东南亚有望成为一个引人注目的案例，研究油气生产商将如何很快面对扩大碳捕获和存储项目的现实。
  
图1
 
一波海上碳捕获和储存项目的浪潮即将席卷整个东南亚，这让人们对未来的挑战产生了疑问，见图1所示。
 
马来西亚的减排计划
 
2011年在马来西亚Sarawak海域发现的Kasawari酸性气田，如今是东南亚能源挑战的一个象征。
 
马来西亚国家石油公司希望明年获得第一批天然气。到2025年，该公司希望每天有9亿立方英尺的天然气从该油田流向位于Sarawak海岸的Bintulu液化天然气出口设施。
 
但使该油田成为地区和行业领头羊的，并不是它的天然气。
 
当产量达到峰值时，马来西亚国家石油公司计划停止排放，并开始在未来20年里从该项目的油井中捕获370 - 400万吨/年的二氧化碳。
 
这超过了马来西亚国家石油公司报告的2020年全年温室气体排放量的8%。从更有利于上游的角度来看，Kasawari的注入目标大约相当于每年770亿立方英尺的天然气。
 
为了让如此大量的二氧化碳永远看不到阳光，马来西亚国家石油公司需要一个专门的平台，该平台正在设计中。它还需要一条138公里长的管道，将二氧化碳输送到枯竭的油田进行永久储存。
 
特别值得注意的是，Kasawari项目的第二阶段不仅是这家马来西亚国家石油公司在大规模碳捕获和存储(CCS)方面的首次尝试。
 
Kasawari计划于2024年启动，其注入速度是挪威北极光CCS计划的两倍多，一年后将成为世界上最大的海上CCS项目。
 
Kasawari气田位于水深约108米，是全球计划开发的二氧化碳含量最高的气田之一。当油井流动时，预计将有40%的二氧化碳排放出来。
 
但由于马来西亚国家石油公司也签署了到2050年成为净零排放国的协议，排放该油田的废气在很长时间内不会是一个可行的选择。
 
该项目的规模之大，以及对马来西亚国家石油公司来说是某种意义上的处女航，已经引起了人们对CCS将对东南亚上游项目开发成本产生的影响的关注。
 
雷斯塔能源公司的一项新研究表明，在Kasawari添加CCS所需的资本投入将使该项目的盈亏平衡天然气价格从大约3.50美元/千立方英尺提高到5美元/千立方英尺以上。
 
这家能源咨询公司也看到了类似的情况，尤其是在其他海上含硫天然气项目中，可能需要使用CCS来减少由生产驱动的排放。在马来西亚首都吉隆坡，有关能源价格上涨以及东南亚国家在CCS方面雄心的讨论层出不穷。供应问题可能会突然出现，这正是雷斯塔论文的主题。
 
雷斯塔能源公司分析部副总裁普拉蒂克·潘迪说:“这些项目中的大多数肯定还处于研究阶段。”
 
来自马来西亚、印度尼西亚和越南的未来油气资源有近一半面临延期和成本严重超支的风险。这是基于计划在2025年做出最终投资决定的项目，金额约为45亿BOE。
 
“但比技术更大的挑战可能是这些项目的经济效益，以及运营商如何证明实施CCUS(碳捕获、利用和储存)和CCS的额外开发成本是合理的。”
项目规划者面临的问题源于这些酸气资源。虽然一些储层含有有毒易燃的硫化氢，但从成本角度来看，更大的问题是其二氧化碳浓度。
 
最低的是二氧化碳含量为15%的油田，还有像Kasawari这样的油田，二氧化碳含量高达40%。
 
马来西亚国家石油公司此前承认，Kasawari的CCS阶段将增加其最初的支出计划，但它仍希望以经济的方式提供天然气。
 
考虑到今天的市场，这可能并不难想象。有人可能会说，考虑到亚洲液化天然气现货价格最近一直在创纪录的60美元/立方英尺以上，即使开发成本上涨50%也可以忍受。不过话说回来，预测长期价格走势可能是徒劳的。
 
潘迪指出，“显然，运营商对克服这些挑战有很高的信心，因为这关系到很多问题。”他的言论是对酸性天然气将在东南亚能源供应结构中发挥巨大作用的肯定。
 
雷斯塔的论文是在大会上展示的几篇论文之一，强调了宣布CCS项目是多么容易的一部分。仅仅执行一个项目，然后从那里扩大规模，这是一项艰巨的任务，需要数十亿美元、不可预见的挫折和数不清的工程工作。
 
为了成为该地区CCS技术的领导者，马来西亚国家石油公司分享了关于Sarawak州海岸一个枯竭油藏泄漏潜力建模研究的早期规划工作细节。
 
这项工作揭示了如果封井和弃井(P&A)成为逸出二氧化碳的载体会发生什么。最终得出的结论是，如果泄漏足够小，对环境的影响可能是最小的和局部的。
 
另外，在澳大利亚的工作也集中在CCS资产面临的完整性问题上。斯伦贝谢的一篇论文解释了传统水泥在暴露于高浓度二氧化碳时如何降解。这就是为什么在澳大利亚的第一口海上二氧化碳注入井中，封堵弃井作业使用了一种特殊的抗二氧化碳水泥。
 
在中游部分，马来西亚国家石油公司还展示了它如何使用先进的软件来模拟如何通过繁忙的现有管道网络移动捕获的二氧化碳和天然气。
 
与此同时，德西尼布能源公司正在提供一种避免管道交通的方法，它称之为“C-Hub”的浮动二氧化碳排放设施。这家工程公司的想法包括建立一支专门建造的油轮船队，在工业港口装载液化二氧化碳，并将其运送到枢纽进行连续注入。
  
图2
 
 Kasawari酸性气田位于Bintulu北部近200公里处，Petronas在那里运营着一个3000万吨/年的液化天然气综合设施，使其成为世界上最大的液化天然气设施之一，见图2所示。
 
今天花 明天赚
 
上述技术的发展，以及在吉隆坡为期4天的会议上展示的其他技术，都反映出CCS是一个刚刚萌芽的行业——不是一个蓬勃发展的行业。
 
这是正确的，部分原因是两个关键的商业促成因素——成熟的碳信用市场和碳税——在当今世界的大部分地区并不是主要力量。
 
然而，亚洲场外交易市场的许多人士承认，事情已成定局，东南亚的交易运营商如今正试图抢先一步。
 
正如潘迪所描述的那样:“在某种程度上，不做CCS的代价可能会更糟，因为印尼和马来西亚政府都在讨论在不久的将来实施碳税的路线图。”
 
尽管马来西亚的所有财政措施尚未落实到位，但马来西亚国家石油公司已经走上了许多国际石油公司近年来采取的道路。它希望现在就走在前面，以便以后能够盈利。
 
马来西亚国家石油公司首席执行官腾库·穆罕默德·陶菲克在接受亚洲OTC会议参与者的采访时强调，该公司在今年3月推出首个碳管理业务后，将在这方面开展更多工作。
 
他说:“这个新部门将专注于通过管理碳存储组合来加快我们在整个集成价值链上的脱碳努力，不仅为我们的业务产生的排放，而且有可能建立一个区域性的碳排放存储中心，作为新的收入来源。”
 
用酸性气体为未来加油
 
简单地说，东南亚的短期能源前景高度依赖酸性气体，业内也称其为受污染气体，因为酸性气体约占剩余产量的一半。最大的缺点是，即使不考虑CCS的成本，处理酸性气体的成本也是出了名的高。
 
但随着这个拥有约6.5亿人口的11个国家进一步放松对大流行的限制，一些国家预计将见证每年5%或更高的经济增长率。
 
为了推动这一增长，该地区70%的石油和天然气公司(由国家石油公司领导)将在未来3年内在绿地项目上投入250亿美元。雷斯塔的数据显示，相比之下，前5年的投资仅为20亿美元。
 
这波潜在的资本支出浪潮，在很大程度上是由亚洲各地要求停止建设新的燃煤电厂、转而推动转向或建设低排放的燃气电厂的指令推动的。
 
随着碳排放成为该行业不受欢迎的主要角色，CCS突然成为东南亚几个最大天然气发现计划的中心角色。
 
这将使东南亚成为未来数年需要监测的重要案例，因为东南亚富含二氧化碳的酸性气田。雷斯塔对东南亚天然气供应前景的分析有助于解释原因。
 
到2030年，天然气预计将占东南亚碳氢化合物总产量的三分之二以上;
未来一半以上的分子将来自未开发的发现——大约90%是在近海发现的;
 
雷斯塔数据还显示，预计约40%的海上天然气含有大量的二氧化碳或其他污染物。
  
图3 
 
雪佛龙位于澳大利亚巴罗岛的高更液化天然气项目，在经过多年的拖延后，该项目的碳捕获和存储设备让这家美国公司损失了31亿美元，见图3所示。
 
世界上最大的CCS设施之一
 
比Kasawari的预测更令人震惊的是，雷斯塔预计，bp在巴布亚新几内亚运营的Tangguh天然气田盈亏平衡价格将翻一番，至约6.50美元/立方英尺。该油田位于水深约60米处，BP正考虑利用枯竭的水下油藏为油田增加一个CCS阶段。
 
最近在印尼近海发现的阿巴迪液化天然气项目可能会受到影响。该油田的运营商日本Inpex仍在评估开发近10万亿立方英尺海上天然气所需的投资。雷斯塔正在考虑的一个考虑是，可能包括CCS设施，这意味着首次天然气盈亏平衡在8美元/千立方英尺左右。
 
在这种情况下，隐现的是行业近期CCS项目未能达到预期的历史。
 
马来西亚国家石油公司没有透露关于卡萨瓦里CCS计划的很多细节，包括预计的成本。但该公司表示，预计将在海上储存7600万吨LNG，这大约是雪佛龙通过其附属于Gorgon液化天然气厂的CCS操作目标产量的75%。
 
雷斯塔的论文强调了这一对比，将Gorgon LNG开发描述为“一次难忘的经历，证明CCS仍然非常复杂。”
 
由于Gorgon油藏含量约为14%，其开发要求co2注入速率在3.5 - 4.0万吨/年之间。
 
这样的规模使得雪佛龙项目成为世界上最大的CCS设施之一。然而，让CCS的宏伟计划黯然失色的是，它比计划推迟了3年才开始运行，这意味着已经在运行的液化天然气工厂被迫排放了比计划多出数兆吨的二氧化碳。
 
到2019年在西澳大利亚巴罗岛启动时，高更的CCS设施花费了这家美国超级巨头31亿美元。这提醒人们，与马来西亚国家石油公司的CCS项目不同，雪佛龙项目是在陆地上建造的，尽管位置偏远。在启动CCS工厂后，雪佛龙公司继续面临着许多问题，其中一些问题被认为是由储存库中的沙子堵塞引起的。这迫使液化天然气业务排放更多的二氧化碳，导致雪佛龙及其合作伙伴去年同意购买超过1.6亿美元的碳信用。
 
凡事都有第一次尝试
 
在会议讨论中，东南亚的高管们并没有回避他们是CCS游戏的新手这一事实。
 
马来西亚国家石油公司卓越中心副总裁陈嘉成在台上指出，他的公司从21世纪初就开始与日本合作伙伴合作CCS示范项目。然后他说，当马来西亚国家石油公司在其大型Kasawari项目中担任领导角色时，一种不同的情绪产生了。“当你第一次这样做的时候，会有保守主义的倾向，”他在谈到早期决策过程时表示，虽然没有分享具体的例子，很早就清楚，该公司无法独自攀爬学习曲线。
 
这意味着要打电话和其他公司有CCS经验的同事见面。他称，与外界的声音“进行了很多次循环对话”后，“你回来，看着它，说，‘嘿，我们错过了这个。让我们再来一次。’”
 
现在，这些知识共享从马来西亚国家石油公司回流到泰国PTTEP公司，后者是该公司在Lang-Lebah酸性天然气项目中的合作伙伴。
 
Lang-Lebah于2019年在沙捞越海域发现，天然气储量高达4万亿立方英尺，是泰国国家石油公司有史以来最大的发现，也被视为petronas拥有的Bintulu液化天然气设施未来的关键供应来源。
 
据估计，该油田的储层二氧化碳含量为17%，因此项目规划人员正在考虑加入马来西亚的第二个大型海上CCS项目。雷斯塔认为，如果该项目在具备CCS能力的情况下投入使用，首个天然气项目将会在接近6美元/立方英尺的水平上实现收支平衡。
 
随着前端工程的推进，PTTEP高级副总裁Nopasit Chaiwanakupt强调了与马来西亚国家石油公司和国家监管机构马来西亚国家石油管理公司早期合作的重要性。他说:“我们需要合作，我们需要相互学习，而不是浪费时间。”“我们不需要重新发明轮子;我们不需要经历同样的错误。”
 
如何避免二氧化碳泄漏
 
在这个舞台上，没有人愿意犯一个错误，那就是忽视与二氧化碳泄漏相关的风险。
 
以马来西亚为例，到目前为止，已确定的16个枯竭油田的二氧化碳存储容量约为46万亿立方英尺。从纸面上看，这些已消耗的资产拥有足够的孔隙空间来储存美国未来的所有排放，甚至一部分。
 
但如果注入的一些二氧化碳找到了出路，会发生什么呢?
 
在OTC 31447中，来自马来西亚国家石油公司的作者分享了该公司如何使用数值模型来研究该问题，该地区计划在几年后开始注入砂捞越。模拟的罪魁祸首是P&A井，这些井已经成为了逸出二氧化碳的通道。该文件涉及两种情况:
 
在三口水下封井作业中，出现了相对较小的6万吨/年泄漏；
在封井作业中，漏失层间封隔的井眼泄漏量为500万吨/年；
 
从某种角度来看，最大的泄漏量可能还不到马来西亚国家石油公司在Kasawari CCS项目中注入的石油量的1%。
 
模型显示，在3年的时间里，较小的泄漏对海洋酸度的影响可以忽略不计。
 
对于更大的泄漏，一股微酸性的羽流可能会在海床附近形成。这将被控制在井口附近的局部区域，在200米半径以外，pH值可能只会下降1%。
 
虽然有些人可能不认为这个结果是理想的，但一个更有可能引起信心的发现是，5亿吨/年的泄漏没有导致任何二氧化碳气泡到地表和大气中。
 
相反，该模型预测，在这种顺序和如此深度的泄漏将在二氧化碳气泡上升到海底5米以上之前完全溶解它们。
 
对于Petronas来说，建模结果表明，少量的渗漏是低风险的问题。随着海底存储的开始，这些数据也将有助于该公司未来的监测工作。
 
由斯伦贝谢、挪威钻井管理公司AGR和澳大利亚政府支持的碳网项目共同发起的OTC 31562项目则涵盖了另一个角度——如何防止新油井泄漏。
 
澳大利亚的第一口CCS注入评定井于2019年12月- 2020年1月钻探完成，论文的重点是随后不久进行的P&A作业。该案例研究需要注意的是，二氧化碳不仅会对钢管造成腐蚀风险，还会削弱通常用于建井和P&A的水泥。
 
这个问题涉及液态二氧化碳保持在临界温度和临界压力(即超临界)或高于临界温度和临界压力(即超临界)时对传统水泥的影响，或二氧化碳气体溶解于水中时形成的碳酸的影响。
 
在当地的五金店可以找到波特兰水泥，它也是一个行业的支柱，在世界各地的无数个封堵井中被泵入。
 
它对二氧化碳引起的反应(称为碳酸化)也相对不受保护。斯伦贝谢实验室的测试表明，在CO2暴露的6个月内，固化的波特兰水泥的核心样品会随着材料慢慢渗出而恶化。
 
该论文的合著者、斯伦贝谢的客户参与协调员阿里尔·莱昂斯在会议上解释了这种诚信的丧失是如何随着时间的推移而形成的:
 
“在接触二氧化碳的最初几周，碳化前缘侵蚀水泥鞘，开始失去机械强度。大约一个月时，微裂缝开始形成，方解石沉积增加，导致抗压强度进一步下降，渗透率增加。随着时间的推移，水泥环逐渐被侵蚀，甚至连套管都暴露在外。这将导致套管老化。在这一点上，二氧化碳可以通过许多途径迁移到表面。”
 
为了在未来几年为澳大利亚的工业排放建设一个高达700万吨/年的CCS中心，CarbonNet在进行P&A时选择了减轻这种分区隔离风险，并在存储系统中钻了第一口评估井。
 
为此，该公司使用了一种由斯伦贝谢设计的商业抗二氧化碳水泥，这种水泥已在全球十几个地区的高二氧化碳井中使用，包括CCS油田。虽然论文没有透露斯伦贝谢水泥材料的细节，但文章指出，斯伦贝谢的配方基本上不会产生导致水泥浸出和弱化的关键反应。
 
还需关注中游领域
 
一位来自中国的能源高管在分享有关加强CCS的其他重要经验的同时，强调了一个值得更多关注的领域，那就是二氧化碳的运输及其成本。
 
对于较小的东南亚国家来说，这引发了关于跨境框架的讨论，该框架将使二氧化碳能够轻松地从一个国家的排放源转移到另一个国家的存储中心。这将类似于挪威的北极光项目。
 
PTTEP的柴瓦纳库普特说，在没有必要的政策到位的情况下，为这样的发展计划还为时过早，但暗示最终将需要它来刺激国内存储。
 
他将这一概念与PTTEP自己在外国开展项目的战略进行了比较，“我们以更高的价格向出口市场出售天然气，然后用该项目的收入补贴当地使用的天然气。”
 
柴瓦纳库普特补充说:“也许我们必须有一个开放的、跨国界的二氧化碳项目，这样我们就可以从更高的碳价格市场获得收入和收入，以补贴我们的当地客户，这些客户无法负担更高的资本成本。”
 
这些表达显示了上游公司是如何理解他们不仅进入了存储业务，而且也进入了移动业务。唉，这意味着需要检查更多的技术问题。
 
因为二氧化碳具有腐蚀性，所以管道中的二氧化碳浓度必须达到每个管道所能承受的浓度。因为它是气体，有体积，捕获的二氧化碳需要被发送到有空间的地方。
 
马来西亚国家石油公司雄心勃勃地想成为一个二氧化碳排放中心运营商，它正在研究如何最好地利用现有的管道和设施来运输二氧化碳。使用这些基础设施将降低资本和运营成本。
 
诀窍在于知道如何指挥交通。在OTC 31490中，该公司的软件方法被称为网络模拟模型，被“用于仔细检查基础设施”，并为高二氧化碳含量的酸性气体创建一个“专用走廊”。 一个拟议中的液体二氧化碳浮动注入枢纽的渲染图，或者被称为C-Hub，见图4所示。
 
 
这种模型对于预测各种装载场景和设计能够处理特定浓度二氧化碳的处理地点的路线至关重要。
 
与此同时，马来西亚国家石油公司的系统被用来识别“不良行为者”或阻碍最有效运输选择的设备和流程。