某油田低碳示范区建设工程碳排放影响评估

廉军豹 周大新 袁良庆 马天怡 张鑫 郑重 刘宏彬 李世熙

大庆油田设计院有限公司

为了响应和贯彻落实上级部门关于“碳达峰、碳中和”相关决策部署和文件精神，某油田以区块为单元打造油气生产低碳排放示范工程，依据建设条件、资源禀赋和用能情况，采用“优化简化、清洁能源利用、负碳”三步法实现低碳，采用先进、成熟、可靠的清洁能源利用及负碳技术，力争实现示范区低碳排放。为了解已确定建设方案的低碳示范区建设项目碳排放影响程度，开展碳排放影响评估工作，并在参照国际[1]、国家[2]、地方[3-4]及油气田企业[5]标准或指南以及充分领会上级相关文件精神的基础上进行。

1 示范区碳排放现状

该示范区2020 年在运油井1 335 口，转油放水站12 座，联合站1 座，产液量2 163.43×104t，产油量70.55×104t，产气量9 225×104m3，油气当量78.0×104t，消耗天然气4 324×104m3、电 力3.26×108kWh、汽油158 t、柴油378 t，采暖面积35 819.95 m2。碳排放计算参照《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》（以下简称行业指南）及JGJ 26—2018《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》附录A中工程所在地对应采暖供热能耗参数。示范区碳排放现状见表1。

表1 示范区碳排放现状（2020年）Tab.1 Carbon emission status of the demonstration area(2020)

2 示范区项目未实施情况下碳排放预测

2.1 活动数据预测

通过工程设计文件获取2021—2030 年天然气消耗量、净购入电力消耗量、油气当量等活动数据（表2）。汽柴油消耗量、运行油井数、转油站数、联合站数、采暖数参照示范区2020年现状。

表2 项目未实施情况下活动数据预测Tab.2 Activity data forecast without project implementation

2.2 碳排放预测

根据活动数据预测结果，并参照行业指南及采暖相关参数，预测计算得到项目未实施情况下的碳排放情况（表3）。在项目未实施情况下，2021—2030 年碳排放总量呈整体稳定略有下降的趋势，但由于年油气当量逐年下降较为显著，碳排放强度从2022 年的0.451 tCO2e/t 油气当量逐年增加至2030 年的0.730 tCO2e/t油气当量。

表3 项目未实施情况下碳排放预测Tab.3 Carbon emission forecast without project implementation

3 示范区项目实施后碳排放预测

3.1 建设工程概况

该建设工程包括优化简化工程、清洁热力替代工程、清洁电力替代工程、负碳工程4个部分。

优化简化工程采用了“油藏系统+采油系统+地面系统”立体化节能的技术路线。油藏系统通过细分注水、油井堵水等措施，控制无效注采118.8×104m3；采油系统采用了塔架式抽油机、超长冲程抽油机、碳纤维连续抽油杆和内喷涂油管等技术；地面系统对甲转油站管辖油井集油系统进行单管集输工艺改造，取消掺水热洗工艺，将甲转油站降级为增压站，更新高耗能老化机泵，将站场机泵进行变频化改造。

清洁热力替代工程包含余热利用、光热利用以及3 个应用试验。余热利用工程规划建设热泵站6 座，新建15 台热泵机组，总装机规模62.4 MW，供生产及采暖用热；光热利用工程将新建太阳能集热场一座，采用菲涅尔太阳能集热器代替原热水站，最大功率2.4 MW，年均功率1.03 MW；地热利用试验是在联合站热泵站新建热泵机组1 台，利用探井1 口，供热能力2.2 MW（地热能0.81 MW）；电加热锅炉应用试验是在乙转油站采用电加热炉替代原燃气加热炉，新建2.0 MW 掺水炉、1.5 MW 热洗炉、0.35 MW 采暖炉各1 台；配注站场超变频采暖应用试验采用超变频电采暖装置对站库中存在问题的电采暖及聚能加热装置进行更新。

清洁电力替代工程包含清洁能源发电项目及电储热应用试验。清洁能源发电项目包含风电105 MW、光伏85 MW、储能装置20 MWh；电储热应用试验将新建固体电蓄热炉1 台，储热功率3.0 MW；放热功率1.0 MW。

负碳工程将在项目区西北部选取面积约0.533 km2区域建设碳汇林，栽种乔木、亚乔木20 000株。

3.2 建设工程活动数据

通过建设工程设计文件获取活动数据预测见表4～表7。

表4 优化简化工程活动数据预测Tab.4 Activity data forecast of optimizing and simplifying engineering

表5 清洁热力替代工程活动数据预测Tab.5 Activity data forecast of clean thermal replacing engineering

表6 清洁电力替代工程活动数据预测Tab.6 Activity data forecast of clean electric power replacing engineering

表7 负碳工程活动数据Tab.7 Activity data of negative carbon engineering

3.3 减排量计算方法

参照行业指南，节约燃料天然气、节约电力、清洁电力碳减排量计算方法见表8，碳减排因子见表9。负碳工程碳减排计算采用国家发改委备案的温室气体自愿减排交易方法学AR-CM-001-V01《碳汇造林项目方法学》，仅考虑地上地下生物量碳汇量，忽略枯死木、枯落物、土壤有机碳、木产品产生的碳汇量。采用的材积量/生物量方程见表10。计算参数取值来源于中国第二次国家信息通报林业温室气体清单数据库[6-10]。

表8 节约天然气、节约电力、清洁电力碳减排计算方法Tab.8 Calculation method for carbon emission reduction of saving natural gas，saving electricity and using clean electricity

表10 碳汇造林负碳工程材积量/生物量方程Tab.10 Volume/biomass equation of carbon sink afforestation negative carbon project

3.4 碳减排效果预测

减排效果预测见表11。项目实施后，示范区碳总排放量由2021 年的36.60×104tCO2e 降至2030年的21.230×104tCO2e，2025 年项目完全建成后年均碳排放量降低了13.68×104tCO2e，降幅39.3%。

表11 碳减排效果预测Tab.11 Prediction of carbon emission reduction effect

4 碳排放影响分析

4.1 项目能耗结构分析

根据活动数据，项目建成后（2025—2030 年）能耗结构比较稳定，按照GB/T 2589—2020《综合能耗计算通则》 计算项目的能耗结构结果（表12）。

表12 项目能耗结构Tab.12 Energy consumption structure of the project

4.2 碳排放强度分析

项目实施前后示范区碳排放强度如图1 所示。由图1 可知，碳排放强度由2021 年的0.470 tCO2e/t油气当量逐年下降至2025 年的0.307 tCO2e/t 油气当量。因油气产量逐年降低，碳排放强度从2025 年的0.307 tCO2e/t 油气当量逐年增加到2030 年的0.443 tCO2e/t 油气当量，碳排放强度下降量从2022年的0.022 tCO2e/t 油气当量上升到2030 年的0.286 tCO2e/t 油气当量。项目完全建成后（2025—2030年）碳排放强度年均降幅约为39.4%。

图1 项目实施前后示范区碳排放强度Fig.1 Carbon emission intensity of the demonstration area before and after project implementation

4.3 碳配额盈亏试算及经济影响预测

参考已被纳入碳配额管控的大港油田的碳配额分配方法，确定配额盈亏计算方法如下：

式中：E碳市场为项目年度纳入碳市场的碳排放量，tCO2e；E历史为历史年度碳排放量，tCO2e，此处按低碳示范区2020 年核算排放量；η为年度下降系数，参考大港油田的碳配额分配方法，此处为2%；n为计算期内计算年。

碳配额单价预测参考《2060 年碳中和目标下的低碳能源转型情景分析》（清华大学张希良教授），通过插值法预测计算2021—2030 年各年的国内碳交易价格。计算期内碳配额盈亏总量试算及其经济总影响预测结果见表13。

表13 计算期内碳配额盈亏总量试算及经济总体影响预测(不考虑资金折现）Tab.13 Trial calculation of total profit and loss of carbon quota during the calculation period and prediction of total economic impact(excluding the discount of funds)

4.4 自愿减排项目碳资产开发潜力评估

拟开发碳资产的自愿减排项目应同时具备以下条件：①建成后应能稳定运行；②具有适用开发机制方法学；③需产生至少1×104t/a 减排量。本项目的自愿减排项目主要有余热利用、风电、光伏等。经筛选只有风电和光伏发电项目具备碳资产开发价值，适用方法学：AMS-I.F.Renewable electricity generation for captive use and mini-grid。为满足“总装机容量不超过15 MW”的要求，装机容量以15 MW 为一个开发项目，项目间边界最近距离大于1 km。经适用方法学估算，风电和光伏发电项目逐年滚动开发，到2025 年项目建成将累计产生约12.97×104tCO2e 的碳资产（项目基准线排放因子通过Tool to calculate the emission factor for an electricity system 参考“2021 年减排项目中国区域电网基准线排放因子”计算，为0.847 775 tCO2/MWh），建议开发为UER（德国上游减排机制）项目，按单价50美元/tCO2e计算，项目开发碳资产价值为648.5万美元。

5 结束语

该油田低碳示范区建设工程将在很多方面产生积极影响：项目完全建成后示范区清洁能耗年均占比54.18%，碳排放量年均降低13.68×104tCO2e，年均降幅39.3%，碳排放强度年均降幅39.4%；参考大港油田的碳配额分配方法试算，计算期内碳配额总缺口减少86.08×104tCO2e，总盈余增加72.05×104tCO2e，经济总体影响增加6 397 万元（不考虑资金折现）；风电和光伏发电自愿减排项目碳资产开发潜力为12.97×104tCO2e，开发UER 机制项目碳资产开发价值约648.5万美元。

本次碳排放影响评估还存在一些问题：有待制定项目的碳排放监测计划，尤其是拟进行自愿减排项目碳资产开发的风电、光伏发电项目的监测计划；油气生产碳排放强度相关基准值尚未发布，碳排放强度分析未进行横向比较；本项目所在油田公司未纳入碳配额管控范围，产生的碳配额盈亏及其经济影响仅进行参考试算与预测；有待进行碳减排措施分析，包括碳减排措施碳减排占比分析、全寿命周期的投资成本分析、投资结构优化分析、节气产生的油气当量增加预测等。