超临界CO2管道安全输送距离敏感性分析*

吕家兴 侯磊 宏小龙 王昕

1中国石油大学（北京）机械与储运工程学院

2中国石油天然气集团公司油气储运重点实验室

3西安长庆科技工程有限责任公司

CO2的捕集、利用与封存（CCUS）对于控制碳排放、实现管道高效运行具有至关重要的作用[1-3]。由于捕集液化后的CO2与注入地点往往相距甚远，管道输送以其输送量大、输送距离远而成为CO2输送最经济的途径[4-5]。CO2管道输送包括气相输送、液相输送和超临界输送，对于大输量、长距离输送管道，宜采用超临界相输送[6-8]。CO2具有较低的临界温度，有可能在管道输送过程中由于环境温度的变化而出现相态变化，一般长距离CO2管道输送要求管道内为单相介质。CO2管道输送距离主要依据流体在管道内保持单相即不发生相变的距离来确定，输送距离是研究管道布站的基础和管道设计的重要参数。

国内外研究者针对CO2管道输送特性开展了相应研究。龙安厚等[9]应用HYSYS 软件对CO2管道输送情况进行模拟，得到管输压降、流体温度和热损失随管道长度变化曲线，计算管道输送超临界CO2的有效距离为128.1 km。刘敏等[10]对超临界CO2管道输送参数进行敏感性分析，认为输送距离超过100 km 后，CO2由超临界态变为密相，需要在每100 km 范围内设置加热站。李永强[11]分析入口参数、高程差和环境温度对管道输送特性的影响，计算当入口压力和温度分别为10 MPa、40 ℃时，最大安全输送距离为106 km。陆诗建等[12]分别对不同相态的CO2在不同管径和温压条件下的输送过程进行模拟，发现压降基本只受输送距离的影响，气相输送温度变化幅度较大。TAN[13]和MAZZOCCOLI[14]等通过理论模型研究了管道输送CO2中的杂质对管道运行时压降的影响规律。HUH 等[15-16]建立了一个长51.96 m 的实验管道，研究了N2和H2O 对CO2管道运输压降和温度的影响。

综上所述，针对CO2管道输送特性研究集中在管输压降、流体温度方面，没有针对影响输送距离的各种因素进行详细分析，在对CO2管道输送情况进行模拟时，多数研究假定管道为水平管，而实际管道存在高程差。我国CO2管道输送技术起步较晚，仅个别油田采用气态或液态管道输送CO2注入至井场，国内已见报道的仅有大庆油田和吉林油田在CO2-EOR 方面开展了先导性试验[17-18]。因此，本文分析捕集CO2流体的相态特性，研究密度与黏度在超临界状态时的变化情况，改变管径、高程差与地温设计参数，调整入口温度与输量运行参数，计算不同条件下超临界CO2管道输送距离，以及在输送距离范围内的压降梯度和流速变化，为超临界CO2输送管道安全、高效运行提供技术支持。

1 含杂质CO2流体相态特性

捕集的CO2来气压力为2.2 MPa，温度为20 ℃，末站注入端压力为25～30 MPa，在进入管道之前需要增压与脱水处理，干燥后得到其气体成分及各组分临界性质（表1）。

表1 处理后CO2流体组分及临界性质Tab.1 CO2 fluid composition and critical properties after treatment

根据国外已建CO2管道输送经验，E.ON 英国公司推荐使用PR 方程计算CO2的物性状态。DNVRP-J202 标准[19]中推荐，当流体中含大量CO2的组分时使用状态方程是Peng-Robinson（PR 方），PR方程属于立方型状态方程的一种，表达式为[20]

式中：p为系统压力，kPa；T为系统温度，K；R为通用气体常数，取8.314 3 kJ/(kmol·K)；V为摩尔体积，m3/mol；Tc为临界温度，K；pc为临界压力，kPa；Tr为对比温度，；ω为偏心因子，CO2的偏心因子为0.21。

掌握含杂质的CO2流体的相态特性和物化性质是准确计算压力损耗和传质传热的基础，在研究管道输送工艺之前，必须掌握其相态特性和物性参数。选择PR 方程为计算模型，利用HYSYS 模拟含杂质CO2流体相态图（图1），由图1 可见，CO2流体在压力大于7.44 MPa、温度大于30.38 ℃时处于超临界状态。

在临界点附近，物性参数对于温度和压力的变化都非常敏感，应使管道始终保持超临界态运行。CO2从压缩机进入管道的压力范围是10～20 MPa，一般对于超临界态的CO2来说，管道运行最小压力大约比临界压力高10%[21]。本文选取的安全系数η=1.1，设定管道的最低运行压力8.18 MPa，最低运行温度为33.42 ℃。

图1 含杂质CO2流体相图Fig.1 Phase diagram of CO2 fluid with impurities

CO2在管输的过程中，由于温度和压力的变化可能出现相态变化，相态变化必然会导致CO2性质发生改变，如密度、黏度等，而性质的变化又会导致管输工况发生改变，因此了解CO2物性参数对管输工艺具有重要意义。密度影响管道输送的效率和CO2管道输送特性，黏度影响CO2管道流动特性以及与外界的传热效果。通过PR 方程计算，得到含杂质CO2流体在不同压力下的物性参数与温度之间的关系（图2）。由图2a 可见，当压力一定时，随着温度升高，CO2流体密度减小，当压力大于临界压力7.44 MPa 时，密度变化曲线逐渐趋向平缓。当温度一定时，密度随压力的升高而不断增大，当压力继续升高时，密度的增幅逐渐减小。由图2b 可见，当压力一定时，随着温度升高，CO2流体黏度缓慢减小，当压力大于临界压力7.44 MPa 时，没有明显的突降现象，温度升高时黏度曲线中出现微小起伏。当温度一定时，黏度随压力的升高而不断增大，当压力继续升高时，黏度的增加幅度逐渐减小。

2 影响输送距离的敏感性因素分析

在管道输送过程中，所输送的流体压力和温度随管道输送距离不断降低。当流体压力降至最低运行压力或流体温度降至最低运行温度时，计算超临界CO2管道最远输送距离，从管道设计参数和运行参数考虑，其主要受入口温度、输量、管径、高程差和地温的影响。为了确定各因素对输送距离的影响程度，防止输送过程中可能引起的物性突变，需研究输送距离与各因素之间的变化规律并用于指导生产实践。利用HYSYS 进行模拟分析，假定管道为水平管中间不设分输站，输送过程中采用埋地敷设，埋深1.2 m，钢材为X70，保温层厚度为30 mm，具体建模所需参数如表2 所示。

2.1 管径

输量1 Mt/a、入口压力15 MPa、入口温度50 ℃，高程差0 m、地温5 ℃条件下，改变管径，计算不同状态下管道输送距离、压降梯度和流速，结果如图3 所示。

图2 含杂质CO2流体物性参数Fig.2 Physical parameters of CO2 fluid with impurities

表2 模拟所需基本参数Tab.2 Basic parameters required for simulation

由图3 可见，CO2在整个管道输送过程中处于超临界状态运行，随着管径的增大，输送距离先增加后减小，压降梯度减小，流速减小。当管径由200 mm 增至500 mm 时，管道输送距离由87.48 km先增加后减小到74.82 km，当管径为250 mm 时输送距离最远，达到110.64 km；压降梯度由51.70 Pa/m减至0.59 Pa/m，说明压降梯度随管径变化明显；流速由1.53 m/s 减至0.27 m/s。在输量一定的条件下，管径增大使得CO2的流通面积增大，管道内流速减小，受到的摩擦阻力减小，管道压降梯度减小。综上可知，管径过小会造成较大的压力损失，管径过大则安全输送距离缩短，考虑管道成本，250 mm 是该条件下较理想的管径。

图3 输送距离、压降梯度、流速随管径的变化曲线Fig.3 Variation curve of conveying distance，pressure drop gradient，and flow velocity with pipe diameter

2.2 高程差

考虑上坡段和下坡段两种地形，在输量1 Mt/a、入口压力15 MPa、入口温度50 ℃、管径250 mm、地温5 ℃条件下，改变高程差，计算不同状态下管道输送距离、压降梯度和流速，结果如图4 所示。

图4 输送距离、压降梯度、流速随高程差的变化曲线Fig.4 Variation curve of conveying distance，pressure drop gradient，and flow velocity with elevation difference

由图4a 可见，CO2在整个管道输送过程中处于超临界状态运行，随着下坡段高程差的增加，输送距离增加，压降梯度减小，流速减小。当下坡段高程差由0 m 增至500 m 时，管道输送距离由104.13 km增至 131.33 km；压降梯度由 6.03 Pa/m 减至-21.89 Pa/m，当高程差为100 m 时压降梯度近似为0，此时管道入口压力与出口压力相等；流速由0.68 m/s 减至0.63 m/s。压降梯度出现减小是因为在此时高程差对管道输送压降的影响比管道沿线阻力对压降的影响大，下坡段使得压降减小，所以可能出现管道末端压力比入口压力还要大的情况。

由图4b 可见，CO2在整个管道输送过程中处于超临界状态运行，随着上坡段高程差的增加，输送距离减小，压降梯度增加，流速增加。当上坡段高程差由0 m 增至500 m 时，管道输送距离由104.13 km 减至65.58 km，说明输送距离随入口压力变化明显；压降梯度由6.03 Pa/m 增至56.76 Pa/m，随着高程差增大压降梯度的变化越来越显著；流速由0.68 m/s 增至0.75 m/s。随着高程差增加，管道输送过程中压力能一部分用于克服流动过程中的摩阻损失，另一部分用于克服地形高程差所需的位能，使得管道压降梯度增加。起伏变化过程中上坡段的存在不仅会缩短输送距离而且增加压降梯度，起终点的高程差越大影响越明显，因此在选择管道路由时应尽量避开上坡段。

2.3 地温

在输量1 Mt/a、入口压力15 MPa、入口温度50 ℃、管径250 mm、高程差0 m 的条件下，改变管道埋深处地温，计算不同状态下管道输送距离、压降梯度和流速，结果如图5 所示。

图5 输送距离、压降梯度、流速随地温的变化曲线Fig.5 Variation curve of conveying distance，pressure drop gradient，and flow velocity with ground temperature

由图5 可见，CO2在整个管道输送过程中处于超临界状态运行，随着地温的增加，输送距离增加，压降梯度增加，流速增加。当地温由0 ℃增至25 ℃时，管道输送距离由91.63 km 增至231.75 km，说明输送距离随地温变化明显；压降梯度由6.03 Pa/m 增至6.04 Pa/m；流速由0.67 m/s 增至0.72 m/s。在一年中管道所在的埋深处的地温是不断变化的，地温主要影响管道输送温度，原因与入口温度因素相同。

2.4 入口温度

在输量1 Mt/a、入口压力15 MPa、管径250 mm、高程差0 m、地温5 ℃条件下，改变管道入口温度，计算不同状态下管道输送距离、压降梯度和流速，结果如图6 所示。

图6 输送距离、压降梯度、流速随入口温度的变化曲线Fig.6 Variation curve of conveying distance，pressure drop gradient，and flow velocity with inlet temperature

由图6 可见，CO2在整个管道输送过程中处于超临界状态运行，在一定压力下，随着温度的升高，输送距离增加，压降梯度增加，流速增加。当入口温度由35 ℃增至75 ℃时，管道输送距离由11.36 km 增至212.3 km，输送距离随入口温度变化显著；压降梯度由5.50 Pa/m 增至7.20 Pa/m；流速由0.57 m/s 增至1.02 m/s。随着温度升高，CO2密度减小，在输量一定的条件下，密度减小使得管道内流速增加，受到的摩擦阻力增加，管道压降梯度也相应增加。由于温度升高会降低CO2黏度，有助于减少压降，从计算结果来看，流速对压降的影响超过了黏度。温度升高直接影响距离，但需要注意是入口温度不能过高，因为当温度大于60℃时，随着温度的升高，输送距离增幅减少，管道压降梯度增幅增加，造成管道输送效率降低，并且温度越高，对管道防腐层等相关设施的要求也相应提高，建议超临界CO2管道入口温度不宜高于60 ℃。

2.5 输量

在入口压力15 MPa、入口温度50 ℃、管径250 mm、高程差0 m、地温5 ℃条件下，改变管道输量，计算不同状态下管道输送距离、压降梯度和流速，结果如图7 所示。

图7 输送距离、压降梯度、流速随输量的变化曲线Fig.7 Variation curve of conveying distance，pressure drop gradient，and flow velocity with transportation quantity

由图7 可见，CO2在整个管道输送过程中处于超临界状态运行，随着输量的增加，输送距离先增加后减小，压降梯度增加，流速增加。当输量由0.25 Mt/a 增至3 Mt/a 时，管道输送距离由26.95 km增至151.08 km，当输量为2.0 Mt/a 时输送距离最远；压降梯度由0.40 Pa/m 增至60.14 Pa/m，说明压降梯度随输量变化明显；流速由0.17 m/s 减至2.05 m/s。输量增加使得管道内流速增加，管道的摩擦阻力增大，故管道压降梯度增加。综合上述分析可知，输量过大会造成较大的压力损失，输量过小则安全输送距离近，1～1.5 Mt/a 是该条件下比较理想的管输流量。

3 输送距离经济性分析

在一定环境条件下和输量要求下，输送距离受压力、温度、管径等多个因素的影响，通过对CO2管道成本费用进行估算，得出超临界CO2管道经济输送距离。

3.1 经济费用估算

经济费用估算参考油气管道的成本费用模型，主要考虑管输CO2中成本最大的两个部分，即管道材料成本和管道运行耗能，由于在本算例中首站压缩机和泵选型相同，故略去压缩设备成本一项，其不影响总成本的比较。

管道材料成本计算式为

式中：Ipipe为管道材料费用，元；c0为管材价格，X70 钢管取8 元/kg；ρpipe为管材密度，kg/m3；D为管道外径，m；d为管道内径，m；L为管道长度，m。

压缩机功率计算式为

式中：Wcomp为压缩机功率，MW；N为压缩级数；m为质量流量，kg/s；Zs为平均压缩系数；R为气体常数，8.3145 J/mol·K；T为压缩机入口温度，K；ks为平均比热比；M为CO2的摩尔质量，g/mol；ηiso为压缩机的等熵效率，取80%；ηmech为达到压缩机的机械效率，取99%；pout为压缩机的出口压力，MPa；pin为压缩机的入口压力，MPa。

泵功率计算工公式

式中：Wpump为泵功率，MW；m为质量流量，kg/s；pout为泵的出口压力，MPa；pin为泵的入口压力，MPa；ρ为CO2密度，kg/m3；ηpump为泵效率，取75%。

电力消耗成本计算式为

式中：Ipowe为设备年耗电成本，元；COE为电价，大工业用电0.6 元/(kWh)；t为设备年运行时间，取8 760 h。

CO2管道运输成本计算式为

式中：ILevelized为年平均费用，元/t；m为质量流量，t/a；CRF为资本回收率，取0.15。

3.2 入口压力分析

不同入口压力影响管道壁厚，进而影响管道材料成本，不同入口压力还影响首站压缩机能耗和泵能耗，需对入口压力进行经济性分析。工程中实际应用的管道直径和壁厚并不是连续的，需要根据GB/T 9711—2011《石油天然气工业管线输送系统用钢管》规范选择最小标准管道尺寸，参考原油管道壁厚计算公式，可得出管材内径、标准管材内径、标准管材外径和单位长度质量的曲线图（图8）。

超临界CO2管道输送条件：埋地敷设埋深为1.2 m，钢材为X70，保温层厚度为30 mm，注入压力为25 MPa。根据输送距离敏感性分析确定管径为250 mm，入口温度为60 ℃。在高程差为0 m、地温为5 ℃、输量为1 Mt/a 的条件下，通过经济优化求得不同入口压力下的经济输送距离，结果如图9 所示。

图8 标准管径、壁厚、单位长度质量随入口压力的变化Fig.8 Variation curve of standard pipe diameter，wall thickness，and mass per unit length with inlet pressure

图9 输送距离、压降梯度、运输成本随入口压力的变化曲线Fig.9 Variation curve of delivery distance，pressure drop gradient，and transportation cost with inlet pressure

由图9 可见，CO2在整个管道输送过程中处于超临界状态运行，随着压力的增加，输送距离先增加后减小，压降梯度减小。随着压力增加，CO2密度增加，在输量一定的条件下，密度增加使得管道内流速减少，受到的摩擦阻力减小，管道压降梯度也相应减少。当入口压力由12 MPa 增至20 MPa时，运输成本先减小后增加，管道建设材料成本所占比例较小，压缩机耗电是管输CO2成本的最大组成部分。当入口压力为13 MPa 时，管道末端出口压力为9.91 MPa，CO2管道运输成本最低，为29.57 元/t，管道输送距离为177.6 km。

4 结论

（1）长庆油田捕集到的含杂质的CO2流体的临界压力为7.44 MPa，临界温度为30.38 ℃，由于临界温度降低，临界压力升高，使得输送含杂质的CO2比输送纯CO2更加困难，选取安全系数为1.1，设定超临界CO2管道的最低运行压力（8.18 MPa）和最低运行温度（33.42 ℃）。

（2）改变管径、高程差与地温设计参数，调整入口温度与输量运行参数，应用HYSYS 研究不同条件下超临界CO2管道输送距离，确定影响输送距离的主要因素为入口温度、地温及输量，最大安全输送距离为231.75 km，随入口温度和地温的增加输送距离增加，随输量的增大输送距离先增加后减小。

（3）计算并分析在输送距离范围内超临界CO2管道的压降梯度，发现影响压降梯度的主要因素为输量、管径与高程差。压降梯度随输量增加而增加，随着管径增大而减小，当地形为下坡段时压降梯度出现负值。

（4）综合考虑输送距离和管道压降，为使CO2在输送过程中处于超临界态运行，在管道设计时，选择管道路由应尽量避开上坡段，管径为250 mm时较合适；在管道运行时，输量控制在1～1.5 Mt/a，入口温度不宜高于60 ℃。

（5）管道入口压力影响管道材料成本和年耗电成本，对不同入口压力进行经济性分析表明，随入口压力的增加，运输成本先减小后增加。当入口压力为13 MPa 时，管道末端出口压力为9.91 MPa，CO2管道运输成本最低，为29.57 元/t，通过经济优化得出管道输送距离为177.6 km。