“双碳”目标背景下海上油气田绿色低碳开发措施分析

孙洋洲 郭雪飞 兰志刚 张敏吉 张瀚樱

(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

2020年9月，中国提出了将力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的目标和愿景，同年12月又在气候雄心峰会上进一步作出行动承诺，即到2030年中国单位国内生产总值碳排放将比2005年下降65%以上。中国在实现这一目标的过程中还面临着很多挑战，尽管新能源、可再生能源的发展和应用是未来实现碳达峰碳中和目标的重要核心手段，但根据相关机构预测[1-2]，在石油和天然气消费达峰乃至进入平台期的相当长一段时间内，石油和天然气仍将是能源消费的主要品种。因此，做好油气田的绿色低碳高效开发，既是促进中国实现高质量碳达峰的有力手段，也是未来顺利实现碳中和目标的基础。

海上油气是中国油气行业的重要组成部分。2020年，中国海上油气产量达到6 500万t油当量。其中，国内海上原油较2019年增产240万t，占中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司国内增量的80%以上[3]。随着深远海油气的开发，海上油气将成为中国油气资源的重要接替区。由于海上油气开采远离海岸，物资、能源等供应不便，如何全面实现海上油气田的高效低碳开发，是海洋石油行业急需解决的关键问题之一。

1 海上油气田温室气体排放源及排放特征分析

海上油气田生产过程中排放的温室气体主要包括CO2和CH4。根据其来源不同主要包括化石燃料燃烧排放、火炬气燃烧排放、工艺过程放空排放、设备及管线泄漏与逃逸排放及净购入电力、热力等隐含排放5类。在海上油气的生产过程中，化石燃料燃烧排放占比最大，达到68.40%以上，其次是火炬燃烧排放和工艺放空CO2、CH4排放，分别达到16.90%和12.30%，这3类排放达到了总排放量的约97%(图1)。因此，如何采取有效措施减少这3类排放，是实现海上油气田绿色低碳开发的重点方向和任务。

1.1 化石燃料燃烧排放特征分析

海上油气田远离海岸，开采过程中所需的电力和热力输送难度较大，因此大多采用自产油气供应。对于海上油田，开采的前期因有大量伴生气(天然气)产生，因此主要依靠燃气透平机组发电、燃气锅炉产热供应；油田开采后期，伴生气量逐渐减少，在部件组成；加载板用于连接各向伺服电机；固定杆能够锁死转动轴，保证竖向加载时的结构稳定性；滑轨和滑块能够确保竖向加载点固定的同时顺利施加水平位移荷载；转动轴则可消除水平加载时倾覆力矩的影响。

图1 海上油气开采各排放源排放比例总体情况

1.2 火炬气排放特征分析

燃气火炬系统是保证海上油气田钻探和安全生产的重要设施之一。一方面，在面临突发情况时能够迅速将伴生气(天然气)放空点燃；另一方面在伴生气富余且不具备回收条件的情况下及时将其燃除。对于海上油田的开发，火炬系统的燃烧量较大，具体数量随油田不能回收的伴生气的实际数量确定，大部分气田的伴生气年燃烧量约为10万m3。

1.3 工艺过程放空排放特征分析

在海上油气田开发中，工艺过程放空排放主要包括油气开采放空排放和油气处理放空排放，其中油气开采放空排放主要是CH4，约占总温室气体排放量的0.02%～0.10%，占比较小；而油气处理放空排放中包含CO2和CH4两类气体，特别是对于部分高含CO2天然气的处理，CO2排放可达总排放的65%。

2 海上油气田温室气体减排措施分析

2.1 减少化石能源燃烧排放措施

2.1.1降低供发电环节碳排放强度

目前大部分海上油气田生产所需的电力由平台自备电站供应。考虑生产负荷的波动性，电站通常采用“四用一备”或“三用一备”的形式。大部分单台自备发电机组的额定功率为2～20 MW。由于机组额定功率相对较小，发电效率一般在28%～34%，在机组低负荷运转时更低。因此，降低发电过程的碳排放可采取以下措施。

1) 合理利用储能装置，提高电站整体发电效率。将机组高效率运转时的富余电力存储在储能装置中，在用电低谷时运转较少的机组，不足电力部分由储能装置供应，避免机组长时间热备或低负荷运转，从而提高电站的整体发电效率，降低排放量。

2) 开发和利用海上核电等低碳能源供电，降低电力生产排放强度。在离岸距离较远的油气田开发中，可利用海上核电、海上风电等低碳电力，并配以一定量的化石能源、储能等装置组成智能化微网，降低电力供应的排放强度。

3) 合理利用岸电，降低供电碳排放强度。近年来随着发电技术提高和可再生能源的规模化并网，全国电网单位发电量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]，未来随着能源转型的不断深入，电网单位发电量的碳排放量仍有较大的下降空间[6]。在离岸距离适当且有安全保障的情况下，合理运用岸电可有效降低用电的碳排放强度。

2.1.2减少生产环节电力消耗

提高生产过程中的用电效率、有效降低电力消耗，是减少CO2排放的重要途径，近年来得到了广泛的推广应用。

1) 进行用电设备方案优化，降低耗电量。鉴于油气田开发的特殊性，可根据油气田的具体开发方式和工作模式，合理配备用电设备及其功率匹配，避免“大马拉小车”的现象，使用电设备始终处于高效运转中。南海某油田投产时采用钻井和开发同时进行的模式，在钻井阶段采用大功率海水提升泵，满足大量海水提升的需求；在开发阶段因海水提升量需求减少，采用26 kW的海水提升泵代替原来的大功率海水提升泵，有效降低了耗电量。

2) 合理利用变频技术，提高运行效率。采用变频技术，一是可提高设备自动化程度和运行效率；二是可以减少对电网的冲击，最大程度保护用电设备和微电网安全。因此在新油气田开发设计中，特别是对大功率提升设备、输送设备等工况经常发生变化的情况，要优先考虑采用变频技术。

2.1.3降低热力消耗

1) 透平发电机尾气余热回收利用。海上油气田生产常用的燃气透平发电机，其尾气温度通常高达350 ℃以上，对其热量进行回收后用于锅炉给水的预热、油气液处理的加热等，可产生良好的节能减排效果。南海东部某油田通过在透平发电机排烟管加装余热回收装置替代原燃油锅炉加热介质油，每年节约原油约2 100 t，年减少CO2排放约5 000 t；南海西部某油田对FPSO上的发电机组尾气进行余热回收，基本实现了对原油锅炉的替代，年减少CO2排放超过6000 t[7]。对于新开发的油气田，应在设计阶段就考虑并论证采用发电设备透平尾气余热回收措施的可行性。

2) 生产水余热回收利用。对于油田生产采出水中的余热，一是可考虑安装热泵生产生活热水；二是可利用溴化锂吸收式空调，为生活区提供冷气供应。2008年，南海西部某油田利用生产水余热进行溴化锂空调改造，利用生产水热能为平台生活区提供冷气，年节约原油703 t，减少CO2排放超过2 600 t[7]，取得良好节能减排效果。

2.2 减少火炬气燃烧排放

1) 火炬气回收。对于连片开发且伴生气产量较大的油田，研究建设统一的集输管道、将各采油设施富余的伴生气汇集后输送至陆地终端处理后利用是最佳途径。对于无外输管道、无油气混输可能的油气田，将火炬气经净化后制成压缩天然气(CNG)或液化天然气(LNG)，是目前行之有效的减排措施之一。目前，小型撬装式CNG或LNG装置技术比较成熟，如大庆油田开发的撬装式伴生气回收制CNG装置(回收量3万～20万m3/d)、中原油田开发的撬装式伴生气回收制CNG装置(回收量1万～20万m3/d)都在伴生气或放空气的回收中得到了应用。由于伴生气兼具产量不稳定性和递减性等特征，因此无论是建设集输管道,还是回收生产CNG，目前的回收成本还是比较高，因此采取该项措施前需要进行充分的适应性论证。

2) 伴生气循环回注。伴生气循环回注油藏储层，对于提升储层压力、提高油田采收率具有良好的效果，也是减少火炬气燃烧排放的重要措施，有回注条件的油田，可考虑回注。南海某油田对富余的伴生气实施循环回注后，每年减少天然气火炬燃烧近1.1亿m3，减少CO2排放约23.8万t；旅大油田对富余的11万m3伴生气实施回注后，每年减少天然气火炬燃烧3 630万m3，减少CO2排放约7.9万t。伴生气循环回注措施的应用，需要一定的储层适应条件，特别是应注意回注后气窜现象的发生，严重时会降低油田采收率。

2.3 减少天然气脱除CO2排放措施分析

富含CO2的天然气需进行脱碳处理才能满足管输质量要求。脱碳尾气中CO2含量高，回收成本较低，可考虑物理利用、化学利用及驱油或封存等。

2.3.1物理利用

CO2气体用途较为广泛，可用于化工、农业、钢铁、机械加工、食品、碳酸饮料等行业。脱碳产生的高浓度CO2气体经脱水除杂后生产液体CO2或干冰直接应用，是目前成本低、可行性高的CO2回收利用方法。液体CO2及干冰制造技术非常成熟，一般情况下可依据市场需求和原料条件确定生产规模。

2.3.2化学利用

将捕集的CO2和其他共反应物转化成为含碳有机物或燃料，可实现CO2的资源化利用，减少排放，如与H2进行反应，直接或间接合成甲醇CH4O；与CH4重整生产合成气，再合成高碳醇等有机物；与环氧丙烷发生共聚反应制备可降解塑料的原料脂肪族聚碳酸酯；与环氧乙烷合成碳酸乙烷酯，再与有机二元羧酸酯耦合反应合成乙烯基聚酯等。但需要指出的是，由于CO2化学性质较为稳定，在化学利用过程中都需要消耗一定的能量，而且对CO2气源、共反应物的来源以及目标产物的市场等都有一定的要求。因此CO2的化学利用有一定局限性，应根据资源及市场特点选择利用的技术路线。

2.3.3驱油或封存

利用CO2驱油提高采收率、并使部分CO2得到封存，或利用适宜的地质储层对CO2进行长期封存，是未来合理开发利用油气资源、实现碳中和的主要手段之一。

1) CO2驱油提高采收率。应用CO2进行驱油，可在一定程度上提高原油采收率，尤其是在能够实现混相驱的情况下效果更为明显。CO2驱油技术已在美国、加拿大等国家多个油田获得推广，驱油效果显著；中国的吉林油田、胜利油田等也先后完成了驱油先导性试验。试验结果显示，CO2用于驱油，混相驱条件下可提高原油采收率10%到15%[8]，约有50%～80%被永久封存于地下。在碳中和目标下，预计CO2驱油技术将获得较大范围的推广，但碳汇匹配问题首先要得到保证。

2) CO2地质封存。采用地下咸水层或废弃油气藏等适宜的地层构造进行CO2永久性封存，是可大规模实施减排的重要措施之一。据统计，截至2020年底，全球共有65个CO2捕集与地质封存(CCS)项目(含驱油项目)，其中在运行项目26个，每年可捕集并封存CO2约4 000万t，有8个项目年封存量达到或超过100万t[9]。中国神华煤制油化工有限公司2010年实施的碳捕集封存项目，是国内第1个CCS全流程示范项目，设计年封存量为10万t，于2011年实现了全流程贯通和安全封存；挪威石油公司建设的Sleipner碳封存项目，是世界上第1个海上地下咸水层封存项目，该项目设计年封存量为100万t，计划封存总量2 000万t以上。

CO2封存技术目前已逐渐成熟，但因目前阶段捕集、运输、封存等成本较高带来的经济压力，尚不能支持大规模商业化推广，但在碳中和情景下，随着碳定价的提高，碳封存产业可能迎来发展机遇，有望成为碳中和目标实现的重要措施之一。

3 结论与建议

海上油气田开发远离陆地，无论是在开发方式、能源供应，还是在油气处理、储运等方面，与陆地油田都有较大差异，减少温室气体排放的措施实施起来也更加困难。在“双碳”目标背景下，要实现海上油气田的绿色低碳开发，既要充分利用已有的行之有效的减排技术，如海上微网再组、供电清洁化、用电设备及方案优化、余热回收、伴生气循环回注或外输等，以进一步提高能源利用效率、加大资源回收力度;同时又要积极开发和推广新的减排技术，如火炬气回收利用、清洁能源供电、CO2资源化利用以及CO2海上驱油、地质封存等，并根据适用场景使各种减排技术措施有机协调或组合起来，实现温室气体在源头的减排和末端的治理。