編（biān）者按
管（guǎn）道輸（shū）送是經濟高效的CO2運輸方式，海洋CO2運輸是離岸碳捕集、利（lì）用與封存（CCUS）產業鏈的關鍵環節和規模化開展離岸CCUS工程（chéng）建設所（suǒ）需（xū）的核心技術（shù）。我（wǒ）國正在不斷提升海洋CO2管道輸送的工程與技術，為實現碳達峰、碳中和戰略目標而努力。
中國工程院院刊《中國（guó）工程科學》2024年第2期刊發（fā）廈門大學材料學院王子明副教授（shòu）等人的《海洋CO2管道輸送技術現狀與展望》一（yī）文。文章（zhāng）明晰了我國實（shí）施離岸CCUS的優勢、典（diǎn）型海洋碳運輸情境和海洋（yáng）CO2運輸方式（shì），剖析了國（guó）內外海洋CO2管道輸送的技術與工程概況；從CO2流體相態及流動安全（quán），沿（yán）程腐蝕風險估、監測及預警，CO2泄漏實時監測技術，高壓CO2泄放及對環境的影響等方麵梳理（lǐ）了海洋CO2管道（dào）輸送工藝（yì）技術現（xiàn）狀；從CO2管道（dào）材料斷裂行為及止裂措施耐蝕及密封材料、碳鋼管道長壽命運（yùn）行的關鍵腐蝕控製技術、注采井筒的腐蝕風險評估等方麵梳理了海洋CO2管道材（cái）料技術現狀。研（yán）究（jiū）認為，加快（kuài）發展適應海洋CO2管道輸送複雜工況的材料體係、全流程CO2管道的智慧管理與數字孿生技術、海底CO2管道全生命周期運行關鍵（jiàn）技術、在役海底管道（dào）改輸評估與保障（zhàng）技術（shù），采取加快推動我國近海碳封存（cún）CO2管網規劃、拓展和深化（huà）跨行業 / 跨機構合作模式創新（xīn）、係統建設海陸統籌的標準體係（xì）、引導專業化技術服務企業深度參與（yǔ）海（hǎi）底CO2管網建設等舉（jǔ）措，促進我國海洋CO2管道輸送體係高質量建設。
一（yī）、前言
碳捕集、利用與封存（cún）（CCUS）正逐漸發（fā）展成為（wéi）我國（guó）實現碳達峰、碳中和（“雙碳”）戰略目標（biāo）的高效（xiào）解決方案之一，涵蓋捕集高（gāo）濃（nóng）度工業產生CO2、加壓後集中運輸至目標（biāo）區塊、進（jìn）行價值利用或地（dì）質封存在內的完整技術鏈。早在20世紀70年代，北美地區即（jí）探索（suǒ）利用（yòng）CO2提高石油采收率，在（zài）應用中實現CO2動態地質（zhì）封（fēng）存。在我國，吉林油田、勝（shèng）利油田等油氣（qì）開（kāi）發企（qǐ）業較早啟動了CO2驅油（yóu）利用與地質封存的規模化工（gōng）業試驗，初步形（xíng）成了陸上CCUS工程的全流程技術鏈。2023年7月，我國陸上首條年輸送量超百萬（wàn）噸的中國（guó）石化（huà）齊（qí）魯（lǔ）石化公司—中國石化勝利油田（tián）CO2管道順利建成，主體部分長度為109 km，將中國石化齊魯石化公司工業廢氣中的CO2捕集、純化、增壓後經管道輸送至中國石化勝利油田純梁采油廠進行驅油利用和地質（zhì）封存。這一項目的投產，標誌著我國陸上CCUS工程步入了商業運營階段。
相較陸上CCUS工程，我國離岸CCUS工（gōng）程起步較晚。2021年，中國海洋石油集團有限公司啟動了我國首個海上（shàng）CO2封存示範工程（恩平15-1油田），工程於2023年建成投運，每年將（jiāng）約3×105 t來源於中海油恩平油田群采出氣分離的CO2注入海底800 m深（shēn）的封閉鹹水空間並永久封存（cún）。同期（qī），我國（guó）在渤海、東海、南海等海域開（kāi）展了多個海洋CO2封存的（de）前期可行性研究（jiū）。源自北歐地區（qū）的離（lí）岸CCUS工程經驗表明，在低碳經濟指標的引導下，海底廣闊的（de）地層空間可能是未來大規模封存CO2的最佳場所。
隨著離岸CCUS項目的發展（zhǎn）和深（shēn）化，高效匹配CO2產生源與CO2封存有利區成為工程實踐中的一大難題，又以安全且低成（chéng）本的海洋CO2運輸作為重點考量因素。本文針對我國發展離岸CCUS產業鏈麵臨的CO2運（yùn）輸問題，從海底碳封存的工（gōng）程需求出發，立足海洋CO2運輸方式、海洋CO2管道工程現狀，力求全麵梳（shū）理海（hǎi）洋CO2管道輸送涉（shè）及的材料、工藝等要點，辨識相應技術瓶頸並總結發展方向，為加快離岸CCUS技術體係建設、推（tuī）進離岸（àn）CCUS工程應用提供基礎（chǔ）參考。
二、離（lí）岸CCUS工程發展背景
（一） 實施離岸CCUS的優勢
近年來，沿海各省（shěng）份積極發布有關可（kě）持續海洋“藍色”經（jīng）濟的政策（cè），使離岸（àn）CCUS得到越來越多的關注。建設離岸CCUS工程，將顯著拓展碳封存空間，為實現“碳中和”目標提供更多選擇方案；有助於多元化利用海洋能源資源，助力海洋經濟發展。我國開展離岸CCUS工程建設，具有以下三方麵優勢。
1. 海底碳封存潛力及源匯匹配
我國海（hǎi）岸線總長度超過1.8×104 km，近海海域麵積超過4.7×106 km2，相應的海域CO2地（dì）質封存潛力為2.58×1012 t ，可為實現“雙碳（tàn）”目標提供重要支撐。東部沿海地區是經濟發達地區，具有大量的工業碳（tàn）源（約占全國碳排放總量的41%），可與海洋地質（zhì）碳匯空間（jiān）進行高效（xiào）的源匯（huì）匹配。我國離岸50~300 km範（fàn）圍內的近（jìn）海沉積盆地，有著巨大的CO2封存容量，可以滿（mǎn）足沿海地區百年以上的碳封存需（xū）求。
2. 封存安全（quán）與風險可控
對於陸（lù）上CCUS，即使在向地層（céng）注入CO2前執（zhí）行了嚴格的選址標準、采取了周密的方案（àn）設計，在注（zhù）入過（guò）程中及注入後依（yī）然（rán）需要（yào）考慮CO2泄漏的潛在風險。相比之下，離岸CCUS工程風（fēng）險的後果更（gèng）小，這是因為：海（hǎi）底環境因海水壓力的作（zuò）用而較陸上環境更（gèng）不利於CO2的規模化泄漏；海水的溶解、擴散等過程（chéng）可（kě）極大降低（dī）海洋CO2泄（xiè）漏帶來（lái）的環境影響；近海（hǎi）海底封存遠離人口聚集區，CO2泄漏造成的經濟社會後果相對可控。
3. 海洋能源協同利用與開發
我國近海海洋油氣資源豐富，如東海、南（nán）海區域的石油儲量預計值（zhí）分別為1×1010 t、2.75×1010 t 。聯合實施海底碳封存、CO2驅油，能夠以經濟的方式實現油氣領域“雙碳”目標（biāo），甚至能夠實現“負（fù）碳排放”的油氣開發模式。此外，充分發揮海上風電、潮汐能、波浪能等能源資源，能夠進一步優化離岸CCUS產業鏈，降低CO2捕集、運輸、利用等方麵的成本（běn），從（cóng）而推動（dòng）傳統（tǒng）行業（yè）與新能（néng）源產（chǎn）業（yè）的融合發展。
（二） 典型的海洋碳運輸情境
在離岸CCUS工程中，從碳源規模、海洋封存（cún）選址角度看，存在3種（zhǒng）典型的碳運輸模式（見圖1）：陸‒海運輸（shū）、海‒海運（yùn）輸、跨區域遠距離運輸。
圖1 典型海洋CO2運輸（shū）模式
陸‒海（hǎi）運輸（shū）模式具（jù）有規（guī）模大、連續（xù）產出的特點，碳（tàn）源多為（wéi）沿海熱電廠、化（huà）工廠等捕集的燃（rán）燒後CO2，經純化（huà）後仍含有少量水汽、氧氣以及（jí）硫（liú）氧（yǎng）化（huà）物、氮氧（yǎng）化物等雜質組分。該運輸模式涉及（jí）各類工廠產生的CO2匯集至沿海（hǎi）CO2儲運點、通過大規模長距離（lí）的海上運輸到達封存點。
海‒海運輸模式中的CO2主要是海洋油氣生產過（guò）程中分離的燃（rán）燒（shāo）前（qián）CO2，通常含有少量水汽以及H2S、烷烴等還原性氣體。該運輸（shū）模式需將各生（shēng）產平台或海底工廠分離出的CO2運輸至集中平台進行增壓注入，以實現海洋平台之間的碳轉運。
跨（kuà）區域遠距離運輸模式指跨省（shěng）份、跨地區（qū）甚至跨國、跨洲際碳交易情形下的海洋CO2運輸，碳源呈現多樣化（huà），通過較（jiào）遠距離（>500 km）碳運輸到達最優的海底碳封存（cún）地點。相（xiàng）應運輸線路可能途經（jīng）陸地、海洋等，運載量主要（yào）與碳（tàn）源量、碳（tàn）稅政策、經（jīng）濟（jì）指標（biāo）等因素（sù）相關。
（三） 海洋CO2運（yùn）輸方式
海洋（yáng）CO2通常采用的輸送方式有（yǒu）水上運載器（如船舶）、水下管道（dào）等。在海洋碳運輸方（fāng）式的決策中（zhōng），運輸成（chéng）本是重要影響因素之一（yī），需兼顧碳源形式、輸（shū）送量、輸（shū）送距離等變（biàn）量進（jìn）行優選。船舶運輸（shū）適用於：小規模、分散碳源，水路運輸線路密集分布的地（dì）區；跨越區域較遠距離（lí）的碳（tàn）運輸。管道運輸具（jù）有規模大、運量穩定等優點，是陸地或海洋CO2連續大規模輸送的備選方（fāng）案，適用於碳源（yuán）穩定、輸量大、距離適（shì）中的海 / 陸碳封存工程。當前的CO2管道（dào）主要（yào）建於陸上，如北美地區建設的CO2管道長度累計超過6000 km。海洋CO2管道工程（chéng）案例較少，挪威Snøhvit項目是目前規模較大（dà）的海洋CO2管道工程。歐洲規劃的CO2管（guǎn）道建設裏（lǐ）程為3×104~1.5×105 km，多為海底（dǐ）管（guǎn）道。鑒於我國沿海地區的碳源與碳匯格局（jú），未來一定時期內我國海洋CO2管道輸送的需求量巨大。
從工程投資的角度看，船舶運輸、管道運輸在大規模（mó）CO2輸送方（fāng）麵均具有優勢，如運載量超過1×106 t/a後，對（duì）於250 km運輸距離（lí），可將運輸成本控製在1~10歐元/t的較低水平。我國陸上CO2管道的運輸成本可低至0.4~0.6元/（t·km），海洋CO2管道的運輸（shū）成本通（tōng）常為同（tóng）等規模陸上方案的2倍，主（zhǔ）要原因是後者的建造成本高出40%~70%。船舶運輸（shū）是間歇性流程，運輸船的係泊受海洋環境影響較大，需要設置大容量CO2儲罐（guàn），都將增加船舶運輸成本。海洋運輸方（fāng）式的選擇通常取決於運載（zǎi）量和運輸距（jù）離（lí）。在固定年運量的條件下，海底管道在短距離（lí）運輸時更經（jīng）濟。我國海洋CO2管道將呈規模化發展勢頭，相應（yīng）的單位運輸成本走低，在遠距離運輸中也將（jiāng）逐漸取代傳統的船舶運輸。
三（sān）、海洋CO2管道輸送的工程與技術現（xiàn）狀
（一） 國外海洋CO2輸送工程案例
1. 陸（lù）‒海遠距離輸送與注入
挪威Snøhvit項目是目前少數成功運行的海洋CO2管道輸送項目，自2008年（nián）開始運營，將（jiāng）Snøhvit液化天然氣工廠捕集的CO2運送（sòng）至153 km外、300 m水深的海底碳封存點，設（shè）計輸（shū）送量約（yuē）為7×105 t/a。Snøhvit氣田的天然（rán）氣中含4%~9%的CO2，在處理站場經過捕集和純化後，再采用分子篩技術將（jiāng）含水量降至極低水平（摩（mó）爾比為5×10-5），以最大程度控（kòng）製運行過程中的管道腐（fǔ）蝕（shí）風（fēng）險。管道入口端（duān）的CO2流體溫度（dù）為25 ℃、壓力為15 MPa，輸送至（zhì）海底管道末端後溫（wēn）度降低至5 ℃。海底管道全程焊接（不（bú）分段），未設置中轉站或增壓站（zhàn）、閥門等設施，僅在陸地段設置管道清掃設施用於特殊工況下的（de）應急處置。基於動態生產模擬軟件進行管道運行的全程實時監控，輔助進行泄漏探查、清管器模擬跟蹤（zōng）和（hé）自動控（kòng）製。
2. 海‒海近距離直接注入（rù）
Sleipner項目位於挪威北海區域，是國際上最早開展海上CO2封存的項目；CO2分離自海上生產的天然氣，被注入至臨近天然氣（qì）藏（深（shēn）度約為1000 m）的地質儲層內。注入係統位於天然氣生產平台，故無需（xū）長距離輸送（sòng）CO2，CO2被分離後未經幹燥流程直接加壓注（zhù）入地層（注入壓力（lì）為6 MPa、注入溫度為25 ℃）；采用25Cr不鏽鋼管道以抵禦腐蝕問題。項目自1996年開始運行，累計注入CO2約2.7×107 t ，注入管道未發生腐蝕和泄漏情況，驗證了高耐（nài）蝕材料（liào）在短距（jù）離輸注工況中的應用可靠性。
巴西Lula油田（tián）是國際上首（shǒu）個開展離岸大規模CO2驅油工程的油田，2011年正式（shì）啟動，工（gōng）程水深約2200 m，采用浮式平台開采模式以提高經濟性。為提高石油采收率和（hé）環境效益，將伴生氣中（zhōng）的CO2（含量約為12%）直接在采油平（píng）台進行（háng）分離和回（huí）注，無需長距離輸送，在生產區設置1組CO2注入井、2組氣水（shuǐ）交替注入井。經多年運行後，注入（rù）井（jǐng）處未發生明顯的水合（hé）物、結垢、流動安全等問題。
（二） 我國海底管道技術發展（zhǎn）現狀
我國基本掌握了海底管道鋪設（shè）、耐蝕管材研製、海（hǎi）底管道檢測評估、海底管道維修等（děng）關鍵技術，為海（hǎi）洋CO2管道輸送工程建設提供了堅實（shí）的技術（shù）支撐。
1. 海底管道鋪設技術
過（guò）去20年，我國海底管道（dào）鋪設能力（lì）得到跨越式發展（zhǎn），作業（yè）深度從淺水逐步走向深水，具備1500 m深水油氣管（guǎn）道的自主建設（shè）能力。在海底管（guǎn）道（dào）鋪設裝備方麵，擁有S型、卷筒鋪設等鋪管船，柔性管道鋪管船、水下機器人、噴射式和犁式挖溝機等海底管道工程大型作業裝備。2019年，在（zài）東方13-2油氣田（tián）自（zì）主建成了鋪設最長的海（hǎi）底管道（長度為195 km、管徑為0.6 m）。在（zài）深海作業能力方麵，2021年“深海一號”氣田建成我國最大水深的海底管道（長度為4.5 km、管徑為0.2 m），最大作業水深達1542 m。
2. 海底管道新材（cái）料技（jì）術
我國海底油氣管道普遍采用X65材質。南海荔灣（wān）輸氣管道工程采用了X70材質，管（guǎn）徑 / 厚度比為24.1，總長度為160 km，是（shì）高強度等級鋼材用於海底管道（dào）的最（zuì）新案例。近年來（lái），相關機構加快開展高強度、大厚度管材的研發與應用，整體技術水（shuǐ）逐步接近國際先進。在酸性等腐蝕介質環境中，新型（xíng）耐蝕材料（liào）開始用於海（hǎi）底油氣（qì）管（guǎn）道，低成本、高耐蝕的雙金屬複（fù）合管在深海（hǎi）油氣集輸方向具有廣闊的應用前景。2017年，我國首次在（zài）文昌油田自主鋪設總長度（dù）為4.92 km的不（bú）鏽鋼複合雙層海管。具備（bèi）超深水工況下柔性管的自主安裝設計和施工能力（lì），掌握垂直鋪設（shè）作業關鍵裝備技術，已在流花油田、陵水氣田等區塊形成工程案例。然而，高性能熱塑性管材及相應（yīng）的多層（céng）複合（hé）界麵增強技術仍待攻克，才能推動海（hǎi）洋柔（róu）性管的規模化（huà）應用。
3. 海底管道檢測（cè）評估技術
海底管道在運行過程（chéng）中，受（shòu）到機械或（huò）化學作用可能導致局部破裂而引發不同程度的泄漏（lòu）。現有的海底管（guǎn）道檢測評估技術可分為預防性檢測技術、泄漏（lòu）定位（wèi）技術：前者側重於評估管道破壞風險（xiǎn），如保溫層完整（zhěng）性，管道內壁（bì）腐蝕產物（wù）、腐蝕速率、含水（shuǐ）率的在線（xiàn）監測信息；後（hòu）者屬於事故感知型監測手段，用於實（shí）時（shí）或在短時間內判斷泄漏發生位置（zhì），以負壓波、次聲波等監測分析方法為代（dài）表。在具體實施過程中，通常需要多種技術手段聯合（hé）運用才（cái）能（néng）準確定位事故。
4. 海底管道維修技術
海底管道維修從（cóng）空間上可分為水上維修、水下維修：前者借助重型支持船進行海上提管維修（xiū）或修補（bǔ）作業，適用於淺海區域中等以上破損的海（hǎi）底管道（需要管道（dào）停輸）；後者直接在海底對破損（sǔn）管道進行更換維修或開分支等作業。當管道局（jú）部損傷時，可采用不（bú）停輸封堵維修技術，如夾具或管卡維修、機械式三（sān）通（tōng）維修法等；當管道嚴重損（sǔn）傷或斷裂時，需在停輸狀態下借助機械連（lián）接器進行修複或者采用水下焊接進行維修（xiū）。借助（zhù）幹式艙開展水下焊接僅適（shì）用於水（shuǐ）深30 m以內的淺水區（qū），更深海域工（gōng）況需要（yào）發展（zhǎn）濕式水下焊接技術。
（三） 我國在役海底管道工程現狀
當前，我國海底管（guǎn）道（dào）總（zǒng）裏程超（chāo）過9000 km，其中油氣混輸管道、天然氣管道、注水管道、原（yuán）油管道的占比分別為40%、19%、26%、13%，尚無用於CO2輸送的長距離海底管道。我國海底管道多為新（xīn）建工程，服役時間少於10 a的管道占比約為57%，服役時間超過25 a的老舊管道僅占8%。海底管道的建設成本高昂，因而挖（wā）掘在役管網的調配潛力、進行多種介質分批次或定期（qī）轉輸是未來的關注點。目前，我國已有開展海底管道轉輸的工程案（àn）例，如渤海BZ34-1油田實施了22 d的海底天然氣管道改（gǎi）輸（shū）原油方案，在海（hǎi）底輸水管道轉輸（shū）油氣混合介質、含腐蝕缺陷的輸水管道轉輸天然氣等方麵也開展了探索，為後續的在（zài）役海底管道轉（zhuǎn）輸CO2提供了（le）技（jì）術借鑒。天然（rán）氣管道設計壓力一般（bān）高於（yú）10 MPa（如荔灣海（hǎi）底輸氣管道設計壓（yā）力高（gāo）達23.6 MPa），能夠滿（mǎn）足轉輸密相CO2的壓力等（děng）級要求（qiú）；原油或油水混（hún）輸（shū）管道設計壓力多數不高於8 MPa，僅適用於氣（qì）態CO2輸送。
四、海（hǎi）洋CO2管道輸送工藝技術及麵臨的挑戰
（一） CO2流體相態及流動安全
海底管（guǎn）道內CO2以氣態、液態、超臨界（jiè）態、固態等多種相態形式存在，決定了管道內流體的流動特征。雜質氣體會改變CO2流體（tǐ）的黏度、密度、相區以及臨界相轉（zhuǎn）變點，進而影響輸送效率（lǜ）和流動安（ān）全。在海底管道（dào）的低溫、高壓服役環境中，微量水可能促使CO2水合物析出，成為影響管道流動安全的重要因素（sù）。
1. CO2流（liú）體相態
CO2相態取決（jué）於（yú）管（guǎn）道輸送的溫度和（hé）壓力。在海洋環境中，如不采取高效保溫措施或輔以伴（bàn）熱係統，長距離運輸過程中管道流體溫度將接近於海水溫度。按照理論模型，起始溫度為15 ℃的CO2流體在輸送1.5 h後，其溫度下降（jiàng）至5 ℃左右；這一預測溫（wēn）變與（yǔ）Snøhvit項目實際管道溫度的演變規律（lǜ）相（xiàng）符（fú）。管道內流體壓力的變化與海床深度、輸送距離相關，在CO2自重作用下管道（dào）流體壓力逐漸（jiàn）增加，而遠距離管道輸送會降低壓力（lì）。在Snøhvit項目中，管（guǎn）道入口（kǒu）端（duān）的壓力為15 MPa（設計壓力為21 MPa），153 km外、300 m深的（de）海底井口處壓力仍為15 MPa，表明CO2重力壓差（chà）與管（guǎn）道壓降相等。
圖2展示了海底管（guǎn）道中CO2相態隨溫度和壓力變化的典型演變路徑。CO2處（chù）於超（chāo）臨界態時，因其具有高密度、低黏度的特點而被視為陸上管道最高效的CO2輸送（sòng）狀態。美國Cortez項目中即采用超（chāo）臨界態CO2（壓力為9.6 MPa、溫度為（wéi）43 ℃）進行（háng）輸送。采（cǎi）用超臨界態CO2輸送時，全線運行壓力應高於1.1倍的臨界壓力（即8.1 MPa），以避免壓力波動而（ér）進入CO2氣相區間。在英國Longannet、Kingsnorth項目（mù）的前端工程設計報告中，示範階段、全規模階段分（fèn）別采用了（le）氣（qì）相輸送、高壓密相輸送（sòng）的設計方案。采用氣相輸送（sòng）方案具有壓力低、成（chéng）本低的優勢。對（duì）於海底管（guǎn）道，建議采用液相輸送。
圖2 海（hǎi）底管道中CO2相態演變路徑示意圖
在長距離輸送過程中，CO2隨著溫度下降、壓力增加而保持單一液相；在注入井筒內被（bèi）地溫加熱後（hòu），1000 m左右（yòu）深度，CO2流體開始轉變為超臨界態，密度不會發（fā）生突變，對井筒運行安全的（de）影響較小。然而，在管道試（shì）運行、故障（zhàng）停運（yùn）、壓（yā）力泄放或停輸再（zài）啟動等過程中，控製管道壓力顯得尤為重要，因為頻繁且高載荷的壓力波衝擊可能導致海底管（guǎn）道固定係（xì）統損傷以致出現大幅度位移。
2. 雜質氣體對CO2流體的影（yǐng）響
由於碳源和捕集方法的差異，CO2流體（tǐ）中含有不同（tóng）類型的雜（zá）質氣體，如燃燒後（hòu）工藝捕集的CO2中含有一定量的N2、O2、CO、SO2、NO2等，天然氣中直（zhí）接分離的CO2中往往含有一定量的CH4、H2S、H2等。當雜質氣體含量達到工程（chéng）上限時（shí），將對CO2流體的諸（zhū）多物理參量產生影響（見圖3）。① 雜（zá）質氣體對CO2密（mì）度的影響取決於其分子量，較大分子量的氣體趨向於增加CO2密度。② CO2流體黏度與分子間的（de）摩擦力，和雜質氣（qì）體導致的（de）紊流有關。SO2、H2S、H2O的存在將提高CO2流體黏度，從而增加管道輸送能耗。對於密相輸送的CO2流體，其黏度隨溫度（dù）升高（gāo）而降低。③ 在水平管道內，較CO2輕的雜質氣體（tǐ）會提高流體流速（sù），導致管道（dào）摩阻增加、管道壓降加大；僅有（yǒu）SO2、H2O會緩解沿程壓降（jiàng）。在下坡管道內，受流體重力的影響，較CO2重的雜質氣體將進一步增加流體壓力（lì）。④ 雜質氣體導致（zhì）CO2分壓降低，可能進入氣液兩相區。H2、N2將導致最寬的兩相區範圍，而H2O、H2S幾乎不改變CO2的相區分布。⑤ 各種雜質氣（qì）體均會提高CO2的臨界壓力（即>7.37 MPa），較高的臨界壓力預示（shì）著CO2流體需（xū）在更高壓力下才能維（wéi）持密相輸送。SO2、H2S、NH3可提高CO2的臨界溫度，其他雜（zá）質氣體（tǐ）均可降低CO2的臨界（jiè）溫度。提高臨界溫度有利於（yú）CO2流體保持密相輸送的安全性。
圖3 雜質氣體對CO2流體性質的影響程度
從圖（tú）3可知，N2對CO2流體（tǐ）行為的影響較為明顯，而H2S的影響較為微（wēi）弱，該結論對工程（chéng）實踐具有指導（dǎo）意義。在進行地質封存時，對海上天然氣（qì）分離的CO2中H2S含量上限（xiàn）可不作要求，而燃煤電廠等燃燒後捕集的CO2輸送時，合理控製N2含量成為保持流動安全（quán）性（xìng）的重要手段。
3. CO2水合物（wù）的形成及預防
CO2水合物是（shì）由CO2分子、水分子（zǐ）按特定比例構成的籠合（hé）物固體結構，若聚集會堵（dǔ）塞管道和閥門並影響設備運行。當存在遊離水時，隻要流體溫度和壓力位於水合物形（xíng）成區（見圖2），便會形成一定體積的CO2水合物。低溫、高壓的海底管道輸送（sòng）環境（jìng）有利於形成CO2水合物。CO2水合物形成與液態CO2中水的溶解度極限相關，快速降溫可能（néng）導（dǎo）致CO2水（shuǐ）合物析出。例如，在壓力為8.89 MPa、溫度（dù）為-5 ℃時（shí），摩爾比為0.001 1的含水量不會導致（zhì）CO2水合物析出；當溫度降低至（zhì）-10 ℃，將會析出少量的CO2水合（hé）物。在穩態輸送工況下，隻要（yào）嚴格控製CO2流體（tǐ）的含水量，即可避（bì）免水合物析出。在北美地區Weyburn、NJED陸上CO2輸送項目中，采用（yòng）了較低的含水量（摩爾比（bǐ）分別為5×10-5、4.18×10-4），即使（shǐ）在冬季低（dī）溫環境中（zhōng）管道內也未發現CO2水合物。當含水量（liàng）較（jiào）低時，即使啟（qǐ）停過程中或偶（ǒu）遇（yù）溫壓突變導（dǎo）致CO2水合物析出，待管道運行平穩後少量的水合物將逐漸分解。
此外，CO2流體（tǐ）含水量也是（shì）管道腐蝕控製的關鍵因素。確定經濟合理的含水量設計值（zhí），對於海底CO2管道安全（quán）輸送至關重要。目前，同時考慮CO2水合物形成與管道腐蝕的CO2含水量控製準則研究未見報道，雜（zá）質氣體對不飽和含水條件下CO2水（shuǐ）合物形成的協同（tóng）影響等研究也屬稀缺。
部分研究表明，CO2水合物漿料輸送也是一種（zhǒng）潛在的海洋（yáng）CO2管道輸送方式，與（yǔ）密相（xiàng）輸送相比具有（yǒu）低能耗、低成本、無堵塞風險等（děng）優勢，但（dàn）固液兩相輸送可能麵臨衝刷腐（fǔ）蝕等潛在風險。
（二） 沿程腐蝕風險評估、監測及預警（jǐng）
海底CO2管道運（yùn）行過程中不可避免地出現水汽（qì）凝結、遊離水聚集（jí）、偶發（fā）性水段塞過流（liú）等問題，從而引發（fā）管道內壁腐蝕。在低（dī）溫、高壓環境中，CO2溶於水形成（chéng）碳酸，碳鋼管道難以耐受低pH值（< 3）電解質的長期浸蝕，成為海底CO2管道腐蝕穿孔（kǒng）的重（chóng）要（yào）誘因（yīn）。
1. 低溫、高壓CO2管道腐蝕風險評估
當存在遊離水時，管道腐蝕風險主要取決於表麵腐蝕產物膜的保護能力。在海底管道低溫、高壓工況下（xià），FeCO3的臨界飽和度關於溫度敏感（gǎn），因而保護性不佳；水氣段塞等複（fù）雜流動（dòng）可能（néng）對（duì）FeCO3膜造（zào）成衝刷（shuā）腐蝕並破壞其完整（zhěng）性。一旦失去腐蝕產物（wù）膜的保護，碳鋼在CO2飽和水溶液中將發生劇烈的活性溶解。當不存在遊離水時（shí），管道內沉積的水滴或（huò）薄液膜成為電化（huà）學腐蝕發生的電解質場所，相應腐蝕風險與CO2流體的含水量和（hé）流速相關。雜質氣體會改變CO2流體（tǐ）特性，進而促（cù）成（chéng）液滴沉降或改變（biàn）腐蝕產物，在一定程度上加劇腐蝕。
在氣、水（shuǐ）交替注入工況下，管道內壁處於密相（xiàng）CO2和水相（xiàng）的周期性交替作用環境中。對於CO2相取代水（shuǐ）相的過程，滯留水膜的停留時間直接決定管道腐蝕風險（xiǎn）。粗糙或帶有腐蝕產（chǎn）物的管（guǎn）道內壁容易滯留（liú）更厚（hòu）的水膜，而幹燥程度更高、輸送速度更快的CO2流體有利於縮短水膜停留時間。
腐蝕是金屬表麵發生的（de）電化學反應，隻有在表麵形成宏觀（guān）或微觀的電解質聚集（即遊離水、水滴、水膜），腐（fǔ）蝕才能發生。在海洋CO2輸送工況下（xià），當管道所處水深為數百米，管道流體的溫度（dù）和壓力將處於CO2水合物形成區間；管道內的遊離水將以水合物形式存在，微液滴或薄液膜也轉變為固（gù）態水合物，無法提供電化（huà）學反應所需的電解質溶液。這種水合物形成環境中的管道腐蝕風險（xiǎn）尚需進一步的實（shí）驗驗證（zhèng）。
2. 海底管道內腐蝕監測技（jì）術
CO2海底管（guǎn）道為整體焊接的封閉（bì）結構，在線監測腐蝕的難度較大。實際（jì）工程中集成運用多（duō）種技（jì）術，發揮CO2流體監控、局部監測、定期全覆蓋檢測的優勢，輔以清管作業等措施、數字孿生等技術，實現多源數據（jù）融合和全生命（mìng）周期評價。
現有的CO2管道工程（chéng）均設置了含水量監測係統，用於實時（shí）記錄CO2流體的含水（shuǐ）量。當含水量高於（yú）設定的臨界（jiè）值（zhí）時，需要啟動幹預措施以幹燥CO2流體（tǐ），確保管道係統（tǒng）穩（wěn）定運行。
安裝於特定位置（zhì）的腐蝕探頭或傳感器（qì）（分為電阻型、電感型、電化學型等種類），可進行腐蝕信號監測並（bìng）實時獲取相關信息。這（zhè）是一種局域性的腐蝕監測（cè）技術，在安裝位置受限（xiàn）的海底環境中難以針對腐蝕風（fēng）險（xiǎn）點（diǎn）進（jìn）行全流程周密布局（jú），可能漏失大多（duō）數腐蝕監測的關鍵信息。
腐蝕缺陷檢測是基於多種（zhǒng）物（wù）理（lǐ）信號反饋的全覆蓋式管道監測手段，分為（wéi）超聲法、渦流法（fǎ）、漏（lòu）磁法（fǎ）等。在水（shuǐ）下環境中，此類監（jiān）測裝備需要配合水（shuǐ）下或管道機器人進行管道沿程掃描，但成本高昂。在清管（guǎn）器（qì）上搭載智能檢測係統，可以獲得更（gèng）多管道內壁的腐蝕信息。對於海底CO2管道，超遠距離作業（yè）和（hé）高壓CO2對橡膠的溶（róng）解作（zuò）用導致運行清（qīng）管作業存在較大的技術挑戰。
（三） CO2泄（xiè）漏實時監測技術
海底管（guǎn）道運行環境複雜，加之泄漏點難以預見，實時（shí）監（jiān）測並定（dìng）位管道泄漏的難度極大。當泄漏事件發生後（hòu），首先（xiān）需要借助在線監測係統的數據（jù）分析來獲取泄漏點的大概位置，再利用（yòng）水下機器人對事故點（diǎn）附（fù）近進行巡（xún）航檢測，進而經由影像、聲學等手段準確定位泄漏點，隨後（hòu）快（kuài）速處置以將環境影響降至最低。
1. 分布式光纖定位技術
光（guāng）纖傳感技術是利用光（guāng）纖光（guāng）柵響應周圍環（huán）境以獲得光（guāng）散射信號的變化，進（jìn）而準確定位信號突變部位的一種原位監測技術。環境的應力、溫度、振動等信號變化，均（jun1）會對局域光（guāng）纖內光信號的散射產生影響。該技術在長（zhǎng）距離油氣管道、輸水管道等工程中已有應（yīng）用，在海（hǎi）底管道健康監測方麵也有少量案例。根據實踐經驗，百餘千米（mǐ）長度管道的監測定位（wèi）精度可達30 m；較短距離管道的（de）監（jiān）測（cè）定位精度可達1 m。
光纖傳感器需要與海底（dǐ）管道同步（近（jìn）距（jù）離）鋪設，或（huò）緊貼（tiē）於（yú）管壁外側。海底CO2管道一旦發生局部泄漏，釋放的高壓CO2對局部環境產生降溫、振（zhèn）動等多重作用，均（jun1）會在光纖傳感信號中得以體現（xiàn）。相較油氣管道，CO2泄漏導致的溫度變化更為顯著，有（yǒu）利於光纖傳感信號（hào）的準確識別（bié）。
利用分布式光纖傳感技術，還可獲得管道（dào）外壁的熱（rè）流、微振動等信號。設置相應的信號閾值，可判斷出管（guǎn）道內部水合物、水遊離水、段塞流等的發生部位，為現（xiàn）場管理及安全預警提供可靠依據。考慮（lǜ）到深海環境下安裝難度大、維護成本（běn）高，分布式光纖傳感技術應用於海底管（guǎn）道泄漏定位還需克服具體施（shī）工問題。
2. 泄漏特征（zhēng）波譜定位技術
泄漏點處的CO2流體（tǐ）在管道內外壓差作用下（xià）形（xíng）成湍流，劇烈摩擦產生聲波信號，聲波將沿著流體和管壁傳播。通過次（cì）聲波達到兩（liǎng）個監測點（diǎn）的時（shí）間差（chà）可計算出泄漏點位置並實現定位。次聲波有著較短的（de）波長，在傳播過程中不易衰（shuāi）減，最大傳播距離（lí）可達50 km，適用於海底管道長距離泄漏監測。根據陸上油氣管道的運行經驗，次聲波（bō）法（fǎ）泄（xiè）漏點定位精度可（kě）達±50 m。由於次聲波作用距離遠，一定長度的管道僅需（xū）在首 / 末段安（ān）裝檢測設備即可實現全程泄漏的監測與定（dìng）位，因而具有廣闊的應用前景。
負壓波法、壓力梯度法也是海底油氣管道泄漏監測與定位的常用方法。對於海底密相輸送CO2流體（tǐ），泄漏發生後短時間內管道內壓力變（biàn）化較微弱，此類基於壓力敏感的定位（wèi）方法可能不適用於CO2管道泄漏監測。
3. 水下機器人巡檢
水下機器人（ROV）是承（chéng）擔海底管道泄漏（lòu）精準定位任務的關鍵裝備。在經由光譜法、波譜法獲得管道泄漏事件的初步定位信息後，需（xū）要ROV對可疑區（qū）段（duàn）進行沿線巡檢；利用ROV搭載的聲（shēng）學、光學、溫（wēn）度等傳感器，獲得管道泄漏的（de）定（dìng）量信息。ROV工作需要潛航器或維（wéi）修船配合，聯合完成海底管道的巡檢和維修工作。以目前的技術能力（lì）看，ROV可執行4000 m深水作業。
近年來，自主水下航行器（AUV）正在快（kuài）速發展，以適（shì）應惡劣海洋（yáng）環境下的無人操控需求。尚處於實驗室研發階段的（de）長期駐守自充電AUV在（zài）海底管道檢測、定位與維修等方麵（miàn）展現（xiàn）出廣闊前景（jǐng）。與人工（gōng）智能技（jì）術結合，AUV可適時（shí）自（zì）主開展常規巡檢任（rèn）務，獲取信息並同步傳輸（shū）至終端控製平台，等待人為指令開（kāi）展必要的維修前準備（bèi）工作；將緩解海底管道巡檢的人力（lì）資源需求，適應極端環境下海底管道泄漏事（shì）故的（de）快速定位與高效處置（zhì）場景。
（四） 高壓CO2泄放及對環境的影響
海底CO2泄漏將引發一係列的海洋安全與環（huán）境問題。麵向突發性的海底CO2管道泄漏事故，需要認清CO2泄放規律，準確把握泄漏過程的關鍵因素並客觀評價對環境的影響後果，才能實施應急救援並開展後續生（shēng）態補償等工作。
1. 海底管道CO2泄放規律
理解海底管道高（gāo）壓（yā）密相CO2的泄放過程（chéng），需從兩方麵出發：CO2羽流在海水中的逸散規律，CO2泄放過程中管道內流體的相變規律。
與陸上CO2管道不同，海底管道泄（xiè）放出的高壓CO2羽流會受周（zhōu）圍海水（shuǐ）限製，其逸散規律與水深密切相關。理論研究認為，高（gāo）壓海水環境可有效抑（yì）製CO2逸散。如果（guǒ）泄放點淺於10 m水深，超過90%的CO2將以氣體形式快速釋放到海平（píng）麵以上的大氣中。如果（guǒ）泄放點（diǎn）深（shēn）於50 m水深，則全部（bù）CO2氣體被溶解於海水，在海平（píng）麵幾乎觀察不到（dào）氣泡（pào）逸出。如果泄放點深於500 m水深，CO2將以液態形式湧出，隨後在（zài）較短時間內溶解於深（shēn）層海水。如果泄放點深於1000 m水深，CO2與海水形成水合物，可能影響泄放速率（lǜ）甚（shèn）至間歇性堵塞泄放口。
在海底管道CO2泄放過程中，管道內（nèi）部流體的溫度和壓（yā）力會發（fā）生變化，可能導致氣液兩相流動，局部低溫則（zé）進（jìn）一步增加管道材料脆性斷裂的（de）風險。國內外分別開展了（le）不同規模的現場管道、模擬實（shí）驗管道的測試研究。長（zhǎng）度為50 km、管徑為0.6 m的陸上埋地管道中9300 t CO2泄放實驗表明，泄放過程中的溫（wēn）度、壓力沿著（zhe）氣液分（fèn）界線（xiàn）演變，管道內出現了氣液兩相共存。小規模的CO2管泄放模擬中，監測到CO2流體的氣液兩相共（gòng）存狀態，觀察到幹冰直（zhí）接（jiē）噴出現象。海洋CO2管道不設（shè）置（zhì）隔（gé）離閥門或分段節流閥，如果某處發生泄漏，則整條管道中CO2均（jun1）參與泄放，尚無直接相關的實驗研（yán）究。
2. 海底管道CO2泄漏的（de）安全、環境（jìng）與生態影響（xiǎng）
CO2雖然（rán）無毒性，但易於在地表（biǎo）或海麵（miàn）聚集，可能對附近人員或生物造成窒息、冷凍等安全傷害。1994—2013年，北美地區陸上CO2管道累計發（fā）生64次（cì）泄漏（lòu）事件，雖未造成嚴重的傷亡事故，但需要清醒認識CO2泄漏的潛在安全隱（yǐn）患。例如（rú），1986年喀麥隆的尼奧斯湖底的天然CO2大規模噴發，在短時間內蔓延至周邊的低穀地帶，造成1700餘人死亡。CO2管道中的其他（tā）雜質氣體如H2S、SO2等，在泄漏過（guò）程中也會（huì）嚴重威脅人身安全。也要注意（yì）到，海洋表麵的人員聚集度非常低，加（jiā）之高壓海水（shuǐ）可溶解並緩衝CO2羽流，一般認為海底管（guǎn）道CO2泄漏的安全（quán）風險遠低於陸上管（guǎn）道，對海麵船隻、平台上的工（gōng）作人員影響有限。
大量泄漏的CO2溶解於海（hǎi）水，會降低局部區域海水的pH值（zhí），短時間內對海洋浮遊（yóu）生物造（zào）成直接傷害。長期生活於低pH值環境中的海洋生物，其生活習性（xìng）、細胞內環境會發生改變。也要注意到，與CO2地（dì）層泄漏不同，CO2管道泄漏更加局域化，更容易實施人為管控措施，相應影響強度低、時間短；當CO2管道得到修複，所引發（fā）的負麵環境生態（tài）效應也隨之消失。
（五） 海洋CO2管道輸送麵臨的工藝（yì）技術挑戰
1. 低溫、高壓環境中CO2含（hán）水（shuǐ）量閾值設置缺乏依據
海底管道中（zhōng）CO2含水量控製需要考慮腐蝕、水合物形成兩（liǎng）方麵因素。工程（chéng）上最簡單的做法是將（jiāng）CO2脫水處理，使含水量遠低於相應環境的含水飽和度。國外工程經驗是將管道輸送的CO2含（hán）水量控（kòng）製在摩爾比< 5×10-4，但缺（quē）少充分的科（kē）學論證。在（zài）Weyburn油田、Snøhvit項目中，選擇了數值更低、更為安全的含水量閾（yù）值，然而CO2脫水處理成本昂貴，雜質氣體則進一步惡化（huà）輸送環境。平衡含水（shuǐ）量、流動安全之（zhī）間的關係，成為大規模CO2管道輸（shū）送的關鍵技術難題。
2. 海底CO2管道腐蝕風險評估與監測技術
CO2管道腐蝕與遊離水存積相關，發生的時間和空間均受局域環境波（bō）動、管道幾何（hé）等因素的影響，具有較大的不確定性。常規的（de）全覆蓋式腐（fǔ）蝕監測技術不具備時效性，當發現管（guǎn）道（dào）腐蝕缺陷時往往破壞已無法逆轉。局部腐蝕實時（shí）監測技（jì）術僅安裝於特（tè）定位置，存在監測信息代表（biǎo）性差、腐（fǔ）蝕風險（xiǎn）估計不足的問題。海底CO2管道（dào）沿程腐蝕風險（xiǎn）評估的核（hé）心難題是融合可獲取的流體、環境、材料等多類型參數，形成“流動‒管道‒材料”集成的（de）理論預測模型和風（fēng）險識別方法。
3. 超遠距離高壓CO2管道清管技術
清管作業常用於（yú）管道檢測、清除堵塞物，是管道運行的重要保障措（cuò）施。在Weyburn油田、美國NJED項目中，執行了CO2管道全線或支（zhī）線的清管作業，用於檢測管道腐蝕和排出遊離水。在長距離CO2輸送（>50 km）過程（chéng）中，清管（guǎn）作業麵臨著代表性難題：清管器主要依靠（kào）流體壓力運行，超遠（yuǎn）距離清管作業的壓力損失可（kě）能導致清管器動力不足，從而存在滯留風險；在密相或超臨界CO2環境中，超遠距離作業時清管（guǎn）器的密封（fēng）部件會發生磨損或降解而失效。
4. 低成本海底CO2管道泄漏精準定位技（jì）術
次聲波法用於（yú）泄（xiè）漏定位雖然成（chéng）本低、沿線裝備少（shǎo），但定位精度受作業環境影響較（jiào）大，也僅適用（yòng）於距（jù）離不超過50 km的海底（dǐ）管道（或需要（yào）分段監測（cè）），才能確保精度和（hé）適用性。分布式光（guāng）纖傳感技（jì）術被視為CO2海底管道泄漏快（kuài）速精準定位的（de）先進方向，但（dàn）光纜需要伴隨海底（dǐ）管道同步鋪設，施工難度大、成本高（gāo）。此外，光纖傳感器僅能監測光纜（lǎn）鋪設一側的CO2泄漏（lòu）信號，若進（jìn）行管道空間全方位監測，需要圍繞管道至少布設4個象限的電纜，將顯著增加（jiā）工（gōng）程投資。因而提高定位（wèi）精度、降低工程（chéng）成本是當前技術攻關的重點方向，集成多（duō）種實時監測與沿程動態模擬技術能夠更好實現全方位（wèi）的快速精準定（dìng）位。
來源：海洋CO2管道輸送技（jì）術現狀與展望[J].中國工程（chéng）科（kē）學
