技术经济评估：以烟气封存作为地质碳封存中超临界二氧化碳注入的替代方案

《International Journal of Greenhouse Gas Control》：Technoeconomic assessment of flue gas sequestration as an alternative to supercritical CO 2 injection for geologic carbon sequestration

　　

• •
  烟气封存可降低地质CO₂封存的平准化成本。
• •
  FGS在烟气中CO₂含量超过25%时最具竞争力。
• •
  CO₂–N₂组成对储层压力升高有显著影响。
• •
  岩石压缩性、渗透率和井距可缓解压力升高问题。
• •
  直接注入烟气可减少与捕集相关的资本支出和运营支出。

引言

碳捕集与封存（CCS）利用气体处理技术将CO₂从工业和电力部门点源排放物产生的排气流中的其他气体中分离出来。捕集到的CO₂随后通过地层圈闭、水力圈闭和矿物圈闭，经地下注入进入地质层进行地质封存，从而在相关时间尺度上从碳循环中移除温室气体（Wickramathilaka和Willis，2011；Zhang和Song，2014）。尽管当代CCS项目主要聚焦于将点源排放物中的烟气分离提纯后的CO?流注入地下，但CO?分离（即碳捕集）的成本仍然是广泛部署的主要障碍（Pike，2006），仅捕集部分通常就占项目总成本的70%以上（IPCC，2005）。例如，一个典型的CCS项目的平准化成本可能为75美元/吨CO₂（包含平准化资本支出和每年每吨CO₂的运营支出），其中捕集成本为60美元/吨CO₂，管道运输成本为5美元/吨CO₂，地质封存成本为10美元/吨CO₂（Pilorgé等，2020）。捕集成本因来源特征不同而差异显著。乙醇发酵几乎产生纯CO?，而燃煤电厂通常排放含10%–20% CO?的烟气，导致稀薄流体的捕集成本大幅上升（Robertson，2007）。

尽管使用提纯后的CO₂流具有诸多优势，但捕集CO₂的成本仍然是广泛部署的关键障碍。然而，仅美国咸水层中的孔隙空间容量就可能高达20万亿吨，相比之下，美国点源的CO₂年总排放量仅为30亿吨（Shaw和Bachu，2002）。图1展示了NATCARB图谱中排放量与CO₂封存资源估计值的区域分布情况（Gray，2012）。这一超过6000年的潜在容量表明，放弃CO?分离（即70%以上的CCS成本）可能在封存效率与经济可行性之间提供具有成本效益的折中方案。因此，必须了解额外气体注入的风险，以判断FGS是否是一种可行的替代方案。

与地下流体注入相关的风险与封存层内的压力升高密切相关（Cavanagh和Wildgust，2011）。压力演变取决于注入速率和累积注入体积等操作变量，以及渗透率、孔隙度、相对渗透率、储层厚度、岩石压缩性和原生卤水黏度等地质属性（Bandilla等，2012；Sch?fer等，2012；Birkholzer等，2015）。边界条件进一步控制压力的消散范围（Zhang等，2016）。虽然压力通常会从注入井向外径向衰减，但升高的压力会增加断层或遗留井等导通特征附近的泄漏风险（Pawar等，2016）。多井注入策略可以更均匀地分布压力，但压力羽流之间的建设性干涉可能会局部放大压力升高（Elsworth等，2016）。

与纯CO?注入相比，烟气注入由于含有不凝性气体（主要是氮气）而引入了额外复杂性（Koch等，1958）。典型的烟气流含有N?、CO?、O?和H?O，其中N?占主导比例。SO_x、NO_x、挥发性有机物和颗粒物等微量污染物通常也存在，可能增加额外的去除成本（预洗涤、溶剂降解）或运输成本（管道脆化、套管相互作用）。虽然CO?和N?都已被用于提高石油采收率（EOR），但氮气的最小混相压力是CO?的2至3倍（Zhang等，2015；Hemmati-Sarapardeh等，2016），且在水中的溶解度约为CO?的三个数量级以下（Lucile等，2012）。CO?可轻易溶解于地层卤水中，从而实现溶解圈闭（Doughty，2007，2010），而N?的溶解度可以忽略不计（Bender和Akin，2017）。实验室研究表明，烟气注入产生的上游压力升高高于纯CO?注入（Fong等，1992），但由于N?和CO?溶解效应产生的联合孔隙扩展作用，在重油系统和轻油系统中均观察到相当水平的石油采收率（Srivastava等，1999；Zhang等，2004）。

地下非均质性为长期压力演变和羽流迁移引入了不确定性。大规模注入可产生广泛的压力羽流，远超CO?饱和足迹范围（Birkholzer和Zhou，2009）。溶解驱动的密度不稳定性可能通过对流指进进一步影响压力演变（Nordbotten等，2005；Ennis-King和Paterson，2003；Emami-Meybodi等，2015）。当注入烟气而非纯CO?时，热力学、地球化学和地球力学相互作用发生显著变化，必须进行评估以确保封存完整性。较低的CO?浓度因N?独特的真实气体体积特性和显著较低的溶解度而增加压力响应（Stewart和Munjal，1970；Badghaish和Schwartz，2021）。溶解的CO?还可酸化地层卤水，促进增加孔隙度和渗透率的矿物反应（Noh等，2007），尽管在大多数系统中，数十年的压力演变仍是风险的最大驱动因素（Brohmhal等，2014）。

因此，有效的压力管理对于安全、可扩展的气体注入至关重要。压力控制不当会增加通过断层或遗留井向饮用水层泄漏的风险（Lackey等，2019；Lawter等，2017），并可能沿断层诱发地震活动（Ellsworth，2013；Elsworth等，2016）。向具有特定属性（尤其是渗透率、压缩性、孔隙度和厚度）的储层注入，可能表现出可接受的压力相关风险，而向具有不同属性的其他储层以相似的注入速率和体积注入则可能产生不同的结果（Schwartz，2022）。因此，本研究调查了不同CO?组成的烟气注入，并评估其作为储层属性和井距函数的压力升高影响。

如果能在地质响应保持在可接受风险水平的同时有效降低或消除捕集成本，CCS可能会实现更广泛的部署。虽然文献中大多数研究聚焦于烟气注入用于提高石油采收率，但本工作的创新之处在于基于工业部门（即烟气中CO₂百分比）探索烟气注入用于专门碳封存的成本与风险权衡。接下来，开发了一个经济模型来比较烟气注入的成本权衡，该方案避免了捕集的前期和持续成本，但因烟气组成而产生额外的运输和注入成本。经济分析之后是对代表烟气注入的CO₂和N₂二元混合物地下响应的技术分析。

章节摘要

经济模型

开发了一个高层级经济筛选模型，用于比较传统CCS与直接FGS的成本，并以点源排放物的烟气CO?浓度为函数。分析聚焦于每吨CO?（tCO₂）封存的相对平准化成本，旨在确定烟气注入相比溶剂基CO?捕集提供更低成本的适用条件。对于CCS方案，总成本表示为CO?捕集成本与压缩成本之和，

结果

经济结果显示，对于CO₂含量超过25%的烟气流，FGS的平准化成本低于CCS。技术结果聚焦于烟气组成、井距、渗透率和岩石压缩性对压力升高的影响。两组结果均表明，对于CO₂含量超过25%的烟气流，采用FGS相比CCS具有显著的技术经济性能。

讨论

在CO₂和N₂二元混合物注入过程中，有若干一级考虑因素影响压力演变，包括：(i) CO₂浓度降低时真实气体体积特性的变化，(ii) CO₂浓度降低时与储层卤水的溶解度下降，以及(iii) 场地选择和工程设计。其他考虑因素包括相对渗透率的变化、N?体积增加时孔隙力学膨胀的增加，以及潜在的局限性，

总结与结论

开发了一项技术经济评估，以评估烟气封存（FGS）作为传统碳捕集与封存（CCS）替代方案的效果。FGS被证明具有成本效益，通过：(i) 显著降低前期资本支出（CAPEX），(ii) 消除与捕集相关的运营支出（OPEX），以及(iii) 降低工业和电力部门点源CO?封存的平准化成本。一个以平准化成本为核心构建的动机商业案例，其中CCS的

CRediT作者贡献声明

M. Badghaish：撰写——初稿、方法论、调查研究、形式分析、数据整理、概念化。M. Alarfaj：软件、方法论、形式分析、概念化。H. Alsunaid：可视化、软件、方法论、形式分析、数据整理、概念化。M. Kearns：撰写——初稿、可视化、软件、形式分析、数据整理、概念化。B.A. Schwartz：撰写——审阅与编辑、撰写——初稿、可视化，

M. Badghaish|M. Alarfaj|H. Alsunaid|M. Kearns|B.A. Schwartz|A. Menefee