二氧化碳封存范文

二氧化碳封存范文（精选6篇）

二氧化碳封存 第1篇

该研究称, 针对基于煤发电和其他工业二氧化碳污染源的控制, CCS目前是一个由联合国政府间气候变化委员会正在考虑的“可行的策略”。不过, 加利福尼亚州斯坦福大学的专家对此存有争议, 认为虽然还没有大型相关项目正在进行, 但需要长时间将体积庞大的流体储存地面以下的想法是不切实际的。

地球物理和环境地球系统科学部门教授马克和史蒂文·戈雷利克发表文章说:“将大量的二氧化碳注入大陆内部常见的脆性岩石当中会高概率地触发地震。而且即使是小到中等规模的地震都会威胁到二氧化碳库密封的完整性, 在此背景下, 大规模的实施CCS可能是一个具有高风险且不会显著减少温室气体排放的战略。”

CCS技术旨在通过捕捉、液化和高容量注射于地下的方法来减少二氧化碳排放到大气之中。研究指出, 在全球范围内, 全球每年约生产270亿桶石油, CCS的工作将需要每年消除约35亿吨二氧化碳, 或约同体积286亿桶。

该研究称, 重要的是, 之前在世界各地众多地点开展注入巨量二氧化碳的项目, 随着时间的流逝, 在短短几十年时间内现代化的地震网显示, 地震在内陆几乎无处不发生。CCS也需要地下泄漏率每千年小于1%, 以达到可再生能源相同的气候效益。而近年来在美国注入到地下的污水已经与发生小到中级的地震有所关联。理由之一是, 早在1960年, 科罗拉多州就有明显例证;另外的例子出现在去年阿肯色州和俄亥俄州。如果试图将二氧化碳封存地层数百年到数千万年, 引发类似规模的地震可能性将相当大。

美国关于二氧化碳地质封存井的要求 第2篇

1. VI井申请许可证所必需的信息

对于已转型的I类、II类或V类实验井, 在申请中, 可以以参考资料的形式包含地图、横截面图、审查区域内的注入井表格以及其它数据, 以提供行政主管查阅, 并进行充分标识以便进行检索。如果美国环保署 (EPA) 签发了许可证, 本节中所有信息都必须呈交区域行政官。

(1) 在为新VI类注入井的建造, 或者现有的I类、I类或V类井转型为VI类井而签发许可证之前, 业主和运营商应该提交以下资料:

1) 显示许可证所针对的注入井和符合规定的适用审查区域地图。地图上必须显示该审查区域内所有注入井、生产井、废弃井、堵塞井或干钻孔、深层钻孔、州或环保署批准的地下清理现场、地表水体、喷泉、矿山 (地表和地下) 、采石场、水井的编号或名称和位置, 以及其它相关的地表特性, 包括用于人类入住的建筑物、州、部落和领地边界、道路。地图上还应该显示已知的或疑似的断层。本地图仅须包含公众记录的信息。

2) 有关提议储存现场和盖层地质结构的水文地质特性信息, 包括:审查区域的地图和横截图;已知的或疑似的断层和裂隙的位置、方向和属性, 可能在审查区域横切封闭层, 以及它们不会影响封存的判断;关于注入区和封闭层的深度、区域范围、厚度、矿物学、孔隙度、渗透率、以及毛细压力的数据;包括基于现场数据的地质变化/相变化, 可能包括地质岩芯、露头资料、地震勘测、测井、以及名称和岩性说明;关于封闭层内的裂隙、压力、延性、岩石强度、原位流体压力的地质信息;关于地震历史测量的信息, 包括震源的存在位置和深度、以及地震不会干扰封存的判定;以及说明局部区域的地质、水文地质、地质结构的地质图、地形图和横截面图。

3) 审查区域内穿透注入区或封闭层的所有注入井一览表。这类数据必须包括一份对各种注入井的类型、施工、钻孔日期、位置、深度、堵塞井和/或完井记录的相关说明、以及行政主管可能要求的所有其它信息;

4) 地图和地层剖面图, 显示审查区域内的所有地下饮用水源、水井和喷泉的总体横向和纵向范围, 及其与注入区的相对位置、以及已知的水运动方向;

5) 关于地下岩层的基准地球化学资料, 包括审查区域内的所有地下饮用水源;

6) 地质封存现场的建议运行数据:二氧化碳流体的平均日注入速率和最大日注入速率、体积和/或质量和总预期容量和/或质量;平均注入压力和最大注入压力;二氧化碳排放源;以及二氧化碳流体的物理和化学特性分析。

7) 建议的运行前地层测试计划, 以获取注入区和封闭层的化学和物理特性分析;

8) 建议的增注计划, 对增注流体的说明, 以及增注流体不会干扰封存的判定;

9) 概述进行注入操作必要步骤的建议程序;

10) 图表或其它适当的注入井地表和地下岩层施工详图;

11) 符合要求的注入井施工程序;

12) 符合要求的审查区域与纠正措施计划建议

13) 申请人已经符合规定的经济责任, 让行政主管满意的证明材料;

14) 要求的测试与监测计划提议;

15) 要求的注入井堵塞计划提议;

16) 要求的注入后现场管理与现场封闭计划提议;

17) 在行政主管要求时, 提供所需的替代注入后现场管理的证明材料;

18) 要求的应急与补救响应计划提议;

19) 提交给行政主管的联系人名单, 来确定在VI类项目审查区域内的各州、部落、领地;

20) 行政主管所要求的所有其它信息。

(2) 行政主管应该根据许可证申请的信息, 并且依据相关要求, 书面通知VI类项目审查区域内的所有州、部落、或领地。

(3) 在授予VI类井运行批准之前, 行政主管应考虑以下信息:

1) 基于模型的最终审查区域:该模型基于对注入井和地层进行测井和监测过程中获得的数据而建立;

2) 基于对注入井和地层进行测井和监测过程中获得的数据, 对提交的建议储存现场和盖层地质结构和水文地质特性信息进行所有相关更新;

3) 关于二氧化碳流体与注入区内流体、以及注入区和封闭层内的矿物质兼容性 (基于地层测试程序的结果) 信息, 以及二氧化碳流体与注入井建造使用材料的兼容性信息;

4) 要求的地层测试程序的结果;

5) 符合要求的最终注入井施工程序;

6) 审查区域内注入井纠正措施的实施状态;

7) 符合要求的所有可用的测井和测试程序数据;

8) 符合要求的机械完整性证明;

9) 对根据本节规定而提交的审查区域与纠正行动计划、测试与监测计划、注入井堵塞计划、注入后现场管理与现场封闭计划、或应急与补救响应计划所进行的所有更新, 该更新对于处理本节要求的对注入井和地层进行测井和监测过程中所收集的新信息是必要的;以及根据本节要求而提交的替代注入后现场管理时间框架证明材料的所有更新, 该更新用于处理本节要求的对注入井和地层进行测井和监测过程中所收集的新信息是必要的;以及行政主管所要求的所有其它信息。

(4) 在最低地下饮用水源下面进行注入活动, 可以申请豁免权, 但是业主或运营商必须参考本文第14部分中的规定, 并且根据其要求, 提交一份补充报告。补充报告不属于许可证申请的一部分。

2. 选址的最低标准

(1) VI类井的业主或运营商必须向行政主管证明:注入井应该在具有合适地质条件的地区选址, 并得到行政主管的满意。业主和运营商必须证明该地质条件包括:

注入区具有足够的区域范围、厚度、孔隙度、渗透率以接受预计总容量的二氧化碳流体;

封闭层无传导性断层或裂隙、并有具有足够的区域范围和完整性来包含注入的二氧化碳流体和置换的地层流体, 并允许以提议的最大压力和体积进行注入活动, 而不会在封闭层内造成扩散裂隙。

(2) 行政主管可以要求VI类井的业主和运营商识别与认定可妨碍垂直流体运动的补充区, 补充区应该没有可能会影响封存的断层和裂隙, 允许压力消散, 并为监测、缓解及补救提供额外的机会。

3. 审查区域与纠正措施

(1) 审查区域是指地下饮用水源可能会受到注入活动威胁的、地质封存项目的周边地区。审查区域采用计算模型进行描述, 该模型基于可用的现场特性、监测和运行数据, 说明注入后各种相态的二氧化碳流体的物理和化学性质。

(2) 环保署建议VI类井的业主和运营商应该制定、维护并遵守一项计划, 为提议地质封存项目界定审查区域, 定期重新评估界定区域, 并实施符合本节要求的纠正措施, 并被主管所接受。无论该要求是否属于许可证中的一项条件, 维持和遵守获准计划的要求都可直接实施。作为由行政主管批准的许可证申请的一个部分, 业主和运营商必须提交一份审查区域与纠正措施计划, 该计划包含以下信息:

1) 划定符合要求的审查区域的方法, 包括所采用的模型、所做的假设、以及模型所依据的现场特征数据;

2) 在业主或运营商提出对审查区域进行重新评估的最低固定频率不超过五年一次;在上述规定的最低固定频率进行下一次重新评估之前, 能够确保重新评估审查区域的监测和运营条件。

3) 监测和运行数据 (例如:注入速度和压力) 用于重新评估审查区域的说明;

4) 开展纠正措施的说明, 包括注入前将开展的纠正措施, 分期纠正措施, 纠正措施调整, 以及现场通道如何保障未来纠正措施实施的说明。

(3) VI类井的业主或运营商必须开展以下措施来划定审查区域, 并识别所有需要开展纠正措施的注入井:

1) 采用现有的现场特征、监测和操作数据、计算模型, 来预测二氧化碳羽流和地层流体从注入活动开始直到羽流运动停止、或者直到足以引起注入流体或地层流体运动进入地下饮用水源的压差已经不复存在、或者直到行政主管所确定的固定时限结束的过程中, 在地下岩层中发生的预计横向和垂向迁移。这个模型必须基于所收集的描述注入区、封闭层和任何补充区域的详细地质数据特征, 以及预期的运行数据, 包括注入压力、速率、以及在地质封存项目的建议生命周期内的总注入量;考虑所有的地质不均匀性、其它不连续性、数据质量、以及对模型预测的可能影响;以及考虑通过断层、裂隙和人工渗透的潜在迁移。

2) 采用行政主管批准的方法, 识别出所有的渗透, 包括在审查区域内可能穿透封闭层的工作井、废弃井、以及地下矿山。提供各个注入井的类型、施工、钻孔日期、位置、深度、井堵塞和/或完井记录的相关说明, 以及行政主管可能要求的补充信息。

3) 确定审查区域内的废弃井被堵塞, 以防止运动的二氧化碳或其它流体可能危及地下饮用水源, 包括使用兼容二氧化碳流体的材料。

(4) 对于审查区域内的所有需要开展纠正措施的注入井, VI类井的业主或运营商必须采用旨在防止流体运动进入地下饮用水源中或地下饮用水源之间的方法, 在适当的地方对其实施纠正措施, 包括采用兼容二氧化碳流体的材料。

(5) 按照审查区域与纠正措施计划规定的不超过五年一次的最低固定频率, 或当监测和运行条件允许时, 业主和运营商必须:

1) 以 (3) 规定的相同方式重新评估审查区域;

2) 识别在已重新评估的审查区域内、需要以 (3) 规定的相同方式开展纠正措施的所有井;

3) 对于已重新评估的审查区域内需要实施纠正措施的所有井, 以 (4) 规定的相同方式开展纠正措施;

4) 向行政主管提交一份已修订的审查区域与纠正措施计划, 或者通过监测数据和模型结果证明:审查区域与纠正措施计划没有必要修改。对审查区域与纠正措施计划的任何修改都必须得到行政主管批准, 必须纳入到许可证中, 而且必须符合许可证修改要求, 如果适合的话。

(6) 无论审查区域的纠正措施是否分阶段进行, 应急与补救响应计划和经济责任证明材料必须按照本节 (3) 的规定, 说明已划定的审查区域, 或者根据本节 (5) 的规定, 说明最近划定的评估审查区域。

(7) 对审查区域进行重新评估的所有模型输入参数和结果数据都应该保存10年。

4. 经济责任

(1) 业主和运营商必须证明和维持由行政主管确定的符合以下条件的经济基础责任:

1) 所采用的经济责任工具必须从以下列符合资格的金融工具清单表中选择:信托基金、担保函、信用证、保险、自保 (即:财务测试和公司担保) 、托管账户、行政主管满意的所有其它金融工具。

2) 符合资格的金融工具必须足以涵盖以下成本:纠正措施、注入井堵塞、注入后现场管理与现场封闭、应急与补救响应。

3) 经济责任工具必须足以解决地下饮用水源面临的威胁。

4) 符合资格的经济责任工具必须包括适用范围的保护性条件。

适用范围的保护性条件必须至少包括取消、更新和持续条款, 以及如下规定:即如果未能采用新的符合资格的金融工具进行续期, 提供方负责通知予以取消, 另外还包括对提供方应该符合的最低评级、最低资本总额、以及必要时能够通过债券评级的能力要求。

取消:对于本部分而言, 业主和运营商必须提供其财务机制, 该财务机制不能取消、终止、或者不能续期, 除非未能支付该金融工具。如果未能支付此类金融工具, 金融机构可以通过发送挂号信的形式, 向业主和运营商与行政主管通知该金融工具选择了取消、终止、或不能续期等方式。在收到取消通知后120天内, 还不必最终取消。业主和运营商在收到取消通知后60天内必须提供替代的经济责任证明, 如果替代的经济责任证明是不可接受的 (或可行的) , 则必须在行政主管通知后的60天内释放被取消金融工具中的资金。

续期:对于本部分而言, 如果在地质封存项目的整个生命周期中, 金融工具到期, 业主和运营商必须对所有的金融工具进行续期。只要业主和运营商已经选择了到期金融工具的面值续期, 该金融工具就可以自动续期。金融工具的自动续期至少必须为持有人提供到期金融工具面值续期的选项。

在到期日期之前或者到期日期当天, 如果存在以下情况之一, 可能不会发生取消、终止、或未能续期等情形, 同时金融工具仍保持完全有效, 包括:行政主管认为该设施已废弃, 或者许可证终止或撤销, 或者新的许可证被拒绝;或者行政主管或美国地区法院或其它具有合法管辖权的法院发出封闭命令;或者根据美国法典的破产规定, 业主和运营商在自愿诉讼或非自愿诉讼中已被指定为债务人;或到期金额已经支付。

5) 符合资格的经济责任工具必须得到行政主管批准:

在签发VI类许可证之前, 行政主管应该考虑并批准地质封存项目所有阶段的经济责任证明。

业主和运营商必须每年提供与其经济责任工具相关的所有更新信息, 如果发生任何变更, 行政主管必须在合理时间内, 评估经济责任证明, 以确认所采用金融工具能够充分保证使用。无论行政主管审查经济责任证明的结果如何, 业主和运营商都必须保持符合经济责任要求。

如果行政主管确定该金融工具不能充分符合本节要求, 他可以不批准采用该金融工具。

6) 业主和运营商可以采用一项或多项符合资格的金融工具来证明其对地质封存项目具体阶段的经济责任。

如果业主和运营商针对地质封存具体阶段 (例如:井堵塞) 采用一项以上的金融工具组合, 那么, 该组合必须局限于并非基于财务实力或性能 (即自保或履约保证书) 的金融工具, 例如:信托基金、确保向信托基金支付的担保保函、信用证、托管账户和保险。在这种情况下, 这些金融工具就属于多种机制的组合, 而非单一机制, 它必须提供金额至少相当于当前成本估算的经济责任。

在采用第三方金融工具来证明经济责任时, 业主和运营商必须提供证明材料以表明:第三方要么信用评级已经通过财务实力要求, 要么符合最低评级、最低资本总额、以及在必要时具有通过债券评级的能力。

采用某些类型的第三方金融工具的业主和运营商必须成立一个备用信托基金, 使环保署能够参与经济责任, 但是环保署不成为任何基金的受益人。备用信托基金必须与其它经济责任工具 (例如:担保函、信用证、或托管账户) 共同使用, 以提供资金安排, 如果需要的话。

业主和运营商或其保证人可以采用自保方式来证明其地质封存项目的经济责任。为了符合这项要求, 业主和运营商的有形净资产必须满足行政主管批准金额, 使净营运资本和有形净值各自至少达到井堵塞和注入后现场管理与现场封闭成本总和的6倍, 使位于美国境内的资产总计至少达到总资产的90%, 或者至少达到当前的注入井堵塞和注入后现场管理与现场封闭成本总和的6倍, 并且必须每年提交一份债券评级和金融信息报告。此外, 业主和运营商还必须:通过标准普尔核发AAA级、AA级、A级或BBB级, 或者穆迪发布的Aaa级、Aa级、A级、或Baa级的债券评级测试, 或者满足所有以下5个财务比率临界值:总负债与净值比率少于2.0、流动资产与流动负债比率大于1.5、净收入加上折旧、消耗、摊销的总和与总负债的比例大于0.1、流动资产减去流动负债与总资产比率大于-0.1、净利润 (收益减去支出) 大于0。

不能符合公司财务测试标准的业主和运营商可以通过证明其母公司代表自己符合财务测试要求, 来安排公司担保。如果母公司没有承诺履行业主或运营商的义务, 那么仅有其符合财务测试要求的证明是不充分的。

业主和运营商可以获得一份涵盖需要承担经济责任的封存活动估算成本的保单。该保单必须从第三方提供商获得。

(2) 无论该要求是否属于许可证中的一项条件, 维持充分的经济责任和资源要求都可直接实施。

1) 业主和运营商必须保持经济责任和资源, 直到:行政主管收到并批准完整的注入后现场管理与现场封闭计划;以及行政主管批准了现场封闭。

2) 在以下情况下, 业主和运营商可以解除金融工具的责任:

业主和运营商已完成了需要金融工具的地质封存项目阶段, 并履行了由行政主管确定的经济责任, 包括获得地质封存项目下一个阶段的经济责任 (如果需要的话) ;

业主和运营商已提交了一项替代的金融工具, 并收到行政主管接受新金融工具的书面批准, 并解除了业主和运营商的先前金融工具的责任。

(3) 业主和运营商必须制定一份关于在审查区域内注入井上开展纠正措施、注入井堵塞、注入后现场管理与现场封闭、以及应急与补救响应的成本的详细书面估算, 以现值美元为单位。

1) 成本估计必须针对每一个阶段单独编制, 并且必须基于监管机构雇佣第三方来执行所需活动的成本。第三方是指不包括在业主或运营商的公司组织结构的一方。

2) 在地质封存项目的有效寿命内, 业主和运营商必须在符合要求的金融工具确立后一周年日前60天内, 根据通货膨胀调整成本估算, 并向行政主管提交调整后的估算。在审查区域与纠正措施计划、注入井堵塞计划、注入后现场管理与现场封闭计划、以及应急与补救响应计划发生任何修改后的60天内, 业主和运营商还必须向行政主管提交调整成本估算的书面更新。

3) 行政主管必须批准最初成本估算所发生的任何增减调整。在地质封存项目的有效寿命内, 在行政主管已批准审查区域与纠正措施计划、注入井堵塞计划、注入后现场管理与现场封闭计划、以及应急与补救响应计划的修改请求后, 如果这项计划变更增加了成本, 那么, 业主和运营商必须不迟于60天内, 修改成本估算。如果计划变更降低了成本, 任何撤出资金都必须得到行政主管批准。任何减少财务保证工具价值的行为都必须首先得到行政主管的批准。修改后的成本估算必须根据 (3) 规定, 对通胀因素进行调整。

4) 当流动成本估算金额增加至大于当前正在使用的金融工具面值时, 业主或运营商必须在金额增加后的60天之内增加金融工具面值, 使其至少等于成本估算的当前金额, 并向行政主管提交增值证据, 或者获得其它经济责任工具以支付上述估算成本增加额。当流动成本估算减少时, 只有在业主和运营商收到行政主管的书面批准后, 金融担保工具面值才可以减少至当前的成本估算金额。

(4) 业主和运营商必须通过挂号信的形式, 将可能会影响开展注入井堵塞和现场管理与现场封闭能力的负面财务状况通知行政主管, 例如破产。

1) 如果业主和运营商或经济责任工具的第三方正发生破产, 业主和运营商必须在诉讼开始后的10天内, 通过挂号信的形式, 通知行政主管自愿诉讼或非自愿诉讼已根据美国法典的破产规定开始, 业主和运营商已被指定为债务人。

2) 如果根据公司担保条款的要求, 公司担保的保证人被指定为债务人, 那么, 他/她必须通知行政主管。

3) 如果受托人或发证机构发生破产, 或受托机构作为发行信托基金、担保函、信用证、托管账户或保单的机构受托人中止或撤销权限时, 则通过信托基金、担保函、信用证、托管账户或保单的方式来履行要求的业主和运营商将被视为没有必需的财务保证。业主和运营商必须在情况发生后60天内, 建立其它财务保证。

(5) 如果在对符合资格的经济责任工具进行年度评估中, 行政主管决定最近的证明不再足以涵盖纠正措施、注入井堵塞、注入后现场管理与现场封闭、以及应急与补救响应的成本时, 那么, 业主和运营商必须在行政主管通知后的60天内, 向行政主管提交调整后的成本估算。

(6) 行政主管必须批准信托基金或托管账户缴款期的使用及长度。

5. 注入井施工要求

(1) 业主和运营商必须确保所有VI类井的施工与完井能够:

1) 防止流体运动进入地下饮用水源中或地下饮用水源之间或进入任何未经授权的区域;

2) 允许使用适当的测试设备和修井工具;

3) 允许连续监测注入管和长柱套管之间的环空。

(2) VI类井的套管和固井

1) 在每个VI类井的建造过程中, 所采用的套管、水泥或其它材料都必须有足够的结构强度, 并符合地质封存项目的生命周期。所有的井身材料都必须能够与材料将会接触的流体兼容, 并且必须符合或超过美国石油协会、美国试验与材料协会为这类材料而制定的标准或行政主管可接受的同等标准。套管和固井程序必须设计用来防止流体运动进入地下饮用水源中或地下饮用水源之间。为了使行政主管能够确定并指定套管和固井要求, 业主和运营商必须提供以下信息:注入区深度;注入压力、外部压力、内部压力和轴向载荷;井眼尺寸;所有套管柱的尺寸与等级 (壁厚、外径、名义重量、长度、接头规格和建筑材料) ;二氧化碳流体和地层流体的腐蚀性;井下温度;注入区和封闭层的岩性;水泥和水泥添加剂的类型或等级;以及二氧化碳流体的数量、化学成分和温度。

2) 表层套管必须延伸至最低地下饮用水源的底部, 并通过采用一个或多个套管柱和水泥固定到表层上。

3) 使用足够数量扶正器的至少一个长柱套管必须延伸至注入区, 并且必须通过一阶或多阶循环将水泥泵至表层, 进行固定。

4) 水泥循环可以分阶完成。如果水泥不能循环至地表, 假若业主和运营商能够证明采用测井记录证明该水泥不允许井眼后面的流体运动, 那么, 行政主管可以批准采用替代方法。

5) 水泥和水泥添加剂必须与二氧化碳流体和地层流体兼容, 并且有足够的质量和数量, 以维持地质封存项目在整个设计寿命内的完整性。固井的完整性和位置应该采用能够评估固井质量, 并识别通道位置的技术进行确认, 来确保地下饮用水源免受威胁。

(3) 注入管与封隔器

1) 每个VI类施工所用的注入管和封隔器材料必须与材料将会接触的流体兼容, 并且必须符合或超过美国石油协会、美国试验与材料协会为这类材料而制定的标准或行政主管可接受的同等标准。

2) 所有的VI类井业主和运营商都必须通过具有封隔器的注入管注入液体, 封隔器设置在行政主管批准的已固井井段正对的深度处。

63) 为了行政主管确定并指定对注入管和封隔器的要求, 业主和运营商必须提交以下信息:放置深度;二氧化碳流体 (化学成分、腐蚀性、温度和密度) 和地层流体的特征;最大的建议注入压力;最大的建议环空压力;建议的注入速度 (间歇的或连续的) 、二氧化碳流体的体积和/或质量;注入管和套管的尺寸;以及注入管的拉伸强度、爆裂强度、破裂强度。

6. 在注入井运行之前的测井、取样和测试

(1) 在VI类注入井的钻井和建设过程中, 业主和运营商必须进行适当的测井、勘测和测试, 以确定或验证在所有相关地质构造中的地层深度、厚度、孔隙度、渗透率、岩性、以及地层流体的盐度, 以确保符合注入井施工要求和建立准确基准数据, 以便可能与未来测量结果进行比较。业主和运营商必须向行政主管提交由知识渊博的测井记录分析师编制的一份描述性报告, 该报告包括对此类测井和测试结果的解释。此类测井和测试必须至少包括以下信息:

1) 在采用钻探导向孔 (导向孔通过铰孔或其它方式进行扩大) 建造的所有井眼钻探过程中, 应该检查偏差。此类检查必须保持足够的频率, 以确定钻孔所在的位置, 并确保在钻井过程中, 不会产生流体在发散孔中运动的垂直通道。

2) 表层套管安装之前和安装过程中, 在安装套管之前的电阻率、自然电位、和井径测井;评估径向的水泥质量的水泥胶结和变密度测井, 以及在套管设置并粘合后的温度测井。

3) 长柱套管安装之前和安装时, 在套管安装前, 给定地质的电阻率、自发电位、孔隙度、卡钳、伽马射线、裂缝探测仪记录、以及行政主管要求的所有其它记录;以及水泥胶结和变密度测井, 以及在套管设置并粘合后的温度测井。

4) 用于证明注入井的内部机械完整性和外部机械完整性的一系列测试, 其中可能包括:液体或气体压力测试;示踪剂调查, 例如:氧活化测井;温度测井或者噪音测井;套管检查测井。

5) 能够提供类似或更好的信息, 并且行政主管要求和/或批准的所有替代方法。

(2) 业主和运营商必须从注入区和封存系统钻取整体岩芯样品, 或者井壁岩芯样品, 并从注入区钻取地层流体样品, 并且必须向行政主管提交由测井分析师编制的一份详细报告, 该报告包括测井分析 (包括测井) 、岩芯分析、以及地层流体样本信息。如果业主和运营商能够证明从该井中采取岩芯是不可能的, 而附近井眼的岩芯可以代表该井的条件, 那么, 行政主管可以接受关于这类岩芯的信息。行政主管可以要求业主和运营商钻取其它地层钻孔里的岩芯。

(3) 业主和运营商必须记录注入区内的流体温度、p H值、导电性、储层压力和静态流体的液位。

(4) 业主和运营商必须至少确定或计算有关注入区和封闭层的以下信息:破裂压力、注入区和封闭层的其它物理特性和化学特性;以及注入区内的地层流体的物理特性和化学特性。

(5) 在完井后和运行之前, 业主和运营商必须开展压降测试、泵测试, 以及注入井试井, 以验证注入区的水文地质特征:

(6) 业主和运营商必须向行政主管提供机会见证所有测井和测试。业主和运营商必须在开展第一次测试前30天, 向行政主管提交这类活动的时间表, 并且必须在下一次预定测试之前30天, 提交发生了任何变更的进度表。

7. 注入井运行要求

(1) 除了增注过程以外, 业主和运营商必须确保注入压力不超过注入区破裂压力的90%, 以确保注入不会产生新的裂隙或增加注入区中的现有裂隙。在任何情况下, 注入压力都不得引发封闭层中的裂隙, 或导致注入流体或地层流体的运动对地下饮用水源产生危害。根据要求, 所有的增注计划都必须得到行政主管批准, 作为许可证申请的一部分, 并纳入许可证。

(2) 禁止在保护地下饮用水源的最外层套管和井身之间进行注入活动。

(3) 业主和运营商必须采用行政主管批准的无腐蚀性液体, 来填充注入管和长柱套管之间的环空。业主和运营商必须保持环空压力超出运行的注入压力, 除非行政主管决定了该要求可能会损害井身完整性或危及地下饮用水源。

(4) 除了行政主管批准的修井 (维修) 过程中, 拆下密封的油套环空进行维修或实施纠正程序以外, 业主和运营商必须始终保持注入井的机械完整性。

(5) 业主和运营商必须安装和使用:

1) 连续记录设备, 用于监测:注入压力、注入速率、体积和/或质量、以及二氧化碳流体的温度、注入管和长柱套管之间的环空压力、以及环空流体体积;

2) 警报器与自动地表关闭系统, 或者行政主管自行决定的用于陆地注入井的关闭系统系统 (例如:自动关闭阀, 止回阀) , 或者提供同等保护的其它机械设备;

3) 用于海上 (但是位于州领海内的) 注入井警报和自动关闭系统, 当运行参数, 如环空压力、注入速度、或其它参数偏离超出许可证中规定的允许范围和/或梯度时, 该系统设计用于向操作员发出警报, 并切断注入井。

(6) 如果已触发了系统关闭 (例如:井下关闭系统或地表关闭系统) , 或发现了机械完整性损失, 那么, 业主和运营商必须立即调查, 并尽快识别触发系统关闭的原因。如果调查表明:该井似乎缺少机械完整性, 或者如果需要根据规定开展监测, 否则会显示该井可能缺乏机械完整性, 那么, 业主和运营商必须:

1) 立即停止注入活动;

2) 采取所有合理的必需步骤, 以确定已注入的二氧化碳流体或地层流体释放是否可能进入任何未经授权的区域;

3) 在24小时内通知行政主管;

4) 恢复注入之前, 恢复机械完整性, 并向行政主管证明机械完整性, 直到行政主管对此表示满意;

5) 当注入有望恢复时通知行政主管。

8. 机械完整性

(1) 如果套管、注入管、或封隔器没有明显的泄漏;以及没有明显的流体通过注入井眼相邻的通道进入地下饮用水源, 则表明一个VI类井具有机械完整性。

(2) 评估是否不存在重大泄漏, 业主和运营商必须在初始环空压力测试后, 持续监测注入压力、速率、注入量、注入管和长柱套管之间环空压力、以及环空流体体积。

(3) 业主和运营商必须采用批准的示踪剂调查, 例如氧活化测井;或温度测井或噪音测井, 每年至少一次确定是否不存在显著流体运动:

(4) 如果行政主管要求, 根据测试与监测计划规定的频率进行测试与监测, 那么, 业主和运营商必须开展套管检查测井, 以确定长柱套管是否发生腐蚀。

(5) 行政主管可以根据规定, 要求采用其它任何测试方式来评估机械完整性。同时, 行政主管可以根据行政官的书面批准, 允许采用一项测试来证明除以上所列的机械完整性。为了获得对一项新的机械完整性测试批准, 行政主管必须向行政官提交一份书面申请, 说明推荐的测试和支持其使用的所有技术数据。如果行政官确定该申请已经有可靠的证明证明注入井的机械完整性适合于其建议的用途, 他或她可以批准该申请。所有行政管批准的替代方法都将在《联邦公报》上发布, 并且按照现行的州法律可以适用于所有各州, 除非该方法的使用受到行政官的批准时间限制。

(6) 在开展和评估本节中列举的测试或者行政主管所允许的其它测试中, 业主和运营商与行政主管必须采用行业公认的方法和标准。当业主和运营商向行政主管报告机械完整性测试的结果时, 他/她还应该一份对所采用的测试和方法的说明。在行政主管进行评估时, 行政主管必须审查自从上一次评估以来提交的监测及其它测试数据。

(7) 如果由业主和运营商根据本节规定提交的测试结果在证明套管、注入管、或封隔器不存在显著的泄漏时, 或在证明不存在本节规定的注入活动所造成的显著液体运动进入地下饮用水源时, 不能使行政主管感到满意, 那么, 行政主管可以要求进行额外的或替代的测试。

9. 测试与监测要求

VI类井的业主和运营商必须制定、维护并遵守一个测试与监测计划, 以验证地质封存项目正在按照许可的要求在运行, 并且不会危及地下饮用水源。无论该要求是否属于许可证中的一项条件, 维持和实施获准计划的要求可直接实施。测试与监测计划必须与许可证申请一起递交, 由行政主管批准, 而且必须包含一份业主和运营商如何满足本节要求的说明, 包括在项目的生命周期中, 用于所有必要的监测和测试的现场通道。与地质封存项目相关的测试与监测必须至少包括以下信息:

(1) 以足够的频率对二氧化碳流体进行分析, 以获得其化学和物理特性的代表性数据。

(2) 除了修井过程以外, 连续纪录设备的安装和使用:用于监测注入压力、速度、体积、注入管和长柱套管之间的环空压力、以及增加的环空流体体积。

(3) 对井身材料进行的腐蚀性监测, 监测质量损失、厚度、开裂、凹陷、和其它腐蚀痕迹, 该项监测必须通过以下途径每季度进行, 以确保井身部件满足最低标准的材料强度和第 (5) 部分规定的性能:

1) 分析接触二氧化碳流体的井身建筑材料的取样片;

2) 或沿着二氧化碳流体回路, 选择构建井身的材料, 并检查回路中的材料;

3) 或采用行政主管批准的替代方法。

(4) 定期监测封闭层上方的地下水质和地球化学变化, 这类变化可能是由于二氧化碳通过封闭层或其它确定区域的运动所导致, 包括:

1) 基于地质封存项目具体信息的监测井的位置和数量, 包括注入速率和体积、地质、人工渗透的存在、以及其它因素;

2) 基于根据第1部分规定收集的基准地球化学数据, 以及第3部分要求的审查区域评估的所有模型结果得到的监测井监测频率和空间分布。

(5) 依照第8部分要求的每年至少一次证明外部机械完整性, 直到注入井堵塞为止;以及如果行政主管要求时, 采用测试与监测计划规定的频率开展的套管检查测井。

(6) 至少每5年进行一次压降测试, 除非行政主管基于具体信息要求进行更频繁的测试。

(7) 采用以下方式测试与监测跟踪二氧化碳羽流的范围, 以及是否存在压力升高 (例如:压力前沿) :

1) 在注入区内采用直接方法;

2) 采用间接的方法 (例如:地震勘测、电法勘测、重力勘测、或电磁勘测和/或井下二氧化碳监测工具) , 除非行政主管基于具体地质情况决定该方法不合适。

(8) 行政主管可以要求进行地表空气监测和/或土壤气体监测, 以监测可能威胁地下饮用水源的二氧化碳运动。

1) VI类井地表空气和/或土壤气体监测的设计必须基于审查区域内的地下饮用水源的潜在风险;

2) 地表空气监测和/或土壤气体监测的监测频率和空间分布必须采用基准数据来决定, 监测计划必须说明该提议监测如何获得关于审查区域划定的有用信息和/或如何遵循本章§144.12中的标准;

3) 如果业主和运营商证明:根据规定所采用的监测可以实现本节要求的目标, 并且符合要求, 那么, 要求开展地表空气/土壤气体监测的行政主管必须批准采用§§98.440~98.449中规定的监测方式。

(9) 根据行政主管要求的所有补充监测, 用于支持、升级和改进第3部分规定的审查区域评估计算模型, 并确定是否符合规定条件;

(10) 业主和运营商应该定期审查测试与监测计划, 以便能够结合所收集的监测数据、根据第7部分收集的运行数据、以及根据第3部分规定开展的最近审查区域重新评估。在任何情况下, 业主和运营商审查测试与监测计划不得少于每5年一次。根据该审查, 业主和运营商应该向行政主管提交一份已修改的测试与监测计划, 或者向行政主管证明该测试与监测计划不需要进行修正。对测试与监测计划进行任何修改都必须得到行政主管批准, 必须纳入到许可证中, 并且必须符合许可证修改要求 (如果适用的情况下) 。修改计划或证明材料应当按照如下要求提交行政主管:

1) 在审查区域重新评估后的一年内;

2) 在设施发生任何重大的改变后, 例如:按照行政主管确定的进度, 在审查区域内增加了监测井或新批准了注入井;或者

3) 当行政主管要求时。

(11) 用于所有测试和监测要求的质量保证和监督计划。

1 0. 报告要求

业主和运营商必须至少向行政主管提供各个已许可的VI类井的以下报告:

(1) 半年度报告, 包含:

对提议的运行数据中的二氧化碳流体的物理、化学和其它相关特征的任何变更;

注入压力、流量、体积、和环空压力的月度平均值、最大值和最小值;

对于出现超过许可证规定的环空压力或注入压力等操作参数的任何事件的说明;

触发关闭装置的任何事件及所采取的响应措施的描述;

在报告期中的每月注入的二氧化碳流体的体积和/或质量, 以及在项目生命周期中的累积注入体积;

每月增加的环空流体容量;

第9部分规定的监测结果。

(2) 在30天内需报告以下结果:

机械完整性的定期检验;

所有井的修井;

如果行政主管要求时, 由持证人对注入井开展的所有其它测试。

(3) 在24小时内需报告以下内容:

表明注入的二氧化碳流体或相关压力前沿可能会危及地下饮用水源的任何证据;

任何可能会导致流体迁移进入地下饮用水源之中或进入地下饮用水源之间的不符合许可证条件的情况或注入系统的故障;

关闭系统 (即:井下关闭系统或地表关闭系统) 的任何触发事件;

任何未能保持机械完整性的情况;

对地表空气/土壤气体监测或其它监测技术的要求 (如果行政主管要求时) , 二氧化碳向大气或生物圈的任何释放。

(4) 业主或运营商必须在开展以下活动之前, 提前30天向行政主管发出书面通知:

任何既定的修井;

除了要求的地层测试的增注活动以外, 所有预定的增注活动;

由持证机构对注入井开展的其它任何计划的测试。

(5) 无论一个州是否拥有主导的执法责任, 业主和运营商都必须根据要求, 以电子格式向环保署提交所有必需的报告、提交材料、以及通知, 以便环保署批准。

(6) 业主和运营商应该保存如下记录:

用于VI类许可证申请的所有数据都应该在地质封存项目的整个生命周期以及现场封闭10年予以保存。

收集的所有注入流体的性质和组成数据应当保存直到现场封闭后10年。行政主管可以要求业主和运营商在保存期结束后向行政主管交付这类记录。

收集的监测数据应该保存至收集后10年。

井堵塞报告、注入后现场管理数据, 包括 (如果合适的话) 用于编制替代注入后现场管理时间框架的证明材料的数据和信息, 以及所有收集的现场封闭报告。

行政主管有权要求业主和运营商保存本节要求的任何记录超过现场封闭后10年。

1 1. 注入井堵塞

(1) 在井堵塞之前, 业主和运营商必须采用缓冲液冲洗每个VI类注入井, 测定井底储层压力, 并进行最后一次外部机械完整性测试。

(2) 井堵塞计划:VI类井的业主和运营商必须为此制定、维护和遵守一个行政主管可接受的计划。无论该要求是否属于许可证中的一项条件, 维持和实施获准计划的要求都可直接实施。井堵塞计划必须与许可证申请一起递交, 并且必须至少包括以下信息:

用于决定井下储层压力的适当测试或者措施;

确保外部机械完整性的适当测试方法;

将要采用的井塞的类型和数量;

每个井塞的放置方式, 包括每个井塞的顶部和底部高度;

井塞所采用的材料类型、等级、数量。材料必须与二氧化碳流体兼容;

井塞的布置方式。

(3) 井堵塞意向通知:业主和运营商必须依照规定, 在井堵塞之前至少60天书面通知行政主管。此时, 如果原来的井堵塞计划已经发生任何变更, 那么, 业主和运营商还必须提交修改后的井堵塞计划。可以允许行政主管有一个较短的通知期限。注入井堵塞计划的任何修改都必须得到行政主管批准, 必须纳入到许可证中, 而且必须符合许可证修改要求 (如果适用的话) 。

(4) 井堵塞报告:在井堵塞后60天内, 业主和运营商必须根据规定, 向行政主管提交一份井堵塞报告。该报告必须由业主、运营商和井堵塞操作的员工 (如果该员工并非业主或运营商) 尽可能准确的予以证明, 业主和运营商应该保存井堵塞报告至现场封闭后10年。

1 2. 注入后现场管理与现场封闭

(1) VI类井的业主和运营商必须为此制定、维护和遵守一个注入后现场管理与现场封闭计划, 并为行政主管的所接受。无论该要求是否属于许可证中的一项条件, 维持和实施获准计划的要求都可直接实施。

1) 业主和运营商必须将注入后现场管理与现场封闭计划作为许可证申请的一部分提交行政主管, 以获得批准。

2) 注入后现场管理与现场封闭计划必须包含以下信息:

注入区的注入后压力与预测的注入后压力之间的差值;

根据审查区域重新评价结果, 现场封闭的二氧化碳羽流和相应压力前沿的预计位置;

注入后监测位置、方法和建议频率的说明;

向行政主管提交注入后现场管理监测结果的提议计划;

注入后现场管理时间框架的延续期, 以及如果行政主管批准, 采用确保不危害地下饮用水源的替代注入后现场管理的时间框架的证明材料。

3) 在注入活动停止后, VI类井的业主和运营商要么提交一份修改后的注入后现场管理与现场封闭计划, 要么通过监测数据和模型结果向行政主管证明不需要对该计划进行任何修改。注入后现场管理与现场封闭计划的任何修改都必须在获得行政主管批准后, 必须纳入许可证中, 并且必须符合许可证修改要求 (如果适用的话) 。

4) 在地质封存项目的生命周期中的任何时间, 业主和运营商都可以修改注入后现场管理与现场封闭计划, 并在修改后30天内重新提交行政主管, 以获得批准。

(2) 停止注入后, 业主和运营商应该监测该现场, 以显示二氧化碳羽流和压力前沿的位置, 并证明地下饮用水源未受到危害。

1) 在停止注入后, 业主和运营商应该按照行政主管批准的注入后现场管理与现场封闭计划的规定, 继续进行监测至少50年, 或者在行政主管按照要求而批准的替代时间框架的延续期内继续进行监测, 除非能够做出证明。监测必须持续进行, 直到地质封存项目不再对地下饮用水源构成威胁, 并提交所要求的证明, 并且获得了行政主管的批准。

2) 如果业主和运营商能够在50年之前或批准的替代时间框架结束之前, 基于监测数据和其它具体数据向行政主管证明:地质封存项目不再构成对地下饮用水源的威胁, 并且取得行政主管的同意, 那么, 行政主管可以批准修改后的现场管理与现场封闭计划, 以减少监测频率, 或者, 如果行政主管拥有大量证据表明:地质封存项目不再构成对地下饮用水源的危害, 则可以在50年期限结束前或批准的替代时间框架结束之前授权现场封闭。

3) 在授权现场封闭之前, 业主和运营商必须基于监测数据和其它具体的数据, 向行政主管提交证明:没有必要进行更多的监测来确保地质封存项目没有构成对地下饮用水源的威胁, 以供审查和批准。

4) 如果在50年之前或批准的替代时间框架结束之前, 不能提供本节 (b) (3) 段中要求的证明 (即:补充监测对于确保地质封存项目没有构成对地下饮用水源的威胁是必要的) , 或者如果行政主管没有批准该证明材料, 那么, 业主和运营商必须向行政主管提交一份计划, 以继续进行现场管理, 直到能够做出上述证明, 并获得行政主管批准。

(3) 替代注入后现场管理时间框架的证明:根据行政主管的自由裁量权, 经过与环保署磋商的情况下, 行政主管可以在默认的50年期限以外, 批准一个替代注入后现场管理时间框架, 如果业主和运营商能够在许可审批程序期间证明替代注入后现场管理时间是适当的, 并确保不会危害地下饮用水源。该证明必须基于有意义的、具体现场的数据和信息, 必须包含在替代注入后现场管理时间框架结束时, 地质封存项目将不再威胁地下饮用水源的实质性证据。

1) 替代注入后现场管理时间框架的证明必须包括以下考虑事项与资料:

审查区域划定而开展的计算模拟结果;

在注入区以及地层流体可能不会进入地下饮用水源的任何其它区域内压力下降的预计时间框架, 和/或压力下降到注入前压力的时间框架;

二氧化碳羽流在注入区内迁移的预计速率, 以及迁移停止的预计时间框架;

导致二氧化碳圈闭的具体现场过程的描述, 包括现场的毛细圈闭、溶解和矿化固定;

以固定毛细物相、溶解物相、和/或矿物相形式存在的二氧化碳圈闭的预计速率;

实验室分析、研究和/或现场研究或具体现场研究的成果;

封闭层特征, 包括关于不存在传导性的断层、裂隙和微裂隙的证明, 以及阻碍流体 (如二氧化碳、地层流体) 运动的适当厚准的替代时间框架的延续期内。监测必须持续进行, 直到地成威胁, 并提交所要求的证50年之前或批准的替代时间框具体数据向行政主管证明:地源的威胁, 并且取得行政主管修改后的现场管理与现场封闭果行政主管拥有大量证据表饮用水源的危害, 则可以在50架结束之前授权现场封闭。和运营商必须基于监测数据交证明:没有必要进行更多的对地下饮用水源的威胁, 以供代时间框架结束之前, 不能:补充监测对于确保地质封存胁是必要的) , 或者如果行政业主和运营商必须向行政主管理, 直到能够做出上述证明, 间框架的证明:根据行政主管的情况下, 行政主管可以在默注入后现场管理时间框架, 如序期间证明替代注入后现场管地下饮用水源。该证明必须基息, 必须包含在替代注入后现项目将不再威胁地下饮用水源架的证明必须包括以下考虑拟结果;会进入地下饮用水源的任何其, 和/或压力下降到注入前压的预计速率, 以及迁移停止的过程的描述, 包括现场的毛细和/或矿物相形式存在的二氧究或具体现场研究的成果;传导性的断层、裂隙和微裂隙碳、地层流体) 运动的适当厚度、渗透率和完整性的证明;

流体运动的潜在通道, 包括计划注入井, 以及与提议地质封存项目或在预测/模型区域附近的所有其它项目有关的项目监测井, 二氧化碳羽流的最终范围和压力升高区域;

注入井的施工说明, 以及在审查区域内所有废弃井的质量评估;

注入区和高于或低于注入区的最近地下饮用水源之间的距离;

行政主管要求的所有补充具体现场要素。

2) 为支持本节 (c) (1) 段的证明材料而提交的信息必须符合下列条件:

支持该证明而开展的所有分析和测试必须准确、结果可复制、并且按照既定的质量保证标准进行;

估算技术必须是适当的, 并且必须采用环保署认证的测试协议 (如果适用的话) ;

预测模型必须是适当的、专门适合于地质封存项目生命周期内的现场条件、二氧化碳流体的组成、注入条件及现场条件;

如果具有充分的可用数据时, 预测模型必须采用现有信息进行校准 (例如:I类、II类或类V实验技术井现场) ;

当该数值基于已知的历史信息而不是具体现场测量值的估计值时, 必须使用合理的保守数值和模型假设, 并向行政主管说明;

必须进行分析以确定和评估替代注入后现场管理时间框架对不确定性有显著影响的证明。业主和运营商必须进行敏感性分析, 以决定显著不确定性可能对模型证明所具有的影响;

批准的质量保证和质量控制计划必须针对该证明的各个方面;

行政主管所要求的所有额外标准。

(4) 现场封闭意向通知

业主和运营商必须在现场封闭之前至少120天书面通知行政主管。此时, 如果原来的注入后现场管理与现场封闭计划发生任何改变, 业主和运营商还必须提交修改后的计划, 并允许行政主管有一个较短的通知期限。

(5) 行政主管已经授权现场封闭后, 业主和运营商必须采用一种能够防止注入流体或地层流体运动危及地下饮用水源的方式堵塞所有的监测井。

(6) 业主和运营商必须在现场封闭后90天内向行政主管提交一份现场封闭报告, 该报告必须在行政主管指定的位置保存10年。

该报告必须包括:

1) 开展的注入井和监测井堵塞文件资料。业主和运营商必须提交一份外业原图副件, 该图原件已提交政主管指定的当地区划部门。外业原图必须注明注入井相对于永久性勘测基准的位置。业主和运营商还必须向当地环保署区域办事处的区域行政官提交一份外业原图副本;

2) 向主管钻井活动的州、地方和部落政府部门发出的适当通知和信息的记录资料, 这些通知和信息可以使州、地方和部落政府部门能够要求以后的可能会穿透注入区和封闭层的钻探活动符合适当的条件;

3) 反映二氧化碳流体的性质、组成、体积的记录。

(7) 每个VI类注入井的业主和运营商都必须在设施产权契据或其它所有文件上标注符号, 这些文件夹在标题搜索中可以正常查阅, 可以向该产权的潜在买方永久提供以下信息:

1) 该土地已经被用来封存二氧化碳的事实;

2) 州机构、地方政府、和/或外业原图存档的地点名称, 以及外业原图提交的环保署区域办事处的地址;

3) 注入流体的体积、注入区、或注入流体进入的其它区域、以及注入发生的时期。

(8) 业主和运营商必须将注入后现场管理时期内所收集的记录保存至现场封闭后10年。业主和运营商必须在保存期结束时, 将这些记录交付行政主管, 该记录必须保存在行政主管指定的专用地点。

1 3. 应急与补救响应

(1) 作为许可证申请的一部分, 业主和运营商必须向行政主管提交一份应急与补救响应计划, 该计划描述针对施工、运行和在现场管理时期, 注入流体或地层流体的运动可能造成对地下饮用水源的危害, 业主和运营商必须采取的行动。无论该要求是否属于许可证中的一项条件, 维持和遵守获准计划的要求都可直接实施。

(2) 如果业主和运营商获得证据表明:注入的二氧化碳流体和相应压力前沿可能会危及地下饮用水源, 那么, 业主和运营商必须:

1) 立即停止注入;

2) 采取各种合理必要步骤识别与确认任何CO2释放;

3) 在24小时内通知行政主管;

4) 实施行政主管批准的应急与补救响应计划。

(3) 如果业主和运营商能够证明注入操作不会危及地下饮用水源, 行政主管可以允许运营商在修复之前开始注入活动。

(4) 业主和运营商应该定期审查, 并制定应急与补救响应计划。在任何情况下, 业主和运营商审查应急与补救响应计划不得少于每5年一次。根据该审查, 业主和运营商应该向行政主管提交一份修改后的应急与补救响应计划, 或者向行政主管证明该应急与补救响应计划不需要进行修正。对应急与补救响应计划进行任何修改都必须得到行政主管批准, 必须纳入到许可证中, 并且必须符合许可证修改要求 (如果适用的情况下) 。修改计划或证明材料应当按照如下要求提交行政主管:

1) 在审查区域重新评估后的一年内;

2) 在设施发生任何重大的改变后, 例如:按照行政主管确定的进度, 在审查区域内增加了监测井或新批准了注入井;

3) 当行政主管所要求时。

1 4. VI类井深度豁免要求

本节规定了寻求VI类井注入深度要求豁免权的业主和运营商必须提交行政主管的信息;在与所有相关的公共给水系统监督行政主管咨询中, 行政主管必须考虑的信息;行政主管-区域行政官沟通程序及豁免颁发程序;以及适用于授予了注入深度豁免权的VI类井业主和运营商的补充要求。

(1) 在寻求低于最低地下饮用水源进行注入活动的豁免要求过程中, 业主和运营商必须与许可证申请一起提交补充报告。补充报告必须包括以下信息:

1) 证明材料:表明注入区为横向连续的、不属于地下饮用水源、不与地下饮用水源液压连通、无露头、有足够的注入性、体积和足够的孔隙度来安全地容纳注入的二氧化碳和地层流体、并具有适宜的地球化学特性。

2) 证明材料:表明注入区是由注入区上方和下方横向连续的、不可渗透的封存单元组成、足以阻止流体运动和注入区外压力增加;并且, 封存单元不存在传导性断层和裂隙。报告应该进一步确定区域断裂属性, 并包含一项证明, 以表明该裂隙不会成为渗透通道而妨碍注入活动, 或危害地下饮用水源。

3) 采用计算模型的证明材料:表明注入区上方和下方的地下饮用水源不会因为流体运动而受到威胁。

4) 证明材料:结合豁免权批准, 表明注入井的设计和施工可确保注入流体的隔离无需符合第5部分的要求, 并将满足本节的施工要求。

5) 说明材料:如果已授予了豁免权时, 监测与测试计划以及所有补充计划如何专门适用于地质封存项目, 以确保对注入区上方和下方的地下饮用水源的保护。

6) 关于在审查区域内的一定程度上可能会受到地下饮用水源影响的, 或者由地下饮用水源提供水源的所有公共供水系统的位置信息。

7) 由行政主管要求的所有其它信息, 以告知区域行政官, 从而能够做出签发豁免权的决定。

(2) 为了使区域行政官能够根据要求, 做出是否批准注入深度要求豁免权的决定, 行政主管必须向区域行政官提交如下资料:

1) 对涉及地质封存项目的选址、施工和运行与豁免的以下信息进行的评估:

上、下封存单元的完整性;

注入区的适用性 (例如:横向连续性、无传输性断层和裂隙、关于当前的或计划的人工渗透进入注入区或低于注入区的地层的知识) ;

地质构造封存二氧化碳的潜在能力, 说明替代注入现场的可用性;

所有的其它现场特征数据、建议的应急与补救响应计划以及经济责任的证明;

社区的需求与饮用水资源的供给;

计划的需求、区域内的地下饮用水源和地下非饮用水资源的潜在的和/或将来的利用;

在注入区上方和下方的提议注入地层和其它地层中, 计划的或许可的水、碳氢化合物、或矿产资源的开发潜力信息, 用于确定是否存在钻穿该地层以获取提议注入区/地层中或下方资源的计划;

提议计划:用于确保可替代资源或处理VI类注入活动对地下饮用水源的地层水域所造成的相关污染;

行政主管所要求的所有其它适用的注意事项或信息。

2) 与各州和部落对寻求豁免权的注入井审查区域内的土地具有管辖权的公共给水系统监督部门的主管进行磋商。

3) 由公共给水系统监督部门的主管提交 (地下注入控制) 行政主管的所有与豁免权有关的书面信息。

(3) 根据VI类许可证申请通知程序的要求, 行政主管应当发布豁免权申请已提交的公告。公告应该明确指出:

1) 提议注入区的深度;

2) 注入井的位置;

3) 审查区域内的所有地下饮用水源的名称和深度;

4) 审查区域地图;

5) 在审查区域内的一定程度上可能会受到地下饮用水源影响的、或者由地下饮用水源提供水源的所有公共供水系统的名称。

6) 地下注入控制-公共给水系统监督咨询结果。

(4) 在发布公告后, 行政主管应该通过豁免权申请程序, 向区域行政官提交所有已接到的信息。根据所提供的信息, 区域行政官应该出具关于签发豁免权的同意或不同意书面材料。

1) 如果区域行政官认为需要补充信息来支持其做出决定, 那么, 行政主管就应该提供此类信息。根据区域行政官的自由裁量权, 区域行政官可以要求启动新信息公告。

2) 在任何情况下, 如果没有收到区域行政官的书面同意, 行政主管不得签发豁免权批准。

(5) 如果豁免权已签发, 在豁免权签发后的三十日内, 环保署应该在水资源办公室网站上发布以下信息:

1) 提议注入区的深度;

2) 注入井的位置;

3) 审查区域内的所有地下饮用水源的名称和深度;

4) 审查区域地图;

5) 在审查区域内的一定程度上可能会受到地下饮用水源影响的、或者由地下饮用水源提供水源的所有公共供水系统的名称。

6) 豁免权签发日期。

(6) 在收到可以在低于最低地下饮用水源开展地质封存的注入要求豁免权后, VI类井的业主和运营商必须遵守以下要求:

1) 第3、4、6、7、8、10、11和13规定的所有要求;

2) 第5部分中的各项要求, 以及以下的已修改要求:

业主和运营商必须确保具有豁免权的VI类井建造和完井, 可以预防流体运动进入任何未经授权的区域, 包括地下饮用水源, 而无需符合第5部分的要求。

套管和固井程序必须设计用来防止流体运动进入任何未经授权的区域, 包括地下饮用水源, 而无需符合第5部分的要求。

表层套管必须延伸, 穿过注入区正上方的最近地下饮用水源的底部, 并粘接在表层上;或者, 根据行政主管的自由裁量权, 注入区上方的其它地层, 以及低于注入区上方的最近地下饮用水源的地层。

3) 第8部分的所有要求, 以及以下的变更要求:

业主和运营商应该监测地下水质量、地球化学变化、注入区正上方和正下方第一个地下饮用水源的压力、以及行政主管自由裁量的其它任何地层中的压力。

测试与监测:采用用于监测注入区压力变化的直接方式, 以及间接方法 (例如地震勘测、电法勘测、重力勘测、或电磁勘测和/或井下二氧化碳监测工具) , 来跟踪二氧化碳羽流的范围, 并测定是否存在压力升高 (例如:压力前沿) 除非行政主管基于具体现场的地质条件确定该方法不适用。

4) 第12部分中的各项要求, 以及以下修改的注入后现场管理监测需求:

业主和运营商应该监测地下水质量、地球化学变化、注入区正上方和正下方第一个地下饮用水源的压力、以及行政主管自由裁量的其它任何地层中的压力。

测试与监测:采用用于监测注入区压力变化的直接方式, 以及间接方法 (例如地震勘测、电法勘测、重力勘测、或电磁勘测和/或井下二氧化碳监测工具) , 以跟踪二氧化碳羽流的范围, 并测定是否存在压力升高 (例如:压力前沿) , 除非行政主管基于具体现场的地质条件确定该方法不适用。

二氧化碳封存 第3篇

随着全球气候问题的日益严峻,各国政府和科学家已经越来越重视对CO2储层技术的研究,尤其是CO2地下封存技术,并已开展了大量的可行性研究。

CO2封存技术是一项具有大规模应用前景的CO2处置技术,有望实现化石能源使用后CO2的零排放。其主要技术包括:将CO2注入地下深部盐水层、废弃油气藏或正在开发的油气藏中提高采收率[1]、不能开采的煤层中提高煤层气的采收率和海洋中等4个方面,其中深部盐水层CO2埋存的潜力最大[2]。

把二氧化碳地质封存于盐水层对全球碳循环具有深远影响。利用这种方法可把大量二氧化碳注入地下,通过一系列物理、化学反应,最终将CO2永久封存于盐水层中,并把二氧化碳与生物圈隔离数百数千年,甚至更长时间[3]。世界能源组织(IEA)对全球范围内CO2地质埋存总量的评估值为(1 250~10 850)万亿吨,其中深部盐水层埋存量约占到了总量的92%。图1为不同埋存方式埋存量占总埋存量的比例示意图。

在CO2地质埋存的选址中,人们往往把含水的砂岩层确定为埋存的目的层,适于封存二氧化碳的最小地层深度为800米。由于CO2在盐水层中受到不同作用的影响其封存形式主要分为四种,分别为构造封存、水动力封存、溶解封存和矿物捕获封存。二氧化碳的这几种地下封存过程同时进行,但由于受到不同因素的影响它们之间会随时间发生相互转换。

1 盐水层CO2埋存主控因素

1.1 构造封存

决定CO2构造封存分量的主要控制因素为水气毛细管压力的大小。部分注入的CO2在毛细管压力的作用下被“固定”在岩石的微小孔隙中,这部分CO2虽然以游离态存在,但却不能自由移动,只有当水气饱和度发生相对变化而引起毛细管力波动时,部分被“固定”的CO2才有可能被释放以真正的游离态存在,转换为水动力封存。

1.2 水动力封存

在一定的压力上限条件下,盐水中CO2含量达到过饱和,CO2以低密度的气态游离存在;当达到CO2的临界温度和临界压力时,CO2以高密度的超临界状态游离存在,这样可以增加CO2在盐水层中的埋存总量,但会使地层平均压力有一定的上升。

1.3 溶解封存

在盐水层埋存过程中,CO2被注入到目标层段之后首先与地层盐水接触,随即部分CO2将溶解于盐水之中,而溶解总量会受到水体规模、温度、压力和地层水矿化度等因素的影响。图2所示为不同温压及盐水矿化度条件下的CO2溶解度。

由以上CO2的溶解度模板得到了CO2在Na Cl盐水中的溶解度变化规律:(1)CO2的溶解度随着盐水矿化度的增加而减小,随着压力的增加而增加;(2)Na Cl溶液矿化度小于80 000 mg/L时,温度对CO2溶解度的影响较小。

1.4 矿物捕获封存

矿物捕获是CO2溶于地下水后通过水-岩相互作用,最终将“碳”以碳酸盐矿物的形式“固结”起来的CO2捕获机制[4]。

注入的CO2与地层水反应生成碳酸,致使地层水呈弱酸性,碳酸与原生矿物反应生成黏土和碳酸盐矿物沉淀,从而可以埋存部分注入的CO2,并使砂岩的孔隙度和渗透率发生改变[5]。因此,含有金属阳离子造岩矿物越多的岩石以矿物形式捕获CO2的潜力就越大。

CO2矿物封存进行的速度虽然缓慢,但埋存量会随着时间的推移而增加。反应速率主要受到盐水层温度、压力、矿化度和地层岩石类型及其矿物组成的影响。

2 CO2埋存定量化分析

2.1 地质模型的建立

为得到CO2封存过程中各因素对其埋存分量的定量化影响,建立了CO2盐水层埋存数值模拟计算模型。由于缺乏室内实验支持,该模型暂未考虑CO2矿物捕获封存。图3所示为模型渗透率场图。

2.2 计算方案

在基础方案注采完成后单独改变毛细管力、岩石压缩系数和地层盐水矿化度,添加7个计算方案以分析主控因素对CO2各埋存分量的影响。

2.3 计算结果分析

基础方案截止注采完成后,CO2埋存总量为34.7万吨,在重力的作用下CO2逐步向盐水层上方移动。图4所示为模型CO2饱和度分布随时间变化情况。表4为主要计算结果。

2.3.1 CO2构造封存分量

CO2埋存过程中,构造封存CO2分量的主要控制因素为毛细管压力,埋存量随毛细管压力的增大而增大,1000年时间尺度下毛细管力为基础计算方案2倍时不可动CO2的埋存量占总埋存量的比例达到了0.25。图5所示为CO2构造封存分量比例随时间变化情况。

2.3.2 CO2水动力封存分量

CO2埋存过程中,岩石压缩系数在基础方案取值的0.1~10倍内变化,它对各埋存分量的影响程度较小。针对这三个计算方案,CO2水动力封存分量的比例都在42%左右。图6所示为CO2水动力封存分量比例随时间变化情况。

2.3.3 CO2溶解封存分量

CO2埋存过程中,溶解封存分量的主要控制因素为盐水矿化度,埋存量随盐水矿化度的增大而减小。图7所示为CO2溶解封存分量比例随时间变化情况。

2.3.4 二氧化碳封存安全性

通过计算得到8种方案CO2的最快上逸速度为3.51 t/年,仅占CO2埋存总量的十万分之一,并且盐水层上部仍有近千米的地层作为天然保护,CO2不会上窜至地面对自然环境造成破坏。所以从封存安全性的角度看,将CO2封存于盐水层中是安全可行的。

3 结论

(1)盐水层CO2埋存分为构造封存、水动力封存、溶解封存和矿物捕获封存四种形式。

(2)盐水层CO2构造封存分量的主要控制因素为毛细管压力,埋存量随毛细管压力的增大而增大。

(3)在一定的温度压力下,CO2溶解封存分量的主要控制因素为盐水矿化度,埋存量随盐水矿化度的增大而减小。

参考文献

[1]沈平平,杨永智.温室气体在石油开采中资源化利用的科学问题.中国基础科学,2006;8(3):23—31

[2]江怀友,沈平平,罗金玲,等.世界二氧化碳埋存技术现状与展望.中国能源,2010;32(6):28—32

[3]王涛.盐水层CO2埋存潜力及影响因素分析.岩性油气藏,2010;22(12):85—88

[4] Bachu S,Gunter W D,Perkins E H.Aquifer disposal of CO2:Hy-drodynamic and mineral trapping.Energy Converse Management,1994;35:269—279

二氧化碳封存 第4篇

CCUS技术是指将二氧化碳从工业或其他排放源中分离出来, 并运输到特定地点加以利用或封存, 以实现捕集二氧化碳与大气的长期隔离。CCUS技术是新兴的、可实现化石能源大规模利用的低碳技术, 更是未来二氧化碳减排的重要技术选择之一。

国内外发展现状

由于CCUS技术减排效果明显, 在全球已被推广, 截止2011年, 全球大规模的CCUS项目, 包括从捕集到永久封存或其他封存所有环节在内的大规模项目达74个, 主要分布在美国、加拿大、挪威、澳大利亚等国家。

在国内, 由于CCUS还存在诸如高成本、能源损耗以及大型项目CCUS技术不成熟等问题, 目前CCUS仍然处于起步阶段, 以探索与试验为主。目前, 在我国已经有6个大型的CCUS项目在运行, 但是暂缺CCUS全流程项目。包括北京热电厂烟气CCS示范工程、上海石洞口第二电厂二氧化碳捕捉项目、重庆合川双槐电厂、内蒙古鄂尔多斯市煤制油示范工程CCS项目、内蒙古锡林郭勒清洁煤炭项目以及提高石油采收率项目。

按流程而言, 目前国内在二氧化碳捕集环节, 技术相对成熟;在运输环节通常采用槽车和船运, 而无管道运输;封存环节以驱油技术为主, 封存技术较为滞后。我国驱油项目二氧化碳主要来源于油田天然气 (富含二氧化碳) 和伴生气, 以及注气锅炉和大型锅炉排放气 (二氧化碳) , 还有开采二氧化碳气藏气。由于价格和运输成本高, 制约了二氧化碳驱油技术的大面积推广应用, 且新增能耗与国家节能减排政策存在一定的矛盾, 当前的发展受到一定的约束。但就长远来看, 二氧化碳驱油这个“非主流”将会日益表现出它的“主流”作用, 它将不仅对油田稳产增产意义重大, 而且将为我国节能减排做出新贡献。

环境影响评价的必要性和意义

由于CCUS项目涉及的生产工艺对环境的影响存在一定的风险, 因而对CCUS项目实施中的环境影响测评是非常必要的。其中, 长期地质封存二氧化碳的选址是决定风险程度的关键因素。此外, 驱油项目中会造成40%二氧化碳的逸散也使得环境测评成为CCUS实施中必要的环节。

加强CCUS项目环境管理的意义主要在于:第一, 提高环境管理部门应对气候变化能力;第二, 推进环境友好型CCS项目建设, 促进低碳经济可持续发展;第三, 促进资源节约型产业体系构建, 保护生态环境, 推进生态文明建设。

CCUS项目环境影响评价思路

1.CCUS项目环境影响评价基本思路

CCUS项目环境影响评价分3个时段:建设期、生产运营期、服务期满后。

在不同实施阶段, 根据工程分析、环境现状调查评价以及环境影响预测评价三个方面, 环境影响评价思路和方向都有所不同。根据工程分析角度来看, 一般包括工程基本数据, 污染影响因素分析, 生态影响因素分析, 气候变化影响分析, 原辅材料、产品、废物的储运, 交通运输, 非正常工况分析, 环境保护措施和设施, 污染物排放统计汇总。环境现状调查与评价则包括根据CCS项目特点及可能产生的环境影响、当地环境特征选择环境要素进行调查与评价, 以及温室气体与气候变化现状调查。环境影响预测与评价指的是采用合适方法预测与评价CCS项目在建设期、运营期及服务期满后的环境影响, 包括污染影响、生态影响、气候变化影响, 并分析潜在环境风险。

2.CCUS项目环境影响评价关注点

对于CCUS项目环境影响评价主要有4个值得特别关注的重点:

第一, C C U S项目对当地水资源、大气、土壤、生态、居民的直接和间接环境影响。

第二, 二氧化碳管道运输和封存选质的环境影响。

第三, 环境风险的评价。包括二氧化碳管道运输泄漏和封存泄漏。封存泄漏需要考虑的因素又包括物质数量、物理形态和封存设备等。

第四, CCUS项目对温室气体排放的影响。

3.CCUS项目环境影响评价难点

开展CCUS项目环境影响评价作为加强CCUS项目应对气候变化能力的重要议题, 对促进低碳经济可持续发展有着重要意义, 但开展CCUS项目环境影响评价的过程并非一帆风顺, 其中存在以下4个方面的障碍:

第一, 我们对大量二氧化碳注入地下的影响认知较少;

第二, 大量二氧化碳注入地下的环境影响预测技术目前较为缺乏;

第三, 缺乏气候变化影响评价所需基本数据;

第四, 缺少适用于封存期环境风险预测技术。

CCUS项目环境影响评价工作展望

未来CCUS项目环境影响评价工作将分为3个阶段递进式开展, 第一阶段主要开展CCUS项目环境影响评价的关键技术研究;第二阶段主要开展典型CCUS项目环境影响评价示范研究;第三阶段将对环境管理给出对策建议。

二氧化碳封存 第5篇

中国作为最大的发展中国家, 近年来随着汽车工业的快速发展, 对石油能源的消耗以及二氧化碳排放量不断增加, 造成沉重的环境压力。而随着二氧化碳封存 (CCUS) 技术的发展, 给国内石油产业可持续发展提供了新的途径;二氧化碳封存提高石油采收率效果明显, 通过向地层注入二氧化碳也能有效促进剩余油、气资源的挖潜开采, 提高石油的采收率, 同时也减少大气的二氧化碳排放量, 减轻了我国大气环保负担。

1 利用二氧化碳提高石油采收率的机理

1.1 二氧化碳能够促使原油的体积膨胀

为了有效的提高石油采收率, 我们在开采的时候将二氧化碳注入油藏, 能够充分的溶解原油, 导致原油的体积增加10%—100%。通过这种手段可以有效的增加地层的弹性, 同时还能够大大的较少原油在流动时候的阻力, 这也就有效的提高了原油的采收率。

1.2 利用二氧化碳能够降低原油粘度

同时我们可以通过运用二氧化碳降低原油的粘度, 在开采的过程中有利于原油的流动, 有助于提高我们开采原油的力度, 再通过二氧化碳将原油的黏度得到降低以后, 原油的流动能力就会得到加强, 产油量就会提高。

1.3 利用二氧化碳能够有效的改善油水的流动比

再注入的二氧化碳融入原油和水中导致原油的粘度降低, 这时候原油的流动性也就不断的提高, 这时候也就导致原油和水比较相近, 再通过压力的改变, 就会提高原油的开采效率。

1.4 利用二氧化碳提高石油采收率利于降低界面的张力

在对原油注入二氧化碳的时候, 提高原油的溶解度的同时也会大大的降低原油的张力, 能有效的提高原油的流动性, 最后使得原油采收率得到提高, 在原油和二氧化碳混合之后界面张力也就为0, 也就可以让原油采收率达到100%。

1.5 利用二氧化碳提高石油采收率能够萃取原油中轻烃

在对二氧化碳的注入之后, 一部分二氧化碳在融入原油和水中能够将原油中的轻烃萃取出来, 可以降低原油的密度, 同时原油的粘度也降低, 从而提高原油流动性能, 有利于开采。

1.6利用二氧化碳提高石油采收率能够起到溶解气驱作用

随着石油的开采, 原油井口附近地层压力随之下降, 地层原油中溶解的CO2逸出, 逸出的CO2气体驱动原油流入井筒, 形成内部溶解气驱。

2 利用二氧化碳提高采收率的实施方法

2.1 二氧化碳混相驱

在将二氧化碳使用到原油采收工程中, 是目前最快捷有效的方法, 同时还有效的保护自然环境, 在对二氧化碳混相驱注入油层, 具体操作的时候主要就是取决于油层的性质, 其中相应的注入方法包括连续注入、简单注入、锥形注入等, 在二氧化碳注入过程中, 由于注入二氧化碳驱替油层的时候系数相对较低, 这时候也就需要我们注入水帮助驱油速度, 扩大二氧化碳的波及效率。主要就是运用地层将原油和二氧化碳形成混带关系。

其中混相驱要求油藏压力高于或等于二氧化碳与原油完全混相的最低压力 (MMP) , 由于受地层破裂压力等条件的限制, 该方法通常用于原油相对密度小于0.89g/cm3, 油层温度小于1200摄氏度的中、深层油藏。通过二氧化碳混相驱, 原油采收率比注水方法提高约30-40%。

2.2 二氧化碳非混相驱

二氧化碳非混相驱采油效率次于混相驱, 但是高于相应使用的水驱和惰性气体驱, 在一般情况中主要就是通过重力稳定二氧化碳的注入, 让二氧化碳注入到原油底部, 让原油向下结构向两边移动, 同时下结构两边产生的原油采出。其中主要原理就是对原油中的轻烃汽化以及抽提, 使原油体积膨胀, 黏度降低, 界面张力减小, 提高原油的流动性。当地底层压力发生变化的时候, 二氧化碳就会从饱和了二氧化碳的原油中溢出, 形成溶解气驱, 达到提高原油采收率的目的。

3 结语

综上所述, 通过利用二氧化碳提高原油采收率是一种十分有效的方法, 随着社会的发展会越来越受到科研人员的重视, 特别是对于目前全球化石能源消耗越来越多, 温室效应越来越明显。向地层注入二氧化碳来提高石油采收率这项技术提供了有力的环境, 也有效的减少大气中的二氧化碳, 缓解温室效应, 对我国经济可持续发展具有重要意义。

参考文献

[1]汤达祯.注CO2提高采收率技术现状[J].油田化学2009 (4) .

[2]朱仲义.CO2驱提高原油采收率研究进展[J].内蒙古石油化工2008 (7) .

[3]高慧梅.注二氧化碳提高原油采收率技术研究进展[J]特种油气藏2009 (1) .

[4]沈平平、廖新维.《二氧化碳地质埋存与提高石油采收率技术》, 石油工业出版社2009年版.

二氧化碳封存 第6篇

我国资源 结构的特 点是“富 煤、贫油 、少气”,煤炭资源相对丰富,而石油、天然气资源不足6% [1]。煤炭广泛应用于我国工业、农业等相关产业,对拉动国民经济增长和保障人民生活具有重要作用[2,3]。在未来可预期的较长时间内,煤炭在中国作为主体能源的地位不会改变,预计到2020年,在一次性能源消费中,煤炭的比率仍为60%以上;到2030年,煤炭的消费比率为55%。煤炭工业在国民经济中的基础地位将是长期的和稳固的,具有不可替代性,煤炭仍是最廉价、最安全的能源[4]。

煤炭的工业利用基本上都是以煤炭的化学反应为基础的,例如燃煤电站发电是煤炭的氧化反应; 钢铁工业是用炭还原铁矿石;电解铝的主要反应是用碳素还原氧化铝,如表1所示。

除NOx和SO2外,大量煤炭的应用带来了CO2的巨量排放,2013年我国二氧化碳排放总量达104.4亿吨,超过欧美总和。近年来由于二氧化碳的温室效应使全球气候产生变化,发展低碳经济是世界特别是中国的必然选择[6,7,8,9]。

中国80%的人口居住在中国东部(爱辉-腾冲线以东),人口密度是全球平均值的近5倍,土地面积约为全球陆地总面积的不到1/30,但每年消耗全球煤炭的40%,单位国土面积上消耗的煤炭(耗煤空间密度)是全球平均值的12倍,耗油空间密度是全球平均值的3倍,二氧化碳排放空间密度是全球平均值的6倍[10],全国大范围灰霾天气的持续发生倒逼我国进行二氧化碳减排,CO2的减排与利用在我国不仅是科技问题和经济问题,也成了政治问题。

自从工业革命以来,工业产品生产体系没有重视二氧化碳的排放问题。目前市场上有近500万吨CO2的利用,如CO2气体保护焊、超临界CO2技术应用、CO2制冷剂、CO2在食品、饮料、烟草、生物、机械、运输等行业领域的利用、食品级CO2在食品的冷冻、冷藏过程中的应用等,基本上都不是CO2的封存利用, 只是延迟了CO2的排放时间。

CO2捕集封存(CCS)是一种CO2减排方案,它主要有地质封存、海洋封存。矿石封存、工业利用等。目前CCS技术尚处于研发阶段,各种封存方法优缺点如表2所示。

目前CCS计划中的项目数量远大于实际实施数量,近年封存量比原计划量减少,地质封存不确定方面的质疑越来越多,真正在运行的封存项目几乎都是强化油气田开采项目。CCS在国内外仍处于研发和示范阶段,面临着高成本、高能耗、长期安全性和可靠性不确定等突出问题,特别是在项目封存选址、生态环境影响、环境监测、泄漏事故应急等环节的环境风险监管能力建设亟待加强[11,12],目前我国开展的二氧化碳封存项目如表3所示。

采用CCS技术增加了25%~40%的额外能耗,投资巨大且不具备经济效益。虽然二氧化碳驱油是目前比较好的CCUS方法,但驱油所用CO2大约有2/3回到地表,驱油只是短时效CCUS项目,不能当作长期性的CCUS封存方法。

1 二氧化碳的高值有效封存利用

针对CO2封存利用研究现状和大规模工业利用的需要,我们提出了二氧化碳的高值有效封存利用概念,“高值”是指CO2封存后可得到有价值的产品; “有效”是指对CO2全生命周期的封存,例如封存过程所需的能量要小于排放二氧化碳所含的能量;封存产品在一定时间内不排放二氧化碳等。“封存利用”是指产物具有广泛用途,同时具有大规模开发的潜力。因此,我们认为通过CO2与氨在一定反应工艺条件下得到三聚氰酸等固体产品可以实现CO2的高值有效封存利用,其反应方程式如下:

CO2氨化矿化的反应方程式如下:

从上述反应方程式可以看出:

CO2氨化矿化得到1吨产品需要1.023吨CO2,只需要原料氨0.395吨。从化学反应来说,这是利用CO2 最有效的反应,本技术与其他CO2利用方法的固碳能力对比如表4。

CO2氨化矿化的热力学优势:

CO2氨化矿化是放热反应,有利于反应进行且工程上易于实施。该技术是尿素合成工艺的进一步发展,在工艺上是完全可行的, NH3与CO2反应生成尿液,然后继续反应产生三聚氰酸固体,产生的氨气再回到尿液合成塔中继续与CO2反应。这样,总的反应结果是二氧化碳和氨反应生成三聚氰酸固体产品。反应流程如下:

图1 二氧化碳封存技术路线

原料来源简单,反应过程绿色。在CO2氨化矿化高值有效封存利用过程中,起始原料只有煤、空气和水,反应产物只有三聚氰酸产品,反应过程没有大量副产物的必然产生。

从原料煤开始,二氧化碳的氨化矿化包括以下主要反应:

总的反应方程式为:

由上述反应式可以看出,CO2氨化矿化是“放热”反应。

煤气化过程(煤合成甲醇、煤变油、煤制烯烃、煤制天然气等)中一般都有高纯度的N2,CO2, H2等原料,通过改变反应过程和目标产品即可实现CO2的氨化矿化。

以一套以煤为原料年产30万吨合成氨的装置为例,该装置每年排放二氧化碳58万吨。如果完全转化可以生产52万吨尿素,则可利用38万吨二氧化碳,净排放约20万吨二氧化碳。

将52万吨尿素全部转化为三聚氰酸,需要消耗二氧化碳38万吨,而其排放二氧化碳只有20万吨。根据我们的中试结果,可将52万吨尿素设计成产66万吨三聚氰酸装置,每年排放二氧化碳量为负的14万吨,也就是说可以得到一套二氧化碳“近零”排放的生产装置。

固碳产品用途广泛,利用价值大,如表5所示。

2 低碳工业路线开发

我国传统制造业产能过剩,特别是电解铝、钢铁、水泥、平板玻璃等高能耗、高排放行业迫切需要产业结构调整,据统计,2012年底,我国钢铁、水泥、电解铝、平板玻璃产能利用率分别仅为72%、73.7%、71.9%、73.1%,明显低于国际通常水平[13]。改变传统的高碳经济发展模式,寻求低能耗、低排放及低污染的低碳经济正成为我国及全球的战略行动。

在三聚氰酸合成的基础上开发出了一条低碳材料路线,如图2所示。

图2 低碳工业材料路线的开发

密胺树脂首先是三聚氰酸/胺与甲醛反应生产羟甲基三聚氰酸/胺(以三聚氰酸为例):

然后继续进行交联反应,固化成网状结构的高聚物三聚氰酸/胺甲醛树脂。

以专利方法生产出低成本的三聚氰酸/胺与甲醛反应得到高性能的密胺树脂类材料,整条路线是一条煤炭清洁利用的优选路线,比煤制烯烃等高耗能技术路线具有低碳、低成本优势。三聚氰酸/胺甲醛树脂可广泛应用于粘合剂、防火材料、层压材料、造纸、木材加工等众多领域,密胺材料在全球范围内的建筑装饰、交通车辆、水上船舶、航空航天、机电设备、工业吸音保温等领域中获得广泛使用。

上述数据来自我国节能减排“十二五”计划。

3 总结

二氧化碳氨化矿化生产三聚氰酸固体产品是一条封存利用CO2的有效方法,该技术不仅能够封存CO2,而且使CO2得到增值,形成CO2利用的循环经济产业链;由CO2经三聚氰酸合成高分子材料是一条煤清洁利用的低碳、低成本工艺路线,是高碳能源的低碳化利用,应当成为我国能源领域的战略选择。

摘要：针对CO2封存利用的研究现状和大规模工业利用的需要,我们提出了二氧化碳的高值、有效、封存、利用概念,论述了二氧化碳的氨化矿化是一种高值有效封存利用的方法,并由此设计了一条低碳工业材料路线,这样可以使得高碳资源进行低碳利用。