宋倩倩，蔣慶哲，宋昭崢

(中國石油大學(xué) 重質(zhì)油國家重點實驗室， 北京 102249)

煉油廠CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈的經(jīng)濟(jì)評價

宋倩倩，蔣慶哲，宋昭崢

(中國石油大學(xué) 重質(zhì)油國家重點實驗室， 北京 102249)

在中國明確了到2020年減排目標(biāo)的形勢下，煉油廠作為一個大的排放源，承擔(dān)著重要的減排任務(wù)。將煉油廠捕集的CO2用于提高原油采收率(EOR)，構(gòu)建CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈，不僅可以實現(xiàn)減排的目的，還可為煉油廠及油田帶來經(jīng)濟(jì)和社會雙重效益。將CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈分為CO2回收、運(yùn)輸、EOR 3個單元，建立了快速有效的經(jīng)濟(jì)評價模型。結(jié)果表明，在偏保守、適中、較樂觀情景下，產(chǎn)業(yè)鏈的CO2成本分別為411.12、376.30和361.16 元(RMB)/t；CO2回收單元費(fèi)用最高，約占總費(fèi)用的70%，其后依次是運(yùn)輸費(fèi)用和EOR費(fèi)用；產(chǎn)業(yè)鏈計算期內(nèi)，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(chǎn)業(yè)鏈不僅可以補(bǔ)償全部費(fèi)用，還有約13億元(RMB)的盈余，經(jīng)濟(jì)效益可觀。

煉油廠；CO2減排；CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈；經(jīng)濟(jì)評價；油田

CO2作為一種主要的溫室氣體，它的排放引發(fā)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(dāng)前，工業(yè)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(yè)總排放的5%以上[3]。CO2提高原油采收率(CO2-EOR)已在石油工業(yè)中應(yīng)用40多年，以美國技術(shù)最成熟，日產(chǎn)油量為352221 bbl(包括混相和非混相)，約占世界CO2-EOR的90.7%[4]。據(jù)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(chǎn)量增加10%～30%。2010年，中國CO2排放總量達(dá)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(nèi)生產(chǎn)總值CO2排放比2005年下降40%～45%減排目標(biāo)的明確，煉油行業(yè)作為高耗能行業(yè)，減排壓力勢必加大。筆者將煉油廠回收的CO2用于驅(qū)油，構(gòu)建CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈，從經(jīng)濟(jì)評價的角度，對產(chǎn)業(yè)鏈各個主要環(huán)節(jié)進(jìn)行系統(tǒng)分析，為煉油廠CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈的順利實施提供經(jīng)濟(jì)參考。

1 CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈工藝過程概述

整條產(chǎn)業(yè)鏈主要包括CO2分離回收、運(yùn)輸及EOR 3個工藝單元，整體框架如圖1所示。

圖1 CO2-EOR產(chǎn)業(yè)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(jìn)入分離系統(tǒng)。不同的煉油廠根據(jù)其實際生產(chǎn)狀況，選擇的分離方法不盡相同。筆者采用工業(yè)化應(yīng)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(dá)99%以上，出口溫度為40℃，壓力為常壓。

1.2 運(yùn)輸

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

1.3 EOR

壓縮氣體經(jīng)管線運(yùn)輸后，出口壓力降到10.3 MPa，進(jìn)入油田的注氣系統(tǒng)，根據(jù)生產(chǎn)井布局及地層壓力進(jìn)行分配和增壓。

2 CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)評價模型

2.1 CO2回收費(fèi)用模型

項目建設(shè)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(guān)系。一般估算時，根據(jù)實際生產(chǎn)工藝先確定主要裝置費(fèi)用，再按照一定的工程經(jīng)驗系數(shù)估算其他相關(guān)費(fèi)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(shè)費(fèi)用和生產(chǎn)成本列于表1。

表1 CO2分離單元建設(shè)費(fèi)用及運(yùn)行和維護(hù)(O&M)費(fèi)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(yùn)輸費(fèi)用模型

目前，中國尚無大規(guī)模CO2運(yùn)輸管道建設(shè)經(jīng)驗，經(jīng)濟(jì)評價資料缺乏，國外如美國已建成總長約6274 km的CO2運(yùn)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(guān)文獻(xiàn)基礎(chǔ)上，提出了適用中國的CO2管道運(yùn)輸成本模型，用以估算相關(guān)費(fèi)用。

2.2.1 壓縮費(fèi)用模型

(1) 建設(shè)費(fèi)用

① 壓縮設(shè)備功率

壓縮機(jī)平均壓縮比(CR)和壓縮機(jī)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(jī)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(shù)，取5；POWcomp.為壓縮機(jī)功率，MW；R為8.314 kJ/(kmol·K)；M為CO2相對分子質(zhì)量，44.01 g/mol；Tin為入口溫度，313.15 K；ηis為壓縮機(jī)效率，0.75；Zs為每級平均可壓縮系數(shù)，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(zhì)量流速，kg/s。

由于單臺壓縮機(jī)的最大功率為40 MW，如果壓縮功率超過此值則需要并聯(lián)壓縮機(jī)組，并聯(lián)個數(shù)(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(shè)備費(fèi)用[13]

壓縮設(shè)備費(fèi)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(jī)投資費(fèi)和增壓泵投資費(fèi)，元(RMB)；LFcom-capi為地區(qū)因子，取0.7；R為美元兌人民幣匯率；Cann-com-capi為年建設(shè)費(fèi)用，元(RMB)/a；CRF為資金回收系數(shù)，%；i為年貼現(xiàn)率；n為計算期，a。

(2) O&M費(fèi)用[13]

O&M費(fèi)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(jī)O&M費(fèi)用，元(RMB)；O&Mpump為增壓泵O&M費(fèi)用，元(RMB)；LFcom-O&M為地區(qū)因子，取0.6；Cannual-O&M為年O&M費(fèi)用，元(RMB)/a。

(3) 運(yùn)行電費(fèi)

運(yùn)行電費(fèi)按式(12)計算。

Cpower=COE×(POWcomp.+POWpump)×CF×t

(12)

式(12)中，Cpower為電費(fèi)，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(yùn)行時間，h。

(4) 每年總的壓縮費(fèi)用(Cann-comp)和每噸CO2總的壓縮費(fèi)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(fèi)用模型

(1) 建設(shè)費(fèi)用

建設(shè)費(fèi)用包括工程費(fèi)用、土地使用費(fèi)、鋪設(shè)費(fèi)、保險費(fèi)等。工程費(fèi)用中除了主要的管道及絕熱層建設(shè)費(fèi)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(guān)費(fèi)用；土地使用費(fèi)受多種因素影響，如鋪設(shè)地的地形、土地使用狀況及人口分布形態(tài)、經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平及當(dāng)?shù)卣?guī)章制度等；管道鋪設(shè)費(fèi)包括人力費(fèi)和設(shè)備費(fèi)，主要受管道長度及直徑的影響。影響因素復(fù)雜多變，且在當(dāng)今的中國難以預(yù)測。因此，借鑒國內(nèi)輸氣管道建設(shè)相關(guān)經(jīng)驗，在管道建設(shè)費(fèi)用的基礎(chǔ)上，對總建設(shè)費(fèi)用進(jìn)行適當(dāng)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(nèi)直徑，m；fF為Fanning磨擦因子，取0.006；p1和p2分別為管道進(jìn)口和出口壓力，MPa；L為管長，m。

根據(jù)美國聯(lián)邦法規(guī)2010(CFR)規(guī)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(yīng)力，Pa；E為縱向焊接因子，取1.0；F為管道設(shè)計安全因子，取0.72。

中國油氣管道設(shè)計和制造一般采用美國石油學(xué)會(API)規(guī)范5L和國標(biāo)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(qū)需要考慮保溫，因CO2管道通常很長，所以選擇保溫材料時應(yīng)優(yōu)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(fèi)由式(17)計算。

(17)

式(17)中，P1為管道建設(shè)費(fèi)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(zhì)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(yùn)輸管道的建設(shè)成本(Cpipe)估算列于表2。年建設(shè)費(fèi)用(Cannual-P)由式(18)計算。

表2 CO2管道建設(shè)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(fèi)用[13]

年O&M費(fèi)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(qū)因子，取0.6。

(3) 每年CO2的管道費(fèi)用(Cann-pipe)和輸送每噸CO2的管道費(fèi)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(fèi)用模型

2.3.1 項目建設(shè)費(fèi)用

項目建設(shè)費(fèi)用估算基于區(qū)塊篩選評價費(fèi)、油田生產(chǎn)所需設(shè)備費(fèi)、礦場CO2處理設(shè)備費(fèi)、新型注入和生產(chǎn)設(shè)備費(fèi)、新井的鉆井和完井費(fèi)及現(xiàn)有油井的改造費(fèi)。用貼現(xiàn)率將投資成本分?jǐn)傇谡麄€油田壽期。

(1) 區(qū)塊篩選評價費(fèi)(Csite)[17]

適用CO2-EOR的目標(biāo)地層有一定的篩選標(biāo)準(zhǔn)，在綜合了經(jīng)濟(jì)因素以后，現(xiàn)在普遍采用的是如表3所示的篩選標(biāo)準(zhǔn)[18]。Csite由式(22)計算。

表3 CO2驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)

(22)

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

(2) 投資成本與油藏深度關(guān)聯(lián)式

根據(jù)現(xiàn)有數(shù)據(jù)，采用指數(shù)或冪指數(shù)形式，回歸得到投資成本與油藏深度關(guān)聯(lián)式(23)[19]。

C=Ra1ea2dorC=Ra1da2

(23)

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

表4 EOR建設(shè)費(fèi)用經(jīng)驗?zāi)Ｐ突貧w系數(shù)

(3) 油井改造費(fèi)(CWO)

對已有油井，僅需在CO2驅(qū)之前對其進(jìn)行維護(hù)，如替換油管和井底設(shè)備等。其與鉆井、完井投資費(fèi)及生產(chǎn)或注入設(shè)備費(fèi)相關(guān)，其經(jīng)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?dāng)?shù)，口；CD&C為鉆井和完井費(fèi)，元(RMB)；NEQ為生產(chǎn)或注入井?dāng)?shù)，口；CEQ為生產(chǎn)或注入設(shè)備費(fèi)，元(RMB)。

(4) 總基建費(fèi)用(CEOR-cap)和年建設(shè)費(fèi)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(chǎn)井?dāng)?shù)，口；CPW為生產(chǎn)設(shè)備費(fèi)，元(RMB)；NIW為注入井?dāng)?shù)，口；CIW為注入設(shè)備費(fèi)，元(RMB)；NCP為CO2處理設(shè)備數(shù)，臺；CCP為CO2處理設(shè)備費(fèi)，元(RMB)；LFEOR為地區(qū)因子，取0.8。

2.3.2 O&M費(fèi)用

O&M年費(fèi)用由式(27)計算。

(27)

式(27)中，Cann-EOR-O&M為O&M年費(fèi)用，元(RMB)/a；NW=NPW+NIW，為區(qū)塊總井?dāng)?shù)，口；Q為區(qū)塊CO2日注入量，t/d。

2.3.3 EOR過程年費(fèi)用(Cann-EOR)和每噸CO2EOR年費(fèi)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(bǔ)償費(fèi)用模型

增產(chǎn)原油收入由式(30)計算。

Coil=Moil×Poil

(30)

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

根據(jù)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(shù)，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(zhì)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(shù)，一般取0.75[21]。

3 煉油廠CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈的經(jīng)濟(jì)評價案例分析

3.1 煉油廠基本概況與經(jīng)濟(jì)評價假設(shè)

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(shù)，即每噸原油排放的CO2的噸數(shù)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(jīng)濟(jì)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(jīng)壓縮后，采用管道以超臨界狀態(tài)輸送到距離約150 km的某油層進(jìn)行非混相驅(qū)油。該油層含有3×108t 特低滲油藏，在注水開發(fā)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(chǎn)井，油藏深度為1000 m，原油密度為855.4 kg/m3，CO2利用系數(shù)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(jīng)濟(jì)評價模型，從偏保守、適中、較樂觀3種情景分別對整條產(chǎn)業(yè)鏈進(jìn)行系統(tǒng)的估算。這3種情景下，除項目壽命和CRF之外，其他假設(shè)均相同，具體數(shù)據(jù)列于表5。

表5 3種情景下對某煉油廠整條產(chǎn)業(yè)鏈的經(jīng)濟(jì)評價假設(shè)

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(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)評價

根據(jù)上述經(jīng)濟(jì)評價模型，分別估算出3種情景下煉油廠CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈各單元費(fèi)用，結(jié)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(fèi)用最高，分別占各自總費(fèi)用的69.3%、70.1%、70.5%，其次是運(yùn)輸費(fèi)用，分別為19.1%、18.9%、18.7%，EOR單元費(fèi)用最低，分別為11.6%、11.0%、10.8%；產(chǎn)業(yè)鏈的壽命期越長，每噸CO2的成本越低；EOR單元費(fèi)用變化最大，相較于偏保守情景，較樂觀情景下EOR單元費(fèi)用減少了18%，其次是運(yùn)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(jīng)濟(jì)評價模型估算不同情景下煉油廠CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈各單元費(fèi)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(chǎn)的原油可在較樂觀情景下完全采出，當(dāng)國際油價為90 USD/bbl時，因增產(chǎn)原油增加的收入約為58億元(RMB)，而整條產(chǎn)業(yè)鏈的總費(fèi)用約為45億RMB yuan，不僅可以完全補(bǔ)償整個過程的費(fèi)用，而且約有13億元(RMB)的盈余，經(jīng)濟(jì)效益可觀。

4 結(jié) 論

高昂的回收費(fèi)用成為煉油廠碳減排的主要障礙。受當(dāng)前技術(shù)所限，短期內(nèi)回收成本很難有大幅下降，而將回收的CO2用于周邊油田驅(qū)油，在煉油廠和油田之間構(gòu)建一條CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈，不僅能彌補(bǔ)因?qū)嵤┨紲p排措施而增加的費(fèi)用，還可使煉油廠和油田收獲環(huán)境、經(jīng)濟(jì)和社會三重效益。

將具備CO2捕集條件的煉油廠與油田結(jié)合，聯(lián)合開展CO2捕集和驅(qū)油埋存先導(dǎo)性試驗之前，必須進(jìn)行經(jīng)濟(jì)可行性分析。CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)且粋€龐大的復(fù)雜系統(tǒng)，影響因素眾多，且涵蓋石油行業(yè)的上、中、下游，估算過程相當(dāng)繁瑣。筆者在綜合國內(nèi)外相關(guān)研究的基礎(chǔ)上，提出了一種快速有效的經(jīng)濟(jì)評價方法，并以某地區(qū)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(jié)果表明，產(chǎn)業(yè)鏈壽命越長，每噸CO2的費(fèi)用越低；采用MEA法回收CO2費(fèi)用最高約占總費(fèi)用的70%，其后依次是運(yùn)輸費(fèi)用和EOR費(fèi)用，較樂觀情景下，3項費(fèi)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(bǔ)償產(chǎn)業(yè)鏈總費(fèi)用外，增產(chǎn)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(biāo)準(zhǔn)與戰(zhàn)略研究項目(2011E-2411)和中國石油大學(xué)(北京)基礎(chǔ)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(fā)展戰(zhàn)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(fā)展戰(zhàn)略、低滲油田復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)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(xué)、碳減排及能源發(fā)展戰(zhàn)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