0 引　言

《巴黎协定》之后，零成本无约束的碳排放时代已经结束。2017年12月18日，以发电行业为突破口，全国碳排放交易体系正式启动，这是中国利用市场机制控制和减少温室气体排放、推动绿色低碳发展的一项重大创新实践。

中国海油作为大型能源央企，积极践行国家气候变化政策要求，在推动碳资产管理、低碳发展战略及路径研究中开展了大量的工作。2017年8月，中国海洋石油集团有限公司正式启动固定资产投资建设项目碳排放影响评估工作（简称“碳评”），要求对新建、改扩建固定资产投资项目实行碳排放影响评估和审查制度，这是油气行业内首次将温室气体排放影响纳入项目投资决策。

对新建（改扩建）项目的碳排放量进行准确合理的计算，是“碳评”工作的基本条件。目前，国内外现有的温室气体核算（计算）方法是建立在行业或企业层面，对在运行设施的碳排放量进行计算和核算，这些方法大都没有充分考虑海上油气生产的特殊性，并且其计算边界与新建（改扩建）项目有差别、部分排放因子也不适用。专门针对新建（改扩建）项目的碳排放量计算方法研究未见相关报道，国家或行业层面也未出台指南性文件或标准。针对海上油气田相关的碳排放量计算模型也未见相关研究报道^[1-4]。

新建（改扩建）海上油气田开发项目计算边界内通常涉及多个海上生产设施，排放源类别多，排放设备分散，计算时容易发生多算、漏算或错算，影响结果的准确性。本文以我国多个海上油气田生产为背景，考虑新建（改扩建）项目计算方法的特殊性，考虑海上油气生产的特点，建立起新建（改扩建）海上油气田开发项目碳排放量计算模型，对项目计算期内的碳排放量进行计算。

1 新建（改扩建）海上油气田开发项目碳排放量计算依据 1.1 计算边界

海上油气田生产的特点是各生产设施分布集中，相互依托。从地理位置上看，各海上生产设施之间通常位置靠近，生产过程中互相依托，协同完成海上油气的开采、处理、输送以及动力和电力等能源的供应。并且，每个海上生产设施设计上通常既包括基本生产系统，也包括辅助生产系统和附属生产系统（见图1）。

在界定新建（改扩建）海上油气田开发项目的计算边界时，应根据实际情况确定，一般原则是从油气采出点到工艺方案界定的产品输出点范围内，凡涉及能源、燃料消耗及温室气体排放的工艺过程都应纳入计算边界。计算边界内所涉及的所有生产设施，包括与石油天然气生产直接相关的油气勘探、油气开采、油气处理及油气储运各个业务环节的基本生产系统、辅助生产系统、以及直接为生产服务的附属生产系统产生的排放。

1.2 项目计算周期

新建（改扩建）海上油气田开发项目的计算周期指需要计算碳排放量的自然年限，通常是根据油气田开发年限确定的。

2 新建（改扩建）海上油气田开发项目碳排放量计算模型 2.1 新建（改扩建）海上油气田开发项目主要排放源

海上油气田开发项目需要计算的温室气体种类包括二氧化碳和甲烷2种。

涉及到的主要排放源有：燃料燃烧CO₂排放、火炬燃烧排放、工艺过程排放（放空及逃逸）、净购入电力产生的CO₂排放。各个类别的排放源中，海上油气田生产关键的排放设施见表1。

化石燃料燃烧排放通常是海上油气田生产过程中排放量最大的部分，主要用途是动力、供热和运输；火炬燃烧排放也是重要的排放源，海上油气田生产过程中的放空现象除了火炬燃烧也有冷放空；工艺过程排放中，高含CO₂气田产出气的脱碳工艺排放常常在总排放量中所占比例较大，是很重要的排放源，排放设施一般设置于陆上终端。

净购入电力产生CO₂排放在海上油气田有特殊性。海上油气田生产的特点是在地理位置上生产设施相对独立，离岸较远，并且，各个海上生产设施之间分布相对集中，相互依托，协同完成海上油气的开采、处理、输送所需的电力等能源的供应。因此海上油气田生产的用电需求通常是依托海上平台设施之间组成的微电网来实现的，岸电占总用电量的比例较小，通常仅在陆上终端使用外购岸电。在考虑净购入电力产生的CO₂排放时，应区分微电网供电和外购电2种情况。

2.2 新建（改扩建）海上油气田开发项目碳排放模型

根据表1，按照海上油气田的生产设施以及温室气体排放/减排类别对项目计算周期内的碳排放构成进行三维分解（见图2），对年度海上油气田开发项目碳排放结构体系进行解构（见图3）。

根据图2和图3，对单个排放对象排放量的计算和叠加可得到新建（改扩建）海上油气田开发项目计算期内的总碳排放量，构建碳排放模型如下（单个排放对象排放量的计算可参照国家发布的相关行业温室气体排放核算指南）：

$E_A^z\left( {{{x,y}}} \right) = \sum\nolimits_a {E_{a\left( {x,y} \right)}^z}{\text{，}} $

(1)

$E_U^z = \sum\nolimits_{x,y} {E_A^z\left( {{{x}},{{y}}} \right)} {\text{，}} $

(2)

${E_{GHG}} = \sum\nolimits_z {E_U^z}{\text{，}} $

(3)

${E_{GHG}} = \sum\nolimits_z {\sum\nolimits_{x,y} {\sum\nolimits_a {E_{a\left( {x,{{y}}} \right)}^z} } } {\text{。}} $

(4)

式中：a为生产工艺过程的具体生产过程的排放对象；x为工艺生产过程的温室气体排放类别；y为温室气体排放计算的边界范围；z为油气田生产计算年度； $E_{a\left( {x,y} \right)}^z$ 为某年度内指定排放类别和计算边界内排放对象对应的具体生产过程的排放量； $E_A^z\left( {{{x}},{{y}}} \right)$ 为某年度内指定排放类别和计算边界内排放对象的排放总量；E_U^z为某年度内所有排放类别在整体项目边界内排放对象的排放总量；E_GHG为油气田项目计算期内排放总量。

3 情景试算及分析 3.1 开发方案

某项目拟新建1座井口平台WHPB平台进行开发，平台上设模块钻机、100人生活楼。新建平台不设油气水处理设施，井流物直接混合后外输至CEPF平台进行处理，新建WHPB平台不设置火炬系统，设置冷放空管，紧急和事故工况下泄放的气体将从冷放空管排放至大气中，正常生产无天然气泄放。含水原油在CEPF处理至合格后通过原油外输管线输送至A终端外运，天然气输送至B终端进一步处理。CEPF处理达标后的生产水作为WHPB平台的注水水源。WHPB平台的电力依托某微电网。项目的开发年限为2021～2025年。

WHPB推荐井数29口，其中采油井19口，注水井10口，平台主要耗能设施为电潜泵、钻修机、压缩机、注水泵、钻机、吊机、消防泵等，消耗能源种类为电力、天然气和柴油。WHPB平台冷放空量为7.5万方/年。该平台逐年能源消耗情况见表2。

CEPF平台需考虑原油处理系统、生产水处理系统、注水系统、天然气压缩机、原油外输泵等设施的新增电负荷引起的新增碳排放量，CEPF新增电量见表3。

项目中处理合格的原油由A终端接收、储存并外送，主要耗能设施为原油外输泵，电力由东北区域电网供给。终端新增电力消耗量见表3。

天然气需依托B终端处理该终端主要能源消耗为天然气和电力，天然气为终端自耗气，用于热媒系统、火炬放空系统、甲醇加注系统、闭式排放罐和轻油储罐、厂前区厨房生活用气以及外输压缩机用气；终端用电由东北区域电网提供。B终端新增天然气消耗量及新增电量见表3。

3.2 项目碳排放量的计算 3.2.1 计算边界的确定

根据方案，遵循从油气采出点到工艺方案界定的产品输出点范围内，凡涉及能源、燃料消耗及温室气体排放的工艺过程都应纳入计算边界的原则，该项目计算边界为：新建井口平台WHPB（1座），以及为该井口平台生产物流服务的CEPF平台、A终端、B终端的相应生产设施和辅助设施产生的温室气体排放。

3.2.2 碳排放源识别与分析

利用海上油气田开发项目碳排放分解结构体系图对该项目的排放源进行识别与分析，结果见图4。

由图4可见，本项目涉及的排放设施有1个井口平台、1个中心平台和2个陆上终端；排放源的类别包括化石燃料燃烧排放、火炬排放、电力供给排放和工艺过程排放。

此外，根据前期开发方案，本项目不设主电站，通过海上油田群电力组网，能够有效提高电力系统的可靠性和稳定性、提高电站资源的利用率，节省能耗，有效减少温室气体的排放。

3.2.3 碳排放量计算

根据图4，分布获取对应排放对象的活动水平数据，选择合适的排放因子，代入公式计算，按照排放源类别分类结果如下：

1）化石燃料燃烧排放，

2）冷放空排放，

3）电力供给排放，

4）工艺过程放空与设施逃逸排放量计算，

5）碳排放量汇总。

该项目不同排放源及海上生产设施排放量见表7～表8和图5～图6。

根据表7～表8和图5～图6，该项目2021–2025年碳排放总量约为34.4万吨CO₂e。

从各排放源的排放情况看，电力供给产生的排放占比最大，约为83.5%；化石燃料燃烧产生排放约占总排放量的15.0%；冷放空排放占总排放量的1.4%；工艺过程排放占0.1%。

从海上各生产设施的排放情况看，新建WHPB平台排放量最大，占总排放量的87.6%；CEPF平台排放占总排放量的10.8%；2个终端排放量较小，仅占总排放量的1.6%。

从排放量的分布情况看，该项目计算周期内需要重点关注新建WHPB平台的用电排放，优化采输和处理工艺、采用先进流程、选用高效节能设备，提高能效水平，减少温室气体排放。

4 结　语

本文对新建（改扩建）海上油气田开发项目计算期内的碳排放进行了全面的分析，根据产生排放的生产设施和排放类别的不同对碳排放构成进行分解，构建碳排放模型并进行了情景试算及分析。

模型的应用使计算过程更加的直观科学，简化了数据处理过程，减少误差；也使企业能够更系统的了解各排放源及排放设施的排放情况，为后续减排技术和减排措施的开发应用奠定了基础。

新建（改扩建）海上油气田开发项目碳排放涉及的生产设施和设备种类繁多，排放类别复杂，具有海上生产的特色，要科学准确的对项目碳排放量进行计算，需要大量生产数据的支持，需要建立起完善的数据库。