碳中和必答题：C + C + U + S = 0C / -C

    在二氧化碳地质利用和封存过程中，长期封存安全性是影响封存项目的核心问题。 对此，中国石化形成了封存安全评价与监测技术。地质方面，可监测与评价断层的发育及封闭性，储层、盖层的地质及岩石力学特征。工程方面，可监测与评价井筒完整性、应力变化、地面工程。整个封存可实现空中、地面、地下三个层次，气体、液体、固体三种介质，以及事前、事中、事后三个维度的全方位监测与评价。

    目前，中国石化已形成包括油藏筛选评价、数值模拟与实时跟踪调整、化学辅助、注采工艺、防腐、产出气回收等技术在内的二氧化碳驱油利用与封存全流程技术体系。

华东石油局员工操作压裂车向地层注入二氧化碳

    特别是产出气回收方面，中国石化针对驱油过程中不同开发阶段采出气的规模和二氧化碳含量，形成了不同的产出气回收再注入利用模式，开发了变压吸附脱碳、低温液化精馏、直接增压回注等技术，研制了超临界压缩机等装备，具有流程简单、设备少、能耗低的特点，将产出的二氧化碳全部利用。

    2021年7月5日，中国石化正式启动建设我国首个百万吨级CCUS全流程项目——齐鲁石化—胜利油田CCUS项目。该项目是目前我国规模最大的CCUS全流程项目，也是石化行业零碳产业链构建示范项目，标志着我国CCUS技术和工程示范进入了一个新的阶段。

    该项目目前已全面建成投产。该项目还建成了我国首条大规模二氧化碳输送管道，全长109公里，起自齐鲁石化首站，终至高青末站，后经支线输往各注入站。

二氧化碳运输

    此前，我国二氧化碳输送管道以小规模、气相输送为主。该管道规模达百万吨/年，输送超临界状态二氧化碳。二氧化碳要想保持超临界状态，压力须高于7.3兆帕，该管道设计压力12兆帕， 实现高压常温密相输送。

    中国石化研发了二氧化碳管道工艺动态仿真软件，建立了基于压力控制的管输工艺孪生仿真平台，研制了低温增压泵、40兆帕高压注入泵等首台（套）设备，实现二氧化碳从捕集端到注入井口“泵到泵”连续注入，极大提高了二氧化碳输送和注入效率及压能的利用，补齐了我国CCUS全链条规模化发展的技术短板。

    该示范工程动用储量2500多万吨，预计15年累计注气超千万吨，累计增油近300万吨，提高采收率11.6个百分点。

二氧化碳助力油藏开发

    在CCUS全流程中， 捕集成本占总成本的65%~70% ，而目前捕集能耗高、成本高，因此要研发形成低能耗、低成本的捕集技术。二氧化碳浓度小于15%的低浓度排放源，碳排放量占总量的85%，因此，重点是研发新一代吸收剂，包括复合胺、离子液体、相变吸收剂等，以及膜分离和膜吸收等捕集技术。

    目前使用的技术，再生能耗在2.4~2.7吉焦/吨二氧化碳。近年来，中国石化经过研发，形成基本成熟的新技术，再生能耗可以降为2.0~2.2吉焦/吨二氧化碳，准备开展示范应用。同时，中国石化也已着手研究再生能耗低于1.5吉焦/吨二氧化碳的CCUS技术体系。

    CCUS技术的研发要突出捕集-转化一体化， 加强技术的交叉融合，特别是化学转化与生物转化的融合，前者效率高，后者选择性好，二者融合可实现高品质液体燃料及化学品可持续绿色制造，这也是目前国际上的发展趋势。

    根据国家能源和产业发展规划，分析消费侧碳排放特征，建立能源、产业及CCUS之间交互关系模型，构建CCUS固碳计算方法，评价CCUS在“双碳”进程中的贡献为：到2060年CCUS技术减排贡献量10.4亿吨。其中，到2025年建成多个基于现有技术的工业示范项目并具备工程化能力，到2030年实现规模驱油利用和封存，到2050年实现大规模地质封存和化学固碳利用。

    我国工业产业直接碳排放占全国的39% ，加上使用电和热，碳排放占比在60%~70%。工业领域特别是难脱碳产业 须加快CCUS技术利用，推动产业重塑，构建零碳/负碳产业链，助力“双碳”目标实现 。

    我国含油气盆地 分布范围广，有多个油气藏及大量咸水层， 具有万亿吨级的二氧化碳封存潜力 ，兼具良好的“源-汇”匹配性。通过“源-汇”优化，建设“驱油封存中心”，形成二氧化碳捕集、输送、利用、封存产业集群，可推动CCUS规模化、产业化、集群化、经济化发展。

    二氧化碳地质封存可利用的地下空间类型多样，因此要进行地下空间的优化，开展安全性及降低成本的研究，攻关关键技术，推动产业发展。

    二氧化碳捕集和利用有很多场景，应建立不同场景下的碳足迹评价模型，进行碳排放核算与核查，加快建设碳交易体系，实现碳利用的价值化。

    当前阶段，应注重CCUS技术与产业发展生态建设，包括技术链创新、技术与产业融合、创新人才培养、完善政策法规、开展国际合作等，推动形成国家创新高地。

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