煉油廠CO2-EOR產業鏈的經濟評價

宋倩倩，蔣慶哲，宋昭崢

(中國石油大學 重質油國家重點實驗室， 北京 102249)

煉油廠CO2-EOR產業鏈的經濟評價

宋倩倩，蔣慶哲，宋昭崢

(中國石油大學 重質油國家重點實驗室， 北京 102249)

在中國明確了到2020年減排目標的形勢下，煉油廠作為一個大的排放源，承擔著重要的減排任務。將煉油廠捕集的CO2用于提高原油采收率(EOR)，構建CO2-EOR產業鏈，不僅可以實現減排的目的，還可為煉油廠及油田帶來經濟和社會雙重效益。將CO2-EOR產業鏈分為CO2回收、運輸、EOR 3個單元，建立了快速有效的經濟評價模型。結果表明，在偏保守、適中、較樂觀情景下，產業鏈的CO2成本分別為411.12、376.30和361.16 元(RMB)/t；CO2回收單元費用最高，約占總費用的70%，其后依次是運輸費用和EOR費用；產業鏈計算期內，油藏可完全埋存煉油廠捕集的CO2；基于國際油價(90 USD/bbl)，在較樂觀情景下，產業鏈不僅可以補償全部費用，還有約13億元(RMB)的盈余，經濟效益可觀。

煉油廠；CO2減排；CO2-EOR產業鏈；經濟評價；油田

CO2作為一種主要的溫室氣體，它的排放引發了全球變暖，由此可能引起城市煙霧、酸雨、健康等問題[1-2]。當前，工業直接排放的CO2約占全球總排放的20%，煉油過程的排放量占工業總排放的5%以上[3]。CO2提高原油采收率(CO2-EOR)已在石油工業中應用40多年，以美國技術最成熟，日產油量為352221 bbl(包括混相和非混相)，約占世界CO2-EOR的90.7%[4]。據估算[5-6]，全世界用于CO2-EOR的油藏可儲存733～2388億噸 CO2，采收率可提高6%～15% OOIP，總油產量增加10%～30%。2010年，中國CO2排放總量達到78.85億噸，約占世界總排放量的25.3%[7]。隨著中國政府承諾到2020年單位國內生產總值CO2排放比2005年下降40%～45%減排目標的明確，煉油行業作為高耗能行業，減排壓力勢必加大。筆者將煉油廠回收的CO2用于驅油，構建CO2-EOR產業鏈，從經濟評價的角度，對產業鏈各個主要環節進行系統分析，為煉油廠CO2-EOR產業鏈的順利實施提供經濟參考。

1 CO2-EOR產業鏈工藝過程概述

整條產業鏈主要包括CO2分離回收、運輸及EOR 3個工藝單元，整體框架如圖1所示。

圖1 CO2-EOR產業鏈框架圖

1.1 CO2分離回收

水洗降溫除塵，脫除硫、氮氧化物的煙道氣進入分離系統。不同的煉油廠根據其實際生產狀況，選擇的分離方法不盡相同。筆者采用工業化應用最成熟和最廣泛的單乙醇胺(MEA)法，分離效率為90%，純度可達99%以上，出口溫度為40℃，壓力為常壓。

1.2 運輸

常壓氣體首先進入多級壓縮機增壓到7.38 MPa，干燥冷卻后的氣體進入增壓泵進一步壓縮到13.8 MPa。

1.3 EOR

壓縮氣體經管線運輸后，出口壓力降到10.3 MPa，進入油田的注氣系統，根據生產井布局及地層壓力進行分配和增壓。

2 CO2-EOR產業鏈經濟評價模型

2.1 CO2回收費用模型

項目建設的主要投資與次要投資、主要裝置與其他裝置之間往往存在某種比例關系。一般估算時，根據實際生產工藝先確定主要裝置費用，再按照一定的工程經驗系數估算其他相關費用。

MEA法的主要裝置是吸收塔和再生塔，其他裝置包括分離器、過濾器、再沸器、貧富液換熱器、泵等，估算[8-11]得到的建設費用和生產成本列于表1。

表1 CO2分離單元建設費用及運行和維護(O&M)費用估算

C1—Equipment procurement cost, 104RMB yuan;C2—Installation cost, 104RMB yuan;C3—Construction cost, 104RMB yuan;C4—Miscellaneous fixed asset cost in the proportion of engineering cost, 0.12;C5—Budgetary reserves ratio, 0.05;C6—Construction period, years;C7—Owner’s capital-capital cost ratio;C8—Loan interest

2.2 運輸費用模型

目前，中國尚無大規模CO2運輸管道建設經驗，經濟評價資料缺乏，國外如美國已建成總長約6274 km的CO2運輸管道[12]，且由于CO2在很多重要物性上與天然氣類似，因此筆者在參考相關文獻基礎上，提出了適用中國的CO2管道運輸成本模型，用以估算相關費用。

2.2.1 壓縮費用模型

(1) 建設費用

① 壓縮設備功率

壓縮機平均壓縮比(CR)和壓縮機功率(POWcomp.)分別按式(1)、(2)計算。

CR=(pout/pin)1/N

(1)

(2)

式(1)、(2)中，CR為壓縮機平均壓縮比；pin和pout分別為入口壓力和出口壓力，MPa；N為壓縮級數，取5；POWcomp.為壓縮機功率，MW；R為8.314 kJ/(kmol·K)；M為CO2相對分子質量，44.01 g/mol；Tin為入口溫度，313.15 K；ηis為壓縮機效率，0.75；Zs為每級平均可壓縮系數，1～5級分別為0.995、0.985、0.970、0.935和0.845；ks為每級CO2比熱容比，1～5級分別為1.277、1.286、1.309、1.379和1.704；q為CO2質量流速，kg/s。

由于單臺壓縮機的最大功率為40 MW，如果壓縮功率超過此值則需要并聯壓縮機組，并聯個數(Ntrain)按式(3)計算。增壓泵功率按式(4)計算。

(3)

(4)

式(4)中，POWpump為增壓泵功率，MW；ρ為CO2密度，kg/m3；η為增壓泵效率，0.75。

② 壓縮設備費用[13]

壓縮設備費用按式(5)～(8)計算。

Ccomp.=LFcom-capi×R×q×

(5)

Cpump=LFcom-capi×R×(7.82POWpump+0.46)×106

(6)

Cann-com-capi=CRF×(Ccomp.+Cpump)

(7)

CRF=[i(1+i)n]/[(1+i)n-1]

(8)

式(5)～(8)中，Ccomp.和Cpump分別為壓縮機投資費和增壓泵投資費，元(RMB)；LFcom-capi為地區因子，取0.7；R為美元兌人民幣匯率；Cann-com-capi為年建設費用，元(RMB)/a；CRF為資金回收系數，%；i為年貼現率；n為計算期，a。

(2) O&M費用[13]

O&M費用按式(9)～(11)計算。

O&Mcomp.=0.034Ccomp.

(9)

O&Mpump=LFcom-O&M×R×

(10)

Cannual-O&M=CRF×(O&Mcomp.+O&Mpump)

(11)

式(9)～(11)中，O&Mcomp.為壓縮機O&M費用，元(RMB)；O&Mpump為增壓泵O&M費用，元(RMB)；LFcom-O&M為地區因子，取0.6；Cannual-O&M為年O&M費用，元(RMB)/a。

(3) 運行電費

運行電費按式(12)計算。

Cpower=COE×(POWcomp.+POWpump)×CF×t

(12)

式(12)中，Cpower為電費，元(RMB)/a；COE為單位電價，元(RMB)/(kW·h-1)；CF為壓縮容量因子，取0.8；t為年運行時間，h。

(4) 每年總的壓縮費用(Cann-comp)和每噸CO2總的壓縮費用(Clev-comp)

Cann-comp和Clev-comp分別按式(13)和(14)計算。

Cann-comp=Cann-com-capi+Cannual-O&M+Cpower

(13)

(14)

2.2.2 管道費用模型

(1) 建設費用

建設費用包括工程費用、土地使用費、鋪設費、保險費等。工程費用中除了主要的管道及絕熱層建設費之外，還包括諸如跨越工程、站場工程、公用及輔助工程等相關費用；土地使用費受多種因素影響，如鋪設地的地形、土地使用狀況及人口分布形態、經濟發展水平及當地政府規章制度等；管道鋪設費包括人力費和設備費，主要受管道長度及直徑的影響。影響因素復雜多變，且在當今的中國難以預測。因此，借鑒國內輸氣管道建設相關經驗，在管道建設費用的基礎上，對總建設費用進行適當放大。

Heddle等[14]給出了管道直徑計算公式，如式(15)所示。

(15)

式(15)中，Di為管內直徑，m；fF為Fanning磨擦因子，取0.006；p1和p2分別為管道進口和出口壓力，MPa；L為管長，m。

根據美國聯邦法規2010(CFR)規定方法[15]估算管壁厚度δ，如式(16)所示。

(16)

式(16)中，pmop為管道最大操作壓力；Pa；Do為管外徑，m；σ為管材料最小屈服應力，Pa；E為縱向焊接因子，取1.0；F為管道設計安全因子，取0.72。

中國油氣管道設計和制造一般采用美國石油學會(API)規范5L和國標GB/T 9711-2011，CO2管道同樣適用[16]。因此，筆者選用X-70鋼材作為CO2管道。

CO2輸送過程中有一些地區需要考慮保溫，因CO2管道通常很長，所以選擇保溫材料時應優先考慮價格，此處以廉價的礦物棉作為保溫材料。管道及絕熱層投資費由式(17)計算。

(17)

式(17)中，P1為管道建設費用，元(RMB)；Ppipe為管材價格，元(RMB)/kg；Pins.為保溫材料價格，元(RMB)/m3；ρpipe為管道單位長度質量，0.02466δ(Do-δ)kg/m；r1為管道外半徑，m；r2為加保溫層管道外半徑，m。

CO2運輸管道的建設成本(Cpipe)估算列于表2。年建設費用(Cannual-P)由式(18)計算。

表2 CO2管道建設成本估算

B2—Amplification factor of engineering cost, 1.27;B3—Miscellaneous fixed asset cost in the proportion of engineering cost, 0.098;B4—Budgetary reserves ratio, 0.12;B5—Construction period, year;B6—Owner’s capital-capital cost ratio;B7—Loan interest

Cannual-P=CRF×Cpipe

(18)

(2) O&M費用[13]

年O&M費用由式(19)計算。

Cannual-O&M=LFpipe-O&M×R×

[ 120000+0.61×(913898Di+0.899L-259269)+

0.7×(1547440Di+1.694L-351355)+24000]

(19)

式(19)中，LFpipe-O&M為地區因子，取0.6。

(3) 每年CO2的管道費用(Cann-pipe)和輸送每噸CO2的管道費用(Clev-pipe)

Cann-pipe和Clev-pipe分別由式(20)和(21)計算。

Cann-pipe=Cannual-P+Cannual-O&M

(20)

(21)

2.3 EOR費用模型

2.3.1 項目建設費用

項目建設費用估算基于區塊篩選評價費、油田生產所需設備費、礦場CO2處理設備費、新型注入和生產設備費、新井的鉆井和完井費及現有油井的改造費。用貼現率將投資成本分攤在整個油田壽期。

(1) 區塊篩選評價費(Csite)[17]

適用CO2-EOR的目標地層有一定的篩選標準，在綜合了經濟因素以后，現在普遍采用的是如表3所示的篩選標準[18]。Csite由式(22)計算。

表3 CO2驅篩選標準

(22)

式(22)中，CD&L為鉆井和測井費，元(RMB)；A為區塊篩選面積，km2；a為布井密度，取65 km2/口；C3-D為三維地震費用，元(RMB)。

(2) 投資成本與油藏深度關聯式

根據現有數據，采用指數或冪指數形式，回歸得到投資成本與油藏深度關聯式(23)[19]。

C=Ra1ea2dorC=Ra1da2

(23)

式(23)中，C為基建項目費用，元(RMB)；d為油藏深度，m；a1為回歸系數，USD；a2為回歸系數，無量綱。EOR各過程的建設費用模型回歸系數列于表4。

表4 EOR建設費用經驗模型回歸系數

(3) 油井改造費(CWO)

對已有油井，僅需在CO2驅之前對其進行維護，如替換油管和井底設備等。其與鉆井、完井投資費及生產或注入設備費相關，其經驗式如式(24)所示[18]。

CWO=R(0.48ND&CCD&C+0.50NEQCEQ)

(24)

式(24)中，ND&C為鉆井和完井數，口；CD&C為鉆井和完井費，元(RMB)；NEQ為生產或注入井數，口；CEQ為生產或注入設備費，元(RMB)。

(4) 總基建費用(CEOR-cap)和年建設費用(Cann-EOR-cap)

CEOR-cap和Cann-EOR-cap分別由式(25)和式(26)計算。

CEOR-cap=RLFEOR(ND&CCD&C+NPWCPW+

NIWCIW+NCPCCP+CWO)

(25)

Cann-EOR-cap=CRF×CEOR-cap

(26)

式(25)、(26)中，NPW為生產井數，口；CPW為生產設備費，元(RMB)；NIW為注入井數，口；CIW為注入設備費，元(RMB)；NCP為CO2處理設備數，臺；CCP為CO2處理設備費，元(RMB)；LFEOR為地區因子，取0.8。

2.3.2 O&M費用

O&M年費用由式(27)計算。

(27)

式(27)中，Cann-EOR-O&M為O&M年費用，元(RMB)/a；NW=NPW+NIW，為區塊總井數，口；Q為區塊CO2日注入量，t/d。

2.3.3 EOR過程年費用(Cann-EOR)和每噸CO2EOR年費用(Clev-EOR)

Cann-EOR和Clev-EOR分別由式(28)和式(29)計算。

Cann-EOR=Cann-EOR-cap+Cann-EOR-O&M

(28)

(29)

2.4 增油補償費用模型

增產原油收入由式(30)計算。

Coil=Moil×Poil

(30)

式(30)中，Coil為增產原油收入，元(RMB)；Moil為EOR過程總增產原油量，bbl；Poil為油價，元(RMB)/bbl。

根據Ecofys公司[20]提出的計算方法，CO2在油藏中的有效埋存量(Me)和增加原油量(Moil)計算公式分別為式(31)和式(32)。

Me=RCO2×Moil

(31)

Moil=OOIP×ER×CF

(32)

式(31)、(32)中，RCO2為CO2利用系數，即凈CO2注入量與原油采出量之比值，t/bbl；OOIP為原始原油地質儲量，bbl；ER為注入CO2提高的采收率，%；CF為注入油層的CO2與原油的接觸系數，一般取0.75[21]。

3 煉油廠CO2-EOR產業鏈的經濟評價案例分析

3.1 煉油廠基本概況與經濟評價假設

某煉油廠原油一次加工能力為1.2×107t/a，按照原油加工排放系數，即每噸原油排放的CO2的噸數為0.227計算[22]，該煉油廠CO2排放量為2.724×106t/a。由于煉油廠煙道氣位置分散且濃度較低，出于經濟考慮，一般可回收30%，采用MEA法，年回收CO2為7.763×105t。回收后的CO2經壓縮后，采用管道以超臨界狀態輸送到距離約150 km的某油層進行非混相驅油。該油層含有3×108t 特低滲油藏，在注水開發條件下難以有效動用，2004年開始注入CO2，目前有14口注入井和25口生產井，油藏深度為1000 m，原油密度為855.4 kg/m3，CO2利用系數為0.25 t/bbl，注入CO2采收率提高3.9%。

為了更好地理解上述經濟評價模型，從偏保守、適中、較樂觀3種情景分別對整條產業鏈進行系統的估算。這3種情景下，除項目壽命和CRF之外，其他假設均相同，具體數據列于表5。

表5 3種情景下對某煉油廠整條產業鏈的經濟評價假設

Construction period of 1 a; Plant operating of 8000 h/a; Conversion of RMB yuan to USD of 6.104, the exchange rate on November 26, 2013; Discount rate of 12%; Owner’s capital/capital cost of 0.3; Loan interest of 6.82%, an average value in 2012.

3.2 CO2-EOR產業鏈經濟評價

根據上述經濟評價模型，分別估算出3種情景下煉油廠CO2-EOR產業鏈各單元費用，結果列于表6。

從表6可得，3種情景下，每噸CO2成本分別為411.12、376.30、361.16 元(RMB)，較樂觀情景比偏保守情景成本減少了49.96 元(RMB)/t；CO2回收費用最高，分別占各自總費用的69.3%、70.1%、70.5%，其次是運輸費用，分別為19.1%、18.9%、18.7%，EOR單元費用最低，分別為11.6%、11.0%、10.8%；產業鏈的壽命期越長，每噸CO2的成本越低；EOR單元費用變化最大，相較于偏保守情景，較樂觀情景下EOR單元費用減少了18%，其次是運輸單元，回收單元最小，較樂觀情景比偏保守減少了約11%。

表6 由經濟評價模型估算不同情景下煉油廠CO2-EOR產業鏈各單元費用

1)Annual electricity cost included

此油藏的CO2有效埋存量為1.613×107t，埋存年限為20.8 a。原油量可增加8.775×106t，若增產的原油可在較樂觀情景下完全采出，當國際油價為90 USD/bbl時，因增產原油增加的收入約為58億元(RMB)，而整條產業鏈的總費用約為45億RMB yuan，不僅可以完全補償整個過程的費用，而且約有13億元(RMB)的盈余，經濟效益可觀。

4 結 論

高昂的回收費用成為煉油廠碳減排的主要障礙。受當前技術所限，短期內回收成本很難有大幅下降，而將回收的CO2用于周邊油田驅油，在煉油廠和油田之間構建一條CO2-EOR產業鏈，不僅能彌補因實施碳減排措施而增加的費用，還可使煉油廠和油田收獲環境、經濟和社會三重效益。

將具備CO2捕集條件的煉油廠與油田結合，聯合開展CO2捕集和驅油埋存先導性試驗之前，必須進行經濟可行性分析。CO2-EOR產業鏈是一個龐大的復雜系統，影響因素眾多，且涵蓋石油行業的上、中、下游，估算過程相當繁瑣。筆者在綜合國內外相關研究的基礎上，提出了一種快速有效的經濟評價方法，并以某地區的煉油廠和油田為案例，在偏保守、適中、較樂觀3種情景模式下驗證模型的可行性。結果表明，產業鏈壽命越長，每噸CO2的費用越低；采用MEA法回收CO2費用最高約占總費用的70%，其后依次是運輸費用和EOR費用，較樂觀情景下，3項費用依次為254.89、67.71和38.96 元(RMB)/t。該油藏可完全埋存煉油廠回收的CO2，基于國際油價(90 USD/bbl)，在較樂觀情景下，除補償產業鏈總費用外，增產的原油尚有約13億元(RMB)的收入。

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Economic Evaluation of CO2-EOR Industry Chain in Refineries

SONG Qianqian, JIANG Qingzhe, SONG Zhaozheng

(StateKeyLaboratoryofHeavyOilProcessing,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

With the clear emission reduction target of China for 2020, the refining industry as a large emission source inevitably plays a significant role. CO2-EOR industry chain has been established through the integrated enhanced oil recovery (EOR) with CO2captured from refineries. Consequently, not only can the emission reduction purpose of refineries be reached, but also economic and social benefits can be gained by refineries and oil fields. The cost model of the whole chain involving CO2separation, transportation and EOR threes units was set up, which could be used to quickly and efficiently implement economic evaluation. The case study results showed that based on the conservative scenario, moderate scenario and optimistic scenario, the levelized CO2costs of the chain were approximately 411.12, 376.30 and 361.16 RMB yuan/t, respectively. The cost of the CO2separation unit was the highest one, about 70% of the chain cost, followed by the transportation unit and EOR unit successively. In addition, the reservoir could completely store the CO2captured from refinery during the project life. However, when international oil price was 90 USD/bbl, except compensation all expenses, CO2-EOR industry chain could get lucrative profit about 1300 M RMB yuan in the optimistic scenario.

refineries; CO2emission reduction; CO2-EOR industry chain; economic evaluation; oil field

2013-10-21

中國石油低碳策略、標準與戰略研究項目(2011E-2411)和中國石油大學(北京)基礎基金項目資助 第一作者： 宋倩倩，女，博士研究生，從事碳減排、回收、利用及能源發展戰略等方面的研究；E-mail: classmatesong@163.com

蔣慶哲，男，教授，從事碳減排、能源利用、能源發展戰略、低滲油田復合調驅技術等方面的研究；E-mail：jiangqz@cup.edu.cn；宋昭崢，男，副教授，從事油田化學、碳減排及能源發展戰略等方面的研究；E-mail: song@cup.edu.cn

1001-8719(2015)01-0119-07

TE01，X724

A

10.3969/j.issn.1001-8719.2015.01.019