中海壳牌石油化工有限公司（下称中海壳牌）启动惠州三期160万吨/年乙烯项目。
界面新闻从中国海洋石油集团有限公司（下称中海油）获悉，3月27日，中海壳牌惠州三期乙烯项目初步投资协议签约仪式在北京举行，标志着该项目进入实质性推进阶段。
该项目计划总投资约521亿元，拟建设160万吨/乙烯裂解装置及其下游共18套化工装置，以及配套的公用工程、储运、消防和火炬等配套系统。
其中，七套装置采用壳牌专有技术，有四套装置工艺技术是国内首次应用。其中α-烯烃、聚α-烯烃技术在亚太地区首次应用，项目将建成全球单套最大的茂金属聚乙烯装置。
乙烯是全球产量最大的化学产品之一，乙烯工业是石油化工产业的核心。乙烯的工业用途广泛，是合成树脂、合成纤维、合成橡胶、医药、染料、农药、化工新材料和日用化工产品的基本原料。
中海油表示，该项目产品将减少中国市场对高性能茂金属聚烯烃、高端聚醚多元醇、高碳烯烃聚合单体等产品的进口依赖，填补国内高端化工品的空白。
茂金属聚烯烃包括茂金属聚乙烯、茂金属聚丙烯等，它们都是由单体通过茂金属催化剂进行聚合。相较于普通的聚乙烯，茂金属聚乙烯拉伸度更好、抗冲击强度加，热封温度较低，透明度更好等。雾度值更低等优势。
中海油表示，上述项目通过大型压缩机组电气化及相关“减碳”设计方案，将推动可再生绿色能源电力的利用。
天眼查APP显示，中海壳牌成立于2000年，由壳牌南海私有有限公司和中海石油化工投资有限公司分别持股50%。
2002年11月，中海油和壳牌集团合作总投资达43亿美元（约合301亿元人民币）的中海壳牌一期80万吨/年乙烯项目进入实施阶段，成为当时国内最大的中外合资项目。
2006年1月，中海壳牌惠州乙烯一期项目建成投产；2012年12月产能提升后，乙烯年产量突破100万吨。
2014年12月，总投资约49亿美元（约合343亿元人民币）的中海壳牌二期120万吨/年乙烯项目开工建设；2018年4月，该项目建成投产。
2018年，中国海油和壳牌集团宣布各持股50%，投资三期乙烯项目，并于当年10月签署了惠州石化化工项目合作谅解备忘录。
三期项目投产后，中海壳牌惠州乙烯项目合计产能达380万吨/年，这约占去年中国乙烯总产能的8%。
2022年，中国乙烯产能达到4675万吨/年，超越美国成为全球产能最大的乙烯生产国；2022年中国乙烯产量为2898万吨，同比增加2.5%。
分地区来看，辽宁、广东、江苏三省位居国内乙烯产量前三名。国家统计局数据显示，去年辽宁省乙烯产量为399.5万吨，广东为391万吨，江苏为390万吨。
壳牌由原荷兰皇家石油与英国的壳牌两家公司合并组成，目前总部位于英国伦敦。1980年，壳牌在北京建立了办事处，1996年在北京注册成立了壳牌（中国）有限公司。
1999年9月，壳牌与中国石油签署了产品分成合同，共同合作开发长北致密气田。这是壳牌在中国开展的第一个陆上上游合作开发项目。
壳牌也在中国运营加油站网络。通过合资企业和独资企业，其在中国运营约1700座加油站，以及1000余个电动汽车充电终端。截至3月28日，冀东油田两项重点气驱提高采收率项目平稳运行。其中，柳北天然气重力驱阶段注气920万立方米，高66X1断块碳驱油碳埋存阶段注气1.5426万吨，均按计划运行。
今年年初以来，冀东油田积极攻关气驱提高采收率项目的井筒完整性评估、注采安全、埋存监测等关键技术，确保提高采收率方案高效安全。
建立评价方法形成完善技术
3月上旬，冀东油田钻采工艺研究院二级工程师路海伟，连续7天带领技术攻关团队在柳3-12井现场指导套管头更换施工，以确保气驱试验老井处置按时间节点完成。
柳3-12井是冀东油田柳北天然气重力驱复杂井处置中的一口。充分利用老井作为注采井是目前老区提高采收率最经济有效的做法。注气井较常规注水井在井筒状况、密封性能方面均有更高要求，安全风险更大。借鉴气驱井完整性理念，依据气驱相关标准，冀东油田提高采收率技术攻关团队建立了气驱井完整性评价体系，明确了老井利用要求，通过40臂井径和电磁探伤成像测井、RBT扇区水泥胶结测井、套管试压等井筒测试，对气驱井的固井质量、生产套管剩余强度及生产套管承压能力等进行了全方位评价，综合评估老井的可利用性和可靠性。
冀东油田通过完善气驱井的套管头和井口，提高了井口的气密封性和耐温耐压等级，并在广泛技术调研的基础上，通过材料优选、工艺优化等多方面攻关，形成了完善的气密封井口技术，并及时总结技术成果，发布油田企业标准《老井套管头更换推荐做法》。截至目前，冀东油田累计完成气驱井完整性评价109口，老井密封性完善28口。
攻关注采工艺确保注采安全
“注气与注水有本质区别，在研究气驱注采工艺时一定要抛开注水的老思路，时刻不忘气体比水更难注入、更易发生危险。”冀东油田一级工程师宋显民说。
今年年初以来，针对柳北天然气重力驱复杂井处置技术研究，冀东油田气驱提高采收率技术攻关团队根据预测注入介质、注入压力和注入量，明确了注气工具技术指标。结合多臂井径测试结果，建立了注入管柱剩余强度计算方法，完成了注入油管和套管柱强度校核。同时，与吉林、塔里木等油田注气区块进行对标，进一步优化管柱结构，形成“采用环空保护气密封碳钢管柱+高温缓蚀剂协同”的注气工艺，现场累计实施7口井，效果良好。
高气液比有效举升是气驱提采过程中举升方面的重点和难点。针对技术难题，技术人员优选经过防腐工艺处理的泵筒、柱塞和阀组，提高泵体对腐蚀环境的适应性。同时，通过配套使用防腐阻垢管等工具，提升了举升管柱在高腐蚀环境下正常生产的能力。此外，技术人员还完成了高气液比举升管柱中井下控套装置的选型，通过开展控套阀计算方法的理论研究，初步形成了“控套+防气”提高机采效率的举升工艺。通过开展防气配套工具适应性评价，满足了气液比600以内油井的正常生产。
研究监测方案确保封存可控
近年来，冀东油田坚定不移走生态优先、绿色发展之路，依靠二氧化碳精准吞吐与碳埋存技术实现增油增效降碳目标，形成了二氧化碳利用与封存产业化新模式。
冀东油田积极开展高深北区高66x1断块深层低渗油藏二氧化碳驱矿场试验。截至目前，先导试验注气能力优于方案设计指标，吸气剖面动用程度显著提高。
为确保碳埋存安全可控，冀东油田调研国内外CCS/CCUS试验项目的碳埋存监测方案，根据高66X1区块碳驱油碳埋存先导试验区地质条件，明确碳驱油与封存过程中储层、盖层、断层、井筒等可能存在的风险点。“通过每一个监测点的监测，建立全生命周期的动态监测方案，实时把握二氧化碳运动规律，以保障二氧化碳封存的安全性。”冀东油田钻采院采收率所所长彭通说。
今年年初以来，技术人员运用气相色谱、浓度检测、碳通量、同位素等技术手段，结合碳封存体的完整性、碳运移特征和泄漏途径及后果，部署了大气、地面、浅地层、油藏四类监测节点，从风险评估、科学选址、监测预警、系统性应对策略等方面开展深入研究，建立了一套适用于碳地质封存工程完整生命周期的监测机制，实现了油田碳封存监测方案从无到有的突破。
“针对冀东中深层油藏特点，攻关团队将从分层注气、高温腐蚀综合防治、气窜防治、老井弃置等方面继续攻关研究，确保气驱提高采收率试验达到设计目标。”冀东油田钻采工艺研究院副院长郑家朋说。
