《表4 吉林油田不同气源不同注入方式的注入成本》

  提示：宽带有限、当前游客访问压缩模式

本系列图表出处文件名：随高清版一同展现

《我国二氧化碳捕集和驱油发展现状及展望》

1. 获取 高清版本忘记账户？点击这里登录

1. 下载图表忘记账户？点击这里登录

就经济性而言，根据气源、运输方式和注入方式不同，项目经济性差异较大。从捕集成本来看，目前制氢装置、天然气生产装置、煤化工装置等排放的高浓度CO2捕集成本为100～200元/吨，有望通过技术攻关或提高管理水平将成本压缩至100元/吨以下，可作为我国油气生产企业近期驱油驱气的气源；燃煤电厂等低浓度CO2捕集成本较高，为300～400元/吨，如果国家出台产业政策对燃煤电厂碳捕集利用封存给予财税支持，如同意电厂捕集CO2用于驱油气的纳入碳交易增加额外收入，或者通过技术进步降低捕集成本，可使燃煤电厂和油气田企业均可获利，此类气可作为油气生产企业中远期驱油驱气气源。从运输成本来看，汽车运输0.80～0.90元/（km·t），管道超临界运输约0.12元/（km·t），管道输送超临界运输盈利能力更好，但我国还没有油田建成完整的CO2输送管网体系，没有开展过大规模、长距离CO2超临界输送示范，安全保障存在较大风险。根据吉林油田测算[9]，液相注入成本约32元/吨，超临界注入成本约63元/吨，CCS–EOR全流程来看，CO2注入成本相对较小。相关成本可以参考表4。如果能将捕集和输送成本控制在200元/吨以内，注入成本参照吉林油田成本，按4吨或5吨CO2换1吨油估算，增产1吨油总成本1 052元或1 315元，与海关统计2020年1–9月中国原油进口均价约2 300元/吨[10]相比，CCS–EOR全流程目前油价下可以获利，但关键是油气田附近是否有大量的低成本CO2气源供应。