海上油气田温室气体排放管理措施及技术应用

张艳华 孙鑫 马长

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司；2.大庆石油管理局有限公司技术监督中心；3.中国石油大庆炼化公司电仪运行中心）

目前，国内海上油气田主要分布在渤海、东海以及南海；自2010年起，国内海域油气总产量超过5 000×104t，受老油气田含水率不断上升、新油气田陆续投产带来用能增加以及海上伴生气管网不完善导致伴生气短期无法完全回收等因素影响，海上油气田温室气体排放规模呈现不断上涨的发展趋势，主要排放源为化石燃料燃烧排放和伴生气火炬燃烧排放；在国家“双碳”目标背景下[1-6]，需要根据国家低碳政策并结合企业发开发生产特点开展针对性温室气体排放治理。

1 海上油气田温室气体排放数据分析

海上油气田生产石油和天然气的过程主要包括全海式生产和半海半陆式生产[7]。以全海式生产为例，其能源消耗主要包括天然气、原油、柴油等化石能源，用于发电机组、加热炉、柴油吊机以及柴油消防泵等设备使用，此部分化石能源消耗产生的温室气体排放为海上油气田主要碳排放源；除此以外，常规海上油气田由于天然气管网不够完善，生产过程中存在原油伴生气火炬燃烧排放及工艺放空与设施逃逸排放。

在海上油气处理平台上，利用电潜泵（多级离心泵）将地下原油通过井下管柱举升到井口，汇入生产管汇，经混输管线输送到海上中心处理平台或者浮式生产储卸油装置，在三相分离器中进行油、气、水分离并进一步精细处理后，合格原油进入货油舱储存或输送到陆岸终端外输。分离出的伴生气送入气处理系统，供生产设施中的各类燃气用户使用，分离出的生产水送入水处理系统，最终排海或回注地层。

海上油气处理过程中使用化石燃料的重点耗能设备主要有发电机、锅炉、加热炉、电潜泵、外输泵等；温室气体排放点主要有高压火炬分离器、高压燃料分离器、低压燃料分离器，多余的伴生气经过火炬分液罐进入火炬燃烧放空。

通过对典型海上油气田开展温室气体排放量核算发现，其各类排放源中化石燃料燃烧排放占比最大，其次是火炬燃烧排放和工艺放空与设施逃逸排放；排放量占比分别为74.9%、24.3%以及0.8%，详见图1。

图1 温室气体排放占比Fig.1 Proportion of greenhouse gas emissions

2 海上油气田温室气体治理措施

通过对典型海上油气田的温室气体排放数据组成可知，99%的碳排放来自于化石燃料燃烧和伴生气火炬燃烧，因此，减少海上油气田温室气体排放的关键在于通过管理措施和技术手段有效控制化石燃料使用和减少火炬放空。

2.1 管理措施

温室气体治理是一项综合复杂的工作，需要企业积极探索管理创新，建立有一套科学严谨的现代化管理体系制度，中国海油的管理创新举措主要表现为：

1）建立低碳管理体系。海上油气田生产企业设立低碳管理部门，建立相应的低碳发展管理制度体系，支持碳管理工作。负责贯彻落实企业和国家有关主管部门工作部署，对企业低碳工作进行统筹、组织、监督、检查及考核。

2）设立低碳管理岗位。健全企业低碳管理专职岗位，明确了低碳管理岗位人员工作职责与管理内容，主要包括编制碳排放管理制度与技术标准，开展碳排放数据记录、统计与分析，实施碳配额交易、推动节能低碳标准化，组织技术培训等工作。同时企业从海上员工选出一批年轻能干的优秀员工担任节能低碳监督员，全过程参与节能低碳工作，成为机关和生产一线承上启下的纽带作用，确保各项工作要求扎实落地。

3）强化低碳监测挖潜。建立企业碳排放数据监测计划，依托配备完善和定期校准的计量器具，定期开展碳排放数据统计核算、低碳审计、碳盘查、碳足迹等工作，确保碳排数据科学合理和准确全面，为温室气体治理奠定了坚实基础，提供了重要决策依据。同时中国海油推出了节能低碳IC卡制度，调动全体员工的智慧为节能减碳献言献策，发挥了重要作用。

4）建立碳排放信息化管理平台。企业建设了能耗在线监测和碳排放信息化管理平台，对企业碳排情况及时进行系统统计分析、对标预警，实现油气生产过程节能减碳信息化、数字化、智能化运作，为企业运行优化、节能降耗提供更多支撑。

5）做好降碳源头控制。中国海油推行开发生产一体化运作模式，制定了油气开发项目节能低碳技术标准，率先对油气开发项目开展碳排放影响第三方评价，对拟建项目提出了明确减碳措施，工作节能低碳人员提前参与项目的前期研究，在方案制定的过程充分融入节能减碳的要求，实现温室气体的源头控制。

2.2 技术措施

海上油气田开发过程中产生的温室气体主要来源于化石燃料燃烧和伴生气火炬燃烧，针对这一特点，中国海油重点从提高用能效率减碳、加大海上油田伴生气回收利用以及开发新能源、岸电推动用转型、二氧化碳综合利用四个方面技术措施来控制温室气体排放。

1）提高用能效率。海上油气田的化石燃料燃烧主要用于平台电站发电使用，是最为主要的温室气体排放源，但海上油气开发用电模式不同陆地，海上各平台之间距离较远，一般采取各平台通过燃烧自产原油或天然气进行发电，以供给生产设施使用，基本处于孤网运行状态，发电单元负荷率普遍较低；通过将各油气田发电单元进行连接，使独立的小电网组合成规模较大的大电网，实现电力互补，提高机组负荷率与发电效率，有效降低油气生产过程中的能耗和碳排放量。电力组网是中国海油海上油气田开发过程中提高用能效率的关键技术，已经在南海北部湾、珠江口、渤海等区域进行实践应用，据统计，并网后电网效率将提升15%以上。

2）加大海上油田伴生气回收利用。由于大多数海上油气田天然气管网不够完善，存在多余伴生气火炬燃烧放空，加大火炬气回收利用是海上油气田减少温室气体的有一重要举措。面对“双碳”形势，中国海油针对火炬气采取“应收尽收”原则，通过加压外输、注气驱油、回注地层、气举采油、液化回收（含LPG等）、离子点火等措施，全力推动火炬气综合利用，最大程度控制火炬气带来的温室气体排放。某海上油田生产过程中存在火炬放空排放，为降低天然气放空量，该油田针对火炬放空低压气实施回收改造项目，措施后，火炬气日均放空量减少80.28%，年均天然气回收量约360×104m3，温室气体减排量达9 000 t。北部湾某油气存在大量伴生气火炬燃烧，实施火炬气回收项目，每年将超过1.5 m3的火炬气转化为商品气，年减少温室气体排放26×104t。海上伴生气回收利用具有较好的温室气体减排效果，可以作为海上油田有效降低温室气体排放量、提高能源利用率的重要措施。

3）推动油气开发用能转型。中国海油一方面在积极探索新能源的开发利用，另一方面，在大力推动海上油气用电采用陆地电网，以此来推动用能转型，逐步减少对传统化石能源的使用，从而实现减少温室气体。

新能源方面，中国海油在积极推动海上风电和光伏发电，为海上油气提供绿色动能[8]。在陆岸终端，充分利用现有空间光伏发电，如2022年初在南海某终端建成4.5 MW的光伏发电，年发电超过500×104kWh，年减少温室气体排放超过3 400×104t。在海上，中国海油积极探索海上风电，2022年海上建设首个漂浮远海风电，装机规模超过7 MW，项目实施年发电超过2 000×104kWh，减少温室气体排放超过3.7 t。

岸电方面，由于陆地电网项目明显高于海上区域电网，岸电也可以为海上油气田应用光伏、风能等可再生能源接入提供稳定基础设施，逐步减少对化石能源的依赖[9]。海上油气田的电力来源除了自发以外，还可以利用岸电，通过铺设一条陆地开关站至海上平台的电缆，实现陆上电网电力供应海上油气生产设施使用。目前，全国电网平均排放因子相对海上发电设施碳排放强度低了20%～60%，项目改造后，可以大幅降低温室气体排放量。中国海油已在渤海海域进行岸电示范，取得了良好效益。

4）海上二氧化碳综合利用。二氧化碳是一种有效的驱油剂，具有较强的扩散和吸附能力特性，采用二氧化碳进行驱油时，可以降低原油粘度、改变原油密度、降低界面张力，有效改善油藏性质、增加流体流动性，利用原油的高效开采，可提高油气采收率8%～16%左右，尤其对于低渗透油藏和接近经济极限油藏等典型区域，在综合考虑油藏特点、生产状态以及源汇匹配等因素后，开展二氧化碳驱油，以提高采收率[10]，对用推动低渗低效油气田经济开发意义重大。中国海油正在南海某油田开展海上CCUS示范，项目实施后每年减少温室气体排放超过10×104t。

3 结论

综上所述，中国海油一方面通过建立健全管理制度体系、创新节能减碳管理，充分发挥全员智慧积极参与节能减碳挖潜，加强温室气体排放数据统计分析、监测跟踪和对标预警，实现节能低碳全过程精细管理，另一方面，中国海油积极采取节能降碳措施，通过能效提升、火炬气回收利用、岸电用能转型以及二氧化碳综合利用等技术手段大幅降海上油气开发过程中的温室气体排放，为企业实现“双碳”目标奠定了坚实基础，也为能源企业低碳发展提供了有益的借鉴。