專訪 | 海洋油氣田低碳轉型需“三管齊下”
來源：中國電力報 時間：2023-10-26 10:24
——訪中國海油副總地質師兼中海油研究總院院長米立軍
記者 曲藝
推動能源綠色發展是一項系統工程和長期任務，化石能源清潔低碳開發利用是關鍵一環。聚焦海洋油氣田發展，應采取哪些措施在增儲上產的同時助力“雙碳”目標實現？未來，又將如何實施綠色發展跨越工程？中能傳媒記者就相關問題專訪了中國海油副總地質師兼中海油研究總院（以下簡稱“研究總院”）院長米立軍。
中能傳媒：請您具體介紹下海洋油氣田碳排放的類型有哪些？在您看來，海洋油氣田低碳轉型有何挑戰？怎樣應對？
米立軍：海洋油氣田碳排放類型由海上油氣開發方式決定，主要包括化石燃料燃燒排放、火炬燃燒排放以及高含碳天然氣脫碳排放。
化石燃料燃燒排放，主要由海上平臺發電、供熱、壓縮機等設施用化石燃料燃燒產生，其中發電用燃料排放占80%，海上電力供應是依靠平臺自建電站實現。此外，海洋油氣田相對獨立、離岸較遠，受管網條件及平臺空間等因素限制，難以在海上實現伴生氣全部回收利用，便產生了火炬燃燒排放。高含碳天然氣脫碳排放，指的是海上高含二氧化碳氣田/油田伴生氣在海上平臺或陸上終端分離出的二氧化碳排放。
當前，海洋油氣田低碳轉型主要面臨三大挑戰：一是油氣增儲上產致使碳排放強度增加。稠油熱采能耗強度是常規油田平均水平的3倍，高含碳氣田開發碳排放強度是常規氣田開發的2~3倍。隨著在產油氣田開采年限增加，穩油控水難度隨之增大，導致油田能耗量逐漸增加，碳排放量也逐年增加。二是海上油氣開發的傳統供能模式給降低碳排放帶來挑戰。其自發電供電模式相對于陸上大電網效率低、排放高，同時也存在著技術對外依存度大、投資和運行成本較高、故障耐受能力差、維修困難等問題。三是海上油氣田使用新能源供電存在技術難度。海上油氣田對供電穩定性要求高，而新能源設施供電隨自然條件波動，對電力系統穩定性存在較大影響，造成可再生能源發電接入海上平臺電力系統穿透率受限，僅能部分實現清潔能源替代，難以提升新能源設施接入容量。
結合當下的形勢與要求，海洋油氣田要實現低碳轉型需“三管齊下”。第一，傳統能源生產以節能減碳、綠色開發為發展目標，支撐增儲上產和碳達峰碳中和共同實現。第二，加大天然氣等清潔化石能源的開發，同時降低能源產品結構中的碳排放強度。第三，積極發展可再生能源，推動海上風電、陸上光伏、綠氫產業發展，提供多元化清潔能源產品。
中能傳媒：在海上油氣田綠色開發方面，中國海油具體開展了哪些工作？
米立軍：傳統能源綠色轉型是實現“雙碳”目標的基本保障。中國海油結合海洋油氣田開發經驗，形成源頭控碳、過程降碳、末端封存、海洋增匯等全過程降碳、控碳措施，為海上油氣綠色開發提供了新途徑。
具體來看，源頭控碳主要包括：
——建立分級分類油氣田開發碳排放約束性指標。立足海上油氣田開發特點，針對常規油田、常規氣田、稠油油田、高碳氣田、綜合調整類等新建項目設立分級分類的碳排放約束指標及準入指標，從源頭控制碳排放。
——嚴控新建項目能耗指標。加強節能標準規范建設，編制《海上油氣田開發項目節能減排設計指南》《海上油氣田工程設計節能技術規范》等技術標準及規范；嚴格落實新建項目能耗強度準入要求，落實新建項目節能措施，對高能耗方案提出優化建議。
——建立碳排放影響評價技術體系。2016年起，中海油研究總院建立海上油氣田二氧化碳排放量計算方法和數據模型，確定海上油氣田碳排放基準線，建立碳價格數學預測模型，將碳因素全面納入項目投資決策；目前正在聯合中國石油、中國石化及生態環境部共同編制首部碳評價行業技術標準，推動油氣行業源頭碳管控技術體系建設。
過程降碳主要包括：
——岸電接入海上油氣田，提高效率降低碳排放。中國海油在渤海打造了全球海上油田交流輸電電壓最高、規模最大的岸電項目。目前正在規劃建設的3個岸電工程，規模達98萬千瓦。據測算，工程實施后可減排二氧化碳175萬噸/年，節約標準煤當量99.5萬噸/年，節省天然氣消耗24億立方米/年、燃料油消耗17.5萬噸/年。
——海上風電向油氣田供電，推動海上電力清潔化轉型。建立分散式海上風電接入油氣田微網技術體系，實現海上油氣田綠色低碳開發；開展海上油田，海上風電、光伏，海上風電制氫、儲能一體化綠色綜合能源島開發方案規劃。
——建立設備能效提升技術體系。大規模推廣應用電力組網技術，建設近20個海上小型電網，增強電網抵抗事故能力，提升發電機組效率，實現節能減排；研發關鍵設備能效提升技術，包括煙氣余熱供熱、發電及制冷綜合利用技術，攻關應用海上平臺首臺套有機朗肯循環（ORC）發電技術等。
——開展火炬氣回收利用技術研究。按照“先易后難、由大到小”的原則，做到“應輸盡輸，應收盡收、應用盡用”；推動先進工藝技術在海上應用，包括等離子點火替代長明燈、氮氣吹掃替代天然氣等；推動射流器、液環壓縮機、螺桿壓縮機、微透平、回注壓縮機等裝置模塊化。
——推動海上油氣田智能化建設。通過智能化手段提升基礎服務能力、全面感知能力、整體協同能力、科學決策能力及自主優化能力。實現“勘探—開發—鉆采—工程—生產”油氣田全生命周期的一體化協同管理，打破數據孤島；深度挖掘數據價值，利用大數據、人工智能提升效率，助力海上油氣開發模式低碳轉型。
末端封存主要包括：
——開展海上二氧化碳封存與驅油。中國海油已實施國內首個海上二氧化碳封存量超百萬噸級——恩平15-1二氧化碳回注封存示范工程，項目于今年6月投產，預計每年可封存二氧化碳約30萬噸，累計封存二氧化碳146萬噸以上。攻關海上二氧化碳脫水技術、超臨界二氧化碳壓縮機選型及國產化技術、超臨界二氧化碳防腐選材和海上二氧化碳回注環境監測技術等一體化工程關鍵技術，形成海上CCS工程技術體系。此外，推動大亞灣區海上規?；疌CS集群研究項目、渤中19-6氣田/渤中25-1油田沙三段項目海上CCUS示范工程研究，規劃一南一北兩個CCUS/CCS示范中心。聚焦海上封存選區、封存穩定性評價、二氧化碳規模化注入、管道及井筒防腐、監測和風險評價等關鍵技術研究以及規?；疌CS/CCUS示范項目商業及政策可行性研究和評估。
——開展二氧化碳水合物固化封存。探索目標層、下伏層等不同注入層位，液態、乳狀液等不同注入形態對二氧化碳水合物生成速率和生成量的影響；開展沉積物中二氧化碳水合物穩定性實驗研究和模型建立，以及海水體系中二氧化碳水合物液化封存區間研究。
最后，在海洋增匯方面，主要是立足海上特點開展海洋碳匯增匯關鍵技術及方法學研究，推動海洋碳匯開發；進行海洋堿性礦物增匯技術固碳機制及近海應用場景研究，推動堿性礦物增匯項目碳匯核算和監測技術規范及方法學研究和建立。
中能傳媒：展望未來，對于海上零碳油氣田的打造，您有何期待？
米立軍：可以用四句話來總結。第一是方向，要打造海上油氣田多能協采融合開發新模式，形成水上、水面、水下實現立體化多能協采用海方案。第二是基礎，要建設多能互補和源網荷儲有機結合的海上油氣田新型電力系統，為實現海上油氣和新能源融合開發提供基礎。第三是手段，操作無人化、生產智能化、管控一體化、決策科學化驅動海上油氣田低碳轉型。第四是保障，要充分釋放海洋碳封存和海洋碳匯潛力，支撐海洋油氣行業低碳開發。
責任編輯：江蓬新
校對：許艷
