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    CO2驱油:石油绿色增产新思路

    栏目:工程项目  点击次数:523  更新时间:[2015-09-28]   作者:admin

      一场新的低碳石油工业革命正在悄然酝酿……

        众所周知,二氧化碳(CO2)的捕集与封存(CCS)一直是全球能源业界高度关注研究的话题,但与之相关的CO2捕集、驱油与埋存(CCS-EOR)却鲜少出现在公众视野。

        目前我国针对CO2驱油的工作推进已取得阶段性成果。结合我国已成世界第一碳排放大国、碳减排日益紧迫的现状,石油业者正欲抓住低碳石油工业发展先机,进一步积极勾勒、探索CO2驱油与CO2捕集、埋存相结合的蓝图。

        今年6月,中国石油和化学工业联会会的一份重大产业问题研究报告——《以先导试验为突破口在陕甘宁地区推进碳捕集、驱油与埋存示范项目》出炉,对在中国开展碳捕集、驱油与埋存示范工作的近期、中期和远期三个层次目标提出了初步工作设想和发展建议,力争在2-3年内开展10万吨级CCS-EOR先导性试验项目,并取得初步成果。

        在中国石化联合会副会长李润生看来,碳减排不仅是未来世界的大趋势,也将是一个可以预见的巨大技术和装备市场,中国应率先占领这一未来市场的制高点。

        “尤其结合现代煤化工装置,建设和运行CCS-EOR示范项目,对中国这样缺油的CO2排放大国意义重大。这不仅是着眼碳减排的战略行动,更是立足国内保持油田稳产增产的现实需要。” 李润生在接受《中国能源报》记者采访时说。

        增产远景大

        CO2捕集、驱油与埋存是指将CO2从工业或能源生产相关气源中分离出来,输送到适宜油田,用于增采石油,同时封存CO2的技术集合。

        今年7月,中石油川庆钻探长庆井下公司在神木气田神60井成功实施国内最大规模CO2干法加砂压裂作业,为我国今后开展多层、大规模的CO2干法加砂压裂进行了技术储备。

        CO2干法加砂压裂技术,采用纯液态CO2代替常规压裂液进行造缝,从而避免了常规压裂液中的水相侵入对油气层的伤害,不但能够显著提高石油采收率,还可节约大量水资源,避免地下水污染。国家能源委员会专家咨询委员会主任张国宝因此将无水压裂形容为“打开中国页岩气资源的金钥匙”。

        中石油勘探开发研究院原院长沈平平在接受《中国能源报》记者采访时指出,“根据美国的有关研究报告,目前的CO2驱油技术已可使石油采收率提高10%-15%,而新一代CO2驱油技术可以将这个数字进一步提高到30%以上。从CO2综合利用的技术成熟度来看,应用CO2提高石油采收率已经达到了市场成熟阶段,具有很大的潜力。”

        作为国家973项目“大幅度提高石油采收率的基础研究”及“温室气体提高石油采收率技术和埋藏”的首席科学家,沈平平致力于CO2驱油和埋藏技术研究10余年,目前正负责全国二氧化碳埋藏潜力评价(包括油田、盐水层、煤层等)和二氧化碳排放源的分布评价。

        中石油吉林油田多年来的试验结果显示,将含CO2天然气田中的CO2分离后,注入到油田驱油,可使原油采收率提高约10%以上。

        开辟低碳石油工业化道路

        当前在我国,以大庆油田为代表的一些老油田开发难度越来越大,油田储量接替不足的矛盾日益突出,提高石油产量的压力也越来越大。

        沈平平指出,目前我国已开发油田的标定平均采收率为32.2%,提高采收率空间很大。与此同时,我国近20年石油探明储量中低渗透油藏占70%以上,经中石油探明的低渗透储量目前超过80亿吨,但动用率仅50%。如何提高特/超低渗透油田开发,成为实现我国石油工业可持续发展的核心问题。

        “随着中国石油消费持续增加,石油对外依存度会越来越高,如何实现国内油田稳产,保持住2亿吨以上的年产量,需要从战略层面予以重视。”李润生说。

        另一方面,我国已成为世界第一碳排放大国,碳排放量约占全球排放总量的1/4。根据科学评价,油气藏、地下盐水层和煤层是CO2的理想埋存地。根据现有CO2埋存标准及潜力评价体系测算,如果与驱油相结合,我国油藏埋藏CO2潜力约130—150亿吨。

        李润生指出,在中国能源消费结构中,煤炭的“半壁江山”地位在可预见的未来不会削弱,但清洁发展是大趋势。CO2驱油对油田的增产效益无疑是巨大的。

        镜鉴他国

        目前,以美国为首的发达国家已经开展了大量CO2捕集、利用与埋存项目,其中在CO2驱油领域以美国为首。

        记者了解到,截至2014年底,全球共实施了逾150个CO2驱油项目,其中136个位于美国,但其中所使用的CO2原料大部分来自于CO2天然气田。目前,美国已建成超过5800公里的CO2输送干线管网,2014年用于采油的CO2约6800万吨,增产石油约1500万吨,占其国内石油总产量的5%。从上世纪70年代至今,美国已经累计增产石油超过2.7亿吨。

        根据美国能源信息署(EIA)的统计,依靠CO2驱油技术,美国6个主要产油区的采收率从36%提高到了48%,同时增加可采储量430亿桶。若推广到美国所有轻质油藏,可增加可采储量800亿桶。而应用新一代CO2驱油技术,则有望使美国许多油田的采收率从目前的33%提高到60%以上,并使美国原油可采储量增加1600亿桶。

        加拿大Weyburn油田CCS-EOR项目是世界上最大、最成功的减少CO2排放并提高油田采收率的项目。其将美国北达科他州煤气化厂捕集的CO2通过320公里的跨境管道输送至油田采油,从2000年至今累计增采2100万吨石油,提高采收率10%以上,封存了3000万吨CO2。

        中美减排合作新方向

        多年来,我国政府有关部门和企业、科研机构围绕CCS和CCS-EOR做了大量工作。

        记者了解到,中石油吉林油田系统开展的CO2驱油与埋存技术研究和试验,利用气田开采伴生的CO2,进行注入驱油,并把伴生其中的CO2再分离注入油田实现CO2的零排放。目前已建成注气井组69个,已经埋存CO2 50万吨以上,年产油能力20万吨以上。而陕西延长石油集团捕集利用其旗下榆煤化有限公司醋酸厂副产的CO2,用于靖边采油厂CO2驱油试验,目前已实施26个井组,2015年底将扩展为51个井组规模的试验区。

        去年11月,中美双方联合发布《中美气候变化联合声明》,将共同推进CO2捕集、利用和埋存的示范项目。公开报道显示,目前,中美正在合作致力于煤电厂项目的碳减排,包括洁净煤技术的开发和相关项目的合作,两国正积极部署大型CO2捕集、利用和封存(CCUS)项目。

        今年6月下旬,美国华盛顿举行的第七轮中美战略与经济对话战略对话公布的成果清单显示,中美气候变化工作组于今年2月1日至7日考察了数个CO2驱油项目,而这正是美国贸易发展署支持的CCUS考察的一部分。在今年4月下旬的第二届工作组CCUS研讨会上,中美双方亦就CCS-EOR的合作机会再次展开了细致探讨。有业内分析人士认为,其最终或将落户于神华陕西煤化工项目与长庆油田合作共推的项目,亦或将落户于华能天津IGCC项目与大港油田或冀东油田合作共推的项目。

        陕甘宁是首选战略区

        记者了解到,在单个CO2排放源规模方面,煤电企业多在200-500万吨/年;电石、炼油、化工企业等多在500万吨/年以内;煤化工、钢铁和水泥行业多在100—3000万吨/年之间。其中,以煤制气、煤制油和煤制烯烃为代表的现代煤化工企业碳排放增量巨大,且约60%是浓度85%以上的高浓度CO2,捕集成本相对较低,是首选的优质CO2来源。

        李润生指出,目前全国适合CO2驱油的地区主要有大庆、吉林、长庆、新疆等。其中CO2最集中且油田面积较大的是位于陕甘宁地区的鄂尔多斯盆地。因此也被视作未来开展大规模CCS-EOR项目的首选战略区。据透露,目前CCS-EOR项目已经列入国家“十三五”油气重大专项。“十三五”期间,陕甘宁地区和新疆地区将适时启动相关项目。

        陕甘宁地区而言,该地区预计可供开发的石油资源量大,其原油属轻质油,与CO2具备一定匹配性,未来增储上产潜力大。而鄂尔多斯盆地的煤化工产业基地与已开发油田相邻,CO2的捕集、输送与油田利用具有地理联动优势。

        据了解,该地区已投产和在建的现代煤化工项目CO2排放能力超过1亿吨/年。其中,神华集团鄂尔多斯煤制油公司10万吨/年CO2捕集和封存示范项目已于2010年投产,是我国首个全流程煤基CO2捕集和在低孔低渗深部盐水层进行多层注入、分层检测的CO2封存示范项目,已累计埋存CO2超过30万吨。

        以位于鄂尔多斯盆地的长庆油田为例,该油田所属区块油层部分油藏的渗透率只有约1毫达西,属于超低渗透油田。记者了解到,多年来,长庆油田通过打井、注水的方式使得石油采收率提高到现在的20%以上已属不易。

        专家指出,长庆油田单井产量低、递减速度较快。“但如果走CO2驱油的路,长庆油田的石油采收率将有望提升到30%。”

        政府引导必不可少

        在由中国石化联合会会同中国石油、神华集团提出的报告里,构想了近期、中期和远期三个层次目标和工作路线图,近期力争在2-3年内开展十万吨级CCS-EOR先导性试验项目,中期在5-7年内建设百万吨级CCS-EOR示范项目,远期在10-15年内建设大规模的国家级CCS-EOR示范区。

        但在沈平平看来,在现有条件下要完成这些目标难度很大。他指出,CO2的价格是驱油技术应用的重要制约因素。目前最大的问题在于如何降低CO2的捕集成本。“如果捕集成本能降到20美元/吨,开展CO2驱油就没问题了。按照美国现有经验,CO2用于驱油可以承受的市场价在20美元/吨以下。”

        据记者多渠道不完全了解,在我国,现有CO2回收装置生产成本多在100—300元人民币/吨,主要来源石油化工、电厂和炼钢等领域,此外也有一部分是天然气田伴生气。就电厂而言,捕集成本基本在50—60美元/吨。如果加上运输费用,我国现有捕集装置生产的CO2市场价多在40—60美元/吨。相较于煤电项目,煤化工项目排放的CO2因浓度高,捕集成本较低。而且从现有项目看也已有成型案例,前述延长石油集团开展与煤化工项目减排结合的CO2驱油试验,CO2捕集成本已经控制在100元/吨以下,按上述理论,项目已经具备经济推广条件。

        同时,上述报告亦指出,我国CCS-EOR在2020年前都基本处于研发和示范阶段,很难通过商业渠道给投资者带来收益,资金缺乏成为首要制约因素。同时,CCS-EOR项目需要实现相关技术的上下游一体化、全产业链应用,这在国内尚无先例。此外,缺乏相关政策法规,缺乏有效的跨行业、跨企业协调合作机制等均直接影响了企业参与CCS-EOR项目的积极性。

        “美国的CCS-EOR产业发展如此迅速,除了与石油行业盈利水平逐步上升吸引了私人资本的投入之外,还与美国政府的大力支持密不可分。”李润生说。受访专家一致认为,CCS-EOR具有战略意义,但需要国家从战略层面给予引导和支持。只要政策适当,完全可能走出一条适合我国国情的工业化、商业化道路。

        而针对陕甘宁地区作为战略首选区的工作推进,报告提出建议,在陕甘宁地区设立国家CCS-EOR示范项目,形成以政府为主导、企业为主体,联合开展的示范行动,加速先导性试验项目进程。

      来源:中国能源报  · 作者:仝晓波  · 责编:王长尧