Quá trình loại bỏ carbon khí đá phiến ở Lưu vực Permian (Kỳ I)

Khai thác dầu đá phiến ở Mỹ

Hoa Kỳ là quốc gia duy nhất có nguồn dự trữ năng lượng từ các mỏ giếng khí đá phiến, nơi cùng sản xuất khí đốt tự nhiên (natural gas-NG) và cả chất lỏng khí tự nhiên (natural gas liquids-NGLs). Tuy nhiên, việc sử dụng nguồn tài nguyên này cũng tạo ra lượng phát thải khí nhà kính GHG và tương ứng là cùng gây tác động của biến đổi khí hậu. Do vậy, bài viết phân tích này cùng khám phá cách thức khí đốt tự nhiên và chất lỏng khí tự nhiên có thể thiết lập cầu nối hướng tới nhiên liệu vận tải có hàm lượng carbon thấp. Ví dụ như do các nhà máy lọc dầu sản xuất ít xăng hơn để đáp ứng với quá trình điện khí hóa rộng rãi, chất lỏng khí tự nhiên có thể được chuyển đổi thành nhiên liệu cho lĩnh vực giao thông vận tải.

Ngoài ra, bài viết phân tích này cũng xem xét liệu lượng phát thải khí nhà kính GHG từ việc sản xuất và sử dụng các loại nhiên liệu này có thể được bù đắp thông qua ba kết quả tiềm năng của việc chuyển đổi khí tự nhiên được sản xuất thành CO₂ thông qua quá trình reforming khí methane (steam methane reforming-SMR). Đầu tiên, khí CO₂ có thể được bơm vào các thành tạo dầu thông thường để tăng cường khả năng thu hồi dầu. Thứ hai, khí CO₂ còn có thể được cô lập vào các tầng ngậm nước mặn để tránh phát thải CO₂ từ quá trình đốt dầu. Thứ ba, CO₂ còn có thể được bơm vào các thành tạo khí phi truyền thống dưới dạng chất lưu được bơm xuống giếng trong quá trình fracking vỉa, dựa trên CO₂. Đồng thời, hydrogen được tạo ra từ quá trình reforming SMR có thể được sử dụng để hỗ trợ việc mở rộng nền kinh tế hydrogen (hydrogen economy) là việc sử dụng hydrogen làm nhiên liệu carbon thấp, đặc biệt dùng để sưởi ấm.

Khu vực nghiên cứu trong ấn phẩm này chính là Lưu vực Permian là lưu vực trầm tích lớn nằm trải dài từ phía tây tiểu bang Texas đến phía đông nam tiểu bang New Mexico (Hoa Kỳ), rất nổi tiếng với trữ lượng dầu mỏ, khí đốt tự nhiên và potassium. Kết quả nghiên cứu cho thấy lợi ích phát thải của khí tự nhiên đáng kể bằng cách giảm lượng phát thải ròng trong quá trình sản xuất và sử dụng khí tự nhiên với hệ số phát thải carbon xuống chỉ còn 28-CO₂e/MJ từ mức 88 g-CO₂e/MJ. Đối với các lộ trình tạo doanh thu, có thể loại bỏ carbon một phần ở mức 3,4 nghìn tỷ feet khối khí tự nhiên (TCF/năm). Tất cả khí tự nhiên có thể được loại bỏ carbon một phần nếu CO₂ được cô lập trong các tầng ngậm nước mặn là các thành tạo địa chất bao gồm các loại đá thấm nước được bão hòa nước muối. Nhìn chung, kết quả nghiên cứu cho thấy, mặc dù có thể giảm phát thải khí nhà kính GHG thông qua các phương pháp loại bỏ carbon dựa vào cô lập CO₂ dưới bề mặt Trái đất song việc loại bỏ carbon hoàn toàn trong khí tự nhiên không thể đạt được mà phải được theo đuổi bằng các phương pháp tiếp cận khác.

Sản xuất/Chuyển hóa khí đá phiến và hydrogen

Hiện đối với mỗi tấn khí methane, lượng hydro sản xuất tương ứng trong các điều kiện hiện đại là 0,37 tấn (0,27 tấn từ quá trình reforming SMR và 0,10 tấn từ quá trình NGLs thành nhiên liệu), trong đó, quá trình reforming SMR cũng dẫn đến lượng phát thải CO₂ là 2,6 t-CO₂ trên mỗi tấn methane, trong đó có tới 90% được thu hồi. Bài viết này cũng giả định tốc độ phát thải CO₂ không đổi trong suốt vòng đời dự án là khoảng thời gian mà các hoạt động của dự án sẽ được thực hiện dựa trên tốc độ chuyển đổi khí tự nhiên thành hydrogen không đổi. Tỷ lệ phát thải khí methane từ NG thượng nguồn thay đổi tùy theo cách tiếp cận phân bổ lượng phát thải thượng nguồn này giữa các đồng sản phẩm phụ là hàng hóa thứ cấp được tạo ra trong quá trình sản xuất và có thể được bán hoặc tái sử dụng để thu lợi nhuận (ví dụ như NG, NGLs và dầu).

So với việc vận chuyển H₂ thì việc vận chuyển ammonia đơn giản hơn với cơ sở hạ tầng ngày nay. Theo đó, bài viết phân tích này giả định việc chuyển hóa H₂ thành ammonia trước khi sử dụng làm nhiên liệu, trong đó có tính đến sự thất thoát 7% hàm lượng năng lượng khi hydrogen (giá trị gia nhiệt thấp hơn 142 MJ/kg) được chuyển hóa thành ammonia dưới áp suất 62 bar, sau đó, ammonia được vận chuyển ở dạng lỏng khoảng 200 km và được chuyển hóa thành hydrogen tại thời điểm sử dụng.

Lộ trình số 1-Sử dụng CO₂ để tăng cường thu hồi dầu

Hiện tại, CO₂ được sử dụng trong các hoạt động tăng cường thu hồi dầu (EOR) ở Lưu vực Permian bắt nguồn từ các thành tạo đá tự nhiên. Trong phân tích này, CO₂ được tạo ra từ quá trình SMR thay thế một phần cho số những CO₂ này với ước tính lượng CO₂ mà các giếng dầu này có thể chứa trong vòng đời giếng là 35 năm. Để tính toán lượng này, bài viết này dựa vào các dự báo của công ty tư vấn ARI (advanced resources international) chuyên cung cấp các dịch vụ liên quan đến khí methane than, khí methane mỏ than, khí đá phiến, khí cát chặt, tăng cường thu hồi dầu (EOR) và cô lập carbon, về mức tiêu thụ CO₂ trong Lưu vực Permian. Ban đầu, CO₂ thu được (từ quá trình SMR) được bơm trực tiếp xuống lòng đất để kích thích sản xuất dầu. Trong vòng một vài năm (năm thứ 3 đến thứ 4), quá trình sản xuất dầu bắt đầu và giếng tạo ra CO₂. Lượng CO₂ này được kết hợp với lượng CO₂ đã thu hồi sẽ được bơm trở lại giếng (CO₂ tái chế). Dần dần, lượng CO₂ tái chế tăng lên đến mức lượng CO₂ thu được bắt đầu giảm vào khoảng năm thứ 6 đến năm thứ 7 và đạt mức bằng 0 vào năm thứ 30. Đồng thời, lượng CO₂ tái chế tăng lên nhiều hơn lượng CO₂ thu hồi được. Dựa trên hồ sơ sử dụng CO₂ này, khoảng 30% lượng CO₂ thu hồi được từ quá trình reforming SMR và chuyển đổi khí thành nước có thể được bơm vĩnh viễn vào quá trình hình thành dầu. Lượng CO₂ còn lại thu được từ quá trình reforming SMR được cho là sẽ được bơm vào tầng ngậm nước mặn. Năng lượng tiêu thụ để bơm vào tầng ngậm nước mặn được giả định là 6,68 kWh/t-CO₂.

Để tính toán lượng phát thải khí nhà kính GHG net-zero từ các kịch bản này, bài viết phân tích giả định mức tiêu thụ năng lượng của EOR là 1,78 kWh/bbl (1 bbl = 5.860 MJ) với việc áp dụng hệ số phát thải CO₂ là 430 kg-CO₂e/bbl để lọc dầu thô và đốt sản phẩm nhiên liệu sau đó. Cuối cùng là việc ấn định mức tín chỉ thay thế là 200 kg-CO₂/bbl để tính việc sử dụng CO₂ có nguồn gốc từ quá trình reforming SMR so với việc chiết xuất và nén CO₂ tự nhiên. Khoảng cách vận chuyển CO₂ giữa nguồn CO₂ (cơ sở reforming SMR) và địa điểm EOR (các mỏ dầu truyền thống trong Lưu vực Permian) được giả định là 50 km vì các địa điểm phù hợp với EOR trải rộng khắp Lưu vực này với gánh nặng phát thải khi xây dựng đường ống được điều chỉnh từ nghiên cứu của Melara và cộng sự, trong đó cường độ phát thải của sắt thép là 2,12 kg-CO₂e/kg và yêu cầu điều áp đối với CO₂ là 1,43 kWh/t-CO₂, trong khi tỷ lệ rò rỉ CO₂ được giả định là 0,15% cho hệ thống đường ống. Việc sử dụng CO₂ từ quá trình reforming SMR thay thế việc chiết xuất CO₂ từ các thành tạo đá tự nhiên để sử dụng trong EOR với việc sử dụng CO₂ tự nhiên gây ra lượng phát thải thượng nguồn là 0,22 t-CO₂/bbl.

Lộ trình số 2: Sử dụng CO₂ để sản xuất chất lỏng cắt phá fracking

Trong phân tích ứng dụng CO₂ do SMR tạo ra làm chất lỏng fracking, sự chuyển đổi quá trình reforming SMR và hydrogen thành các thông số ammonia cũng tương tự giống như trong trường hợp EOR. Các thông số về việc sử dụng CO₂ làm chất lỏng fracking được ghi lại cho thấy, việc sử dụng CO₂ từ quá trình reforming SMR trong trường hợp này thay thế việc sản xuất chất lỏng fracking. Tuy nhiên, việc sản xuất các chất lỏng này tiêu tốn nhiều năng lượng hơn 67% so với chất lỏng fracking chứa nước (2,7 MJ/GJ so với 2 MJ/GJ-khí tự nhiên được chiết xuất).

Thông thường, có tới 50% lượng CO₂ được tạo ra khi dòng chảy ngược được cho là sẽ được bơm thẳng xuống tầng ngậm nước mặn với mức tiêu thụ năng lượng là 6,68 kWh/t-CO₂.

Lộ trình thứ 3: Lưu trữ CO₂ trong các tầng ngậm nước mặn

Phương án EOR và chất lỏng fracking được mô tả ở trên dẫn đến lượng phát thải CO₂ được bổ sung do việc khai thác dầu và khí đốt tăng dần, tương ứng. Vì vậy, bài viết này cũng tính đến lượng khí thải này với một số nguồn đã lập luận rằng EOR làm giảm quá trình loại bỏ carbon bởi vì nó thúc đẩy sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch, trong khi đó, một phân tích khác trước đây lại đưa ra báo cáo EOR có lợi ích giảm thiểu carbon ròng rất cao (0,04 t-CO₂ thoát ra trên tổng 1 t-CO₂ được bơm vào) cũng như việc các nghiên cứu khác thì lại chỉ ra quá trình đốt cháy dầu được sản xuất sẽ thải ra CO₂, điều này có thể làm giảm lợi ích của việc cô lập chúng. Sự khác biệt trong các phân tích trước đây xuất phát từ sự thay đổi về nguồn CO₂, mô hình sản xuất-bơm CO₂ trong khu vực, cân nhắc ranh giới hệ thống và chiến lược phân bổ đồng sản phẩm phụ. Hơn thế nữa, những đường hướng này cũng chỉ giữ lại từ 33% đến 50% lượng CO₂ được bơm vào, trong khi đó, phần còn lại được cho là sẽ được bơm xuống tầng ngậm nước mặn. Mặc dù xét từ góc độ viễn cảnh quá trình kinh tế thì nó khó có thể so sánh với các đường hướng sử dụng CO₂ khác để sản xuất các sản phẩm có thể bán được, song bài viết này đã cân nhắc lộ trình thứ ba không sử dụng CO₂ để sản xuất các sản phẩm nhiên liệu hóa thạch mà cuối cùng chúng sẽ được đốt cháy. Hơn thế nữa, tất cả lượng CO₂ được bơm vào sẽ vẫn được cô lập khi áp dụng mức tiêu thụ năng lượng là 6,68 kWh cho mỗi t-CO₂ được bơm vào tầng ngậm nước mặn. Tất cả các thông số khác vẫn giữ nguyên như các Lộ trình 1 và 2 khi mà CO₂ được bơm xuống tầng ngậm nước mặn thì nước muối sẽ được tạo ra. Điều này đòi hỏi phải xử lý và/hoặc quản lý khác vì lý do môi trường và quy định luật lệ. Tùy thuộc vào hồ bể chứa, việc bơm nước muối vào tầng ngậm nước mặn có thể dẫn đến tiêu hao năng lượng đáng kể khi xử lý nước muối nhân tạo. Tuy nhiên, các tầng ngậm nước mặn tiếp giáp với Lưu vực Permian có đặc điểm là độ mặn thấp, do đó, nhu cầu năng lượng cho quá trình loại bỏ muối có thể được dự báo là thấp hơn 5 kWh/t-CO₂.

Link nguồn:

Https://www.ncbi.nlm.nih.gov/pmc/articles/PMC9242523/pdf/eg2c00001.pdf

Tuấn Hùng

NCBI