Thu giữ, lưu trữ, sử dụng CO2 trong hoạt động dầu khí [kỳ 1]: Tiềm năng trong khai thác dầu khí

Nút thắt cản trở triển khai công nghệ thu giữ, lưu trữ CO2 tại một số nước Đông Nam Á Một số “nút thắt” là những nguyên nhân dẫn đến sự chậm triển khai công nghệ thu hồi và lưu giữ carbon (CCS) tại các nền kinh tế APEC Đông Nam Á. Bài viết của TS. Phùng Quốc Huy - Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng châu Á - Thái Bình Dương (APERC) viết riêng cho Tạp chí Năng lượng Việt Nam dưới đây sẽ xác định 6 nút thắt chính đã cản trở quá trình triển khai các dự án CCS tại các nước khu vực APEC Đông Nam Á. Hy vọng rằng, các “nút thắt” sẽ dần được tháo gỡ trong những năm tới, góp phần đẩy nhanh tốc độ triển khai các dự án CCS trong khu vực.

Tổng quan công nghệ thu giữ, lưu trữ CO2 và những rào cản triển khai Theo dự báo, đến năm 2030, sản lượng năng lượng sơ cấp từ than đạt 3.976 triệu tấn dầu quy đổi (TOE) và lượng khí thải CO2 là 38.749 triệu tấn CO2 mỗi năm. Vì vậy, việc thu hồi và lưu giữ carbon (CCS) được xem là một trong các biện pháp quan trọng để giảm phát thải khí nhà kính. Tuy nhiên, ngoài một số thuận lợi, còn có nhiều rào cản khiến công nghệ thu giữ CO2 vẫn chưa được áp dụng rộng rãi trên quy mô toàn cầu. Tổng hợp của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Giới thiệu chung:

Thu giữ, sử dụng và lưu trữ CO2 (Carbon Capture Utilization and Storage - CCUS) là công nghệ liên quan đến việc thu hồi CO2 từ các nguồn phát thải lớn (bao gồm các nhà máy điện, các cơ sở công nghiệp sử dụng nhiên liệu hóa thạch, hoặc sinh khối để làm nhiên liệu), qua đó làm giảm tác động tới quá trình biến đổi khí hậu.

Ngoài ra, CO2 cũng có thể được thu hồi trực tiếp từ khí quyển. CO2 sau khi thu hồi, nếu không được sử dụng tại chỗ sẽ được nén và vận chuyển đến nơi sử dụng carbon, hoặc được bơm vào lòng đất (các mỏ dầu khí đã cạn kiệt, các tầng nước ngầm khoáng hóa, các tầng chứa muối và các vỉa than không thể khai thác) để lưu trữ vĩnh viễn.

Hình 1: Sơ đồ công nghệ CCUS. (Nguồn: IEA, 2020 [1]).

Công nghiệp dầu khí là một trong những ngành áp dụng CCUS sớm nhất, đã triển khai công nghệ này từ những năm 1970 ở Bắc Mỹ. Điều này là do ngành dầu khí đã phát triển và sử dụng nhiều kỹ thuật không thể thiếu cho CCUS như: Tách CO2 khỏi khí tự nhiên trước khi có thể được vận chuyển bằng đường ống, bơm ép CO2 vào các thành tạo địa chất để giảm cường độ phát thải, hoặc bơm ép CO2 vào các tầng chứa để gia tăng thu hồi dầu. Có một số quá trình trong công nghiệp dầu khí tạo ra các dòng CO2 có nồng độ cao, vì vậy, tương đối dễ dàng và hiệu quả để thu giữ, lưu trữ.

Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) ước tính rằng: Có hơn 700 triệu tấn khí thải CO2 từ các hoạt động khai thác dầu khí có thể tránh được bằng cách sử dụng CCUS và hơn 250 triệu tấn có thể được thu giữ với chi phí dưới 50 USD/tấn [2].

Hầu hết các cơ hội với chi phí thấp hơn là trong lĩnh vực chế biến khí. Ngày nay, 11 trong số 21 cơ sở CCUS quy mô lớn (thu giữ ít nhất 0,8 triệu tấn CO2/năm đối với nhà máy điện chạy bằng than và 0,4 triệu tấn/năm đối với các cơ sở công nghiệp khác) đang hoạt động trên toàn thế giới kết hợp với các nhà máy khí tự nhiên, thu giữ khoảng 21,5 triệu tấn CO2/năm [2, 3].

CCUS cũng có thể giúp thương mại hóa các mỏ khí CO2 cao trước đây chưa khai thác được. Đầu năm 2020, Petronas, JOGMEC và JX Nippon đã công bố một thỏa thuận hợp tác đánh giá khả năng sử dụng lưu trữ carbon (CCS) để phát triển một số mỏ khí CO2 cao ở Malaysia.

Sử dụng CO2 để gia tăng thu hồi dầu (CO2 - EOR) đã được sử dụng trong nhiều thập kỷ. Hiện nay, 15 trong số 21 cơ sở CCUS quy mô lớn đang hoạt động sử dụng EOR làm phương thức lưu trữ CO2 vĩnh viễn. CO2 còn được sử dụng trong nhiều lĩnh vực khác như: Sản xuất ethanol, lọc hóa dầu, sản xuất hydrogen, thực phẩm, đồ uống, làm mát, xử lý nước và nhà kính…

Tiềm năng thực hiện CCUS trong khai thác dầu khí:

CCUS là một trong số ít các giải pháp để khử carbon trong các ngành công nghiệp nặng và mở ra các cơ hội kinh tế mới liên quan đến sản xuất hydro, hoặc amoniac carbon thấp; giảm lượng khí thải của chuỗi cung ứng khí đốt tự nhiên. CCUS đóng góp vào việc giảm phát thải ở tất cả các khu vực trong "Kịch bản phát triển bền vững". Ba khu vực gồm: Hoa Kỳ (quốc gia hàng đầu về CCUS hiện nay), châu Âu và Trung Quốc cùng nhau chiếm khoảng 2/3 CCUS đang hoạt động hiện nay (tính theo khả năng thu giữ CO2) và gần 90% công suất đang được xây dựng, hoặc theo kế hoạch. Về con số tuyệt đối, Trung Quốc đóng góp lớn nhất, chiếm khoảng 1/4 tổng lượng CO2 ước tính được thu giữ tích lũy đến năm 2070 trên toàn thế giới [1].

Sự quan tâm đến CCUS ở Đông Nam Á ngày càng tăng theo xu hướng quốc tế. Ở Đông Nam Á, ít nhất có 7 dự án tiềm năng đã được xác định và đang trong giai đoạn đầu phát triển ở Indonesia, Malaysia, Singapore và Timor-Leste. Mạng lưới CCUS châu Á thành lập vào tháng 6/2021 với mục tiêu tạo điều kiện hợp tác, triển khai CCUS là một dấu mốc quan trọng và cơ hội để nâng cao CCUS trong khu vực.

IEA ước tính tiềm năng lưu trữ khoảng 170 Gt CO2 ở khu vực Đông Nam Á, phần lớn trong các tầng chứa nước khoáng hóa, các mỏ dầu khí cạn kiệt [4].

Bơm ép CO2 vào các mỏ dầu làm tăng áp suất tầng chứa và cải thiện tính lưu động của dầu để tăng cường thu hồi (CO2 - EOR) là một công nghệ thương mại đã được áp dụng từ những năm 1970. Hoa Kỳ đang tiếp tục thống trị ngành công nghiệp CO2 - EOR, được tạo điều kiện thuận lợi bởi cơ sở hạ tầng đường ống rộng khắp khoảng 8.000 km.

Ngày nay, từ 0,3 tấn đến 0,6 tấn CO2 được đưa vào quy trình EOR trên mỗi thùng dầu được sản xuất tại Hoa Kỳ. Các quốc gia khác áp dụng CO2 - EOR, nhưng ở quy mô nhỏ hơn (bao gồm Brazil, Canada, Trung Quốc và Thổ Nhĩ Kỳ) [1].

Trên toàn cầu, ước tính có khoảng 190 đến 430 tỷ thùng dầu có thể thu hồi, về mặt kỹ thuật bằng CO2 - EOR đòi hỏi phải bơm từ 60 đến 390 tỷ tấn CO2, so với tổng lượng phát thải CO2 liên quan đến năng lượng khoảng 33 tỷ tấn vào năm 2019 [1]. Những trở ngại chính đối với việc triển khai rộng rãi CO2 - EOR là vốn đầu tư lớn cho các dự án, điều kiện địa chất phù hợp, thiếu cơ sở hạ tầng vận chuyển và thiếu nguồn CO2 giá rẻ, đáng tin cậy gần các mỏ dầu.

Mô hình của IEA cho thấy rằng: Giảm phát thải ròng từ CO2 - EOR là đáng kể, lên tới 0,5 đến 1,5 tấn CO2 trên mỗi tấn dầu được khai thác do bơm ép (tùy thuộc vào dự án và loại dầu) [1].

Sử dụng CO2 trong khai thác dầu khí:

CO2 có thể được sử dụng trực tiếp, hay gián tiếp cho một loạt các sản phẩm và dịch vụ. Khoảng 230 triệu tấn CO2 được sử dụng trên toàn cầu mỗi năm, nhiều nhất là công nghiệp phân bón với 125 triệu tấn CO2/năm, tiếp theo là công nghiệp dầu khí khoảng 70 - 80 triệu tấn CO2/năm để thực hiện nâng cao thu hồi dầu (EOR) [1].

Những năm gần đây, việc kết hợp sử dụng hiệu quả cao CO2 và lưu trữ địa chất đã thu hút được sự quan tâm lớn của nhiều quốc gia. CO2 đã và đang đóng một vai trò quan trọng trong phát triển mỏ dầu khí, đặc biệt là trong EOR. Bơm ép trộn lẫn CO2 (CO2 miscible flooding), bơm ép không trộn lẫn CO2 (CO2 immiscible flooding), bơm ép CO2 giếng đơn (CO2 single well huff and puff), bơm ép bọt CO2 (CO2 foam flooding), nứt vỡ vỉa sử dụng bọt CO2 (CO2 foam fracturing), khoan sử dụng CO2 siêu tới hạn (supercritical CO2 drilling), khai thác khí đá phiến, khí than, băng cháy bằng cách thay thế CO2 và các công nghệ khác đã và đang được tiếp tục nghiên cứu.

Trong suốt vòng đời của một tầng chứa/mỏ, việc khai thác dầu thường trải qua ba giai đoạn: Sơ cấp, thứ cấp, tam cấp. Thu hồi dầu bằng cơ chế (áp suất) tự nhiên của tầng chứa (thu hồi sơ cấp) ít khi vượt quá 20% lượng dầu tại chỗ ban đầu (OOIP). Các phương pháp thu hồi thứ cấp thường làm tăng thêm vài phần trăm thu hồi. Các phương thức tam cấp, hay EOR (bao gồm bơm ép khí, thu hồi nhiệt và các phương pháp hóa học). Bơm CO2 vào các tầng chứa dầu để cải thiện việc thu hồi dầu ở quy mô thương mại đã được thực hiện từ gần nửa thế kỷ trước và được áp dụng nhiều hơn kể từ năm 2002, do kết quả của Nghị định thư Kyoto và việc áp thuế carbon.

Nâng cao thu hồi dầu bằng cách sử dụng CO2 (CO2 - EOR) có thể tăng sản lượng dầu trong giai đoạn cuối của vòng đời vỉa, vượt qua khả năng đạt được bằng các phương pháp thu hồi thông thường. So với các phương pháp thu hồi tam cấp khác, CO2 có khả năng xâm nhập vào các vùng trước đây chưa bị nước xâm nhập và giải phóng dầu bị mắc kẹt không được đẩy ra bằng các phương pháp truyền thống. EOR có thể đạt được bằng cách sử dụng bơm ép CO2 thông qua dịch chuyển trộn lẫn (Miscible Displacement), hoặc không trộn lẫn (Immiscible Displacement), tùy thuộc vào áp suất, nhiệt độ tầng chứa và đặc tính của dầu. Hầu hết các dự án CO2 - EOR đang hoạt động đều dựa trên quá trình CO2 trộn lẫn. Tuy nhiên, lo ngại đối với dịch chuyển trộn lẫn CO2 là hiện tượng kết tủa asphalt có thể làm tắc tầng chứa, giảm khả năng thu hồi dầu nếu một lượng CO2 vừa đủ được hòa tan vào dầu thô [5].

Khí CO2 được bơm vào vỉa khi thực hiện EOR thường có độ tinh khiết từ 95 đến 99% (thể tích). CO2 được nén, làm khô, làm mát, trước khi được vận chuyển và bơm vào vỉa tại các giếng bơm ép bố trí xung quanh giếng khai thác. Quá trình bơm ép nước - khí xen kẽ (WAG), trong đó, bơm ép nước và CO2 luân phiên được sử dụng phổ biến nhất (Hình 2).

Hình 2: Sơ đồ thực hiện gia tăng thu hồi dầu bằng bơm ép nước - khí CO2 luân phiên [6].

Một phần CO2 được bơm vào (30 đến 70%) trở lại cùng với dầu khai thác và thường được tách, nén, bơm lại vào tầng chứa. CO2 còn lại sẽ được lưu trữ vĩnh viễn trong tầng chứa [5]. Việc cung cấp CO2 phải được đảm bảo trong toàn bộ vòng đời của dự án, thường từ 10 đến 30 năm. Tốc độ dòng CO2 bơm ép thay đổi theo thời gian, trong trường hợp cung cấp CO2 liên tục, phải có hệ thống chứa CO2 tạm thời tại giàn trong khi chờ bơm xuống vỉa.

Theo số liệu của Global CCS Institute, 2021 [7]: Trong số 27 dự án CCS thương mại đang hoạt động hiện có tới 22 dự án CO2 - EOR, nhưng hầu hết các dự án CO2 - EOR trên đất liền, chỉ có 1 dự án CO2 - EOR ngoài khơi, đó là dự án CCUS mỏ dầu Lula của Petrobras (Brazil) với trữ lượng 15 tỷ thùng quy dầu ở khu vực nước sâu (2km) thuộc bể trầm tích Santos với công suất bơm ép 3 triệu tấn CO2/năm từ năm 2013 vào tầng chứa carbonate dưới muối, sâu 5 - 7 km dưới mặt nước biển.

(Đón đọc kỳ tới...)

NGUYỄN ANH ĐỨC - TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

[1] IEA Report, “Energy Technology Perspectives 2020: Special Report on Carbon Capture Utilisation and Storage: CCUS in clean energy transitions”, 2020. https://iea.blob.core.windows.net/assets/181b48b4-323f-454d-96fb-0bb1889d96a9/CCUS _in_clean_energy_transitions.pdf

[2] Guloren Turan, “CCS: Applications and Opportunities for the Oil and Gas Industry”, Global CCS Institute, May 2020. https://www.globalccsinstitute.com/ resources/publications-reports-research/ccs-applications-and-opportunities-for-the-oil-and-gas-industry/

[3] Global CCS Institute, “Global Status of CCS 2021: CCUS Accelerating to Net Zero”, 2021. https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2021/10/2021-Global-Status-of-CCS-Report_Global_CCS_Institute.pdf

[4] IEA, “Carbon Capture, Utilisation and Storage: The Opportunity in Southeast Asia”, June 2021. https://iea.blob.core.windows.net/assets/2c510792-7de5-458c-bc5c-95c7e2560738/CarbonCaptureUtilisationandStorage_TheOpportunityinSoutheastAsia.pdf

[5] Andrei, Maria, De Simoni, Michela, Delbianco, Alberto, Cazzani, Piero, and Zanibelli, Laura; “Enhanced Oil Recovery with CO2 Capture and Sequestration”, WEC: N. p., 2010. https://www.osti.gov/etdeweb/servlets/purl/21403705

[6] Melzer Consulting, “Optimization of CO2 storage in CO2 enhanced oil recovery projects”, 30 November 2010. https://assets.publishing.service.gov.uk/ government/uploads/ system/uploads/attachment_data/file/47992/1006-optimization-of-co2-storage-in-co2-enhanced-oil-re.pdf

[7] David Kearns, Hary Liu, Chris Consoli, “Technology Readiness and Costs of CCS”, Global CCS Institute, March 2021. https://www.globalccsinstitute.com/ wp-content/uploads/2021/04/CCS-Tech-and-Costs.pdf

[8] IEA, Technology Roadmap: Carbon Capture and Storage 2009, Paris, France. https://iea.blob.core.windows.net/assets/6fb1a978-4fa3-4ab0-8ef4-7d18cc9c1880/CCSRoadmap2009.pdf

[9] Global CCS Institute, “The Global Status of CCS 2020: Targeting Climate Change”. https://www.globalccsinstitute.com/resources/global-status-report/

[10] ExxonMobil, Carbon capture and storage. https://corporate.exxonmobil.com/-/media/Global/Files/carbon-capture-and-storage/CCS-Infographic.pdf

[11] Eni report “Eni for 2020 - Carbon neutrality by 2050”, 12th May 2021. https://www.eni.com/assets/documents/eng/just-transition/2020/Eni-for-2020-Carbon-neutrality-by-2050.pdf.

[12] Royal Ductch Shell Plc report “Shell energy transition strategy 2021”, 15th April 2021. https://www.shell.com/investors/shareholder-meetings/_jcr_content/ par/expandablelist_copy/expandablesection_11.stream/1618407326759/7c3d5b317351891d2383b3e9f1e511997e516639/shell-energy-transition-strategy-2021.pdf.

[13] TotalEnergies report “Our 2030 targets towards carbon neutrality in 2050”, September 2021. https://totalenergies.com/sites/g/files/nytnzq121/files/documents/2021-10/ TotalEnergies_Climate_Targets_2030_EN.pdf

[14] Repsol press release “Repsol increases its targets for renewable

generation and emission reductions”, 05th October 2021. https://www.repsol.com/content/dam/repsol-corporate/en_gb/sala-de-prensa/documentos-sala-de-prensa/pr05102021-repsol-increases-its-targets-for-renewable-generation-and-emission-reductions.pdf

[15] Nan Wang, Keigo Akimoto, Gregory F.Nemet, “What went wrong? Learning from three decades of carbon capture, utilization and sequestration (CCUS) pilot and demonstration projects”, Energy Policy, Volume 158, November 2021, 112546. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2021.112546.

[16] N.T. Khương, “Công nghệ thu hồi, lưu trữ và sử dụng carbon (CCUS) trong xu hướng chuyển dịch năng lượng sạch”, Báo cáo chuyên đề của Ban Chiến lược PVN, 2021.

[17] ADB, “Prospects for Carbon Capture and Storage in Southeast Asia”, Sept. 2013. https://www.adb.org/sites/default/files/publication/31122/carbon-capture-storage-southeast-asia.pdf

[18] JOGMEC, “CO2-EOR Huff ‘n’ Pub Pilot Test in Block 15-1, Offshore Vietnam”, February 2012.