全球CCSCCUS项目实践“有得有失”

2023年12月23日发(作者：禾字旁)

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全球CCS/CCUS项目实践“有得有失”□ 程 亮 范智慧 陈海雄 杨思湘·部分CCS（碳捕集和封存）/CCUS（碳捕集、利用和封存）项目饱受争议，但是从全世界范围看，CCS/CCUS仍是众多大型油公司稳步绿色发展的发力点，并取得了积极进展·CCS/CCUS面临着技术不成熟、技术扩展难度大、应用成本高等诸多瓶颈，但不失为油气行业实现转型升级的一种过渡方式随着全球各国减碳趋势的加强，油气行业作为关键碳排放大户，在能源转型战略中居于重要地位，多个欧美国际化经营的油公司都出台了减碳目标和远景规划，主动采取措施降低油气勘探开发生产和炼化销售活动中产生的二氧化碳和甲烷等温室气体的排放，并在环保和资本市场的压力下加大对减碳新技术的投资和推广力度。碳捕集、利用和封存技术（CCS/CCUS）作为一项综合性技术，在全球已经有近30个工业化运营项目，在欧洲以海上CCS项目为主，在北美以二氧化碳-EOR（提高采收率）为代表的CCUS技术已经非常成熟。在碳减排驱动下，2020年后全球新规划的碳减排项目多以CCS为主要目标，当CCS作为一项区别于CCUS技术单独应用时，不再是二氧化碳驱油技术的简单延伸，而具有其特殊性和复杂创新性的一面，尤其是地下二氧化碳聚集体在埋存层位的运移规律，以及与原始地层流体间的多种物理化学相互作用存在多种未知机理等。佳，面临巨大的财务、技术挑战，缺乏成熟的商业模式、稳定的收入来源，导致成本居高不下，难以从碳减排中得到回报，项目运行喜忧参半。美国彼得诺拉百万吨CCUS项目于2016年投产，项目依附于NRG电力公司位于休斯顿西南郊的电厂4套煤电机组之一的8号机组，目的是捕集该机组1/3的碳排放。该项目于2013-2014年高油价期间建造启动，在美国OXY公司在二叠盆地兴建空气直接二氧化碳捕集工厂。陈海雄 供图国际油气公司主要CCS/CCUS项目喜忧参半虽然CCS/CCUS技术应用具有前景，国家石油公司有动力推动CCS/CCUS项目建设，但部分项目表现不2020年由于低油价而暂停。虽然该项目由于商业原因被中断，但该项目总体上技术是成功的，基本实现了项目最初的捕集和注入承诺，为电力行业与油气行业2022 / 11 中国石化69

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联手进行能源转型提供了非常宝贵的操作经验，也让业界认识到跨行业能源转型合作项目管理的复杂性。澳大利亚高更CCS项目由雪佛龙公司运营，从高更海上气田天然气中剥离出二氧化碳杂质，压缩液化后回注至400米厚的含水砂层。高更项目2016年开始产气，每年从天然气中分离出约400万吨二氧化碳，原本目标是在产气后5年内将二氧化碳排放量降低80%，但由于技术问题，CCS项目直到2019年才投入运行，截至2021年中CCS项目累计只封存了32%的气田产出二氧化碳，埋存井注入能力（210万吨/年）只有项目设计（400万吨/年）的一半。为了满足雪佛龙对澳大利亚政府的减碳承诺，该公司不得不于2021年在澳大利亚碳交易市场上花费2亿多美元购买碳税抵免。即便如此，该项目在2016-2021年运行中的糟糕表现让全世界许多对CCS项目持怀疑态度的公众人士和机构找到了充分的批评理由。虽然部分项目饱受争议，但是从全世界范围看，CCS/CCUS仍是众多大型油公司稳步绿色发展的发力点，并取得了积极进展。挪威国家石油的斯莱普内尔和斯诺威特是欧洲两个最悠久最成功的海上CCS项目，都是将天然气田分离出的二氧化碳回注至产层以上或以下的盐水砂岩层。斯莱普内尔项目1996年投产，每年通过水平井注入地层约100万吨在海上平台就地分离的二氧化碳，目前每天注入能力约2000立方米。斯诺威特项目从2008年投产后年设计注入量约70万吨。基于这两个项目的成功，挪威国家石油正在与壳牌和道达尔合作，推进北极光CCS项目。该项目将从奥斯陆多个包括垃圾发电厂、水泥厂在内的工业气源捕集二氧化碳，于2019年获得政府许可，目前船运接收码头等基础设施正在建设中，第一口二氧化碳注入井已于2020年完工，2022年将完成第二口注入井，两艘定制的液态二氧化碳专用运输船计划于2024年上半年交付，该项目预计2024年投入运行，将成为欧洲的旗舰CCS项目，年注入量150万吨二氧化碳。702022 / 11 中国石化壳牌从2015年11月开始，将加拿大阿尔伯塔重油升级项目SMR制氢装置产生的二氧化碳副产品用液氨吸收捕集，分离出的二氧化碳在液压后通过64公里管线输送至3口注入井，注入埋深2000-2500米的盐水层，年注入量约100万吨，目前封存超过约600万吨。投资约13.5亿加元（66%来自政府），项目未超支未逾期。在该项目的成功基础上，壳牌珍珠CCS项目计划于2025年启动，二氧化碳捕集自斯科特福德炼厂和化工厂。加拿大塞诺佛斯公司的韦伯恩-米戴尔 CCUS项目从美国北达科他州的煤炭气化和煤电厂捕集，用于其在韦伯恩油田的EOR项目（注入量6500吨/天），以及阿帕奇公司的米戴尔油田EOR（1200吨/天），该项目于2000年10月启动，投资8000万美元，美加政府共提供约520万美元，每年注入300万吨，已累计注入3000万吨。美国OXY公司的龙舌兰CCUS项目是该国目前捕集规模最大的CCUS项目，于2010年启动。2010年投产的1号生产线年捕集500万吨二氧化碳，2012年投产的2号生产线将年捕集能力增加到840万吨，通过管线输往位于德州西部二氧化碳管网中枢，再进入OXY在二叠盆地的众多EOR油田。

美国埃克森美孚的苏特克里特CCUS项目位于怀俄明州拉巴奇气田，将该气田处理分离后的硫化氢被转为与二氧化碳混合成高浓缩酸性气体（60%硫化氢+40%二氧化碳），又被注回原产气层，年回注量约40万吨。经过历年多次扩建改造，该设施的二氧化碳年捕集能力逐渐增加到700万吨。2022年2月，美孚再次通过扩建投资决定，将现有的每年的600万-700万吨捕集量再增加120万吨，扩建设施将于2025年投产。国际油公司CCS/CCUS面临技术、经济与法律挑战

目前CCUS最大市场是提高油田采收率，对油公

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司二氧化碳商业化应用而言，CCUS无疑是最佳选择。美国拥有全球最成熟的二氧化碳-EOR技术和悠久实践，目前全美约35万桶/天的原油产量来自二氧化碳-EOR项目，最大二氧化碳-EOR产区位于二叠盆地，主要二氧化碳用户的OXY公司每年注入量超过2000万吨。这些低成本的天然二氧化碳气源供应了美国二氧化碳-EOR用气的大部分，但对油公司的减碳目标并无意义，只有不到30%气源来自工业捕集（包括天然气处理厂）。如何从政策上鼓励作业者从天然气源转向工业气源，才能真正体现出油气行业通过二氧化碳-EOR实现碳中和的目的和意义。挪威政府自1991年起即开始对工业性二氧化碳排放征收惩罚性碳税（约70美元/吨），2030年将增至237美元/吨，这也是20世纪90年代挪威国家石油公司率先启动全球最早的北海CCS项目的原因。为了鼓励工业性碳减排，美国国会2008年出台了45Q政策，开始对人工捕集并埋存二氧化碳的做法进行退税奖励。如果没有45Q这样的国家政策支持，类似PetraNova这样的项目在美国是无法想象的。为了响应减碳理念，北美油气界还提出了所谓的“负碳石油”或者“绿色石油”概念。OXY公司2022年3月宣布将在二叠盆地兴建大型空气直接捕集二氧化碳装置，利用当地大量的低价伴生气，使用天然气发电机组在纯氧燃烧+燃烧后二氧化碳捕集条件下实现发电机组本身的零污染和零碳排放。不过要实现“绿色石油”并不容易，从北美作业者经验看，在现有商业模式理念下，二氧化碳-EOR项目只能是在满足驱油经济性为首要目标的条件下，兼顾埋存需要，在项目早期通常能明显体现出碳中和的优势，到了中后期，从产出液中分离出的循环二氧化碳比例越来越高，外购二氧化碳从相对比例上不断减少（绝对数量可能增加），而且由于后期随着采收率的提高，驱油效率降低，驱油难度不断增大，新增每桶原油所消耗的二氧化碳注入量和成本也会增加，最终项目经济性也不断降低。在这个阶段，除非政府能加大对碳埋存的财税鼓励措施，促使作业者在开发后期能有意识在EOR驱油与碳埋存这两个相互矛盾的目标之间主动偏向后者，将更大范围的非驱油用地下孔隙体积开放给碳埋存，否则二氧化碳-EOR项目的碳中和能力将不断下降。与此同时，由于CCS/CCUS项目应用时间有限，地下封存的安全性尚未完全得到时间检验，由此在西方国家除了技术性和经济性挑战外，新项目还面临着法律挑战。在CCS项目成规模推广前，政府必须明确CCS项目法律责任主体：埋存层位矿权归属，捕集二氧化碳产权的转移和归属，二氧化碳地下封存长期风险责任最终归属。美国各州正在搭建中的法律框架路线图包括下面几种处理方式：一是当CCS项目停止注入后，在满足弃井条件后，由州政府接管碳埋存法律责任；二是政府和民间建立埋存基金，由二氧化碳排放单位按捕集量付费；三是政府建立埋存基金，征收碳税+多种途径缴纳风险基金。CCS/CCUS实践是油气行业在完全转型之前一种过渡方式尽管全球气候变化的压力与日俱增，但从可持续发展角度看，油气行业能源转型从近期看只能是从低碳油气方式开始，即在油气生产、运输、销售过程中采用多种方法来降低碳足迹。这样既避免了打断能源市场的正常供给，也确保了油气行业自身能够以时间换空间，在转型过渡期内用油气板块的收益来支持新能源板块业务的研发需要和项目投资，最终实现多种能源方式互补共存的碳中和生态系统。对比2022年欧洲能源市场在多重危机下的动荡和美国能源市场的相对稳定，不难看出可持续性发展的重要性。作为主动减碳的最主要方式，虽然CCS/CCUS面临着技术不成熟、技术扩展难度大、应用成本高等诸多瓶颈，但是不失为油气行业在完全转型为新能源之2022 / 11 中国石化71

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作为CCUS的试点项目，沙特阿美哈维耶天然气液体回收厂旨在处理低硫天然气，以证明捕集二氧化碳和降低此类设施排放的可能性。图为哈维耶天然气液体回收厂。视觉中国 供图前的一种过渡方式。从这个意义上，海底碳封存作为海洋油气开采技术的自然延伸，有望随着CCS/CCUS技术的成熟和扩张而获得进一步应用和发展。在CCUS/CCS产业链里，碳捕集是成本最高的环节，特别是从煤电厂捕集，这也是各公司应用研究较集中的部分。多家国际油公司近年都在现有油气开发项目中增加了CCS/CCUS内容的投资，并与外部小型初创公司合作，通过风险投资，依赖外部力量来推动CCS/CCUS技术的研发创新。从全球油气能源行业多个CCS/CCUS项目案例看，成本高、执行难度大已经成为推广CCUS项目的主要阻力，虽然从发展观点看，CCS/CCUS产业链的每一个环节都存在改进和降本空间，但是纵观全球，除了技术创新和改进外，政府的支持力度对CCS/CCUS的推广至关重要。一旦解决了经济性的问题，技术扩展的问题才有望通过更多公司的参与，通过渐进式的技术创新而获得解决。比起油气开采技术，CCS/CCUS技术仍处于早期722022 / 11 中国石化阶段，需要在实践中不断优化，包括高更和彼得诺拉这样的项目并未完全实现其最初的宏伟减碳目标，其原因在于未能很好地解决关键流程技术，它们为能源行业的其他CCS/CCUS项目提供了有益的经验和教训。欧洲大型油公司无疑是全球能源转型的行业领军者，它们已经身体力行地率先对海上风电、光伏等可再生能源及海上CCS/CCUS项目进行了长期大规模投资并获得了实际经验，已将他们在海洋油气工程采办和项目管理方面的技术和管理优势转化为海上能源转型领域内的真正优势。基于北美在二氧化碳-EOR领域的传统优势和经济性考量，北美大型油气公司则更专注于针对EOR的CCUS。与此同时，他们也加强了生物燃料和空气直接捕集方面的投入和研发。雪佛龙公司也从2020年起投资了研发空气直接捕集的初创公司。 （作者单位：中国石化休斯顿研发中心、油田事业部、石油勘探开发研究院）