雙管摻水集油系統碳排放核算與評價研究

成慶林,劉鶴皋,呂莉莉,王 雪,孫 巍,孟 嵐,鄭 重

(1.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室,黑龍江 大慶 163000; 2.中國石油天然氣股份有限公司 規劃總院,北京 100083; 3.大慶油田工程有限責任公司,黑龍江 大慶 163000)

引言

油氣田企業在生產能源的同時不可避免地產生大量碳排放,根據預測,“十四五”期間我國油氣生產中碳排放仍會持續升高。油氣田生產過程中系統多而散,其中原油集輸系統的碳排放占比高達76.62%,該系統的碳排放核算與評價研究越發重要。

目前,國外的溫室氣體排放核算體系與預測模型相對成熟,可是由 IPCC、API、CAPP、IPIECA 和 INGAA 等研究機構頒布的溫室氣體排放核算指南更適用于行業層面或企業層面的碳排放計算,并不適用于我國油氣生產過程中的節點碳排放核算與系統碳排放評價[1-4]。我國在碳排放核算研究方面,馬敬昆等[5-7]先后對中石化34家煉廠的不同排放源進行核算,并計算出我國不同分類情景下的碳排放量,得出節能板塊對排放強度起促進作用的結論;牛亞群等[8-9]將物料衡算法與排放因子法結合,對煉油企業燃燒排放、工藝排放、間接排放3類排放源的CO2排放量進行了估算。在碳排放預測研究方面,國內學者通過構建混合經濟模型預測不同情景下的碳排放量及其峰值;或利用碳排放量與相關影響因素間的關系公式對碳排放量進行情景預測。馬丁等[10]運用能源系統優化模型(China TIMES 模型),以 2030 年碳排放量達峰作為約束條件,設置情景研究了中國CO2排放量峰值水平和達峰路徑;王勇等[11]運用 CGE 模型,以中國碳排放的主要行業為研究對象,預測中國碳排放量的峰值時間?？梢?上述的研究更側重于宏觀層面的碳排放量的核算與峰值情景的預測,而缺少適用油氣上游生產過程的節點碳排放核算和評價基準確立的相關研究。

本文對原油集輸系統進行碳排放分析,建立集輸系統碳排放核算模型;以生產過程中碳排放設備為基礎單元,確立集輸系統節能減排評價基準,實現原油集輸系統碳排放的核算與評價,并對系統節能減排潛力進行了預測。

1 集輸系統碳排放核算模型建立

1.1 集輸系統碳排放源識別

原油集輸系統是由原油生產過程中物流流經的裝置、設備、管網等構成的流程網絡,其任務為從井口收集產出液,并將其輸送至站場處理,處理后得到達標油氣,然后進行儲存或外輸[12]。原油集輸系統碳排放源的識別是進行核算與評價的前提[13-14]。

《中國石油天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南》中核算與報告的碳排放源類別包括:燃料燃燒、火炬燃燒、工藝放空、設備泄漏、凈購入電力(熱力)碳排放、回收利用量。集輸系統用能設備是主要的碳排放節點,其可被劃分為用熱能、電能的基本單元,用熱單元包括:三合一裝置、二合一裝置、儲罐、加熱爐等,用電單元包括:抽油機、輸油泵、電脫水器等。能量的利用必定導致碳排放,用熱單元由天然氣燃燒供給熱能,可被識別為燃料燃燒直接排放源;用電單元由國家電網供給電能,可被識別為凈購入電力間接排放源。原油集輸生產過程中對天然氣的回收需求日益提升,少有廢氣經火炬燃燒,且生產中放空工藝也少有應用,故不識別評價火炬燃燒排放源與工藝放空排放源。由于工藝流程中的緩沖罐、儲罐、閥門等都會由于未完全密閉(泄漏)而產生少量的逸散碳排放,但其監測計量難度大,排放量小,故不識別評價設備泄漏排放源;對于報告中的溫室氣體總量的核算應減去溫室氣體的回收量,但對于集輸系統碳排放的核算與評價不考慮回收利用量。綜上,對于原油集輸系統碳排放核算模型的建立與節能評價基準的確立邊界,僅包含燃料燃燒直接排放源與電力間接排放源。集輸系統中燃料燃燒直接排放源與電力間接排放源如圖1所示。

圖1 集輸系統碳排放源識別

1.2 碳排放核算模型建立

《中國石油天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南》等相關標準給出了碳排放源核算方法,根據原油集輸系統碳排放源的識別,建立原油集輸系統碳排放核算模型為

E=∑Ei。

(1)

式中:E為原油集輸系統碳排放量,tCO2;Ei為原油集輸系統子系統碳排放量,tCO2。

子系統碳排放核算為

Ei=Efi+Efki+Eysi+Eei。

(2)

式中:Efi為燃料燃燒源碳排放量,tCO2;Efki為工藝放空源碳排放量,tCO2;Eysi為逸散排放源碳排放量,tCO2;Eei為間接電力排放源碳排放量,tCO2。

燃料燃燒源碳排放核算模型

(3)

式中:ADrl為燃料消耗量,t或Nm3;CC為燃料的平均碳含量,tCO2/t;OF為燃料的碳氧化率,取值范圍0～1。

間接電力碳排放核算模型為

Eei=ADdl·EF。

(4)

式中:Eei為間接電力排放源碳排放量,tCO2;ADdl為電力消耗量,MW·h;EF為電力供應的CO2排放因子,tCO2/(MW·h)。

1.3 集輸系統碳排放強度

在特定時間內,溫室氣體排放量與另一商業度量的比值為碳排放強度。本文定義碳排放強度為:碳排放量與產液量或處理液量、注入水量等的比值。

集輸系統碳排放強度

S=∑αiSi。

(5)

式中:S為集輸系統碳排放強度,tCO2/m3;αi為子系統碳排放權重;Si為子系統碳排放強度,tCO2/m3。

子系統碳排放強度

Si=Ei/Qi。

(6)

式中:Qi為子系統產液量或處理液量、注入水量,m3。

子系統碳排放權重

αi=Ei/E。

(7)

2 集輸系統節能減排評價基準確立

標桿管理起源于20世紀70年代末80年代初,并在之后的發展中逐漸形成規范化、科學化、系統化的體系[15]。碳排設備為用能設備在生產過程中由設備本身產生碳排放的設備,碳排設備是原油集輸系統中節能減排的基礎單元(圖2),對集輸系統中碳排設備進行用能與碳排分析,建立節能減排基準,并得出節能與減排潛力。

在標準規定測試條件下,耗能設備或系統運行時節能監測指標所允許的最低保證值為節能限定值,耗能設備或系統達到節能運行的節能監測指標最低保證值為節能評價值[16-17]。根據GB-T31453—2015《油田生產系統節能監測規范》確定碳排設備在節能監測、節能評價運行的效率,計算設備在處理一定介質或處于某一工況下的能源消耗基準,從而得出該設備的碳排放基準。

碳排設備作為能量轉換裝置,節能潛力

ΔB=Esup-Esup0。

(8)

式中:ΔB為碳排設備節能潛力,kJ;Esup為碳排設備生產能耗,kJ;Esup0為碳排設備能耗基準,kJ。

減排潛力

ΔP=Eij-Eij0。

(9)

式中:ΔP為碳排設備減排潛力,tCO2;Eij為碳排設備生產碳排放量,tCO2;Eij0為碳排設備碳排放量基準,tCO2。

系統碳排設備的生產評價值與限定值可確定出系統節能減排基準的高限值與低限值,在節能減排技改中可以將其分別列為第一節能減排目標和第二節能減排目標。當生產設備未達到節能減排基準的低限值時,可認定該設備運行時的能耗碳排狀況不合格;當生產設備達到節能減排基準的低限值時,可認定該設備運行時的能耗碳排狀況達標;當生產設備達到節能減排基準的高限值時,可認為該設備運行時能耗碳排狀況良好;對于未達到節能減排基準高限值時,可認為該設備具有節能減排潛力。原油集輸系統中主要碳排設備為抽油機、加熱爐、泵機組,對其確定節能減排基準。

2.1 抽油機節能減排基準

目前我國油田的主要人工舉升方式為有桿泵采油,抽油機是有桿泵采油的主要地面設備[18]。抽油機為電能消耗裝置、間接排放源,抽油機有效舉升功率及效率為

(10)

ηcyj=Wecyj/Wcyj。

(11)

式中:Plift為有效舉升功率,kW;Q為實際產液量,m3;ρL為井液密度,t/m3;g為重力加速度,m/s2;Lf為動液面深度,m;Pc為套管壓力,MPa;Pt為油管壓力,MPa;ηcyj為抽油機效率;Wecyj抽油機的有效輸出能,kW·h;Wcyj為抽油機消耗電能,kW·h。

抽油機電力消耗量基準及抽油機碳排放量基準

(12)

(13)

式中:e0cyj為抽油機電力消耗量基準,MW·h;E0cyj為抽油機碳排放量基準,tCO2;η0cyj為抽油機節能限定或評價效率。

2.2 加熱爐節能減排基準

加熱爐是原油集輸系統中廣泛應用的熱能供給設備,識別為燃料燃燒排放源[19]。加熱爐中被加熱介質有效輸出熱量及正平衡法加熱爐效率分別為

Qe=Qout-Qin=DρC(tout-tin),

(14)

ηjrl=Qe/Qr。

(15)

式中:Qe為加熱爐有效輸出熱量,kJ/h;Qin為介質進入加熱爐時輸入熱量,kJ/h;Qout為介質離開加熱爐時輸出熱量,kJ/h;D為加熱介質量,m3;C為加熱介質比熱容,kJ/(kg·℃);ρ為被加熱介質的密度,kg/m3;tout為加熱爐出口溫度,℃;tin為加熱爐進口溫度,℃;ηjrl為加熱爐熱效率;Qr為燃料燃燒供給熱量,kJ/h。

加熱爐燃料消耗量基準及加熱爐碳排放量基準分別為

(16)

(17)

式中:f0jrl為加熱爐燃料消耗量基準,t或104Nm3;E0jrl為加熱爐碳排放量基準,tCO2;η0jrl為加熱爐節能限定或評價效率;Qd為燃料基底熱值,kJ/kg或kJ/m3。

2.3 泵機組節能減排基準

泵機組是地面處理過程中的主要碳排系統之一,消耗電能為介質提供能量,為間接碳排放源[20]。在油田集輸處理工藝中,常見的泵有:輸油泵、摻水泵、熱洗泵等。泵效率是影響泵系統溫室氣體排放量的主要因素,根據伯努利方程,泵的有效輸出能及泵效率分別為

(18)

ηbjz=Webjz/Wbjz。

(19)

式中:PB為泵輸出的有效功率,kW;Pin為泵進口處介質的壓力,MPa;Pout為泵出口處介質的壓力,MPa;Qv為介質的體積流量,m3;ηbjz為泵效率;Webjz為泵的有效輸出能,kW·h;Wbjz為泵消耗電能,kW·h。

泵機組電力消耗量基準及泵機組碳排放量基準分別為

(20)

(21)

式中:e0bjz為泵機組電力消耗基準,MW·h;E0bjz為泵機組碳排放量基準,tCO2;η0bjz為泵機組節能限定或評價效率。

3 集輸系統碳排放核算與評價實例

以雙管摻水集油油田作業區為例,選取某天的生產數據,利用集輸系統碳排放核算模型對各子系統進行碳排放核算,并計算出系統生產的節能減排基準;以碳排放量、碳排放強度、節能減排潛力作為原油集輸系統碳排放評價指標,對系統進行碳排放評價。

該作業區包含65口油井、5個接轉站、1個聯合站,將其劃分為井口、接轉站和聯合站3個子系統。區塊內加熱爐均為燃氣加熱爐,燃料發熱值為38 931 kJ/Nm3,燃料碳氧化率為0.99,燃料含碳量為5.956 tCO2/104Nm3;區塊電力排放因子為0.777 tCO2/(MW·h)。

3.1 井口系統碳排核算與評價

井口系統生產過程中,井液通過抽油機由地層采出至井口,摻水后運至站場進行處理。該系統中主要碳排設備為抽油機,屬消耗電能的間接排放源。作業區塊為中、高滲透儲層,65口油井為直井軌跡的抽油機井,泵掛深度均小于1 500 m,井口系統共處理液量4 183.89 m3。該作業區塊抽油機井節能限定效率與節能評價效率分別為18%與31%,由該能效基準值,可確定出碳排放評價各指標。井口系統能效與能效基準如圖3所示。

圖3 井口系統能效與能效基準

通過核算,井口系統中碳排放量為10 219.09 kgCO2,碳排放強度為3.26 kgCO2/m3。各井口碳排放強度高于節能評價強度的井口占比38.46%、處于節能限定強度與節能評價強度之間的井口占比為52.31%、低于節能限定強度的井口占比為9.23%,其中強度高于節能限定強度的井口可被識別為高碳排節點。碳排放強度是評價生產碳排放情況的重要指標之一,井口系統碳排放強度與強度基準如圖4所示。

圖4 井口系統碳排放強度與強度基準

井口系統的能耗碳排分布情況(圖5)中體現各井口的能量消耗量、限定能耗基準、評價能耗基準、碳排放量、限定碳排基準與評價碳排基準,其中JK003、JK006、JK018、JK053、JK054為重點節能減排井口。

圖5 井口系統能耗碳排分布

潛力值即為生產實際值與理論基準值的差值,為正值,當節能減排潛力為負值時,說明其用能碳排情況較好,能效與碳排放強度均滿足標桿值。井口系統節能減排潛力分布(圖6)中,井口系統限定節能潛力為3 912.42 MJ、評價節能潛力為14508.03 MJ、限定減排潛力為844.32 kgCO2、評價減排潛力為3 130.91 kgCO2。

圖6 井口系統節能減排潛力分布

3.2 接轉站系統碳排核算與評價

作業區塊內,原油經接轉站加熱加壓后轉輸至聯合站處理,加熱爐和泵機組是接轉站系統的主要碳排設備,也是重要的碳排放節點,根據生產數據,對接轉站系統進行碳排放核算與評價,接轉站系統共處理液量4 973.00 m3。

接轉站系統能效與效率基準如圖7所示,該作業區塊接轉站熱效限定值與熱效評價值分別為62%與70%;作業區塊接轉站電效限定值與電效評價值分別為30%與34%。接轉站系統中碳排放量為16.42 tCO2,碳排放強度為3.55 kgCO2/m3。其中ZJ002接轉站、ZJ004接轉站、ZJ005接轉站可被識別為高碳排節點。接轉站系統碳排放強度與強度基準如圖8所示。

圖7 能效與效率基準

圖8 碳排放強度與強度基準

接轉站系統能耗碳排分布如圖9所示。ZJ002、ZJ004、ZJ005是重要的節能減排接轉站。該作業區塊中接轉站系統節能減排潛力分布如圖10所示。

圖9 能耗碳排分布

圖10 節能減排潛力分布

接轉站在生產過程中熱耗占比96.56%,電耗占比3.44%,以至于燃料燃燒排放占比87.86%,間接電力排放占比12.14%。其系統限定節熱能潛力為3 572.10 MJ、評價節熱能潛力為20 595.72 MJ、限定節電能潛力為1 726.28 MJ、評價節電能潛力為2 225.47 MJ。接轉站系統限定燃料燃燒減排潛力為198.39 kgCO2、評價燃料燃燒減排潛力為1 143.87 kgCO2、限定間接電力碳減排潛力為372.54 kgCO2、評價間接電力碳減排潛力為480.26 kgCO2。

3.3 聯合站系統碳排核算與評價

作業區中LH001聯合站中碳排設備包含外輸泵、摻水泵、熱洗泵、加熱爐、電脫水器,碳排放源包含間接電力排放源與燃料燃燒排放源,聯合站生產數據見表1。

表1 LH001站生產數據

經計算,LH001聯合站系統生產熱能消耗量為113 483.9 MJ、電能消耗量為26 208 MJ、熱能利用率為77.67%、電能利用率為39.09%。站場中的全部熱能均由燃氣加熱爐提供,LH001站內加熱爐額定容量均處于1.25～2.00 MW之間,加熱爐的熱效限定值為80%,熱效評價值為85%,計算出燃氣加熱爐能耗碳排評價指標(表2)。

表2 燃氣加熱爐能耗碳排指標

站場中外輸泵的額定排量均處于150～200 m3/h,無調速,電效限定值為50%,電效評價值為55%;摻水泵的額定排量處于20～80 m3/h,有調速,電效限定值為37%,電效評價值為41%;熱洗泵的額定排量小于15 m3/h,電效限定值為30%,電效評價值為35%。根據聯合站生產數據,計算得出泵機組能耗碳排評價指標(表3)。

表3 泵機組能耗碳排指標

聯合站LH001系統能耗碳排評價指標如圖11—圖14所示,站能量消耗量為126 857.87 MJ、碳排放量為11 958.61 kgCO2,其中熱耗占比89.84%、電耗占比10.16%、燃料燃燒碳排放量占比69.46%、間接電力碳排放量占比30.54%。聯合站系統碳排放強度為2.02 kgCO2/m3。

圖11 能效與效率基準

圖12 碳排放強度與強度基準

圖13 能耗碳排分布

圖14 節能減排潛力分布

站內加熱爐與摻水泵的生產能效分別為77.67%與30.06%,可被識別為低能效節點,同樣也為高碳排放節點,是重要的節能減排對象。經過節能減排改造,LH001聯合站限定節能潛力為5 276.18 MJ、評價節能潛力為12 486.96 MJ、限定減排潛力為606.78 kgCO2、評價減排潛力為1 124.17 kgCO2。

4 結 論

(1)確定原油集輸系統碳排放核算邊界,進行燃料燃燒源與間接電力排放源識別;建立原油集輸系統碳排放核算模型,確立原油集輸系統碳排放強度;確定生產能耗碳排標桿值,以抽油機、加熱爐、泵機組為能耗碳排基礎單元,確立原油集輸系統節能減排基準;選取生產碳排放量、碳排放強度、節能減排潛力作為碳排放評價指標,完成對原油集輸系統碳排放核算與評價,并預測節能減排潛力。

(2)通過集輸系統碳排放核算模型,對雙管摻水集油作業區的碳排放進行核算,該作業區碳排放量為38.60 tCO2,井口、接轉站、聯合站3個子系統碳排放量占比依次為26.48%、42.54%、30.98%;井口、接轉站、聯合站3個子系統碳排放強度依次為3.26、3.55、2.02 kgCO2/m3。該系統中碳排放量最少的為井口系統,碳排放強度最低的為聯合站系統。

(3)通過集輸系統節能減排評價基準的確立,預測該雙管摻水集油作業區塊節能潛力可達到14 486.98～49 816.18 MJ、減排潛力可達到2 022.03～5 879.21 kgCO2。節能潛力由高到低為轉油站系統、聯合站系統、井口系統,減排潛力由高到低為井口系統、聯合站系統、轉油站系統。