海洋油气田低碳转型需“三管齐下”-北极星能源网

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访中国海油副总地质师兼中海油研究总院院长米立军

推动能源绿色发展是一项系统工程和长期任务，化石能源清洁低碳开发利用是关键一环。聚焦海洋油气田发展，应采取哪些措施在增储上产的同时助力“双碳”目标实现？未来，又将如何实施绿色发展跨越工程？中能传媒记者就相关问题专访了中国海油副总地质师兼中海油研究总院（以下简称“研究总院”）院长米立军。

中能传媒：请您具体介绍下海洋油气田碳排放的类型有哪些？在您看来，海洋油气田低碳转型有何挑战？怎样应对？

米立军：海洋油气田碳排放类型由海上油气开发方式决定，主要包括化石燃料燃烧排放、火炬燃烧排放以及高含碳天然气脱碳排放。

化石燃料燃烧排放，主要由海上平台发电、供热、压缩机等设施用化石燃料燃烧产生，其中发电用燃料排放占80%，海上电力供应是依靠平台自建电站实现。此外，海洋油气田相对独立、离岸较远，受管网条件及平台空间等因素限制，难以在海上实现伴生气全部回收利用，便产生了火炬燃烧排放。高含碳天然气脱碳排放，指的是海上高含二氧化碳气田/油田伴生气在海上平台或陆上终端分离出的二氧化碳排放。

当前，海洋油气田低碳转型主要面临三大挑战：一是油气增储上产致使碳排放强度增加。稠油热采能耗强度是常规油田平均水平的3倍，高含碳气田开发碳排放强度是常规气田开发的2~3倍。随着在产油气田开采年限增加，稳油控水难度随之增大，导致油田能耗量逐渐增加，碳排放量也逐年增加。二是海上油气开发的传统供能模式给降低碳排放带来挑战。其自发电供电模式相对于陆上大电网效率低、排放高，同时也存在着技术对外依存度大、投资和运行成本较高、故障耐受能力差、维修困难等问题。三是海上油气田使用新能源供电存在技术难度。海上油气田对供电稳定性要求高，而新能源设施供电随自然条件波动，对电力系统稳定性存在较大影响，造成可再生能源发电接入海上平台电力系统穿透率受限，仅能部分实现清洁能源替代，难以提升新能源设施接入容量。

结合当下的形势与要求，海洋油气田要实现低碳转型需“三管齐下”。第一，传统能源生产以节能减碳、绿色开发为发展目标，支撑增储上产和碳达峰碳中和共同实现。第二，加大天然气等清洁化石能源的开发，同时降低能源产品结构中的碳排放强度。第三，积极发展可再生能源，推动海上风电、陆上光伏、绿氢产业发展，提供多元化清洁能源产品。

中能传媒：在海上油气田绿色开发方面，中国海油具体开展了哪些工作？

米立军：传统能源绿色转型是实现“双碳”目标的基本保障。中国海油结合海洋油气田开发经验，形成源头控碳、过程降碳、末端封存、海洋增汇等全过程降碳、控碳措施，为海上油气绿色开发提供了新途径。

具体来看，源头控碳主要包括：

——建立分级分类油气田开发碳排放约束性指标。立足海上油气田开发特点，针对常规油田、常规气田、稠油油田、高碳气田、综合调整类等新建项目设立分级分类的碳排放约束指标及准入指标，从源头控制碳排放。

——严控新建项目能耗指标。加强节能标准规范建设，编制《海上油气田开发项目节能减排设计指南》《海上油气田工程设计节能技术规范》等技术标准及规范；严格落实新建项目能耗强度准入要求，落实新建项目节能措施，对高能耗方案提出优化建议。

——建立碳排放影响评价技术体系。2016年起，中海油研究总院建立海上油气田二氧化碳排放量计算方法和数据模型，确定海上油气田碳排放基准线，建立碳价格数学预测模型，将碳因素全面纳入项目投资决策；目前正在联合中国石油、中国石化及生态环境部共同编制首部碳评价行业技术标准，推动油气行业源头碳管控技术体系建设。

过程降碳主要包括：

——岸电接入海上油气田，提高效率降低碳排放。中国海油在渤海打造了全球海上油田交流输电电压最高、规模最大的岸电项目。目前正在规划建设的3个岸电工程，规模达98万千瓦。据测算，工程实施后可减排二氧化碳175万吨/年，节约标准煤当量99.5万吨/年，节省天然气消耗24亿立方米/年、燃料油消耗17.5万吨/年。

——海上风电向油气田供电，推动海上电力清洁化转型。建立分散式海上风电接入油气田微网技术体系，实现海上油气田绿色低碳开发；开展海上油田，海上风电、光伏，海上风电制氢、储能一体化绿色综合能源岛开发方案规划。

——建立设备能效提升技术体系。大规模推广应用电力组网技术，建设近20个海上小型电网，增强电网抵抗事故能力，提升发电机组效率，实现节能减排；研发关键设备能效提升技术，包括烟气余热供热、发电及制冷综合利用技术，攻关应用海上平台首台套有机朗肯循环（ORC）发电技术等。

——开展火炬气回收利用技术研究。按照“先易后难、由大到小”的原则，做到“应输尽输，应收尽收、应用尽用”；推动先进工艺技术在海上应用，包括等离子点火替代长明灯、氮气吹扫替代天然气等；推动射流器、液环压缩机、螺杆压缩机、微透平、回注压缩机等装置模块化。

——推动海上油气田智能化建设。通过智能化手段提升基础服务能力、全面感知能力、整体协同能力、科学决策能力及自主优化能力。实现“勘探—开发—钻采—工程—生产”油气田全生命周期的一体化协同管理，打破数据孤岛；深度挖掘数据价值，利用大数据、人工智能提升效率，助力海上油气开发模式低碳转型。

末端封存主要包括：

——开展海上二氧化碳封存与驱油。中国海油已实施国内首个海上二氧化碳封存量超百万吨级——恩平15-1二氧化碳回注封存示范工程，项目于今年6月投产，预计每年可封存二氧化碳约30万吨，累计封存二氧化碳146万吨以上。攻关海上二氧化碳脱水技术、超临界二氧化碳压缩机选型及国产化技术、超临界二氧化碳防腐选材和海上二氧化碳回注环境监测技术等一体化工程关键技术，形成海上CCS工程技术体系。此外，推动大亚湾区海上规模化CCS集群研究项目、渤中19-6气田/渤中25-1油田沙三段项目海上CCUS示范工程研究，规划一南一北两个CCUS/CCS示范中心。聚焦海上封存选区、封存稳定性评价、二氧化碳规模化注入、管道及井筒防腐、监测和风险评价等关键技术研究以及规模化CCS/CCUS示范项目商业及政策可行性研究和评估。

——开展二氧化碳水合物固化封存。探索目标层、下伏层等不同注入层位，液态、乳状液等不同注入形态对二氧化碳水合物生成速率和生成量的影响；开展沉积物中二氧化碳水合物稳定性实验研究和模型建立，以及海水体系中二氧化碳水合物液化封存区间研究。

最后，在海洋增汇方面，主要是立足海上特点开展海洋碳汇增汇关键技术及方法学研究，推动海洋碳汇开发；进行海洋碱性矿物增汇技术固碳机制及近海应用场景研究，推动碱性矿物增汇项目碳汇核算和监测技术规范及方法学研究和建立。

中能传媒：展望未来，对于海上零碳油气田的打造，您有何期待？

米立军：可以用四句话来总结。第一是方向，要打造海上油气田多能协采融合开发新模式，形成水上、水面、水下实现立体化多能协采用海方案。第二是基础，要建设多能互补和源网荷储有机结合的海上油气田新型电力系统，为实现海上油气和新能源融合开发提供基础。第三是手段，操作无人化、生产智能化、管控一体化、决策科学化驱动海上油气田低碳转型。第四是保障，要充分释放海洋碳封存和海洋碳汇潜力，支撑海洋油气行业低碳开发。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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