高含CO_2天然气管道输送技术研究

【摘要】：目前,我国已发现多个不同CO2含量的天然气气田,如：长庆长北气田(CO2含量5.321%),江苏黄桥气田(CO2含量90～99%),广东三水气田(CO2含量84～99%),吉林万金塔气田(CO2含量90～99%)等。高含CO2天然气开采出来后需要通过集输管道输送到处理厂进行CO2和天然气的分离；分离出的CO2也需要通过管道或车船等运输方式输送到消费市场用于化工生产、油气开采、消防、食品加工等。然而由于CO2的热物性特点(纯CO2临界温度为304.25K,临界压力为7.36MPa),当纯CO2或含CO2天然气进行管道输送时,其工况明显不同于常规天然气,如容易出现气相、液相、超临界的相互转换等,所有这些给含CO2天然气管道的设计和管理带来了新的课题。 针对高含CO2天然气和纯CO2管道输送过程中的有关工艺设计和计算问题,采用实验和理论研究相结合的方法,首先评价和筛选了高含CO2天然气物性参数和相态的计算方法；研究了管道设计过程中的管径优选问题；讨论了高含CO2天然气水合物预测与防止问题；最后分别考虑气相、液相、超临界三种情况,基于管道输送基本方程和特征线求解方法,开发出了CO2管道仿真系统软件。取得的主要成果如下： (1)对4种CO2含量(10%、50%、90%、100%)气体样品进行配制,在-10～40℃、0～15MPa范围内,对压缩因子、密度、粘度、泡点、露点等参数进行实验测试,获得了完整的实验数据,为高含CO2天然气物性参数计算方法的筛选修正提供了依据；实验还表明：当压力、温度相同时,随着天然气中CO2含量的增加,天然气相对体积、密度、粘度总体均呈增大的趋势,而天然气压缩因子、体积系数则呈降低的趋势。 (2)针对5种CO2含量(10%、30%、50%、70%、90%)与甲醇(质量浓度16.5%、34.6%)、乙二醇(质量浓度21.8%、42.6%)2种抑制剂在0～15MPa范围内进行水合物生成温度测试。结果显示,在实验条件范围内,加甲醇可以降低水合物生成温度15～18℃左右,加乙二醇可以降低水合物生成温度6～10～C左右。从抑制效果来看,甲醇优于乙二醇,且在同样的抑制效果下甲醇的使用量低于乙二醇。 (3)在-10～40℃、0～15MPa范围内,采用实验数据评价RK、SRK、PR、BWRS气体状态方程,以误差±5%为界,确定了各状态方程的适用范围(表3.2),通过对比发现BWRS方程的适用范围相对较广。因此,在实际计算中可依据不同的压力、温度具体选择状态方程计算物性参数以获得更佳的计算精度。 (4)对比分析国外已有的CO2管道投资估算模型,结合我国管道投资实际情况,建立了适合我国实际情况的CO2管道投资费用估算模型,并得到了输量与管径、输量与年折合费用、输量与经济流速之间的关系,可为管道设计人员提供参考依据。 (5)采用实验数据在0～15MPa范围内对用于水合物生成条件预测的Chen-Guo模型进行分析,发现Chen-Guo模型在计算高含CO2天然气水合物生成温度时的误差在2-7℃内。基于实验结果对Chen-Guo模型进行改进,改进后的模型计算平均误差小于0.25℃,能够满足CO2含量在10%～90%、压力0～15MPa范围的计算要求。 (6)在CO2气相、液相输送管道系统数学模型的基础上,考虑压缩机、泵、阀门等非管元件,结合不同的初值条件、边界条件,采用特征线求解方法,基于C#语言,开发了CO2管道仿真系统软件,并针对气相、液相、超临界三种高含C02天然气管道输送管网进行了具体应用,分析了各种管输条件下管路沿线的温度、压力分布规律,预测管路沿线流体介质的相态变化,证明了软件和方法的合理性。 论文为CO2气田和高含CO2天然气气田的有效开发利用以及CO2安全、经济、高效的管道输送奠定理论基础,具有重要的社会意义和经济价值。 【关键词】：CO_2 管道 物性 仿真 水合物 模型
【学位授予单位】：西南石油大学
【学位级别】：博士
【学位授予年份】：2013
【分类号】：TE832.3
【目录】：

• 摘要4-6
• Abstract6-11
• 1 绪论11-27
• 1.1 研究目的与意义11-12
• 1.2 国内外研究现状12-23
• 1.2.1 国内外CO_2气田及管道分布12-14
• 1.2.2 国内外研究现状14-23
• 1.3 主要研究内容23
• 1.4 技术路线23-24
• 1.5 主要研究成果24-25
• 1.6 创新点25-27
• 2 高含CO_2天然气相态特征实验研究27-47
• 2.1 实验测试流程27-28
• 2.2 实验准备28-29
• 2.2.1 样品的准备28
• 2.2.2 实验条件28-29
• 2.3 PVT相态特征测试结果及分析29-46
• 2.3.1 组分1天然气相态测试数据29-32
• 2.3.2 组分2天然气相态测试数据32-37
• 2.3.3 组分3天然气相态测试数据37-41
• 2.3.4 组分4天然气相态测试数据41-46
• 2.4 本章小结46-47
• 3 高含CO_2天然气物性参数计算模型47-63
• 3.1 压缩因子计算47-51
• 3.2 焓的计算51-53
• 3.3 熵的计算53-55
• 3.4 比热容的计算方法55
• 3.5 焦耳—汤姆逊系数的计算55-56
• 3.6 密度计算56-57
• 3.7 粘度计算57-59
• 3.8 相态包络线计算59-61
• 3.9 本章小结61-63
• 4 高含CO_2天然气输送管道的经济性研究63-82
• 4.1 国外CO_2输送管道经济性评价模型63-70
• 4.1.1 气相CO_2管道投资预算模型63-64
• 4.1.2 液相、超临界CO_2管道投资预算模型64-67
• 4.1.3 国外经济模型的对比分析67-70
• 4.2 适合我国的CO_2输送管道投资及费用研究70-76
• 4.2.1 国内管道项目投资及费用构成70-72
• 4.2.2 适合我国的CO_2管道经济计算模型72-76
• 4.3 CO_2管道输送方式选择示例76-77
• 4.4 年折合费用及经济流速77-80
• 4.5 本章小结80-82
• 5 高含CO_2天然气气相输送技术研究82-93
• 5.1 输送流程82-84
• 5.2 管道仿真基本方程84-85
• 5.3 管道摩阻计算公式85-86
• 5.4 管道非管元件基本方程86
• 5.5 模型的求解86-92
• 5.6 本章小结92-93
• 6 高含CO_2天然气液相输送技术研究93-102
• 6.1 输送流程93-94
• 6.2 管道仿真基本方程94
• 6.3 管道非管元件基本方程94-95
• 6.4 模型的求解95-101
• 6.5 本章小结101-102
• 7 高含CO_2天然气水合物防止技术研究102-126
• 7.1 水合物的结构形式102-103
• 7.2 水合物的形成过程103-104
• 7.3 水合物生成条件实验104-105
• 7.4 水合物抑制剂评价实验105-113
• 7.4.1 乙二醇作为抑制剂的效果评价实验106-109
• 7.4.2 甲醇作为抑制剂的效果评价实验109-112
• 7.4.3 两种抑制剂的效果对比112-113
• 7.5 水合物预测模型研究113-125
• 7.5.1 高含CO_2天然气水合物预测数值拟合模型113-114
• 7.5.2 Chen-Guo水合物预测模型的修正改进114-125
• 7.6 本章小结125-126
• 8 高含CO_2天然管道输送工艺计算软件开发126-138
• 8.1 程序介绍126-128
• 8.2 软件应用示例128-132
• 8.3 高含CO_2天然气输送管道方案论证132-137
• 8.3.1 液相输送方案论证132-134
• 8.3.2 气相输送方案论证134-135
• 8.3.3 超临界输送方案论证135-137
• 8.4 本章小结137-138
• 9 结论及建议138-140
• 9.1 结论138-139
• 9.2 建议139-140
• 致谢140-141
• 参考文献141-149
• 附录A 物性参数计算方法评价149-168
• 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果168

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