环面积的对数值随温度升高而线性递减,且偏差值都在1%以内。在凝点温度附近用滞回曲线法和按照SY/T7547-1996标准测得含蜡原油屈服值的结果偏差在10%以内,并且在凝点温度时该值偏差最小。

枣庄输油站的热负荷问题

针对枣庄输油站的热负荷问题,对热媒炉尾部烟气、导热油比热容、燃料油、热媒炉热效率等进行现场测试,并根据SY/T6275-2007《油田生产系统节能监测规范》对热媒炉热效率进行评价。结果表明:导热油实际载热能力比设计能力下降22%,因此导致排烟温度上升,热效率下降。提出更换导热油、清理炉管受热面积灰、加强炉体外表面保温等措施,以提高拔头炉的热效率。