從能源開發與環境保護探討二氧化碳利用
賴正義
國家實驗研究院科技政策研究與資訊中心，研究員
摘要
隨著人類各項活動的日益頻繁，能源的使用量也大幅增加，致使人類必須再開發更多的能源以滿足活動之需；另一方面，各種能源的利用也或多或少產生二氧化碳，形成全球暖化問題，危及環境與人類的安全。基於能源開發與環境保護考量，本文旨在探討國際上應用二氧化碳於增進石油、煤床甲烷、熱乾岩地熱等能源開發之現況與效益。本文係透過本中心資料庫、國際組織與世界主要國家政府網站，以及國內外重要會議與知名期刊蒐集相關資料，再進行彙整與分析。結果顯示，二氧化碳應用於上述能源開發時，不僅能顯著提高產量而增加經濟效益，且能提供二氧化碳地質封存而降低溫室效應，甚至有避免水資源浪費的衍生效益。考量台灣具有良好地熱發展潛能，本文建議我國未來應加強此相關技術之研發。
ABSTRACT
With the rapid
increase of human activities, the utilization amount of energy grows so
significantly that more energy is needed to meet the demand resulting from
these activities. On the other hand, the utilization of various energies is
somewhat to produce carbon dioxide and result in the crisis of global warming
to endanger the safety of environment as well as human being. The main purpose
of this paper is, on the basis of energy exploitation and environmental
protection, to address the status quo and benefits for applying carbon dioxide
to the enhanced recovery of oil, coal-bed methane, and hot dry rock geothermal resources.
The research method adopted in this study is to collect data from databases at our center, the websites for
international organizations as well as governments in some core countries, and
the papers published by domestic along with foreign conferences and renowned
journals. Afterwards, these data are compiled and analyzed. The study results
show that applying carbon dioxide to the recovery of above-mentioned energies can
enhance their production to better economic benefits. In addition, it would
achieve geologic sequestration of carbon dioxide to reduce greenhouse effect.
Moreover, it is an ancillary benefit to save the consumption of water resource.
Due to the promising potential of geothermal energy exploitation in Taiwan
一、前言
能源是人類文明發展與經濟活動不可或缺的的動力，近年來隨著人類各項活動的日益頻繁，能源的使用量也大幅增加，致使傳統能源日漸耗竭，因此必須開發更多元多量的能源以滿足未來經濟活動之需。由於石油價格節節高漲，高油價時代的來臨促使許多能源生產國紛紛加強開發原不具經濟價值或不易開採的傳統能源，此外，世界各國也積極開發太陽能、風能、生質能、地熱、海洋能等各項再生能源。另一方面，隨著化石燃料能源的大量利用，巨量二氧化碳的排放已產生全球嚴重關切的暖化問題，並危及環境與人類的安全，2005年京都議定書生效後，二氧化碳減量已成為世界各國所面臨的重大壓力。目前主要因應之道除減少化石燃料使用量、開發再生能源、鼓勵節約能源、建立二氧化碳封存技術外，亦朝二氧化碳資源化利用發展。許多報告指出，二氧化碳不具毒性又便宜，是一種可供利用的寶貴資源，它也已經被世界相關組織列為人類最親和的氣體之一（陳、陳，2005；劉，2007）。
本文旨在從能源開發與環境保護方面探討二氧化碳的利用，期能在開發能源之際，除能創造能源、經濟效益外，也能對環保有所貢獻，達成能源、經濟與環境之3E均衡發展。目前國際上已有利用二氧化碳來增進石油、煤床甲烷開採之應用實例，即石油增進回收法（Enhanced Oil Recovery，以下簡稱EOR）與煤床甲烷增進回收法（Enhanced CoalBed Methane Recovery，以下簡稱ECBM），近年來亦有研究者嚐試將此技術推廣至熱乾岩地熱的開採，即所謂地熱增進系統（Enhanced Geothermal System，以下簡稱EGS）。不過，從我國政府研究資訊系統（GRB）中查尋相關資料後可知，我國各界尚未曾執行過有關EOR、ECBM、EGS等議題之研究計畫，考量我國雖無豐富之石油、煤床甲烷等天然資源，但擁有良好的熱乾岩地熱開發潛能，因此，本文乃分析國際上應用二氧化碳於石油、煤床甲烷、熱乾岩地熱等能源開發之現況與效益，做為國內各界初步參考。為達成上述研究目的，本文所採用之研究方法主要是透過本中心資料庫、國家與學術圖書館、網際網路、國際組織與世界主要國家政府網站，以及國內外重要會議與知名期刊等管道蒐集有關EOR、ECBM、EGS之研究報告、期刊論文、統計資料、出版書籍等文獻，再進行彙整與分析，惟限於篇幅，本文多數資料係以美國為主。
二、石油增進回收法
2.1 研發與應用
過去40多年來全球已開發出多種EOR，將熱、氣或化學物等注入儲油層以增進石油開採之三種EOR已成功商業化用使用（US Department of Energy, 2007）。其中氣注入法係利用天然氣、氮、或二氧化碳等氣體在儲油層中膨脹來推壓石油至生產井中，或溶解於石油中以降低其黏滯性而改善它的流動率。在注氣推油時，有可能因為油與氣之間的界面相當明顯，比重較輕的氣體會越過油而逕自流到生產井，並未達成推油的目的，其改善方式為利用液化石油氣、二氧化碳等在高壓下能與油互相混合而溶解的氣體，使油與氣之間沒有界面存在而提高其開採效率。1998年熱與氣注入法約合佔美國EOR產量的99%（EPRI, 1999），不過從1980年起，利用熱、化學之EOR的計畫快速減少，利用二氧化碳則成長3倍，在2004年底有超過70項計畫，同時期，相關的產量則跳升20倍（US Department of Energy, 2006a）。
早在1970年代，美國能源部所贊助的計畫即開始評估，在不同壓力、溫度與石油成分下二氧化碳的流體性質，最小互溶壓力為其探討重點（US Department of Energy, 2006a）。1972年以二氧化碳為注入氣體的EOR（以下稱為CO2-EOR）第一次在德州Scurry郡開始嘗試應用，之後成功地應用至西德州的Permian盆地與新墨西哥州，並推廣至堪薩斯、密西西比、懷俄明、奧克拉荷馬、科羅拉多、猶他、蒙大拿、阿拉斯加、賓夕維尼亞等州（US Department of Energy, 2007）。在1993-2003年間，美國能源部投入近5,000萬美金（約為計畫總經費的一半）於六個州進行CO2-EOR示範性計畫，目標在回採2,300萬桶石油（US Department of Energy, 2006a）。在堪薩斯州Hall-Gurney油田所進行的計畫是CO2-EOR 應用上的一個重要轉捩點，其目的為證明CO2-EOR技術時代已來臨，能同時具有能源、經濟與環保等效益。此計畫內容包括探討以4維高解析地震監測二氧化碳注入薄層且相當窄的儲油層的可能性，此監測資料可明顯地改善CO2-EOR技術應用的效率與經濟性（US Department of Energy, 2007）。目前長期定時地震監測技術尚處於起始階段，地震監測須要有關岩石與儲油層流體性質等資料，方能追蹤二氧化碳飽合度與壓力的變化，超臨界二氧化碳流體的行為相當複雜，其與孔隙性岩石系統中鹽水與石油的相互關係還不是很清楚（US Department of Energy, 2006b）。能源部另與產業界合作推動一項計畫，探討重力穩定二氧化碳注入於西德州的Permian盆地（US Department of Energy, 2007）。
前述計畫成果顯示，結合改善儲油層接觸的水平井 、建立精確追蹤二氧化碳的方法、開發自動油田監測系統、注入較高量二氧化碳等技術，可以達成提升開採率、最佳化油井型式與最小化二氧化碳注入成本、改善監測儲油層洩漏、確認二氧化碳封存的位置與數量，因而能經濟有效地開採石油。此外，實驗室試驗與儲油層模式化的研究結果顯示，理論上非常高的回採效率是可能達成的，在實驗室之理想條件下，採用高壓二氧化碳的重力穩定實驗能回採所有的殘油。類似的，在採用新穎的井配置方式，以及設計成能幫助多數儲油層孔隙體積與二氧化碳接觸等條件下，也顯示出高回採效率是可能的。為提升現場真正的效率，美國能源部已準備贊助新興前瞻EOR技術的研發，期使次世代CO2-EOR技術能將回採效率提升至60%以上，對於理想的儲油層甚至可超過80%（Kuuskraa and Koperna,
2006）。另一方面，直到最近，大多數用於CO2-EOR的二氧化碳是來自天然存在的儲層，但是發展中的新技術將採用從天然氣、肥料、乙醇以及氫氣生產過程中所產生二氧化碳。例如，北達科達州Beulah的達科達氣化公司所產生的二氧化碳，以204哩長的管線輸送至加拿大Saskatchewan的Weyburn油田來使用（US Department of Energy, 2007）。
2.2 能源效益
石油開發可分為第一期、第二期與第三期等三個不同階段，第三期即為EOR。在第一期大約僅有10%的儲油可被開發，第二期約可產出20%至40%的儲油（US Department of Energy, 2007），其餘儲油的開採則有賴EOR技術的發展。除了技術上的進步外，經濟上的考量也是一個重要的因素，在油價低迷時，開採石油的利潤不高，增產石油的意願也就不高，不過，近年來國際原油價格已從1999年1月的10.37美元/桶，提高至2006年6月的64.67美元/桶，7年半間漲幅達623.6 %，2007年9月更一舉超過80美元/桶，此將有利於EOR的發展。
以美國為例來看，依據2004年4月12日出版的油氣期刊每兩年一次的調查資料顯示，在美國，估計2004年CO2-EOR每日可生產20.6萬桶石油，此相當於美國全部產量的4%，約為1986年CO2-EOR產量的4倍，如圖2.1所示（US Department of
Energy, 2006a）。此外，美國能源部國家能源技術實驗室所研發的模式顯示，在利用既有技術於現有油田情境下，2015年可增加2倍的CO2-EOR開採量，至2025年則增為4倍。2006年2月能源部化石能源辦公室釋出一系列的技術報告，其針對十個盆地的評估結果顯示出，運用目前最新的技術，可從美國現有的油田再額外開採出890億桶石油。未來如果技術再精進時，其開採潛能更大，報告指出，次世代技術的革新可使美國境內的石油回採效率提高至60%以上。
Kuuskraa 與Koperna（2006）的報告列舉出四項重大發現：第一為傳統的CO2-EOR只能提升幾個百分的回採效率，這是因為它僅適用於一小部分的特定油田；第二為採用高量注入二氧化碳、創新程序以及油井設置等概念之次世代CO2-EOR技術能顯著地提升地理有利儲油層的回採效率，也能擴展至更寬廣的儲油層範圍；第三為對於該研究的6個地區，次世代技術的成功發展與整合應用能提供837億桶油產量，以前有關這6個地區的研究指出可回採433億桶石油，採用次世代技術則能增加404億桶油產量；第四為將該研究成果外插至所有美國全國時，結果顯示應用目前技術能增加800億桶石油，主要是來自輕油田，但是，應用次世代技術則能擴增至1,600億桶。
圖2.1 美國CO2-EOR發展趨勢
2.3 環境與經濟效益
採用CO2-EOR時，當油井的油被回採時，即能做為儲存二氧化碳之用，因為部分二氧化碳會被封存在石油或孔隙中，不過，資料顯示，一半以上至2/3的注入二氧化碳會隨著開採油而離開儲油層，其餘者才以多種方式存於油層中(Wikipedia, 2007)。另一方面，使用增產的石油會釋出更多的二氧化碳到大氣中，整體而言，將部分或全部抵銷CO2-EOR儲存二氧化碳的效益。以加拿大為例，EnCana在Saskatchewan的Weyburn油田進行一項 CO2-EOR 計畫，此計畫將注入1,800萬噸的二氧化碳，開採1.3億桶石油，以延長油田25年壽命，不過，使用此增產石油將會產生約6,000萬噸的二氧化碳 (Wikipedia, 2007)。
將二氧化碳封存於快開採完或開採完之石油儲層中的潛力也是很可觀的，以挪威為例，該國已有將二氧化碳儲存在地層的經驗，自1996年以來，每年約有100萬噸的二氧化碳被儲存在近海的Sleipner West天然氣田。有研究指出，歐洲未來200年內的總二氧化碳排放量，均可注入並儲存於北海的油井和含水層內（Environment News Service, 2005）。美國能源部的一項研究也估計出二氧化碳封存於開採完之石油與天然氣儲層中的容量等於125年目前全球二氧化碳從化石燃料電廠的排放量（US Department of Energy, 2006c ）。與海洋儲存或地下含水層儲存相比，石油儲層封存二氧化碳的時間較長，可達百萬年之久，而海洋循環的週期約為200年，故僅能暫存二氧化碳數百年，地下含水層則為動態系統，其儲存時間約為數千年（Kuuskraa and Koperna,
2006）。不過，在現行CO2-EOR商業化方案中，經營商的考量焦點是在最大化石油開採與最少化生產成本，二氧化碳封存則非其考量重點（Damen et al., 2005）。CO2-EOR的利基是除有儲存二氧化碳的環境效益能外，還有促進石油產量的經濟效益，因此，二氧化碳與石油的價格是影響CO2-EOR發展的重要決定因素。資料顯示，陸上CO2-EOR二氧化碳注入成本每噸為10至16美元 (Wikipedia, 2007)，目前油價已超過每桶80美元，因此發展CO2-EOR已具有相當高的經濟效益。
三、煤床甲烷增進回收法
3.1 研發與應用
煤是煤床甲烷的源岩，在有機物煤化過程中，氫、氧含量會漸減而碳含量會漸增，在此過程中同時會產生甲烷，煤床甲烷是產自於煤層或鄰近砂岩的天然氣。對於可開採之煤礦，甲烷是採煤的副產物，但是，全球存在著為數甚多的深層煤床，它們難以開採卻蘊藏著豐富的甲烷，以美國為例，1996年美國能源資訊署估計，在地下深度6,000英呎 之內的煤資源約為60兆噸，其中90%，即54兆噸為無法開採者（White et al., 2005）。1972年Every 與 Dell'osso 發現可以二氧化碳有效地從碎煤移除甲烷，這是因為二氧化碳具有比甲烷較強的吸收力，注入二氧化碳可使煤床中甲烷釋出（White et al., 2005），如圖3.1所示(Green Car Congress, 2007)，此類似於注入二氧化碳以提高石油產量所建立的方法，對於採用CO2之ECBM，稱為CO2-ECBM。
圖3.1 二氧化碳、甲烷、氮之吸附能力比較
Every 與 Dell'osso 發現可以二氧化碳有效地從碎煤移除甲烷之後，Fulton、Arri、Chaback等人也陸續從事相關的研究。1993年BP-Amoco在科羅拉多州的San Juan煤盆進行一項小型注入二氧化碳的先導實驗，這是第一個有資料可查的案例。1996年Burlington Resources在新墨西哥州的San Juan煤盆進行深層而無法開採煤層的CO2-ECBM，1997年則在加拿大Alberta進行CO2-ECBM與二氧化碳封存計畫。此外，美國能源部國家能源技術實驗室發表兩篇報告說明二氧化碳封存對煤層與環境的可能影響，資料來自於跨17州250煤床的2,000個煤樣本，其結果之一為當增加二氧化碳壓力時，煤炭的滲透性會降低，對於低孔隙煤層會降低二氧化碳的流動，這是一個有待克服的問題。研究團隊亦檢驗封存二氧化碳於煤層中對環境的一些副作用，他們發現，使用二氧化碳會引起煤中較多礦物質的溶出，原本存於煤中的重金屬亦會釋出 (Green Car Congress, 2007)。國家能源技術實驗室的研究小組指出，成功的CO2-ECBM與一些至今尚非很清楚的一些因素有關，這些包括儲層整體性、體積、孔隙、滲透性與壓力，注入高壓二氧化碳時煤的脹縮影響，以及產出的環境影響。
歐盟亦執行一項名為RECOPOL的計畫，該計畫於2001年11月開始進行，選定波蘭的Silesian盆地做為先導試驗場址，其為歐洲第一個且是北美之外的第一個現場示範實驗（RECOPOL, 2007）。此場地為歐洲最佳者，因為它具有理想的儲層性質（深度、滲透性、氣含量）、既有基礎設施（地表設施與井），以及一些其它優點（諸如低鑽探費用等）。基於CO2-ECBM是二氧化碳減量的可行方案，許多國家紛紛投入此研究領域，例如，加拿大Alberta研究委員會帶領一組包含省級、國家級與國際級組織之團隊，在Fenn Big Valley建立一先導場 （White et al., 2005）。澳洲在南Bowen盆地的Dawson 河建立一示範先導場，荷蘭也已完成一項利用CO2-ECBM於荷蘭煤床之技術與經濟可行性研究。中國則已成功驗證CO2-ECBM技術可應用於山西沁水盆地，並於2002年與加拿大簽訂一項中國煤床甲烷技術/二氧化碳封存計畫，旨在有效開採無法開發之深層煤床甲烷與儲存二氧化碳 (Da Shan, 2004)。
煤床甲烷含量會隨著煤的品質而不同，美國國家能源技術實驗室的研究指出，低揮發性煤的甲烷含量最高，平均值為450立方英呎 /噸，次煙煤的甲烷含量最低，平均值為25立方英呎 /噸 （Green
Car Congress, 2007）。目前全球煤床甲烷資源估計約為2,980至 9,260 兆立方英呎，未來CO2-ECBM技術的提升將導至每一煤床有較高的儲存量，而較有效率的生產與鑽探技術也會提高煤床甲烷的產量。Reeves列出全球13大CO2-ECBM煤盆/地區的蘊藏量估計值，如表3.1所示（White et
al., 2005）。目前利用CO2-ECBM可開採甲烷並運送至各地使用，未來可能的方式是設計出零溫室氣體排放的高效率電廠，其燃料為可開採的煤或深層無法開採煤層所釋出的甲烷，電廠所產生的二氧化碳再被注入煤床中以開採更多的甲烷。
表3.1
全球13大CO2-ECBM煤盆/地區
|
煤盆/地區
|
國家
|
CO2-ECBM蘊藏量，Tcf
|
|
|
美國
|
13.0
|
|
Kuznetsk
|
俄羅斯
|
10.0
|
|
Bowen
|
澳洲
|
8.3
|
|
|
中國
|
6.4
|
|
|
印尼
|
3.5
|
|
Uinta
|
美國
|
2.2
|
|
|
加拿大
|
1.6
|
|
|
澳洲
|
1.4
|
|
Raton
|
美國
|
0.8
|
|
Cambay
|
印度
|
0.7
|
|
|
烏克蘭/俄羅斯
|
0.3
|
|
|
中國
|
0.2
|
|
Damodar
|
印度
|
0.1
|
美國煤床甲烷存量與產量均為世界第一，在10個盆地幾乎都有商業化生產，其中以San Juan, Black Warrior, 以及Central Appalachian盆地為主要產區(Energy Minerals Devision, 2007)。美國主要煤盆地所蘊藏的甲烷量約為400-700 兆立方英呎，其中約150 兆立方英呎 利用現有或近期的技術即可回採，另外約29 兆立方英呎 為證實蘊藏量（White et al., 2005）。1994年美國的產量為0.777億立方英呎，為美國本土48州天然氣產量的4%，近年來由於氣價的高漲與氣源的減少，煤床甲烷的開發已愈來愈頻繁。在1999年，美國煤床甲烷產量為1.25兆立方英呎，比1998年多5% (Energy Minerals Devision,
2007)，2000年為1.4 兆立方英呎，2001年為1.56兆立方英呎，從1989年至2000年，美國的煤床甲烷產量增加15倍。
3.3 環境與經濟效益
利用吸收作用，煤具有可觀的容量將氣體儲存在其表面與孔隙結構中，此儲存容量與孔壓有直接關係。使用二氧化碳於ECBM的概念很早就被提出來，但是封存二氧化碳的觀念是Alberta
Energy 的McDonald於1991年第一次提出的，在煤床中，由於二氧化碳具有比甲烷較強的吸收力，注入二氧化碳可使煤床中甲烷釋出，二氧化碳則留在煤床中 (Da Shan, 2004)。Burlington Resources 已成功地將CO2 注入美國San Juan 盆地中具非常高滲透性的煤床中，但是，對於加拿大Alberta 與世界上其餘地區的低滲透性儲煤層，其運用則有待進一步的試驗。
CO2-ECBM二氧化碳儲存容量的估計目前尚不夠精細，必須依據許多假設，但由於缺乏煤層厚度、煤層深度、甲烷含量、二氧化碳吸收等溫線量測，對於全球CO2-ECBM二氧化碳儲存容量的估計，許多參數本身都還只是被估計出而已。（White et al., 2005）例如，封存效率與真正能儲存二氧化碳的地質構造中的孔隙體積部分有關，目前估計僅1%至10%的可用孔隙體積用來儲存二氧化碳。Stevens 與 Spector（1998）估計全球煤床二氧化碳儲存量為225 億噸 ，根據2分子二氧化碳被煤吸附後釋出1分子甲烷的假設，Kuuskraa 等人估計全球煤床儲存二氧化碳的容量約為300至964 億噸（White et al., 2005）。
1996年美國能源資訊署估計在深度小於6,000英呎之美國煤資源約為60兆噸，其中90%，即54兆噸為無法開採者，依據Cook 等人的估計，在5 MPa時，每噸煤可以儲存0.06噸的二氧化碳，因此，在理想條件下且使用到美國所有無法開採的煤存量時，可儲存的二氧化碳量之上限則為324 億噸。Reeves（2003）的研究結論為美國最大CO2-ECBM二氧化碳容量為90億噸，其中38億噸在阿拉斯加，14億噸在Powder River盆地, 10 億噸在San Juan盆地, 8億噸在Greater Green River盆地。相對的煤床甲烷回採潛能超過150 兆立方英呎. 其中47 兆立方英呎 在Alaska, 20 兆立方英呎 在Powder River盆地, 19 兆立方英呎在Greater Green
River 盆地, 16 兆立方英呎在San Juan盆地。Stevens 等人估計美國San Juan, Uinta, and Raton 盆地的CO2總容量為8.5 億噸，澳洲東部Bowen 與 Sidney 盆地的CO2總容量為11.2 億噸 ，印度西部的Cambay 盆地與俄羅斯Kuznetsk 盆地的CO2總容量各為3.8 與 13.6 億噸，這僅考量包含巨量甲烷的煤盆，當考量其他深且無法開採煤層時，儲存二氧化碳的累積容量潛能將會高出許多。NOVEM 的報告估計荷蘭煤層約可儲存8 億噸的二氧化碳，Gunter
等人估計加拿大Alberta
的深層煤床約可封存20 億噸（White et al., 2005）。
四、地熱增進系統
4.1 研發與應用
EGS的概念是1970年於美國的新墨西哥州Los
Alamos國家實驗室構想出的，該實驗室從1974年至1995年間對乾熱岩地熱做了許多研究計畫（Brown，1995）。由於水具有許多符合EGS目的的特性，早期在美國、日本、歐洲以及澳洲等國發展EGS的觀念是利用油氣業所發展出的水力劈裂技術，全部採用水做為熱傳流體，不過也面臨一些缺點，例如，水一項不利的特性是它對於許多岩礦是一種強力的溶劑，特別是在漸增溫度下。為呼應降低二氧化碳大氣排放的要求，Brown（2000）提出一項嶄新的EGS概念，即SCCO2-EGS，係以超臨界二氧化碳替代水做為熱傳流體，而且達到二氧化碳地質封存的輔助效益。Brown的研究顯示，在注入井中冷SCCO2與生產井中熱SCCO2之間的密度差很顯著，因此能提供相當大的浮力而降低流體循環系統的電力消耗。其次，SCCO2對地熱儲層中礦物質的溶解力與遷移力較差，因此能降低或消除地面管線、熱交換器與其他地面設備的結垢問題。此外，由於在高於水之臨界溫度374℃時不會產生矽溶解問題，因此可開發較深、較熱的地熱儲層而提供較高的熱動力效率，在操作條件相當下，地熱能產出約可提高20%。另一方面，Brown也指出二氧化碳的較低質量熱容量是不利的特性，但是此不利特性會因二氧化碳具較低黏滯性而有較大流速來部分補償之。Brown認為SCCO2-EGS技術商業化後，能讓許多環太平洋國家擁有自主的巨量乾淨能源，也能有效降低全球暖化問題。
Fouillac et al.（2004）亦探討CO2-EGS的可行性，其結論為使用二氧化碳做為熱傳流體的EGS具有理想的大地化學性質，岩礦能非常快速吸收與封存二氧化碳。Pruess、Azaroual（2006）進行的研究比較了二氧化碳與水的熱物理特性，探討二氧化碳在鑽孔與地熱儲層中流動的壓力與溫度情況，並從化學觀點提出二氧化碳-乾熱岩系統的初步考量，以及檢視二氧化碳做為地熱增進系統工作流體的有利與不利特性。Pruess（2006）在美國能源部地熱技術辦公室贊助下，執行CO2-EGS初期評估，並進行數值模擬與初步經濟分析。此外，美國能源部贊助進行的一項名為Geothermal
Reservoir Dynamics多年期計畫，2006年起已將CO2-EGS列為主要優先議題。綜合上述多項研究結論，CO2-EGS的優點如表4.1所示。乾熱岩EGS的一項重要特性是可能須鑽至10公里下的岩石，目前石油業已具有鑽探至此深度的技術，例如Exxon 宣稱在Chayvo油井已達11公里，不過，對乾熱岩EGS而言，其技術挑戰是須鑽得更寬的井與更大量的岩石體積。
表4.1
CO2-EGS優點
|
l 具較大膨脹性，提供較強浮力，能降低流體循環系統的用電量。
l 具較低黏滯性，對於一定的壓力梯度，能產生較大的流速。
l 對地熱儲層中礦物質的溶解力與遷移力較差，能降低或消除結垢問題。
l 不會在熱乾岩裂縫中引起強烈溶解與沉澱效應，能維持儲層穩定狀態。
l 提供較高的熱動力效率，地熱能產出可提高20%至50%。
l 產生相當乾的二氧化碳蒸氣，在生產井中較不會產生腐蝕問題。
|
4.2 能源效益
地球蘊藏著可觀的地熱資源，經粗估，全球地熱總能量約為全球煤礦燃燒後所轉換熱能的1.7億倍（陳，2003）。但目前地熱的利用率尚低，以美國為例，其對美國初級能源的貢獻低於0.5%，其原因是此種再生資源的開採僅在於一些特定的熱液系統，即此系統中自然存在破裂管道而有流體循環，以及可以利用鑽孔放出這些熱流體來產生熱能。事實上，大多數的地熱資源是存在於缺乏破裂滲漏性與流體循環的乾熱岩石中，這種地熱是在數百至數千公尺的地層下，EG的目的乃在於從這些資源抽取地熱能。
全球熱乾岩蘊藏的熱能比蒸汽型、熱水型和地壓型地熱資源大得多，也高於煤炭、石油、天然氣的熱能總和。資料顯示，較淺層的熱乾岩熱能約為100億quad，是所有熱液地熱估計量的800倍以上，是包括石油、天然氣和煤在內的所有化石燃料能量的300倍以上（張、王，2007）。美國麻省理工學院 2006年的一份報告指出，如果投入10億美金並經15年發展，2050年美國利用EGS能產生高於100 GWe 的電力（Massachusetts
Institute of Technology, 2006）。由於CO2-EGS的研究尚處於初始階段，相關技術亦尚未成熟，故目前尚無應用實例，也尚未產生實質的能源效益，不過，藉由多年來油煤開採的成熟技術以及CO2-EOR與CO2-ECBM的應用經驗，CO2-EGS的商業化應用並非難事，龐大的地熱資源將能彌補化石燃料日漸耗盡的能源供應缺口。
4.3 環境與經濟效益
隨著對能源需求的不斷增長，世界各國愈來愈再生能源的發展，但是，太陽能、風能、水能等再生能源的利用常受到日照、季風、降雨等氣候因素的限制而無法穩定生產利用。熱乾岩地熱的利用幾乎不受外界環境影響，也幾乎不對人類環境產生污染和破壞，除了鑽孔所用的能源外，其過程不會釋出溫室氣體，是對人類十分友好的潔淨新能源（張、王，2007）。早期乾熱岩的熱能是通過人工注水的方式加以利用，由於地質具孔隙結構，漏水為必然現象，當注入壓力愈大時，水耗損會愈多，但是，注入壓力過低時，岩層破裂會閉合而影響熱能的開採（US Department of Energy, 2004a、b）。資料顯示，可以使用處理過的廢水，例如，一項名為Southeast Geysers Wastewater
Recycling System的計畫已從1997年成功運轉，另在Santa Rosa市也已舖設約40哩長的管線，將該市處理過的廢水送至The Geysers地熱田使用（Fehler, 2002）。不過，水在許多地區是稀有珍貴的資源，如澳洲、美國西部等地，而在EGS流體循環中不可避免的水損失也會增加額外的費用（Pruess，2006b），CO2-EGS則能解決此一問題。
CO2-EGS不僅能節省水資源，也因流體滲漏而有地質封存二氧化碳的功用。CO2-EGS二氧化碳損失率（或封存量）與儲層場址滲透性、孔隙性、水化學以及礦物組成有關，在新墨西哥州Fenton Hill實驗場所進行的長期水循環試驗結果顯示，水的損失為注入量的7%至12%，當流體損失隨著時間降低時，該研究假設CO2-EGS長期操作將會產生注入率的5%的流體損失。依此估計，二氧化碳損失為每MW 1公斤/秒，或每GW 1噸/秒。一般而言，一座具有10 GW發電量的大型燃煤電廠每日約產生3萬噸的二氧化碳，根據上述的估計，具有10 GW發電量的CO2-EGS能夠儲存30 GW發電量燃煤電廠所產生的二氧化碳，雖然這些估計是非常粗糙與預備，但是此研究顯示，CO2-EGS確實能夠提供大量二氧化碳的地質儲存（Pruess，2006b）。流體損失是EGS無法避免的現象，水在水驅動EGS的損失是不利的且費錢的，但在二氧化碳驅動的EGS反而提供地理封存的效益，此能提供未來對排放二氧化碳課稅的碳管理情境的經濟效益與動機，因此進一步提高EGS的經濟性。
五、結論與建議
5.1 結論
綜合上述結果可知，以二氧化碳注入儲油層可在儲油層中膨脹來推壓石油至生產井中，或溶解於石油中以降低其黏滯性而改善它的流動率。次世代CO2-EOR技術能將回採效率提升至60%以上，對於理想的儲油層甚至可超過80%。採用CO2-EOR時，當油井的油被回採時，即能做為儲存二氧化碳之用，因為部分二氧化碳會被封存在石油或孔隙中，不過，資料顯示，一半以上至2/3的注入二氧化碳會隨著開採油而離開儲油層。在煤床中，由於二氧化碳具有比甲烷較強的吸收力，注入二氧化碳可使煤床中甲烷釋出，二氧化碳則留在煤床中。目前全球煤床甲烷資源估計約為2,980至 9,260 兆立方英呎，未來CO2-ECBM技術的提升將導至每一煤床有較高的儲存量，而較有效率的生產與鑽探技術也會提高煤床甲烷的產量。CO2-ECBM二氧化碳儲存容量的估計目前尚不夠精細，不過根據2分子二氧化碳被煤吸附後釋出1分子甲烷的假設，全球煤床儲存二氧化碳的容量約為300至964 億噸。流體損失是EGS無法避免的現象，水在水驅動EGS的損失是不利的且費錢的，但在二氧化碳驅動的EGS反而提供地理封存的效益。CO2-EGS二氧化碳損失率（或封存量）為每MW 1公斤/秒，或每GW 1噸/秒。雖然CO2-EGS的研究尚處於初始階段，不過，藉由多年來油煤開採的成熟技術以及CO2-EOR與CO2-ECBM的應用經驗，未來CO2-EGS所開發的龐大地熱資源將能彌補化石燃料日漸耗盡的能源供應缺口。
5.2 建議
地球內部蕴藏着巨大的熱能，主要儲存於岩石本身，少部分儲存在岩石孔隙或裂隙中的水，地熱資源主要分佈在地殼板塊與板塊交界邊緣地帶，台灣位於環太平洋地熱帶上，因此具有發展地熱能的良好潛力。為提高我國自主能源比率、增加能源供應安全，以及降低二氧化碳排放量，我國宜加強熱乾岩地熱的開發，可參考國外CO2-EOR、CO2-ECBM、CO2-EGS等研發與應用經驗，彙整國內產官學研界資源，規劃多年期整合型計畫，並強化我國本土性議題探討，如台灣斷層多，構造複雜，在地層中封存大量二氧化碳，是否可能因而引發地震，或封存的二氧化碳是否會因為地震而產生洩漏等等。
參考文獻
1.
陳文樹(2003) "來自地心──地熱發電的運用"，能源報導，第27頁。
2.
張家強、王德傑 (2004)
"乾熱岩——未來清潔的新能源"，地質工作戰略研究參考，第2期。http://www.drc.cgs.gov.cn/study/zlyjck/2004/003.htm。3. 陳郁文、陳航 (2005) "二氧化碳變變變！--二氧化碳的轉化與再利用"，能源報導，第11頁。
4. 劉文宗 (2007) "二氧化碳的資源化利用"，科學發展，413期，34頁-39頁。
5. Brown, D.W. (1995) “The
6. Brown, D.W.（2000） “A Hot Dry Rock Geothermal Energy Concept Utilizing Supercritical CO2 Instead of Water,” Proceedings, 25th SWorkshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, CA. pp. 233–238.
7. Da Shan (2004) “Progress made in CBM recovery technology, ”
8. Damen, K, A. Faaij, F. Bergen, J. Gale and
9. Energy Minerals Devision (2007) “Coalbed Methane, ” http://emd.aapg.org/technical_areas/coalbed.cfm.
10. Environment News Service (2005) “Norway Aims to Become a Low Carbon Country,” http://ens-newswire.com/ens/may2005/2005-05-09-01.asp.
11. EPRI (1999) “Enhanced Oil Recovery Scoping Study, ” Electruc Power Research Institute,
12. Fehler, M.（2002）“History of the Fenton Hill Hot Dry Rock Project, ” Open Meeting on Enhanced Geothermal Systems Summary Report,
13. Fouillac, C., B. Sanjuan, S. Gentier,
14. Green Car Congress (2007) “Factors and Impacts for CO2 Storage in Coal Bed Seams,” http://www.greencarcongress.com/2007/06/factors-and-imp.html.
15. Kuuskraa, V.A. and G.J. Koperna （2006） ”Evaluating the Potential for Game Changer Improvements in Oil Recovery Efficiency from CO2 Enhanced Oil Recovery, ” Advanced Resources International, Arlington, VA.
16. Massachusetts Institute of Technology (2006) “The Future of Geothermal Energy- Impact of Enhanced Geothermal Systems (EGS) on the
17. Pruess, K.（2006）“Enhanced Geothermal Systems with Carbon Dioxide as the Heat Transmission Fluid – A Game-Changing Alternative for Producing Renewable Energy with Simultaneous Storage of Carbon, ” 2006 Philadelphia Annual Meeting.
18. Pruess, K.（2006b）“Enhanced geothermal systems (EGS) using CO2 as working fluid—A novel approach for generating renewable energy with simultaneous sequestration of carbon,” Geothermics, Vol. 35, Issue 4, pp. 351-367.
19. Pruess, K., M. Azaroual（2006）“On the feasibility of using supercriticalCO2 as heat transmission fluid in an Engineered Hot Dry Rock Geothermal System.” In: Proceedings of the Thirty-First Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, CA, USA, pp. 386–393.
20. RECOPOL (2007) “What is the RECOPOL project? ” http://recopol.nitg.tno.nl/index.shtml.
21. Reeves, S.R. (2003) “Assessment of CO2 Sequestration and ECBM Potential of
22. Stevens, S.H. and D. Spector (1998) “Enhanced Coalbed Methane Recovery: Worldwide Application and CO2 Sequestration Potential”, Final Report IEA/CONS/97/27 prepared for the IEA Grennhouse Gas R&D Programme.
23. US Department of Energy （2004a） “Geothermal Technologies Program Enhanced Geothermal Systems, ” Energy Efficiency and Renewable Energy, DOE/GO-102004-1958.
24. US Department of Energy（2004b） “Geothermal Technologies Program strategic plan, Energy Efficiency and Renewable Energy, ” DOE/GO-102004-1958.
25. US Department of Energy （2006a） “DOE R&D puts CO2 EOR on verge of explosive growth, ” In: CO2 EOR Technology, pp. 2-4.
26. US Department of Energy （2006b） “Time- Lapse Seismic Modeling And Inversion Of Co2 Saturation For Sequestration And Enhanced Oil Recovery, ” In: CO2 EOR Technology, pp. 6-7.
27. US Department of Energy （2006c） “DOE launches CO2 EOR/sequestration initiative,” In: CO2 EOR Technology, pp. 5.
28. US Department of Energy (2007) “Enhanced Oil Recovery/CO2 Injection,” http://www.fossil.energy.gov/programs/oilgas/eor/index.html
29. White, C.M., D.H. Smith, K.L. Jones, A.L. Goodman, S.A. Jikich, R.B. LaCount, S.B. DuBose, E. Ozdemir, B.I. Morsi, and K.T. Schroeder（2005） “Sequestration of Carbon Dioxide in Coal with Enhanced Coalbed Methane Recoverys A Review, ” Energy & Fuels, vol. 19, No. 3, pp. 659-724.
30. Wikipedia (2007) “Enhanced Oil Recovery, ” http://en.wikipedia.org/wiki/Enhanced_oil_recovery
沒有留言:
張貼留言