2024年4月27日发(作者：)

第40卷第02期（2021-02）

储运工程

超临界CO

2

管道安全输送距离敏感性分析

*

吕家兴

1，2

1

2

3

侯磊

1，2

宏小龙

3

王昕

1，2

中国石油大学（北京）机械与储运工程学院

中国石油天然气集团公司油气储运重点实验室

西安长庆科技工程有限责任公司

摘要：为保障超临界CO

2

管道安全、高效运行，有必要研究超临界CO

2

管道安全输送距离。以

长庆油田超临界CO

2

管道工程为例，对含杂质CO

2

流体的相态特性及物化性质进行计算分析，

确定超临界CO

2

管道的最低运行压力和最低运行温度；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CO

2

管道输送距离，分析在输送距离范围

内的压降梯度和流速变化。结果表明：影响输送距离的主要因素为入口温度、地温及输量，综

合考虑输送距离和管道压降，为使CO

2

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250mm较合适；在管道运行时，输量控制在1~1.5Mt/a，

出口温度不宜高于60℃。对不同入口压力进行经济性分析，当入口压力为13MPa时，CO

2

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177.6km。

关键词：超临界CO

2

；管道输送；输送距离；敏感性；成本

SensitivityAnalysisofSafeTransportationDistanceofSupercriticalCO

2

Pipelines

LYUJiaxing

1，2

，HOULei

1，2

，HONGXiaolong

3

，WANGXin

1，2

1

2

3

CollegeofMechanicalandTransportationEngineering，ChinaUniversityofPetroleum（Beijing）

KeyLaboratoryofOil&GasStorageandTransportation，CNPC

Xi'anChangqingTechnologyEngineeringCo.，Ltd.

Abstract：ToensurethesafeandefficientoperationofsupercriticalCO

2

pipeline，thesafetransporta-

tiondistanceofsupercriticalCO

2

thesupercriticalCO

2

pipelineproject

inChangqingOilfieldasanexample，thebasicphasestatecharacteristicsandphysicochemicalproperties

ofCO

2

imumoperatingpressureandminimumoperat-

ingtemperatureofthesupercriticalCO

2

ignparametersofpipediame-

ter，elevationdifference，ettemperatureandthroughput

nsmissiondistanceofthesupercriticalCO

2

pipelineunderdif-

ferentconditionsiscalculated，andthepressuredropgradientandflowratechangeswithinthetranspor-

ultsshowthatthemainfactorsaffectingthetransportationdis-

tanceareinlettemperature，rtomaintainthe

supercriticalstateduringthetransportationprocess，theselectionofpiperouteshouldavoidtheupper

slopesectionasfaraspossible，epipelineisinoper-

ation，thepipelineflowrateiscontrolledat1~1.5Mt/a，andtheoutlettemperatureshouldnotbe

higherthan60℃.Theeconomicanalysisofdifferentinletpressuresshowsthatwhentheinletpressureis

13MPa，thetransportationcostofCO

2

pipelineisthelowest，whichis29.57yuan/heco-

nomicoptimization，thetransportationdistanceofCO

2

pipelineis177.6km.

Keywords：supercriticalCO

2

；pipelinetransportation；transportationdistance；sensitivity；cost

DOI:10.3969/.1006-6896.2021.02.012

*基金论文：中国石油大学（北京）横向科研项目“长庆油田二氧化碳管道流场测试分析”（CTEC-20190466-HTJY）。

油气田地面工程

59

储运工程

CO

2

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CO

2

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CO

2

输

送最经济的途径

[4-5]

。CO

2

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]

。CO

2

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CO

2

管道输送要

求管道内为单相介质。CO

2

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CO

2

管道输送特性开展了相

应研究。龙安厚等

[9]

应用HYSYS软件对CO

2

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CO

2

的有效距离为128.1km。刘敏等

[10]

对超临界CO

2

管

道输送参数进行敏感性分析，认为输送距离超

过100km后，CO

2

由超临界态变为密相，需要在每

100km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10MPa、40℃时，最

大安全输送距离为106km。陆诗建等

[12]

分别对不同

相态的CO

2

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CO

2

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51.96m的实验管道，研究了N

2

和H

2

O对CO

2

管

道运输压降和温度的影响。

综上所述，针对CO

2

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CO

2

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CO

2

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CO

2

注入

至井场，国内已见报道的仅有大庆油田和吉林油田

在CO

2

-EOR方面开展了先导性试验

[17-18]

。因此，本

文分析捕集CO

2

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CO

2

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

CO

2

输送管道安全、高效运行提供技术支持。

60

吕家兴等：超临界CO

2

管道安全输送距离敏感性分析

*

1含杂质CO

2

流体相态特性

捕集的CO

2

来气压力为2.2MPa，温度为

20℃，末站注入端压力为25~30MPa，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CO

2

流体组分及临界性质

Tab.1CO

2

fluidcompositionandcriticalpropertiesafter

treatment

组分摩尔分数/%

临界压力

p

c

/MPa

临界温度

T

c

/℃

CO

2

99.29.38030.98

CH

4

0.484.641-82.45

N

2

0.323.398-146.95

根据国外已建CO

2

管道输送经验，英国公

司推荐使用PR方程计算CO

2

的物性状态。DNV-

RP-J202标准

[19]

中推荐，当流体中含大量CO

2

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]

p=

RT

V-b

-

a

(

T

)

V

(

V+b

)

+b

(

V-b

)

（1）

a

(

T

)

=a

R

2

T

c

α

(

T

r

)

=0.45724

p

c

2

α

（2）

c

(

T

r

)

b=0.07780

RT

p

c

（3）

c

α

(

T

r

)

=

[

1+m

(

1-T

r

0.5

)

]

2

（4）

m=0.37464+1.54226ω-0.26992ω

2

（5）

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8.3143kJ/(kmol·K)；

V

为摩

尔体积，m

3

/mol；

T

c

为临界温度，K；

p

c

为临界压

力，kPa；

T

r

为对比温度，

T

r

=

T

T

；

ω

为偏心因

c

子，CO

2

的偏心因子为0.21。

掌握含杂质的CO

2

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CO

2

流体相态图（图1），由图1可见，CO

2

流

体在压力大于7.44MPa、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。

CO

2

从压缩机进入管道的压力范围是10～20MPa，

一般对于超临界态的CO

2

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8.18MPa，最低

油气田地面工程

第40卷第02期（2021-02）

储运工程

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。

运行温度为33.42℃。

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CO

2

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

图1含杂质CO

2

流体相图

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1.2m，钢材为X70，保温层厚度为

30mm，具体建模所需参数如表2所示。

2.1管径

输量1Mt/a、入口压力15MPa、入口温度

50℃，高程差0m、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。

由图3可见，CO

2

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

200mm增至500mm时，管道输送距离由87.48km

先增加后减小到74.82km，当管径为250mm时输

送距离最远，达到110.64km；压降梯度由51.70Pa/m

Fig.1PhasediagramofCO

2

fluidwithimpurities

CO

2

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CO

2

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CO

2

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

CO

2

管道输送特性，黏度影响CO

2

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CO

2

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，CO

2

流体密度减小，当压力大于临界

压力7.44MPa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，CO

2

流体黏度

缓慢减小，当压力大于临界压力7.44MPa时，没有

明显的突降现象，温度升高时黏度曲线中出现微小

图2含杂质CO

2

流体物性参数

Fig.2PhysicalparametersofCO

2

fluidwithimpurities

表2模拟所需基本参数

Tab.2Basicparametersrequiredforsimulation

输量/(Mt·a

-1

)

1

入口压力/MPa

15

入口温度/℃

50

管径/mm

250

地温/℃

5

管壁粗糙度/mm

0.0457

高程差/m

0

油气田地面工程

61

储运工程

减至0.59Pa/m，说明压降梯度随管径变化明显；

流速由1.53m/s减至0.27m/s。在输量一定的条件

下，管径增大使得CO

2

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，

250mm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.3Variationcurveofconveyingdistance，pressuredrop

gradient，andflowvelocitywithpipediameter

2.2高程差

考虑上坡段和下坡段两种地形，在输量1Mt/a、

入口压力15MPa、入口温度50℃、管径250mm、

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.4Variationcurveofconveyingdistance，pressuredrop

gradient，andflowvelocitywithelevationdifference

62

吕家兴等：超临界CO

2

管道安全输送距离敏感性分析

*

由图4a可见，CO

2

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0m增至500m时，管道输送距离由104.13km

增至131.33km；压降梯度由6.03Pa/m减

至-21.89Pa/m，当高程差为100m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0.68m/s减至0.63m/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，CO

2

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0m增至500m时，管道输送距离由

104.13km减至65.58km，说明输送距离随入口压

力变化明显；压降梯度由6.03Pa/m增至56.76Pa/m，

随着高程差增大压降梯度的变化越来越显著；流速

由0.68m/s增至0.75m/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1Mt/a、入口压力15MPa、入口温度

50℃、管径250mm、高程差0m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.5Variationcurveofconveyingdistance，pressuredrop

gradient，andflowvelocitywithgroundtemperature

由图5可见，CO

2

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

油气田地面工程

第40卷第02期（2021-02）

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91.63km增至

231.75km，说明输送距离随地温变化明显；压降

梯度由6.03Pa/m增至6.04Pa/m；流速由0.67m/s增

至0.72m/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1Mt/a、入口压力15MPa、管径

250mm、高程差0m、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.6Variationcurveofconveyingdistance，pressuredrop

gradient，andflowvelocitywithinlettemperature

由图6可见，CO

2

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

11.36km增至212.3km，输送距离随入口温度变化

显著；压降梯度由5.50Pa/m增至7.20Pa/m；流速

由0.57m/s增至1.02m/s。随着温度升高，CO

2

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CO

2

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CO

2

管道入口温度不宜高于60℃。

2.5输量

在入口压力15MPa、入口温度50℃、管径

250mm、高程差0m、地温5℃条件下，改变管道

油气田地面工程

储运工程

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.7Variationcurveofconveyingdistance，pressuredrop

gradient，andflowvelocitywithtransportationquantity

由图7可见，CO

2

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

0.25Mt/a增至3Mt/a时，管道输送距离由26.95km

增至151.08km，当输量为2.0Mt/a时输送距离最

远；压降梯度由0.40Pa/m增至60.14Pa/m，说明压

降梯度随输量变化明显；流速由0.17m/s减至

2.05m/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，1~1.5Mt/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CO

2

管道成本费用进行估算，得出超临界CO

2

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CO

2

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

I

pipe

=c

0

ρ

pipe

π

(

D

2

-d

2

)

L

（6）

式中：

I

为管道材料费用，元；

4

pipe

c

0

为管材价格，

X70钢管取8元/kg；

ρ

pipe

为管材密度，kg/m

3

；

D

为

管道外径，m；

d

为管道内径，m；

L

为管道长

度，m。

63

储运工程

压缩机功率计算式为

k

s

W

mZ

comp

=N×

k

-1

s

Mη

s

RTk

s

é

ê

ë

(

CR

)

iso

η

mech

(

k

s

-1

)

-1

ù

ú

û

（7）

1

=

æ

ç

p

out

ö

N

CR

è

p

÷

（8）

in

ø

式中：

W

comp

为压缩机功率，MW；

N

为压缩级

数；

m

为质量流量，kg/s；

Z

s

为平均压缩系数；

R

为气体常数，8.3145J/mol·K；

T

为压缩机入口温

度，K；

k

s

为平均比热比；

M

为CO

2

的摩尔质量，

g/mol；

η

iso

为压缩机的等熵效率，取80%；

η

mech

为

达到压缩机的机械效率，取99%；

p

out

为压缩机的

出口压力，MPa；

p

in

为压缩机的入口压力，MPa。

泵功率计算工公式

W

×

(

p

pump

=

m

out

-p

in

)

ρη

（9）

pump

式中：

W

pump

为泵功率，MW；

m

为质量流量，kg/s；

p

out

为泵的出口压力，MPa；

p

in

为泵的入口压力，

MPa；

ρ

为CO

2

密度，kg/m

3

；

η

pump

为泵效率，取

75%。

电力消耗成本计算式为

I

powe

=COE×

：

I

耗电

(

W

comp

+W

pump

成本，元

)

×t

（10）

式中

powe

为设备年；

COE

为电

价，大工业用电0.6元/(kWh)；

t

为设备年运行时

间，取8760h。

CO

2

管道运输成本计算式为

I

I

Levelized

=

pipe

∙CRF

m

+I

power

（11）

式中：

I

Levelized

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/T9711—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

8）。

超临界CO

2

管道输送条件：埋地敷设埋深为

1.2m，钢材为X70，保温层厚度为30mm，注入压

力为25MPa。根据输送距离敏感性分析确定管径

为250mm，入口温度为60℃。在高程差为0m、

64

吕家兴等：超临界CO

2

管道安全输送距离敏感性分析

*

地温为5℃、输量为1Mt/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.8Variationcurveofstandardpipediameter，wall

thickness，andmassperunitlengthwithinletpressure

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.9Variationcurveofdeliverydistance，pressuredrop

gradient，andtransportationcostwithinletpressure

由图9可见，CO

2

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，CO

2

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12MPa增至20MPa

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CO

2

成本的最大组

成部分。当入口压力为13MPa时，管道末端出口

压力为9.91MPa，CO

2

管道运输成本最低，为

29.57元/t，管道输送距离为177.6km。

4结论

（1）长庆油田捕集到的含杂质的CO

2

流体的临

界压力为7.44MPa，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

CO

2

比输送纯CO

2

更加困难，选取安全系数为1.1，

设定超临界CO

2

管道的最低运行压力（8.18MPa）

油气田地面工程

（图

第40卷第02期（2021-02）

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CO

2

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231.75km，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CO

2

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CO

2

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250mm

时较合适；在管道运行时，输量控制在1~1.5Mt/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13MPa时，管道末端出口压力为9.91MPa，

CO

2

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177.6km。

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作者简介

吕家兴：硕士，2018年毕业于东北石油大学油气储运工程

专业，从事管道输送工艺研究工作，188****5191，

*****************，北京市昌平区府学路18号，102249。

通信作者

侯磊：教授，博士研究生导师，2006年毕业于中国石油大

学（北京）油气储运工程专业，从事油气田集输与油气管

道输送技术研究工作，138****8969，*****************。

收稿日期

（编辑杨军）

2020-10-14

俄罗斯计划支持欧佩克+2月份再次增产

（2020年12月27日）由于原油价格处于最佳区间，俄罗斯计划在明年1月的下一次会议上支持进一步

逐步增加OPEC+的产量。

俄罗斯副总理亚历山大·诺瓦克在莫斯科对记者表示：“为了恢复我们的产量，我们已经大幅减产，

45美元至55美元的价格区间是最理想的。”“否则，我们永远无法恢复生产，其他人会恢复生产。”

去年12月初，欧佩克及其盟国通过了一项逐步增产的新计划，此后布伦特原油的平均价格一直在每

桶50美元左右。由俄罗斯和沙特阿拉伯领导的欧佩克明年将把原油日产量最多增加50×10

4

bbl，而不是

此前计划的从明年1月1日起增加近200×10

4

bbl。

欧佩克+部长们将每月召开会议，讨论每次增量的大小，以便在疫情持续之际应对不确定的需求。定

于1月4日举行的下一次会议将决定2月份应该向市场增加多少供应量。

诺瓦克在被问及俄罗斯是否希望在2月份将石油日产量进一步提高50×10

4

bbl时表示：“如果形势正

常、稳定，我们将支持增产。”“从1月1日开始，我们必须在不太拉动市场的情况下逐步达到之前设想的

水平。”

这一变化意味着，欧佩克+2月份仍将每天向市场供应670×10

4

bbl左右原油，而目前的减产幅度为

每天770×10

4

bbl。

目前还不清楚OPEC+和俄罗斯的领导人以及沙特阿拉伯是否会支持增加原油产量。上周，在利雅得

与诺瓦克进行面对面会谈后，沙特阿拉伯能源部长萨勒曼王储表示，他希望让市场投机者保持警觉。

他说：“在1月4日的会议之前，没有人知道我们会做什么。”

李缙摘译自/news

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油气田地面工程