新闻动态
NEWS
英国电网产生的碳排放可以通过二氧化碳封存提高石油采收率来降低
来源:www.tandfonline.com | 作者:沐睿环境-莉哥 | 发布时间: 2022-05-11 | 328 次浏览 | 分享到:

摘要

通过将二氧化碳与碳捕集与封存技术(CCS)相结合,提高采收率(EOR)技术可以为提高采收率创造一个巨大的商业市场,从而潜在地加快二氧化碳储存投资。本文评估了CCS-EOR方案的耦合如何有助于英国电网的脱碳。据估计,从2020年开始逐步引入11个ccs - eor天然气发电厂项目,到2030年每年将存储5200万吨二氧化碳。从2020年到2049年,这11个项目将产生1100万桶应税EOR油的额外收入。每一个20年的EOR项目结束后,其基础设施的费用就会支付,并具有多年的使用寿命。英国的气候变化目标将需要继续以低成本储存二氧化碳。考虑到发电、CCS-EOR作业、石油生产和燃烧等所有温室气体排放,该项目组件在2020年至2049年期间预计将排放940-1068亿吨二氧化碳,同时存储1358亿吨二氧化碳。在英国,总平均电网系数降低到90-142公斤二氧化碳每兆瓦时−1,天然气每年产生132太瓦时。这种生命周期分析(LCA)在将石油生产和燃烧与CCS和燃气电力联系起来方面是不同寻常的,但它可以减少净碳排放,并逐步减少2040年以后的净石油燃烧排放。

介绍

英国有义务在2050年前将温室气体排放量减少到1990年水平的80%。在这一目标范围内,气候变化委员会(CCC)建议到2030年将发电的温室气体排放强度降至每兆瓦时50-100公斤二氧化碳[1,2]。英国总发电量(包括抽水蓄能)下降了5.6%,从2013年的359太瓦时(TWh)下降到2015年的339太瓦时;燃气发电从2013年的96 TWh增加到2015年的100 TWh,占总供应量的30%[1,2]。燃煤发电量从2013年的131太瓦时下降到2015年的76太瓦时,由于电力市场改革[5]和工业排放指令[6],预计在未来十年将继续快速下降[3-4]。然而,根据英国政府2017年发布的预测,到2035年,英国预计将需要96gw的新峰值发电能力,以取代燃煤发电,支持可再生能源间歇性发展,并实现脱碳目标。预计到2035年,天然气发电将达到35太瓦时,高于之前预测的28太瓦时[7,4]。英国商业、能源和工业战略部(BEIS)表示,与之前的预测相比,最新的预测[7,4]显示,2031-2035年天然气电力供应将增加20%,而天然气基础设施的产能将减少20%。这表明,燃气电力将继续在非常高的负载系数下使用,并依赖于峰值功率,但建设容量将会减少。这表明,预计发电将高度依赖天然气和化石燃料。

发电产生的温室气体排放是作为英国-欧盟排放交易计划(EU ETS)限额市场的一部分进行交易的,不影响英国满足碳预算的能力。主要活动为发电的主要电力生产商(mpp)继续使用化石燃料,维持了国内对化石燃料的需求,这可能导致经济的其他非贸易部门产生相应的排放(例如,煤炭和天然气开采产生的易挥发CH4排放)。尽管削减了燃煤发电能力[5,6],增加了可再生能源发电能力,但BEIS指出,在满足碳预算4和碳预算5方面,分别存在146和247 Mt CO2e([4])的差距。该预测包括到2035年互连容量增加27%,这将提供不影响英国碳目标的电力,表面上是英国的零碳。通过发电实现电网脱碳目标的不确定性,使得英国越来越依赖于通过欧洲其他地区的联网购买电力,以及通过欧盟排放交易体系(EU ETS)进行碳补偿。由于英国在欧盟的地位目前处于政治谈判阶段,这意味着欧盟ETS在未来将无法生效,本研究研究了一项独立的几十年计划,以帮助英国电网脱碳,并提供国内石油生产。

碳捕集与存储(CCS)与大型点源二氧化碳排放(如发电厂)结合使用是支持英国计划实现脱碳目标的一项关键技术[3,7],但迄今为止,投资和盈利问题限制了CCS在英国的发展[9-10]。英国环境与气候变化部(DECC)[11]得出的结论是,在英国使用CCS技术的电力成本将在64英镑到128兆瓦时之间,而使用不使用CCS技术的天然气的电力成本将在63英镑到109兆瓦时之间。同样,鲁宾和翟[3]报告称,CCS的成本为76-114兆瓦时- 1(平均93美元),而未减排量的天然气的成本为52-75兆瓦时- 1(平均63美元)。后一项研究还估计,每吨二氧化碳征收73美元的碳税,作为盈亏平衡点,CCS和不减排量的天然气发电的成本达到相同的水平。Welkenhuysen等人将蒙特卡罗循环概率分配给石油生产的不确定性和销售价格的不确定性,发现当油价高于50桶时,北海的提高采收率(EOR)具有正的净现值。在缺乏直接CCS补贴或碳价格高企的情况下,提高采收率与CCS相结合有可能弥补天然气与CCS之间的成本差距[4,5]。

本文研究了这种过渡到耦合EOR-CCS对2035年及以后英国电网强度和温室气体排放的潜在影响。本文评估了eor支持的CCS项目的规模和数量,以满足DECC[7]预测的CCS能力、电力脱碳目标[1,2]和Element Energy[12]预测的CO2存储目标。本文提供了一个独特的视角,即通过EOR-CCS,对英国电网电力和下游干预措施进行寿命周期分析(LCA)评估,以减少电网排放。以前的提高采收率研究排除了与排放和燃除回收CO2和CH4[6]相关的排放,或者在位置和上游燃料类型[7]上太不相同。需要注意的是,英国2017年CCS发电量的修正量([4])与当前政府政策下对CCS的认知有关;它不是一个目标或途径。简单地说,从2016年[7]到2017年[4]的CCS电量已经被类似数量的“零碳”电力进口所取代,而且没有交付计划。这一分析为资金匮乏的政府提供了发展CCS、维持电力、保持高就业率以及在英国海上进行高效石油开采的方案。

方法

为了评估使用天然气联合循环(NGCC)电力的提高采收率链从摇篮到坟墓的排放,首先,Stewart和Haszeldine[8]的LCA被扩展到包括上游阶段(见图1)。Stewart和Haszeldine[8]研究了两种提高采收率的情景,以评估以二氧化碳储存为中心的系统与以采油为中心的系统的温室气体平衡。目前的研究使用了一个以存储为中心的系统,并将LCA的范围扩展到上游,包括电力容量需求、未来20年的EOR-CCS发展,以及2040年后通过CCS进一步存储二氧化碳。本文的估算假设通过提高采收率储存的二氧化碳将通过不减的天然气发电排放。英国天然气管道的这一未减排量体现在能源和环境管理局2015年对新建天然气产能发展的预测中,该预测集中用于从未减排量的天然气到2035年的电力输送[7,4]。Stewart和Haszeldine的研究重点是提高采收率的排放,并以每增加一桶石油产量所排放或储存的二氧化碳为单位。重点转移到上游,以检查模型干预对电网电力目标的影响。提高采收率的文献分为[9,13]和不包括[10]级原油排放量。在提高采收率过程中,CCS和EOR排放,以及进口和采出石油的排放都被纳入其中,因为它们是提高采收率措施的直接结果,更全面地包含了净温室气体排放。为了以千克CO2e MWh−1与正常运行(BAU)的无衰减气体途径进行比较,将所有模拟排放量的总和除以已交付的电网电力,以千克CO2e MWh−1(通常用于电网因素而不是LCA的单位)估算LCA。

图1所示。这项研究扩展了Stewart和Haszeldine的上游边界,将上游的化石燃料生产和发电厂二氧化碳(CO2)排放包括在内。人物改编自Stewart和Haszeldine[8]。



天然气供需

2015年,英国消耗国内和进口天然气741太瓦时[2,7]。总供气量为861太瓦时,其中47.7%来自英国。进口管道天然气(34.7%)来自挪威、比利时和荷兰,通过互联[14]。另外,卡塔尔(16.4%)、阿尔及利亚(0.6%)、特立尼达和多巴哥(0.6%)以及尼日利亚(及lt;0.1%)。2015年,英国净天然气产量为410太瓦时(总460太瓦时减去生产商使用的50太瓦时),预计2020年至2035年,英国天然气产量将以每年5%的速度下降,而需求预计将保持稳定[7,14,15]。

满足预期要求发电容量2035年[7]和二氧化碳存储需要满足电网电力温室气体目标[12],场景是基于开发新建11应用电力发电厂、1930 MW容量和生产5.56公吨二氧化碳年−1 /植物(见下文)。然后,将这些未减排量的天然气工厂的电网排放强度与安装了CCS并与海上EOR作业(北海)相结合的相同组合进行比较。在这种情况下,通过EOR-CCS耦合系统生产的额外石油将取代进口石油,并将使用11家发电厂的二氧化碳。

为了估算上游的温室气体排放,还假设天然气发电厂供应的天然气来自英国国家传输系统(NTS)。当天然气通过互连或液化天然气终端到达英国时,它会进入NTS,使客户无法知道其地理来源。自2010年以来,英国、比利时和荷兰之间的净天然气流量占总供应量的±1%,因此在本研究中被认为与温室气体估计无关。在缺乏具体国家数据的情况下,假设从尼日利亚、特立尼达和多巴哥进口的液化天然气与从阿尔及利亚进口的液化天然气具有相同的温室气体排放足迹。最后,假设进口的北海天然气与英国国内天然气的排放足迹相同。

为了估计到2050年英国的天然气供应、使用和相关的温室气体排放,如上所述,来自DECC的预计天然气需求与目前进入NTS的天然气供应的地理比例(产地)相同。

CCS和未来英国电力供应

我们对英国电力生产和CCS推广的假设是基于DECC参考情景[7]。BEIS[4]最近的预测严重削减了预计的CCS产能,到2035年(预测的最后一年)仅为963mw。这一削减模式是为了回应英国政府撤回10亿英镑的CCS资金。BEIS的这些预测也表明,上述“碳预算4”和“碳预算5”存在差距。英国政府已经发布了一项计划,将投资1亿英镑用于CCS的发展[16],这仍然不能达到本世纪中叶的碳减排目标[17]。考虑到最近的资金削减,以及在具有法律约束力的碳排放目标和路径上重申的差距,本研究将DECC[7]的CCS预测和Element Energy[12]的存储目标作为电网脱碳目标和行动的基准。项目产出乘以11以达到这些基准,并探讨所需的能力(见下文)。

据估计,到2035年,英国国内将生产365太瓦时的电力,其中近40太瓦时预计将来自煤炭和天然气的CCS。预计到2035年,天然气的供应量将达到44太瓦时。短期来看,同样基于DECC的参考情景,预计到2019年将有638兆瓦的CCS产能,到2035年将增加到8382兆瓦。能源与气候变化部[7]项目,CCS电厂产生的电力将用于基载电力(85%负荷系数),到2022年,之后被减少到少于70% 2030(参见图2)。减少CCS载荷因素可能影响二氧化碳捕获率和交付海外注射部位。为简单起见,我们假设,从2022年起,CCS发电厂产生的电力将被用于基载电力,负载系数连续达到85%。

图2。来自DECC[7 7]参考情景的预计CCS新容量。负荷系数是用预计的已交付电量除以容量来计算的。能源和能源中心的预测建议,在2030年后降低到70%之前,在下一个十年的早期,将CCS电厂用于基本负荷电力(负荷因数为85%)。为简单起见,模型中假定负荷率连续为85%。


为了评估天然气发电和基础设施对温室气体的影响,斯坦福和Azapagic[11]进行了LCA评估。斯坦福德和Azapagic LCA的所有阶段排放都呈比例增加,作业排放相当于Stewart和Haszeldine的[8]陆上所需的二氧化碳。这假设了一个天然气工厂的燃烧(操作)排放是相等的,而不管天然气来源,因此将天然气发电厂的二氧化碳排放差异转移到生产和运输排放。不含CO2捕集的标度方法表明,与北海天然气发电相关的96.4%的排放来自燃烧排放,在CO2捕集之前,每个电厂的总产量为每年14.4太瓦时。假定所有天然气厂在稳态燃烧时的燃烧排放强度相等,为386.3 kg CO2e MWh−1。该数据来自Ecoinvent[18]的专有数据集,属于DECC每年报告的365-415 kg co2 - MWh - 1的计算范围[1,12,8,19]。因此,在预测的11个新建燃气发电厂中,每一个每年的陆上排放总量为556万吨二氧化碳。这被认为是BAU案例,预计到2030年将提供44太瓦时的电力。

耦合EOR-CCS假设90%的二氧化碳排放操作天然气发电厂(相当于5.0公吨二氧化碳年−1)将被捕获在岸和离岸转移到三次采油操作(参见图1)。碳捕获能量损失被认为是总产量的16%——最近发现的平均值从13 - 18%NGCC改造[13]。请注意,斯坦福德和Azapagic的[11]假设基于较低热值(LHV)的工厂效率为52.5%,而DECC[1]列出的基于LHV的英国平均效率为47.0%。相对于预测中使用的52.5% LHV值,使用DECC数据将增加燃烧排放量。

Stewart和Haszeldine[8]公司为提高采收率而进行的CO2捕集所产生的上游排放,与本文所考虑的每个20年案例的CCS上游排放是相同的。CCS和EOR模型都从各自的发电厂捕获了90%的二氧化碳,并且对燃料来源有相同的电网发电量。正如Stewart和Haszeldine[8]所描述的那样,EOR模型具有额外的操作排放,并减少了与排气相关的二氧化碳存储和二氧化碳回收。假设与CCS的情况相比,捕集后的二氧化碳或提高采收率在运输到海上平台的过程中不需要额外的压缩。将二氧化碳压缩和运输到海上平台的能源成本被认为是最小的。对于管道距离大于1000公里的管道,每吨二氧化碳的再压缩需要6.5千瓦时。这相当于每个项目增加不到0.3%的能源成本。如果包括耦合EOR-CCS操作,这个数字还会进一步降低。在海上环境中,这些成本可能会增加,但可以通过聚集项目、重用现有管道基础设施和缩短管道距离来降低成本。这是一个需要进一步研究的领域,但其成本并不高,也不会对整个项目的温室气体平衡产生重大影响。因此,为提高采收率而压缩或再压缩二氧化碳所需的任何能源和相关排放都被排除在外。

在海上,CO2注入操作会导致一次性固定排放,这在[8]提高采收率模型中得到了证明。新钻井、修井和钢结构施工共产生45,816吨二氧化碳。对于耦合CCS-EOR,每年海上作业排放包括易失CO2,以及额外的海上注入CO2压缩量为57723吨/年。假设英国海上油田的CO2储量大于4gt,可采EOR油大于2000 MM桶[14,20]。这些系统的责任和退役成本仍然不确定[20,21]。本研究假设为零责任,不包括退役成本。与延长海上平台寿命相关的成本可以通过适当的退役资金投资来抵消。Welkenhuysen等人[4]认为,支付利息将产生正的现金流,超过延长海上运营基础设施寿命的成本。储存责任将在出售时转移给能够从EOR石油生产中获利的运营商,但如果欧盟排放交易体系的二氧化碳价格保持低位,则可能转移回政府。然而,这是一个需要进一步研究的领域。

天然气的地理来源

为了检验温室气体排放估算值对英国天然气供应地理来源变化的敏感性,根据上面讨论的DECC预测,对天然气供应进行了2050年的预测。根据英国北海天然气产量下降的假设,本文将探索三个子模型,具体如下:

燃料混合物1 (S1)。2015年天然气供应的地理分布延续到2050年,分布与2015年相同。天然气总需求根据DECC和石油天然气管理局(OGA)[2,15,22 22]对2035年的估计而波动;2035年的价值延伸到2050年。这给出了排放的基线数据;

燃料混合2 (S2)。英国天然气总需求与燃料组合1波动相同。随着英国天然气产量从2020年到2050年下降(DECC估计到2035年结束),挪威北海天然气产量增加,以满足天然气需求,取代英国产量下降。从2015年起,进口液化天然气在需求中所占比例保持不变。这表明,在大气排放总量相等的情况下,提取和运输排放的责任正在从英国转移;

燃料混合3 (S3)。英国天然气需求在燃料混合物1和2中波动,英国天然气产量从2020年到2050年下降,卡塔尔液化天然气供应增加,以满足天然气需求,取代英国产量下降。这种模式还表明,开采和运输的责任将从英国转移,而更多地强调来自卡塔尔的温室气体密集型液化天然气。

结果与讨论

EOR排放与CCS排放的对比

在不使用EOR的情况下,一个CCS项目几乎可以实现DECC预测的到2030年每年注入500万吨二氧化碳的目标[3,19,19]。本文模拟的任何CCS项目都将从注入的第一年开始,每年注入495万吨二氧化碳,并持续20年。在20年的项目过程中,EOR-CCS耦合模型可实现100 MM桶的eor采出油产量。这种油在炼油(447 Mt CO2e)和燃烧(4036 Mt CO2e)的下游排放中额外含有44.83 Mt CO2e。假设eor采出的石油抵消了进口到英国的100 MM桶石油,从而抵消了从其他地方生产的石油的开采和运输排放。以沙特石油为例,100 MM桶的开采排放为3.93 Mt CO2e,运输这些石油排放为0.62 Mt CO2e[23]。这些值假设从沙特阿拉伯到美国的港口到港口的排放量;去英国的交通可能会更低。

提高采收率作业的一个关键假设是,增加100 MM桶的石油将抵消从其他来源进口的相同数量的石油。如果进口石油是沙特轻质石油,那么沙特石油的开采、运输、精炼和燃烧为493.8 kg CO2e bbl - 1[23],而上述国内eor采出的石油为448.3 kg CO2e bbl - 1。在本研究中,假设北海eor采出油的运输排放可以忽略不计;在提高采收率模型中计算生产排放。

EOR-to-CCS项目

在EOR-CCS耦合方案下,在20年的EOR项目完成后,进一步CCS的完整基础设施将获得100 MM桶EOR油的生产补贴。这将为英国财政部节省大量资金,因为不需要CCS补贴。这也将为英国电力客户节省开支,因为基础设施成本是通过EOR收入支付的,而不是不断上涨的电价。完整的经济分析超出了本研究的范围,但将是该方法的重要下一步。

经过典型的20年CO2- eor原油生产寿命后,管道和井眼基础设施的剩余寿命为20 - 40年,可以将纯二氧化碳注入到存储目的地,这已被CO2- eor注入[21]证明。如果每个三次采油项目转换为一个额外的CCS 20年,每年注入二氧化碳增加从4.62吨二氧化碳年−1到4.95公吨二氧化碳年从−−1和年度净减排增加0.94公吨二氧化碳年−1(耦合EOR-CCS)−1.66公吨二氧化碳年−1 (CCS)当石油进口的简历。

因此,一个40年的eor -CCS项目在20年后才改用CCS,并且只使用北海天然气,储存192.7亿吨二氧化碳,排放139.5亿吨二氧化碳,每个项目的净碳排放量减少超过5000亿吨二氧化碳。这些数据包括前20年的1亿桶提高采收率石油,以及最后20年进口的1亿桶沙特石油。在提高采收率阶段,该项目产生电网电力,同时排放305公斤MWh - 1的二氧化碳,包括与提高采收率相关的排放。在CCS阶段,电网发电量为273 kg co2 - 2e MWh - 1,其中包括进口沙特石油的排放。

在CCS阶段,如果不进口石油来替代EOR油供应,单个CCS项目的电网电力排放强度将降低到68kg CO2e MWh - 1。当然,一个项目不会使用来自一个地区的天然气;正如上文所述,它使用的是国税厅提供的资源。

斯坦福德和Azapagic[11,15]假设天然气厂的寿命为25年。这里假设,由于建筑排放不到总生命周期排放量的0.2%[11],将天然气厂的使用寿命延长到40年,采用eor - ccs模式对整个项目的减排影响可以忽略不计。

在英国气候目标的背景下从eor到ccs

DECC[7]预计,新的CCS将在2019年贡献638兆瓦的新装机容量,到2030年增长到3527兆瓦,到2035年增长到8382兆瓦。然而,到2019年,这一容量将贡献2.55太瓦时的电力,到2030年将增长到23.14太瓦时,到2035年将达到39.5太瓦时。单个eor -CCS项目可从1930兆瓦的容量向电网提供12.1 TWh的电力,并满足DECC 2025年的CCS容量和电力预测。

CCC的第四次碳预算建议,到2030年,在可再生能源、核能和CCS混合使用的情况下,英国电力的碳强度需要降至50克二氧化碳当量千瓦时。为此,Element Energy[12]模拟了实现碳强度目标的情景,即在2030年通过煤炭CCS、天然气CCS和工业站点存储5200万吨二氧化碳。在这一背景下,这是一个雄心勃勃的情景。然而,报告的目的是说明英国需要做出巨大的承诺,才能在2030年达到每年5000万吨的二氧化碳储量。这是特别重要和相关的,因为Element Energy发表声明称,如果没有CCS,达到气候目标将使所有行业的成本从2050年的最低每年300亿英镑翻倍。计算表明,只有通过2020年每年启动一个的11个eor - ccs项目,才能实现这一存储目标(这一情景也符合DECC和BEIS对英国到2035年新增天然气产能的预测[7,4])。

通过从2020年开始每年部署一个eor - ccs项目,这里研究的一系列项目也以与DECC预测的不减排量的天然气发电[7]相同的速度建设产能,同时捕获二氧化碳并降低英国电力供应的电网强度。如前所述,仅部署一个项目就能满足当前CCS容量预测(见图3)。

图3。2015 - 2035年累计需要新增电力容量[7 7]。DECC预计,新的CCS产能将于2019年开始,届时将有640兆瓦(蓝线),同时将有500吉瓦的天然气产能(黑线)得到安装。到2035年,未减排量的天然气预计将贡献超过27gw的产能。预计二氧化碳eor和CCS的天然气产能将贡献190吉瓦(蓝色短线)、7.7吉瓦(橙色短线)和21.2吉瓦(红色短线)。



如果仅采用CCS技术来实现Element Energy的目标,到第11年(2030年)将注入5450万吨二氧化碳,到2050年将存储1416万吨二氧化碳。然而,提高采收率在2年后确实降低了CO2的注入速度。到2030年,11个EOR项目将注入5180万吨二氧化碳,实现Element Energy的[12]目标,同时为扩建CCS基础设施提供额外收入。如果这11个提高采收率项目在提高采收率20年后继续采用CCS技术,到2050年将存储1358亿吨二氧化碳;与只使用CCS和不使用EOR相比,使用从沙特阿拉伯进口的石油可以减少5600万吨的二氧化碳排放。考虑到EOR和CCS作业的所有排放,包括恢复沙特石油进口的燃烧,这一系列项目在2020年至2049年期间排放了1076-1204亿吨二氧化碳,同时存储了1358亿吨二氧化碳。如果沙特在EOR作业后不恢复石油进口,2020年至2049年的总排放量将减少到940-1068亿吨二氧化碳。

EOR-CCS和英国石油资源的耦合

在不考虑eor采出的石油的情况下,本文考虑的一系列耦合EOR-CCS项目将在2030年为电网提供132太瓦时的电力,其co2当量为152-184千克MWh - 1。当每个提高采收率项目进入第20个年头,并且只向CCS过渡时,假设石油不通过进口或燃烧来替代提高采收率,到2049年,平均电网强度将降至90-142 kg co2 / MWh - 1,从而导致石油使用量的净减少。

海上CCS作业20年的排放量为120万二氧化碳,而EOR作业20年的总排放量约为1350万二氧化碳。100 MM桶的EOR油含有44.83 Mt CO2(假设正常燃烧);100 MM桶沙特石油(在燃烧CCS过程中进口)含有49.38万吨二氧化碳。这些差异的总和表明,在20年的时间里,与来自同一发电厂的二氧化碳相比,CCS项目比EOR项目少排放775万吨二氧化碳。因此,如果CCS是在进口含571.3 kg CO2 /桶的原油时进行的,提高采收率实际上是更有利的。如Mangmeechai[23]所示,这种对石油来源的碳惩罚要求低碳生产来源,因此将消除北美大部分页岩油和其他合成原油。

通过CO2 EOR采油有助于避免石油运输排放,并将开采排放纳入EOR过程。如果100 MM桶的原油取代了沙特的轻质原油,则避免开采和运输沙特石油可额外节省455 Mt的二氧化碳当量,估计为[23]。然而,应该注意的是,生产和大部分的运输与石油相关温室气体排放来自沙特阿拉伯会下跌目前英国的温室气体报告边界以外的联合国气候变化框架公约(UNFCCC)[25],以及国际标准化组织(ISO) 14064个碳会计框架[26]。

本研究设想的EOR- CCS模式的关键优势在于,EOR油有助于支付CCS基础设施的费用。然而,提高采收率的附加性(而不是替代性)是一个问题。有一种潜在的假设是,引进新的提高采收率的石油将会阻止沙特阿拉伯同样数量的石油生产。

上游排放的责任

随着未来十年英国天然气产量的下降,预计的天然气需求将保持不变[3,7]。如上所述,我们模拟了两种燃料混合情况下的2015年天然气混合以及天然气下降。当英国天然气产量下降,其他北海天然气取代供应(S2)时,根据目前的报告要求,与天然气生产相关的温室气体排放的责任就从英国转移了,而实际排放到大气中的温室气体则保持不变。这是由于对所有北海天然气的LCA估计相同,但对开采和运输排放的报告责任发生了变化。

例如,如果英国天然气产量下降被替换为卡塔尔液化天然气进口,从这个来源可能会增加温室气体排放到大气中,但报道英国温室气体排放量将减少(见表1和图4)。根据现行会计实务,只计入网格燃烧排放强度的电力供应。图5展示了三条路径的网格强度,以说明与lca相比,温室气体排放核算的差异。

图4。斯坦福和Azapagic的陆上天然气lca在英国EOR和CCS中的对比。根据目前的排放核算做法,英国将负责与英国工厂的建设和运营相关的排放,但不负责英国以外的开采和运输(部分被阴影覆盖)。使用卡塔尔的液化天然气将导致向大气中排放最高的温室气体,但英国将拥有最低的排放份额。目前的会计做法鼓励英国追求最便宜的天然气,而不考虑温室气体排放总量。


图5。三次eor - ccs燃料混合模拟的一年网格强度。在当前的温室气体核算实践中,工厂燃烧排放被计入电网强度。英国的其他排放也被计入英国的总排放,但不计入电网强度。这些排放包括工厂建设、英国的燃料提取和运输以及EOR作业排放。非英国排放包括英国以外的燃料提取和运输。当前的会计做法鼓励英国将国内排放(S2或S3)最小化,以实现碳预算目标和降低电网强度。


图6。Stewart和Haszeldine公司每年的EOR石油产量[8]。单一的提高采收率项目(紫色)在头10年的产量为7780万桶。最后5年的产量为688万桶。在前10年,11个项目的产量为4.05亿桶。



在比较所有模型和气体源的单位发电量co2排放量时,液化天然气的提高采收率并不具有优势,因为液化和将天然气运输为液化天然气所涉及的能源[11,15]。在这种情况下,北海天然气的产量、运输和操作排放都较低,因此似乎是CCS和EOR的最佳选择。然而,“英国所有”的排放在使用卡塔尔液化天然气时将是最低的,因为在当前的温室气体核算制度下,与开采和运输相关的排放被视为外国排放(见图4和5)。

其他上游气源

DECC对天然气电力的预期需求可能会产生本文未研究的其他影响。对天然气的持续需求,以及北海天然气产量的下降,可能会刺激新的国内天然气来源,或来自国外的其他来源。

Stamford和Azapagic[11]还估计,英国用于发电的页岩气的温室气体排放量为412-1102 kg CO2e MWh - 1,中间值为462 kg CO2e。采用与上述相同的方法,在CCS中使用这种气体对应的网格强度为76.8-898.3 kg CO2e MWh - 1(平均136 kg CO2e MWh - 1),具体取决于提取排放的限制。这是一个需要进一步研究的领域,因为英国计划推进页岩气议程。

英国天然气需求的增加可能会增加荷兰和比利时进入NTS的供应需求。这可能会增加俄罗斯向欧洲大陆电网供应的天然气。这种气体的LCA值未知,并且会在大气排放中看到未知的变化。

最后,英国还可以从美国进口天然气。这些天然气很可能是页岩气,以液化天然气的形式运输,这将增加开采、液化天然气加工和运输的排放。

在上述三种方案中,英国页岩气是唯一能增加英国温室气体排放总量的方案。然而,这些额外选项的全球温室气体足迹是进一步研究的主题。

结论

到2030年,通过使用CCS-CO2-EOR耦合技术,在基本负载利用率(负载系数不变的85%)下,使用21.2 GW的天然气产能,可以实现5000万吨二氧化碳存储的目标。然而,这是通过生产1100mm桶的EOR油来实现的,并立即开发这些模型项目。考虑到发电、EOR和CCS作业以及石油生产和燃烧等所有温室气体排放,该项目在2020年至2049年期间预计将排放940-1068亿吨二氧化碳,同时存储1358亿吨二氧化碳。

如果在提高采收率作业停止后不再继续进口替代石油,则可以进一步减少排放。栅格因子可从EOR期间的273.9 ~ 388.1 kg CO2e MWh−1降低到CCS期间的294.7 ~ 346.8 kg CO2e MWh−1。如果石油是排除在CCS阶段——或者不进口替代采油中石油——网格因素再次降低90.3 - -142.4公斤−1当量二氧化碳兆瓦(见表2)。按年率计算,这些项目排放3.31 - -4.69吨当量二氧化碳年−1相比,当前的情况,大约发出8.50 - -9.09吨当量二氧化碳年−1(见表3)。在任何混合燃料的情况下,上述模拟的项目比燃烧不减的天然气的BAU情景更好。

如果EOR作业结束后,运营商与CCS签订合同,将CCS作业延长20年,就可以实现这些节约。据推测,每个项目生产1亿桶的经济激励将支付20多年CCS的运营成本。在现实中,需要采取政策行动和/或制定碳价格,才能迫使人们继续储存碳。

上述节约还依赖于提高采收率后产油量的减少。如果,当EOR过渡到CCS, EOR石油不再生产,石油进口继续,CCS的优势就会因为替代石油的额外性而降低。这是假设到2040年,当第一个eor -CCS项目过渡到CCS时,英国将减少石油使用量。这也假设从2020年到2049年,1100 MM桶的提高采收率原油不会超过英国和全球市场的需求和供过于求。目前的DECC预测表明,在任何七种模拟政策情景下,英国的石油需求在2035年之前都不会下降到每年500 MM桶以下[7 7]。11个EOR- ccs项目的年EOR石油产量将在2032年达到84 MM桶的峰值,远低于500 MM桶/年的预期需求(见图6)。

当前情景假设这些项目在2020年部署,以实现到2030年每年存储5000万吨二氧化碳的目标;然而,资金削减推迟了CCS的发展。最近的资金承诺[16,17]表明了对CCS的持续承诺。考虑到这些延迟,再加上项目的发展时间表,以及具有法律约束力的碳减排承诺,2030年二氧化碳年存储5000万吨的目标岌岌可危,2050年后,这将使英国工业每年损失300亿英镑。

最后,假设减少1100mm桶进口石油将有助于降低英国的温室气体排放,但也假设之前进口的石油不再生产。提高采收率石油的使用为全球体系引入了新的石油。如果之前进口的石油仍在生产,而EOR油仍在使用,那么全球基于石油的温室气体排放可能会略有增加。无论是否增加,1100mm桶的油量与使用EOR实现CCS所实现的减少量相比微不足道。在全生命周期分析中,考虑到从电力到石油的经济不同寻常的方面,这种积极的CCS-EOR方案提供了净碳减排。与任何一种竞争方法相比,更多的碳可以更快地被储存起来,而所需的公共资金却更少。

致谢

该项目的资金是由政府和石油公司赞助的,但这些赞助对研究结果的报告没有控制权。Jeremy K. Turk是由能源技术伙伴关系、爱丁堡大学、苏格兰碳捕获和存储以及爱丁堡碳创新中心资助的。David S. Reay由NERC资助。R. Stuart Haszeldine由苏格兰资助委员会、苏格兰政府、EPSRC和NERC资助。

公开声明

作者没有报道任何潜在的利益冲突。

额外的信息

资金

这项工作得到了工程和物理科学研究委员会的支持;自然环境研究理事会;苏格兰政府;爱丁堡碳创新中心;苏格兰碳捕集与封存;能源技术伙伴关系(学生号129);爱丁堡大学;和苏格兰资助委员会。

References

  • DECC. Digest of United Kingdom Energy Statistics 2015, 2015. London. Stationery Office. [Google Scholar]

  • BEIS. Digest of United Kingdom Energy Statistics 2016, 2016. Stationery Office, London. [Google Scholar]

  • Rubin ES, Zhai H. The cost of carbon capture and storage for natural gas combined cycle power plants. Environ. Sci. Technol. 46(6), 3076–3084 (2012). [Crossref], [PubMed], [Web of Science ®][Google Scholar]

  • Welkenhuysen K, Rupert J, Compernolle T, Ramirez A, Swennen R, Piessens K. Considering economic and geological uncertainty in the simulation of realistic investment decisions for CO2-EOR projects in the North Sea. Appl. Energy. 185, 745–761 (2017). [Crossref], [Web of Science ®][Google Scholar]

  • Haszeldine RS. Can CCS and NET enable the continued use of fossil carbon fuels after CoP21? Oxf. Rev. Econ. Policy. 32(2), 304–322 (2016). [Crossref], [Web of Science ®][Google Scholar]

  • Hertwich EG, Aaberg M, Singh B, Strømman AH. Life-cycle assessment of carbon dioxide capture for enhanced oil recovery. Chin. J. Chem. Eng. 16(3), 343–353 (2008). [Crossref], [Web of Science ®][Google Scholar]

  • Manuilova A, Koiwanit J, Piewkhaow L, Wilson M, Chan CW, Tontiwachwuthikul P. Life cycle assessment of post-combustion CO2 capture and CO2-enhanced oil recovery based on the boundary dam integrated carbon capture and storage demonstration project in Saskatchewan. Energy Procedia. 63, 7398–7407 (2014). [Crossref][Google Scholar]

  • Stewart RJ, Haszeldine RS. Can producing oil store carbon? Greenhouse gas footprint of CO2EOR, offshore North Sea. Environ. Sci. Technol. 49(9), 5788–5795 (2015). [Crossref], [PubMed], [Web of Science ®][Google Scholar]

  • Jaramillo P, Griffin WM, McCoy ST. Life cycle inventory of CO2 in an enhanced oil recovery system. Environ. Sci. Technol. 43(21), 8027–8032 (2009). [Crossref], [PubMed], [Web of Science ®][Google Scholar]

  • Faltinson J, Gunter B. Net CO2 stored in North American EOR projects. J. Can. Pet. Technol. 50(7–8), 55–60 (2011). [Crossref][Google Scholar]

  • Stamford L, Azapagic A. Life cycle environmental impacts of UK shale gas. Appl. Energy. 134, 506–518 (2014). [Crossref], [Web of Science ®][Google Scholar]

  • DECC. Digest of United Kingdom Energy Statistics 2014, 2014, London. Stationery Office. [Google Scholar]

  • Rubin ES, Davison JE, Herzog HJ. The cost of CO2 capture and storage. Int. J. Greenh. Gas Control. 40, 378–400 (2015). [Crossref], [Web of Science ®][Google Scholar]

  • Holloway S, Vincent CJ, Bentham MS, Kirk KL. Top-down and bottom-up estimates of CO2 storage capacity in the United Kingdom sector of the southern North Sea basin. Environ. Geosci. 13(2), 71–84 (2006). [Crossref][Google Scholar]

  • Stamford L, Azapagic A. Life cycle sustainability assessment of electricity options for the UK. Int. J. Energy Res. 36(14), 1263–1290 (2012). [Crossref], [Web of Science ®][Google Scholar]

Websites






上海沐睿科技服务有限公司是国内专业从事汽车法规合规的第三方咨询公司,多年来,为上汽,长城,宇通,大通,爱驰,蔚来等OEM提供汽车环保法规合规服务,团队跟踪与研究全球的环保合规,期待为更多的企业提供服务。www.automds.cn      

详情咨询info@murqa.com  

免责声明:版权归原作者所有,如有侵权请联系删除;文章内容属作者个人观点,不代表本公司观点和立场。转载请注明来源;文章内容如有偏颇,敬请各位指正。来源:www.tandfonline.com