继成功开发煤直接液化、间接液化和煤焦油加氢等煤制油工业化技术后，今年4月，全球首个煤油共炼工业化示范项目在陕西榆林开工建设。这意味着，我国煤代油战略将再添新的技术路线。有专家指出，该项目的意义不亚于煤直接液化技术工业化，一旦成功，将对我国乃至世界能源格局产生深远影响。那么，什么是煤油共炼？与煤直接液化等煤制油技术相比有何优势？由延长石油集团投资的该示范项目技术经济性如何？带着这些问题，记者进行了深入采访。
能源安全
催生煤油共炼技术
“所谓煤油共炼，就是将浓度为45%～50%、煤粒直径小于100微米的煤浆与渣油按一定比例混合，在15～22兆帕、450℃～470℃以及CoMo/Fe2O3和NiMo/Fe2O3催化剂条件下，使煤和渣油一次通过反应器，同时加氢裂解成轻、中质油和少量烃类气体的工艺技术。”煤油共炼专家、原北京煤化学研究所所长吴春来告诉记者。
据了解，上世纪70年代初，为打击以色列及其支持者，OPEC成员国大幅削减了原油出口，导致国际石油价格飞涨，给包括美国在内的发达国家经济造成了严重冲击。这次石油危机，促使美国政府重新评估其单一石油能源格局的安全性，开始重视包括煤油共炼在内的煤化工技术的开发与应用。
图为正在建设中的全球首套煤油共炼项目现场。（刘洋 摄）
1974年，美国碳氢化合物研究公司（HRI）率先启动煤油共炼技术研究，并在美国电力研究院、安大略—俄亥俄合成燃料油公司资助下，于1985年开发出两段式煤油共炼工艺。1988年，HRI建成3吨/日煤油共炼工业化试验装置，开展了烟煤、次烟煤、褐煤等10多个煤种与6种渣油在不同配比情况下的运行试验，获得了大量第一手数据资料。
1990年，HRI计划投资5.78亿美元，以得克萨斯州褐煤与玛亚减压渣油作原料，引入天然气制氢气，在美国海湾地区建设独立的煤油共炼示范试验工厂。但海湾战争结束后，国际石油价格出人意料地快速下跌并较长时间低位运行，打击了投资者建设煤油共炼示范工厂的热情，计划项目由此搁浅。
与美国毗邻的加拿大，也于上世纪70年代末80年代初启动了煤油共炼技术研究。加拿大Alberta研究院通过对当地烟煤在一氧化碳及水蒸气存在下的溶解特性研究，成功开发了ARC两段加氢煤油共炼工艺，并由加拿大矿产和能源技术中心(CANMTT)分别于1981年和1986年建成0.5吨/日小试和25吨/日中试装置。
与此同时，原西德液化公司（GFK）也开发了6吨/日的中试装置。但与美国和加拿大的两段加氢技术不同，GFK工艺由煤油热溶解、轻度加氢和加氢裂化三段加氢工艺组成，其投资费用、操作费用更低，操作弹性大，项目预期收益更好。
英国BP石油公司则通过技术受让的方式，获得了煤油共炼核心技术，并在美国芝加哥BP全球实验室建成目前设施最先进、数据最完整、运行时间最长的煤油共炼试验装置，为全球拟开展煤油共炼研究与建设煤油共炼工业化装置的投资者提供中试服务。
富煤、贫油、少气且能源消耗量日益增加的中国，对开发包括煤油共炼在内的煤代油技术的愿望更加迫切。“七五”期间，原国家计委就安排当时的煤炭科学研究总院北京煤化学研究所开展煤油共炼技术研究。1989～1990年，煤科总院先后采用兖州北宿煤、天祝煤、宝日希勒煤与辽河抚顺石化减压渣油进行高压釜共炼试验，取得了良好的实验室数据，并据此建成0.12吨/日两段加氢连续小试装置。
图为榆林炼油厂正在运行的常压装置，该装置将为世界首套煤油共炼工业化示范项目提供渣油。 （王军 摄）
1992年，煤科总院又与HRI合作，开展了山东兖矿北宿煤与胜利油田炼油厂减压渣油的小型连续投料试验。试验结果表明：煤油共炼的液体收率，不仅高于煤直接液化，也高于渣油单独加氢裂化。采用芳香度较高的蒽油与渣油混合溶剂，比单独采用渣油进行的煤油共炼效果更好。
“十一五”期间，中石化将煤油共炼作为重要前瞻性科研课题和储备技术，交付技术开发实力雄厚的中石化石油化工科学研究院进行攻关。2010年，石科院、胜利油田联手国外单位，设计建设了煤油共炼工业化中试装置，分别以煤、渣油、煤焦油作原料，进行了大量工业化试验。
但据记者了解，因种种原因，目前全球尚无一例煤油共炼工业化装置。
四大因素
促成示范项目上马
那么，延长石油集团为何又勇于试水，开煤油共炼工业化项目建设之先河呢？
“四大因素促成煤油共炼项目上马。”延长石油集团董事长沈浩表示。
首先，延长石油具备煤油共炼所需的基本条件。作为中国唯一的百年油企，延长石油集团目前不仅拥有延安、靖边、永坪三大炼油厂合计1500万吨/年原油加工能力，而且正在打造靖边1000万吨/年炼油基地，可为煤油共炼项目提供充足的常/减压渣油。
图为延长石油集团煤油共炼试验示范项目开工仪式现场。
与此同时，延长石油集团累计探明天然气储量2500亿立方米，拥有18万亿立方米页岩气资源区块，可为煤油共炼项目提供质优价廉的天然气。该公司还获得了榆林巴拉素、波罗、西湾、魏墙、海则滩等合计186亿吨煤炭资源。这些煤炭资源大多为挥发分高、活性好的低阶煤，是较理想的煤油共炼用煤。
其次，建设煤油共炼项目符合延长石油集团的长远利益和战略定位。虽然该集团油气登记面积达8.67万平方千米，但大多为低渗透、超低渗透油藏，即外国专家眼里的无开采价值的边际油藏。油井产量低、效率低，递减率高，增产难度大，开采成本高，严重制约着企业的规模扩张和可持续发展。为此，该集团确定了“油气并重、油化并举、煤气油盐综合利用”的发展战略，并在靖边园区实施其首个油气煤盐综合利用示范项目。
由于煤油共炼项目能更好地利用煤与渣油的协同效应，用最少的原油消耗，生产尽可能多的清洁燃料，降低石油开采强度，延长开采年限，因此，建设煤油共炼示范项目，不仅能为我国开辟一条煤制油技术新路径，还能促进延长石油集团油气煤盐综合利用战略的实施，为企业谋求长久发展。
再次，煤油共炼技术比较成熟，项目风险可控。煤油共炼与煤直接液化同属煤制油技术，均需将煤先制成油煤浆后，再加氢催化裂化生产轻质燃料。2011年，世界首套煤直接液化装置——神华鄂尔多斯108万吨/年煤直接液化工业化装置转入商业化运营，并实现了长周期高负荷生产，表明我国已经完全掌握了这一世界领先的煤制油技术；同年，由中国石油大学（华东）承担的中石油重大科技专项——委内瑞拉超重油渣油延迟焦化工业化试验在辽河石化取得成功，使我国成为继美国之后第二个掌握了采用延迟焦化技术加工委内瑞拉超重油渣油的国家。这些都为煤油共炼项目的建设与试车投料及后续管理工作提供了很好的技术支撑和管理借鉴。
更为重要的是，国内外大量小试、中试均证明：煤油共炼不仅工艺可行，还可大幅提高煤与渣油的转化率，延长催化剂寿命，降低氢气消耗，有效提升产品品质和市场竞争力。
最后，延长石油集团拥有建设和管控新项目的人才与技术基础。经过几十年的发展，该集团不仅拥有石油炼制、煤化工、油气化工、炼化一体化、自动化控制等方面的技术骨干和专家，还培养了一支熟悉现代企业管理、综合素质高、业务能力强的管理团队。尤其延长石油北京石油化工工程公司成立，以及与美国KBR公司合作成立延长石油凯洛格技术（北京）有限公司后，大幅提升了其在石油炼制、石油及化工工程设计、工程技术服务、项目经营等方面的技术水平和管理能力。
就此次开工建设的煤油共炼示范项目而言，延长石油集团也做了充分准备。该公司不仅多次邀请国内外知名专家交流、论证、评估项目的风险与经济可行性，还数次选送不同煤种，在美国一家煤油共炼试验装置进行不同渣油配比的投料运行试验，破解了管道堵塞、设备磨损严重等诸多工业化运行时可能出现的问题，为基础设计提供了大量翔实、宝贵的基础数据和资料。
效益显著
有望实现局部推广
大量工业实验数据表明，煤油共炼技术有着显著的经济、节能与环保效益。
延长石油集团总经理助理、重大项目办公室主任李大鹏告诉记者，该集团选送不同煤样分别在美国休斯敦实验室和BP（芝加哥）全球实验室进行了3次累计50余组样试，结果发现：煤和渣油的转化率均超过90%，这一数据远高于煤单独液化和重油单独加氢裂化的转化率；液体收率（柴油+汽油+石脑油+液化气）大幅提升至70%以上。不仅如此，由于煤的存在，有效遏制了催化剂表面积碳，促进了重油中金属元素（如镍、钒）的脱除，延长了催化剂寿命。加之煤油共炼技术是油煤浆一次通过加氢反应器，氢耗低，氢利用率高，从而大幅降低了装置综合能耗和生产成本，使项目的收益率和产品竞争力大幅提高。
以正在建设的45万吨/年煤油共炼示范项目为例，即便不利用延长石油集团榆林炼油厂的公用工程和辅助设施，总投资也只有25亿元，仅为相同规模煤间接制油投资额的54%和煤直接液化项目投资额的46%；氢气消耗量则比后者减少10%～20%；油品收率从煤直接或间接制油的不足50%提升至70%左右；吨油品综合能耗降低10%以上，二氧化碳排放量削减50%。
吴春来亦表示，碳同位素分析证明，由于煤油共炼使煤与渣油之间形成很好的协同作用，渣油单独加工与煤油共炼相比，碳转化率可由85%提升至92.6%，渣油中的镍和钒等金属也能有效地脱除。研究发现，在煤油共炼过程中，固体煤表面对渣油中卟啉结构的金属络合物具有亲和力。由于渣油有机金属化合物吸附在固体煤表面，所以可由难加工的石油渣油，得到低金属含量的馏分油，使得煤油共炼的氢利用率提高16%～20%，煤和渣油的馏分油产率可达65%～80%。
但吴春来同时强调，由于煤油共炼项目要求业主同时提供煤炭、渣油，最好再拥有天然气，一般企业很难做到。因此，即便工业化示范取得成功，技术的推广应用也将受到一定限制。
然而在李大鹏看来，综合考虑各方面因素，煤油共炼技术的应用前景仍十分广阔。
其一，当前人类获取优质油气资源的难度越来越大，原油重质化、劣质化已经成为一种趋势；而环保约束的日趋严格，又要求油品质量不断提高，将导致炼油企业的成本越来越高，利润微薄。甚至随着石油资源的减少，有的炼油厂还可能面临无油可炼的尴尬。这就促使越来越多的国家或能源巨头寻求包括煤油共炼在内的既能减轻石油消耗又能降低炼油成本的方法和途径，从而加快煤油共炼技术的工业化进程。
其二，煤油共炼的原料不仅包括常/减压渣油、劣质燃料油、蜡油，还包括超重稠油、劣质原油、煤焦油等，原料来源广泛。且其所需的煤以挥发分高、活性好的年轻低阶煤或褐煤为主。这类煤炭不仅储量大，而且因热值低，难以运输储存而无法得到很好利用，价格往往只有优质动力煤和化工用煤的1/2～2/3，从而使项目能够获得价格低廉、供应充足的原料煤，大幅降低投资风险和运营成本。
其三，目前石油巨头均已不是单独的石油大王，大多涉足石油、天然气和煤化工等诸多领域。尤其中国大型能源企业，如中石油、中石化、中国海油等，不仅手握油气资源，还拥有一定的煤炭资源，建有煤化工工厂，为建设煤油共炼项目做好了资源、人才与技术储备。
因此，李大鹏认为，在这种情况下，一旦示范项目取得成功，项目的技术经济性得到商业化运营验证，就会有更多企业快速上马大型煤油共炼项目。而煤油共炼项目与煤直接液化或间接制油相比显示出投资省、碳转化率高、液体收率高、资源利用充分、油品质量好、“三废”排放少等优势，将有可能成为新的投资热点，甚至成为煤制油的主流工艺，在有条件的地区得到推广应用。
另据记者了解，我国一些能源政策规划也将有助于煤油共炼技术的发展。根据规划，我国将在“十三五”期间实现页岩气规模化开发，届时，分布广泛、储量巨大的页岩气，将有效缓解我国天然气供应不足的矛盾；而为缓解民营炼油企业无油可炼的困境，国家正考虑适度放开原油进口，这将使民营油企及部分有资质的企业获得石油进口权，从而使许多此前因担心天然气和渣油供应而不敢涉足煤油共炼项目的煤炭企业，择机上马煤油共炼项目，扩大煤油共炼技术的应用空间。
