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

Lưu vực Permian

Tiềm năng sử dụng CO₂ và H₂ ở Lưu vực Permian

Hiện điều quan trọng là phải xem xét nhu cầu và khả năng EOR dựa trên CO₂ và hoạt động fracking ở Lưu vực Permian. Trong trường hợp sử dụng CO₂ cho EOR, không gian lỗ rỗng có sẵn có thể chứa 2,6 Bt-CO₂ trong 35 năm dựa trên các dự báo cụ thể của Lưu vực này về lượng dầu tồn dư hiện có. Điều này giả định việc khai thác dầu tồn dư là 1 Mbbl/ngày thông qua EOR. Đối với trường hợp chất lỏng fracking CO₂, thì có tới 1.800 giếng mới được khoan mỗi năm với trữ lượng thu hồi dầu dự báo cuối cùng (estimated ultimate recovery-EUR) từ các giếng này ước tính là 2,67 × 10⁷ GJ. Do vậy, chỉ có 50% không gian lỗ rỗng được sử dụng bởi vì một nửa lượng CO₂ quay trở lại bề mặt dưới dạng dòng chảy ngược. Trong trường hợp này, việc có đủ không gian lỗ rỗng để chứa toàn bộ lượng CO₂ do quá trình reforming SMR tạo ra và lượng CO₂ không được giữ lại dưới lòng đất trong quá trình fracking được cho là sẽ được bơm vào các tầng ngậm nước mặn. Hiện cả hai tiểu bang Texas và New Mexico đều có nguồn dự trữ dồi dào ở dạng tầng ngậm nước mặn với tiềm năng lưu trữ theo lý thuyết là 1.700 Bt-CO₂ với khả năng khả thi lớn hơn 200 Bt-CO₂. Điều quan trọng là phải xem xét mục đích sử dụng cuối cùng của dầu được sản xuất thông qua EOR và khí tự nhiên được sản xuất từ ​​fracking, trong khi mức tiêu thụ nhiên liệu lỏng trong lĩnh vực xe vận tải hạng nhẹ sẽ giảm khi điện khí hóa trở nên phổ biến hơn song nhiên liệu lỏng từ dầu mỏ thì sẽ tiếp tục được sử dụng trong hàng không và vận tải hạng nặng, và thậm chí cả vận tải hạng nhẹ, cho đến năm 2050. Nhu cầu đối với khí tự nhiên được dự báo sẽ tăng trong hầu hết các kịch bản Triển vọng năng lượng hàng năm của EIA lên mức từ 32 TCF/năm đến 43 TCF/năm, tăng so với mức 30 TCF/năm hiện tại.

Bên cạnh đó, cùng với CO₂, hydrogen cũng được sản xuất từ ​​quá trình reforming SMR cũng như hydrogen cũng sẽ được sử dụng trong sản xuất phân bón trong thời gian ngắn. Tại khu vực Lưu vực Permian, lượng hydrogen sử dụng cho các nhà máy phân bón là khoảng 60.000 t-H₂ hàng năm, tương ứng với sản lượng khí chỉ là 20 BCF/năm. Mức nhu cầu nhỏ như vậy sẽ không làm ảnh hưởng đáng kể đến lượng phát thải khí nhà kính GHG ở cấp hệ thống. Mặt khác, nhu cầu về H₂ làm nhiên liệu vận tải có thể đạt mức nhu cầu danh nghĩa vào năm 2050 là 22,6 Mt-H₂ với giả định H₂ do quá trình reforming SMR sản xuất sẽ được chuyển đổi thành NH₃, và tương ứng có thể được vận chuyển đến bất kỳ đâu trong nội địa để sử dụng. Việc giả định việc chuyển đổi thành NH₃ do không có hệ thống mạng lưới đường ống hiện có để vận chuyển hydrogen ở áp suất cao với kịch bản mà bài viết này đã áp dụng giả định rằng sản lượng H₂ dựa trên SMR sẽ tăng 16% trong khoảng thời gian từ năm 2020 đến năm 2050.

Phát thải khí nhà kính ở thượng nguồn

Trong phân tích của mình, bài viết này tính đến ba đóng góp vào lượng phát thải khí nhà kính GHG net-zero của một MJ khí tự nhiên trong ranh giới hệ thống: Phát thải khí nhà kính GHG thoát ra vào khí quyển từ quá trình đốt dầu thu hồi, cô lập CO₂ địa chất và lợi ích thu được từ việc mở rộng hệ thống. Cụ thể, trong các trường hợp EOR và fracking tương ứng, việc sử dụng CO₂ từ quá trình reforming SMR thay thế khả năng phục hồi và sử dụng CO₂ tự nhiên cho EOR và sử dụng chất lỏng fracking thông thường. Việc phát thải thượng nguồn có liên quan đến việc thu hồi khí đá phiến, chuyển hóa NGLs thành nhiên liệu và đốt cháy tiếp theo, quá trình reforming SMR và chuyển hóa H₂ thành ammonia với tổng lượng phát thải là 28 g-CO₂e/MJ thông qua yếu tố đóng góp chủ yếu 7 g-CO₂e/MJ từ việc sản xuất và đốt nhiên liệu từ NGLs bởi vì lượng khí thải CO₂ này không được thu giữ.

Việc chuyển hóa hydrogen thành ammonia bằng quá trình Haber-Bosch tiêu tốn nhiều khí nhà kính GHG là quá trình thương mại duy nhất thải ra lượng 7 g-CO₂e/MJ với quá trình chuyển hóa thành ammonia xảy ra ở áp suất 62 bar. Quá trình điều áp, sau đó chuyển hóa trở lại thành hydrogen tiêu thụ 7% năng lượng mà hydrogen có áp suất chứa. Yếu tố cuối cùng tạo ra lượng phát thải ở thượng nguồn là quá trình reforming SMR đóng góp tới 2 g-CO₂e/MJ. Khi tính toán lượng khí thải này, việc giả định tỷ lệ CO₂ thu hồi được là 90% song có thể đạt được tỷ lệ thu hồi lên tới 96% với điều kiện sự gia tăng này phải trả giá bằng việc giảm sản lượng hydrogen. Mục tiêu chính duy nhất để giảm phát thải là giảm rò rỉ khí methane khi áp dụng giá trị 6 g-CO₂e/MJ cho lượng rò rỉ khí methane dựa trên nghiên cứu trước đây, trong khi các nghiên cứu gần đây lại chỉ ra có trên 50% lượng khí thải methane từ sản xuất khí đốt có thể được giảm bớt, điều này giúp đem lại lợi ích kinh tế net-zero, nghĩa là, giá thị trường của khí tự nhiên thu hồi có thể bù đắp chi phí thay đổi cơ sở hạ tầng nhằm hạn chế phát thải.

Ngoài ra, bài viết phân tích này cũng đã cân nhắc sử dụng phương pháp mở rộng hệ thống và ấn định tín chỉ cho xăng thay thế H₂ làm nhiên liệu vận tải với tín chỉ thu được sẽ là 139 g-CO₂e/MJ của NG, điều này sẽ làm sai lệch đáng kể kết quả cuối cùng bởi vì tỷ lệ năng lượng của H₂ và CH₄ được tạo ra là 3:4 nên việc phân bổ năng lượng có tính bảo vệ cao hơn so với việc mở rộng hệ thống. Hơn thế nữa, khi nhiên liệu được sử dụng trong ngành xe vận tải hạng nhẹ chuyển dịch sang sử dụng điện thì lợi ích thay thế này sẽ bị giảm bớt.

Kết quả của Lộ trình 1-Sử dụng CO₂ trong EOR: Trong lộ trình này, ngoài lượng phát thải ở giai đoạn trước đã được mô tả ở phần trước đó, có tới 9 g-CO₂e/MJ được thải ra từ quá trình đốt dầu sản xuất, điều này bao gồm 25% tổng lượng khí thải trong lộ trình này. Kết quả này tương tự với nhiều nghiên cứu vòng đời khác của EOR, trong đó lượng khí thải từ việc đốt nhiên liệu thu hồi làm giảm lượng CO₂ tránh được trong công nghệ CCS. Tất cả những lượng khí thải này, đặc trưng cho Lưu vực Permian, có thể thấp hơn ở những khu vực có sự gia tăng năng suất dầu trên mỗi tấn CO₂ được bơm vào có thể thấp hơn, chẳng hạn như ở khu vực Bờ Vịnh Hoa Kỳ.

Mặt khác, xét về khả năng cô lập CO₂ trực tiếp về mặt địa chất thì việc nhắc lại các giả định chính về dòng CO₂ là điều rất hữu ích. Trong trường hợp EOR, hầu hết CO₂ được tạo ra trong những năm sau cùng của quá trình bơm sẽ được tái chế, tức là được bơm trở lại bể chứa dầu và lượng CO₂ dư thừa sẽ được chuyển đến tầng ngậm nước mặn. Việc cô lập CO₂ về mặt địa chất chiếm 83% lợi ích giảm thiểu tổng thể trong trường hợp EOR. Tất cả các tài liệu và phân tích quan điểm trước đây về kiểm kê vòng đời của công nghệ CCS đều đã chỉ ra lợi ích giảm thiểu sẽ dễ bảo vệ hơn nếu chúng chủ yếu dựa vào khả năng cô lập địa chất thực tế (tổng lượng CO₂ được bơm vào mỏ dầu và tầng ngậm nước mặn trong bài phân tích này) thay vì lợi ích thay thế có thể thay đổi tùy theo biến động của thị trường và khi công nghệ phát triển. Bài viết phân tích này cũng đã đa dạng hóa các lựa chọn lưu trữ CO₂ khi các mỏ dầu đã bão hòa CO₂ thì lượng CO₂ dư thừa được cô lập về mặt địa chất trong các tầng ngậm nước mặn lưu trữ 14 g-CO₂e/MJ trong trường hợp EOR. Việc thay thế các sản phẩm/quá trình hiện có làm giảm lượng phát thải khí nhà kính GHG net-zero, ví dụ như các hoạt động EOR hiện tại ở Lưu vực Permian sử dụng CO₂ từ các thành tạo đá tự nhiên. Việc chuyển sang sử dụng CO₂ thu được từ quá trình reforming SMR có thể đem lại lợi ích mở rộng hệ thống là 4 g-CO₂e/MJ.

Kết quả của Lộ trình 2-Sử dụng CO₂ làm chất lỏng fracking: Tại Lộ trình 2, lượng khí thải thấp hơn so với Lộ trình 1 song các khoản tín chỉ thay thế cũng vậy, theo đó, lượng phát thải ròng là tương tự (gần 32 g-CO₂e/MJ), do vậy, lượng phát thải từ quá trình đốt cháy nhiên liệu ít hơn một chút trong Lộ trình 2, tức là 6 g-CO₂e/MJ với giả định lượng phát thải CO₂ từ quá trình đốt khí tự nhiên được tạo ra sẽ được thu giữ với hiệu suất 90%. Nếu chúng ta cho rằng ranh giới hệ thống kết thúc tại cổng của nhà máy xử lý khí phản ánh các điều kiện ngày nay ở Lưu vực Permian, thì NG được tạo ra cũng có thể được đốt cháy và lượng phát thải thu hồi được thu giữ với hiệu suất tới 90%. Trong trường hợp này, lượng phát thải ở cấp hệ thống sẽ vào khoảng 45 g-CO₂e/MJ, vượt quá lượng phát thải của Lộ trình 2.

Kết quả. Lộ trình 3-Cô lập CO₂ trong các tầng ngậm nước mặn: Theo lộ trình này đã ước tính tổng lượng phát thải khí nhà kính GHG sẽ là 28 g-CO₂e/MJ, tránh đốt dầu và khí tạo ra từ việc sử dụng CO₂ có nguồn gốc từ quá trình reforming SMR. Việc bơm CO₂ vào tầng ngậm nước mặn đã đóng góp dưới 1% tổng lượng khí thải. Về cơ bản, tất cả lượng khí thải CO₂ đều xuất phát từ các quá trình thượng nguồn. Tổng lượng CO₂ lưu trữ trong tầng ngậm nước mặn là 18,8 g-CO₂e/MJ. Nhìn chung, tiểu bang Texas hiện đã sở hữu hơn 1.500 Gt CO₂ dung lượng lưu trữ và phần lớn trong số này nằm ở Lưu vực Permian.

Link nguồn:

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

Tuấn Hùng

NCBI