中国油气储运技术发展趋势

2013-12-24 17:15:01 0

中国 管道 油气储运 高峰技术 需求 趋势

 

 

 

|张志宏  王丽娟  李可夫  姚士洪

中国石油天然气管道工程有限公司    中国石油天然气管道局

 

 

截至“十一五”末期,我国建设的油气管道总里程接近8x104km,预计到“十三五”期间,天然气、原油、成品油管道总里程将达20xI04km,基本实现全国规模的油气管网。近几年我国管道建设发展迅猛,管道技术也不断取得进步,如X80钢级大口径管道的设计与施工技术已经走到了世界前列。

但是,随着国民经济的不断增长及管道行业自身发展的需求,目前的管道技术水平仍然不能满足未来管道建设的需要,还应在多种油品的输送技术,稠油、超稠油管道输送技术,大口径、高压力、高钢级输气管道技术,LNG接收站技术,地下储库技术,海洋管道技术,管道完整性管理相关技术和其他介质管道技术方面进行研究和发展。

 

 

1油气管道输送技术

1.1多种油品顺序输送技术

美国、加拿大、西欧等国家和地区多种油品管道输送技术已经比较成熟,输送的品种多、规模大,输送网络较为发达,实现了化工产品间的顺序输送,原油和成品油的顺序输送,汽油、煤油、柴油等轻质油品与液化石油气、液化天然气、化工产品及原料等多种产品的顺序输送。最有名的还是美国的科洛尼尔管道,输送品种达118种,一个顺序周期仅为5天。

而我国成品油干网刚建成,区域性管网欠发达,管道输送品种仅为3-5种,相对而言分输流量比较均衡,管道系统批次安排、优化运行、系统自控及水击保护相对简单。

攻关方向为:发挥管道运输优势和潜力,研究更多介质顺序输送技术,特别是多品种注人和多用户全下载等复杂工况的输送工艺控制和优化运行技术、油品质量控制和质量检测技术、混油切割和处理技术。

 

1.2稠油、超稠油管道输送技术

世界上稠油生产大国主要是美国、加拿大、委内瑞拉和中国,近年来国外的稠油开采技术发展迅速,输送技术方面开展了像物理场处理(磁处理、振动降勃)、水输(液环、悬浮、乳化)、器输(滑箱、膜袋)、充气降勃(充饱和气增加输量)、混输等多种工艺的研究、有的已经进人工业性试验与短距离试输阶段。我国稠油、超稠油年产量保持在1000x104t以上,在国际工程中也会遇到如苏丹SB管道在200C下,豁度为28000mpa·s的超稠油。

攻关方向为:需要持续关注高豁原油加剂改性降赫输送技术、降勃处理输送技术、高薪原油管道输送节能技术的跟踪与应用研究,以适应原油管道建设市场需求。

 

2大口径、高压力、高钢级输气管道相关技术

目前,国际上输气管道干线仍在朝着大口径、高压力、高钢级3个方向发展。俄罗斯的Bovanenkovo-Ukhta管道采用相当于X80的K65钢级,管径达56in,压力为11.8MPa,单管输气量可达700x108m3/a。美国拟建的阿拉斯加输气管道管径达48in,压力为18MPa,采用X80钢,设计输量446x108m3/a,远期可达到585x108m3/a 。此外,连接德国和捷克的OPAL管道,伊朗的IGAT4输气管线和起于土耳其、格鲁吉亚、伊朗交界处,途经保加利亚、罗马尼亚、匈牙利,最后到达奥地利的纳布科管道(Nabucco),管道管径也都达到了56in。

随着我国经济的不断发展和对环境的要求越来越高,我国天然气的需求预计到2015年将增长到2350x108m3/a以上,占一次能源消费比重达8%以上,但与世界平均水平16%相比,增长空间仍然十分巨大。另外,未来我国新疆地区的资源将达到2000x108m3/a以上,除西气东输一线、二线和三线外,仍有1000x108m3/a以上的天然气需要管道输送,发展大口径、高压力、高钢级管道技术,将单管输量提高到300x108m3/a以上,对于节约投资、提高输送效率、节省土地都具有重大意义。

可能的方案有:

l)保持X80钢级不变,设计压力在15MPa以下,增大口径到1420mm;

2)保持Ø1219mm管径不变、钢级不变,提高设计系数减小管道壁厚,提高设计压力到15MPa以上;

3)保持Ø219mm管径不变,继续提高钢级到x90、x100或x120,以提高设计压力。

 

2.1 X90、X100钢管及Ø1422mm钢管的研制技术

早在20世纪80年代中期,国外就完成了X100管线钢的研制,但由于当时并没有真正的项目需求,x100钢级的管道也没有得到大力的发展。近些年,加拿大的TransCanada公司分别在2002年、2004年和2006年进行了X100试验段的研究,内容包括钢管制造、现场冷弯焊接及冬季施工的相关内容,以及2004年进行的X120钢级的试验段研究。

我国自西气东输一线成功应用X70钢,在西气东输二线管道干线大规模应用X80钢以后,在大口径、高钢级管道制造与使用方面逐渐实现了从追赶到超越的大发展。

近年来,钢厂与制管厂合作完成了x100管线钢的研制工作,2007年国内试制成功首根Ø14xI6mm规格X120焊管。但目前我国试制的X100钢管性能质量还不稳定,止裂韧性这一世界性难题也没有很好解决,从研制情况来看,很多钢管的性能更加接近X90。

对于Ø1422mm管道,由于厚度增加,在保证一定冷却速度条件下设备的弯曲能力方面不足,使螺旋焊管板卷的生产困难。Ø1422mm直缝焊管的宽厚板材在平直度、均匀性控制方面还需要进一步研究。

 

2.2设计系数从0.72提高到0.8的相关技术

20世纪80年代,ASME B31.8委员会建议天然气管道采用0.72以上设计系数,并在管道设计、可靠性评估、管道试压和管道断裂控制方面展开一系列研究;1990年,0.8设计系数被正式纳入ASME B31.8中,一直沿用至ASME B31.8一2007。而加拿大早在1973年在CSAZ184一1973中对管道最大允许可操作压力做出了修改,一级地区设计系数提高到0.8,该规定延续到CSAZ184一2007中。北美著名的联盟管道、洛基快线、阿拉斯加输气管道都在一级地区采用0.8的设计系数。

国内目前刚刚开始进行0.8设计系数的相关设计、施工、管材及风险评估与控制措施等相关技术研究。

 

2.3基于可靠性的管道设计技术

由于传统的设计存在“不一致的安全性和可靠性水平、没有按全生命周期综合考虑问题、处理独特荷载条件的能力有限、涉及技术进步方面的能力有限“等局限,国外在大口径、高压力和高费用管道项目中常采用基于可靠性的设计。其中国外标准CSA Z662、ASME B31.8、1S0已经或即将包含基于可靠性设计附录。我国在管道可靠性设计研究方面还比较薄弱。

攻关方向为:

l)x90、X100钢级或0.8设计系数或Ø1420mm钢管技术条件确定;

2)配套弯管和管件的研制;

3)配套管道焊接、防腐等系列施工技术;

4)大口径、高钢级、高压力管道风险评估与降低风险的措施;

5)0.8设计系数下设计校核和设计规定;

6)基于可靠性的管道设计技术;

7)止裂器设计技术。

 

3 LNG接收站技术

由于液化天然气(LNG)存储效率高,便于集约化管理,近年来发展速度非常快,年增长率达到8%。目前LNG占世界天然气需求约7%左右,到2030年这一指标将达到20%。

根据LNG接收站所处位置,可分为陆地式和海上LNG接收站两种,后者又有浮式LNG存储再气化接收终端(FSRU)、浮动式LNG气化接收终端(FRU)、LNG穿梭船(SRV)、重力基础结构接收终端(GBS)、平台式LNG接收终端5种。国外陆地LNG接收站已经成功运行40多年,当前主要研究方向有“LNG接收站仿真模拟技术“、”基于盐穴储存的LNG接收站”和“LNG冷能利用与电厂的一体化建设”。2005年4月,世界上第一个海上LNG接收气化装置开始商业运营,拉开了海上浮式LNG接收终端的建设序幕

陆地LNG接收站的主要技术是卸船、储存、气化、BOG再冷凝及安全评估技术,其中全容罐设计施工技术是难点,内罐主要包括:全容式LNG储罐罐体厚度计算、热力计算、加强计算、开口荷载受力计算、抗震计算、材料性能指标、施工技术要求等。外罐主要包括:预应力混凝土系统的设计计算、预应力混凝土技术要求、外罐内力计算、外罐撞击工况分析、外罐低温、渗漏、保温实效模拟计算分析、施工控制要求的相关规定和安装程序。

欧美的CBI、Technoayne、whessoe公司及日本和韩国的多家公司可以完成LNG储罐内、外罐的设计,但目前世界上仅有极少数公司可以完成预应力混凝土设计、材料制造和施工,基本处于垄断地位。

攻关方向为:

1)预应力混凝土外罐设计与施工技术;

2)海上LNG接收站技术;

3)LNG接收站风险评估技术。

 

4地下储库技术

4.1大型地下储气库

国际上和国内的储气库以枯竭油气藏储气库和盐穴储气库为主,自美国于1959年建成了世界上第一座盐穴储气库起,盐穴储气库在国外已经是一种非常成熟的应用技术。

目前世界上有60多座盐穴储气库在运行,在世界储气库中所占比例为9.8%。国际上地下储气库越来越向“战略储备向大型化,民用储存向灵活性大、周转率较高的小型气库,多个气库联网统一调度“方向发展。目前,我国地下储气库已建成43x108时的调峰能力,天然气储气库储气量仅为消费量的3%,远低于世界平均水准14%以上,难以在用气高峰发挥调峰作用,储气库市场前景广阔。

地下储气库的类型主要有以下4类,即:枯竭油气藏储气库、含水层储气库、废旧矿井储气库、盐穴储气库。国外近年出现了地下钢衬储罐、地中罐、废弃矿井改造储库等新型储气库形式。

 

4.2大型地下储油库

美国95%以上的原油储备是利用墨西哥湾沿岸庞大的地下盐穴进行储存的。自20世纪60年代芬兰建成了第一个地下岩洞储油库以来,先后在斯堪迪纳维亚半岛、韩国、日本、德国、法国等地建设了不同库容的地下水封岩洞储油库,尤其以韩国发展最快。韩国从1981年开始至今已建造了1300x104m3的地下水封式储油库,最大库容为600多万立方米。

根据IEA(国际能源机构)的研究和规定,各国石油储备应该保持90天的进口量。但实际上各国的储备量都超过了90天进口量,2009年日本的石油储备能力当于160天的石油进口量。目前,中国战略石油储备和商业石油储备能力分别达到2438x10t和2301x104t,并初步形成了36天消费量的储备能力。目前国家三期石油储备也已基本确定以地下储备为主,由于地下储备具有经济、安全和环保等优点,必将在商业储存领域有较广阔的发展前景。

总体来讲,国内的设计单位对于大型地下储备库的经验尚显不足,一些关键技术的解决还需要与国外公司合作完成。

攻关方向为:

1)水封储油洞库的建设技术,包括:围岩稳定性分析和支护动态设计、地下水评价和水幕设计、洞室施工与检验、油品注采工艺及气相控制、密封性试验及投产试运行、检测与运行管理;

2)新型民用地下储气库的建设技术研究。

 

5海洋管道技术

按照2008年公布的第三次全国石油资源评价结果:中国海洋石油资源量为246x108t,占全国石油资源总量的23%;海洋天然气资源量为16x1012m3,占总量的30%。随着陆上资源的不断开采,必将逐渐转向开采难度更大的海洋资源,海洋管道在未来发展前景广阔。与此同时,大型长输管道的不断延伸,也陆续涉及海底管道,如西气东输二线的香港支线、中缅境外管道、西气东输三线向台湾供气管道等。

海洋管道在国际上已有较长的发展历程,目前的铺管水深已经达到3000m。铺管设备已发展到了第四代,即箱体式铺管船、船型式铺管船、半潜式铺管船和动力定位式铺管船,能敷设复杂地貌、长距离海底管道。2010年4月9日开工建设的北流管道,通过波罗的海,起于俄罗斯到达德国,是世界上最长海底输气管道之一,长度为1224km,管径为1220mm,采用X80钢。南流输气管道的线路走向是从俄罗斯沿岸的别列戈瓦亚压气站穿越黑海海底到达保加利亚海岸。黑海海底部分全长约900km,最深处超过2000m,管线设计能力300x一108m3/a。南流输气管道海底段预计2013年投产。

海底管线在国内的发展已有数十年的历史,我国近海已建成油气田海底管线60多条,总长度达3000km,大部分由国外公司单独设计或中国海洋石油总公司与国外公司联合设计。

攻关方向为:300m水深海底管道的相关设计和施工技术,包括海底管道的完整性设计、防灾减灾技术、焊接及施工技术、维抢修技术等。

 

6管道完整性管理相关技术

国内外管道运营单位已经在运营阶段开展了以风险评价为基础的管道线路完整性管理工作,有效降低了事故率,减少了运营维护成本,取得了显著效果。完整性管理相关技术涉及信息技术(核心是数据整合)、风险评价技术、管道检测技术、管道结构完整性评价技术、管道监测技术、管道修复技术等方面。

在管道运营阶段,管道完整性管理重点是检测、评价、维护、维修。其中,美国制定了管道完整性管理法案,相关配套技术领先,欧洲、加拿大等国的技术也比较先进。目前国际上开发出各种新型智能检测器,检测精度提高,可检测缺陷的种类增多;各种泄漏检测、安全预警技术不断涌现;多家材料、焊接、力学研究机构积极开展含缺陷管道的结构完整性评价研究。

在管道建设阶段,完整性管理的主要任务:一是将风险评价技术应用于设计;二是建立完整性管理基础数据库。风险评价有关技术在设计中主要应用在两个方面:一是对设计成果进行系统的基于风险的审查,如HAzoP、SIL、QRA等;二是基于风险的设计,如气体扩散分析可确定逃生距离、评价火气探测或ESD系统设计是否充分。爆炸分析可减少爆炸的危险,提出相应的设计要求。在工程项目中建立信息管理平台,所有文件和数据均进入数据库,实现工程数据的数字化整体移交,为管道完整性管理提供基础数据。

攻关方向为:

1)加强管道完整性管理过程中设计、施工和运行的有机结合,研究数字化移交相关技术与管理;

2)加强站场完整性管理技术的跟踪研究与应用。

 

7其他介质管道

管道作为世界上第五大交通运输工具,在安全、环保、节能、输量巨大等方面的优势是其他运输方式所不可比拟的。同时,管道又可以适应最为复杂的地质和自然环境。目前,国外已经广泛使用管道输送油气水多相流、矿浆、化工产品、生物燃料及CO2等。

 

7.1浆体管道

世界上目前已建成100多条浆体管道长距离输送管线。萨马柯(Samarco)铁精矿管线和黑梅萨(BlackMesa)输煤管线最具代表性。萨马柯管线全长399km,设有2座泵站和2座阀站。管线沿程地形复杂,起点标高约1000m,终点标高24m,最高点标高1180m。为了克服加速流,在阀站安装了5条调压旁路。黑梅萨管线全长439km,设有4座泵站,中间经过6座大小山峰和2条河流,其标高从2000m下降到150m,最后21km高差降落914m。该管道管径由457mm减至305mm,借此提高管内煤浆流速增大阻力来消除加速流。目前浆体管道输送工程设计方法在国外已较为成熟。

目前我国已建成了尖山铁精矿、瓮福磷精矿、大峪口磷精矿和大红山铁精矿等浆体输送管线。其中大红山铁精矿管道最具代表性,该管道由美国PSI公司设计,管道长度为171km,设3座泵站,全线最低标高为670m,最高处标高为2190m,最大高差达1520m,途中有3处海拔超过2000m,年输送铁精矿230x104t。

煤炭仍是我国一次能源消耗中的主体,煤炭的运输占用了大量的铁路、公路运力,给交通和环保都带来很大的压力,2011年冬季我国南方湖北、湖南等多个省份,为了保证煤源供应,不得不启动“海煤人江“倒运方案。煤浆管道可能成为解决我国北煤南运和西煤东运的有效方案,具有不可估量的应用前景。

浆体管道是液、固两相流管道,浆体的稳定性、流变性对输送工艺影响较大,需要通过实验的方法来确定浆体物性及其流变特性,浆体的调质及流动状态的控制是难点。

攻关方向为:

1)矿浆管道的工艺及线路设计技术;

2)矿浆管道配套设备的国产化。

 

7.2生物燃料管道

生物燃料(Biofuel)泛指由生物质组成或萃取的固体、液体或气体燃料。由于乙醇的生产成本不高,而且原料方便易得,是当前最常见的生物燃料。添加少量的燃料乙醇,可有效减少汽车尾气中CoZ和氮氧化物的排放。

目前,世界燃料乙醇工业正在迅速发展,巴西、美国率先于20世纪70年代中期大力推行发展燃料乙醇政策,后来加拿大、法国、西班牙、瑞典等国纷纷效仿,均形成了规模化生产和商品化生产。美国是乙醇生产的世界领先国,巴西紧随其后,在美国和巴西,90%的乙醇都用作燃料。

随着乙醇产量的大幅提升,美国、巴西两国已通过管道输送燃料乙醇。用管道输送燃料乙醇有3种方式:在成品油管道顺序批次输送;在现有管道以汽油或柴油混合物的方式输送;单独修建专门输送乙醇的管道。

巴西石油公司下属的TRANSPETRO公司现有877km管道、14个站场输送乙醇,可以接收卡车、火车和船运的乙醇。运行过程中采用批次顺序输送,用汽油密封,智能清管器清管。2009年巴西国家石油公司与日本三井公司合作新建了一条专门的乙醇输送管道,2010年11月开始建设,长1300km,年输送能力达220x108L。

美国最大的乙醇燃料生产商波伊特(POET)将协同油气管道运营商MMP,修建美国乃至全球最长的一条乙醇燃料管道。这条东西走向的管道横跨8个州,总长2900km,投资40亿美元,预计2014年投产,日均运输量可达24x104bbl。

由于乙醇特殊的物理化学性质,为管道建设带来了一系列技术难题。乙醇是一种酸性物质,易腐蚀管道;相对于传统燃料易挥发,带来爆炸和火灾危险;乙醇可把管道里汽油不能溶解的污垢溶解,污染油品。

我国燃料乙醇虽然起步较晚,但是发展迅速,2006年已成为继巴西、美国之后世界第三大燃料乙醇生产国,但还没有用管道长距离输送生物燃料(乙醇)的工程应用,具有较大的市场潜力。

攻关方向为:

1)顺序输送工艺及配套技术;

2)乙醇及乙醇汽油混合物的腐蚀(SCC)研究及其防范措施(环境、钢材、密封弹性体材料、监测);

3)乙醇对管道系统主要设备的影响及防范措施。

 

7.3 CO2管道

中国的年CO2排放量居世界第二位,仅次于美国,预计2030年中国CO2的总排放量将达到67x108t,成为世界第一大CO2排放国。国际气候变化小组(IPCC)研究结论是CO2捕集和储存(CCS)技术对稳定未来大气中的CO2具有重要的意义。一些发达国家大力CCS技术,并实施了多个示范工程,例如挪威的sleipner工程、白令海的snohvit工程等。

CCS的产业链由4部分组成,即捕集、运输、存储和监测及用于增加石油采收率(EOR)。作为CCS产业链中的运输环节,管道运输是一种最常用的方法。CO2管道输送技术已成为国际管道研究与发展的关注热点。用长输管道进行长距离、大规模的CO2运输在国外已经获得应用。截至2009年,全球共有超过2500km的CO2长输管道用于CO2一EoR,每年管输CO2近5000x104t。

随着国外CO2一EOR技术的推广应用,配套的CO2管道正在持续增长中,例如PogoProducing公司建造了146km的C02输送管道用于CO2一EOR,俄罗斯与法国合建了一条304km液态CO2输送管道。美国已启动多个CO2一EOR项目,一条耗资5亿美元年输送数百万吨CO2,从北达科他州羚羊谷到加拿大萨斯喀彻省的管道于2010年初动工,预计2012年建成。

目前已有的CO2管道主要限于北美地区CO2-EOR,还没有专门针对人造CO2密相或超临界相态输送的经验。一些研究机构在分析现有标准规范,正组织一些公司和政府机构编制修订CO2管道设计与运行指南。

CO2可以液态输送、气态输送,也可以在超临界状态下输送,状态方程的选择对管道设计有重要影响。稠密相CO2能够分解其他材料,超临界CO2是一种高效的溶剂,对非金属材料的选择有严格的限制。CO2中含杂质和水都会对管材腐蚀产生较大影响,杂质组分对减压性及止裂韧度的影响是限制CO2输送管道设计及运行的因素之一。

攻关方向为:

1)CO2组分对腐蚀机理的影响研究;

2)CO2相态特性模拟状态方程研究;

3)管材研究;

4)韧性断裂扩展研究。

 

8结论

1)我国多种油品的顺序输送和稠油、超稠油的管输技术还有待进一步发展;

2)由于我国东部、南部对能源的需求不断增加及新疆地区天然气资源的不断增长,未来单管输量达到300x108m3/a以上将成为必然趋势,因此大口径、高压力和高钢级管道技术的研究已比较紧迫;

3)由于LNG存储效率上的优势,目前世界各国都加大力量发展LNG的相关技术,我国应加紧研究陆地LNG接收站的核心关键技术,并追踪研究海上LNG接收站的相关技术;

4)可以预见,随着我国管道建设不断深人,全国规模的管网逐渐形成,以调峰储备为功能的大型储库技术将得到大力的发展;

5)我国近海油气资源非常丰富,“十二五“规划中将开发海洋资源作为重要内容提出,海洋管道技术将迎来加速发展期;

6)发达国家的管道建设经验表明,管道完整性管理技术是降低管道风险的有效措施,我国还应加强管道完整性管理过程中设计、施工和运行的有机结合;

7)管道作为一种交通运输工具拥有很多突出的优点,发展符合我国国情的其他介质管道输送技术,拥有广阔的市场前景,并能带来良好的经济和社会效益。

在未来我国经济快速发展、管道建设规模不断扩大的情况下,以上技术将拥有较好的发展前景。

 

 

 

 

 

 

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