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  • 關于海上酸性氣體的CCS: 高成本、防泄漏和運輸

    時間:2022-08-09 10:48 來源:未知 作者:songxinyuan

    東南亞有望成為一個引人注目的案例,研究油氣生產商將如何很快面對擴大碳捕獲和存儲項目的現實。
      
    圖1
     
    一波海上碳捕獲和儲存項目的浪潮即將席卷整個東南亞,這讓人們對未來的挑戰產生了疑問,見圖1所示。
     
    馬來西亞的減排計劃
     
    2011年在馬來西亞Sarawak海域發現的Kasawari酸性氣田,如今是東南亞能源挑戰的一個象征。
     
    馬來西亞國家石油公司希望明年獲得第一批天然氣。到2025年,該公司希望每天有9億立方英尺的天然氣從該油田流向位于Sarawak海岸的Bintulu液化天然氣出口設施。
     
    但使該油田成為地區和行業領頭羊的,并不是它的天然氣。
     
    當產量達到峰值時,馬來西亞國家石油公司計劃停止排放,并開始在未來20年里從該項目的油井中捕獲370 - 400萬噸/年的二氧化碳。
     
    這超過了馬來西亞國家石油公司報告的2020年全年溫室氣體排放量的8%。從更有利于上游的角度來看,Kasawari的注入目標大約相當于每年770億立方英尺的天然氣。
     
    為了讓如此大量的二氧化碳永遠看不到陽光,馬來西亞國家石油公司需要一個專門的平臺,該平臺正在設計中。它還需要一條138公里長的管道,將二氧化碳輸送到枯竭的油田進行永久儲存。
     
    特別值得注意的是,Kasawari項目的第二階段不僅是這家馬來西亞國家石油公司在大規模碳捕獲和存儲(CCS)方面的首次嘗試。
     
    Kasawari計劃于2024年啟動,其注入速度是挪威北極光CCS計劃的兩倍多,一年后將成為世界上最大的海上CCS項目。
     
    Kasawari氣田位于水深約108米,是全球計劃開發的二氧化碳含量最高的氣田之一。當油井流動時,預計將有40%的二氧化碳排放出來。
     
    但由于馬來西亞國家石油公司也簽署了到2050年成為凈零排放國的協議,排放該油田的廢氣在很長時間內不會是一個可行的選擇。
     
    該項目的規模之大,以及對馬來西亞國家石油公司來說是某種意義上的處女航,已經引起了人們對CCS將對東南亞上游項目開發成本產生的影響的關注。
     
    雷斯塔能源公司的一項新研究表明,在Kasawari添加CCS所需的資本投入將使該項目的盈虧平衡天然氣價格從大約3.50美元/千立方英尺提高到5美元/千立方英尺以上。
     
    這家能源咨詢公司也看到了類似的情況,尤其是在其他海上含硫天然氣項目中,可能需要使用CCS來減少由生產驅動的排放。在馬來西亞首都吉隆坡,有關能源價格上漲以及東南亞國家在CCS方面雄心的討論層出不窮。供應問題可能會突然出現,這正是雷斯塔論文的主題。
     
    雷斯塔能源公司分析部副總裁普拉蒂克·潘迪說:“這些項目中的大多數肯定還處于研究階段。”
     
    來自馬來西亞、印度尼西亞和越南的未來油氣資源有近一半面臨延期和成本嚴重超支的風險。這是基于計劃在2025年做出最終投資決定的項目,金額約為45億BOE。
     
    “但比技術更大的挑戰可能是這些項目的經濟效益,以及運營商如何證明實施CCUS(碳捕獲、利用和儲存)和CCS的額外開發成本是合理的。”
    項目規劃者面臨的問題源于這些酸氣資源。雖然一些儲層含有有毒易燃的硫化氫,但從成本角度來看,更大的問題是其二氧化碳濃度。
     
    最低的是二氧化碳含量為15%的油田,還有像Kasawari這樣的油田,二氧化碳含量高達40%。
     
    馬來西亞國家石油公司此前承認,Kasawari的CCS階段將增加其最初的支出計劃,但它仍希望以經濟的方式提供天然氣。
     
    考慮到今天的市場,這可能并不難想象。有人可能會說,考慮到亞洲液化天然氣現貨價格最近一直在創紀錄的60美元/立方英尺以上,即使開發成本上漲50%也可以忍受。不過話說回來,預測長期價格走勢可能是徒勞的。
     
    潘迪指出,“顯然,運營商對克服這些挑戰有很高的信心,因為這關系到很多問題。”他的言論是對酸性天然氣將在東南亞能源供應結構中發揮巨大作用的肯定。
     
    雷斯塔的論文是在大會上展示的幾篇論文之一,強調了宣布CCS項目是多么容易的一部分。僅僅執行一個項目,然后從那里擴大規模,這是一項艱巨的任務,需要數十億美元、不可預見的挫折和數不清的工程工作。
     
    為了成為該地區CCS技術的領導者,馬來西亞國家石油公司分享了關于Sarawak州海岸一個枯竭油藏泄漏潛力建模研究的早期規劃工作細節。
     
    這項工作揭示了如果封井和棄井(P&A)成為逸出二氧化碳的載體會發生什么。最終得出的結論是,如果泄漏足夠小,對環境的影響可能是最小的和局部的。
     
    另外,在澳大利亞的工作也集中在CCS資產面臨的完整性問題上。斯倫貝謝的一篇論文解釋了傳統水泥在暴露于高濃度二氧化碳時如何降解。這就是為什么在澳大利亞的第一口海上二氧化碳注入井中,封堵棄井作業使用了一種特殊的抗二氧化碳水泥。
     
    在中游部分,馬來西亞國家石油公司還展示了它如何使用先進的軟件來模擬如何通過繁忙的現有管道網絡移動捕獲的二氧化碳和天然氣。
     
    與此同時,德西尼布能源公司正在提供一種避免管道交通的方法,它稱之為“C-Hub”的浮動二氧化碳排放設施。這家工程公司的想法包括建立一支專門建造的油輪船隊,在工業港口裝載液化二氧化碳,并將其運送到樞紐進行連續注入。
      
    圖2
     
     Kasawari酸性氣田位于Bintulu北部近200公里處,Petronas在那里運營著一個3000萬噸/年的液化天然氣綜合設施,使其成為世界上最大的液化天然氣設施之一,見圖2所示。
     
    今天花 明天賺
     
    上述技術的發展,以及在吉隆坡為期4天的會議上展示的其他技術,都反映出CCS是一個剛剛萌芽的行業——不是一個蓬勃發展的行業。
     
    這是正確的,部分原因是兩個關鍵的商業促成因素——成熟的碳信用市場和碳稅——在當今世界的大部分地區并不是主要力量。
     
    然而,亞洲場外交易市場的許多人士承認,事情已成定局,東南亞的交易運營商如今正試圖搶先一步。
     
    正如潘迪所描述的那樣:“在某種程度上,不做CCS的代價可能會更糟,因為印尼和馬來西亞政府都在討論在不久的將來實施碳稅的路線圖。”
     
    盡管馬來西亞的所有財政措施尚未落實到位,但馬來西亞國家石油公司已經走上了許多國際石油公司近年來采取的道路。它希望現在就走在前面,以便以后能夠盈利。
     
    馬來西亞國家石油公司首席執行官騰庫·穆罕默德·陶菲克在接受亞洲OTC會議參與者的采訪時強調,該公司在今年3月推出首個碳管理業務后,將在這方面開展更多工作。
     
    他說:“這個新部門將專注于通過管理碳存儲組合來加快我們在整個集成價值鏈上的脫碳努力,不僅為我們的業務產生的排放,而且有可能建立一個區域性的碳排放存儲中心,作為新的收入來源。”
     
    用酸為未來加油
     
    簡單地說,東南亞的短期能源前景高度依賴酸性氣體,業內也稱其為受污染氣體,因為酸性氣體約占剩余產量的一半。最大的缺點是,即使不考慮CCS的成本,處理酸性氣體的成本也是出了名的高。
     
    但隨著這個擁有約6.5億人口的11個國家進一步放松對大流行的限制,一些國家預計將見證每年5%或更高的經濟增長率。
     
    為了推動這一增長,該地區70%的石油和天然氣公司(由國家石油公司領導)將在未來3年內在綠地項目上投入250億美元。雷斯塔的數據顯示,相比之下,前5年的投資僅為20億美元。
     
    這波潛在的資本支出浪潮,在很大程度上是由亞洲各地要求停止建設新的燃煤電廠、轉而推動轉向或建設低排放的燃氣電廠的指令推動的。
     
    隨著碳排放成為該行業不受歡迎的主要角色,CCS突然成為東南亞幾個最大天然氣發現計劃的中心角色。
     
    這將使東南亞成為未來數年需要監測的重要案例,因為東南亞富含二氧化碳的酸性氣田。雷斯塔對東南亞天然氣供應前景的分析有助于解釋原因。
     
    到2030年,天然氣預計將占東南亞碳氫化合物總產量的三分之二以上;
    未來一半以上的分子將來自未開發的發現——大約90%是在近海發現的;
     
    雷斯塔數據還顯示,預計約40%的海上天然氣含有大量的二氧化碳或其他污染物。
      
    圖3 
     
    雪佛龍位于澳大利亞巴羅島的高更液化天然氣項目,在經過多年的拖延后,該項目的碳捕獲和存儲設備讓這家美國公司損失了31億美元,見圖3所示。
     
    世界上最大的CCS設施之一
     
    比Kasawari的預測更令人震驚的是,雷斯塔預計,bp在巴布亞新幾內亞運營的Tangguh天然氣田盈虧平衡價格將翻一番,至約6.50美元/立方英尺。該油田位于水深約60米處,BP正考慮利用枯竭的水下油藏為油田增加一個CCS階段。
     
    最近在印尼近海發現的阿巴迪液化天然氣項目可能會受到影響。該油田的運營商日本Inpex仍在評估開發近10萬億立方英尺海上天然氣所需的投資。雷斯塔正在考慮的一個考慮是,可能包括CCS設施,這意味著首次天然氣盈虧平衡在8美元/千立方英尺左右。
     
    在這種情況下,隱現的是行業近期CCS項目未能達到預期的歷史。
     
    馬來西亞國家石油公司沒有透露關于卡薩瓦里CCS計劃的很多細節,包括預計的成本。但該公司表示,預計將在海上儲存7600萬噸LNG,這大約是雪佛龍通過其附屬于Gorgon液化天然氣廠的CCS操作目標產量的75%。
     
    雷斯塔的論文強調了這一對比,將Gorgon LNG開發描述為“一次難忘的經歷,證明CCS仍然非常復雜。”
     
    由于Gorgon油藏含量約為14%,其開發要求co2注入速率在3.5 - 4.0萬噸/年之間。
     
    這樣的規模使得雪佛龍項目成為世界上最大的CCS設施之一。然而,讓CCS的宏偉計劃黯然失色的是,它比計劃推遲了3年才開始運行,這意味著已經在運行的液化天然氣工廠被迫排放了比計劃多出數兆噸的二氧化碳。
     
    到2019年在西澳大利亞巴羅島啟動時,高更的CCS設施花費了這家美國超級巨頭31億美元。這提醒人們,與馬來西亞國家石油公司的CCS項目不同,雪佛龍項目是在陸地上建造的,盡管位置偏遠。在啟動CCS工廠后,雪佛龍公司繼續面臨著許多問題,其中一些問題被認為是由儲存庫中的沙子堵塞引起的。這迫使液化天然氣業務排放更多的二氧化碳,導致雪佛龍及其合作伙伴去年同意購買超過1.6億美元的碳信用。
     
    凡事都有第一次嘗試
     
    在會議討論中,東南亞的高管們并沒有回避他們是CCS游戲的新手這一事實。
     
    馬來西亞國家石油公司卓越中心副總裁陳嘉成在臺上指出,他的公司從21世紀初就開始與日本合作伙伴合作CCS示范項目。然后他說,當馬來西亞國家石油公司在其大型Kasawari項目中擔任領導角色時,一種不同的情緒產生了。“當你第一次這樣做的時候,會有保守主義的傾向,”他在談到早期決策過程時表示,雖然沒有分享具體的例子,很早就清楚,該公司無法獨自攀爬學習曲線。
     
    這意味著要打電話和其他公司有CCS經驗的同事見面。他稱,與外界的聲音“進行了很多次循環對話”后,“你回來,看著它,說,‘嘿,我們錯過了這個。讓我們再來一次。’”
     
    現在,這些知識共享從馬來西亞國家石油公司回流到泰國PTTEP公司,后者是該公司在Lang-Lebah酸性天然氣項目中的合作伙伴。
     
    Lang-Lebah于2019年在沙撈越海域發現,天然氣儲量高達4萬億立方英尺,是泰國國家石油公司有史以來最大的發現,也被視為petronas擁有的Bintulu液化天然氣設施未來的關鍵供應來源。
     
    據估計,該油田的儲層二氧化碳含量為17%,因此項目規劃人員正在考慮加入馬來西亞的第二個大型海上CCS項目。雷斯塔認為,如果該項目在具備CCS能力的情況下投入使用,首個天然氣項目將會在接近6美元/立方英尺的水平上實現收支平衡。
     
    隨著前端工程的推進,PTTEP高級副總裁Nopasit Chaiwanakupt強調了與馬來西亞國家石油公司和國家監管機構馬來西亞國家石油管理公司早期合作的重要性。他說:“我們需要合作,我們需要相互學習,而不是浪費時間。”“我們不需要重新發明輪子;我們不需要經歷同樣的錯誤。”
     
    如何避免二氧化碳泄漏
     
    在這個舞臺上,沒有人愿意犯一個錯誤,那就是忽視與二氧化碳泄漏相關的風險。
     
    以馬來西亞為例,到目前為止,已確定的16個枯竭油田的二氧化碳存儲容量約為46萬億立方英尺。從紙面上看,這些已消耗的資產擁有足夠的孔隙空間來儲存美國未來的所有排放,甚至一部分。
     
    但如果注入的一些二氧化碳找到了出路,會發生什么呢?
     
    在OTC 31447中,來自馬來西亞國家石油公司的作者分享了該公司如何使用數值模型來研究該問題,該地區計劃在幾年后開始注入砂撈越。模擬的罪魁禍首是P&A井,這些井已經成為了逸出二氧化碳的通道。該文件涉及兩種情況:
     
    在三口水下封井作業中,出現了相對較小的6萬噸/年泄漏;
    在封井作業中,漏失層間封隔的井眼泄漏量為500萬噸/年;
     
    從某種角度來看,最大的泄漏量可能還不到馬來西亞國家石油公司在Kasawari CCS項目中注入的石油量的1%。
     
    模型顯示,在3年的時間里,較小的泄漏對海洋酸度的影響可以忽略不計。
     
    對于更大的泄漏,一股微酸性的羽流可能會在海床附近形成。這將被控制在井口附近的局部區域,在200米半徑以外,pH值可能只會下降1%。
     
    雖然有些人可能不認為這個結果是理想的,但一個更有可能引起信心的發現是,5億噸/年的泄漏沒有導致任何二氧化碳氣泡到地表和大氣中。
     
    相反,該模型預測,在這種順序和如此深度的泄漏將在二氧化碳氣泡上升到海底5米以上之前完全溶解它們。
     
    對于Petronas來說,建模結果表明,少量的滲漏是低風險的問題。隨著海底存儲的開始,這些數據也將有助于該公司未來的監測工作。
     
    由斯倫貝謝、挪威鉆井管理公司AGR和澳大利亞政府支持的碳網項目共同發起的OTC 31562項目則涵蓋了另一個角度——如何防止新油井泄漏。
     
    澳大利亞的第一口CCS注入評定井于2019年12月- 2020年1月鉆探完成,論文的重點是隨后不久進行的P&A作業。該案例研究需要注意的是,二氧化碳不僅會對鋼管造成腐蝕風險,還會削弱通常用于建井和P&A的水泥。
     
    這個問題涉及液態二氧化碳保持在臨界溫度和臨界壓力(即超臨界)或高于臨界溫度和臨界壓力(即超臨界)時對傳統水泥的影響,或二氧化碳氣體溶解于水中時形成的碳酸的影響。
     
    在當地的五金店可以找到波特蘭水泥,它也是一個行業的支柱,在世界各地的無數個封堵井中被泵入。
     
    它對二氧化碳引起的反應(稱為碳酸化)也相對不受保護。斯倫貝謝實驗室的測試表明,在CO2暴露的6個月內,固化的波特蘭水泥的核心樣品會隨著材料慢慢滲出而惡化。
     
    該論文的合著者、斯倫貝謝的客戶參與協調員阿里爾·萊昂斯在會議上解釋了這種誠信的喪失是如何隨著時間的推移而形成的:
     
    “在接觸二氧化碳的最初幾周,碳化前緣侵蝕水泥鞘,開始失去機械強度。大約一個月時,微裂縫開始形成,方解石沉積增加,導致抗壓強度進一步下降,滲透率增加。隨著時間的推移,水泥環逐漸被侵蝕,甚至連套管都暴露在外。這將導致套管老化。在這一點上,二氧化碳可以通過許多途徑遷移到表面。”
     
    為了在未來幾年為澳大利亞的工業排放建設一個高達700萬噸/年的CCS中心,CarbonNet在進行P&A時選擇了減輕這種分區隔離風險,并在存儲系統中鉆了第一口評估井。
     
    為此,該公司使用了一種由斯倫貝謝設計的商業抗二氧化碳水泥,這種水泥已在全球十幾個地區的高二氧化碳井中使用,包括CCS油田。雖然論文沒有透露斯倫貝謝水泥材料的細節,但文章指出,斯倫貝謝的配方基本上不會產生導致水泥浸出和弱化的關鍵反應。
     
    還需關注中游領域
     
    一位來自中國的能源高管在分享有關加強CCS的其他重要經驗的同時,強調了一個值得更多關注的領域,那就是二氧化碳的運輸及其成本。
     
    對于較小的東南亞國家來說,這引發了關于跨境框架的討論,該框架將使二氧化碳能夠輕松地從一個國家的排放源轉移到另一個國家的存儲中心。這將類似于挪威的北極光項目。
     
    PTTEP的柴瓦納庫普特說,在沒有必要的政策到位的情況下,為這樣的發展計劃還為時過早,但暗示最終將需要它來刺激國內存儲。
     
    他將這一概念與PTTEP自己在外國開展項目的戰略進行了比較,“我們以更高的價格向出口市場出售天然氣,然后用該項目的收入補貼當地使用的天然氣。”
     
    柴瓦納庫普特補充說:“也許我們必須有一個開放的、跨國界的二氧化碳項目,這樣我們就可以從更高的碳價格市場獲得收入和收入,以補貼我們的當地客戶,這些客戶無法負擔更高的資本成本。”
     
    這些表達顯示了上游公司是如何理解他們不僅進入了存儲業務,而且也進入了移動業務。唉,這意味著需要檢查更多的技術問題。
     
    因為二氧化碳具有腐蝕性,所以管道中的二氧化碳濃度必須達到每個管道所能承受的濃度。因為它是氣體,有體積,捕獲的二氧化碳需要被發送到有空間的地方。
     
    馬來西亞國家石油公司雄心勃勃地想成為一個二氧化碳排放中心運營商,它正在研究如何最好地利用現有的管道和設施來運輸二氧化碳。使用這些基礎設施將降低資本和運營成本。
     
    訣竅在于知道如何指揮交通。在OTC 31490中,該公司的軟件方法被稱為網絡模擬模型,被“用于仔細檢查基礎設施”,并為高二氧化碳含量的酸性氣體創建一個“專用走廊”。 一個擬議中的液體二氧化碳浮動注入樞紐的渲染圖,或者被稱為C-Hub,見圖4所示。
     
     
    這種模型對于預測各種裝載場景和設計能夠處理特定濃度二氧化碳的處理地點的路線至關重要。
     
    與此同時,馬來西亞國家石油公司的系統被用來識別“不良行為者”或阻礙最有效運輸選擇的設備和流程。
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