繼成功開發煤直接液化、間接液化和煤焦油加氫等煤制油工業化技術后，今年4月，全球首個煤油共煉工業化示范項目在陜西榆林開工建設。這意味著，我國煤代油戰略將再添新的技術路線。有專家指出，該項目的意義不亞于煤直接液化技術工業化，一旦成功，將對我國乃至世界能源格局產生深遠影響。那么，什么是煤油共煉？與煤直接液化等煤制油技術相比有何優勢？由延長石油集團投資的該示范項目技術經濟性如何？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
　　
　　
　　“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器，同時加氫裂解成輕、中質油和少量烴類氣體的工藝技術。”煤油共煉專家、原北京煤化學研究所所長吳春來告訴記者。

　　據了解，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，導致國際石油價格飛漲，給包括美國在內的發達國家經濟造成了嚴重沖擊。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的煤化工技術的開發與應用。

圖為正在建設中的全球首套煤油共煉項目現場。（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年開發出兩段式煤油共煉工藝。1988年，HRI建成3噸/日煤油共煉工業化試驗裝置，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據資料。

　　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，在美國海灣地區建設獨立的煤油共煉示范試驗工廠。但海灣戰爭結束后，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研究。加拿大Alberta研究院通過對當地煙煤在一氧化碳及水蒸氣存在下的溶解特性研究，成功開發了ARC兩段加氫煤油共煉工藝，并由加拿大礦產和能源技術中心(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）也開發了6噸/日的中試裝置。但與美國和加拿大的兩段加氫技術不同，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，項目預期收益更好。

　　英國BP石油公司則通過技術受讓的方式，獲得了煤油共煉核心技術，并在美國芝加哥BP全球實驗室建成目前設施最先進、數據最完整、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煤油共煉工業化裝置的投資者提供中試服務。

　　富煤、貧油、少氣且能源消耗量日益增加的中國，對開發包括煤油共煉在內的煤代油技術的愿望更加迫切。“七五”期間，原國家計委就安排當時的煤炭科學研究總院北京煤化學研究所開展煤油共煉技術研究。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據，并據此建成0.12噸/日兩段加氫連續小試裝置。

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投料試驗。試驗結果表明：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，交付技術開發實力雄厚的中石化石油化工科學研究院進行攻關。2010年，石科院、勝利油田聯手國外單位，設計建設了煤油共煉工業化中試裝置，分別以煤、渣油、煤焦油作原料，進行了大量工業化試驗。

　　但據記者了解，因種種原因，目前全球尚無一例煤油共煉工業化裝置。
　　
　　
　　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，開煤油共煉工業化項目建設之先河呢？

　　“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塊，可為煤油共煉項目提供質優價廉的天然氣。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分高、活性好的低階煤，是較理想的煤油共煉用煤。

　　其次，建設煤油共煉項目符合延長石油集團的長遠利益和戰略定位。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。油井產量低、效率低，遞減率高，增產難度大，開采成本高，嚴重制約著企業的規模擴張和可持續發展。為此，該集團確定了“油氣并重、油化并舉、煤氣油鹽綜合利用”的發展戰略，并在靖邊園區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同效應，用最少的原油消耗，生產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，建設煤油共煉示范項目，不僅能為我國開辟一條煤制油技術新路徑，還能促進延長石油集團油氣煤鹽綜合利用戰略的實施，為企業謀求長久發展。

　　再次，煤油共煉技術比較成熟，項目風險可控。煤油共煉與煤直接液化同屬煤制油技術，均需將煤先制成油煤漿后，再加氫催化裂化生產輕質燃料。2011年，世界首套煤直接液化裝置——神華鄂爾多斯108萬噸/年煤直接液化工業化裝置轉入商業化運營，并實現了長周期高負荷生產，表明我國已經完全掌握了這一世界領先的煤制油技術；同年，由中國石油大學（華東）承擔的中石油重大科技專項——委內瑞拉超重油渣油延遲焦化工業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加工委內瑞拉超重油渣油的國家。這些都為煤油共煉項目的建設與試車投料及后續管理工作提供了很好的技術支撐和管理借鑒。

　　更為重要的是，國內外大量小試、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化率，延長催化劑壽命，降低氫氣消耗，有效提升產品品質和市場競爭力。

　　最后，延長石油集團擁有建設和管控新項目的人才與技術基礎。經過幾十年的發展，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骨干和專家，還培養了一支熟悉現代企業管理、綜合素質高、業務能力強的管理團隊。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（北京）有限公司后，大幅提升了其在石油煉制、石油及化工工程設計、工程技術服務、項目經營等方面的技術水平和管理能力。

　　就此次開工建設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外知名專家交流、論證、評估項目的風險與經濟可行性，還數次選送不同煤種，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、設備磨損嚴重等諸多工業化運行時可能出現的問題，為基礎設計提供了大量翔實、寶貴的基礎數據和資料。
　　
　　
　　效益顯著
　　有望實現局部推廣
　　
　　
　　大量工業實驗數據表明，煤油共煉技術有著顯著的經濟、節能與環保效益。

　　延長石油集團總經理助理、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）全球實驗室進行了3次累計50余組樣試，結果發現：煤和渣油的轉化率均超過90%，這一數據遠高于煤單獨液化和重油單獨加氫裂化的轉化率；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。加之煤油共煉技術是油煤漿一次通過加氫反應器，氫耗低，氫利用率高，從而大幅降低了裝置綜合能耗和生產成本，使項目的收益率和產品競爭力大幅提高。

　　以正在建設的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施，總投資也只有25億元，僅為相同規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同作用，渣油單獨加工與煤油共煉相比，碳轉化率可由85%提升至92.6%，渣油中的鎳和釩等金屬也能有效地脫除。研究發現，在煤油共煉過程中，固體煤表面對渣油中卟啉結構的金屬絡合物具有親和力。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率可達65%～80%。

　　但吳春來同時強調，由于煤油共煉項目要求業主同時提供煤炭、渣油，最好再擁有天然氣，一般企業很難做到。因此，即便工業化示范取得成功，技術的推廣應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，煤油共煉技術的應用前景仍十分廣闊。

　　其一，當前人類獲取優質油氣資源的難度越來越大，原油重質化、劣質化已經成為一種趨勢；而環保約束的日趨嚴格，又要求油品質量不斷提高，將導致煉油企業的成本越來越高，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的工業化進程。

　　其二，煤油共煉的原料不僅包括常/減壓渣油、劣質燃料油、蠟油，還包括超重稠油、劣質原油、煤焦油等，原料來源廣泛。且其所需的煤以揮發分高、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，價格往往只有優質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域。尤其中國大型能源企業，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，為建設煤油共煉項目做好了資源、人才與技術儲備。

　　因此，李大鵬認為，在這種情況下，一旦示范項目取得成功，項目的技術經濟性得到商業化運營驗證，就會有更多企業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、碳轉化率高、液體收率高、資源利用充分、油品質量好、“三廢”排放少等優勢，將有可能成為新的投資熱點，甚至成為煤制油的主流工藝，在有條件的地區得到推廣應用。

 
　　另據記者了解，我國一些能源政策規劃也將有助于煤油共煉技術的發展。根據規劃，我國將在“十三五”期間實現頁巖氣規模化開發，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不足的矛盾；而為緩解民營煉油企業無油可煉的困境，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的企業獲得石油進口權，從而使許多此前因擔心天然氣和渣油供應而不敢涉足煤油共煉項目的煤炭企業，擇機上馬煤油共煉項目，擴大煤油共煉技術的應用空間。