渤海边际油田开发碳排放影响

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院， 天津 300452)

0 引 言

渤海边际油田的开发是其现阶段前期研究的主要课题之一。边际油田逐年产气量变化大，伴生气利用率较低，每天都会有大量的伴生气被点火放空，不仅无法产生经济效益，而且污染环境。近年来，国家对环保的要求日益严格，相关法律也在不断健全。根据国家发展和改革委员会相关要求，2016年起对海上平台产生的CO2按量收取碳排放费用。目前国内碳排放计算的相关规范、方法刚开始完善，碳排放费用对边际油田开发方案的影响及降低边际油田碳排放措施的相关分析研究较少。以渤海某常规边际油田为例，对边际油田碳排放源、碳排放量及其相关影响因素进行分析，并根据油田不同依托距离，从方案全生命周期投资角度，分析研究碳排放对工程方案的影响，提出合理的节能减排建议，完善边际油田前期研究工程开发方案思路。

1 碳排放水平评估方法

1.1 边际油田碳排放总量计算

排放总量计算有3个步骤：(1)确定平台CO2气体排放设施及排放源；(2)核算各排放设施逐年的燃料消耗情况；(3)根据相关规范计算各排放设施CO2排放总量。

(1) 确定平台温室气体排放设施及排放源

边际油田开发以简易为核心，一般采用电加热提供所需热负荷，电动起重机或手拉/电动葫芦作为起吊设备，故主要碳排放源来自于产生电能所需的化石燃料的燃烧。海上简易平台碳排放项目及分析如表1所示。

表1 海上简易平台碳排放项目及分析

(2) 核算各排放设施逐年的燃料消耗情况

确定平台碳排放项目后，核算各排放设施逐年的燃料消耗情况。对于边际油田项目可主要计算电站燃料费(或引电量)和火炬放空量。由于平台井数少，前期无需考虑工艺放空和逃逸设施的碳排放量。

(3) 根据相关规范计算各排放设施CO2排放总量

各排放源根据燃料种类、组分通过相关规范计算得出各种排放设施的排放因子和计算系数后，可求出每种排放设施逐年的碳排放量和碳排放强度(碳排放强度等于碳排放量与油气当量之比)。前期研究阶段往往无法立即得到伴生气组分、原油组分，受制于工期要求，燃料组分可以参考以往类似项目或周边油田。

以某平台为例，各种排放设施及排放源的排放因子、计算系数及CO2排放量如表2所示。

1.2 碳排放经济分析

目前国家统一碳市场尚未启动，碳市场相关政策还未出台，无法对企业的碳排放经济性做到绝对精确的预测，但可采用2016年天津市对新建项目的配额分配和履约方法并结合市场行情、未来价格走势以及碳排放抵消政策对项目的碳排放进行经济性分析。综合渤海区域海上油气田生产设施在2009年-2016年的碳排放情况，取前10%的碳排放强度算术平均值作为海上油气田新建项目(设施)碳排放强度先进值：海上油气田新建项目(设施)碳排放强度先进值为0.072 t CO2/t油气产量。油田碳排放成本=该油田碳排放配额价格+(额外)配额交易价格；(额外)配额交易价格= CCER交易价格+(剩余)配额交易价格。各部分预测价格可参考表3进行计算，以表3中2020年为例：配额内的碳排放价格=(本油田)配额×3%×56 万元；(额外)配额交易价格=(本油田)配额×10%×19 万元+(额外需要购买的配额-本油田配额×10%)×56万元。

表2 某平台各种排放设施及排放源的排放因子、计算系数及CO2排放量

表3 不同时期碳排放成本构成 万元

2 渤海边际油田碳排放影响分析

2.1 渤海边际油田碳排放影响因素

海上平台的主要碳排放源是提供平台所需电能的化石燃料燃烧。边际油田的碳排放源与其开发方式相关：采用电力依托，主要碳排放源是购入电力及火炬燃烧产生的CO2；采用自发电，主要碳排放源是电站及火炬燃烧化石燃料产生的CO2。不同供电方案会导致工程方案的变化。以渤海某边际油田为例，n为油田依托距离， km。供电方案及投资对比如表4所示。

表4 渤海某边际油田供电方案投资对比

根据表4可得碳排放费在供电方案总投资中占比的估算方法。影响边际油田碳排放量投资的主要因素有5个：(1)油田逐年产量；(2)平台逐年电负荷；(3)伴生气利用率；(4)逐年碳排放价格；(5)该油田逐年内部收益率(与折现率相关)。对于同一边际油田，在逐年单位碳排放费用相同的情况下，伴生气利用率越高，碳排放成本越低，但碳排放投资与伴生气利用率不呈绝对的正比关系，因为虽然碳排放费用逐年上升可导致后期排放成本增加，但费用的年折现率可以导致后期排放成本降低，故应从全生命周期角度对比。

经过统计与计算2018年渤海各油田前期研究项目发现，平台达到碳排放先进值的门槛较高，以本油田为例：后期平台产油量变小，碳排放配额降低，平台碳排放极难满足要求；只在有投产第4年，产油量高、产气量适中的情况下才能达到先进值。导致这种情况的原因至少有以下3点：(1)目前一些化石燃料品种和油气系统不同设施的排放因子均采用《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)》，不能真实反映各地区油气田企业真实排放量[1]，往往导致油田碳排放大于碳排放先进值；(2)前期研究电量估算普遍较高，直接导致碳排放量估算偏高；(3)海上平台对能源的利用率不高，无法达到国家要求水平。

2.2 碳排放费用对平台方案的影响

边际油田的井数一般不超过6口，如果采用自建平台或自升式采油平台方案，说明其距周边依托油田距离大于2 km(距离小于2 km的边际油田在开发时优先考虑新增油井或外挂井槽方案)。不同于大中型油田，边际油田的伴生气利用较难，投资敏感度高，碳排放费用、初始投资(海管、海缆)、燃料费(或引电费)在边际油田供电方案总投资中占有很大比例，且不同方案下燃料费、初始投资的差异也很大。边际油田方案选择的核心问题是依托距离，碳排放投资可在一定程度上左右工程方案的优劣，从而影响初始投资和燃料费。以本油田为例，按照一桶油成本为55美元计算，边际油田方案碳排放费用影响分析如表5所示。

表5 不同依托距离下边际油田方案设施的优劣

由表5可知：碳排放费用的引入导致方案趋向近距离油田组成气管网，远距离油田自给自足的工程开发方案。随着碳排放收费标准、相关法律法规要求的完善，在油价、钢材低迷的环境下，利用伴生气节约能源的工程方案更占优势。

2.3 降低边际油田碳排放措施分析

边际油田投资敏感度高，平台设施少，优化潜能有限，前期研究可从以下4个方面进行优化，以降低能耗，节约成本，减少平台碳排放。

(1) 对于需要注水开发的边际油田：加强注水系统一体化管理的研究，控制含水量，提高注水效率，最大程度控制无效注水，降低注水和采出液处理成本；定期开展井况监测和调查，及时调整低效水井，避免无效水循环[2]；优化注水泵选型，选用合适的流量调节方式，尽量使泵在全生命周期处于高效运行状态，避免“小流量，高扬程”的特殊工况[3]。

(2) 合理估算平台电、热负荷。进行电、热负荷估算时应留有适当裕量，大型电加热器或大型泵均采用逐年热负荷、逐年电负荷进行计算。

(3) 优化工艺流程、总体布置，采用集成化设备，例如：采用电潜泵进行原油外输，降低平台起重机规模，采用不间断电源(Uninterruptible Power Supply, UPS)替代传统柴油应急发电机[4]等。采用新技术、新设备，提高电站效率，降低设备能耗及电力输配环节的电力损耗[5]。

(4) 考虑与周边平台组成气管网，相互利用平台自产伴生气。

3 结束语

碳排放投资与油田逐年产量、平台逐年电负荷、伴生气利用率、逐年碳排放价格、该油田逐年内部收益率有关，对边际油田工程方案有较大影响。边际油田的经济年限一般在10 a左右，与大中型油田相比其投资折现率影响小。伴生气利用率、逐年碳排放价格对碳排放投资的影响较大。由于这些特点，在总投资中加入碳排放投资后，对开发方案的选择：距离周边油田较近的边际油田将倾向于气、电组网；距离较远的油田则倾向于可移动自升式采油平台自给自足。

当边际油田距依托油田距离超过2 km时，油田开发达到碳排放先进值的难度较大，在设计时可从工艺流程优化设计、优化平台电负荷、伴生气利用等3个“高性价比”的降本角度进行攻关，降低边际油田碳排放量。

严格碳排放规定是未来的趋势，超额排放CO2的成本也会逐步提高。边际油田投资敏感度高，碳排放投资对其影响较大，开发时应充分借鉴国内外边际油田设计管理经验，应用新技术、新工艺，达到海上平台降本增效、节能减排的目的。