CO2地质封存作业Word格式文档下载.docx
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1、引言
工业革命以来的一百多年里，迅速发展的科学技术和工业生产给人类的生活带来了巨大的变化，人类能够更加自由的利用和支配自然。
但是在人类生活水平日益提高的同时，我们也不得不为自身赖以生存的自然环境的恶化而担忧。
其中由于包括CO2在内的温室气体（GHG）的大量人为排放所引起的温室效应正引起人类的广泛关注。
目前主要的CO2减排技术包括提高化石燃料的能源利用率，使用低碳或无碳的新兴能源（如太阳能、风能、核能、生物能等）作为化石燃料（煤、石油、天然气）的替代品，以及CO2的收集与储存（CO2CaptureandStorage，CCS）。
后者是将工业点源捕集回收的CO2运输到储存场地，通过储存使其长时间（几百上千年甚至更长）的与大气隔离，从而达到减少人为CO2排放量的目的。
目前的主要研究为CO2在深层地质介质和海洋中的储存，以及在地表利用矿物碳酸化固定CO2。
在这3中储存形式中，矿物碳酸化费用昂贵且对环境产生潜在危害，CO2海洋储存则是一种不成熟的技术，通过物理、化学作用改变附近区域的生态环境，从而对海洋生物造成危害。
相比来说，CO2的地质封存是最具潜力的储存技术，因为在油气田开发、废物处置和地下水保护中积累的经验有助于该项技术的顺利开展，在世界范围内有着较大容量的储存潜力，并且有着较好的安全性，可以保证注入的CO2长期封存于储层中。
目前主要的CO2地质储存场地包括深部咸水含水层，废弃的油、气储层和不可采的贫瘠煤层。
CO2的减排目标是：
截至2050年，减少CO2排放量30%以上，并捕集和封存CO220%以上。
能源需求的增加特别是煤炭仍为21世纪的主要能源，这种矛盾使得减排和CO2的封存问题显得尤为严峻。
据国际能源署（IEA）预测，到2050年CCS技术对减排的贡献可以达到20%。
2、CCS技术
CCS是指将从集中排放源（发电厂、钢铁厂等）分离得到的CO2注入到地下深处具有适当封闭条件的地层中隔离起来，即把CO2归还原位——地下深部，有储存容量大、时间长、可利用成熟技术等特点。
可用于CO2地下储存的场地主要有油气田、沉积盆地内的咸水含水层和无商业开采价值的深部煤层等。
CCS减排技术实施的潜力取决于相对其他减排措施的成本。
提高能源利用率实现CO2减排存在技术上的极限，并将额外付出一定的经济成本；
减排措施在设备制造、安装、运行过程中存在能源消耗，风能、太阳能、生物质能、低碳能源等减排措施的减排效果并不如预期的有效；
而CCS具有减少整体减排成本以及增加实现温室气体减排灵活性的潜力，同时容许化石能源的继续使用，其优点显着，CCS在减排技术体系中的作用在21世纪内将会大幅度上升。
但CCS的广泛应用取决于技术成熟性、成本核算、技术普及和转让、法律法规、环境评估和公众反应等诸多因素。
目前已商业化的CCS项目有3个，分别是“挪威国营石油和天然气公司Statoil的Sleipner深部盐水含水层封存项目”，该项目将采集到的CO2注入海底以下约800m深处的含盐水岩层中，1996年10月启动，日注入量大约为2700t，由于当时挪威已开始征收碳素税，而该公司在北海的天然气田生产的天然气中含有9%的CO2，为免交碳素税，该公司选择了含水层封存，这是世界上第一次商业规模的含水层封存工程，近6年的工程实践表明，封存成本与碳素税额基本持平，证明了含水层封存的经济性；
美国北达科他州气化公司“WeyburnCO2强化采油项目”，该公司生产甲烷的副产品是CO2，通过管道运输用于在加拿大Weyburn油田注入地层帮助开采石油，从2000年项目启用至今，没有任何迹象表明有CO2渗漏到地表或近地表环境;
阿尔及利亚“InSalah天然气项目”，InSalah的Krechba气田有一些气藏所生产的天然气伴生大量的CO2（最多10%），CO2通过3个深井被注入1800m以下的砂岩储层中。
日本的研究基本与欧洲及北美国家同步，受挪威Sleipner工程成功的鼓舞，日本新能源技术综合开发机构启动了“CO2含水层封存技术研究开发计划”（2000—2005年），到2005年项目结束时，在新泻县长岗市向1200m深的地下注入2万t
CO2，用地震波层析技术对注入地中的CO2进行了监测，证实了CO2被封闭在地层中。
更有意义的是，即使在2004年10月23日的新泻地震（里氏6.8级，震源距封存场地只有13km）中，也未发现泄漏迹象。
目前各国正在开展的大型CCS研发项目见表1。
未来随着CCS技术的研究、发展以及规模效应，CCS的成本将会显着降低。
如新颖的捕获CO2技术具有更低的CO2捕获成本，新建排放源与封存场地地理匹配良好将显着降低CO2运输成本，煤气化、燃烧前捕获、废弃气体联合地质封存等新技术可显着提高CCS系统的经济性和环境效益。
综上所述，CCS技术将对CO2减排贡献巨大，并将对CO2减排产生深远影响。
2.1、CO2捕捉与运输
2.1.1、CO2捕捉
主要有3中捕捉情况：
燃烧前捕捉、燃烧后捕捉和富氧循环燃烧。
不过，根据IPCC2005年的报告，这3中方法尚未有工业级别的大规模应用。
目前，在世界上计划进行的29项CO2捕捉和埋存项目中，有6项使用富氧循环燃烧捕捉、12项使用燃烧后捕捉、10项使用燃烧前捕捉，还有将于2010年在中国进行的NZEC项目使用方法未定。
另外，除了上述3种方法，还有微生物碳捕获，并作为生态燃料的方法，美国已经有类似项目正在进行，力图研究出能够分解CO2的微生物。
我国生物学家在2008年提出了一种微生物碳捕获的生态燃料，已经试验成功。
从捕捉的阶段可以划分出以下3种类型。
1）燃烧前捕捉。
在煤炭在气化炉中气化之后，CO与水蒸气反应，生成CO2和H2的混合气体，这个过程会增加CO2的浓度，提高捕捉效率。
之后，利用固体吸附剂或化学溶剂吸收CO2，将其与H2分离，再通过加温或减压使得吸附剂或溶剂释CO2，将其冷却加压成为超流体，为将来运输做准备，H2可作为氢点火涡轮或加热器的燃料。
将CO2与其他气体分离，除了使用吸附剂或溶剂，还有很多其他的方法，主要有吸附、溶剂、膜分离、催化等几种。
吸附剂主要使用金属有机骨架（MOF），是由美国密西根开发的一种超级海绵状物质，可吸收CO2，加热即可释放；
溶剂也包括物理溶剂和化学溶剂，物理溶剂主要使用乙二醇和甲醇，粒子溶液还在试验当中，化学溶剂近年来氨溶液使用比较多；
膜分离技术根据材料不同分为固体膜分离和液体膜分离，比如醋酸纤维，目前使用的膜材料主要包括陶瓷、聚合物等。
氢氧化物在CO2捕捉中的使用也在研究中。
前两种方法目前在发电厂有一定应用，尤其是氨溶剂因其使用历史长和价格优势成为首选。
其他几种方法还在实验当中。
这种方法比较适用于整体煤气化联合循环（IGCC）发电厂。
2）燃烧后捕捉。
对于化石燃料燃烧后产生的工业废气，首先选择铱、铬、石灰石浆等进行除硫，然后吸附剂或溶剂吸收CO2，再通过加热或减压捕获CO2。
这种方法主要适用于粉尘煤发电厂和循环流化床发电厂。
此方法主要使用富氨吸附剂或金属有机骨架（MOF），也可以使用化学溶剂，近年来氨溶液使用比较多，膜分离可采用与氨混合的膜材料，或采用催化CO2处理的方法。
3）富氧循环燃烧捕捉。
在富含氧气的条件下燃烧化石燃料，并且工业废气循环进入锅炉，在这种条件下燃烧会减少所产生的氮氧化物和硫，使得CO2易于分离。
产生的气体主要由水蒸气和高浓度CO2构成，去除水蒸气后，可以方便的捕获CO2。
2.1.2、CO2运输
CO2被捕捉后，需要运输到选定的埋存地点。
可以使用管道、船舶和罐车来运输CO2，不过对于陆地的CCS项目来说，管道运输还是相对可行的方法。
管道设计要考虑到管壁厚度、管道直径、材料强度等因素，还有流体的温度、压力、性质，对于流体性质一般要设计相应的模型进行计算。
目前，美国等国家在管道运输技术方面已很成熟，需要解决的问题是如何降低运输成本。
运输成本主要取决于管道长度和管道直径，而由于捕获（包括压缩）成本非常高，使得运输成本在整个成本中所占比例较低。
因此，只要捕获和封存成本较低，或为了获得其他一些收益（如提高油田采收率），许多国家不惜长距离运输的高成本远距离输送CO2。
2.2、CO2封存方法
2.2.1、CO2地下封存
CO2地下封存主要有三种方式：
不可采煤层、废弃油气田以及深部盐水层（图1）。
1）油气田
油田和气田是天然的流体储库。
其中的地质流体已经在地质历史上安全保存了千百万年，因此有充分的理由相信注入的CO2能够在足够长的时间内保持隔离状态，不被释放到大气中去。
采用油气田封存CO2的情况有2种：
一是利用废弃油气田，将CO2直接注入其原始储油（气）层中，能够可靠地封存CO2；
另一种是采用CO2—EOR技术（EOR为EnhanceOilRecovery的缩写，即“提高石油回采率”），超临界状态的CO2直接注入已开采过的储油层中，在高压条件下CO2推动原油向生产井流动，从而提高石油的采出率。
其中部分CO2溶解于未能被开采的原油中或贮存于地层孔隙中，部分CO2随原油、水和天然气从生产井排出，这部分CO2可以通过分离和压缩由注气井循环注入储油层。
图1CO2地下封存的三种方式
2）沉积盆地的咸水含水层
咸水含水层贮存CO2的机制有3种：
①地层作为容器封闭CO2，即把CO2以气体或者超临界流体的形态存储在低渗透性的岩石盖层下，把CO2装进类似“密封罐”的地下空间；
②含水介质，即岩石矿物与CO2发生化学反应，如贮存于深层含水层中的CO2与含水层中的碳酸盐和硅酸盐矿物发生反应，形成重碳酸盐，达到稳定CO2的目的，从而使CO2能够长期安全保存于地下介质中；
③CO2溶解在地下水中，称为水中溶解性捕集，这个过程会使地下水的酸度略微增加，也增加了许多成岩矿物的溶解度。
3）无商业开采价值的深部煤层
在煤系地层中，普遍存在着因技术原因或经济原因而丢弃的煤层，例如不可采的薄煤层、埋藏超过终采线的深部煤层和构造破坏严重的煤层等，这些无法开采的煤层是封存CO2的另一个潜在的地质构造。
当CO2注入到这样的煤层中，在煤层的孔裂隙中渗流扩散、吸附，最终以吸附态、游离态赋存于煤层中。
媒体表面吸附CO2的能力大约是吸附甲烷能力的2倍，当CO2被注入煤层后，其降低了CH4竞争吸附空间，可以将甲烷从煤的微表面置换出来，从而提高煤层CH4的采收率，提高煤层气的产量，该技术被称为CO2—ECBM（EnhancedCoalbedMethane）技术。
在考虑把咸水含水层作为二氧化碳的储藏场所前，需要对它的容量、完整性以及二氧化碳对环境的影响进行深入地研究，咸水含水层不像二氧化碳驱油那样具有附加价值。
废弃的油气田完整性很好，但是它们的储存能力较小，由于捕集、处理和运输费用而使这项技术很昂贵。
若与其他方法联合使用，废弃的油气田也是一个很好的选择。
深部煤层有很大的储存能力，需要的费用低，能促进天然气的开采，是存储二氧化碳的很好场所。
在煤层中储藏二氧化碳，重点应放在不具有煤开采能力却具有甲烷开采能力的煤层。
2.2.2、CO2深海封存
由于CO2溶于水，自然界中的各种水系表面会不断与空气中的CO2相溶，直到达到自然平衡状态。
当空气中的CO2增加，海洋溶解的CO2也会相应增加。
溶于水的CO2初始主要聚集在上层水层，然后逐渐与下层水相混合。
过去的200年中，因人类活动排放的CO2总量约为30t，海洋通过这种方法吸收了大约500Gt，目前地球上各种水系年CO2吸收量约为7Gt。
深海CO2封存技术主要是将CO2注入1000m或3000m以上的深海，基于深海处的高压状态，CO2注入之后会形成CO2水合物，也有可能在深海形成CO2湖。
不过，溶于水中的CO2会使得水中的酸性增加，当然也可以采用加入一定的碱性矿物，比如石灰石来中和CO2的酸度。
从目前的试验来，CO2注入海洋短期之内会对注入点附近的生物产生一定的影响，而对海洋生态系统的长期影响还需要进一步观察。
另外，CO2注入后在深海的留存时间、形态变化、运移方向等情况也需要长期监控。
2.2.3、CO2矿石碳化
CO2与某些金属氧化物的矿石反应形成相应碳酸盐，使其以固体形式永久保存，比如CaO与反应生成CaCO3，MgO与CO2反应生成MgCO3。
这种形式封存的CO2没有泄露的危险，但是，在自然条件下反应率很低，并且需要大量的矿石和反应所需能量，目前还不适合大规模推广。
3、CCS技术的现状
3.1、世界CCS技术的应用现状
当前，国际上CCS技术研发所关注的主要问题包括：
二氧化碳在地质封存系统中吸附和迁移的机理与规律，在地层中的相态及其变化规律、化学反应及固化条件；
注二氧化碳采油过程中的物理化学理论问题、复杂渗流力学原理、各类二氧化碳提高采收率数值模拟基础模型；
长距离管道运输二氧化碳的化学腐蚀机理与规律等。
世界上有很多的CCS项目正在运行中，其中开展较早、较有代表性的有3个，即挪威国家石油公司在北海的Sleipner项目、阿尔及利亚的InSalah项目和加拿大的Weyburn项目。
这些项目有些将二氧化碳注入海底或地下，有些注入油田，以提高油田的采收率。
挪威国家石油公司在北海开展的Sleipner天然气田CCS项目运行时间最长。
该气田于1996年投产，建有世界上第一个工业级二氧化碳捕获设施，是世界上第一个用于温室气体减排目标的二氧化碳封存项目。
该项目用醇胺溶剂从天然气中吸收二氧化碳，通过回注钻孔封存于海床3000ft（914m）之下的含盐咸水地层中，处理能力约为100×
104t/a。
12年中累计减排二氧化碳1000×
104t。
研究表明，储存的二氧化碳没有异常活动，也没有泄漏迹象。
这是世界上首例CCS项目，受到很多国家的重视，先后已有欧盟、挪威、英国、丹麦、荷兰等13个国家或地区的公司或机构参与。
加拿大的Weyburn项目始于2000年，位于加拿大Saskatchewan省东南部的Weyburn油田。
封存的二氧化碳是从约200mile（1mile=1.609344km）之外的美国北达科他州Beulah的大型煤气化装置中捕获并输送过来的，用于提高油田采收率，目前每年注入的二氧化碳约150×
104t。
位于阿尔及利亚的InSalah项目与Sleipner项目类似。
该项目为挪威国家石油公司、英国BP公司和阿尔及利亚国家石油公司的合资项目，也是将从天然气中分离出的二氧化碳注入地下，年注入量约为120×
Shell公司参与了数个大规模的CCS示范项目。
其中一项是ZeroGen项目，这是一个计划在澳大利亚开展的低二氧化碳排放的燃煤发电项目；
另一个是与挪威政府及Statoil公司合作，在挪威哈尔滕岛开展海上埋存二氧化碳并提高原油采收率的项目。
BP公司在阿尔及利亚参与了一个二氧化碳封存量约100×
104t/a的合作项目；
还宣布在美国加利福尼亚州Car-son建设世界上首套带有CCS系统的工业规模的制氢装置ExxonMobil公司在美国Wyoming油田开展了CCS现场试验工作。
此外，BP、雪佛龙、埃尼、NorskHydro、Pancandian、Shell、Statoil及Suncor等石油公司还共同合作，开发从大型工业燃烧源中捕获和分离二氧化碳以及把二氧化碳安全储存在地质构造中的新技术。
最值得关注的是法国的Lacq项目。
2009年5月，全球第一家经改造而配备CCS的发电厂在位于法国南部的拉克城（Lacq）落成。
此项目为道达尔集团开展的一个CCS试验项目。
据道达尔内部人士介绍，该项目是世界上首个包含了二氧化碳捕集、运输和地下封存全过程的项目，是世界上第一条完整的“碳捕获与封存链”，其一体化程度前所未有。
道达尔对发电厂的一个煤气锅炉进行了升级，使用氧燃法，用纯氧代替空气，这一燃烧方式产生的废气较少，但二氧化碳含量较高，使得捕集二氧化碳更加容易。
所需氧气将由一台每天生产240t纯氧的低温装置提供，氧气通过管道输送至锅炉。
该试验计划将使道达尔能够对氧燃法技术进行工业规模的试验，燃料气和氧气气流将通过管道到达锅炉，这要求对氧燃法工艺采用特殊的燃烧器。
二氧化碳含量极高的废气将在一个特殊装置内冷却，然后通过管道输送至一台压缩机。
接下来对二氧化碳进行脱水，并注入Rousse天然气田封存起来，二氧化碳的输送方向与Rousse气田的天然气输送方向相反。
Rousse气田的天然气生产已持续了近30年。
之所以选择Rousse天然气田，是因为它为长期安全封存二氧化碳提供了最佳条件。
废弃天然气储层位于地表以下4500m处，储层之上是一个厚约2000m的黏土泥灰岩密闭盖层，自比利牛斯山脉3000万年前形成以来，该盖层一直保持完好。
只有1口井的Rousse天然气田由多孔岩层构成，这样的岩层可以收并封存二氧化碳，正如它曾经封存天然气数百万年一样。
从Lacq工厂输出的二氧化碳首先被压缩，然后注入储层。
在7口观察井和1口注入井中安放了特殊的传感器，以便在二氧化碳注入期间和注入之后监控储层的动态，此外，在地表和地下还安放了传感器和分析装置，以探测异常情况。
2009~2010年间，该项目将捕集约15×
104t二氧化碳，并将其封存在地下4500m深处的一个枯竭气藏内，相当于将5×
104辆汽车排放尾气中的二氧化碳进行捕集、净化、压缩和注入。
Lacq项目是迄今世界上第一个在气体燃烧过程中进行碳捕集的项目。
燃料在纯氧环境下进行燃烧，废气中的二氧化碳浓度超过90%，提高了捕集效率，大大节约了成本。
Lacq先导试验项目就是要以工业规模来测试这项以后可能会在全世界大规模应用的技术，该技术承载着很大希望，并可能最终被用于处理全球20%~40%的二氧化碳排放。
3.2、中国CCS技术研发现状
与国际较为先进的CCS技术相比，中国还处于起步阶段，而且大都采用燃烧后捕集方式，工业上的应用也主要是提高石油采收率。
目前我国只是在二氧化碳浓度高、比较容易捕集的炼油、合成氨、制氢、天然气净化等工业过程中应用二氧化碳捕集，而钢铁厂和电厂排放的烟道气流量很大，占二氧化碳排放量的40%~50%，但二氧化碳浓度仅为15%左右，体系复杂，因而分离设备体系庞大，能耗高。
不过，近年来中国在CCS的研究上进行了很多工作，从2003年开始政府就参加了相关的领导人论坛。
这几年，包括“973计划”、“863计划”、在内的国家重大课题都对CCS的研究进行了立项，并取得了重大进展。
2005年，国家开始对CCS技术进行全面规划部署，CCS技术被编入《国家中长期科技发展规划纲要（2006--2020）》。
2005年12月，科技部同英国环境、食品与乡村事务部和贸易工业部以及欧洲委员会分别签署了关于CCS技术研发合作的两个备忘录，英国和欧盟承诺将提供资金和技术，帮助中国研发。
这次合作分3个阶段来完成，第一阶段是进行能力建设，主要是要识别在中国开展CCS技术的发展路线；
第二阶段是开展一个具体项目的可行性研究，在这个过程中要具体地研究关键技术；
第三阶段则要在中国建立具有商业性的示范项目。
2006年，二氧化碳强化驱油技术研究被列入“973计划”。
2008年，CCS技术作为资源环境技术领域的重点项目被列入国家“863计划”，研究各种技术路线的可行性。
尽管投资不大，但起到了一定的导向作用。
同时，科技部还选拔一些博士生到欧洲参加研究活动，希望把人才队伍培养起来。
中国石油勘探开发研究院沈平平教授所领导的课题，即“关于中国全国的二氧化碳埋藏和提高采收率的潜力”，经过其团队两年多的努力已经取得了阶段性成果。
除此之外，我国一些能源公司也在CCS方面加大了科研力度。
据神华集团北京研究院煤气化研究所所长步学朋介绍，神华集团目前与科技部和国家发改委合作，正在推进一个有关CCS的科研项目。
事实上，我国的二氧化碳捕集和封存并没有仅仅停留在理论研究上，一些企业还在实践中进行了尝试。
2008年7月16日，我国首个燃煤电厂二氧化碳捕集示范工程------华能北京高碑店热电厂二氧化碳捕集示范工程正式建成投产.经过紧张施工、调试、试生产，目前二氧化碳回收率大于85%，年可回收二氧化碳3000t。
电厂燃煤锅炉燃烧后烟气经各种方法脱硫后，其中含有约12%---13%的二氧化碳及其他少量杂质，然后将这些气体送入二氧化碳填料吸收塔，利用一些溶液的化学特性吸收烟气中低浓度的二氧化碳，处理后的仅含少量杂质、大量氮气和水分的净化气直接排向大气。
分离、提纯后的二氧化碳纯度达到99.5%以上，项目捕获得到的二氧化碳能够达到食品级的标准，在销售给中间商后，获得了双倍利润。
虽然高碑店电厂把捕集的二氧化碳卖掉，并没有封存，也不能算做减排，但是该项目具有重大意义----这是我国目前唯一一个在热电厂实现工业级应用碳捕集技术的项目，由华能集团投资、西安热工研究院提供技术支持。
这个项目既是2007年“亚太六国”国际框架合作项目中的一项，也被北京市政府看作是“绿色奥运项目”的组成部分，因此其具有技术示范和政治任务的双重内涵，可以说从运行之日起就受到了国内外的关注。
华能的第二个碳捕集项目-------石洞口第二电厂碳捕获项目已于2009年7月在上海开工，总投资1.5亿元，只捕获不封存，年底建成。
预计年捕获二氧化碳10×
104t，捕获率80%以上，二氧化碳纯度99.6%以上。
该项目也是由西安热工研究院承担，其开发的燃煤电厂烟气二氧化碳捕集与处理技术已申请国家发明专利。
该方法采用化学吸收法进行二氧化碳捕集，在低温条件下用化学溶剂吸收烟气中的二氧化碳，溶液加热时，二氧化碳从化学溶剂中解析出来，得到高浓度的二氧化碳，溶液循环使用。
收集的二氧化碳仍然将沿用高碑店模式，加以工业利用。
目前全球二氧化碳工业利用量大约是1×
108—1.5×
108t/a。
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