二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法.pdf
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1、 石 油 勘 探 与 开 发 862 2023 年 8 月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.50 No.4 文章编号:1000-0747(2023)04-0862-10 DOI:10.11698/PED.20220771 二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法 汪芳1,2,廖广志3,苏春梅3,王峰4,马建国3,杨永智1,2(1.提高油气采收率全国重点实验室,北京 100083;2.中国石油勘探开发研究院,北京 100083;3.中国石油油气 和新能源分公司,北京 100007;4.中国石油吉林油田公司二氧化碳开发公司,吉林松原 1380
2、00)基金项目:中国石油天然气股份有限公司科技项目“CCUS/CCS 体系技术经济评价与发展规划研究”(2021ZZ01-06);中国石油天然气股份有限公司科技项目“典型低品位油藏储层定量刻画及不同流动单元表征研究”(2021DJ1101)摘要:针对 CO2捕集、驱油与封存(CCUS-EOR)项目全流程温室气体减排量化和核证的难点,在温室气体自愿减排项目方法学框架下,通过研究项目各工艺环节核算边界、基准线排放和项目排放量核算方法、散逸和泄漏量化与预测模型,建立 CCUS-EOR 项目碳减排量核算方法,为 CCUS-EOR 项目温室气体减排量化提供核证依据。结合吉林油田 CCUS-EOR 工业示
3、范项目全流程能耗、散逸和泄漏排放监测的实际数据进行核算,项目在现有 80%埋存率下的净减排效率约为 91.1%。不同浓度和规模的 CCUS-EOR 项目碳减排量核算和预测表明,在项目核算边界内,燃煤电厂为代表的低浓度气源 CCUS-EOR 项目年核证净减排效率约为 37.1%,天然气制氢为代表的高浓度气源CCUS-EOR 项目年核证净减排效率约为 88.9%。该方法适用于核证计入期内多种基准线情景下 CCUS-EOR 项目的碳减排量核算,可为企业 CCUS-EOR 项目布局与产业规划提供决策依据。关键词:CO2捕集、驱油与封存(CCUS-EOR);碳减排量核算;核算边界;基准线排放 中图分类号
4、:TE122.1 文献标识码:A Carbon emission reduction accounting method for a CCUS-EOR project WANG Fang1,2,LIAO Guangzhi3,SU Chunmei3,WANG Feng4,MA Jianguo3,YANG Yongzhi1,2(1.State Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery,Beijing 100083,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Dev
5、elopment,Beijing 100083,China;3.PetroChina Oil&Gas and New Energy Company,Beijing 100007,China;4.Carbon Dioxide Development Company,PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan 138000,China)Abstract:It is difficult to quantify and certify the greenhouse gas(GHG)emission reduction in the entire process
6、 of a project of carbon capture,utilization and storage(CCUS)-enhanced oil recovery(EOR).Under the methodological framework for GHG voluntary emission reduction project,the carbon emission reduction accounting method for CCUS-EOR project was established after examining the accounting boundaries in p
7、rocess links,the baseline emission and project emission accounting methods,and the emission and leakage quantification and prediction models,in order to provide a certification basis for the quantification of GHG emission reduction in the CCUS-EOR project.Based on the data of energy consumption,emis
8、sion and leakage monitoring of the CCUS-EOR industrial demonstration project in Jilin Oilfield,the net emission reduction efficiency is determined to be about 91.1%at the current storage efficiency of 80%.The accounting and prediction of carbon emission reduction for CCUS-EOR projects with different
9、 concentrations and scales indicate that within the project accounting boundary,the certified net emission reduction efficiency of the low-concentration gas source CCUS-EOR projects represented by coal-fired power plants is about 37.1%,and the certified net emission reduction efficiency of the high-
10、concentration gas source CCUS-EOR projects represented by natural gas hydrogen production is about 88.9%.The proposed method is applicable to the carbon emission reduction accounting for CCUS-EOR projects under multiple baseline scenarios during the certification period,which can provide decision-ma
11、king basis for the planning and deployment of CCUS-EOR projects.Key words:CCUS-EOR;carbon emission accounting;accounting boundary;baseline emission 引用:汪芳,廖广志,苏春梅,等.二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法J.石油勘探与开发,2023,50(4):862-871.WANG Fang,LIAO Guangzhi,SU Chunmei,et al.Carbon emission reduction accounting method
12、for a CCUS-EOR projectJ.Petroleum Exploration and Development,2023,50(4):862-871.0 引言 CO2捕集、驱油与封存(CCUS-EOR)是指将工业排放源中的 CO2捕集后,输送并注入到油藏驱替原油,同时将 CO2永久封存在油藏地质体中,实现 CO2减排。在中国碳达峰和碳中和背景下,CCUS(CO2捕集、利2023 年 8 月 汪芳 等:二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法 863 用与封存)/CCS(CO2捕集、运输与封存)技术是实现双碳目标的主要的负碳技术之一,预计碳中和时期每年具备(1016)108 t
13、CO2封存规模的市场潜力。同时 CCUS/CCS 技术也是火电、水泥和钢铁行业等难以深度脱碳的煤基工业部门的托底碳中和路径1-2。CCUS-EOR 的规模减排能力使其成为最主要的 CCUS技术之一。CCUS-EOR 技术碳减排量化及核证研究是评估净减排量、重新定位减排贡献和产业规划的基础,也是推动 CCUS-EOR 项目纳入碳交易市场、实现碳汇效益的必要前提。目前 CO2地质封存项目多以 CCS 项目温室气体排放核算方法为主,包括指南、标准规范和框架性方法,不涉及 CO2驱油环节。联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)国家温室气体清单指南提出的 CCS 项目CO2质量控制方法学适用于各种工
14、业排放源碳捕集、运输及油藏/盐水层封存的 CCS 项目活动,但受泄漏监测技术限制,方法学中未提供相关相应减排量的计算方法3。2012 年德班世界气候大会将 CCS 纳入符合清洁发展机制的活动清单,但除联合国气候变化框架公约(UNFCCC)公布的 CCS 项目核证减排量(CER)核算方法学模板外,并无实际运行 CCS 项目应用该方法学。CO2捕集、运输和封存技术委员会(ISO/TC 265)在 ISO 标准框架下建立了 CCS 技术全流程量化与核查标准,目前该标准暂未通过4。美国国家环境保护局(EPA)的 CO2地质封存地下注入控制井场表征指南是在封存地质体油藏精细描述、油藏适应性分析和潜力评价
15、等基础上建立的涵盖预测、计算和监测等多角度的 CO2地质封存量计算和核证体系5。CO2驱油与封存环节用能装置多且分散,工艺泄放和泄漏路径较多,因此现有 CCS 项目温室气体减排量核算方法无法用于 CCUS-EOR 项目全流程碳减排量核算。国内外现有的 CCUS-EOR 技术碳排放量核算方法的研究均处于初期阶段,主要技术问题是 CO2减排量化核证和泄漏监测。CO2捕集、运输和驱油过程中各工艺环节核算边界不明晰,装置泄漏和应急泄漏潜在路径梳理和量化难度较大,CO2在地层中的运移和封存状态及井筒、地层泄漏的监测技术仍需要发展和完善,全生命周期封存量和安全性的预测和核证在较长时间内依然是 CCUS-E
16、OR 项目核证减排量签发的限制因素。随着中国碳市场的建立和逐步扩大,国家发展和改革委员会根据国内节能减排项目特点,备案了 189个温室气体自愿减排方法学。对温室气体减排效果进行量化核证,中国核证减排量(CCER)进入碳市场交易,在全国碳排放权交易市场中发挥了重要的抵消机制作用。目前国内正在研究将 CCUS-EOR 项目开发为温室气体减排项目,论证纳入全国碳市场的可行性。本文针对 CCUS-EOR 项目各环节 CO2排放量化核证、散逸和泄漏路径梳理以及泄漏量化等难点,在国内已备案的温室气体自愿减排项目方法学框架下,提出适用条件和项目核算边界的确定方法,探索不同基准线情景及基准线排放量,梳理 CC
17、US-EOR 项目排放、散逸和泄漏途径,构建 CCUS-EOR 和 CCS 项目碳减排量核算方法和监测方法,为准确核算多种情景 CCUS-EOR项目全流程净减排量提供方法依据。1 核算方法理论依据 1.1 项目边界确定 CCUS-EOR 项目边界包括项目所有耗能工艺设备所在的地域和项目所有潜在泄漏路径的预测扩散范围,分为地面工艺地理核算边界、地下 CO2运移边界以及泄漏核算边界 3 部分(见图 1)。CCUS-EOR 项目地面工艺地理核算边界涵盖了CO2捕集、运输和驱油封存 3 个独立环节,应分别确定各自的核算边界,便于项目基准线情景的确定和排放量的核算。其中 CO2捕集环节核算边界起点为捕集
18、装置,终点为压缩机组出口计量装置,包含边界内其他耗能装置;CO2运输环节核算边界起点为管道或罐车(船舶)入口计量装置,终点为油田接收计量站计量装置,包含 CO2管道、车船、增压和监测设备等所有耗能装置;CO2驱油与封存环节核算边界起点为 CO2注入系统计量站,终点为动态分布的地面和大气泄漏监测装置,包含注采、集输、回收处理和循环注入的地面密闭工艺装置系统。地下 CO2运移边界是指 CO2自注入井进入地层后在油藏中波及的范围。在此过程中部分 CO2通过溶于地层水、与岩石反应成矿固化和地层吸附等方式永久滞留并封存地下,部分 CO2溶于原油或作为伴生气采出。地下运移边界由 CO2驱流体运移监测方法与
19、技术确定,可以直观反映 CO2驱替前缘运移情况6。地下CO2运移边界的确定是 CO2封存泄漏监测布点经济性和有效性的基础,决定了 CCUS-EOR 项目泄漏量核算的准确度。泄漏核算边界的确定需要甄别地面工艺和地下封存的泄漏路径,包括捕集、运输和驱油过程中因装置泄漏、管线泄漏、应急泄放的地面工艺 CO2散逸和泄 864 石油勘探与开发碳中和新能源新领域 Vol.50 No.4 图 1 CCUS-EOR 项目核算边界图 漏路径,以及封存于地质体中的 CO2通过盖层泄露、井筒泄漏和侧向泄漏的封存泄漏路径,通过建立全过程散逸和泄漏模型预测 CO2在地层、浅表和大气中扩散的空间范围。CCUS-EOR 项
20、目碳减排量核算也需分为核证周期内碳减排量和全周期碳减排量核算。由于 CO2在地层内的运移空间和潜在散逸、泄漏路径的预测空间范围存在差异,核证周期内和全周期的碳减排量边界有所不同,泄漏监测范围也应随之变化,全周期碳减排量核算边界应按照国家对 CCUS-EOR 项目封场后地质封存安全期时限进行预测。1.2 CCUS-EOR 项目基准线情景确定和基准线排放量计算 CCUS-EOR 项目需要甄别在没有该项目活动时,捕集、运输和驱油封存 3 个独立核算边界内的可代替情景,确定各自的基准线情景并加以组合。分析各种情景下全流程工艺用能结构和泄漏路径,以此作为项目碳减排量核算的基础。在没有本次 CCUS-EO
21、R 项目活动时,CO2捕集环节的基准线情景,即碳源利用方式的可替代情景如图 2所示,包括且不限于:C1,项目活动不作为温室气体自愿减排项目实施;C2,仍保持现状,即碳源直接排空;C3,制造者将 CO2捕集后当作化工原料自用;C4,制造者将 CO2捕集后外售。CO2运输环节的基准线情景应包括且不限于:T1,项目活动不作为温室气体自愿减排项目实施;T2,保持现状,无 CO2运输活动;T3,采用罐车或船舶等运输;T4,采用管道运输。CO2驱 油 和 封 存 阶 段 的 基 准 线 情 景 是 指 没 有 本 次CCUS-EOR 或 CCS 项目活动时,油田开发方式和油气藏及盐水层利用方式的可替代情景
22、,包括:O1,项目活动不作为温室气体自愿减排项目实施;O2,油藏仍保持现状,采用注水等其他开发方式生产;O3,油藏采用 CO2驱油开发方式,未达到最大动用能力;O4,未动用油藏、废弃油气藏、盐水层等地质碳汇保持现状,不用于封存 CO2;O5,废弃油气藏、盐水层等地质碳汇已封存 CO2,未达最大动用能力。基准线排放量应根据基准线情景下各环节温室气体实际排放量进行计算,包括 CO2捕集量、捕集压缩和运输的能耗排放量、油田注水开发的能耗排放量和散逸排放量,排放量计算公式如下:B,C,cc,tr,EOR,s,C,yyyyyyyEEEEEEP(1)捕集压缩环节基准线排放量对应两种不同的情况:基准线情景
23、C2 条件下该工艺设施需新建 CO2捕集和压缩设备,此情境下基准线排放量计算方法见(2)式;基准线情景 C3 和 C4 条件下已存在 CO2捕集和压缩设备,减排量需选取捕集压缩装置剩余折 2023 年 8 月 汪芳 等:二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法 865 图 2 CCUS-EOR 项目基准线情景边界图 旧期时长和计入期时长两者间的较短期限进行计算,基准线排放量计算方法见(3)式。C,P,apeP,ap,1jnyyyjjjjEP E EFPEF FNCV(2)cc,C,aceC,ac,1jnyyyjjjjEP E EF P EF FNCV(3)CO2输送环节的基准线排放包括两种
24、情况:基准线情景 T2 下需新建 CO2输送管道或采用罐车(船 舶)输送,其基准线排放量为零;基准线情景 T3 和T4 条件下已存在 CO2输送管道或罐车(船舶),基准线排放量需评估项目计入期时长和输送量,以及现有管道剩余折旧期时长和容量,并选取较小值进行计算,计算方法见(4)式。tr,C,ateC,at,1jn yyyjjjjEP E EFP F EF NCV(4)开展 CO2驱油封存或仅封存活动时的基准线排放情况有:基准线情景 O2 下需新建 CO2驱油封存地面工艺设备,基准线排放量计算见(5)式;基准线情景 O3 条件下已有 CO2注采、集输和循环回收等工艺设备,需评估设备容量和剩余折旧
25、期时长,按(6)式计算基准线排放量;基准线情景 O4 条件下的基准线排放为零;基准线情景 O5 条件下已存在 CO2封存工艺设备,在评估既有设备容量和折旧剩余时长的基础上采用(7)式计算基准线排放量。EOR,w,awew,aw,G,1jnyyyjjjyjEQE EFQFEF NCVE(5)EOR,C,aEeC,aE,G,1jnyyyjjjyjEQE EFQFEF NCVE(6)s,Cs,aseCs,as,1jnyyyjjjjEQE EFQFEF NCV(7)1.3 额外性论证 现阶段利用 CCUS-EOR 项目减排温室气体是作为利益相关方主动承担社会责任和环境责任,在没有碳减排收益支持的条件下
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