中海油W油田群基于一种碳排模型的分析与计算

杨明伟(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

0 引言

2020年9月，国家主席习近平在联合国成立75周年纪念峰会上宣布，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。随着社会发展，化石燃料的开采和消耗不断向大气中释放温室气体，导致全球变暖，产生了一系列的环境恶化问题，中国作为最大的发展中国家，2017年正式启动全国碳排放交易体系，发电行业是首批纳入交易管理的行业。这是中国利用市场机制来控制温室气体排放、推动绿色低碳发展的一项重大创新实践。中国海油党组通过召开务虚会、新能源业务研讨会等多种方式，切实增强加快推动能源转型发展的责任感、使命感、紧迫感；所属各单位积极行动，扎实践行绿色低碳战略，推进新能源产业发展，全力推动公司能源转型发展迈上新台阶。

在《中国海油2021年领导干部会议》上，汪东进要求“聚焦践行‘双碳’目标要求，实施绿色发展跨越工程”“深化内部挖潜，扎实抓好节能降耗减碳”。W油田群投产后，会涉及到CO2排放，通过分析计算，年排放量约每年22万吨CO2。W油田群生产准备组员工为积极响应公司要求，充分发挥在项目阶段的作用，梳理油田群存在的碳排放环节及设施，核算整个油田群的碳排放量，在碳中和的宏伟目标下，油田生产追求绿色、零碳发展。

1 基于碳排模型的分析

1.1 W油田群的简介

W油田群位于南海北部湾盆地，其包括1个陆岸终端(简称“W终端”)和3个海上井口平台(分别为A平台、B平台、C平台)，三条油气输送海底管线。W油田群采用岸电，岸电经W终端向3个海上平台供电。B、C平台的生产物流经A平台汇总后，输送至W终端处理、储存和外输。W油田群生产的特点是A、B、C海上平台分布集中，可以互相依托。从地理位置上看，A、B、C海上平台之间位置靠近，通过海底管线和电缆连接，正常生产过程中互相依托，共同配合完成油气的开采、处理、输送，以及动力和电力等能源的供应。

1.2 W油田群各装置简介

A平台为4腿导管架井口平台，设有80人生活楼、模块钻机、井口生产计量设施、注水设施、开排系统、闭排系统、生活污水处理系统等。平台没有火炬长明火，而是设置冷放空系统，用于紧急和事故工况下伴生气的释放。共有48个井槽(4个单筒双井)，先期钻井49口，其中29口生产井，20口注水井，采用注水开发方式。平台主要耗能设施为电潜泵、模块钻机、柴油吊机和消防泵等，消耗能源种类为电力、天然气和柴油。

B平台为4腿导管架井口平台，设有30人生活楼、液压修井机、井口生产计量设施、注水设施、开排系统、闭排系统、生活污水处理系统等。平台没有火炬长明火，而是设置冷放空系统，用于紧急和事故工况下伴生气的释放。共有20个井槽(12个单筒双井)，先期钻井13口，其中9口生产井，4口注水井，1口水源井(与注水井共用井槽)。平台主要耗能设施为电潜泵、液压修井机、柴油吊机和消防泵等，消耗能源种类为电力、天然气和柴油。

C平台为8腿导管架井口平台，设有80人生活楼、模块钻机、井口生产计量设施、注水设施、开排系统、闭排系统、生活污水处理系统等。平台没有火炬长明火，而是设置冷放空系统，用于紧急和事故工况下伴生气的释放。共有48个井槽(20个单筒双井)，先期钻井30口，其中19口生产井，11口注水井，1口水源井(与注水井共用井槽)。平台主要耗能设施为电潜泵、模块钻机、吊机(电动吊机和柴油吊机各一台)和消防泵等，消耗能源种类为电力、天然气和柴油。

1.3 W终端工艺流程

A、B、C海上平台生产的含水原油、天然气混输上岸进W终端，利用段塞流捕集器对海管来含水原油及段塞流进行缓冲及气液分离，分离出的液体进入一级三相分离器和二级三相分离器进行原油脱水，脱后污水排至采出水处理站处理后达到注水水质要求后，外送至海上平台做注水用。

脱水原油含水率合格后进原油稳定部分。原油稳定工艺采用微正压闪蒸法将原油在储存温度下的饱和蒸汽压控制到小于当地大气压的0.7倍。脱水、原油稳定后合格原油至罐区储存后外销。

原油处理部分脱出的天然气经三级压缩后进入下游天然气处理部分。天然气经活化MDEA胺法吸收再生法脱酸后，将CO2含量降低至某一浓度以下，经三塔分子筛吸附脱水工艺降低天然气含水量。轻烃回收工艺采用冷却分馏法获取LPG产品。天然气制冷采用成熟、可靠的单混合制冷工艺得到LNG产品。LNG、LPG至罐区储存后装车外销。

W终端的燃料气以LNG储运系统产生的BOG和脱碳单元的天然气为主、段塞流捕集器分离出的气相作为补充，经调压计量后进入燃料气分液罐缓冲分离液相后，送至导热油炉单元作为导热油炉燃料。W终端开工阶段或者外部管道停输、工艺装置停运期间，可以取液化气球罐罐顶的石油气经调压后作为W终端厂内燃料气气源。

1.4 W油田群的碳排模型分析

根据碳排放的环节不同，将海上平台分为主工艺系统、公用系统、水工艺系统、生活区和钻完井服务五大部分，将陆上终端分为主工艺系统、公用系统、水工艺系统、生活区四大部分。依据《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告》，W油田群温室气体的排放类别为：化石燃料燃烧CO2排放、火炬燃烧排放、工艺过程排放(放空及逃逸)、净购入电力产生的 CO2排放［1］四部分。

1.5 依据碳排放模型分析产生碳排放的设施

A、B、C海上平台是由W终端供电，采用岸电，为方便计算，将3个海上平台的耗电量计入W终端。A、B、C海上平台的碳排放设施分为三部分：应急发电机和柴油吊车、冷放空系统、采油树和钻完井期间，对应消耗的能源种类分别是柴油、伴生气、伴生气。W终端的碳排放设施分为五部分：用电设备、热媒炉、火炬、脱酸系统、工艺生产过程中的CH4逃逸等，对应消耗的能源种类分别是岸电、天然气。

2 预估油田群的碳排放量

依据《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告》，净购入电力隐含的CO2排放量和化石燃料燃烧CO2排放量公式如下。

式中：ECO2-净电为净购入的电力消耗引起的CO2排放(吨CO2)；AD电力为企业净购入的电力消费(MW·h)；EF电力为电力供应的CO2排放因子(吨CO2/MW·h)；

式中：ECO2-燃烧为化石燃料燃烧CO2排放量(吨CO2)；AD燃料为化石燃料消耗量 (t或万 Nm3)；CC燃料为化石燃料含碳量(对固体和液体燃料以t碳/t燃料为单位，对气体燃料以 t碳/万Nm3为单位)；OF燃料为燃料的碳氧化率，取值范围为0～1。其中CC燃料=低位发热值×单位热值含碳量。

海上平台CO2排放量估算：化石燃料燃烧消耗柴油，按照单个海上平台年消耗23.22 t柴油计算，CO2排放量为73.14 tCO2/年。冷放空系统涉及到伴生气逃逸，按照冷放空系统逃逸甲烷量0.45 tCH4/年·个计算，单个海上平台CO2排放量为1.24 tCO2/年。A、B、C海上平台生产井个数分别为25、9、19，按照工艺逃逸甲烷量0.23 tCH4/年·个计算，CO2排放量分别为15.81 tCO2/年、5.69 tCO2/年、12.02 tCO2/年。经计算，在海上平台耗电量计入W终端的情况下，A、B、C海上平台CO2排放量分别为90.19 tCO2/年、80.07 tCO2/年、86.40 tCO2/年。

W终端的碳排放设施具体数据如表1所示[2]。

表1 W终端各种排放设施及排放源的CO2预估排放量

目前我国海上平台主要采用自发电形式，发电机组以伴生天然气或者原油作为燃料发电给生产设施供电。为了贯彻落实习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，中海油加大国内油气勘探开发，开展增储上产“七年行动计划”，未来海上油田发电机组数量还会增加。虽然自发电形式有效的保障了海上油田开发及电力供应，但与陆地联合循环发电机组相比，海上自发电机组发电过程中产生了大量的温室气体和污染物。

为大幅降低海上石油开发生产过程中温室气体和氮氧化物的排放，积极响应和全面贯彻党中央关于“坚决打好污染防治攻坚战”的工作部署，W油田群采用外购电即岸电形式。W终端地理位置位于陆地，设计利用岸电，同时海上平台由W终端供电，所以岸电占总用电量的比例较大，温室气体排放量较大；反之自发电量较小，温室气体排放量较小。

通过分析计算，W油田群碳排放量达220 588.43 tCO2/年，约为 22 万吨 CO2/年，其中“净购入电力隐含的CO2排放”占比达91.86%，其次是W终端厂的热媒炉“化石燃料燃烧温室气体排放(锅炉)”占比达5.63%，“工艺过程温室气体排放”占比2.45%，“火炬燃烧”和“工艺逃逸”产生的温室气体排放占比很小。

3 结语

中海油油田群在正常生产过程中产生的温室气体排放，主要包括用电产生的排放、化石燃料燃烧排放、火炬燃烧排放、放空与逃逸排放。

本文基于一种碳排模型，对W油田群生产过程的碳排放进行分析发现，W油田群全部采用岸电，因此净购入电力隐含的CO2排放成为最大的排放源。可通过电能质量治理，节能设备引入等间接减少碳排放量。也可以通过引入新能源，如光伏发电、风力发电等，由清洁能源供电，从而减少购电量，减少碳排放量。