天然氣生產企業碳排放核算與預測方法研究
——以四川盆地天然氣開發為例

胡俊坤 敬興勝 劉海峰 紀文 劉毅

（1.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051；2.中國石油西南油氣田公司安全環保與技術監督研究院，四川 成都 610095）

0 引言

自1990 年聯合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）首次發布評估報告以來，全球已有50 多個國家碳排放實現了達峰，133個國家提出了碳中和目標愿景，覆蓋全球2／3 溫室氣體排放。在油氣行業，國際石油公司低碳轉型步伐有異，但基本趨同［1］。以習近平為核心的黨中央統籌國內國際兩個大局，作出了碳達峰、碳中和（以下簡稱“雙碳”）重大戰略決策。在第75 屆聯合國大會一般性辯論上，國家主席習近平宣布中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。

目前中國能源消費以化石能源為主，碳排放總量大。根據相關機構的研究成果，2020 年中國二氧化碳排放總量中與能源相關的排放占比達88%左右，能源結構的低碳化是實現“雙碳”目標的關鍵［11-12］。《2030年前碳達峰行動方案》明確提出建立統一規范的碳排放統計核算體系，支持行業、企業依據自身特點開展碳排放核算方法學研究，提高統計核算水平。2014 年12 月，國家發展改革委員會印發了《中國石油和天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》，為油氣行業的碳排放核算和預測提供了基礎依據，但該指南未能考慮油氣生產的差異，要準確核算和預測天然氣生產企業碳排放，需進一步開展研究完善該方法。不少學者對碳排放核算方法進行了研究，但針對天然氣行業或企業的相關研究相對較少和薄弱［2-7］。

1 天然氣生產企業碳排放核算與預測邊界分析

天然氣生產企業碳排放核算與預測的對象僅為二氧化碳，邊界包括主要生產系統、輔助生產系統，以及直接為生產服務的附屬生產系統。基于天然氣生產企業的作業鏈，從天然氣勘探、開發、處理、輸送四個環節，系統性地梳理出天然氣生產過程中的二氧化碳排放四大來源，分別為化石燃料燃燒、火炬燃燒、工藝放空與電力隱含二氧化碳排放。天然氣生產企業碳排放的核算與預測邊界及排放源如圖1所示。

圖1 天然氣生產企業碳排放核算與預測邊界示意圖

天然氣勘探作業包括為識別勘探區域，探明天然氣儲量而進行的地質調查、地球物理勘探、鉆探及相關活動。其中，鉆探環節具體包括鉆前工程、鉆井、測井、固井、試油、封閉或完井等作業。基于天然氣勘探的作業鏈，二氧化碳排放主要來源于作業車輛，井隊作業期間、固井下套管期間、試油起下管柱期間等環節柴油機，供電發電機，電驅鉆機，試油火炬燃燒等。從排放源的角度梳理可知，天然氣勘探作業環節的二氧化碳排放源可歸為燃料燃燒、火炬燃燒、電力隱含等三類二氧化碳排放。

天然氣開發作業包括對氣藏中天然氣通過氣井采到地面的整套工藝技術，大致可分為鉆井工程作業、采氣工程作業、集輸工程作業。基于天然氣開發的作業鏈，二氧化碳排放主要來源于采氣環節的水套爐裝置、電伴熱裝置、提升泵、加注泵、轉水泵以及集輸氣環節的增壓機組、脫水裝置、空壓機、長明火等。從排放源的角度梳理可知，天然氣開發作業環節的二氧化碳排放源可歸為燃料燃燒、火炬燃燒、電力隱含等三類二氧化碳排放。

天然氣處理作業包括使天然氣符合商品質量標準或管道輸送要求而采用的工藝過程，包括脫水、脫除酸性氣體（也稱脫硫脫碳，即脫除天然氣中的酸性組分如H2S、CO2和有機硫化物等）、脫凝液（含天然氣凝液回收）和脫除固體顆粒等雜質，以及硫黃回收和尾氣處理等作業。基于天然氣處理的作業鏈，二氧化碳排放主要來源于脫硫裝置中的加熱裝置、泵類運行系統、尾氣處理，脫水裝置以及長明火等。從排放源的角度梳理可知，天然氣處理作業環節的二氧化碳排放源可歸為燃料燃燒、火炬燃燒、工藝放空、電力隱含等四類二氧化碳排放。

天然氣輸送作業包括凈化處理之后的天然氣到用戶之間的輸送作業。輸送環節二氧化碳排放主要來源于計量站、增壓站、配氣站的耗能設備以及應急火炬系統。從排放源的角度梳理可知，天然氣輸送環節的二氧化碳排放源可歸為燃料燃燒、火炬燃燒、工藝放空、電力隱含等四類二氧化碳排放。

2 天然氣生產企業碳排放核算與預測方法

2.1 碳排放核算步驟與方法

天然氣生產企業碳排放核算的工作流程主要包括五步：第一步確定核算邊界，識別碳排放源；第二步依據監測資料，梳理活動數據（導致碳排放的生產或消費活動量的表征，例如各種化石燃料的消耗量）；第三步根據相關標準或實測資料，確定排放因子數據（表征單位生產或消費活動量的碳排放系數，例如每單位化石燃料消耗所對應的二氧化碳排放量）；第四步分別計算化石燃料燃燒產生的碳排放量、火炬系統燃燒產生的碳排放量、工藝放空碳排放量及購入電力消耗隱含的碳排放量；第五步匯總計算企業二氧化碳排放量，同時結合天然氣產量，可計算企業二氧化碳排放強度。

天然氣生產企業的二氧化碳排放量等于核算邊界內各個業務作業環節的化石燃料燃燒碳排放量、火炬系統燃燒產生的碳排放量、工藝放空碳排放量及購入電力消耗隱含的碳排放量之和，按公式（1）計算：

式中，E為天然氣生產企業的二氧化碳排放總量，tCO2；E燃料燃燒，S為天然氣生產業務S下化石燃料燃燒二氧化碳排放量，tCO2；E火炬系統，S為天然氣生產業務S下火炬系統二氧化碳排放量，tCO2；E工藝放空，S為天然氣生產業務S下工藝放空二氧化碳排放量，tCO2；E電力隱含，S為天然氣生產業務S下購入電力消耗隱含的二氧化碳排放量，tCO2。

2.1.1 化石燃料燃燒排放

不同業務活動化石燃料燃燒的二氧化碳排放量主要基于相應業務作業下各個燃燒設施，不同化石燃料消耗量及其碳排放因子進行測算，即化石燃料燃燒碳排放量等于化石燃料消耗量乘以其排放因子，按公式（2）計算：

式中，ADi為化石燃料的消耗量，104Nm3；EFi為化石燃料i的排放因子，tCO2／104Nm3；CCi為化石燃料i的含碳率，tCO2／104Nm3；OFi為化石燃料i的碳氧化率；n為化石燃料種數。

2.1.2 火炬系統燃燒排放

天然氣生產企業火炬系統燃燒的二氧化碳排放通常分為正常工況下的火炬氣燃燒排放（例如長明火炬系統碳排放）以及由于事故導致的火炬氣燃燒排放，兩種工況產生的二氧化碳排放量之和即為火炬系統燃燒碳排放量，按公式（3）計算：

式中，E正常火炬，S為天然氣生產業務S正常工況下火炬氣燃燒碳排放量，tCO2；E事故火炬，S為天然氣生產業務S由于事故導致的火炬氣燃燒碳排放量，tCO2。

式中，Q正常火炬，i為正常工況下第i支火炬系統的氣體流量，104Nm3；CC非CO2，i為第i支火炬系統中非二氧化碳含碳化合物的總含碳量，tCO2／104Nm3；OFi為第i支火炬系統中的碳氧化率，%；VCO2，i為第i支火炬系統中的二氧化碳體積濃度，%；m為火炬系統數。

式中，GF事故，j為第j次事故時的平均火炬氣流速度，104Nm3／h；T事故，j為第j次事故持續時間，h；CC非CO2，j為第j次事故火炬氣流中非二氧化碳氣體含碳量，tCO2／104Nm3；OFj為第j次事故火炬氣流的碳氧化率，%；VCO2，j為第j次事故火炬氣流中的二氧化碳體積濃度，%；p為核算期內的突發事故次數。

事故火炬的持續時間T事故，j及平均氣流速度GF事故，j應按照事故調查報告取值。如果數據難以獲取，可取火炬系統設計流量最大值作為事故發生期間火炬系統的平均氣流速度。對于火炬氣中二氧化碳濃度，如果有火炬氣體成分分析，可直接采用分析結果，如果無氣體成分分析，可追溯發生事故的設施或井口，根據產氣井或事故發生期前或事故后一個月時間尺度內的氣體中二氧化碳的平均濃度確定。

2.1.3 工藝放空排放

天然氣生產企業工藝放空的二氧化碳排放大致分為天然氣處理作業產生的二氧化碳排放與輸送過程中事故導致放空作業中的二氧化碳排放，兩種情景產生的二氧化碳排放量之和即為工藝放空碳排放量，按公式（6）計算。隨著零散氣回收技術的發展，放空量的減少，輸送事故導致二氧化碳的排放越來越少，工藝放空排放以天然氣處理過程中的碳排放為主。

式中，E處理作業放空為天然氣處理作業產生的碳排放量，tCO2；E輸送事故放空為輸送過程中事故導致放空作業產生的碳排放量，tCO2。

天然氣處理作業放空的二氧化碳主要來自處理過程中酸氣脫除（包括胺、膜和分子篩等工藝）、二氧化碳脫除等工藝，其二氧化碳排放量可根據酸性氣體處理前和處理后，進口、出口氣體流量及氣體中二氧化碳體積濃度，按公式（7）計算：

式中，Qin，i為進入第i套酸氣脫除設備的氣體體積，104Nm3；VCO2，in，i為進入第i套酸氣脫除設備的二氧化碳體積濃度，%；Qout，i為經過第i套酸氣脫除設備處理后的氣體體積，104Nm3；VCO2，out，i為經過第i套酸氣脫除設備處理后的二氧化碳體積濃度，%；k為酸氣脫除和二氧化碳脫除的設備序號。

天然氣輸送過程中事故導致放空作業產生的碳排放，主要依據事故放空氣量與二氧化碳體積濃度，按公式（8）計算：

式中，GF輸送事故，i為第i次輸送事故時的平均放空氣流速度，104Nm3／h；T輸送事故，i為第i次輸送事故持續時間，h；VCO2，i為第i次輸送事故放空氣中的二氧化碳體積濃度，%；p為核算期內的輸送事故次數。

2.1.4 電力消耗隱含排放

天然氣生產企業凈購入電力消費引起的二氧化碳排放，主要依據企業電力消耗量與所在區域電網年平均供電排放因子，按公式（9）計算：

式中，AD電力，S為天然氣生產業務S核算期內凈購入電力消耗量，MWh；EF電力，S為天然氣生產業務S所在區域電網年平均供電排放因子，tCO2／MWh。

2.2 碳排放預測步驟與方法

天然氣生產企業碳排放預測基于碳排放核算體系，預測的工作流程主要包括六步：第一步確定預測的生產作業邊界和時間范圍。第二步梳理企業近幾年產量、能耗和碳排放基礎數據，總結能耗和碳排放規律，確定能耗和碳排放的基準數值。針對業務涵蓋不同類型氣藏開發的企業，需要分類梳理產量、能耗和碳排放基礎數據。第三步在確定的預測邊界和時間范圍內，根據企業的發展規劃，梳理勘探、開發、處理和輸送各業務的工作量和產量等基礎數據，同時確定相關基礎參數。第四步依據能耗基準數值，結合產量和工作部署，預測化石燃料燃燒碳排放和電力消耗隱含碳排放；依據碳排放基準數值，結合天然氣處理量和工作部署，預測工藝放空和火炬系統碳排放量。第五步依據碳排放源預測結果，匯總預測企業二氧化碳排放量。第六步將預測結果與碳排放基準數值進行對比分析，確定引起碳排放變化的原因，為提出針對性的降碳措施奠定基礎。

3 四川盆地天然氣生產企業碳排放核算與預測分析

四川盆地天然氣勘探開發歷史悠久，氣藏類型豐富多樣。基于建立的天然氣生產企業碳排放核算與預測方法，選取典型的頁巖氣、常規氣和高含硫氣藏開發（表1）作為實例研究對象，核算天然氣開發企業的碳排放量和碳排放強度，弄清不同類型氣藏碳排放結構；預測天然氣開發企業的碳排放趨勢。

表1 四川盆地不同類型氣藏氣體組分表

3.1 天然氣生產企業不同類型氣藏開發碳排放核算

根據建立的天然氣生產企業碳排放核算步驟與方法，在當前基礎參數取值（表2）情況下，結合選取的頁巖氣、常規氣和高含硫氣藏2021 年開發實際情況，計算可得不同類型氣藏開發企業的碳排放總量、碳排放強度和碳排放結構，分別如圖2、圖3所示。

表2 天然氣生產企業碳排放核算基礎參數取值表

圖2 不同類型氣藏開發企業2021年的碳排放總量與碳排放強度圖

圖3 不同類型氣藏開發企業2021年的碳排放來源結構圖

由不同類型氣藏開發企業2021 年的碳排放總量和碳排放強度核算結果可知，不同類型氣藏開發企業的碳排放強度（生產單位油當量的碳排放量）存在巨大差異，選取的典型實例中，高含硫氣藏開發企業的碳排放強度約為頁巖氣開發企業的20 倍。從不同類型氣藏開發企業的碳排放來源結構可知，頁巖氣生產的碳排放來源以電力隱含排放和燃料燃燒排放為主，不含工藝尾氣排放；常規氣生產碳排放以燃料燃燒排放和工藝尾氣排放為主；高含硫氣藏生產的碳排放以工藝尾氣排放和燃料燃燒排放為主。

引起不同類型氣藏開發企業碳排放差異的主要原因是，不同氣藏氣體組分和資源品位等的差異造成工藝路線不同，從而使得碳排放來源和碳排放強度存在差異。針對頁巖氣而言，由于不含凈化環節，減少了工藝尾氣排放。針對四川盆地常規氣和高含硫氣藏開發企業而言，天然氣處理環節碳排放量大，占比高。

3.2 天然氣生產企業不同類型氣藏開發碳排放預測

根據建立的天然氣生產企業碳排放預測步驟與方法，在選取的頁巖氣、常規氣和高含硫氣藏開發企業2021 年碳排放核算的基礎之上，結合企業的中長期規劃，可預測不同類型氣藏開發企業的碳排放量。頁巖氣和高含硫氣藏開發企業碳排放預測結果如圖4所示。從不同類型氣藏開發企業碳排放量預測結果可知，隨著天然氣產量的增長，在不采取大的減碳措施情況下，企業的碳排放量將隨著天然氣產量的增長呈剛性增長的趨勢。

圖4 不同類型氣藏開發企業碳排放量預測圖

4 結論與建議

1）根據天然氣生產企業的勘探、開發、處理和輸送作業鏈，梳理出化石燃料燃燒排放、火炬系統燃燒排放、工藝放空排放和電力消耗隱含排放四大碳排放源，以此為基礎建立的碳排放核算與預測方法，適應于天然氣生產企業和行業。

2）考慮到不同氣藏開發的碳排放強度和結構存在較大的差異性，要保證天然氣生產碳排放核算和預測的準確性，同一企業或天然氣行業在進行碳排放核算和預測時，要進行分類核算和預測。同時，要加強碳排放核算和預測基礎數據的統計和監測，確保基礎數據的質量。

3）在能耗雙控向碳排放雙控轉換的大趨勢下，為促進油氣行業的高質量發展，在建立碳排放雙控指標時，應以碳排放強度指標為核心，以碳排放總量指標為輔，同時應針對不同類型的氣藏，建立不同的碳排放強度動態標準。

4）天然氣生產企業既是甲烷的主要生產供應者，也是甲烷排放者，考慮到甲烷同為溫室氣體，且在全球大氣變暖潛勢方面潛力巨大，為實現碳中和目標，天然氣生產企業在關注二氧化碳減排的同時，應加強對甲烷減排的關注并采取相應的控排措施。