704泵站-独山子输气管道非稳态运行工况分析.pdf

1994-2010 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. doi 1013969/ j1issn1100626896120091041006 704泵站 独山子输气管道非稳态运行工况分析 赵小平独山子石化工程公司工程分公司 万捷新疆时代石油工程有限公司 摘要 704泵站 独山子天然气输气管 道长度不大,压力变化较快。利用TGNET 软件对704泵站 独山子输气管道在非稳态 运行工况下的运行参数变化情况进行模拟计 算,分析对管道运行影响,从而为管道设计 提供可靠的优化手段,同时可为管道生产运 行管理提供借鉴。 关键词天然气;管道;非稳态;模拟 独山子是新疆重要的石油化工基地,随着独山 子石化新建的1 000104t/ a炼油及120104t/ a 乙烯技术改造项目的建设,所需的天然气量将大大 增加,现有管网远不能满足需要。同时,准噶尔盆 地具有丰富天然气资源,已形成准噶尔盆地的输配 气环网,年产天然气30108m3以上,是北疆地 区主要供气气源。为满足独山子对天然气的需求, 将准噶尔盆地的输配气环网天然气输往独山子,建 设704泵站 独山子天然气输气管道。 1 天然气管道运行特点 天然气是由多种可燃和不可燃气体组成的混合 气体,以低分子饱和烃类气体为主,并含有少量非 烃类气体,天然气是一种高效、环保、安全、经济 的能源,随着经济的发展和人民生活水平的提高, 天然气需求量持续增大,作为燃料和化工原料使 用,管道输送天然气是最为经济有效、稳定可靠的 运输方式,上接气源,下供用户。 管道输送的天然气一般呈气体状态,因气体具 有可压缩性,其体积状态与气体的组成、温度和压 力等条件有关,温度升高体积膨胀,压力升高体积 压缩。 天然气按用户类型可分为工业用户和城市民用 用户,工业用户用气量稳定、峰谷差小,城市民用 用户用气量波动、峰谷差大;从使用时间上看可分 为短期用气量、中期用气量及长期用气量。长期用 气量预测通常指5～10年的用气估算量,考虑因素 包括地理位置、城镇发展、经济发展、能源政策、 人口增长、气候变化及能源结构调整中与其它替代 能源的竞争性等。在今后相当长的时间内,我国天 然气使用量将会不断增长,所以长期用气量的显著 特点是增长性。中期用气量预测通常指每年、每季 度、每月的用气估算量,受用户数量、配套设施的 完善程度、气候条件、城市天然气售价等因素影 响。短期用气量一般指月负荷和日负荷。短期用气 量预测包括一天24 h的用气量及周用气量,基本 上是利用负荷趋势、气象数据、生活习惯、市场结 构、特色节庆等各元素结合而成。短期负荷的周期 性和随机性较强,通过对近年来北疆部分城市用气 量的统计分析,城市民用气最高月用气量为平均月 用气量的1137倍,最低月用气量为平均月用气量 的0179倍。 由于下游用户用气量波动,而气源的供气不能 完全按照用户用气量的变化而同步随时调节,天然 气又具有可压缩性,因此天然气输送管道压力在随 时变化。短期内用气量波动,当用气量小时,上游 持续供气,末端压力逐步升高,管道储存气体增 多;当用气量大时,末端压力逐步降低,管道储存 气体减少。 2 非稳态运行工况模拟 211 输气管道参数 704泵站 独山子天然气输气管道管径 “426 7 ,长度1051876 km ,设计压力613 MPa ,最大 输气能力为419108m3/ a。管道采用自压输送方 式运行,管道起点压力为312 MPa ,末端压力115 ～210 MPa ,管道设704首站、独山子末站各 一座。 212 方程的选择 输气管线水力计算采用输气管道工程设计规 范GB50251 - 2003式31312 - 2、式31312 - 3 计算,公式如下 qv1 051 [ P21-P221α Δh ] d5 λZΔTL1 α 2L6 n i 1 h i hi-1 L i 015 α 2gΔ RaZT 式中qv为气体 P 001101 325 MPa ,T293 K 的流量 m 3/ d ;α为系数 m - 1 ; P1为输气管道 01 油气田地面工程第28卷第4期20091 4 1994-2010 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. 计算段的起点压力绝MPa ;P2为输气管道计 算段的终点压力绝MPa ;d为输气管道内直 径cm ;Z为气体的压缩系数;Δ为气体的相对 密度;T为输气管道内气体的平均温度 K ;Li为 各计算分管段的长度km ;λ为水力摩阻系数;Ra 为空气的气体常数,在标准状况下,Ra 28711 m2/ s 2 K ;Δh为输气管道计算段的终点对计 算段起点的标高差m ;g为重力加速度,取 9181m/ s2;n为输气管道沿线计算管段数,计算分 管段的划分是沿线输气管道走向从起点开始,当其 相对高差 ≤200 m时划作一个计算分管段;hi、hi-1 为各计算管段终点、起点的标高差m。 水力摩阻系数采用输气管道工程设计规范 GB50251 - 2003式31312 - 4 Colebrook科尔 布鲁克计算,公式如下 1 λ -2101lg K 3171d 2151 Re λ 式中K为管内壁等效粗糙度,取0103 mm ;d 为管内径m ;Re为雷诺数。 输气管线沿线任意点温度热力计算采用输气 管道工程设计规范 GB50251 - 2003式31313 - 3、式31313 - 2计算,公式如下 tx t0 t1- t0 e - ax - j Δ Px ax 1- e- ax a 2251256106Kd qv Δcp 式中tx为输气管道沿线任意点的气体温度, ℃ ; t0为输气管道埋设处土壤温度℃ ; t1为输 气管道计算起点的气体温度℃ ; e为自然对数底 数,取21718 ;x为输气管道计算起点至沿线任意 点的长度km ;j为焦耳-汤姆逊系数℃/ MPa ,取3188 ;ΔPx为x长度段的压降MPa ; K为输气管道中气体到土壤的总传热系数W/ m2 K ,按实际管道值返算;d为输气管道外直径 m ;Δ 为气体的相对密度; cp为气体定压比热 J/ kg K 。 本工程管道计算采用国际天然气输气管道工程 通用的Pipeline Studio Gas Network TRaining的 TGNET712软件进行模拟计算, TGNET提供两 个普通的、大家公认的方法预估流体的性质天然 气概论Sarem和BWRS状态方程, BWRS状 态方程用于净化天然气是很精确的,在模拟的过程 中选择BWRS状态方程。 213 非稳态运行工况分析 1利用TGNET进行稳态工况模拟。管道 各节点运行参数见表1 ,由TGNET生成的压力变 化曲线见图1 ,温度变化曲线见图2。 由TGNET软件生成的图象可以看出压力、 温度在管道沿线的变化,在数据表中可以查出首 站、末站的压力和温度的数值。由图1看出,曲线 斜率加大,说明压力将随里程变化增大,管道后端 消耗压力增大;由图2看出,曲线斜率减小,说明 温度将随里程变化减小,管道前端散热大。 表1 704泵站 独山子输气管道稳态运行参数 名称首站末站 温度/℃201215 压力/ Pa31202157 输气量/ 108m3a - 1 419419 图1 压力变化曲线 图2 温度变化曲线 2利用TGNET进行非稳态运行工况模拟。 704泵站 独山子天然气输气管道长度不大,压力 变化较快,本文模拟一天内用气量变化时的管道各 节点运行参数变化情况。管道末站的用气量变化见 表2 ,曲线示意图见图3。利用TGNET进行非稳 态模拟末站每天压力随时间变化情况见表3 ,末站 压力每天随时间变化曲线示意图见图4。 表2 管道末站一天内用气量变化情况 输气量0～3h3～6h6～9h 9～12h 12～15h 15～18h 18～21h 21～24h平均 小时输量/ 104m3 4158 4158 5100612571506125719241585183 年输量/ 108m3 3185 3185 4125125613512561653185419 由TGNET软件生成的图像可以看出,每天 内用气量变化时末站压力也随之变化,稳定工况下 末站压力2157MPa ,末站压力是变化在1173～ 11 油气田地面工程第28卷第4期20091 4 1994-2010 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. doi 1013969/ j1issn1100626896120091041007 机采举升工艺经济界限分析方法研究 3 伊三泉1 王淼峰2 李庆华3 1. 大庆石油学院; 2.大庆油田采油工程研究院; 3.大庆油田采油一厂 摘要影响机采工艺效益的因素有很 多,包括机采工艺的成本、不确定性、适应 度等。通过对各种因素进行系统的综合性分 析与研究,构建经济评价指标模型,提出对 三种举升方式的经济界限进行分析的方法, 给出各种型号举升设备的消耗费用的统计数 据,为举升方式的优选、方案设计、充分发 挥各种举升技术的优势提供了参考依据。 关键词举升工艺;投资成本;经济界 限;敏感因素;检泵周期 基金论文空心转子螺杆泵采油及配套技术推广0504002 1 引言 机械采油是油田开采进入中后期的常规举升工 艺。它有多种方式,每种方式在技术上和经济上都 有着合理的使用界限,这些界限与采油方式的工作 原理、使用的设备、技术完善情况,以及油藏地质 特征、开发政策、开采现状及环境条件等众多因素 有关。因此,及时调整和选取最佳的举升方式是延长 油田开采期、进一步提高油田经济效益的有效途径。 为选取合理的机采方式,降低油田开采中后期 成本,本文对影响机采工艺的诸多因素进行了分析 与研究,构建了经济评价指标模型,提出了对三种 常规举升方式抽油机、电泵、螺杆泵经济界限 进行评价的方法。在此基础上研制了“机采举升工 艺经济界限评价分析系统” The analyses system of technical and economic limits in Artificial Lift ,简称ASTA 温度变化随里程变化减 小,管道前端散热大。 管道由于下游用户用气量波动,天然气又具有 可压缩性,因此天然气输送管道压力在随时变化, 日常运行是个非稳态过程,短期内用气量会产生波 动,当用气量小时,上游持续供气,末端压力逐步 升高,管道储存气体增加;当用气量大时,末端压 力逐步降低,管道储存气体减少。本管道末站压力 随每天用气量波动而变化,末站压力是变化在 1173～3100 MPa之间,压力变化具有滞后性。 栏目主持 杨 军 21 油气田地面工程第28卷第4期20091 4