編譯:賈新剛 (西安石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院)

審校:燕永利 (西安石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院)

油田開發(fā)后期強(qiáng)化采油封存CO2

編譯:賈新剛 (西安石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院)

審校:燕永利 (西安石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院)

為減緩溫室氣體效應(yīng),CO2封存是當(dāng)前研究的熱點(diǎn)之一。強(qiáng)化采油技術(shù)的發(fā)展給CO2封存帶來了新的機(jī)遇。本文通過實(shí)例分析,提出了一個(gè)用于量化CO2封存/EOR聯(lián)合實(shí)施的技術(shù)經(jīng)濟(jì)模型。該模型考慮了封存過程中的能量需求和固有的CO2排放量。運(yùn)用該模型量化了CO2封存/EOR聯(lián)合實(shí)施的經(jīng)濟(jì)和社會(huì)環(huán)境效益。最后,得出了油田開發(fā)后期強(qiáng)化采油封存大量CO2的經(jīng)濟(jì)技術(shù)可行性結(jié)論。

CO2封存 強(qiáng)化采油 動(dòng)態(tài)系統(tǒng)分析 經(jīng)濟(jì)分析

1 引言

CO2封存的定義為移除排放到大氣中的CO2和隨后將其封存在一個(gè)安全合理的地方。CO2封存的特征可以從兩個(gè)方面來描述:直接和間接封存。直接封存是在氣體生成源地的CO2排放到大氣之前,被捕獲并將其封存在地質(zhì)層或海洋環(huán)境中長達(dá)數(shù)百年至數(shù)千年。間接封存是CO2氣體在排入到大氣之后,通過植物吸收和固定在土壤或海洋中。

本文考慮通過強(qiáng)化采油實(shí)施CO2的直接封存,這種工藝分為以下幾個(gè)步驟:捕獲、壓縮、運(yùn)輸和封存或再利用。這一工藝的主要優(yōu)勢(shì)就是能夠推廣而能量供應(yīng)不會(huì)發(fā)生大的變化。

有幾種方法來分離和捕獲人為來源的CO2,廣為人知的有吸收、吸附、薄膜分離和低溫。這些方法的闡釋不屬于本文討論的范圍,但關(guān)于這些方法的一些認(rèn)識(shí)可以從政府間氣候變化專門委員會(huì)(IPCC,Intergovernment Panel on Climate Change)特別報(bào)告和Salaki文獻(xiàn)獲得。

對(duì)于不同CO2儲(chǔ)存方式的研究包括以下選擇方案:深鹽沼池構(gòu)造、油氣田、煤田、海洋和森林。

世界上有許多天然CO2氣藏,其中一些存在了幾百年乃至數(shù)千年。這種氣藏非常類似于天然氣藏。天然CO2氣藏的存在表明在適宜的環(huán)境下,在地質(zhì)生成時(shí)期CO2能保留在某種地質(zhì)結(jié)構(gòu)類型中。另外,許多含一定數(shù)量的CO2混有烴類氣體的天然油氣藏證實(shí)了這種氣藏遏制的完整性。其他諸如森林和海洋封存的方法所表現(xiàn)出來的弊端是相對(duì)較短時(shí)間的封存和不太現(xiàn)實(shí)的成本。

在這些封存方法中,通過在油藏中強(qiáng)化采油的方法處置CO2是限制溫室氣體排入大氣中的幾種方法之一。而且,這種方法可使作為能源的化石燃料以更持續(xù)的方式加以利用,在當(dāng)前高油價(jià)下,更有吸引力。由于低成本、技術(shù)上可行或來自于額外采油的收入,最好封存方法的選擇似乎是應(yīng)用于油藏強(qiáng)化采油。全球可用油藏封存CO2的能力估計(jì)大約在733×108～2 388×108t。

這項(xiàng)工作的主要?jiǎng)恿κ菧p少CO2排放的必要性與CO2氣驅(qū)提高老油田原油產(chǎn)量的可能性二者的結(jié)合。CO2封存又與社會(huì)密切相關(guān),因?yàn)樗鼛椭鷾p小溫室效應(yīng)和改善環(huán)境質(zhì)量。另一相關(guān)因素是開采殘余油的可能性,通過這種方式延長油田的生命周期,擴(kuò)大地方社區(qū)的社會(huì)效益。在油田開發(fā)后期實(shí)施這一項(xiàng)目的一些地區(qū)可能會(huì)使經(jīng)濟(jì)和社會(huì)雙受益,如位于巴西東北部的Bahian Reconcavo。

本文旨在提供一種用于評(píng)估提高原油采收率項(xiàng)目中CO2封存的技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性的方法。通過一個(gè)有代表性的巴西老油田實(shí)例,用動(dòng)態(tài)系統(tǒng)方法分析CO2封存的經(jīng)濟(jì)可行性,重點(diǎn)放在質(zhì)量能量守恒和熵衡。

2 CO2提高采收率技術(shù)

強(qiáng)化采油是指開采常規(guī)采油之外額外石油的一種方法。通過流體注入或其他方法來提高采收率。有幾種強(qiáng)化采油方法:化學(xué)法、熱力法和基于氣體注入的方法。本文重點(diǎn)是通過易混相氣體注入提高采收率。

用CO2作為一種注入溶劑來改善原油流動(dòng)性提高采收率已實(shí)施了40多年,但直到近來才顯示出其作為一種封存方法的潛力。

在超臨界狀態(tài)下CO2通過強(qiáng)化采油從老油田提取更多的原油。在一次采油和二次采油之后,它驅(qū)逐出油藏中的殘余油。這種方式能開采6%～15%的原油儲(chǔ)量,原油總產(chǎn)量提高10%～30%。

CO2驅(qū)油的主要機(jī)理與CO2同原油形成混合物后界面相的行為有關(guān),包括CO2在原油中高的溶解度,降低原油黏度和密度,提取原油中間組分,降低CO2/水/原油相互之間的界面張力,改善油層的滲透率,控制生產(chǎn)井附近的壓力。

CO2通過數(shù)個(gè)注入井注入到油層中。盡管注入CO2經(jīng)常同混相驅(qū)工藝聯(lián)系,但在一般的油藏壓力和溫度下,純的 CO2氣體同石油不能形成混相。

在流動(dòng)的過程中,石油和注入氣體重復(fù)接觸,通過組分的轉(zhuǎn)移而形成混相,這種過程稱為多次接觸或動(dòng)態(tài)混相。根據(jù) Klara和Byrer的研究結(jié)果,在大于等于最小混相壓力下注入的CO2同石油混合形成一種容易流向生產(chǎn)井的流體。

用CO2強(qiáng)化采油的優(yōu)勢(shì)是形成動(dòng)態(tài)混相所需要的壓力要小于天然氣、廢氣或者氮?dú)獾?。通常情況下,注入氣體的純度為97%～99%,雜質(zhì)由氮?dú)狻⒓淄楹蜌錃獾冉M成。根據(jù)經(jīng)濟(jì)地質(zhì)局的研究,用于CO2強(qiáng)化采油的候選油藏是那些進(jìn)入水驅(qū)晚期階段的油藏。在這一生產(chǎn)階段,大部分的原油已經(jīng)開采并且大量的殘余油不通過強(qiáng)化采油是無法開采的。

3 方法:系統(tǒng)動(dòng)態(tài)分析和經(jīng)濟(jì)分析

Forrester是動(dòng)態(tài)系統(tǒng)方法和系統(tǒng)行為分析方面的先驅(qū)者之一?！皠?dòng)態(tài)”這一術(shù)語是指隨時(shí)間變化的系統(tǒng)環(huán)境,可以理解成因響應(yīng)輸入變量的變化而引起的系統(tǒng)狀態(tài)變化。

生命周期評(píng)價(jià)在1970年形成于美國,是作為一種系統(tǒng)方法評(píng)估資源和能源的使用及相關(guān)的空氣、水和土壤的負(fù)荷影響。

在CO2生命周期分析中,可以量化消耗的物質(zhì)和能量、封存/強(qiáng)化采油生命周期中相關(guān)消耗能量的排放量和對(duì)減小溫室效應(yīng)的貢獻(xiàn)。CO2封存強(qiáng)化采油生命周期分析可用系統(tǒng)動(dòng)態(tài)方法來模擬。

本文提議的方法量化了過程變量、能量需求、CO2排放量和從氣體捕獲到存儲(chǔ)、方法技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)整個(gè)過程中有關(guān)的費(fèi)用和收入。所用方法結(jié)構(gòu)如圖1所示。系統(tǒng)動(dòng)態(tài)模擬使用STELLA軟件運(yùn)行。

建立CO2封存模型以理解生命周期過程。應(yīng)當(dāng)強(qiáng)調(diào)的是采用這種模型目的不是替代傳統(tǒng)的強(qiáng)化采油模擬裝置,而是通過少量可獲得的信息評(píng)價(jià)方法的擴(kuò)展性與適用性。經(jīng)濟(jì)分析使用傳統(tǒng)的貼現(xiàn)現(xiàn)金流。

圖1 方法流程圖——系統(tǒng)動(dòng)態(tài)分析和經(jīng)濟(jì)分析

3.1 能量需求

氣體壓縮、運(yùn)輸和強(qiáng)化采油所需的能量通過質(zhì)量能量守恒和熵衡進(jìn)行估算。假設(shè)源CO2氣體幾乎是純凈的,捕獲階段不需要大量的能量來凈化。因此,不計(jì)捕獲階段所需要的能量。

3.1.1 壓縮

在氣體壓縮過程中,要考慮壓縮機(jī)CO2進(jìn)出口的壓力。除了熱力學(xué)方面諸如恒壓、絕熱和可逆過程的知識(shí),是否有級(jí)間冷卻系統(tǒng)、壓縮效率等,多級(jí)壓縮過程中必須要考慮到壓縮機(jī)的級(jí)數(shù)。不計(jì)體系的動(dòng)能和勢(shì)能,借助于CO2的壓焓圖,評(píng)價(jià)體系做的功,不僅僅要知道“壓縮機(jī)中CO2”體系中質(zhì)量守恒和應(yīng)用熱力學(xué)第一和第二定律,上述所有的這些信息都是必要的。

要考慮壓縮氣體至超臨界狀態(tài)便于輸送到油田所需要的能量。由于壓力發(fā)生很大變化,假設(shè)CO2經(jīng)恒壓、絕熱和可逆過程三級(jí)壓縮,壓力從275.79 kPa到8.96 MPa。

壓縮機(jī)要做最小的功,壓縮每一級(jí)必須有相同的壓縮程度。由公式 (1)計(jì)算出最佳壓縮比:

式中,n為壓縮級(jí)數(shù);Pn為出口壓力;P0為進(jìn)口壓力;Pi/Pi-1為壓縮比。

在多級(jí)壓縮中,每一級(jí)的出口壓力等于下一級(jí)的進(jìn)口壓力。

應(yīng)用熱力學(xué)第一和第二定律,根據(jù)“壓縮機(jī)中CO2”體系質(zhì)量能量守恒和熵衡,不計(jì)體系的動(dòng)能和勢(shì)能變化,可以得到下述的簡化形式:

質(zhì)量守恒:

能量守恒:

熵衡:為流體黏度。

如果 Re<2100,為層流;反之,如果 Re>2100,為湍流。

由公式 (10)計(jì)算得出管道中的壓降。

式中,ΔP為壓降;f為范寧摩擦系數(shù) (無量鋼量);L為管道長度。

最后,運(yùn)輸所需要做的功根據(jù)伯努力公式(11)計(jì)算得出。

泵的效率假定為60%。

3.1.3 強(qiáng)化采油

從一些文獻(xiàn)數(shù)據(jù)中量化強(qiáng)化采油過程中需要的能量,包括原油開采、油氣分離、突進(jìn)、壓縮注入和再注入、產(chǎn)品泵運(yùn)至市場、污水處理和重新注入等。據(jù)EPRI文獻(xiàn),CO2強(qiáng)化采油每天每桶原油大約消耗能量所做的功為13.42×106J。

3.2 CO2排放

由于造成溫室氣體效應(yīng)的化石燃料用來發(fā)電,除了發(fā)電消耗的燃料,工藝過程中CO2排放的數(shù)量需要考慮可能發(fā)生的CO2泄漏。因此,在強(qiáng)化采油項(xiàng)目中,有可能計(jì)算直接和間接的排放量。

3.3 CO2儲(chǔ)存

注入油藏的CO2僅一部分被有效儲(chǔ)存?？紤]到項(xiàng)目實(shí)施年限,CO2儲(chǔ)存量能通過存儲(chǔ)系數(shù)輕易計(jì)算得到。部分沒有儲(chǔ)存的CO2隨原油一起采出又重新注入油藏。

不僅CO2排放和儲(chǔ)存量可以量化,考慮到項(xiàng)目中CO2的利用量,且避免其排入大氣中,還可以估算出其對(duì)環(huán)境的貢獻(xiàn)。

3.4 強(qiáng)化采油實(shí)施CO2封存的經(jīng)濟(jì)性

介紹的經(jīng)濟(jì)分析用于評(píng)價(jià)在強(qiáng)化采油實(shí)施中封存CO2的可行性。用 Gaspar等人所描述的方法進(jìn)行分析?？紤]到通過強(qiáng)化采油獲得的額外原油帶來的收益和CO2封存可能來自CO2信用額的收入、投資成本、資本開支、運(yùn)行開支,以及巴西財(cái)政制度的稅收,得到一個(gè)現(xiàn)金流。通過簡化關(guān)系式(12)估計(jì)每年項(xiàng)目凈現(xiàn)金流。凈現(xiàn)值來自于現(xiàn)金流。靈敏度分析研究用來確定最重要的變量。

式中,NCF為凈現(xiàn)金流;R為總收入;CCO2為CO2信用額;Roy為所支付的總稅額;S T為社會(huì)稅;OPEX為運(yùn)行開支;IW為投資費(fèi)用;D為總折舊;

基于此以評(píng)價(jià)壓縮情況,通過CO2壓焓圖得到從進(jìn)口到出口氣體的比焓變化情況。

冷卻和脫水階段中所做的功也要計(jì)算在內(nèi)。氣體中水的絕大部分在壓縮的第一階段就被除去。另外,多級(jí)壓縮過程中每兩級(jí)中間要用到熱交換器冷卻CO2至起始溫度。這種情況下接近等溫過程,即每一級(jí)中的CO2氣體入口溫度是相同的。值得注意的是在等溫過程中所需要的功要少于絕熱過程,因此,在壓縮過程中,冷卻是非常有用的。假定在冷卻階段沒有壓強(qiáng)降,冷卻后,CO2的溫度大約為50℃。假定壓縮機(jī)的效率是85%,能計(jì)算出CO2壓縮至8.96 MPa所需要的能量。

3.1.2 運(yùn)輸

在運(yùn)輸過程中,為計(jì)算諸如密度和黏度等熱力學(xué)性質(zhì),有關(guān)管道直徑、CO2源到油田的距離、流體的流速、溫度和壓力、泵的效率等信息是必要的。根據(jù)這些信息,流體的流速由公式 (8)計(jì)算得出。

式中,ν為流速;Q為質(zhì)量流量;A為管道橫截面積;ρ為CO2密度。

例如,在一定的溫度和壓力下,每天用直徑6 in(1 in=25.4 mm)的管道運(yùn)輸具有超臨界密度下的CO2200 t,流速可以由公式 (8)計(jì)算得出。

由公式 (9)計(jì)算雷諾數(shù),確定管道中的流體是層流或湍流。

式中,Re為雷諾數(shù) (無量綱量);d為管道直徑;T為公司稅率。

CA PEX為總投資 (不包括投資費(fèi)用),在10年內(nèi)呈線性折舊。

4 實(shí)例研究

量化CO2封存/EOR的方法應(yīng)用于位于巴西東北部Reconcavo流域一個(gè)CO2注入采油的老油田。CO2注入量為每天200 t,時(shí)間為20年。該項(xiàng)目的技術(shù)經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)和財(cái)務(wù)狀況見表1。

表1 技術(shù)經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)和財(cái)務(wù)狀況

5 模擬結(jié)果和討論

用系統(tǒng)動(dòng)態(tài)方法和經(jīng)濟(jì)分析方法計(jì)算CO2封存/強(qiáng)化采油。要強(qiáng)調(diào)的是該方法不能替代石油工程傳統(tǒng)的油藏模擬方法。

5.1 技術(shù)模型

介紹的系統(tǒng)由七個(gè)部分組成,分別為:①CO2供應(yīng)部分;②石油生產(chǎn)部分;③能源消耗部分;④封存/強(qiáng)化采油引起的排放部分;⑤泄漏部分;⑥儲(chǔ)存部分;⑦最終產(chǎn)品排放部分。CO2供應(yīng)部分的數(shù)量-流向結(jié)構(gòu)見圖2。

圖2 CO2供應(yīng)數(shù)量和流向

CO2排放量的計(jì)算應(yīng)該基于所用化石燃料的類型和數(shù)量。CO2排放量由每一步消耗的能源和所消耗的化石燃料CO2含量的乘積組成。

原油中CO2含量約為75 t/TJ。1 bbl原油的能源含量是5.95 GJ。開采每桶原油CO2的排放系數(shù)約為0.436 t。假定原油精制產(chǎn)品與原油含有相同的能源含量,可以計(jì)算出最終原油產(chǎn)品使用而導(dǎo)致的CO2排放量。

根據(jù)公式 (13),可變CO2余額是CO2流入流出的結(jié)果。

式中 CO2B(t)——t時(shí)刻的CO2余額;

CO2B(t-dt)——微小時(shí)間段內(nèi)的 CO2余額;

CO2epu——最終石油產(chǎn)品使用排放的CO2;

CO2eEOR——強(qiáng)化采油過程中排放的CO2;

CO2v——泄漏的 CO2;

CO2s——油藏儲(chǔ)存的 CO2。

表2總結(jié)了CO2/EOR項(xiàng)目周期內(nèi)相關(guān)變量隨時(shí)間變化的結(jié)果。模型模擬顯示 EOR對(duì)減少幾個(gè)耗能工業(yè)排放的溫室氣體做出的貢獻(xiàn)。原本排入大氣中CO2再利用和以超臨界狀態(tài)注入油藏有助于減少大約37%CO2余額。這一數(shù)額包括所有項(xiàng)目固有的排放量、儲(chǔ)存在油藏中CO2量、原油衍生產(chǎn)品使用過程中的排放量,以及考慮如果模擬項(xiàng)目不利用而排入大氣中約146×104t的CO2。表2顯示了當(dāng)0.733×106t CO2儲(chǔ)存在油藏中時(shí),采油量為3.650×106bbl。整個(gè)項(xiàng)目周期內(nèi)大約要消耗1.159 PJ的電能和11.6 TJ的熱能。

關(guān)于 CO2儲(chǔ)存,每桶原油的凈存儲(chǔ)量用STELLA軟件進(jìn)行分析。

注入量取決于油藏的特性。假定生產(chǎn)1 bbl原油需要注入0.4 t CO2,基于這一數(shù)量,有0.2 t CO2留在油藏中,其余隨原油一同采出。由于開采過程中消耗能量而排放的CO2(大約每桶原油排放0.02 t CO2),開采每桶原油 CO2凈存儲(chǔ)量約為0.18。

模型中使用了敏感度分析。由于輸入數(shù)據(jù)有變動(dòng),因此對(duì)變動(dòng)引起的影響也進(jìn)行了檢測。當(dāng)儲(chǔ)存系數(shù)發(fā)生變化時(shí),圖3表明了CO2余額組成部分的敏感度分析。如同預(yù)期那樣,儲(chǔ)存系數(shù)越大,CO2余額越小。也就是說,更多的CO2儲(chǔ)存在油藏中,更少的排入到大氣中。當(dāng)儲(chǔ)存系數(shù)為0.495和0.99時(shí),大氣中CO2量分別減少了36%和86%。相反,如果CO2沒有存儲(chǔ),將增加14%。

觀察燃料對(duì)可變CO2余額的影響。燃油作為發(fā)電的燃料而不是使用天然氣,假定燃油作為能源,用相同的方法。CO2余額為儲(chǔ)存系數(shù)函數(shù)的敏感度分析表明,儲(chǔ)存系數(shù)分別為0.495和0.990時(shí),CO2余額相應(yīng)減少30%和80%;儲(chǔ)存系數(shù)為0.000時(shí),有19%的增量。CO2余額為回收率函數(shù)的敏感度分析表明,回收越多的CO2,排入大氣中的CO2量就越少。當(dāng)回收率為10%時(shí),CO2余額是1.57×106t;而回收率為54.5%和99%時(shí),相應(yīng) CO2余額是1.24×106t和0.925×106t。

圖3 不同儲(chǔ)存系數(shù)的CO2余額的敏感度分析

表2 CO2封存/EOR各變量隨時(shí)間變化關(guān)系

5.2 經(jīng)濟(jì)分析

主要由于高的投資,最大的金融風(fēng)險(xiǎn)發(fā)生在項(xiàng)目的初期。不過,第六年可獲得回報(bào)。同油田開發(fā)項(xiàng)目周期相比,可以認(rèn)為相對(duì)較早。對(duì)一個(gè)20年壽命、總產(chǎn)量為3.65×106bbl的油田而言,稅前凈現(xiàn)流是＄13.95×106(＄3.82/bbl),包括 CO2信用額度為＄16.67×106(＄4.57/bbl)?？紤]到政府提取,凈現(xiàn)流 (除去所有稅收)為＄6.98×106(＄1.91/bbl)。應(yīng)當(dāng)強(qiáng)調(diào)指出,如果CO2信用額度不打折,有效凈現(xiàn)流將有＄860 000的盈余。凈現(xiàn)流重要性的對(duì)比分析如圖4所示。

圖4 凈現(xiàn)值情況

由于未來的不確定性,凈現(xiàn)流是未來現(xiàn)金流在靜態(tài)預(yù)測下的一個(gè)結(jié)果。可以認(rèn)為凈現(xiàn)流是一個(gè)隨機(jī)變量,因此,均值上置信度不是絕對(duì)的。通過敏感度分析評(píng)估關(guān)鍵參數(shù)的不確定性,如原油價(jià)格、CO2信用額市場、原油產(chǎn)量、成本開支和運(yùn)行開支等。考慮到 CO2封存/EOR項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)最優(yōu)化,得到每一個(gè)輸入變量用于評(píng)估項(xiàng)目。

凈現(xiàn)流敏感度分析所選變量服從原始輸入數(shù)據(jù)50%的波動(dòng)范圍。敏感度分析與原油價(jià)格、原油產(chǎn)量、壓縮、運(yùn)輸和存儲(chǔ)過程的成本開支及運(yùn)行開支、購買CO2費(fèi)用以及CO2信用額度有關(guān)。原油價(jià)格和產(chǎn)量及成本開支的不確定性在整個(gè)CO2封存/EOR項(xiàng)目中發(fā)揮著重要作用。然而,實(shí)例中,因?yàn)樗≈涤邢薜淖兓秶?CO2購買費(fèi)用、CO2信用額度和壓縮、運(yùn)輸及儲(chǔ)存過程運(yùn)營成本被分離出來并服從于另一個(gè)敏感度分析。

結(jié)果表明,可變CO2購買費(fèi)用和CO2信用額度有著重要的作用,這些值的增加會(huì)導(dǎo)致凈現(xiàn)流的增加。在這種情況下,凈現(xiàn)流對(duì)變量的敏感度舉例說明如下:原油價(jià)格升高＄1.00,凈現(xiàn)流增加＄1×106。同時(shí),成本開支減少＄1×106,約增加＄860 000。CO2信用額度增加＄1,約增加＄187 000。

此外,風(fēng)險(xiǎn)分析模擬了不確定變量的情況。風(fēng)險(xiǎn)分析中輸入變量有原油價(jià)格、CO2注入量、存儲(chǔ)率以及壓縮、運(yùn)輸和儲(chǔ)存過程中運(yùn)行費(fèi)用。上述提及的輸入變量變化范圍服從概率分布。例如,原油價(jià)格和折扣率不確定性模仿用對(duì)數(shù)分布,而儲(chǔ)存率用正態(tài)分布。反過來,三角分布用于下列參數(shù):儲(chǔ)存率、CO2購買費(fèi)用和壓縮、運(yùn)輸及存儲(chǔ)的運(yùn)營成本。

模擬結(jié)果表明頻率分布如圖5所示。可以看出,凈現(xiàn)值有較大的波動(dòng),變化在＄15.00×106和＄40.00×106之間。凈現(xiàn)值為負(fù)值的可能風(fēng)險(xiǎn)約為30%,取決于決策者的風(fēng)險(xiǎn)承受度,該風(fēng)險(xiǎn)被認(rèn)為高或者更低。比如,凈現(xiàn)值大于＄25.00×106概率約有10%;相反,凈現(xiàn)值小于＄25.00×106概率約有90%。

圖5 凈現(xiàn)值累計(jì)概率圖

更進(jìn)一步詳細(xì)分析,凈現(xiàn)值累積概率函數(shù)與特定變量諸如CO2購買費(fèi)用、CO2信用額度和封存過程每一階段的運(yùn)營成本有關(guān)。結(jié)果突出了兩個(gè)變量:CO2購買費(fèi)用和CO2信用額度。考慮到前者,凈現(xiàn)值變動(dòng)的范圍為＄3.00×106～＄5.50×106;考慮到后者,凈現(xiàn)值變動(dòng)的范圍為＄5.50×106～＄10.00×106。意味著較高風(fēng)險(xiǎn)的變量是CO2購買費(fèi)用,因?yàn)榈偷牟▌?dòng)意味著較低的風(fēng)險(xiǎn),其余剩余變量 (CO2封存每一階段的運(yùn)營成本)對(duì)凈現(xiàn)值影響較小。

6 結(jié)論

CO2封存是控制溫室氣體排入大氣的一個(gè)重要途徑。Reconcavo流域地區(qū)CO2強(qiáng)化采油項(xiàng)目研究表明,仍舊允許石化燃料繼續(xù)使用的同時(shí),地下存儲(chǔ)巨大數(shù)量的CO2是可能的。

CO2封存技術(shù)實(shí)施的主要困難是相關(guān)高昂的費(fèi)用。然而,認(rèn)知和經(jīng)驗(yàn)水平的提高與CO2封存領(lǐng)域新技術(shù)的貢獻(xiàn)可能減少這種費(fèi)用。此外,另一個(gè)障礙是在許多國家缺乏激勵(lì)和信用體系支持企業(yè)CO2封存長期投資。

由于額外開采原油的收入能夠幫助抵消CO2封存的費(fèi)用,通過CO2封存/EOR,這種高昂的費(fèi)用可以減至最小。除了費(fèi)用外,整個(gè)CO2封存/EOR項(xiàng)目中CO2生命周期分析在量化能量需求、直接和間接排放及油藏的有效存儲(chǔ)方面都有著至關(guān)重要的作用。

與減少能量需求相關(guān)導(dǎo)致的較少排放和較少花費(fèi)的一些變量在壓縮和傳輸階段。在壓縮階段,壓縮進(jìn)程中高的CO2進(jìn)口壓力需要較少的能量。壓縮機(jī)出口的壓力越低,也就是油藏的注入壓力越低,能量需求就越少。

值得提及的是并非所有注入的CO2都儲(chǔ)存在油藏中,一些同原油采出,然后進(jìn)入分離過程,再注入到油藏。人為源頭排放CO2的捕獲,包括儲(chǔ)存過程直至原油最終產(chǎn)品的使用階段保證整個(gè)封存所需要的能量都要考慮在內(nèi)。本文中,用動(dòng)態(tài)模型模擬CO2封存/EOR系統(tǒng)隨時(shí)間變化的行為特征,且把整個(gè)封存過程所需要的能源考慮在內(nèi)。

結(jié)果表明,強(qiáng)化采油工藝盡管高耗能,但其排放體積仍遠(yuǎn)小于其他對(duì)減少溫室氣體做出貢獻(xiàn)的工藝。因此,封存手段的強(qiáng)化采油優(yōu)勢(shì)就是允許石化燃料以可持續(xù)的方式繼續(xù)使用。

如同預(yù)期,靈敏度分析表明了大氣中CO2的量隨儲(chǔ)存系數(shù)的增高而減少。因此,旨在最大化存儲(chǔ)CO2和提高原油產(chǎn)量戰(zhàn)略性研究的重要性應(yīng)當(dāng)引起重視。

分析了回收率對(duì)可變CO2余額的影響。如果沒有回收,所有伴隨原油采出的CO2將被分離并排入到大氣中。

實(shí)例研究中油田的相關(guān)經(jīng)濟(jì)分析結(jié)果表明,原油價(jià)格、原油產(chǎn)量和資本支出在項(xiàng)目可行性中發(fā)揮重要作用。敏感度分析結(jié)果說明,較高的原油價(jià)格能促進(jìn)CO2封存/EOR的投資。CO2信用額認(rèn)為較小不足以影響到凈現(xiàn)流。即使沒有信貸激勵(lì),聯(lián)合實(shí)施CO2封存/強(qiáng)化采油也是經(jīng)濟(jì)的。不過,高的CO2信用額值在項(xiàng)目中有非常重要的影響。如果信用額度值能顯著提高,那么油田經(jīng)營者封存CO2就能獲得好的投資回報(bào)。如果費(fèi)用降低和信用額度值提高,CO2封存經(jīng)濟(jì)上是可行的。另外,新的市場機(jī)制用于提供新技術(shù)投資是非常必要的。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.8.006

資料來源于美國《Journal of Petroleum Science and Engineering》2009

2009-04-26)