Abeona CCS项目（图片来源：Abeona）
澳大利亚工程公司Worley已获得Petrogas E&P Netherlands授予的前期工程设计合同，将为荷兰北海Abeona碳捕集与封存项目执行pre-FEED研究。
Worley将进一步优化项目总体开发概念，建立设施和管道系统的技术基础，形成后续阶段的资本开支估算，并评估项目执行、接口和进度风险。相关研究将为Abeona后续进入正式FEED、许可和投资决策阶段提供依据。
Abeona由Petrogas集团旗下Abeona CCS Storage推进，计划将荷兰北海Q1区块已经枯竭的Helm和Helder油田改造为永久二氧化碳封存场。
两个油田位于荷兰Den Helder海岸以西约35至40公里处。项目首期计划形成至少3000万吨二氧化碳总封存能力，后续可能扩大至5000万吨，目标于2030年底前后启动注入。其运输和封存系统将按照开放接入模式运营，为北海运河区及荷兰其他工业区的多个排放企业提供服务。
需要注意的是，3000万至5000万吨是储层全生命周期累计封存容量，不是年度注入能力。Petrogas目前尚未正式公布一期每年可接收和注入多少二氧化碳，相关规模预计将在pre-FEED和后续FEED阶段进一步确定。
项目计划优先利用一条现有20英寸海底管道，将阿姆斯特丹港及北海运河工业区捕集的二氧化碳输送至海上封存区域。
这条管道原本用于连接Q1油田与阿姆斯特丹EVOS终端。Bureau Veritas经过约18个月的技术评估和重新认证研究后，于2026年5月确认，该管道具备改造为二氧化碳运输设施的技术条件。
现有管道的重复利用是Abeona项目最重要的成本优势。
与完全新建海上二氧化碳运输系统相比，利用既有油气管道可以减少海底铺管、海上安装、路由审批和岸线施工工作，缩短项目建设周期，并降低对北海和沿岸空间的新增占用。
不过，管道通过技术评估并不意味着可以在不改造的情况下直接输送二氧化碳。项目仍需要进一步确认管道材料、焊缝、腐蚀状态、压力等级、低温风险和杂质控制是否适合高压致密相二氧化碳输送，并配置新的压缩、计量、清管、泄压和安全控制系统。
根据荷兰政府公布的初步方案，Abeona还将建设一座新的海上注入平台、若干二氧化碳注入井、岸上或海上压缩设施，以及连接Helm管道末端与Helder封存场的新管线。
项目需要把二氧化碳加压至至少约80巴，压缩机可以布置在阿姆斯特丹港、IJmuiden港或海上注入平台。无论采用岸上还是海上压缩方案，预计均需要约20兆瓦的电力连接。
压缩设施选址将直接影响项目工程规模和海工工作量。
如果压缩机设置在阿姆斯特丹或IJmuiden，海上平台可以相对简化，但需要在港区建设压缩站、电力系统、连接管道和清管设施。岸上压缩站预计需要约2公顷工业用地。
如果选择海上压缩，Abeona则需要建设规模更大、电力需求更高的注入平台，并铺设海上供电电缆。这将增加平台上部模块、导管架、电气系统和海上安装工作量，但可以减少岸上设施占地和高压输送线路的部分接口。
除管道运输外，Abeona还计划保留船运接收方案。来自北海运河区以外的二氧化碳可以液化后通过运输船送至项目接收设施，再注入Helm和Helder油藏。荷兰政府已明确，项目运输体系将同时研究现有管道和船舶两种来源。
这种“管道加船运”的开放接入模式，可以扩大项目潜在客户范围。
阿姆斯特丹港附近的水泥、钢铁、炼化、垃圾焚烧和化工企业可以利用管道连续输送二氧化碳；距离较远或排放规模较小的企业，则可以通过液态二氧化碳船舶进入Abeona体系。
不过，船运方案需要额外建设液化、储罐、装卸臂、码头和临时储存设施。液态二氧化碳运输船、岸基接收终端和注入系统之间还需要统一压力、温度和杂质标准。
Petrogas并不是首次进入荷兰北海的油气运营商。
Petrogas E&P Netherlands隶属于总部位于阿曼的Petrogas E&P集团，长期运营荷兰北海多个油气资产，包括Q1区块的Helm、Helder、Hoorn和Haven油田。相关油田生产设施已经进入停产、封井和退役阶段。
Abeona使Petrogas能够把原本需要拆除和废弃的油田、管道、地质资料及部分海上设施，重新转化为长期二氧化碳运输和封存资产。
这一模式对北海大量中小型油气运营商具有代表性。
传统油气资产进入生产末期后，运营商通常需要承担封井、平台拆除和管道退役费用。如果部分油藏和管道能够转用于CCS，运营商不仅可以推迟部分退役支出，还可能形成新的运输和封存收费业务。
但这并不意味着所有退役油气设施都适合继续使用。
平台结构剩余寿命、管道完整性、油藏密封性、注入能力和长期监测要求，都需要单独评估。部分老旧平台继续改造和维护的成本可能高于建设一座小型新平台，Abeona最终是否大规模复用现有海上设施，仍需通过pre-FEED确定。
Worley此次获得的只是pre-FEED合同，并不代表项目已经进入全面建设，也不意味着Worley已经锁定后续FEED或EPC工作。
Abeona目前仍处于荷兰国家能源项目程序的早期阶段。项目意向和公众参与计划于2026年5月至7月接受意见征询，后续还需要完成环境影响评估、储存许可、管道转换许可、建设许可和商业合同谈判。
如果pre-FEED结果具备经济性，Petrogas可能在下一阶段启动正式FEED，进一步确定注入平台方案、压缩机选址、管道改造范围、注入井数量和年度封存能力。
项目能否在2030年底前启动，还取决于工业客户是否签署长期运输和封存协议，以及荷兰和欧盟碳价、补贴和监管机制能否提供稳定收入。
从海工市场角度看，Abeona不会形成类似大型新建油气田的巨额EPCI市场。
项目的核心商业逻辑就是尽可能利用现有油田和管道，因此新建海上设施数量和钢结构规模将受到控制。未来主要工程机会预计包括一座注入平台、平台上部模块、导管架、连接管道、海缆、注入井改造或新钻、岸上压缩站以及二氧化碳接收和计量设施。
项目还将形成管道检测、重新认证、清洗改造、井筒完整性评估、储层监测和长期运维需求。这些技术服务工作金额可能低于大型平台建造，却具有较长执行周期和较高专业壁垒。
对Worley而言，Abeona的价值也不只是一份规模有限的前期设计合同。
通过pre-FEED掌握项目总体架构、管道转换方案和设施接口后，Worley有机会继续争取正式FEED、业主工程管理、采购支持和项目集成工作。公司此前已参与多个北海CCS和油气基础设施项目，能够把传统海上工程能力转化到二氧化碳运输和封存领域。
对中国海工和设备供应链而言，Abeona的直接机会相对有限。
项目规模较小、欧洲本地化程度较高，注入平台和岸上压缩设施大概率将由欧洲工程公司及北海供应链主导。中国企业更现实的机会可能集中在压力容器、换热器、管件、阀门、电缆、部分压缩机辅助设备及液态二氧化碳运输船。
如果Abeona未来扩大船运接收能力，亚洲船厂可能参与中小型液态二氧化碳运输船建造，但目前项目尚未公布船队需求和运输模式。
