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5. 对于CO2驱油过程中地质封存能力的评价预测误差低于10%;
6. 近地表在线监测系统CO2浓度测定范围为0-5000ppm,检测精度≤±5%,重现性≤±5%,信号传输距离10m;地下水中在线监测系统CO2浓度测定范围为4-1800ppm,检测精度≤±10%,重现性≤±10%,信号传输距离30m。
七、技术鉴定情况
“大规模燃煤电厂烟气二氧化碳捕集驱油封存(CCUS)技术及应用”已通过中国石油化工股份有限公司科学技术成果鉴定;“燃煤电厂烟气CO2捕集纯化技术研发及应用”通过山东省科技成果鉴定。其中,陕西延长石油集团与西北大学在靖边油田开展的CCUS技术为国家863计划《二氧化碳地质封存关键技术》课题。目前该技术已获得相关发明专利4项,实用新型专利7项。
八、典型用户及投资效益
典型用户:胜利油田、陕西延长石油集团公司等。
典型案例1
案例名称:胜利油田4万吨/年燃煤电厂烟气CO2捕集、驱油及封存项目
建设规模:4万吨CO2/年。建设条件:具有排放量大、稳定且长期的CO2排放源,且周边(200km)有丰富的适合CO2驱油的油藏资源。主要建设内容:在胜利发电厂建设4万吨/年燃煤烟气CO2捕集纯化装置;在胜利高89-1区块建设配套的CO2注入系统、CO2驱采出系统、CO2驱采出液地面集输处理系统。主要设备为CO2捕集部分为碱洗塔、吸收塔、解吸塔、各类换热器等;CO2输送部分为CO2压缩机、CO2干燥装置、CO2液化装置和CO2运输车等;CO2驱油钻采部分为注入井和采油井;CO2驱油地面部分为CO2储罐、注入泵、采出气CO2回收装置和压缩机等。项目建设期为1年。项目总投资19800万元,其中捕集部分及输送部分3500万元,驱油封存区块钻采费用15000万元,地面集输费用1300万元。项目年减排量约7360tCO2,年经济效益为2609万元,投资回收期约8年。减排成本为200~300元/tCO2。
典型案例2
案例名称:陕西延长石油集团公司靖边采油厂乔家洼油区CCS-EOR项目
建设规模:5万tCO2/年地质封存量。建设条件:具有CO2源,或者建设CO2捕集装置;建设运输CO2的管线或者车队;购置注入CO2的地面站与井场CO2回收装置;具有监测CO2地质封存安全性的资金。主要技改内容: 榆林化工厂5万吨CO2捕集装置;运输设备,包括卡车车队的维护费用;靖边采油厂乔家洼油区CO2地面注入站、防腐管材、CO2地质封存安全性监测。主要设备为电力企业、化工企业、水泥厂等CO2捕集装置。监测设备包括地面环境监测设备、井中测井设备、地震采集设备及分析软件与技术。项目投资额7016万元,建设期3年。年减排量1万tCO2,投资回收期约7年。减排成本为200~300元/tCO2。
九、推广前景和减排潜力
CCUS技术的经济效益相对比CCS技术好,但由于技术初始投资高,投资回收期较长的因素,在我国广泛推广具有一定难度。预计未来5年,在石油、电力等行业的推广比例可达2%,形成的年二氧化碳减排能力约为20万tCO2。
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