“雙碳”目標背景下海上油氣田綠色低碳開發措施分析

孫洋洲 郭雪飛 蘭志剛 張敏吉 張瀚櫻

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

2020年9月，中國提出了將力爭2030年前實現碳達峰、2060年前實現碳中和的目標和愿景，同年12月又在氣候雄心峰會上進一步作出行動承諾，即到2030年中國單位國內生產總值碳排放將比2005年下降65%以上。中國在實現這一目標的過程中還面臨著很多挑戰，盡管新能源、可再生能源的發展和應用是未來實現碳達峰碳中和目標的重要核心手段，但根據相關機構預測[1-2]，在石油和天然氣消費達峰乃至進入平臺期的相當長一段時間內，石油和天然氣仍將是能源消費的主要品種。因此，做好油氣田的綠色低碳高效開發，既是促進中國實現高質量碳達峰的有力手段，也是未來順利實現碳中和目標的基礎。

海上油氣是中國油氣行業的重要組成部分。2020年，中國海上油氣產量達到6 500萬t油當量。其中，國內海上原油較2019年增產240萬t，占中國石油、中國石化、中國海油三大石油公司國內增量的80%以上[3]。隨著深遠海油氣的開發，海上油氣將成為中國油氣資源的重要接替區。由于海上油氣開采遠離海岸，物資、能源等供應不便，如何全面實現海上油氣田的高效低碳開發，是海洋石油行業急需解決的關鍵問題之一。

1 海上油氣田溫室氣體排放源及排放特征分析

海上油氣田生產過程中排放的溫室氣體主要包括CO2和CH4。根據其來源不同主要包括化石燃料燃燒排放、火炬氣燃燒排放、工藝過程放空排放、設備及管線泄漏與逃逸排放及凈購入電力、熱力等隱含排放5類。在海上油氣的生產過程中，化石燃料燃燒排放占比最大，達到68.40%以上，其次是火炬燃燒排放和工藝放空CO2、CH4排放，分別達到16.90%和12.30%，這3類排放達到了總排放量的約97%(圖1)。因此，如何采取有效措施減少這3類排放，是實現海上油氣田綠色低碳開發的重點方向和任務。

1.1 化石燃料燃燒排放特征分析

海上油氣田遠離海岸，開采過程中所需的電力和熱力輸送難度較大，因此大多采用自產油氣供應。對于海上油田，開采的前期因有大量伴生氣(天然氣)產生，因此主要依靠燃氣透平機組發電、燃氣鍋爐產熱供應；油田開采后期，伴生氣量逐漸減少，在部件組成；加載板用于連接各向伺服電機；固定桿能夠鎖死轉動軸，保證豎向加載時的結構穩定性；滑軌和滑塊能夠確保豎向加載點固定的同時順利施加水平位移荷載；轉動軸則可消除水平加載時傾覆力矩的影響。

圖1 海上油氣開采各排放源排放比例總體情況

1.2 火炬氣排放特征分析

燃氣火炬系統是保證海上油氣田鉆探和安全生產的重要設施之一。一方面，在面臨突發情況時能夠迅速將伴生氣(天然氣)放空點燃；另一方面在伴生氣富余且不具備回收條件的情況下及時將其燃除。對于海上油田的開發，火炬系統的燃燒量較大，具體數量隨油田不能回收的伴生氣的實際數量確定，大部分氣田的伴生氣年燃燒量約為10萬m3。

1.3 工藝過程放空排放特征分析

在海上油氣田開發中，工藝過程放空排放主要包括油氣開采放空排放和油氣處理放空排放，其中油氣開采放空排放主要是CH4，約占總溫室氣體排放量的0.02%～0.10%，占比較小；而油氣處理放空排放中包含CO2和CH4兩類氣體，特別是對于部分高含CO2天然氣的處理，CO2排放可達總排放的65%。

2 海上油氣田溫室氣體減排措施分析

2.1 減少化石能源燃燒排放措施

2.1.1降低供發電環節碳排放強度

目前大部分海上油氣田生產所需的電力由平臺自備電站供應。考慮生產負荷的波動性，電站通常采用“四用一備”或“三用一備”的形式。大部分單臺自備發電機組的額定功率為2～20 MW。由于機組額定功率相對較小，發電效率一般在28%～34%，在機組低負荷運轉時更低。因此，降低發電過程的碳排放可采取以下措施。

1) 合理利用儲能裝置，提高電站整體發電效率。將機組高效率運轉時的富余電力存儲在儲能裝置中，在用電低谷時運轉較少的機組，不足電力部分由儲能裝置供應，避免機組長時間熱備或低負荷運轉，從而提高電站的整體發電效率，降低排放量。

2) 開發和利用海上核電等低碳能源供電，降低電力生產排放強度。在離岸距離較遠的油氣田開發中，可利用海上核電、海上風電等低碳電力，并配以一定量的化石能源、儲能等裝置組成智能化微網，降低電力供應的排放強度。

3) 合理利用岸電，降低供電碳排放強度。近年來隨著發電技術提高和可再生能源的規模化并網，全國電網單位發電量CO2排放量已由2018年的592 g/(kW·h)下降至2019年的577 g/(kW·h)[4-5]，未來隨著能源轉型的不斷深入，電網單位發電量的碳排放量仍有較大的下降空間[6]。在離岸距離適當且有安全保障的情況下，合理運用岸電可有效降低用電的碳排放強度。

2.1.2減少生產環節電力消耗

提高生產過程中的用電效率、有效降低電力消耗，是減少CO2排放的重要途徑，近年來得到了廣泛的推廣應用。

1) 進行用電設備方案優化，降低耗電量。鑒于油氣田開發的特殊性，可根據油氣田的具體開發方式和工作模式，合理配備用電設備及其功率匹配，避免“大馬拉小車”的現象，使用電設備始終處于高效運轉中。南海某油田投產時采用鉆井和開發同時進行的模式，在鉆井階段采用大功率海水提升泵，滿足大量海水提升的需求；在開發階段因海水提升量需求減少，采用26 kW的海水提升泵代替原來的大功率海水提升泵，有效降低了耗電量。

2) 合理利用變頻技術，提高運行效率。采用變頻技術，一是可提高設備自動化程度和運行效率；二是可以減少對電網的沖擊，最大程度保護用電設備和微電網安全。因此在新油氣田開發設計中，特別是對大功率提升設備、輸送設備等工況經常發生變化的情況，要優先考慮采用變頻技術。

2.1.3降低熱力消耗

1) 透平發電機尾氣余熱回收利用。海上油氣田生產常用的燃氣透平發電機，其尾氣溫度通常高達350 ℃以上，對其熱量進行回收后用于鍋爐給水的預熱、油氣液處理的加熱等，可產生良好的節能減排效果。南海東部某油田通過在透平發電機排煙管加裝余熱回收裝置替代原燃油鍋爐加熱介質油，每年節約原油約2 100 t，年減少CO2排放約5 000 t；南海西部某油田對FPSO上的發電機組尾氣進行余熱回收，基本實現了對原油鍋爐的替代，年減少CO2排放超過6000 t[7]。對于新開發的油氣田，應在設計階段就考慮并論證采用發電設備透平尾氣余熱回收措施的可行性。

2) 生產水余熱回收利用。對于油田生產采出水中的余熱，一是可考慮安裝熱泵生產生活熱水；二是可利用溴化鋰吸收式空調，為生活區提供冷氣供應。2008年，南海西部某油田利用生產水余熱進行溴化鋰空調改造，利用生產水熱能為平臺生活區提供冷氣，年節約原油703 t，減少CO2排放超過2 600 t[7]，取得良好節能減排效果。

2.2 減少火炬氣燃燒排放

1) 火炬氣回收。對于連片開發且伴生氣產量較大的油田，研究建設統一的集輸管道、將各采油設施富余的伴生氣匯集后輸送至陸地終端處理后利用是最佳途徑。對于無外輸管道、無油氣混輸可能的油氣田，將火炬氣經凈化后制成壓縮天然氣(CNG)或液化天然氣(LNG)，是目前行之有效的減排措施之一。目前，小型撬裝式CNG或LNG裝置技術比較成熟，如大慶油田開發的撬裝式伴生氣回收制CNG裝置(回收量3萬～20萬m3/d)、中原油田開發的撬裝式伴生氣回收制CNG裝置(回收量1萬～20萬m3/d)都在伴生氣或放空氣的回收中得到了應用。由于伴生氣兼具產量不穩定性和遞減性等特征，因此無論是建設集輸管道,還是回收生產CNG，目前的回收成本還是比較高，因此采取該項措施前需要進行充分的適應性論證。

2) 伴生氣循環回注。伴生氣循環回注油藏儲層，對于提升儲層壓力、提高油田采收率具有良好的效果，也是減少火炬氣燃燒排放的重要措施，有回注條件的油田，可考慮回注。南海某油田對富余的伴生氣實施循環回注后，每年減少天然氣火炬燃燒近1.1億m3，減少CO2排放約23.8萬t；旅大油田對富余的11萬m3伴生氣實施回注后，每年減少天然氣火炬燃燒3 630萬m3，減少CO2排放約7.9萬t。伴生氣循環回注措施的應用，需要一定的儲層適應條件，特別是應注意回注后氣竄現象的發生，嚴重時會降低油田采收率。

2.3 減少天然氣脫除CO2排放措施分析

富含CO2的天然氣需進行脫碳處理才能滿足管輸質量要求。脫碳尾氣中CO2含量高，回收成本較低，可考慮物理利用、化學利用及驅油或封存等。

2.3.1物理利用

CO2氣體用途較為廣泛，可用于化工、農業、鋼鐵、機械加工、食品、碳酸飲料等行業。脫碳產生的高濃度CO2氣體經脫水除雜后生產液體CO2或干冰直接應用，是目前成本低、可行性高的CO2回收利用方法。液體CO2及干冰制造技術非常成熟，一般情況下可依據市場需求和原料條件確定生產規模。

2.3.2化學利用

將捕集的CO2和其他共反應物轉化成為含碳有機物或燃料，可實現CO2的資源化利用，減少排放，如與H2進行反應，直接或間接合成甲醇CH4O；與CH4重整生產合成氣，再合成高碳醇等有機物；與環氧丙烷發生共聚反應制備可降解塑料的原料脂肪族聚碳酸酯；與環氧乙烷合成碳酸乙烷酯，再與有機二元羧酸酯耦合反應合成乙烯基聚酯等。但需要指出的是，由于CO2化學性質較為穩定，在化學利用過程中都需要消耗一定的能量，而且對CO2氣源、共反應物的來源以及目標產物的市場等都有一定的要求。因此CO2的化學利用有一定局限性，應根據資源及市場特點選擇利用的技術路線。

2.3.3驅油或封存

利用CO2驅油提高采收率、并使部分CO2得到封存，或利用適宜的地質儲層對CO2進行長期封存，是未來合理開發利用油氣資源、實現碳中和的主要手段之一。

1) CO2驅油提高采收率。應用CO2進行驅油，可在一定程度上提高原油采收率，尤其是在能夠實現混相驅的情況下效果更為明顯。CO2驅油技術已在美國、加拿大等國家多個油田獲得推廣，驅油效果顯著；中國的吉林油田、勝利油田等也先后完成了驅油先導性試驗。試驗結果顯示，CO2用于驅油，混相驅條件下可提高原油采收率10%到15%[8]，約有50%～80%被永久封存于地下。在碳中和目標下，預計CO2驅油技術將獲得較大范圍的推廣，但碳匯匹配問題首先要得到保證。

2) CO2地質封存。采用地下咸水層或廢棄油氣藏等適宜的地層構造進行CO2永久性封存，是可大規模實施減排的重要措施之一。據統計，截至2020年底，全球共有65個CO2捕集與地質封存(CCS)項目(含驅油項目)，其中在運行項目26個，每年可捕集并封存CO2約4 000萬t，有8個項目年封存量達到或超過100萬t[9]。中國神華煤制油化工有限公司2010年實施的碳捕集封存項目，是國內第1個CCS全流程示范項目，設計年封存量為10萬t，于2011年實現了全流程貫通和安全封存；挪威石油公司建設的Sleipner碳封存項目，是世界上第1個海上地下咸水層封存項目，該項目設計年封存量為100萬t，計劃封存總量2 000萬t以上。

CO2封存技術目前已逐漸成熟，但因目前階段捕集、運輸、封存等成本較高帶來的經濟壓力，尚不能支持大規模商業化推廣，但在碳中和情景下，隨著碳定價的提高，碳封存產業可能迎來發展機遇，有望成為碳中和目標實現的重要措施之一。

3 結論與建議

海上油氣田開發遠離陸地，無論是在開發方式、能源供應，還是在油氣處理、儲運等方面，與陸地油田都有較大差異，減少溫室氣體排放的措施實施起來也更加困難。在“雙碳”目標背景下，要實現海上油氣田的綠色低碳開發，既要充分利用已有的行之有效的減排技術，如海上微網再組、供電清潔化、用電設備及方案優化、余熱回收、伴生氣循環回注或外輸等，以進一步提高能源利用效率、加大資源回收力度;同時又要積極開發和推廣新的減排技術，如火炬氣回收利用、清潔能源供電、CO2資源化利用以及CO2海上驅油、地質封存等，并根據適用場景使各種減排技術措施有機協調或組合起來，實現溫室氣體在源頭的減排和末端的治理。