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大庆油田CCUS-EOR全产业链碳资产核算方法研究

2024-11-21 136 上传者：管理员

摘要：CCUS-EOR（Carbon Capture Utilization and Storage-Enhanced Oil Recovery）技术是CO2利用和封存的最佳选择，可达到温室气体资源化利用和提高原油采收率双重目的。大庆油田从20世纪90年代初开始探索CO2驱油技术，目前大庆油田依托中石油科技重大专项，承担了多个油田CCUS-EOR管道、注入和采出全产业链等工程，均取得了显著的成绩。分析总结了CCUS-EOR全产业链技术最新研究及应用进展，针对大庆地区碳源类型，对比了不同碳捕集技术；通过管输相态对标分析确定了超临界/密相CO2管输方式适用于大规模、长距离输送；形成了适用于大庆油田CO2驱油地面配套技术；开展了CCUS-EOR全产业链碳减排核算方法研究，并将初步成果应用在大庆敖南油田CCUS-EOR开发工程（一期）等多个项目中开展碳排放专项评估，为项目获取碳资产收益奠定基础。

关键词：
CCUS-EOR
全产业链
碳资产
管输
超临界/密相
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全球陆上理论CO2埋存容量约为6×1012～42×1012t，是2019—2060年全球累积CO2排放量5～37倍。CO2捕集与封存（Carbon Capture and Storage,CCS）主要集中于发达国家，加拿大制氢、美国制乙醇的单体项目规模最大，年埋存百万吨。目前CCS大型项目整合和封存安全性均存在诸多挑战，尤其工程投资巨大、运行成本高，企业大规模实施，必须依靠国家政策大力扶持来获得效益。CO2捕集、利用与封存（Carbon Capture Utilization and Storage,CCUS)[1]理念是随着对CCS技术认识的不断深化，在中美两国的大力倡导下形成的，是将“碳负债”转化为“碳收益”的主要技术之一。

随着CCUS技术的发展，在油气行业中采用CO2驱强化采油（Enhanced Oil Recovery,EOR)[2]成为CO2利用和封存的最佳选择[3]。CO2作为优良的驱油介质是油藏开发利用的宝贵资源，将CO2驱油与CCUS结合起来，可实现CO2资源化利用，具有社会效益与经济效益“双赢”特性[4]。如2018年北美国家CCUS项目，年注CO2约7 600×104t，年产油量约1 700×104t，提高采收率7.5～25个百分点，换油率为0.23～0.5 t油/tCO2，桶油成本为18～35美元；中国CCUS地质封存潜力为1.21×1012～4.13×1012t，预计2050年、2060年减排6×108～14×108t和10×108～18×108t，可以满足实现碳中和目标的需求。CCUS-EOR示意图见图1。

中国石油主力油田适宜CCS的地质储量十分丰富，大庆油田占据三分之一，远高于长庆等其他主力油区。随着油田的持续深入开发，有效CO2埋存潜力将越来越大。从20世纪90年代初期开始，大庆油田逐步探索CO2驱油技术，至今历经早期试验、先导试验、扩大试验、水敏油藏先导试验和工业化试验5个阶段[5]。大庆油田CCUS累计注气与累计产油见图2，截至2022年底，大庆油田累计注气211.3×104t，累计产油84.8×104t。

图1 CCUS-EOR示意图

目前，大庆油田依托中石油科技重大专项，针对油田CCUS-EOR开发开展全产业链地面工程技术攻关与应用，完成中油电能捕集工程、东部管道工程和敖南（一、二期）地面工程的可研与设计，并承担了吉林石化至吉林油田管道、塔里木轮南油田CCUS-EOR管道注入和采出全产业链等工程。

1、碳源分布与碳捕集

碳源和碳捕集是CCUS项目中最重要的部分，丰富的碳源通常决定着一个CCUS项目的成功与否[6]。分析碳源来源，主要包括工业碳源、油田伴生气、天然气和CO2气藏。大庆地区碳源类型包括工业碳源（如热电厂、甲醇厂、石化炼化厂等）、炼化装置碳排放（如合成氨、燃煤动力锅炉、燃气工艺炉烟气装置等）、油田加热炉、油田伴生气和烃类气藏。据初步分析，中高浓度碳源含量约为79.9×104t/a，占比2.3%，具有高浓度、高稳定性、高集中的特点；而低浓度碳源占比97.7%，大部分为多点分散和小规模排放。

碳捕集技术根据分离原理不同，主要有化学吸收法、膜分离法、吸附分离法和富氧燃烧[7]。根据原料气CO2分压和净化气CO2分压差异，物理和化学吸收有差异性，化学吸收法以醇胺类吸收解吸工艺为主流；膜分离、吸附分离及富氧燃烧成熟度较低。碳捕集技术对比分析见表1。

图2 大庆油田CCUS累计注气与累计产油

2、超临界/密相CO2管道输送

CO2管道输送是CCUS-EOR全产业链中的关键一环[8]，其承担着将CO2从捕获地输送到封存地的重要任务，对整个CCUS技术的成功运营起着至关重要的作用[9]。CO2管道输送一般分为液相输送、气相输送、超临界输送三种方式。CO2相态如图3所示。

图3 CO2相态

当采取超临界长距离输送时，如果中间不加热，CO2在管道中输送一段距离后温度自然降温至临界温度以下，相态由超临界变为密相，呈现“超临界/密相”相态。相比其他相态管输方式，超临界/密相输送具有投资中等、输量大、输送距离远、运行成本低等优势。超临界/密相CO2管道输送流程见图4。

图4 超临界/密相CO2管道输送流程

大庆油田自2007年以来在榆树林和海拉尔相继开展了超临界/密相CO2管道输送先导性试验和工业化试验，以打造精品示范工程为己任，依托16年来积累的丰富技术经验，针对CO2大规模、长距离超临界/密相跨相态管道输送，在碳源气质要求、输送相态、输送管道压力机制、输送管道材质、水击特性分析、安全停输再启动、安全泄放、工艺孪生智能运维等方面取得突破，技术成果已经在大庆、吉林、塔里木等CCUS管道工程设计中得到应用。

3、碳驱油地面配套技术

CO2驱油可实现低产低渗油田的有效开发，但由于采出油井逐渐见气、部分见气量大，常规处理设备和工艺无法适应，严重影响生产。大庆油田研发了“双气-双液分离转油工艺”，既可适应气油比变化范围大的实际生产需求，又提高了分离效果。根据大庆油田CO2气源气藏和气源井布局特点，创新“一井一策”的建设模式，临近多井集中建站，相邻零散井直接进站，降低地面建设投资，形成CO2气源井集气技术。基于“生产合格天然气、捕集利用CO2”的双赢目的，对油田伴生气和气田气脱碳，采用“氨冷液化、变压吸附、精馏提纯”工艺，实现CO2零排放，形成了CO2液化提纯工艺技术。

在敖南油田CCUS-EOR工程中，配有原油集输处理系统、CO2注入系统、伴生气回收循环注入系统、注水系统，并采用数字化建设。其中：集油系统采用适宜大庆油田高寒环境的环状掺水集油工艺，注气前期油气混输，后期气油比高时采用油气分输；转油站在常规“分离沉降缓冲”三合一处理工艺基础上，增加站内预分离，以适应CO2驱采出液气油比高的特点；高含CO2伴生气经伴生气循环回收装置脱硫脱水处理后，增压回注；CO2注入系统采用枝状管网，形成一泵多井、一管双注的注入工艺，水气交替注入共用阀组；CO2增压选用密相泵，实现高压密相注入。工程整体采用数字化建设，实现作业区生产管理模式，其中基建井、间、站采用“区域巡检、无人值守”，转油站、联合站采用“集中监控、少人值守”的建设模式。

表1 碳捕集技术对比分析

4、全产业链碳资产核算方法

碳排放核算是有效开展各项碳减排工作、促进经济绿色转型的基本前提，是积极参与应对气候变化国际谈判的重要支撑。碳核算可以直接量化碳排放的数据，还可以通过分析各环节碳排放的数据，找出潜在的减排环节和方式，对碳中和目标的实现、碳交易市场的运行至关重要。刘宏彬等[10]针对CCUS项目全链条工艺流程中CO2的捕集、管道运输、驱油、埋存各阶段，提出计算公式和核算方法；成庆林等[11]以西南某气田醇胺脱硫工艺为研究对象，基于生产过程中的能流分析，对其进行碳排放源识别，并建立碳排放源核算模型。

大庆油田设计院先后依托“中油电能热电一公司60×104t/a二氧化碳捕集装置建设工程”“大庆石化至大庆敖南油田二氧化碳管道工程”“大庆敖南油田CCUS-EOR开发工程（一期）”等项目，实施CCUS-EOR碳排放专项评估，覆盖CO2捕集、管输与驱油全流程。在CCUS-EOR全产业链中，每吨CO2注入/埋存产生碳排放0.6 t，随着绿电比例上升逐渐降低。吨埋存量碳排放强度见图5。

紧密跟踪国际国内CCUS/CCS碳资产开发方法学的最新进展，针对澳大利亚、美国以及欧盟的方法学进展及对碳埋存量核证技术标准开展研究，结合大庆油田CCUS-EOR项目特点研判这些技术标准的适用性，梳理方法学开发全流程技术要求，开展碳资产开发方法学研究，已向生态环境部申请认定。减排量计算公式为：

式中：ER,y为y年减排量，tCO2;EB,y为y年基准线排放量，tCO2;EP,y为y年项目排放量，tCO2;EL,y为y年泄漏量，tCO2;y为计入期的年份。

4.1 基准线排放核算方法

基准线排放量表达式为：

式中：EEOR,y为基于水驱和CO2驱基准线情景，y年驱油基准线排放量，tCO2;Es,y为基于未动用油藏条件，y年未动用油藏、枯竭油藏基准线排放量，tCO2;PC,y为y年项目尾气和伴生气中CO2的循环注入量，tCO2。

4.2 项目泄漏排放核算方法

1）压缩和运输CO2泄漏，其表达式为：

式中：ETL,y为y年运输泄漏的CO2量，tCO2;min,y为y年进入压缩和运输系统计量装置的CO2量，tCO2;mout,y为y年运输到油田气体交付处计量装置的CO2量，tCO2。

2）井筒CO2泄漏，其表达式为：

式中：EWL,y为y年w井筒泄漏CO2量，tCO2;VWL,w,y为y年w井筒泄放气体体积，m3;kC,w为井筒泄放气中CO2质量浓度，kg/m3;Qls,w,y为y年w井筒突发性气体泄漏速度，kg/s；ρC,w为CO2气体泄漏浓度分布；t为泄漏时间，s。

3）地层CO2泄漏，监测数据核算时EFL,y表达式为：

式中：EFL,y为y年地层泄CO2量，tCO2；ρm,s,y为y年监测点s的大气CO2实测浓度，10-6；ρb,s,y为监测点s项目未实施前的大气CO2浓度，10-6;Vlg,s,y为y年监测点s泄漏气体体积，m3。

泄漏模型估算时EFL,y表达式为：

式中：Qffl,p,y为y年断层或裂缝ρ泄漏CO2总量，tCO2;Qpll,p,y为y年渗透层ρ吸收CO2量，tCO2。

图5 吨埋存量碳排放强度

4.3 项目排放核算方法

CO2捕集、运输和驱油封存项目排放量表达式为：

式中：EP,y为y年CO2捕集、运输和驱油封存项目排放量，tCO2;EPC,y、EPT,y、EPE,y分别为y年用于捕集和压缩CO2、运输CO2、CO2驱油封存能源消耗产生的碳排放量，tCO2;PPv,y为y年因管道和采油工艺装置泄放的CO2和CH4量，t;EPe,y为y年因泄漏散逸排放的CO2和CH4量，t。

5、结论

针对CCUS-EOR全产业链的各个环节进行研究，阐述了大庆油田从碳源分布与碳捕集、CO2管道输送、碳驱油地面配套技术以及全产业碳减排核算方法等方面的技术发展及工程实用实际。在全链条工艺的基础上，结合国际方法学进展及碳埋存方面的技术标准，梳理并形成符合大庆油田CCUS-EOR项目特点的碳减排核算方法，已向国家生态环境部申请认定。在下一步研究中，还将在CO2捕集、管输、驱油、采出及循环利用的各个环节，制定CO2泄漏工程监测方案，开展CCUS-EOR全产业链碳监测工作，为CCUS-EOR碳资产方法学开发提供数据支撑，促进CCUS-EOR项目获得碳资产收益。

参考文献:

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[11]成庆林,刘鹤皋,孟岚,等.天然气醇胺脱硫工艺碳排放分析与优化[J].当代化工,2023, 52(6):1389-1395.

文章来源:周鑫艳,孟岚,张鑫,等.大庆油田CCUS-EOR全产业链碳资产核算方法研究[J].石油石化节能与计量,2024,14(11):69-73.