繼成功開發(fā)煤直接液化、間接液化和煤焦油加氫等煤制油工業(yè)化技術(shù)后，今年4月，全球首個煤油共煉工業(yè)化示范項目在陜西榆林開工建設(shè)。這意味著，我國煤代油戰(zhàn)略將再添新的技術(shù)路線。有專家指出，該項目的意義不亞于煤直接液化技術(shù)工業(yè)化，一旦成功，將對我國乃至世界能源格局產(chǎn)生深遠影響。那么，什么是煤油共煉？與煤直接液化等煤制油技術(shù)相比有何優(yōu)勢？由延長石油集團投資的該示范項目技術(shù)經(jīng)濟性如何？帶著這些問題，記者進行了深入采訪。
能源安全
催生煤油共煉技術(shù)
“所謂煤油共煉，就是將濃度為45%～50%、煤粒直徑小于100微米的煤漿與渣油按一定比例混合，在15～22兆帕、450℃～470℃以及CoMo/Fe2O3和NiMo/Fe2O3催化劑條件下，使煤和渣油一次通過反應(yīng)器，同時加氫裂解成輕、中質(zhì)油和少量烴類氣體的工藝技術(shù)。”煤油共煉專家、原北京煤化學(xué)研究所所長吳春來告訴記者。
據(jù)了解，上世紀70年代初，為打擊以色列及其支持者，OPEC成員國大幅削減了原油出口，導(dǎo)致國際石油價格飛漲，給包括美國在內(nèi)的發(fā)達國家經(jīng)濟造成了嚴重沖擊。這次石油危機，促使美國政府重新評估其單一石油能源格局的安全性，開始重視包括煤油共煉在內(nèi)的煤化工技術(shù)的開發(fā)與應(yīng)用。
圖為正在建設(shè)中的全球首套煤油共煉項目現(xiàn)場。（劉洋 攝）
1974年，美國碳氫化合物研究公司（HRI）率先啟動煤油共煉技術(shù)研究，并在美國電力研究院、安大略—俄亥俄合成燃料油公司資助下，于1985年開發(fā)出兩段式煤油共煉工藝。1988年，HRI建成3噸/日煤油共煉工業(yè)化試驗裝置，開展了煙煤、次煙煤、褐煤等10多個煤種與6種渣油在不同配比情況下的運行試驗，獲得了大量第一手數(shù)據(jù)資料。
1990年，HRI計劃投資5.78億美元，以得克薩斯州褐煤與瑪亞減壓渣油作原料，引入天然氣制氫氣，在美國海灣地區(qū)建設(shè)獨立的煤油共煉示范試驗工廠。但海灣戰(zhàn)爭結(jié)束后，國際石油價格出人意料地快速下跌并較長時間低位運行，打擊了投資者建設(shè)煤油共煉示范工廠的熱情，計劃項目由此擱淺。
與美國毗鄰的加拿大，也于上世紀70年代末80年代初啟動了煤油共煉技術(shù)研究。加拿大Alberta研究院通過對當?shù)責熋涸谝谎趸技八魵獯嬖谙碌娜芙馓匦匝芯浚晒﹂_發(fā)了ARC兩段加氫煤油共煉工藝，并由加拿大礦產(chǎn)和能源技術(shù)中心(CANMTT)分別于1981年和1986年建成0.5噸/日小試和25噸/日中試裝置。
與此同時，原西德液化公司（GFK）也開發(fā)了6噸/日的中試裝置。但與美國和加拿大的兩段加氫技術(shù)不同，GFK工藝由煤油熱溶解、輕度加氫和加氫裂化三段加氫工藝組成，其投資費用、操作費用更低，操作彈性大，項目預(yù)期收益更好。
英國BP石油公司則通過技術(shù)受讓的方式，獲得了煤油共煉核心技術(shù)，并在美國芝加哥BP全球?qū)嶒炇医ǔ赡壳霸O(shè)施最先進、數(shù)據(jù)最完整、運行時間最長的煤油共煉試驗裝置，為全球擬開展煤油共煉研究與建設(shè)煤油共煉工業(yè)化裝置的投資者提供中試服務(wù)。
富煤、貧油、少氣且能源消耗量日益增加的中國，對開發(fā)包括煤油共煉在內(nèi)的煤代油技術(shù)的愿望更加迫切。“七五”期間，原國家計委就安排當時的煤炭科學(xué)研究總院北京煤化學(xué)研究所開展煤油共煉技術(shù)研究。1989～1990年，煤科總院先后采用兗州北宿煤、天祝煤、寶日希勒煤與遼河撫順石化減壓渣油進行高壓釜共煉試驗，取得了良好的實驗室數(shù)據(jù)，并據(jù)此建成0.12噸/日兩段加氫連續(xù)小試裝置。
圖為榆林煉油廠正在運行的常壓裝置，該裝置將為世界首套煤油共煉工業(yè)化示范項目提供渣油。 （王軍 攝）
1992年，煤科總院又與HRI合作，開展了山東兗礦北宿煤與勝利油田煉油廠減壓渣油的小型連續(xù)投料試驗。試驗結(jié)果表明：煤油共煉的液體收率，不僅高于煤直接液化，也高于渣油單獨加氫裂化。采用芳香度較高的蒽油與渣油混合溶劑，比單獨采用渣油進行的煤油共煉效果更好。
“十一五”期間，中石化將煤油共煉作為重要前瞻性科研課題和儲備技術(shù)，交付技術(shù)開發(fā)實力雄厚的中石化石油化工科學(xué)研究院進行攻關(guān)。2010年，石科院、勝利油田聯(lián)手國外單位，設(shè)計建設(shè)了煤油共煉工業(yè)化中試裝置，分別以煤、渣油、煤焦油作原料，進行了大量工業(yè)化試驗。
但據(jù)記者了解，因種種原因，目前全球尚無一例煤油共煉工業(yè)化裝置。
四大因素
促成示范項目上馬
那么，延長石油集團為何又勇于試水，開煤油共煉工業(yè)化項目建設(shè)之先河呢？
“四大因素促成煤油共煉項目上馬。”延長石油集團董事長沈浩表示。
首先，延長石油具備煤油共煉所需的基本條件。作為中國唯一的百年油企，延長石油集團目前不僅擁有延安、靖邊、永坪三大煉油廠合計1500萬噸/年原油加工能力，而且正在打造靖邊1000萬噸/年煉油基地，可為煤油共煉項目提供充足的常/減壓渣油。
圖為延長石油集團煤油共煉試驗示范項目開工儀式現(xiàn)場。
與此同時，延長石油集團累計探明天然氣儲量2500億立方米，擁有18萬億立方米頁巖氣資源區(qū)塊，可為煤油共煉項目提供質(zhì)優(yōu)價廉的天然氣。該公司還獲得了榆林巴拉素、波羅、西灣、魏墻、海則灘等合計186億噸煤炭資源。這些煤炭資源大多為揮發(fā)分高、活性好的低階煤，是較理想的煤油共煉用煤。
其次，建設(shè)煤油共煉項目符合延長石油集團的長遠利益和戰(zhàn)略定位。雖然該集團油氣登記面積達8.67萬平方千米，但大多為低滲透、超低滲透油藏，即外國專家眼里的無開采價值的邊際油藏。油井產(chǎn)量低、效率低，遞減率高，增產(chǎn)難度大，開采成本高，嚴重制約著企業(yè)的規(guī)模擴張和可持續(xù)發(fā)展。為此，該集團確定了“油氣并重、油化并舉、煤氣油鹽綜合利用”的發(fā)展戰(zhàn)略，并在靖邊園區(qū)實施其首個油氣煤鹽綜合利用示范項目。
由于煤油共煉項目能更好地利用煤與渣油的協(xié)同效應(yīng)，用最少的原油消耗，生產(chǎn)盡可能多的清潔燃料，降低石油開采強度，延長開采年限，因此，建設(shè)煤油共煉示范項目，不僅能為我國開辟一條煤制油技術(shù)新路徑，還能促進延長石油集團油氣煤鹽綜合利用戰(zhàn)略的實施，為企業(yè)謀求長久發(fā)展。
再次，煤油共煉技術(shù)比較成熟，項目風險可控。煤油共煉與煤直接液化同屬煤制油技術(shù)，均需將煤先制成油煤漿后，再加氫催化裂化生產(chǎn)輕質(zhì)燃料。2011年，世界首套煤直接液化裝置——神華鄂爾多斯108萬噸/年煤直接液化工業(yè)化裝置轉(zhuǎn)入商業(yè)化運營，并實現(xiàn)了長周期高負荷生產(chǎn)，表明我國已經(jīng)完全掌握了這一世界領(lǐng)先的煤制油技術(shù)；同年，由中國石油大學(xué)（華東）承擔的中石油重大科技專項——委內(nèi)瑞拉超重油渣油延遲焦化工業(yè)化試驗在遼河石化取得成功，使我國成為繼美國之后第二個掌握了采用延遲焦化技術(shù)加工委內(nèi)瑞拉超重油渣油的國家。這些都為煤油共煉項目的建設(shè)與試車投料及后續(xù)管理工作提供了很好的技術(shù)支撐和管理借鑒。
更為重要的是，國內(nèi)外大量小試、中試均證明：煤油共煉不僅工藝可行，還可大幅提高煤與渣油的轉(zhuǎn)化率，延長催化劑壽命，降低氫氣消耗，有效提升產(chǎn)品品質(zhì)和市場競爭力。
最后，延長石油集團擁有建設(shè)和管控新項目的人才與技術(shù)基礎(chǔ)。經(jīng)過幾十年的發(fā)展，該集團不僅擁有石油煉制、煤化工、油氣化工、煉化一體化、自動化控制等方面的技術(shù)骨干和專家，還培養(yǎng)了一支熟悉現(xiàn)代企業(yè)管理、綜合素質(zhì)高、業(yè)務(wù)能力強的管理團隊。尤其延長石油北京石油化工工程公司成立，以及與美國KBR公司合作成立延長石油凱洛格技術(shù)（北京）有限公司后，大幅提升了其在石油煉制、石油及化工工程設(shè)計、工程技術(shù)服務(wù)、項目經(jīng)營等方面的技術(shù)水平和管理能力。
就此次開工建設(shè)的煤油共煉示范項目而言，延長石油集團也做了充分準備。該公司不僅多次邀請國內(nèi)外知名專家交流、論證、評估項目的風險與經(jīng)濟可行性，還數(shù)次選送不同煤種，在美國一家煤油共煉試驗裝置進行不同渣油配比的投料運行試驗，破解了管道堵塞、設(shè)備磨損嚴重等諸多工業(yè)化運行時可能出現(xiàn)的問題，為基礎(chǔ)設(shè)計提供了大量翔實、寶貴的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和資料。
效益顯著
有望實現(xiàn)局部推廣
大量工業(yè)實驗數(shù)據(jù)表明，煤油共煉技術(shù)有著顯著的經(jīng)濟、節(jié)能與環(huán)保效益。
延長石油集團總經(jīng)理助理、重大項目辦公室主任李大鵬告訴記者，該集團選送不同煤樣分別在美國休斯敦實驗室和BP（芝加哥）全球?qū)嶒炇疫M行了3次累計50余組樣試，結(jié)果發(fā)現(xiàn)：煤和渣油的轉(zhuǎn)化率均超過90%，這一數(shù)據(jù)遠高于煤單獨液化和重油單獨加氫裂化的轉(zhuǎn)化率；液體收率（柴油+汽油+石腦油+液化氣）大幅提升至70%以上。不僅如此，由于煤的存在，有效遏制了催化劑表面積碳，促進了重油中金屬元素（如鎳、釩）的脫除，延長了催化劑壽命。加之煤油共煉技術(shù)是油煤漿一次通過加氫反應(yīng)器，氫耗低，氫利用率高，從而大幅降低了裝置綜合能耗和生產(chǎn)成本，使項目的收益率和產(chǎn)品競爭力大幅提高。
以正在建設(shè)的45萬噸/年煤油共煉示范項目為例，即便不利用延長石油集團榆林煉油廠的公用工程和輔助設(shè)施，總投資也只有25億元，僅為相同規(guī)模煤間接制油投資額的54%和煤直接液化項目投資額的46%；氫氣消耗量則比后者減少10%～20%；油品收率從煤直接或間接制油的不足50%提升至70%左右；噸油品綜合能耗降低10%以上，二氧化碳排放量削減50%。
吳春來亦表示，碳同位素分析證明，由于煤油共煉使煤與渣油之間形成很好的協(xié)同作用，渣油單獨加工與煤油共煉相比，碳轉(zhuǎn)化率可由85%提升至92.6%，渣油中的鎳和釩等金屬也能有效地脫除。研究發(fā)現(xiàn)，在煤油共煉過程中，固體煤表面對渣油中卟啉結(jié)構(gòu)的金屬絡(luò)合物具有親和力。由于渣油有機金屬化合物吸附在固體煤表面，所以可由難加工的石油渣油，得到低金屬含量的餾分油，使得煤油共煉的氫利用率提高16%～20%，煤和渣油的餾分油產(chǎn)率可達65%～80%。
但吳春來同時強調(diào)，由于煤油共煉項目要求業(yè)主同時提供煤炭、渣油，最好再擁有天然氣，一般企業(yè)很難做到。因此，即便工業(yè)化示范取得成功，技術(shù)的推廣應(yīng)用也將受到一定限制。
然而在李大鵬看來，綜合考慮各方面因素，煤油共煉技術(shù)的應(yīng)用前景仍十分廣闊。
其一，當前人類獲取優(yōu)質(zhì)油氣資源的難度越來越大，原油重質(zhì)化、劣質(zhì)化已經(jīng)成為一種趨勢；而環(huán)保約束的日趨嚴格，又要求油品質(zhì)量不斷提高，將導(dǎo)致煉油企業(yè)的成本越來越高，利潤微薄。甚至隨著石油資源的減少，有的煉油廠還可能面臨無油可煉的尷尬。這就促使越來越多的國家或能源巨頭尋求包括煤油共煉在內(nèi)的既能減輕石油消耗又能降低煉油成本的方法和途徑，從而加快煤油共煉技術(shù)的工業(yè)化進程。
其二，煤油共煉的原料不僅包括常/減壓渣油、劣質(zhì)燃料油、蠟油，還包括超重稠油、劣質(zhì)原油、煤焦油等，原料來源廣泛。且其所需的煤以揮發(fā)分高、活性好的年輕低階煤或褐煤為主。這類煤炭不僅儲量大，而且因熱值低，難以運輸儲存而無法得到很好利用，價格往往只有優(yōu)質(zhì)動力煤和化工用煤的1/2～2/3，從而使項目能夠獲得價格低廉、供應(yīng)充足的原料煤，大幅降低投資風險和運營成本。
其三，目前石油巨頭均已不是單獨的石油大王，大多涉足石油、天然氣和煤化工等諸多領(lǐng)域。尤其中國大型能源企業(yè)，如中石油、中石化、中國海油等，不僅手握油氣資源，還擁有一定的煤炭資源，建有煤化工工廠，為建設(shè)煤油共煉項目做好了資源、人才與技術(shù)儲備。
因此，李大鵬認為，在這種情況下，一旦示范項目取得成功，項目的技術(shù)經(jīng)濟性得到商業(yè)化運營驗證，就會有更多企業(yè)快速上馬大型煤油共煉項目。而煤油共煉項目與煤直接液化或間接制油相比顯示出投資省、碳轉(zhuǎn)化率高、液體收率高、資源利用充分、油品質(zhì)量好、“三廢”排放少等優(yōu)勢，將有可能成為新的投資熱點，甚至成為煤制油的主流工藝，在有條件的地區(qū)得到推廣應(yīng)用。
另據(jù)記者了解，我國一些能源政策規(guī)劃也將有助于煤油共煉技術(shù)的發(fā)展。根據(jù)規(guī)劃，我國將在“十三五”期間實現(xiàn)頁巖氣規(guī)模化開發(fā)，屆時，分布廣泛、儲量巨大的頁巖氣，將有效緩解我國天然氣供應(yīng)不足的矛盾；而為緩解民營煉油企業(yè)無油可煉的困境，國家正考慮適度放開原油進口，這將使民營油企及部分有資質(zhì)的企業(yè)獲得石油進口權(quán)，從而使許多此前因擔心天然氣和渣油供應(yīng)而不敢涉足煤油共煉項目的煤炭企業(yè)，擇機上馬煤油共煉項目，擴大煤油共煉技術(shù)的應(yīng)用空間。
