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

0 引 言

渤海邊際油田的開發(fā)是其現(xiàn)階段前期研究的主要課題之一。邊際油田逐年產(chǎn)氣量變化大，伴生氣利用率較低，每天都會(huì)有大量的伴生氣被點(diǎn)火放空，不僅無法產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益，而且污染環(huán)境。近年來，國家對環(huán)保的要求日益嚴(yán)格，相關(guān)法律也在不斷健全。根據(jù)國家發(fā)展和改革委員會(huì)相關(guān)要求，2016年起對海上平臺(tái)產(chǎn)生的CO2按量收取碳排放費(fèi)用。目前國內(nèi)碳排放計(jì)算的相關(guān)規(guī)范、方法剛開始完善，碳排放費(fèi)用對邊際油田開發(fā)方案的影響及降低邊際油田碳排放措施的相關(guān)分析研究較少。以渤海某常規(guī)邊際油田為例，對邊際油田碳排放源、碳排放量及其相關(guān)影響因素進(jìn)行分析，并根據(jù)油田不同依托距離，從方案全生命周期投資角度，分析研究碳排放對工程方案的影響，提出合理的節(jié)能減排建議，完善邊際油田前期研究工程開發(fā)方案思路。

1 碳排放水平評估方法

1.1 邊際油田碳排放總量計(jì)算

排放總量計(jì)算有3個(gè)步驟：(1)確定平臺(tái)CO2氣體排放設(shè)施及排放源；(2)核算各排放設(shè)施逐年的燃料消耗情況；(3)根據(jù)相關(guān)規(guī)范計(jì)算各排放設(shè)施CO2排放總量。

(1) 確定平臺(tái)溫室氣體排放設(shè)施及排放源

邊際油田開發(fā)以簡易為核心，一般采用電加熱提供所需熱負(fù)荷，電動(dòng)起重機(jī)或手拉/電動(dòng)葫蘆作為起吊設(shè)備，故主要碳排放源來自于產(chǎn)生電能所需的化石燃料的燃燒。海上簡易平臺(tái)碳排放項(xiàng)目及分析如表1所示。

表1 海上簡易平臺(tái)碳排放項(xiàng)目及分析

(2) 核算各排放設(shè)施逐年的燃料消耗情況

確定平臺(tái)碳排放項(xiàng)目后，核算各排放設(shè)施逐年的燃料消耗情況。對于邊際油田項(xiàng)目可主要計(jì)算電站燃料費(fèi)(或引電量)和火炬放空量。由于平臺(tái)井?dāng)?shù)少，前期無需考慮工藝放空和逃逸設(shè)施的碳排放量。

(3) 根據(jù)相關(guān)規(guī)范計(jì)算各排放設(shè)施CO2排放總量

各排放源根據(jù)燃料種類、組分通過相關(guān)規(guī)范計(jì)算得出各種排放設(shè)施的排放因子和計(jì)算系數(shù)后，可求出每種排放設(shè)施逐年的碳排放量和碳排放強(qiáng)度(碳排放強(qiáng)度等于碳排放量與油氣當(dāng)量之比)。前期研究階段往往無法立即得到伴生氣組分、原油組分，受制于工期要求，燃料組分可以參考以往類似項(xiàng)目或周邊油田。

以某平臺(tái)為例，各種排放設(shè)施及排放源的排放因子、計(jì)算系數(shù)及CO2排放量如表2所示。

1.2 碳排放經(jīng)濟(jì)分析

目前國家統(tǒng)一碳市場尚未啟動(dòng)，碳市場相關(guān)政策還未出臺(tái)，無法對企業(yè)的碳排放經(jīng)濟(jì)性做到絕對精確的預(yù)測，但可采用2016年天津市對新建項(xiàng)目的配額分配和履約方法并結(jié)合市場行情、未來價(jià)格走勢以及碳排放抵消政策對項(xiàng)目的碳排放進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。綜合渤海區(qū)域海上油氣田生產(chǎn)設(shè)施在2009年-2016年的碳排放情況，取前10%的碳排放強(qiáng)度算術(shù)平均值作為海上油氣田新建項(xiàng)目(設(shè)施)碳排放強(qiáng)度先進(jìn)值：海上油氣田新建項(xiàng)目(設(shè)施)碳排放強(qiáng)度先進(jìn)值為0.072 t CO2/t油氣產(chǎn)量。油田碳排放成本=該油田碳排放配額價(jià)格+(額外)配額交易價(jià)格；(額外)配額交易價(jià)格= CCER交易價(jià)格+(剩余)配額交易價(jià)格。各部分預(yù)測價(jià)格可參考表3進(jìn)行計(jì)算，以表3中2020年為例：配額內(nèi)的碳排放價(jià)格=(本油田)配額×3%×56 萬元；(額外)配額交易價(jià)格=(本油田)配額×10%×19 萬元+(額外需要購買的配額-本油田配額×10%)×56萬元。

表2 某平臺(tái)各種排放設(shè)施及排放源的排放因子、計(jì)算系數(shù)及CO2排放量

表3 不同時(shí)期碳排放成本構(gòu)成 萬元

2 渤海邊際油田碳排放影響分析

2.1 渤海邊際油田碳排放影響因素

海上平臺(tái)的主要碳排放源是提供平臺(tái)所需電能的化石燃料燃燒。邊際油田的碳排放源與其開發(fā)方式相關(guān)：采用電力依托，主要碳排放源是購入電力及火炬燃燒產(chǎn)生的CO2；采用自發(fā)電，主要碳排放源是電站及火炬燃燒化石燃料產(chǎn)生的CO2。不同供電方案會(huì)導(dǎo)致工程方案的變化。以渤海某邊際油田為例，n為油田依托距離， km。供電方案及投資對比如表4所示。

表4 渤海某邊際油田供電方案投資對比

根據(jù)表4可得碳排放費(fèi)在供電方案總投資中占比的估算方法。影響邊際油田碳排放量投資的主要因素有5個(gè)：(1)油田逐年產(chǎn)量；(2)平臺(tái)逐年電負(fù)荷；(3)伴生氣利用率；(4)逐年碳排放價(jià)格；(5)該油田逐年內(nèi)部收益率(與折現(xiàn)率相關(guān))。對于同一邊際油田，在逐年單位碳排放費(fèi)用相同的情況下，伴生氣利用率越高，碳排放成本越低，但碳排放投資與伴生氣利用率不呈絕對的正比關(guān)系，因?yàn)殡m然碳排放費(fèi)用逐年上升可導(dǎo)致后期排放成本增加，但費(fèi)用的年折現(xiàn)率可以導(dǎo)致后期排放成本降低，故應(yīng)從全生命周期角度對比。

經(jīng)過統(tǒng)計(jì)與計(jì)算2018年渤海各油田前期研究項(xiàng)目發(fā)現(xiàn)，平臺(tái)達(dá)到碳排放先進(jìn)值的門檻較高，以本油田為例：后期平臺(tái)產(chǎn)油量變小，碳排放配額降低，平臺(tái)碳排放極難滿足要求；只在有投產(chǎn)第4年，產(chǎn)油量高、產(chǎn)氣量適中的情況下才能達(dá)到先進(jìn)值。導(dǎo)致這種情況的原因至少有以下3點(diǎn)：(1)目前一些化石燃料品種和油氣系統(tǒng)不同設(shè)施的排放因子均采用《中國石油天然氣生產(chǎn)企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報(bào)告指南(試行)》，不能真實(shí)反映各地區(qū)油氣田企業(yè)真實(shí)排放量[1]，往往導(dǎo)致油田碳排放大于碳排放先進(jìn)值；(2)前期研究電量估算普遍較高，直接導(dǎo)致碳排放量估算偏高；(3)海上平臺(tái)對能源的利用率不高，無法達(dá)到國家要求水平。

2.2 碳排放費(fèi)用對平臺(tái)方案的影響

邊際油田的井?dāng)?shù)一般不超過6口，如果采用自建平臺(tái)或自升式采油平臺(tái)方案，說明其距周邊依托油田距離大于2 km(距離小于2 km的邊際油田在開發(fā)時(shí)優(yōu)先考慮新增油井或外掛井槽方案)。不同于大中型油田，邊際油田的伴生氣利用較難，投資敏感度高，碳排放費(fèi)用、初始投資(海管、海纜)、燃料費(fèi)(或引電費(fèi))在邊際油田供電方案總投資中占有很大比例，且不同方案下燃料費(fèi)、初始投資的差異也很大。邊際油田方案選擇的核心問題是依托距離，碳排放投資可在一定程度上左右工程方案的優(yōu)劣，從而影響初始投資和燃料費(fèi)。以本油田為例，按照一桶油成本為55美元計(jì)算，邊際油田方案碳排放費(fèi)用影響分析如表5所示。

表5 不同依托距離下邊際油田方案設(shè)施的優(yōu)劣

由表5可知：碳排放費(fèi)用的引入導(dǎo)致方案趨向近距離油田組成氣管網(wǎng)，遠(yuǎn)距離油田自給自足的工程開發(fā)方案。隨著碳排放收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)、相關(guān)法律法規(guī)要求的完善，在油價(jià)、鋼材低迷的環(huán)境下，利用伴生氣節(jié)約能源的工程方案更占優(yōu)勢。

2.3 降低邊際油田碳排放措施分析

邊際油田投資敏感度高，平臺(tái)設(shè)施少，優(yōu)化潛能有限，前期研究可從以下4個(gè)方面進(jìn)行優(yōu)化，以降低能耗，節(jié)約成本，減少平臺(tái)碳排放。

(1) 對于需要注水開發(fā)的邊際油田：加強(qiáng)注水系統(tǒng)一體化管理的研究，控制含水量，提高注水效率，最大程度控制無效注水，降低注水和采出液處理成本；定期開展井況監(jiān)測和調(diào)查，及時(shí)調(diào)整低效水井，避免無效水循環(huán)[2]；優(yōu)化注水泵選型，選用合適的流量調(diào)節(jié)方式，盡量使泵在全生命周期處于高效運(yùn)行狀態(tài)，避免“小流量，高揚(yáng)程”的特殊工況[3]。

(2) 合理估算平臺(tái)電、熱負(fù)荷。進(jìn)行電、熱負(fù)荷估算時(shí)應(yīng)留有適當(dāng)裕量，大型電加熱器或大型泵均采用逐年熱負(fù)荷、逐年電負(fù)荷進(jìn)行計(jì)算。

(3) 優(yōu)化工藝流程、總體布置，采用集成化設(shè)備，例如：采用電潛泵進(jìn)行原油外輸，降低平臺(tái)起重機(jī)規(guī)模，采用不間斷電源(Uninterruptible Power Supply, UPS)替代傳統(tǒng)柴油應(yīng)急發(fā)電機(jī)[4]等。采用新技術(shù)、新設(shè)備，提高電站效率，降低設(shè)備能耗及電力輸配環(huán)節(jié)的電力損耗[5]。

(4) 考慮與周邊平臺(tái)組成氣管網(wǎng)，相互利用平臺(tái)自產(chǎn)伴生氣。

3 結(jié)束語

碳排放投資與油田逐年產(chǎn)量、平臺(tái)逐年電負(fù)荷、伴生氣利用率、逐年碳排放價(jià)格、該油田逐年內(nèi)部收益率有關(guān)，對邊際油田工程方案有較大影響。邊際油田的經(jīng)濟(jì)年限一般在10 a左右，與大中型油田相比其投資折現(xiàn)率影響小。伴生氣利用率、逐年碳排放價(jià)格對碳排放投資的影響較大。由于這些特點(diǎn)，在總投資中加入碳排放投資后，對開發(fā)方案的選擇：距離周邊油田較近的邊際油田將傾向于氣、電組網(wǎng)；距離較遠(yuǎn)的油田則傾向于可移動(dòng)自升式采油平臺(tái)自給自足。

當(dāng)邊際油田距依托油田距離超過2 km時(shí)，油田開發(fā)達(dá)到碳排放先進(jìn)值的難度較大，在設(shè)計(jì)時(shí)可從工藝流程優(yōu)化設(shè)計(jì)、優(yōu)化平臺(tái)電負(fù)荷、伴生氣利用等3個(gè)“高性價(jià)比”的降本角度進(jìn)行攻關(guān)，降低邊際油田碳排放量。

嚴(yán)格碳排放規(guī)定是未來的趨勢，超額排放CO2的成本也會(huì)逐步提高。邊際油田投資敏感度高，碳排放投資對其影響較大，開發(fā)時(shí)應(yīng)充分借鑒國內(nèi)外邊際油田設(shè)計(jì)管理經(jīng)驗(yàn)，應(yīng)用新技術(shù)、新工藝，達(dá)到海上平臺(tái)降本增效、節(jié)能減排的目的。