CO2驅油的案例
油氣開采行業CCUS在CO2-EOR驅油的應用
首先我們看下CO2-EOR驅油對采用的影響
數據來源：《新疆油田CO2驅提高原油采收率與地質埋存潛力評價》--王歡，廖新維，趙曉亮，李小峰
根據上述數據，我們可以看到將高壓的CO2注入油氣開采層，既可以降低高效利用前端捕捉的CO2、降低總體碳排放，又可以明顯提高原油的開采量。
實際油氣開采中，經常是CO2壓裂，CCUS，CO2-EOR同時或同一個區域進行。即，我們在利用CO2壓裂后，開始開采原油，但是前期油井上層有大量的伴生氣，前期壓裂用的超臨界CO2又會有少部分會混入這些伴生氣。導致伴生氣開采前期CO2含量很高，開采一段時間后，CO2濃度明顯降低至正常水平。而高CO2含量的伴生氣又不能直接進入天然氣管網（高CO2含量及重烴油氣），我們又需要將伴生氣處理干凈：
1.分離伴生氣中的CO2，液化加壓，繼續用于壓裂或者CO2-EOR驅油
2.分離提純CH4，以達到并入天然氣管網標準
而CO2-EOR驅油過程中，又會因為閉井期間，會繼續產生伴生氣，再次開采原油前，也需要將伴生氣處理干凈，重復上述工作。
上述壓裂、驅油后，伴生氣的CO2最高可到75%~90%以上，最低開采前置20~30%甚至以下，而且在20~60天左右，濃度、壓力急劇變化、單井流量不大，現有單一技術難以處理或者處理成本過高。我們需要更新的思路及技術組合以應對現場復雜多變的工況。
此類井口經常出現在偏遠地區，無法集中大量的伴生氣，采用MEA/MDEA等吸收法來處理，因為流量小，吸收法需要大量的諸如蒸汽、藥劑、水等輔助條件，我們只能采用低耗水、低廢棄資源排放的設計方案了。
我們可選的方式為：深冷，PAS/VPSA，膜組等。
展開 升級CCUS項目，人員、設備以及相關費用是多少？CCUS產業模式及成本分析
圖8為C油區不同油田在不同油價時所能承受的CO2來源成本變化曲線。從圖中可以看出，油價上漲可以大幅度提高CO2承受成本。對于有一定承受力的油田（即承受成本大于零），當油價每增加10美元/bbl，承受成本增加12～92元/t。承受力越高的油田，增長幅度越大；同一油田，油價從低到高承受力增長的幅度（10美元/bbl）也有所不同，65美元/bbl油價以下，增長幅度相對較大，65美元/bbl油價以上，因需繳納特別收益金，增長幅度減小。
圖9為A油區不同油田在不同貼現率時所能承受的CO2來源成本變化柱狀圖。從圖中可以看出，降低投資回報率可增加CO2承受成本。當貼現率由行業收益率12%降為10%，CO2承受成本的增量為2.65～47.38元/t，平均增加26.9元/t；當以社會平均收益8%計算時，CO2承受成本的增量為4.87～99.30元/t，平均增加56.3元/t；當以無風險資金成本5.58%計算時，CO2承受成本的增量為6.87～167.55元/t，平均增加95.2元/t，且原承受力越低，降低貼現率帶來的增量越大。
分3種情況分析優惠政策對CO2承受成本的影響，分別為：當前條件下、免除資源稅和給予埋存補貼3種情形。對比結果表明，資源稅和埋存補貼對CO2承受成本影響非常顯著，如果每埋存1t給予一定補貼，或者減免資源稅，可以使得一大批原來在技術上可以進行CO2驅油而經濟上卻沒有效益的油田，實現CO2-EOR。
3.4 縮小來源成本和驅油承受成本差距的可能途徑
由上述分析可見，多數油田對CO2驅油的成本承受力低于其來源成本，這之間的差距需尋求技術、政策及市場等方面的途徑來填補，才能推進并且實現CCUS的可持續發展。可以通過以下2個方面的途徑逐步改善這種狀況。
展開 基于MS進行CO2驅瀝青質沉積分子動力學模擬
CO2能顯著降低原油的黏度和界面張力，并可通過溶脹作用進一步提高原油采收率，因此，被認為是提高低滲透油藏原油采收率最有效的方法之一。然而，注氣提高采收率的采用有可能引起瀝青質沉積，從而嚴重地影響生產。國外生產實踐表明,在注氣驅油過程中,氣體的注入極易引發原油中瀝青質膠質和石蠟等重有機物的沉積。因此,本文通過MS軟件進行分子動力學模擬，分析瀝青質沉積對CO2驅油的效果。
1. 建立基礎模型
通過MS的建模功能，構建出，樹脂，瀝青質和烷烴等模型，瀝青質-Fe模型，以及在體系內填充CO2后的模型。
2. 下一步對體系進行優化，使體系能量達到最穩定的狀態。
在Geometry Optimization optimization會話框里設置Algorithm算法為Smart，實際模擬時可參考文獻中的信息來選擇；對Convergence tolerance收斂公差進行設置，點擊Quality設置為Ultra-fine，后面的Energy、Force、Displacement幾個參數自動進行調整；設置Max.iterations最大迭代次數為50000。
3. 對體系進行分子動力學模擬。
使用力場為文獻中常用的COMPASS力場，對體系分別進行200ps的NVT和200PS的NPT（可進行不同溫度以及壓力下的模擬）分子動力學模擬。對最終輸出的體系進行500PS的NVE分子動力學體系。收集其MSD和RDF，以及擴散系數。
如圖為分子動力學模擬后的模型圖(部分圖)：
4. 如圖為通過MS腳本計算各物質之間的相互作用：
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展開 CCUS產業化模式面臨的挑戰、對策及發展方向
（2）埋存方面：結合CO2驅油埋存制定相關技術標準；制定CO2驅油項目產出氣回收和回注標準。
（3）監測方面：制定全流程CCUS項目CO2泄露監測標準，包括碳捕集設施泄露監測標準、管道輸送泄露監測標準、罐車和船舶運輸泄露標準、CO2地質封存泄露環境監測標準、封存區地下水CO2泄露環境監測標準、土壤CO2泄露監測標準。
（4）評估方面：制定全流程CCUS項目減排評價方法、CO2封存潛力評價標準、地質封存選址評價標準等；研究形成封存區安全和生態環境影響評估方法和標準，包括封存區土壤、可飲用地下水以及封存區人體健康風險評估方法。
邦訊
05
結語與展望
CCUS作為一種新興、前瞻性技術，在發展的過程中，需要放眼于全球，重視碳資源利用的同時，樹立CO2是一種資源的理念，既要借鑒國外的技術和經驗，又要立足于國情，發展革命性技術。一方面，中國應加大CCUS技術研發投入和對CCUS技術推廣應用力度，同時統籌基礎研究、技術開發、裝備研制、集成示范，推動關鍵共性技術的聯合攻關。
展開 
學術速遞|CCUS全流程技術經濟分析
研究結果表明，從現今至2035年，可通過擴大規模和技術進步降低物理吸收、化學吸收、膜分離和常壓富氧燃燒捕集技術的成本，推進CO2運輸管道建設，以驅油封存為主建設大規模全流程項目并爭取于2030年前實現商業應用。
2035–2050年，可通過發展第二代膜分離、加壓富氧燃燒和化學鏈燃燒技術使低濃度排放源CO2捕集成本明顯降低，建成區域CO2運輸管網，除驅油封存外，也可開展耦合綠氫制甲醇和地質封存全流程項目。2050–2060年，技術的愈發成熟持續降低CO2捕集成本，全國CO2運輸管網基本建成，可全面商業化發展耦合綠氫制甲醇產業鏈及枯竭油氣藏封存CO2服務。
來源：能源情報
展開 桑樹勛，等：工程化CCUS全流程技術及其進展
3.2 國內實例
1） 勝利油田4×104 t/a燃煤CO2捕集與驅油封存全流程技術示范工程項目
2007 年起，勝利油田開展了燃煤電廠煙氣 CO2捕集、輸送與資源化利用技術研究，并于2010年應用自主開發的技術在勝利油田建成投產了集“CO2捕集—管道輸送—驅油封存—采出氣CO2再回收”一體化的 4×104 t/a 燃煤電廠煙氣 CO2捕集與驅油封存全流程技術示范工程，是國內首個燃煤電廠煙氣CCUS全流程技術示范工程項目，獲得了廣泛關注。
該示范工程采用化學吸收工藝將燃煤電廠煙氣中低分壓的 CO2捕集純化出來，并進行壓縮、干燥等處理后，通過管道或罐車等方式輸送至CO2驅油封存區塊，將 CO2注入至地下用于強化采油。同時，通過采出氣CO2捕集系統將返回至地面的CO2回收，并再次注入至地下，實現較高的 CO2封存率（圖 6）。其中，捕集純化系統采用了新開發的低分壓有機胺復合吸收劑、“吸收式熱泵+MVR熱泵”雙熱泵耦合低能耗工藝和“堿洗+微旋流”煙氣預處理技術，實現了低分壓煙氣CO2高效、經濟、安全捕集，設計CO2捕集純化產量為 4×104t/a，煙氣CO2捕集率大于80 %，產品純度99.5 %。
2）國華錦界電廠15×104 t/a 的 CO2捕集與咸水層封存示范工程項目
國家能源投資集團有限責任公司國華錦界電廠15×104 t/a燃燒后 CO2捕集和地質封存全流程技術示范工程是國內首個燃煤電廠燃燒后CO2捕集—咸水層封存全流程示范項目。
展開 CCUS的行業背景和發展前景
從埋存類型來看，在運行及執行項目中有60%以上是二氧化碳驅油項目。
國際背景
國外CCUS-EOR項目主要在美國、加拿大等國家開展，特別是美國已具有成熟的CCUS-EOR工業體系。美國CCUS-EOR項目起步于20世紀50年代，60-70年代持續開展關鍵技術攻關，70-90年代逐步擴大工業試驗規模，技術配套逐漸成熟，80年代以后進入商業化推廣階段。自20世紀80年代起，美國CCUS-EOR技術工業化應用規模持續快速擴大。世界上第一個大規模CO2-EOR項目SACROC（Scurry Area Canyon Reef Operating Committee），從1972年1月26日起，由雪佛龍公司（Chevron）在得克薩斯州Scurry縣的油田開展。該項目的CO2來自科羅拉多州的天然CO2氣田，并通過管道將其運輸到油田驅油。本世紀以來，美國、加拿大、澳大利亞、日本及阿聯酋等國家加速推進CO2捕集項目的工業化。2014年，加拿大SaskPower公司的Boundary Dam Power項目成為全球第一個成功應用于發電廠CO2捕集項目，2019年該項目捕集CO2達61.6萬噸。2015年，加拿大Quest項目將合成原油制氫過程中產生的CO2成功注入咸水層封存，每年CO2捕集能力達100萬噸/年。
國內背景
國內CCUS-EOR研究起步較早，石油企業及有關院校早在20世紀60年代就開始探索CO2驅油技術，但因氣源、機理認識、裝備等問題使產業化發展滯后。
展開 產業報告|2023CCUS產業發展報告（二）CCUS發展現狀與未來趨勢
碳捕集主要從工業廢氣和大氣中捕獲CO2。根據已投運CCUS示范項目凈減排成本統計顯示，碳捕集技術的能耗及成本因排放源類型及CO2濃度不同有明顯差異，通常CO2濃度越高，捕集能耗和成本越低，CCUS減排技術的CO2避免成本越低，這是因為CO2濃度越高，越利于高效捕集和后續分離，進而帶來單位捕集成本的下降。
當前我國絕大部分的大規模煙氣源碳捕集成本在270元/噸以上，在我國已投運的CCUS示范項目中，電力、水泥等行業由于煙氣中CO2濃度較低，捕集難度大，是捕集能耗與減排成本較高的行業。水泥行業受到技術成熟度的影響具有最高的捕集能耗，最高達到6.3GJ/tCO2，捕集成本在180-730元/噸CO2；電力行業捕集能耗為1.6-3.2GJ/tCO2,捕集成本在300-600元/噸CO2；煤化工行業可產生高CO2濃度（>70%）的煙氣，能耗在0.7-2.5GJ/tCO2，石油化工行業的捕集能耗最低，約為0.65GJ/tCO2，煤化工和石油化工領域的一體化驅油示范項目凈減排成本最低可達到120元/tCO2。結合項目成本來看，捕集能耗高的行業CCUS示范項目成本也較高，降低CCUS捕集能耗對降低我國CCUS示范項目成本十分重要。
表9：我國主要排放源已投運CCUS示范項目捕集能耗及成本
就行業來看，煤化工、石化工行業由于其碳捕集的經濟性，成為最優選的碳源。而火力發電和鋼鐵行業由于對煤炭消耗量巨大，是碳排放的主體，在2030年之后將成為主要的CCUS需求來源。與此同時，使用不同的采集技術也會影響捕集成本。
同時，不同的捕集技術也會在一定程度上影響捕集成本。
展開 行業熱點 ｜ 石化行業的CCUS技術
此方法將化石燃料氣化成合成氣(主要成分為H2和CO)，然后通過變換反應將CO轉化為CO2，再通過溶劑吸收等方法將H2和CO2分離開對CO2進行收集。但此技術局限于基于煤氣化聯合發電裝置(Integrated Gasification Combined Cycle,IGCC)，因此以此技術投產的項目較少。
富氧燃燒技術采用純氧或者富氧將化石燃料進行燃燒，燃燒后的主要產物為CO2、水和一些惰性組分。水蒸氣冷凝后，通過低溫閃蒸提純CO2，提純后的CO2濃度可達80%～98 vol%，提高了CO2捕集率。
燃燒后捕集技術是當前煉廠應用較為廣泛且成熟的技術，該技術具有較高的選擇性和捕集率。常用的方法如化學吸收法、膜分離法、物理吸附法等。化學吸附法被認為是當前最有市場前景的吸附方法，在化學吸附中，胺類溶液以其吸收效果好的特點被廣泛應用。
碳利用和封存技術
從國內外項目經驗看，地下封存、驅油和食品級利用，是當前較主流的方向。
碳利用
CCUS-EOR (Enhanced oil recovery，強化采油)技術可以通過CO2把煤化工或天然氣化工產生的碳源和油田聯系起來，有較好的收益，該技術通過把捕集來的CO2注入到油田中，使即將枯竭的油田再次采出石油的同時，也將CO2永久地貯存在地下。CO2驅油的主要原理是降低原油粘度、增加原油內能，從而提高原油流動性并增加油層壓力。CO2制化肥和食品級CO2商業利用也是目前較成熟的碳利用項目。
展開 CCUS應用案例：全球CCUS技術分析及中石化案例介紹
捕集能力達40萬~50萬t/a；隨后，美國俄克拉荷馬州Enid項目于1982年建成，通過化肥廠產生的CO2進行油田驅油，CO2捕集能力達70萬t/a。
離岸CCUS技術研發前景 | 雙碳觀點
但考慮到我國天然氣水合物惡劣的儲層環境和復雜的晶體結構特征以及置換氣體注入的復雜滲流?相變過程，還需對CO2置換法開采天然氣水合物的置換機理及控制因素、置換效率及風險評估、強化置換反應的方法技術等開展進一步研究。此外，當前關于置換機理還存在較大爭議，尤其是置換微觀機理，存在CH4水合物先分解后形成CO2水合物或者CO2直接在水合物籠內驅替CH4的機理之爭。究其原因，主要是由于對置換過程水合物內發生的反應機理尚不完全明確而導致的，亟需深入探究。
（三）創新方向
CO2利用今后的創新方向主要有以下幾個方面。①設備設施。現有海上平臺有限的空間和承重限制了與CO2利用相關的大型壓縮機及回收裝置的安裝，未來可以嘗試在海上油氣集群區域建立大型CO2集中處理平臺。②CO2純度表征，嚴格表征CO2氣體中雜質的類型和濃度。通常CO2氣體的最低純度要求為90%，這是因為較高濃度的雜質會將CO2相圖中的邊界移動到較高壓力的位置，而這意味著欲將CO2保持在其致密相，需要更強的加壓來實現。
此外，不可冷凝的雜質會降低CO2的封存效率；CO2氣體中的O2濃度過高會影響CO2-EOR作業效率，從而導致一些海上作業問題，如堵塞注入井、降解原油和酸化原油等。③示范項目。引導建設海上油田CO2-EOR驅油與封存技術示范研發平臺或項目，重點開展海上難開發稠油油藏和高含水（近枯竭）油田應用CO2-EOR技術的研發和基礎理論研究。
展開 
吳江等：基于“雙碳”背景的CCUS技術研究與應用
除了吸收、吸附和膜分離法，還有其他的捕集技術，如低溫蒸餾、化學鏈燃燒和基于水合物的氣體分離等．每種方法都有各自的優缺點．例如，低溫技術可用于液態下進行CO2的分離，并且不使用反應性化學溶劑[41]，分離出來的CO2便于運輸和封存，多用于強化驅油，被認為是綠色技術，但價格昂貴，深冷過程所需能量通常遠遠超過凈收益[42]．因此，這些方法大多還停留在實驗室階段，無法在工業規模上與傳統方法競爭．
CCUS前沿研究-中國礦業大學陸詩建團隊：國能錦界電廠15萬噸/年二氧化碳捕集凈化項目研究與設計經驗
國能錦界電廠積極響應國家號召，進行了15萬噸/年燃煤機組CO2捕集與驅油封存CCUS項目建設與示范，發揮了央企社會責任，契合國家“雙碳”發展戰略。
圖文導讀
圖3 錦界電廠CO2捕集工藝原理圖
項目設計CO2捕集規模15萬噸/年，操作彈性為50%-110%，煙氣處理量為100000 Nm3/h，捕集率大于90%，產品氣純度＞99.5v%，設計再生能耗＜2.4G J/t CO2，實際運行能耗值為2.35G J/t CO2。
針對燃煤電廠煙氣中CO2分壓低、成分復雜等特點，為實現低成本低消耗CO2捕集，本項目應用了新型低能耗多氨基復合胺CO2吸收劑先進材料降低能耗，對相變吸收體系、離子液體進行了兼容性設計；應用了塑料填料吸收塔降低設備成本，降膜式煮沸器提高解吸能效，全焊接式換熱器避免溶液泄漏，超重力反應器減少占地面積；集成了“機械蒸汽再壓縮(MVR)熱泵+級間冷卻+分級流解吸”節能工藝降低蒸汽耗量，應用了堿洗預處理以及高效除霧工藝技術減少溶劑損耗。工藝原理圖如圖3所示。
根據功能，生產工藝過程可分為捕集凈化、壓縮、干燥、液化和儲存單元。圖4顯示了錦界電廠15萬噸/年CO2捕集工程工藝流程圖。
圖4 錦界電廠CO2捕集工程系統流程圖
系統工藝為：凈煙氣從脫硫吸收塔出口經堿洗預處理后，進入捕集裝置進行CO2回收處理。采用復合胺吸收劑吸收煙氣中的CO2。煙氣從塔底進入吸收塔，與吸收液在塔內逆向接觸。在冷卻方面，采用級間冷卻工藝對吸收塔吸收段第二段填料下的半富液進行冷卻。這樣做是為了降低反應熱量，提高捕集效率與吸收負載。CO2吸收后，5%-10%的富液經塔底富液泵加壓后，直接輸送至再生塔頂部，剩余的富貧液換熱器進行熱回收，再輸送至再生塔。
展開 CCUS技術與設計：應用燃煤電廠萬噸級碳捕集工程設計與運行
煙氣預處理單元是對原料氣所含的微塵和少量強酸性氣體進行處理,以減少其對吸收劑造成的危害;捕集單元是通過吸收再生過程實現煙氣中的CO2分離;壓縮精制單元是通過壓縮、吸附、冷卻液化和精餾提純技術進一步提高CO2純度,以滿足食品級標準要求;產品儲存供應單元是將液化后的CO2儲存、制成干冰及裝車外運。
2 萬噸級示范工程設計
2.1 設計條件
依托江蘇華電某電廠二期2×1 000 MW擴建工程,建設1套碳捕集量為10 000 t/a的碳捕集示范裝置,產品原按食品級液體二氧化碳設計,后考慮到產品多元化需求增加了干冰制備裝置。原料氣來自二期#3,#4燃煤機組濕式電除塵器出口,污染物已達超低排放標準,煙氣主要組分見表1。表中BMCR為鍋爐最大連續蒸發量,THA為機組的熱耗率驗收工況。
2.2 工藝流程
碳捕集示范工程捕集部分工藝流程如圖2所示。鍋爐排放的煙氣經脫硝、電除塵、脫硫和濕式電除塵后進入碳捕集裝置的深度凈化塔,在塔內經洗滌降溫和深度脫硫后,由引風機送入吸收塔底部入口。吸收塔內煙氣中的CO2被來自塔頂的貧液吸收,經洗滌冷卻后的凈煙氣自塔頂排空。吸收CO2后的富液由塔底經泵送入貧富液換熱器,回收熱量后送入再生塔。富液在再生塔內通過汽提解吸部分CO2,然后進入溶液煮沸器,在蒸汽加熱下使其中的CO2進一步解吸。解吸出的CO2連同水蒸氣從再生塔頂排出,經冷卻分水后得到純度95%（濕基）以上的產品——粗CO2氣,隨后被送入后續壓縮精制工段。解吸CO2后的貧液自再生塔底流出,經貧富液換熱器換熱降溫后,用泵送至貧液冷卻器冷卻后返回吸收塔。再生氣冷凝分離出的液體經地下槽收集后再送入再生塔,返回到吸收劑循環系統。由此,吸收劑往返循環構成連續吸收和解吸CO2的工藝過程。
展開 一文講述我國 CCUS 技術的發展現狀、示范工程進展、成本與效益等
三、我國 CCUS 技術的示范工程進展
根據科學技術部向全國征集 CCUS 示范項目的統計結果，自 2004 年我國第一個 CCUS 示范項目在山西投運以來，已投運和建設中的 CCUS 示范項目共有 49 個，集中在華東和華北地區；已建成的 38 個 CCUS 示范項目，累計注入封存 CO2 超過 2×106 t，形成 CO2 捕集能力 2.96×106 t/a、注入能力 1.21×106 t/a。
從技術環節分布看，捕集類、化工與生物利用類、地質利用與封存類示范項目的占比分別為 39% （15 個）、24%（9 個）、37%（14 個）。在 15 個捕集類示范項目中，中低濃度排放源 CO2 捕集項目有14 個，高濃度排放源捕集項目僅有 1 個。
從行業分布看，主要工業行業均有涉及，覆蓋電力、煤化工、石油化工、水泥、鋼鐵等領域。在 15 個捕集類項目中，11 個來自電力行業，3 個來自水泥行業，1 個來自煤化工行業（見圖 3）。地質利用與封存技術的驅油類項目通常與化工行業結合， 13 個項目中有 5 個來自煤化工行業，2 個來自石油化工。
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