Techno-Economic and Emissions Assessment of Blue Hydrogen Production from CO2-EOR-Associated Natural Gas

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Provides a reproducible integrated framework for techno-economic and lifecycle assessment of blue hydrogen with EOR, useful for comparative pathway analysis.

🏢実務担当者:Offers cost and emissions benchmarks for blue hydrogen projects integrated with EOR, informing investment decisions and carbon management strategies.

🏛政策担当者:Highlights conditions under which EOR-integrated blue hydrogen can be economically and environmentally viable, relevant for CCUS and hydrogen policy incentives.

背景 天然ガスから製造し、CO2の大部分を回収・貯留するブルー水素は、よりクリーンなエネルギー未来への実用的な足掛かりとして広く支持されている。しかし、潜在的に価値の高い統合の一つが未だ十分に検討されていない：それをCO2圧入による原油増進回収（EOR）に直接結び付けることである。これらのプロジェクトでは、回収されたCO2が成熟油田に圧入されて原油回収を増進し、時間の経過とともに原油とともに産出されるガスには、リサイクルされたCO2が多く含まれることになる。この「随伴」天然ガスは、ブルー水素製造の専用原料となる可能性があるにもかかわらず、しばしばフレアリング、再圧入、または炭素最適化が限られたままの状態で販売されている。これは、資源利用とインフラ効率を改善しながら、炭素管理システムにとって興味深いループを生み出す。しかし、統合アプローチの経済的実現可能性、排出性能、および拡張性を体系的に評価した研究はほとんどない。本研究は、CO2-EOR随伴天然ガスからのブルー水素製造に関する統合的な技術経済・排出評価を実施し、そのコスト競争力、環境フットプリント、およびエネルギー転換を加速する上での役割を定量化することを目的とする。 システム統合、原料前提、排出会計、および経済的帰属における主要なギャップに対処するため、我々は、水素改質からのCO2回収、原油回収のためのEORでのその利用、得られた随伴ガスの水素原料としての処理、およびその後のCO2リサイクルまたは貯留を結び付ける統一フレームワークを開発する。我々の方法論は、蒸気メタン改質（SMR）および自己熱改質（ATR）による水素製造を、炭素回収、CO2-EORでの二酸化炭素利用、EOR随伴ガスの水素原料としての処理、およびその後の二酸化炭素リサイクルと恒久的な地層貯留と結び付ける。このフレームワークは、公表された性能データ、確立された工学相関式、およびコストベンチマークを活用して、経路およびシナリオ間の体系的な比較に適した透明で再現可能なモデルを構築する。 技術経済評価は、水素製造、CO2回収、圧縮、輸送、およびEOR関連インフラの資本支出および運営支出を推定し、水素の均等化コスト（LCOH）、炭素削減コスト、ならびに天然ガス価格、原油価格、CO2保持効率、および炭素価格に関する感度分析を用いて経済性能を評価する。並行して、ライフサイクル温室効果ガス排出分析を実施し、上流のメタン漏出、プロセス排出、EORを通じて恒久的に貯留されるCO2、および増分原油生産に伴う排出を含む温室効果ガス排出原単位（kg CO2-eq per kg H2）を定量化する。結果は、塩水帯水層貯留に依存する従来のブルー水素経路およびグレー水素ベンチマークと比較され、CO2-EOR統合ブルー水素が経済的および環境的便益の両方を提供できる条件についての洞察を提供する。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

Abstract Blue hydrogen made from natural gas while capturing and storing most of the CO2 has become a popular idea as a practical stepping stone toward a cleaner energy future. Yet, one potentially valuable integration remains underexplored: linking it directly to CO2-enhanced oil recovery (EOR). In these projects, captured CO2 is injected into mature oil fields to enhance oil recovery, and over time the gas that comes up with the oil ends up containing a lot of that recycled CO2. This "associated" natural gas is often flared, reinjected, or sold as-is with limited carbon optimization, despite its potential to serve as a dedicated feedstock for blue hydrogen production. This creates an intriguing loop for carbon management system while improving resource utilization and infrastructure efficiency. However, there have been few studies which have done a systematic assessment of the economic feasibility, emission performance, and scalability of an integrated approach. This study conducts an integrated techno-economic and emissions assessment of blue hydrogen production from CO2-EOR-associated natural gas, aiming to quantify its cost competitiveness, environmental footprint, and role in accelerating the energy transition. To address key gaps in system integration, feedstock assumptions, emissions accounting, and economic attribution, we develop a unified framework that links CO2 capture from hydrogen reforming, its utilization in EOR for oil recovery, processing of the resulting associated gas as a hydrogen feedstock, and subsequent CO2 recycling or storage. Our methodology links hydrogen production via steam methane reforming (SMR) and autothermal reforming (ATR) with carbon capture, carbon dioxide utilisation in enhanced oil recovery, processing of EOR-associated gas as hydrogen feedstock, and subsequent carbon dioxide recycling and permanent geological storage. The framework draws on published performance data, established engineering correlations, and cost benchmarks to construct a transparent, reproducible model suitable for systematic comparison across pathways and scenarios. The techno-economic assessment estimates capital and operating expenditures for hydrogen production, CO2 capture, compression, transport, and EOR-related infrastructure, and evaluates economic performance using levelized cost of hydrogen (LCOH), carbon abatement cost, and sensitivity analyses with respect to natural gas price, oil price, CO2 retention efficiency, and carbon pricing. In parallel, a lifecycle greenhouse gas emission analysis is conducted to quantify greenhouse gas emissions intensity (kg CO2-eq per kg H2), including upstream methane leakage, process emissions, CO2 permanently stored through EOR, and emissions associated with incremental oil production. The results are compared with conventional blue hydrogen pathways relying on saline aquifer storage and with grey hydrogen benchmarks, providing insight into the conditions under which CO2-EOR-integrated blue hydrogen can deliver both economic and environmental benefits.

• crossref https://doi.org/10.2118/234953-msfirst seen 2026-08-10 05:31:52 · last seen 2026-08-11 05:33:57