超臨界-密相CO2管輸特性模擬計算研究

蓋曉鵬 李和清 路遙軍 曹顯林 劉勇 張小芳

1長慶油田分公司技術監測中心

2中國石油集團渤海鉆探工程有限公司定向井技術服務分公司

3中國石油華北油田公司第五采油廠

4中國石油華北油田公司第一采油廠

5中國石油華北油田公司第一采油廠油田建設管理中心

溫室效應是導致全球氣候變暖的主要因素，統計表明，CO2排放占溫室氣體總量的63%，CO2的捕集、封存和利用（CCUS）技術是降低溫室效應、減緩全球變暖的主要措施，其經濟效益和環保效益已得到各國的重視[1-2]。由于我國CO2的來源地和封存地（注入點）一般相距很遠，結合輸油、輸氣管道的經驗技術，管道輸送具有建設周期短、運行費用低、連續性強等特點，因此管輸CO2成為當前最經濟可靠的輸送方式[3]。管輸CO2根據CO2相態的不同，有氣相輸送、液相輸送和超臨界-密相輸送3 種方式。喻西崇等[4]、吳暇等[5]、胡世杰[6]都已對不同相態的CO2輸送的經濟性進行了評價，均認為超臨界-密相CO2的密度變化與液體相近，黏度與氣體相近，比液體小一到兩個數量級，擴散系數在液體和氣體之間，因此該相態具有較強的溶解和流動性能，是最佳的管輸方式。

目前，我國的超臨界-密相CO2管道輸送還處于起步階段，規模化建設只有延長油田一期85 km管道，輸送量為40×104t/a，且沒有制定針對CO2輸送的相關標準，基本上參考ISO 13623—2009《石油和天然氣工業管道輸送系統》、GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規范》等油氣輸送規范和設計標準，CO2管道輸送的基礎理論和工藝參數的研究還不完善，因此有必要對超臨界-密相CO2的管輸特性進行研究，以期為高效、安全、平穩、經濟輸送CO2提供理論依據和技術支撐。

1 含雜質的CO2相態圖

碳捕集的工藝主要有富氧燃燒捕集、燃燒后捕集和燃燒前捕集3種。但無論哪種捕集方式，均會使CO2含有一定雜質，不同的雜質會影響CO2的相態特征，從而影響管輸特性[7]。目前，國內外對含雜質CO2的相態和物化性質的預測還沒有達成一致，主要參照氣體的相關狀態方程，如Peng-Robinson （PR） 方程、Soave-Redlich-Kwong （SRK）方程、Benedict-Webb-Rubin-Starling（BWRS）方程和GERG-2008 方程等。研究表明：BWRS 方程在產生飽和蒸汽壓的過程中，會大幅增大臨界壓力，降低臨界溫度，造成誤差。而NDV-IP J202建議使用PR方程作為CO2管輸設計的基礎[7]，同時PR方程在壓力7～15 MPa、溫度-3.15～96.85 ℃的工況條件下，預測的準確性較其他狀態方程高，與試驗數據相比，臨界溫度誤差為0.29%，臨界壓力誤差為0.19%。因此采用PR 方程，以某油田特定的氣源組分（表1）為例，利用Pipesim 組分模型進行PVT物性模擬，結果如圖1所示。

表1 氣源組分Tab.1 Gas source components 摩爾分數/%

圖1 含雜質的CO2相態圖Fig.1 Phase diagram of CO2 with impurities

由圖1 可知，含雜質的CO2出現了明顯的氣液兩相區，臨界點溫度為30.76 ℃，壓力為7.54 MPa，與純CO2相態（臨界溫度31.4 ℃、臨界壓力7.38 MPa）相比，臨界溫度有所下降，臨界壓力有所上升，這主要是由于不同雜質對CO2相態的影響程度不一樣，其中H2和N2會導致出現氣液兩相區域，H2S、H2、N2、CO、CH4等組分會導致臨界溫度的下降和臨界壓力的上升，而NO2和SO2等組分會導致臨界溫度和臨界壓力的上升[8-9]。綜上所述，含雜質CO2的輸送較純CO2相比更加困難，輸送過程更易進入氣液兩相區，出現多相流，引發部分管段出現段塞，因此在氣源處理中應盡可能控制雜質的含量。

2 水力及熱力計算模型

目前，對于超臨界-密相CO2的水力及熱力計算尚沒有統一標準，主要參照相關油氣管道輸送設計規范[10-11]。其中，水力模型采用達西公式計算管道沿程摩阻，公式為

式中：h為管道沿程摩阻損失，m；λ為流程摩阻系數；L為管道長度，m；d為管道內徑，m；v為流速，m/s；g為重力加速度，m/s2。

管道沿線的壓力為

式中：px為距離管道起點x處的管道壓力，MPa；p1為管道起點壓力，MPa；p2為管道終點壓力，MPa；x為距離管道起點的距離，m。

熱力計算模型采用天然氣的相關熱力計算公式，并進行了以下假設：①流體始終保持一維穩態流動；②忽略管內流體的軸向傳熱過程；③忽略管壁及相間流體之間的摩擦熱。

管道流體任一點的溫度計算公式為

②區域層面，市、縣兩級水務部門水資源管理機構，與之配套的節水辦、水政監察支（大）隊已經建立，基層鄉鎮水資源管理服務站覆蓋率超過90%。

式中：tx為管道某點的溫度，℃；t0為埋地管道土壤溫度，℃；t1為管道起點溫度，℃；a為系數。

當管內無節流效應時，a計算公式為

式中：K為管道的總傳熱系數，W/(m2·K)；D 為管道外徑，m；Q為管內流量，m3/d；Δ 為氣體相對密度；cp為定壓比熱容，J/(kg·K)。

3 模擬計算

德國勞式石油公司曾經開展了8 次超臨界-密相的管輸CO2室內泄放試驗[12-13]，試驗管道采用露天保溫敷設。環境空氣溫度5 ℃，入口壓力10.05 MPa，管道長度200 m，管徑50 mm，壁厚4 mm，導熱系數50 W/(m·K)；保溫層厚度19 mm，導熱系數0.025 W/(m·K)。在此以試驗數據與模擬數據進行對比，將Pipesim 的模型設置、管道參數、邊界條件與試驗設置為一致，通過對比首、末點溫度和壓力數據，驗證模型準確性。

表2 試驗和模擬對比數據Tab.2 Comparison data of simulation and test

由表2可知，試驗數據略大于模擬數據，但總體誤差較小，誤差在6%以內，能夠有效地體現試驗結果，證明了Pipesim 可以完成超臨界-密相CO2輸送的物性參數相關模擬計算。

通過調研國外管輸CO2的相關資料，北美主要的長輸CO2管道的年輸量均在百萬噸以上[14]，因此以100×104t/a 的輸量為基礎，用Pipesim 軟件對管輸特性進行模擬計算。整條管線不設置分輸站，只有首站和末站，管道長度200 km，采用埋地敷設，管頂埋深1.5 m，不設置保溫層，埋深處地溫為5 ℃。從電廠捕集到的CO2氣體的起始溫度為40 ℃，壓力0.18 MPa，由于不滿足輸送條件，需要進行增壓和脫水處理，增壓后輸送的入口溫度60 ℃，壓力15 MPa。

3.1 管徑對管輸特性的影響

參照GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規范》，管徑及壁厚的計算公式為

一般工業上應用的超臨界-密相CO2經濟流速在1～5 m/s 之間，根據年輸量，計算得到DN200～DN400 的管徑符合要求，針對不同管徑進行敏感性分析。

由圖2可知，隨著輸送距離的增加，由于沿程摩阻的影響，壓力呈下降趨勢，且管徑越小，壓降幅度越大。DN200 在116 km 處的壓力為7.54 MPa，已降低到臨界壓力以下，管道無法輸送，因此DN200 不適合進行超臨界-密相輸送。DN250 相較其他管徑壓降較大，DN300、DN350、DN400 的壓降相差不大，且隨著管徑增大，壓降的幅度越來越小。

圖2 不同管徑條件下沿程壓力變化Fig.2 Pressure changes along the pipe under different pipe diameters

由圖3可知，隨著輸送距離的增加，沿程溫度呈下降趨勢，且下降的幅度逐漸變緩，相對來說管徑越大，管內流速越慢，與管壁及土壤之間的熱傳遞越多，溫降越大。但不同管徑對溫降的影響程度有限，在輸送的過程中，CO2逐漸下降到臨界溫度以下，以密相形式進行輸送。

由圖4 可知，隨著輸送距離的增加，CO2的密度呈拋物線上升趨勢，密度主要與溫度、壓力數據有關，是兩者共同作用的結果。在相同里程的條件下，密度隨著管徑的增大呈上升趨勢，且增幅越來越小。

圖3 不同管徑條件下沿程溫度變化Fig.3 Temperature changes along the pipe under different pipe diameters

圖4 不同管徑條件下沿程密度變化Fig.4 Density changes along the pipe under different pipe diameters

通過模擬計算，DN200管道在運行過程中進入了氣液兩相區，無法維持超臨界-密相輸送，因此除了DN200，其余管徑的管道均可滿足輸送相態的要求（圖5）。綜合輸送及注入流程，管道出口CO2的參數決定了封存或注入工藝，理論上管道出口CO2的壓力越高越好，有利于進行CO2的封存和注入[15]，同時較高的密度有利于提高管輸效率，而DN250 管道壓降幅度過大，DN300、DN350、DN400在管輸中的密度相差不大。對比不同管徑下的單位運行成本和投資成本（圖6）可知，隨著管徑的增加，壓降損失減小，壓縮機所需功率降低，單位運行成本降低，同時管道及設備的投資成本遠小于運行成本，綜合考慮經濟和技術因素，選擇DN300為超臨界-密相輸送的最佳管徑。

圖5 超臨界-密相CO2輸送過程相態變化Fig.5 Phase state changes during supercritical-dense phase CO2 transportation

圖6 不同管徑成本測算Fig.6 Cost calculation of different pipe diameters

3.2 壓力和溫度對管輸特性的影響

采用DN300管徑，根據CO2的相態圖，分別定義了不同的入口壓力和溫度數據，分析不同壓力溫度條件下對于輸送特性的影響，其中壓力選擇為10、15、20 MPa，溫度選擇40、50、60、70 ℃。

由圖7 可知，3 種壓力狀態下的壓降均較小，在15 MPa 和20 MPa 的狀態下，壓降幾乎不受溫度的影響，在10 MPa 的狀態下，壓降受溫度影響較大。70 ℃條件下的出口壓力為8.9 MPa，40 ℃條件下的出口壓力為9.3 MPa，隨著入口溫度的增加，壓降幅度增大。

由圖8可知，不同壓力、溫度狀態下的沿程溫度均有所降低，且下降幅度有所減緩。對比10 MPa、40 ℃和20 MPa、40 ℃兩種工況，相同溫度下，入口壓力越大，管道的溫降幅度越大。

由圖9可知，不同壓力、溫度狀態下的沿程密度有所增加。其中10 MPa、70 ℃工況下，在116 km以后間歇性出現了密度突變現象，對照圖5，該工況下溫度一直在超臨界-密相區運行，主要是由于壓力的降低，介質接近準臨界區，隨后進入了氣液兩相區，在該區域內，任何微小的變化都會引起密度參數的劇烈改變，在管輸過程中應避免壓降引起的相態變化造成管輸參數變化；10 MPa、40 ℃和15 MPa、60 ℃兩種條件下的管道入口密度基本一致，對照圖5，兩者的壓降幅度基本一致，主要是由于15 MPa、60 ℃的條件下溫降幅度較大，導致在出口處的密度較10 MPa、40 ℃條件下的大，由此可見，密度對壓力和溫度數據均敏感。

圖7 不同壓力、溫度條件下沿程壓力變化Fig.7 Pressure changes along the pipe under different pressure and temperature conditions

圖8 不同壓力、溫度條件下沿程溫度變化Fig.8 Temperature changes along the pipe under different pressure and temperature conditions

圖9 不同壓力、溫度條件下沿程密度變化Fig.9 Density changes along the pipe under different pressure and temperature conditions

由圖10 可知，不同壓力、溫度狀態下的沿程黏度有所增加，黏度關系變化曲線與密度類似。10 MPa、70 ℃條件下，在116 km 以后出現了黏度突變現象；15 MPa、50 ℃和15 MPa、60 ℃兩種條件下，雖然兩者的入口黏度不一致，但兩者的出口溫度分別為9.45 ℃和10.32 ℃，出口黏度基本相同，主要是由于在高壓狀態下，壓降不受溫度的影響，說明黏度對壓力數據更為敏感。

圖10 不同壓力、溫度條件下沿程黏度變化Fig.10 Viscosity changes along the pipe under different pressure and temperature conditions

通過對不同壓力、溫度條件下的管輸參數進行模擬，超臨界-密相CO2在輸送過程中，應盡量避免進入準臨界區和氣液兩相區，高壓狀態下壓降不受溫度的影響，各參數的變化幅度也較小，在輸送過程中應盡量保持高壓運行。

4 結論

（1）以某油田特定的氣源組分為例，采用PR狀態方程，利用Pipesim 組分模型進行PVT 物性模擬，得到含雜質的CO2出現了明顯的氣液兩相區，臨界點溫度為30.76 ℃，壓力為7.54 MPa，與純CO2相態相比，臨界溫度有所下降，臨界壓力有所上升。

（2）以100×104t/a 的輸量為基礎，通過模擬對最優管徑進行了篩選，綜合考慮經濟和技術因素，選擇DN300為超臨界-密相輸送的最佳管徑。

（3）對不同壓力、溫度條件下的管輸參數進行模擬表明，高壓狀態下壓降不受溫度的影響，密度對壓力、溫度敏感，黏度對壓力敏感，輸送過程中應盡量保持高壓運行。