RU2534186C2

RU2534186C2 - Способ (варианты) и система для оптимизации операций изоляции диоксида углерода

Info

Publication number: RU2534186C2
Application number: RU2011148939/06A
Authority: RU
Inventors: Сандип ВЕРМА; Чарльз С. ОУКС; Теризхандур С. РАМАКРИШНАН
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2009-05-01
Filing date: 2010-04-30
Publication date: 2014-11-27
Also published as: US10156321B2; US20100287123A1; RU2011148939A; CA2753410A1; WO2010127288A1; US20150004009A1; EP2425175A1; US8874382B2; CA2753410C; EP2425175A4

Abstract

Способ и система предназначены для оптимизации операций изоляции диоксида углерода и направлены на управление рабочими параметрами наземной установки для сжатия диоксида углерода (CO₂) или трубопровода для поддержания потока CO₂ в жидком или сверхкритическом состоянии при транспортировке к месту изоляции. В способах и системе используют датчики для определения, является ли течение однофазным или двухфазным, и обратную связь для регулировки давления и/или температуры на входе трубопровода. Техническим результатом является снижение потерь полезной мощности, вырабатываемой электростанцией при разделении и сжатии потока CO₂, текущего в трубопроводе. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 16 ил., 1 табл.

Description

Родственные заявки

Настоящая заявка притязает на приоритет предварительной заявки США № 61174821, поданной 1 мая 2009 г., раскрытие которой полностью включено сюда в порядке ссылки.

Область техники

Данное изобретение относится, в целом, к способам и системам для оптимизации операций изоляции диоксида углерода. В частности, это изобретение относится к способам и системам для задания, управления или мониторинга рабочих параметров наземной установки для сжатия диоксида углерода (CO₂) или трубопровода для поддержания CO₂ в жидком или сверхкритическом состоянии при транспортировке к месту изоляции.

Уровень техники

Геологическое хранение диоксида углерода (CO₂) является одним из возможных подходов к стабилизации концентрации CO₂ в атмосфере. CO₂, уловленный из источника, например, исходящий из угольной электростанции, закачивается через скважину на глубину, например, в засоленные водоносные горизонты. Предполагается, что закачанный CO₂ будет ограничен вышележащими и нижележащими непроницаемыми слоями коллектора, что обеспечит долгосрочное хранение (тысячи лет), будь то в форме отдельной фазы с высоким содержанием CO₂, в форме карбонатных минералов или в виде раствора.

Для изоляции диоксида углерода, выходящего из электростанции, в геологические коллекторы, необходимо отделить диоксид углерода от дымового газа и сжать его до закачки в геологический коллектор. Этапы разделения и сжатия обычно влекут за собой 15-30%-ю потерю полезной мощности, вырабатываемой электростанцией. Кроме того, законодательство может требовать очистки изолированного CO₂ до уровня 99+%, что может приводить к недопустимым затратам мощности. Напротив, для повышения эффективности электростанции, может потребоваться допустить наличие загрязняющих компонентов в количестве свыше 1% (на моль) в потоке CO₂.

Было показано, что изменения состава текучей среды могут влиять на конструкцию и эксплуатацию наземных установок и трубопроводных сетей для доставки газа при определенных фиксированных условиях в устье скважины для нагнетания. Патенты США №№ 4835687 и 6701223 и опубликованная патентная заявка US2007/0260333 относятся к мониторингу и компьютеризованному контролю параметров трубопровода для оптимизации мощности в потоках природного газа. Патент США 6201163 и опубликованная патентная заявка US2001/0007915 относятся к добавлению менее сжимаемых, но смешиваемых углеводородов к потокам природного газа для снижения энергопотребления на компрессию в трубопроводе. Опубликованная патентная заявка US2006/0254287 относится к оптимизации в системах на природном газе с большим содержанием метана.

Ниже приведены стандартные уравнения для расчета перепада давления в трубопроводах для однофазного течения. Для расчета компрессора, работа, производимая при адиабатическом (или изоэнтропическом) сжатии делится на коэффициент полезного действия. Мощность, необходимая для сжатия газов, определяется по следующей формуле:

где W _ad - мощность в кВт, W - массовый расход в кг/с, R - универсальная газовая постоянная (J/kg/K), T ₁ - температура выше по течению (K), P ₁ - абсолютное давление выше по течению (кПа), P ₂ - абсолютное давление ниже по течению, и k - отношение удельных теплоемкости для газа (C _p/C _v). Для расчета фактической мощности, используемой при сжатии, W _ad делится на коэффициент полезного действия (~0.7). Температура ниже по течению вычисляется согласно следующему соотношению для идеальных газов:

Что касается расчетов теплообменника, выходной охладитель, промежуточный охладитель и нагреватель/охладитель в наземной установке могут охлаждаться воздухом, водой или хладагентом. Если поток газа необходимо нагреть, тепло можно получить из потока, электроэнергии, сгорания походящего топлива или отработанного тепла из процесса. Количество теплоты можно рассчитать из следующего уравнения:

где Q - количество теплоты, h _i - энтальпия газового потока и C _p - удельная теплоемкость (при постоянном давлении) газа.

В отношении расчетов течения в трубе существует система из трех уравнений. Первое это уравнение сохранения массы или неразрывности, второе выражает закон сохранения импульса, и третье выражает закон сохранения энергии:

где A - площадь поперечного сечения трубы, выражаемое формулой A =25πD², E - внутренняя и кинетическая энергия, выражаемая формулой E = e+5u², H - энтальпия и кинетическая энергия, выражаемая формулой H = h +5u², S - периметр трубы, выражаемый формулой S = πD, D -диаметр трубы, e - внутренняя энергия, f - коэффициент трения (см. стр. 5-24, Chemical Engineers Handbook, 6-е издание), g - ускорение свободного падения, h - энтальпия, k_T - коэффициент теплопередачи, p - давление, t - время, T - температура, T_wall - температура стенки, u - средняя скорость текучей среды, x - расстояние вдоль трубы, θ - наклон трубы относительно горизонтали, и ρ - плотность.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно одному аспекту настоящего изобретения, предусмотрен способ управления рабочими параметрами наземной установки для сжатия CO₂ или трубопровода для поддержания потока, состоящего, в основном, из CO₂, текущего в трубопроводе, в жидком или сверхкритическом состоянии. Согласно одному варианту осуществления, способ, позволяющий избегать двухфазного течения жидкости/газа в трубопроводе, включает в себя этапы, на которых определяют состав текучей среды, текущей в трубопроводе, генерируют фазовый анализ (например, фазовую диаграмму) состава текучей среды, и, на основании фазового анализа, соответственно управляют рабочими параметрами во избежание двухфазного течения жидкости/газа в трубопроводе. Основными управляемыми рабочими параметрами являются давление и температура, при которых текучая среда поступает в трубопровод, хотя в ряде случаев, при наличии сети различных источников текучего выброса, можно изменять состав текучего выброса. Способ основан на том, что примеси в потоке диоксида углерода изменяют фазовое поведение и транспортные свойства текучей среды выброса диоксида углерода, и что изменение уровней загрязнения в потоке в таких же условиях давления и температуры на входе могут приводить к формированию двухфазного течения в трубопроводе. Двухфазное течение, в свою очередь, приводит к увеличению перепада давления, что дополнительно способствует формированию повышенной паровой доли ниже по течению; нежелательный механизм положительной обратной связи.

Преимущественно, предусмотрены системы, соответствующие способам, отвечающим изобретению. Одна система включает в себя датчики состава текучей среды, компрессоры, теплообменники и систему управления. Датчики состава текучей среды, компрессоры и теплообменники предпочтительно располагаются на входе трубопровода. Система управления принимает информацию от датчиков состава текучей среды, генерирует фазовый анализ состава текучей среды и управляет компрессорами и/или теплообменниками так, чтобы текучий выброс (в основном, диоксид углерода) сжимался и имел надлежащую температуру, дабы гарантировать, что выброс остается в жидкой или сверхкритической фазе на протяжении трубопровода.

Преимущественно, один вариант осуществления способа, отвечающего изобретению, содержит этап, на котором проектируют трубопроводы для оптимизации полной стоимости установки и эксплуатации для диапазона составов дымового газа.

Преимущественно, один вариант осуществления способа, отвечающего изобретению, содержит этапы, на которых анализируют предполагаемый состав текучей среды на выходе трубопровода и генерируют рабочие технические условия на выходе трубопровода для данного состава текучей среды для поддержания CO₂ в потоке жидкой или сверхкритической фазы в трубопроводе.

Преимущественно, один вариант осуществления способа, отвечающего изобретению содержит оперативный компонентный анализ состава текучей среды на выходе, генерацию многокомпонентной фазовой диаграммы состава текучей среды на выходе на основании уравнений состояния, и автоматическую регулировку давления и/или температуры на выходе компрессора-охладителя наземной установки для поддержания потока жидкой или сверхкритической фазы на протяжении трубопровода.

Преимущественно, в одном варианте осуществления системы и способа, отвечающих изобретению, давление на входе трубопровода регулируется так, чтобы оно превышало на 0% ~ 30% давление, определенное как минимальное давление, необходимое для поддержания потока жидкой или сверхкритической фазы на протяжении трубопровода.

Согласно другому варианту осуществления системы и способа, отвечающих изобретению, датчики располагаются на выходе трубопровода рядом с изоляционной скважиной для определения фазы выходного потока, и информация, полученная с помощью датчиков, используется контроллером, подключенным к компрессорам и/или теплообменникам на входе трубопровода и управляющим ими, для настройки компрессоров и/или теплообменников на поддержание потока в жидкой или сверхкритической фазе на протяжении трубопровода.

Согласно другому варианту осуществления системы и способа, отвечающих изобретению, давление и температура измеряются в нескольких точках вдоль трубопровода. Эти измеренные значения калибруются относительно друг друга и относительно опорных значений и, в условиях течения, используются для идентификации резких изменений градиентов. Резкие градиенты измеренных давления или температуры (или обоих параметров) указывают фазовый переход или формирование фазы или паровую фазу. Затем это измерение используется для регулировки давления и температуры на входе трубопровода или в различных местах вдоль трубопровода для устранения этих градиентов.

Преимущественно, в одном варианте осуществления способа, отвечающего изобретению, оптимизация операции изоляции CO₂ включает в себя минимизацию полной стоимости сжатия и/или поставки чистого CO₂ для разведения загрязнений CO₂.

Краткое описание чертежей

Ниже приведено более подробное описание настоящего изобретения, со ссылкой на чертежи, где отражены неограничительные примеры иллюстративных вариантов осуществления настоящего изобретения, снабженные сквозной системой обозначений, в которых:

фиг.1 - фазовая диаграмма чистого CO₂;

фиг.2 - фазовая диаграмма CO₂ и O₂;

фиг.3 - фазовая диаграмма CO₂ и Ar;

фиг.4 - фазовая диаграмма CO₂ и N₂;

фиг.5 - P, T и паровая доля в 18-дюймовом трубопроводе для чистого CO₂ в сверхкритическом или жидком состоянии;

фиг.6 - P, T и паровая доля в 12-дюймовом трубопроводе для чистого CO₂ в сверхкритическом или жидком состоянии;

фиг.7 - P, T и паровая доля в 12-дюймовом трубопроводе для чистого CO₂ с рабочими условиями на входе трубопровода при температуре 75°C;

фиг.8 - P, T и паровая доля в 12-дюймовом трубопроводе для состава текучей среды, содержащей 4% кислорода с рабочими условиями на входе трубопровода при температуре 60°F и давлении 1200 psia;

фиг.9 - P, T и паровая доля в 12-дюймовом трубопроводе для состава текучей среды, содержащей 4% кислорода с рабочими условиями на входе трубопровода при температуре 60°F и давлении 1278 psia;

фиг.10 - P, T и паровая доля в 12-дюймовом трубопроводе для состава текучей среды, содержащей 4% аргона с рабочими условиями на входе трубопровода при температуре 60°F и давлении 1211 psia;

фиг.11 - P, T и паровая доля в 12-дюймовом трубопроводе для состава текучей среды, содержащей 4% аргона с рабочими условиями на входе трубопровода при температуре 60°F и давлении 1250 psia;

фиг.12 - P, T и паровая доля в 12-дюймовом трубопроводе для состава текучей среды, содержащей 4% азота с рабочими условиями на входе трубопровода при температуре 60°F и давлении 1239 psia;

фиг.13 - P, T и паровая доля в 12-дюймовом трубопроводе для состава текучей среды, содержащей 4% азота с рабочими условиями на входе трубопровода при температуре 60°F и давлении 1269 psia;

фиг.14 - схема электростанции на природном газе с комбинированным циклом, отвечающей уровню техники;

фиг.15 - схема наземных установок и трубопровода согласно одному варианту осуществления изобретения; и

фиг.16 - схема трубопровода.

На основании этого раскрытия, специалисту в данной области техники очевидно, что определенные размеры, признаки, компоненты, и пр. показаны непропорционально или нетрадиционно для облегчения понимания раскрытой здесь технологии.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В нижеследующем описании представлены лишь иллюстративные варианты осуществления, не призванные ограничивать объем, область применения или конфигурацию раскрытия. Напротив, нижеследующее описание иллюстративных вариантов осуществления позволяет специалистам в данной области техники использовать описание для реализации одного или нескольких иллюстративных вариантов осуществления. Очевидно, что возможны различные изменения, касающиеся функции и конфигурации элементов, не выходящие за рамки сущности и объема изобретения, установленные формулой изобретения.

В нижеследующем описании приведены конкретные детали, позволяющие лучше понять варианты осуществления. Однако специалисту в данной области техники очевидно, что варианты осуществления можно осуществлять на практике без этих конкретных деталей. Например, системы, процессы и другие элементы изобретения могут быть представлены как компоненты блок-схемы, чтобы не затемнять варианты осуществления ненужными деталями. В других случаях, общеизвестные процессы, структуры и методы могут быть представлены без ненужных подробностей во избежание затемнения вариантов осуществления.

Кроме того, заметим, что отдельные варианты осуществления можно описывать как процесс, изображенный в виде логической блок-схемы, схемы последовательности операций, схемы переноса данных, структурной схемы или блок-схемы. Хотя логическая блок-схема может описывать операции как последовательный процесс, многие операции могут осуществляться параллельно или одновременно. Кроме того, порядок выполнения операций может быть изменен. Процесс может заканчиваться по завершении его операций, но может иметь дополнительные этапы, не рассмотренные или не включенные в фигуру. Кроме того, не все операции в каком-либо конкретно описанном процессе могут осуществляться во всех вариантах осуществления. Процесс может соответствовать способу, функции, процедуре, подпроцедуре, подпрограмме и т.д. Когда процесс соответствует функции, его окончание соответствует возврату из функции к вызывающей функции или к главной функции.

Кроме того, варианты осуществления изобретения можно реализовывать, по меньшей мере, отчасти, вручную либо автоматически. Ручные или автоматические реализации могут выполняться, или, по меньшей мере, сопровождаться, с использованием машин, оборудования, программного обеспечения, программно-аппаратного обеспечения, промежуточного программного обеспечения, микрокода, машинных языков программирования или любой их комбинации. В случае реализации в программном обеспечении, программно-аппаратном обеспечении, промежуточном программном обеспечении или микрокоде, программный код или сегменты кода для выполнения необходимых заданий могут храниться на машинно-считываемом носителе. Процессор(ы) может/ут выполнять необходимые задания.

На фиг.1 показана фазовая диаграмма для чистого диоксида углерода. Критическая точка соответствует 7,38 МПа и 31,1°C. Применительно к данному описанию, если рабочие условия трубопровода таковы, что температура превышает 31,1°C (304,2 K), и давление превышает 7,38 МПа, то говорят, что CO₂ находится в сверхкритическом состоянии. В сверхкритическом состоянии, и в жидком состоянии (над линией пар-жидкость, показанной на фиг.1), перепад давления в трубопроводе низок (что рассмотрено ниже со ссылкой на фиг.5). Если диоксид углерода находится в состоянии, соответствующем точке на двухфазной границе (где одновременно существуют пар и жидкость), или в паровой фазе (или газовой фазе) в любой точке вдоль трубопровода, то перепад давления значительно выше (что рассмотрено ниже со ссылкой на фиг.7). Для данного давление в устье скважины, более высокий перепад давления приводит к увеличению давления на выходе компрессора и, следовательно, к увеличению энергопотребления компрессора. Поэтому, согласно одному аспекту изобретения, желательно проектировать и эксплуатировать трубопровод таким образом, чтобы диоксид углерода оставался в жидком или сверхкритическом состоянии по всей длине трубопровода.

Уловленный или очищенный диоксид углерода из дымового газа электростанции содержит много химических компонентов. В нижеприведенной Таблице 1 представлен иллюстративный состав газообразного выброса электростанции, работающей на минеральном топливе, например, показанной на фиг.14 (рассмотренный ниже), отражающей уровень техники.

Компонент газообразного выброса, моль%	Выброс, полученный в результате сгорания в атмосфере 97.5% кислорода	Выброс % полученный в результате сгорания в атмосфере 95% кислорода
Кислород	1,82%	1,73%
Вода	0,16%	0,15%
Диоксид углерода	92,9%	88,88%
Азот	0,58%	0,89%
Аргон	4,55%	8,33%

Согласно таблице 1, газообразный выброс электростанции, работающей на минеральном топливе, содержит три основных загрязнения, а именно азот, кислород и аргон в потоке диоксида углерода. Предполагается, что вода будет удалена до уровня от нескольких десятков до нескольких сотен ppm во избежание коррозии и проблем с защитой потока. Заметим, что выброс очищенного потока диоксида углерода из других циклов генерации мощности, например, традиционных угольных электростанций, будет содержать более значительные количества дополнительных загрязнений, например, оксидов азота и серы. Аналогично, газообразный выброс электростанция IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) будет содержать H₂S в качестве загрязняющей примеси при осуществлении реакций в восстановительной атмосфере. Для полного анализа газообразного выброса любой электростанции, нужно учитывать много дополнительных загрязнений. Однако, для простоты и иллюстрации подхода, предусмотренного изобретением, мы в дальнейшем будем рассматривать, в основном, бинарные фазовые диаграммы для диоксида углерода с тремя основными загрязнениями, указанными в таблице 1. Этот подход и рассмотрение относится ко всем газообразным загрязнениям, несмотря на то, что подробно описано только добавление кислорода, аргона и азота в качестве бинарных смесей. Кроме того, как будет рассмотрено ниже, можно генерировать фазовые диаграммы смесей диоксида углерода с более чем одним дополнительным компонентом, с использованием тех же (или других) уравнений состояния, которые используются для генерации бинарных фазовых диаграмм. Таким образом, раскрытия, относящиеся к бинарным фазовым диаграммам, в равной степени применимы к многокомпонентным смесям.

На фиг.2 показаны фазовые диаграммы для смеси 98 моль% CO₂ и 2 моль% кислорода, смеси 96% моль% CO₂ и 4 моль% кислорода, и чистого (100%) CO₂. Согласно фиг.2, критические давления обеих смесей выше критического давления диоксида углерода. Дополнительно, поскольку это уже не однокомпонентная фазовая диаграмма, генерируется двухфазная область, а не двухфазная линия. Двухфазная область ограничена кривой конденсации снизу и кривой насыщения сверху. Диоксид углерода и кислород образуют смесь I категории (рассмотренную ниже). Местоположения критических точек, или критические местоположения находятся на линии более высокого давления и более низкой температуры, чем критическое давление и температура чистого диоксида углерода. Отклонения критического давления и температуры смеси (относительно чистого диоксида углерода) тем больше, чем выше концентрация кислорода.

На фиг.3 показаны фазовые диаграммы для смеси 96 моль% CO₂ и 4 моль% аргона, смеси 91% моль% CO₂ и 9 моль% аргона, и чистого (100%) CO₂. Согласно фиг.3, критические давления обеих смесей выше критического давления диоксида углерода. Дополнительно, поскольку это уже не однокомпонентная фазовая диаграмма, генерируется двухфазная область, а не двухфазная линия. Двухфазная область ограничена кривой конденсации снизу и кривой насыщения сверху.

На фиг.4 показаны фазовые диаграммы для смеси 96 моль% CO₂ и 4 моль% азота, смеси 91% моль% CO₂ и 9 моль% азота, и чистого (100%) CO₂. Согласно фиг.4, критические давления обеих смесей выше критического давления диоксида углерода. Дополнительно, поскольку это уже не однокомпонентная фазовая диаграмма, генерируется двухфазная область, а не двухфазная линия. Двухфазная область ограничена кривой конденсации снизу и кривой насыщения сверху.

На фиг.5 показаны графики давления, температуры и паровой доли на основании двух разных моделей или корреляций (OLGA S, 2000 V5.3; и Беггс и Брилл) для 18-дюймового трубопровода, по которому идет чистый CO₂. Предполагается, что трубопровод имеет длину 200 миль, причем 10 миль трубы находится над землей, и 190 миль трубы проложено под землей, и предполагается, что трубопровод переносит один миллион тонн диоксида углерода в год. На фиг.16 показана схема трубопровода. Температура на входе принимается равной 37,7°C (100°F), и температура окружающей среды принимается равной 60°F. Согласно фиг.5, температура чистого CO₂ падает либо сравнительно быстро (OLGA S, 2000 V5.3), либо сравнительно медленно (Беггс и Брилл) в зависимости от используемой модели, но, в конце концов, достигает температуры окружающей среды до конца трубопровода. Давление снижается от 1200 psia (8,27 МПа) до 1150 ~ 1160 psia (от 7,9 до 8,0 МПа) для моделей Беггса/Брилла и OLGA, соответственно. Паровая доля согласно обеим моделям, на расстоянии приблизительно 25 миль равна нулю (т.е. текучая среда является однофазной жидкостью). На протяжении приблизительно первых 25 миль, паровая доля 100% представляет сверхкритическую текучую среду в противоположность газу. Кроме того, очевидно, что результаты однофазного течения соответствуют фазовой диаграмме, показанной на фиг.1, поскольку в любой момент времени значения температуры-давления для трубопровода лежат выше линии пар-жидкость.

На фиг.6 показаны графики для второго трубопровода той же длины, имеющего такой же массовый расход диоксида углерода и находящегося при таких же температурах и в остальном идентичного, за исключением того, что имеет диаметр в двенадцать дюймов. Предположительно, вследствие трения, перепад давления в 200-мильном трубопроводе значительно больше для двенадцатидюймового трубопровода, чем для восемнадцатидюймового трубопровода. Таким образом, давление падает на около 25% от 1200 psia (8,27 МПа) до от около 900 (6,4 МПа) до около 950 psia (6,5 МПа) в зависимости от модели. Однако графики температуры и графики паровой доли похожи. Как и в примере, показанном на фиг.5 (и описанном выше), траектория на фазовой диаграмме в координатах давление-температура (или фиг.1) для конфигурации трубопровода диаметром двенадцать дюймов, показанной на фиг.6, остается над линией пар-жидкость.

На фиг.7 изображена конфигурация, идентичная конфигурации, показанной на фиг.6, за исключением того, что температура окружающей среды принимается равной 75°F вместо 60°F. В этом случае, изменение температуры оказывает значительное влияние. В частности, на расстоянии около 120 миль (200 км) текучая среда в трубопроводе входит в двухфазную область на фазовой диаграмме (с образованием паровой фазы), после чего доля газа возрастает. В результате, перепад давления между входом и выходом достигает приблизительно 42% (от 1200 psia до приблизительно 700 psia). Температура также падает до около 55°F на выходе, поскольку фазовый переход из жидкости в пар поглощает энергию за счет снижения температуры (в силу скрытой теплоты парообразования). В результате, на выходе трубопровода создается нежелательное условие низкого давления и низкой температуры.

На фиг.8 представлена конфигурация, аналогичная конфигурации, показанной на фиг.6, за исключением того, что вместо трубопровода, несущего 100% CO₂, трубопровод несет смесь 96% CO₂ и 4% O₂, и давление на входе составляет не 1200 psia, а 1240 psia (8,43 МПа). На фиг.8 показан перепад давления в трубопроводе приблизительно 33% (нижний график) до около 830 psia, и падение температуры ниже температуры окружающей среды до около 55°F (средний график), которое соответствует образованию паровой фазы (верхний график) на последних 50 милях трубопровода. Действительно, предполагается, что на выходе трубопровода двухфазное течение состоит приблизительно из 80% жидкости и 20% пара. Таким образом, на фиг.8 аналогично представлены нежелательные условия низкого давления и низкой температуры на выходе трубопровода.

Для преодоления нежелательных условий на выходе трубопровода, можно повысить давление на входе до уровня, при котором условия давления-температуры вдоль трубопровода никогда не пересекают кривую насыщения. Таким образом, согласно фиг.9, если давление на входе трубопровода, показанное на фиг.8, увеличить от 1240 psia до 1278 psia (все остальные параметры остаются неизменными), перепад давления (как доля давления на входе) составит лишь приблизительно 26% (в отличие от приблизительно 33%). Давление на выходе составит приблизительно 950 psia, температура трубопровода не упадет ниже температуры окружающей среды, и на протяжении трубопровода не будет образовываться пар; т.е. условия P, T вдоль трубопровода никогда не пересекут кривую насыщения, и двухфазного течения не образуется. Поэтому, изменяя условия на входе трубопровода для трубопровода с теми или иными характеристиками, фрикционный перепад давления в трубопроводе снижается, что позволяет повысить экономичность трубопроводного транспорта. В данном конкретном трубопроводе, повышение давления на входе на 38 psia приводит к снижению полного перепада давления на около 82 psia (от перепада в 410 psia до перепада в 328 psia). Аналогичные эффекты наблюдаются для аргона и азот и рассмотрены ниже со ссылкой на фиг.10, 11, 12 и 13.

На фиг.10 изображена конфигурация, идентичная конфигурации, показанной на фиг.6, за исключением того, что трубопровод содержит не 100% CO₂, а 96% CO₂ и 4% аргона, и давление на входе установлено равным 1211 psia (вместо 1200 psia). Как видно из нижнего графика, потеря давления в этих условиях очень велика (свыше 75% давления на входе), и согласно верхнему графику, когда текучая среда пересекает кривую насыщения, имеет место двухфазное течение на протяжении большей части трубопровода. Фактически, на выходе, свыше 80% текучей среды составляет паровая (газовая) фаза. В силу скрытой теплоты парообразования, температура текучей среды падает значительно ниже температуры окружающей среды до -20°F. Таким образом, на выходе трубопровода возникают крайне нежелательные условия.

На фиг.11 изображена конфигурация, идентичная конфигурации, показанной на фиг.10, за исключением того, что давление на входе возрастает до 1250 psia. В результате, согласно верхнему графику, на протяжении всего трубопровода поддерживается однофазное течение. Кроме того, перепад давления снижается от свыше 75% до около 28% давления на входе, и температура текучей среды никогда не падает ниже температуры окружающей среды. Таким образом, при небольшом увеличении давления на входе, энергопотребление на компрессоре снижается, и достигаются нужные условия на выходе.

На фиг.12 изображена конфигурация, идентичная конфигурации, показанной на фиг.6, за исключением того, что трубопровод содержит не 100% CO₂, а 96% CO₂ и 4% азота, и давление на входе установлено равным 1239 psia (вместо 1200 psia). Как видно из нижнего графика, потеря давления в этих условиях очень велика (около 70% давления на входе), и согласно верхнему графику, когда текучая среда минует кривую насыщения, двухфазное течение имеет место на протяжении всего трубопровода. Фактически, на выходе, приблизительно 80% текучей среды составляет паровая (газовая) фаза. В силу скрытой теплоты парообразования, температура текучей среды падает значительно ниже температуры окружающей среды до 0°F. Таким образом, на выходе трубопровода возникают крайне нежелательные условия.

На фиг.13 изображена конфигурация, идентичная конфигурации, показанной на фиг.12, за исключением того, что давление на входе возрастает до 1269 psia. В результате, согласно верхнему графику, на протяжении всего трубопровода поддерживается однофазное течение. Кроме того, перепад давления снижается от около 70% до около 21% давления на входе, и температура текучей среды никогда не падает ниже температуры окружающей среды. Таким образом, благодаря небольшому повышению давления на входе, экономичность значительно повышается, и достигаются нужные условия на выходе.

Рассмотренные выше три компонента (кислород, аргон и азот), при добавлении к диоксиду углерода, образуют смеси, демонстрирующие фазовое поведение I категории для критических местоположений (см. S. I. Sandler, 1999, Chemical and Engineering Thermodynamics John and Wiley & Sons. New York или P.H. Van Konynenburg; R.L. Scott, Critical Lines and Phase Equilibria in Binary van der Waals Mixtures, Philosophical Transactions of the Royal Society of London. Series A, Mathematical and Physical Sciences, Vol. 298, No. 1442 (Dec. 18, 1980), 495-540). Для этих смесей, критические давления выше критического давления диоксида углерода, и критические температуры смесей чуть ниже критической температуры диоксида углерода. Однако другие компоненты, при добавлении к диоксиду углерода, могут образовывать смеси, демонстрирующие фазовое поведение для критических местоположений, заданное другими категориями. В этих случаях, температуры и давления смесей в трубопроводе нужно будет аналогично регулировать на основании их фазовых диаграмм во избежание двухфазного течения пар/жидкость или однофазного течения пара в трубопроводе. Таким образом, хотя раскрытые выше принципы рассмотрены для компонентов, демонстрирующих фазовое поведение I категории для критических местоположений, принципы в равной степени применимы к другим компонентам, демонстрирующим другое фазовое поведение.

Можно также идентифицировать компоненты, чье влияние на критическое давление и температура смеси с высоким содержанием диоксида углерода противоположно влиянию трех рассмотренных компонентов, т.е. добавление такого компонента снижает критическое давление смеси. Таким образом, согласно одному аспекту изобретения, такой компонент можно добавлять в поток выброса вместо или помимо повышения давления и/или температуры потока выброса.

Заметим также, что, в нереакционно-способных смесях, для полного задания состояния смеси, присутствующей в одной фазе, существует C+1 степени свободы (для смеси с C компонентами, где компоненты являются отдельными химическими элементами). Поэтому, для полного задания системы в одной фазе, необходимо указывать P, T и состав смеси. Состав смеси, заданный C-1 молярными долями, можно регулировать, чтобы смесь гарантированно оставалась в сверхкритическом или жидком состоянии. Изменение состава можно осуществлять путем либо добавления компонентов, либо избирательного удаления некоторых компонентов из смеси, либо смешивания разных потоков с высоким содержанием CO₂.

Заметим, что поток газообразного выброса с высоким содержанием диоксида углерода является многокомпонентной смесью. Критические свойства и фазовые диаграммы смеси можно экспериментально определять или принудительно задавать во избежание вхождения смеси в двухфазную область или паровую фазу на протяжении трубопровода. Альтернативно, критические свойства и фазовые диаграммы многокомпонентной смеси можно вычислять на основании уравнений состояния (EOS).

В частности, равновесие фаз для сложных текучих смесей можно вычислить с использованием уравнений состояния, выведенных из бинарных подмножеств более сложной (т.е. > 3 компонентов) системы. В этих уравнениях состояния часто используют параметры бинарного взаимодействия, выражающие влияние взаимодействий между двумя молекулами на свойства текучей среды. В качестве простого примера рассмотрим вириальное уравнение состояния для однокомпонентных текучих систем, например EOS, в виде:

где P - давление, ρ - молярная плотность текучей среды, R - газовая постоянная, и T - температура. Второй вириальный коэффициент B выражает усредненное влияние на объемные свойства текучей среды вследствие взаимодействия между двумя частицами (например, двумя молекулами CO₂). Аналогично, третий вириальный коэффициент C выражает усредненное влияние на объемные свойства текучей среды вследствие одновременных взаимодействий трех тел (где телами являются молекулы или атомы). Вириальные коэффициенты более высокого порядка, в принципе, отражают одновременные взаимодействия всё большего количества частиц, которые могут потребоваться для моделирования свойств плотных текучих сред (например, когда с повышением плотности возрастает вероятность одновременных взаимодействий между более значительным количеством частиц). Однако взаимодействий между двумя телами происходит гораздо больше, чем взаимодействий более высокого порядка, поэтому члены бинарного взаимодействия больше по величине. Также существует ряд очевидных пространственных проблем с одновременными взаимодействиями многих тел, поэтому модели, использующие параметры, выражающие только бинарные взаимодействия и, возможно, тернарные взаимодействия, имеют преимущество как по физическим, так и по практическим причинам.

Вириальное уравнение состояния можно распространить на смешанные текучие системы. Таким образом, например, B можно заменить на B_ij, где i = компонент 1 (например CO₂), j = компонент 2 (например Ar), и B_ij - средневзвешенное по составу значение величин B_i и B_j, например, B_ij = X_i B_i + X_jB_j, где X_i и X_j - молярные доли чистых текучих сред i и j, и B_i и B_j - вторые вириальные коэффициенты, полученные раздельным подбором вириального EOS к термодинамическим свойствам текучих сред i и j. В этой простой форме, вириальное EOS для системы смеси ij будет полностью предсказательным, например, никакие дополнительные регулируемые параметры не будут подбираться к свойствам смешанной текучей среды. Предыдущий пример является моделью "идеальной" смеси. Более сложная модель систем, которые демонстрируют "неидеальные" свойства смеси, могут включать в себя бинарный коэффициент B_ij', подобранный к свойствам текучей смеси ij. Этим "неидеальным" различиям, нередко имеющим место между моделью смеси на основе чистых текучих сред и измеренными свойствами смеси, свойственно быть, но не обязательно, малыми. В случае вириального EOS, включающего в себя параметры неидеального смешивания, B _ij можно выразить в виде: B_ij = X_iB_i + X_iX_j B_ij' + X_jB_j

Для EOS, в котором "неидеальные" параметры бинарной смеси подобраны для сколь угодно сложной химической системы (например, смеси, содержащей N₂, Ar, CO₂, O₂, H₂O; количество компонентов, n = 5), количество неидеальных B_ij = n/(n-1)/2 (например, 10 B_ij для 5-компонентной системы). Подразумевается, что взаимодействия ij эквивалентны взаимодействиям ji. Конечно, существует также n членов бинарного взаимодействия (B_i и B_j) для чистых текучих сред. Кроме того, каждый B может быть функцией температуры, так что полное количество регулируемых параметров в EOS может быть гораздо больше количества B.

Вириальное EOS, кратко описанное выше, призвано иллюстрировать лишь простой пример. Существует много разных форм уравнений состояния для текучих смесей, и все EOS, более сложные, чем закон идеального газа, используют, явно или неявно, бинарные взаимодействия между молекулярными компонентами текучей среды. Более точные модели тщательно распознают взаимодействия между разнородными компонентами ij, и некоторые модели распознают взаимодействия между триплетными взаимодействиями ijk (и, возможно, iij, ijj, jkk,...). Члены взаимодействий более высокого порядка, выражающие одновременные взаимодействия между более значительными количествами частиц оказывают меньшее влияние на расчетные объемные свойства текучей среды и чрезмерно усложняют математические выражения, в связи с чем их предпочитают игнорировать. В общем случае, EOS, учитывающие, явно или неявно, только бинарные взаимодействия, оказываются более эффективными с вычислительной точки зрения и не обязательно менее точными, чем EOS, учитывающие взаимодействия более высокого порядка.

Математические формы EOS, в которые включены бинарные или тернарные взаимодействия в EOS, весьма разнообразны, но, в любом случае, согласуются с законом идеального газа (например P/(ρRT) = 1 + Bρ + Cρ² сводится к P/(ρRT) = 1 в предельном случае нулевой плотности, независимо от формы членов более высокого порядка).

Кубичные уравнения состояния (например, вариации Ван-дер-Ваальсова EOS, предложенные Соаве, Редлихом-Квонгом или Пенга-Робинсона) можно использовать для моделирования промышленных и природных газовых систем, благодаря тому, что их легко решать, и их точность достаточна для многих приложений. Однако для систем, близким к критическому состоянию (где условия давления-температуры состава близки к критической точке, в которой жидкость и пар становятся не отличимыми друг от друга), калорического моделирования или приложений, охватывающих очень широкие диапазоны температуры и давления (или плотности), кубичные уравнения не особенно точны.

В отличие от кубичных уравнений состояния, уравнения на основе свободной энергии Гельмгольца, например, GERG-2004 (см. O. Kunz et al., "The GERG-2004 Wide-Range Equation of State for Natural Gases and Other Mixtures", GERG TM15 2007; VDI Verlag GmbH, Publishing House of the Association of German Engineers, Dusseldorf 2007; ISBN 978-3-18-355706-6, которая полностью включена сюда в порядке ссылки) могут иметь очень высокие уровни точности для всех термодинамических свойств в очень широких диапазонах температуры и плотности. Однако такие уравнения, как GERG-2004, гораздо сложнее, чем кубичные EOS и требуют больших вычислительных мощностей.

EOS GERG-2004 использует члены бинарного взаимодействия помимо компонентных параметров концевого члена. EOS GERG-2004 первоначально было выведено и проверено для восемнадцати компонентов, представляющих интерес для транспортировки, хранения и энергетического применения природного газа (Ar, CH₄, C₂H₆, C₃H₈, CO, CO₂, H₂, H₂O, He, i-C₄H₁₀, n-C₄H₁₀, i-C₅H₁₂, n- C₅H₁₂, n-C₆H₁₄, n- C₇H₁₆, n-C₈H₁₈, N₂, O₂). Одной из основных целей проекта GERG-2004 был вывод широкодиапазонного EOS (для большого диапазона температуры и плотности) с минимальным количеством регулируемых параметров. Поэтому EOS GERG-2004 составлено так, что параметры для компонентных пар сгруппированы в классы "правила смешивания", которые эффективно задаются количеством и качеством термодинамических данных, доступных для каждой компонентной пары. Эффекты неидеального смешивания для большинства из 153 компонентных пар в первоначальном GERG-2004 описаны с использованием функций приведенной плотности и температуры (функций приведения) для каждого компонента, которые включают в себя лишь четыре регулируемых параметра. Более сложные члены присоединяются к функции неидеальности для систем компонентных пар, которые имеют данные достаточно высокой точности для поддержки использования более сложных членов смешивания (специальных и обобщенных функций отклонения). 153 множества параметров бинарного взаимодействия, были подобраны к выбранным данным для каждой системы компонентных пар и затем дополнительно уточнены с использованием высококачественных данных для тернарных и кватернарных смесей. Свойства текучей среды, выведенные из моделей, использующих совокупность параметров, представляющих только бинарные взаимодействия, затем были протестированы в отношении данных для различных многокомпонентных смесей (например, для n до 10; см. фиг.7.3 - 7.6 в GERG TM15 2007).

На фиг.14 показана блок-схема электростанции на природном газе с комбинированным циклом, отвечающий уровню техники. Воздух поступает в сепаратор 110, который использует мощность для выделения азота и кислорода из воздуха. Кислород поступает вместе с топливом в виде природного газа в топку 120, и продукты горения (содержащие, в основном, воду в форме пара и диоксид углерода) поступают на турбину 130, которая генерирует (электрическую) мощность. Из турбины, выброс предпочтительно поступает на парогенератор 140, основанный на рекуперации тепла, который принимает воду и генерирует из нее пар. Пар можно использовать как продукт когенерации, или для генерации дополнительной электроэнергии путем расширения на турбине, в процессе, известном как комбинированный цикл. Поскольку генератор 140 охлаждает выброс, вода удаляется из выброса сепаратором 150. Оставшийся выброс является, в основном, диоксидом углерода. Как рассмотрено выше, в зависимости от чистоты кислорода, используемого в топке 120, получаются различные составы газообразного выброса (см. таблицу 1 выше). При желании, выброс можно затем подавать на компрессор, что рассмотрено ниже со ссылкой на фиг.15.

Независимо от источника газообразного выброса, если необходимо эффективно пропускать по трубе газообразный выброс для нагнетания в геологический пласт (т.е. для изоляции), согласно аспекту изобретения, что показано на фиг.15, нужно задействовать один или несколько компрессоров 210, один или несколько теплообменников 220 и трубопровод 230. Согласно фиг.15, первый поток выброса поступает через клапан 202 на компрессор 210. При необходимости, как рассмотрено ниже, первый поток выброса можно объединять с одним или несколькими дополнительными потоками выброса с помощью клапана 204 до подачи на компрессор 210. Компрессор 210 может представлять собой одиночный компрессор или последовательность компрессоров (с промежуточными охладителями или без них) работающих под управлением контроллера 220, для сжатия потока выброса до нужного давления. Нужное давление может определяться, как рассмотрено более подробно ниже, контроллером 220, который выполняет имитации и/или использует информацию обратной связи для определения нужного давления (и температуры) на входе трубопровода. Как указано на фиг.15, после сжатия, используется один или несколько теплообменников 230 (например, промежуточных охладителей или выходных охладителей), благодаря чему условия на входе трубопровода P_i, T_i и X_i (молярная доля i-го компонента) задаются на основании работы компрессора. После регулировки температуры выброса, выброс поступает на трубопровод 240 и из трубопровода может нагнетаться, прямо или косвенно, в нагнетательную скважину 250, ведущую в геологический пласт 260, для изоляция. Трубопровод 240 будет иметь зарегистрированные характеристики, например, диаметр D, показатель шероховатости, длину, изменения возвышения, изоляцию и т.д., и будет подвергаться воздействию внешних условий (земли и/или воздуха), которые обычно известны или измеримы. Применительно к данному описанию, "выход" трубопровода на или вблизи нагнетательной скважины, может быть напрямую присоединен к нагнетательной скважине или может быть присоединен к нагнетательной скважине через дополнительное оборудование, например, насосы, компрессоры и т.д.

Согласно одному аспекту изобретения, контроллер 220 может выполнять имитацию трубопровода для задания рабочих давления и температуры на входе. С этой целью можно использовать имитаторы, например, HYSYS (торговое название Aspentech) или PIPESIM (торговое название Schlumberger), или специализированные модели собственной разработки. Подходящие корреляции перепада давления и надлежащие EOS предпочтительно использовать в качестве входных данных имитатора. Имеющиеся экспериментальные данные и подходящие EOS можно использовать для генерации многокомпонентной фазовой диаграммы для смешанного газообразного выброса. Очевидно, что фазовую диаграмму можно эквивалентно представлять посредством различных переменных, например, в координатах (P,T) (на фиг.1), в координатах (T,S) (температура, энтропия) или в координатах (P,H) (давление, энтальпия).

Информацию фазовой диаграммы для имитатора можно получать либо путем взятия пробы потока выброса и проведения обширного фазового анализа пробы (например, путем изменения температуры и давления в нужных диапазонах), либо путем выполнения компонентного анализа потока выброса на 224 и генерации уравнений состояния фазовой диаграммы, рассмотренных выше. В случае использования компонентного анализа на 224, компонентный анализ можно проводить в реальном времени с использованием одного или нескольких газоанализаторов, например, анализаторов Teledyne или Servomex, которые, предпочтительно, определяют молярные доли, по меньшей мере, диоксида углерода, азота, кислорода, аргона и воды в потоке выброса.

Информацию корреляции перепада давления для трубопровода можно получать с использованием корреляций Беггса и Брилла для перепада давления, в которые вводятся известные характеристики трубопровода. Кроме того, на основании режима течения, имеющего место в трубопроводе (например, многофазного течения, ламинарного или турбулентного течения), можно использовать другие корреляции перепада давления, которые могут оказаться более подходящими. Например, варианты в HYSYS включают в себя: HTFS со скольжением, гомогенное течение HTFS, Поеттман и Карпентер, Бэксенделл и Томас, Данс и Рос, Хейдждорн и Браун, Оркисжевский, Азиз, Говьер и Фогарази и Тулса 99. Также возможен другой вариант, OLGAS, в качестве градиентного метода.

Очевидно, что имитатор может использовать уравнения сохранения массы, энергии и импульса, и уравнения состояния (доступные из термодинамического комплекта, например, NIST REFPROP) для генерации, например, давления, температуры и паровой доли, вычисленных на протяжении трубопровода (например, показанных на фиг.5-13). Если сгенерированные свойства указывают или демонстрируют нежелательные качества (например, двухфазное течение в каких-то участках трубопровода), контроллер 220 может запускать одну или несколько дополнительных имитаций для отыскания нужной комбинации давления-температуры на входе, которые обеспечат (согласно имитатору) однофазное жидкое или сверхкритическое состояние на протяжении трубопровода. Найдя нужные значения давления и температуры, контроллер 220 может регулировать сжатие и/или температуру на входе, управляя компрессором(ами) 210 и/или теплообменником 230. При необходимости, давление на входе трубопровода можно регулировать так, чтобы оно превышало на 0% ~ 30% давление, определенное как минимальное давление, необходимое для поддержания потока жидкой или сверхкритической фазы на протяжении трубопровода.

Для учета неточностей в термодинамических моделях, точную настройку условий на входе трубопровода можно осуществлять в реальном времени согласно схеме управления на основе обратной связи. Так, устройство обнаружения двухфазного потока (не показано) можно устанавливать на выходе 228 трубопровода и в различных точках вдоль трубопровода. Это устройство может использовать датчики, производящие, например, одно или несколько из оптических, акустических измерений, абсолютного и/или дифференциального давления и температуры. Устройство обнаружения двухфазного потока определяет наличие или отсутствие двухфазного течения на выходе или в промежуточных точках трубопровода. При обнаружении двухфазного течения, эта информация возвращается на контроллер 220, который управляет компрессором 210 и/или теплообменником 230 для регулировки (повышения) давления на входе и/или регулировки (снижения) температуры для устранения двухфазной области. Если двухфазное течение не обнаружено, устройство обнаружения двухфазного потока может возвращать эту информацию на контроллер 220, который может управлять компрессором 210 и/или теплообменником 230 для регулировки (снижения) давления и/или (повышения) температуры и, таким образом, снижения энергопотребления пока не будет достигнута двухфазная область. Если впоследствии будет обнаружено двухфазное течение, контроллер 220 предпишет увеличивать давление и/или снижать температуру, пока система не станет работать прямо над линией насыщения. Также очевидно, что вместо или помимо изменения давления и/или температуры, в ряде случаев, контроллер также может использовать состав текучей среды на 229 в качестве регулируемой переменной. Добавление компонентов, которое снижает критическое давление смеси, помогает переводить режим течения из двухфазной области в однофазную область. Это пригодно при наличии нескольких сырьевых потоков газа. Напротив, если конкретный поток выброса находится в состоянии однофазного течения, компоненты другого потока выброса можно примешивать в этот поток (например, с помощью регулирующих клапанов 202, 204 контроллера 220), для увеличения критического давления, пока не будет достигнута двухфазная область (хотя смесь остается в однофазной области).

Согласно одному аспекту изобретения, измеренный профиль давления и/или температуры вдоль трубопровода можно использовать для регулировки входных P, T и состава для сохранения перепада давления в пределах, путем уклонения от двухфазной области.

Согласно одному аспекту изобретения, в ходе работы, условия могут изменяться на выходе компрессора или входе трубопровода на основании изменений состава текучей среды. Например, если чистота диоксида углерода снижается, и молярная доля одного или нескольких из аргона, азота или кислорода в потоке газа повышается, на основании величины увеличения, давление на выходе компрессора может потребоваться увеличить для поддержания однофазного течения на протяжении трубопровода. Альтернативно, если молярная доля диоксида углерода увеличивается в присутствие этих газов, то давление на выходе можно снижать для уменьшения энергопотребления. Если газоанализаторы применяются для обнаружения изменений условий в реальном времени, и новая информация автоматически вводится в имитатор контроллера 220, контроллер может автоматически запускать новую имитацию, идентифицировать новые значения давления и температуры для входа трубопровода, которые позволят поддерживать однофазное течение на протяжении трубопровода, и предписывать компрессору 210 и/или теплообменнику 230 соответственно обрабатывать выброс.

Согласно другому аспекту изобретения, желательно минимизировать затраты, связанные с транспортировкой потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, для изоляции (применительно к данному описанию, термин "поток выброса, содержащего, в основном, CO₂" следует понимать как выброс, содержащий, по меньшей мере, 50% диоксида углерода). Таким образом, в целом, желательно поддерживать давление и температуру выброс в точке сразу над линией насыщения. Как описано выше, это можно осуществлять, выполняя имитацию, которая используется при установке давления и температуры на входе на нужные значения, обеспечивающие однофазное жидкостное или сверхкритическое течение на протяжении трубопровода. Альтернативно, этого можно добиваться с помощью схемы управления на основе обратной связи, где состояние выброса регистрируется одним или несколькими датчиками вдоль трубопровода и, предпочтительно, также на выходе трубопровода. Датчики могут использовать одно или несколько из оптических, акустических измерений, дифференциального давления, и температуры. В основном, датчики определяют наличие или отсутствие двухфазного течения на выходе 228 или в промежуточных точках 226 в трубопроводе. Если датчики используются вдоль трубопровода (например, каждую милю), один или несколько дополнительных компрессоров и/или теплообменников (не показаны) можно использовать на протяжении трубопровода для повышения давления (или снижения температуры), если определено, что выброс образует двухфазное течение. Таким образом, поток выброса можно заставлять "ударяться" над или на кривой насыщения для выброса на всем протяжении трубопровода, вместо того, чтобы первоначально сжимать его до давления, превышающего давление, необходимое на протяжении большей части трубопровода. Добавление датчиков и дополнительных компрессоров и/или теплообменников гарантирует минимальное энергопотребление.

Согласно дополнительному аспекту изобретения, контроллер 220 может быть простым контроллером, который использует информацию обратной связи и не выполняет имитаций. В частности, при условии, что поток выброса, содержащего, в основном, CO₂, имеет сравнительно известный состав, на контроллер поступает множество стандартных значений давления и температуры выброса на входе трубопровода. Альтернативно, можно предусмотреть поисковую таблицу для разных выбросов и результирующих начальных значений давления и температуры. Обратная связь с контроллером обеспечивается одним или несколькими датчиками вдоль трубопровода и/или на выходе трубопровода. При обнаружении двухфазного течения, эта информация возвращается на контроллер 220, который управляет компрессором 210 и/или теплообменником 230 для регулировки (повышения) давления на входе и/или регулировки (снижения) температуры для устранения двухфазной области. Если двухфазное течение не обнаружено, устройство обнаружения двухфазного потока может возвращать эту информацию на контроллер 220, который может управлять компрессором 210 и/или теплообменником 230 для регулировки (снижения) давления и/или (повышения) температуры и, таким образом, снижения энергопотребления компрессора и/или теплообменника, пока не будет достигнута двухфазная область. Если впоследствии будет обнаружено двухфазное течение, контроллер 220 предпишет увеличивать давление и/или снижать температуру, пока система не станет работать прямо над линией насыщения.

В любом случае, используя обратную связь от трубопровода, система управления позволяет экспериментально определять двухфазную границу для режима течения и работать вблизи двухфазной границы, тем самым оптимизируя систему для снижения энергопотребления. На практике, оператор трубопровода может выбирать запас прочности и работать на определенном «расстоянии» (ε%) от двухфазной границы в предпочтительной жидкостной или сверхкритической области.

Эту оптимизацию можно распространить на всю трубопроводную сеть. Рассмотрим обобщенную трубопроводную сеть с m трубопроводами и h концентраторами (определенными как точки, где давление, температура, размеры или состав переносимой текучей среды в трубопроводе могут изменяться). Затем каждый участок между концентраторами обследуется, как рассмотрено в одном из вышеописанных вариантах осуществления, для проектирования участка трубопровода. Начальные рабочие условия вычисляются на основании состава текучей среды, как рассмотрено выше. Затем можно использовать систему управления с более точной обратной связью, описанную выше, для дальнейшей оптимизации энергопотребления, и, наконец, весь трубопровод можно эксплуатировать с запасом прочности ε% над двухфазной границей отдельных участков трубопровода.

G₁ это функция стоимости, которая оценивает долю амортизированной капитальной стоимости и эксплуатационных расходов для одного или нескольких компрессоров и других наземных установок (включая, например, газоанализаторы, датчики и т.д.) если таковые существуют. G₂ это функция стоимости, которая включает в себя составляющие амортизированной стоимости и эксплуатационных расходов трубопровода. Для более крупного компрессора (или компрессора с более высокой рабочей или номинальной мощностью), функция будет принимать более высокое значение. Аналогично, значение G₂ является функцией диаметра трубопровода, при том, что все остальные переменные, например, спецификации на материалы и т.д. равны. Для оптимального решения, сумму G₁ и G₂ можно минимизировать согласно методам, известным в технике.

Было описано несколько вариантов осуществления настоящего изобретения. Тем не менее, очевидно, что настоящее изобретение допускает различные модификации, не выходящие за рамки его сущности и объема. Например, рассмотренные выше варианты осуществления изобретения имеют много дополнительных применений как в наземных, так и в подземных условиях. Кроме того, хотя газообразный выброс был описан, в основном, как побочный продукт электростанции, очевидно, что газообразный выброс может быть побочным продуктом других источников. Заметим, что вышеприведенные примеры имели своей целью лишь пояснение, но никоим образом не ограничение настоящего изобретения. Хотя настоящее изобретение описано со ссылкой на иллюстративный вариант осуществления, надо понимать, что слова, использованные в нем, являются словами описания и иллюстрации, а не словами ограничения. Изменения возможны, в рамках формулы изобретения, утвержденной и измененной, без отхода от объема и сущности настоящего изобретения в его аспектах. Хотя настоящее изобретение описано здесь со ссылкой на конкретные средства, материалы и варианты осуществления, настоящее изобретение не ограничивается раскрытыми здесь частными случаями; напротив, настоящее изобретение распространяется на все функционально эквивалентные структуры, способы и варианты применения, отвечающие объему формулы изобретения.

Claims

1. Способ управления потоком выброса, содержащего, в основном, поток CO₂, в трубопроводе, содержащий этапы, на которых
используют, по меньшей мере, один датчик для определения состояния потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, вдоль или на выходе трубопровода, и возвращают индикацию состояния на контроллер;
используют контроллер для управления, по меньшей мере, одним из рабочего давления и температуры потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, для (i) поддержания потока выброса в виде потока однофазной жидкости или сверхкритической текучей среды в трубопроводе, используя индикацию состояния потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, и (ii) регулирования потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, так, чтобы он приближался к линии насыщения, при поддержании потока выброса, содержащего, в основном, CO₂ в качестве потока однофазной жидкости или сверхкритической текучей среды, причем индикация состояния потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, указывает однофазное течение.

2. Способ по п.1, в котором
на этапе управления генерируют фазовый анализ потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, и выполняют имитацию трубопровода с использованием известных характеристик трубопровода и фазового анализа для задания критериев рабочих давления и температуры на входе для потока выброса, содержащего, в основном, CO₂.

3. Способ по п.2, в котором
на этапе генерации фазового анализа вычисляют фазовую диаграмму в координатах давление-температура или получают пробу потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, и анализируют пробу в лабораторных условиях.

4. Способ по п.2, в котором
на этапе генерации фазового анализа проводят компонентный анализ потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, с использованием, по меньшей мере, одного газоанализатора и генерируют фазовый анализ на основании компонентного анализа и/или на этапе генерации фазового анализа генерируют фазовую диаграмму на основании компонентного анализа с использованием уравнений состояния, причем уравнения состояния основаны на одном из свободной энергии Гельмгольца, кубичных уравнений состояния и вириальных уравнений состояния.

5. Способ по п.2, в котором
известные характеристики трубопровода содержат, по меньшей мере, диаметр трубопровода, показатель шероховатости трубопровода, длину трубопровода, и условия окружающей среды, связанные с трубопроводом.

6. Способ по п.1, в котором
в зависимости от индикации состояния потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, регулируют состав потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, если индикация состояния потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, указывает двухфазное течение, регулируют, по меньшей мере, одно из рабочего давления и температуры, чтобы поток выброса, содержащего, в основном, CO₂, вернулся к однофазному течению, и/или если индикация состояния потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, указывает однофазное течение, регулируют, по меньшей мере, одно из рабочего давления и температуры, чтобы поток выброса, содержащего, в основном, CO₂, приближался к линии насыщения для потока выброса, содержащего, в основном, CO₂.

7. Способ по п.6, в котором
на этапе регулировки увеличивают рабочее давление на входе трубопровода или уменьшают рабочую температуру на входе трубопровода, или в положении на трубопроводе, отличном от входа трубопровода.

8. Способ по п.1, в котором
по меньшей мере, один датчик содержит, по меньшей мере, один датчик на выходе трубопровода, или совокупность датчиков расположенных на множестве местоположений на протяжении трубопровода.

9. Способ построения системы для сжатия и транспортировки потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, который, как предполагается, генерируется в качестве побочного продукта электростанции или других источников и подлежит изоляции в геологическом пласте, через который проходит нагнетательная скважина, содержащий этапы, на которых
используют процессор для минимизации суммы (i) первой функции стоимости, которая оценивает долю амортизированной капитальной стоимости и эксплуатационных расходов для, по меньшей мере, одного компрессора и связанных с ним наземных установок, необходимых для обработки потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, и (ii) второй функции стоимости, которая оценивает долю амортизированной стоимости и эксплуатационных расходов для трубопровода, проходящего между электростанцией и нагнетательной скважиной, причем амортизированная стоимость трубопровода является функцией характеристик трубопровода, включающих в себя длину трубопровода и условия окружающей среды, связанные с трубопроводом, и эксплуатационные расходы, по меньшей мере, одного компрессора и связанных с ним наземных установок являются функцией энергии, необходимой для сжатия потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, чтобы поток выброса, содержащего, в основном, CO₂, можно было поддерживать как однофазный поток жидкой или сверхкритической фазы на протяжении трубопровода с помощью управляемого компрессора, расположенного на конце трубопровода, подключенного к электростанции.

10. Способ по п.9, в котором
амортизированная капитальная стоимость, по меньшей мере, одного компрессора и связанных с ним наземных установок также является функцией энергии, необходимой для сжатия потока выброса, содержащего, в основном, CO₂.

11. Способ по п.10, в котором
на этапе минимизации генерируют фазовый анализ предполагаемого потока выброса, содержащего, в основном, побочный продукт CO₂, и выполняют имитацию трубопровода с использованием характеристик трубопровода и фазового анализа для задания критериев рабочих давления и температуры на входе для потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, причем критерии давления и температуры связаны, по меньшей мере, с одним из амортизированной капитальной стоимости и эксплуатационных расходов для, по меньшей мере, одного компрессора и связанных с ним наземных установок.

12. Способ по п.11, в котором
на этапе генерации фазового анализа генерируют фазовую диаграмму на основании компонентного анализа с использованием уравнений состояния, при этом уравнения состояния основаны на одном из свободной энергии Гельмгольца, кубичных уравнений состояния и вириальных уравнений состояния.

13. Система для сжатия и транспортировки потока выброса, содержащего, в основном, поток CO₂, генерируемого в качестве побочного продукта электростанции или других источников и подлежащего изоляции в геологическом пласте, через который проходит нагнетательная скважина, содержащая
трубопровод, проходящий между электростанцией и нагнетательной скважиной,
управляемый компрессор, расположенный на конце трубопровода, подключенном к электростанции, причем управляемый компрессор принимает и сжимает поток выброса, содержащего, в основном, поток CO₂, чтобы поддерживать поток выброса, содержащего, в основном, CO₂, как однофазный поток жидкой или сверхкритической фазы на протяжении трубопровода,
контроллер, подключенный к управляемому компрессору, и
по меньшей мере, один датчик, расположенный на протяжении или на выходе трубопровода, причем, по меньшей мере, один датчик определяет состояние потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, на протяжении или на выходе трубопровода, и возвращает индикацию состояния на контроллер,
причем, если индикация состояния потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, указывает двухфазное течение, контроллер предписывает управляемому компрессору повысить рабочее давление, чтобы поток выброса, содержащего, в основном, CO₂, вернулся к однофазному течению.

14. Система по п.13, в которой:
если индикация состояния потока выброса, содержащего, в основном, CO₂, указывает однофазное течение, контроллер предписывает управляемому компрессору установить рабочее давление на уровне, при котором поток выброса, содержащего, в основном, CO₂, приближается к линии насыщения для потока выброса, содержащего, в основном, CO₂.