“双碳”目标下川中低碳发展的资源优势与建议

林涵 林青 张文霞 赵铁 陈垚 王欢 李红彬

（1.西华大学电气与电子信息工程学院；2.中国石油西南油气田公司川中油气矿）

油气开采业是碳排放的重点行业之一，生产过程中消耗大量的天然气、电等能源，排放CO2，特别是含硫气田。在应对全球气候变化的大背景下，中石油面对世界能源格局的深度调整，肩负满足社会经济发展对能源消费快速增长的刚性需求，助力国家实现“双碳”目标的双重使命[1]，明确“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署[2]，加快推进绿色低碳发展。2021 年5 月中国石油等七家企业联合发起成立中国油气企业CH4控排联盟，致力于油气生产、储运、销售全产业链管控CH4排放，力争2025 年将天然气生产过程CH4平均排放强度降到0.25%以下。川中含硫天然气生产用能占比超过气田用能总量的80%，CO2排放量的84%以上源于燃料天然气燃烧。川中地区光伏、风电资源禀赋不足，但作为西南油气田主力天然气产区，具有天然气管道压力能、放空天然气回收、低小产井天然气发电、气田水提锂提溴、H2S 利用等优势，为绿色低碳发展提供良好的资源条件。

1 碳排放情况

1.1 主要碳排放环节

试油试气、用气设备、天然气净化工艺过程直接燃烧天然气排放CO2是油气生产活动的主要碳排放环节，CH4排放主要源于天然气放空及气田水、原油等地层产出液收集储存系统。

1.2 碳排放现状

1.2.1 CO2排放

试油试气（放喷测试）是油气开采重要的碳排放环节，通过求产放喷排出井筒积液、疏通近井筒地层油气通道，获取准确的气藏油气产能、压力、温度等动态数据和油气无阻流量、油气水性质，为认识气藏特征，编制开发方案，地面产能建设提供依据。Q/SY 01070—2020《试油（气）试采资料录取规范》 对常规气层测试要求：产量大于或等于50×104m3/d 时，井口压力和产量稳定2 h 以上；产量小于50×104m3/d 时，井口压力和产量稳定4 h以上；产量大于或等于10×104m3/d 时，井口压力和产量稳定8 h 以上；定产气井放空试采时间6～15 d。某含硫气藏2014—2020 年17 口获产开发井，放喷排液与测试最短时长4 h，最长放喷时长超过42 h，最少放空量23.97×104m3，井均CO2排放超过1 300 t。

天然气脱硫、脱水、脱烃环节用能设备较集中，锅炉、加热炉、增压机组等以天然气为燃料的用能设备排放CO2，也是主要的碳排放环节。2022年川中天然气产量超过180×108m3，其中含硫天然气占88%，脱硫净化燃料气直接排放CO2达36×104t。含硫天然气中CO2平均含量0.66%~4.19%，脱除H2S时也从原料气中脱除CO2约30×104t，以满足GB 17820—2018《天然气》对产品气中CO2限值的规定。

1.2.2 CH4排放

CH4是仅次于CO2的第二大温室气体，近1/3 的CH4排放来源于原油和天然气开采、集输和配送过程[3]，全产业链均会产生甲烷逃逸排放，包括整个系统中的生产设施检维修、设备密封件泄漏、工艺过程排放和放空火炬燃烧。《IPCC 2006 指南》提供了3 个层级的方法核算石油和天然气系统产生的甲烷逃逸，公式（1）使用最广：

式中：E为甲烷逃逸总排放量，Gg；P为石油和天然气系统各环节的活动水平数据，活动单位；SEF为甲烷排放因子，Gg/单位活动；i为石油和天然气系统；k为石油和天然气系统的活动类别。

试油试气放喷排液和测试放空天然气一般采取燃烧后排放，以确保作业安全。在未及时点燃之前直接排放采用《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》提供的试井作业CH4排放量公式计算。

从地层产出液中逸散是CH4的主要排放方式。产出液在地层压力环境下溶解一定量CH4，其溶解度受压力、温度、盐度等因素控制。地层产出液从井口、经分离器进入储罐，受压力突降和外界环境温度影响，CH4等饱和气体会迅速释放，形成闪蒸气，通过储罐敞口或呼吸管逸散到大气中。以某含硫气藏为例，检测表明气田水罐中闪蒸气含CH4为35%～70%、H2S 为7%～29%。为保障人员健康安全，采用液相氧化还原法脱H2S 后CH4被冷排放。某集气站闪蒸气脱硫尾气2 h 连续监测数据表明，CH4最大排放浓度1.27×105mg/m3。该气藏2022 年产水近75×104m3，闪蒸气脱硫除臭装置生成硫泥约360 t，估算直接排放CH4为15×104m3。

油气勘探开发全过程的CH4排放计量理论、方法、标准尚不完善。统计时采用《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》附录二中油气系统不同设施CH4排放因子进行核算。矿场安装固定式或巡检时配置可燃气体、H2S 检测仪器，重要生产站场设置云台式激光甲烷遥测仪，对工艺流程区生产介质泄漏进行监测。管道设备安装工艺技术的提升和安全监控措施的完善，有效管控了CH4泄漏。现场CH4、VOCs 泄漏检测数据表明，采用排放因子核算CH4排放量，数值较实际偏大。

1.2.3 挥发性有机物排放

油气生产井和天然气脱水脱烃站油气储存、装卸有挥发性有机物（VOCs） 排放，特别在气温较高时VOCs 排放更明显，有关文献估算我国每年的油气挥发损失超过25×106t[5-6]。川中凝析油气田新建产能采取气液混输，集中脱水脱烃，集气站VOCs 采取增压回收或引至放空火炬焚烧，缺少油气开采VOCs 排放水平方面的研究。老油气田受限于油气生产井分散，油产量低，一般为20 m3储罐，缺乏适用的VOCs 管控技术。

2 减碳潜力分析

2.1 低碳技术应用

井下节流技术：即在井筒内一定深度安装井下油嘴，天然气在井筒内节流后吸收地层的热量而避免水合物形成。井下节流替代了水套加热炉、电伴热装置，减少乙二醇等水合物抑制剂加注，简化地面流程，节约能源。井下节流器投放深度需满足公式（2）：

式中：H为入井深度，m；M0为地温增率，m/℃；th为水合物形成温度，℃；p1为油嘴入口压力，MPa；p2为油嘴出口端压力，MPa；t0为地面平均温度，℃；k为天然气绝热指数。

节流器投放越深，井口温度越高，但也会承受更高的工作环境温度和压力。川中须家河、沙溪庙等气层深度一般2 000~2 500 m， 地层温度58.73~70.87 ℃，具有良好的应用条件。2006 年以来应用超过1 000 井次，单井平均节气10×104m3/a，节能减排效果显著。含硫气井受井深、温度、腐蚀介质等因素限制，应用较少。

电能替代天然气：近年新建项目采取电能加热装置替代水套加热炉，电驱增压机组替代燃气驱，实现更低的碳排放。电加热装置单套功率40~160 kW，高频控制器将380 V/50 Hz 交流电转换为15~25 kHz高频交流电，通过电磁感应毯转换为高频交变磁场，天然气管道在高频交变磁场中因电涡流而产生热效应直接对天然气加热，效率更高。

低排放工艺技术，包括清管放空天然气回收，管道带压碰口作业，清管放空天然气回收，边远井、零散井试采放空天然气回收等。非含硫天然气测试放空天然气回收或低小产井试采制CNG、LNG技术在探评价井测试中推广，工艺流程已实现模块化、撬装化。针对不同压力等级、处理工况组合加热撬、高压分离燃气撬、增压撬、高压分子筛脱水撬、低压分离燃气撬、存储撬、加气撬等工艺流程。

建设信息化气田。地面系统采用“多井集气、采气管线气液混输、集气干线气液分输”工艺，简化单井生产流程。生产数据自动采集传输，自动联锁、远程控制等自动化技术的全履盖，为站场无人值守、中心井站集中管理、电子巡井创造了条件。SCADA、DCS/SIS、视频安防综合管理系统、物联网系统和气田生产建设的深度融合，自控水平不断提升，促进生产管理方式转变和组织管理效率的提高[7]，实现辅助生产系统低碳运行。

2.2 节能减碳潜力

川中深入推进“清洁能源贡献者行动”和节能降碳等十大工程[8]。助力集团公司2025 年甲烷排放强度较2019 年降低50%，达到国际一流公司甲烷排放管控水平[9]目标。

节能提效。节能是实现碳达峰最直接有效的途径，据有关规划测算2030 年实现碳达峰，通过节能减排CO2量将达到70.1%[10]。川中近70 a 开发，区块发展不均衡，老油气田单井产量低，十分分散，生产设施陈旧，能效低。新建气田产量高，自动化程度高，高效开发。调整能源消费结构，提高电能占比，降低CO2排放，如加热炉、锅炉、增压机组节能提效；压缩机组、加热炉气改电；高耗低效机电设备淘汰；熄灭长明火炬；老油气田地面系统降阻改造；天然气高低压分输等。四座含硫天然气净化厂中有一厂实际处理量不足设计能力的39%，配套的供热、供电系统利用率不足10%；四套脱水脱烃装置，仅一套装置满负荷运行，一套装置负荷率50%，一套负荷率仅10%；四个天然气增压站均处于低负荷运行。地面系统节能提效，特别是含硫天然气净化厂的用能系统按“高位高用，低位低用，温度对口，梯级利用”原则优化，将锅炉负荷率提升至80%以上，可节能3 000 tce、CO2减排4 300 t。

放空天然气回收：油气勘探开发相关甲烷逃逸排放对区域空间CH4分布有较大影响[11]，开发力度越大，区域空间CH4增长越显著。特别在试油试气阶段，仅少量非含硫放空气得到回收，复杂气质和工况条件下放空气回收有很大潜力。凝析油气田集气站、含硫气净化站采用火炬焚烧VOCs、气田水闪蒸气或净化尾气，单座火炬年用气20×104m3以上，熄灭火炬将减少大量自用气消耗。

2.3 绿色发展资源优势

2.3.1 新能源

据Ember《2023 年全球电力评论》数据，我国2022 年电力需求增长的69%由风能和太阳能提供，至2040 年风能和太阳能发电将提供全球75%的新增清洁电力。川中年平均风速2.1 m/s，不具有规模利用风能条件。参照GB/T 37526—2019《太阳能资源评估方法》，区域水平面总辐照量多处于太阳能资源第四类地区，年辐射总量基本在4 000 MJ/m2左右，大部分区域内年日照时数普遍在800 h，太阳能资源稳定程度和直射比为欠稳定，但个别区域光伏仍具价值。仪陇净化厂光伏发电项目2023 年3 月投运， 安装光伏组件9 626.92 m2， 装机容量1 998.54 kWp，4 月发电量近16×104kWh。油气田可利用土地空间较多，充分利用办公建筑屋顶、立面和厂站空置场地空间，安装光电转换效率高的光伏发电设施，可铺尽铺，结合储能技术，依托内部电网自发自用。

2.3.2 天然气压力能资源

天然气从地层至终端用户是一个压力连续降低的系统，通过节流降压以满足各级地面系统的工作压力要求。特别在气田开发初期和中期，气井产量高、压力高，有丰富的压力能资源可以利用。天然气节流降压释放的压力能可采用公式（3）估算：

式中：ex为天然气的比㶲，kJ/m3；Cp为天然气的比定压热容，kJ/(m3·℃)；T1、T2分别为天然气节流前后的温度，℃；R为气体摩尔常数，8.314 5 J/(mol · K)；M为气体的摩尔质量，kg/mol；p1、p2分别为天然气节流前后的压力，MPa。

以某含硫气田MX009-X1 为例，井口天然气压力24.27 MPa、 温度105.8 ℃， 节流后压力6.71 MPa、温度69.15 ℃，日产天然气145×104m3。天然气中主要组分摩尔浓度：CH4为96.998%、CO2为1.852%、H2S 为0.379%，相对密度0.578。天然气的比压力㶲为238.933 kJ/m3， 理论压力能9.701×104kWh/d。初期井口压力超过65 MPa，产量超过170×104m3/d，压力能更高。 区块内9 口回注井年用电量203×104kWh，如该井压力能用于发电，将超过区块气田水回注系统的用电需求。

2.3.3 气田水资源

高-磨地区龙王庙组气藏为特大型超压碳酸盐岩边水气藏，气田水矿化度较高，富含锂、溴等有价值元素，早期开发阶段即制订整体治水方案[13]，据预测2025 年产水量将超过150×104m3/a。主产水井气田水中锂离子（Li+）浓度超过60 mg/L、溴离子（Br-） 平均浓度500 mg/L、硼离子平均浓度460 mg/L，含量优于DZ-T 0212.4—2020《矿产地质勘查规范盐类第4 部分：深藏卤水盐类》附录表C.2 中矿产综合评价指标：LiCl 大于或等于150 mg/L、Br-大于或等于50～60 mg/L，现场中试已成功提取锂盐。该气藏产水已逾75×104m3/a，地面输水管网较完善，提锂、溴和废水深度处理后作为周边工业园区工业用水，为气藏综合治水、效益开发提供新的途径。

根据大地热流分布与热储系统，四川盆地三类有利的地热资源类型[14]，高-磨区块处于第一类区内，为兼顾震旦系-早寒武系热储系统、晚二叠系-中三叠系热储系统和断褶热储系统的断裂带深循环地热资源[15]，地温梯度和大地热流较高，分别介于24~30 ℃/km、60~70 mW/m2。龙王庙组气藏中部平均温度140 ℃，地温梯度平均32 ℃/km，目前单井最大产水量600 m3/d，井口温度103 ℃，一套80 kW 的地热源ORC 发电机组已在该井投入试验，设计年发电40×104kWh。据估算气藏水体储量大致为3.486×108m3，可利用地热资源1.70×1014kJ，但较分散。随治水方案有序推进，气田水中热量用于发电、农业的价值愈显。

2.3.4 H2S 制氢

氢是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向[16]。天然气工业通常采用Claus 法工艺将天然气中99.98%的H2S 氧化为单质硫回收，氢气未作为资源利用。 川中含硫天然气中H2S 平均含量11.43~44.64 g/m3，2022 年脱除H2S 约23.68×104t，其中氢气1.39×104t 未转化为资源利用，H2S 制氢可实现资源利用最大化。

2.3.5 天然气发电

天然气是高比例新能源接入的新型电力系统下电力安全的“稳定器”[17]，发电是天然气产业未来重要的发展方向[18]。川中边远、低压、小产气井多，除保障周边场镇民生用气，天然气就地转化发电，不仅可降低气井废弃压力，延长生产期，提高天然气采收率，还可减少外输能耗和降低地面系统运维成本。

2.3.6 CCS/CCUS

天然气净化厂排放的CO2可作为CCS/CCUS 的碳源。评价结果表明老油田有CO2封存潜力，已完成拟选封存区水文地质调查、回注层纵横向封闭性评价、钻井固井质量调查与评价，提出了首选区块层系及目标井可封存量计算方法、回注井工程及工艺，封存井的井口装置、完井管柱及材质评价建议。CO2的利用近年虽取得积极进展，CCUS 从驱油向微藻、矿化等生物、化工领域拓展，但技术水平和项目规模还不能满足实现碳中和目标的减排需求[19]。且净化尾气中CO2浓度低于10%，CCS/CCUS以及DACCS 的能耗高，大规模全流程的应用技术尚不成熟，环境风险需长期跟踪监测，配套政策、标准不完善，宜作为实现低碳、“零碳”目标的兜底水手段。

3 低碳发展建议

在2050 年左右实现近零排放的目标下，新建项目电气化率不断提高，持续增加油气开发成本。《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258 号）明确：新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制。发挥资源优势，加大研究实践，成熟技术推广应用，可行技术适应性转化，新兴技术跟踪储备，“天然气+”业务提升电能自给率，是控制生产成本和能耗总量、强度的有效手段。

3.1 重视项目科学合理设计

川中生产设施点多面广，用能系统和设备数量大。建设时设计规模和设备功率裕量较大，随着气田产量逐年递减，装置和压缩机组、机泵、锅炉等设备与设计值偏离越来越大，能效越来越低。如某脱水脱烃装置设计处理规模100×104m3/d，投运12 a 后实际处理量不足12×104m3/d，系统性改造投入高，投资回收期长。新建项目应考虑中后期经济运行，科学论证，根据稳产期合理选取规模和设备额定功率。一定条件下多套装置或设备联合运行，在中后期比一套等规模装置或等功率的大功率设备更易于调度调节，能效更优。标准化设计宜依据国家节能减排和绿色发展的政策、标准适时修订，体现绿色要求，固化成熟低碳技术。

3.2 强化适宜技术研究应用

3.2.1 放空天然气回收

试油试气或酸化压裂等储层改造是油气勘探开发重要的碳排放环节，大规模和高强度的勘探开发会致空间CH4浓度明显增加，在油气开发全过程的碳排放贡献率还需深入研究。近年，非含硫放空天然气回收工艺技术研究和应用方面取得进展，但受放喷气井点多，产能和稳定期不确定，气量和压力变化范围大，气流中携带砂、压裂酸化残液、钻井泥浆等因素的制约，矿场上应用有限，高压高产、含硫气井试气放空天然气的回收更是难题。开展不同场景放空天然气回收利用关键技术装备的研究，对实现油气勘探开发减碳有着重要意义。

3.2.2 天然气压力能利用

天然气全流程压力能合理利用研究方兴未艾，近年积累了丰富的利用技术，尤以中低压净化气压力能发电技术较成熟，此外还用于冷库、制冰、空调、制取干冰和LNG 等领域，现场应用上逐渐趋于采用“发电联合制冷”的解决方案[20]。MX 天然气净化厂和XQMZ 集气站天然气压力能发电项目进入实施阶段，应用压力低于6 MPa，压差约1 MPa，设计天然气流量分别为300×104m3/d、400×104m3/d，相应装机功率为700 kW、800 kW，理论上MX 净化厂年发电量可达419×104kWh，满足工厂20%的用电需求；XQMZ 集气站年发电量402×104kWh，90%电量上载气田内网。形成系列配套技术，特别是发电装置小微型化，及含硫、高温、高压等复杂场景气井的压力能利用[21]，将成为气田绿色发展的新引擎。

3.3 做好新兴技术跟踪转化

3.3.1 H2S 制氢或开发含硫化学品

川渝地区天然气资源丰富[22]，60%以上为含硫天然气，保证了H2S 制氢、开发含硫化学品的原料来源。H2S 分解直接制单质硫和氢的方法有热分解法、电化学分解法、光催化分解法和等离子体法等[23]，相关的工艺技术尚处于研究阶段，高效、经济的催化剂和反应条件温和、转化率高、能耗低的工艺方法是H2S 制氢研究的主要方向。电催化分解H2S 是一种温和高效的方法，目前使用的催化剂中，贵金属价格昂贵，过渡金属及其氧化物易被反应介质毒化或腐蚀而失去活性，极大地限制了这项技术的发展。目前，一种新型石墨烯壳层封装钴镍纳米粒子的“铠甲”催化剂已被研究人员开发出来[24]，成功实现电催化高效分解H2S 制备高纯氢。H2S 分解制单质硫和氢如在技术上取得突破，对天然气净化工艺技术的进步将产生十分深刻的影响[25]，也为含硫气田绿色发展提供新机遇。

含硫天然气产生的高浓度H2S 提纯后，可用于开发甲硫醇、叔十二碳硫醇等有机硫精细化工产品，其产值数倍甚至数十倍于硫黄[26]，提高天然气附加值。实现H2S 高效利用，也是探索含硫气田效益开发的新路径。

3.3.2 低压天然气发电

油气田步入开发中后期后，部分油气井因低产低效关停。边远、低压、小产井发展分布式天然气发电，可实现资源就地转化消纳，降低气井废弃井口压力，增加经济可采储量。致密气气田集气站采用增压回收VOCs，工艺技术不成熟，现场仍采用火炬焚烧处置轻质原油和气田水中逸出的挥发烃。加大小微型燃气轮机发电技术的研究和实践，改变能源生产方式，实现老油气田经济环保开发。据报道，国内自主设计研制的首款500 W 级轻量化可移动式微型燃气涡轮发电机已研发成功，能量密度可达1 500 W/kg，不失为低压闪蒸气、VOCs 利用及老油气田效益开发提供一种新的技术思路。

4 结论

1）国家发改委在《加快推进天然气利用的意见》中提出，到2030 年天然气在一次能源消费中的占比提升至15%。中国石油经济技术研究院《2050 年世界能源展望（2020 版）》预测，到2050年我国天然气需求将达到6 700×108m3。利用天然气开发的优势地位，拓展“天然气+”业务，油气业务与新能源融合发展，是能源革命提出的新要求。

2）老油田要做好“减法”，通过地面集输系统适时简化，生产制度和设备运行参数优化提效，降低资源能源消耗，减少碳排放。新建产能项目要做好“加法”，因地制宜利用太阳能、低小产井天然气、生产系统天然气压力能等资源发电，资源优势转化为生产力。川中油气生产年用电近2×108kWh，在全球气候变暖、极端高温可能成为新常态的背景下，通过“天然气+”提高电能自给率，让电于社会，也是对国家建设高温适应型社会的贡献。

3）加大试油试气、天然气净化等重要碳排放环节减污降碳技术研究和低碳技术应用，形成一批适应油气田生产特点，标准化、可复制、易推广的配套技术体系是是实现碳“近零”排放的关键。

4）科技创造未来的能源。“双碳”目标下能源科技创新进入持续高度活跃期，能源生产逐步向集中式与分散式并重转变，系统模式由大基地大网络为主逐步向与微电网、智能微网并行转变。利用智能微电网技术构建新型的天然气开发能源系统，实现传统上游业务的创新升级，在绿色转型道路上“弯道超车”。