天然气生产企业碳排放核算与预测方法研究——以四川盆地天然气开发为例

胡俊坤 敬兴胜 刘海峰 纪文 刘毅

（1.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；2.中国石油西南油气田公司安全环保与技术监督研究院，四川 成都 610095）

0 引言

自1990 年联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）首次发布评估报告以来，全球已有50 多个国家碳排放实现了达峰，133个国家提出了碳中和目标愿景，覆盖全球2／3 温室气体排放。在油气行业，国际石油公司低碳转型步伐有异，但基本趋同［1］。以习近平为核心的党中央统筹国内国际两个大局，作出了碳达峰、碳中和（以下简称“双碳”）重大战略决策。在第75 届联合国大会一般性辩论上，国家主席习近平宣布中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

目前中国能源消费以化石能源为主，碳排放总量大。根据相关机构的研究成果，2020 年中国二氧化碳排放总量中与能源相关的排放占比达88%左右，能源结构的低碳化是实现“双碳”目标的关键［11-12］。《2030年前碳达峰行动方案》明确提出建立统一规范的碳排放统计核算体系，支持行业、企业依据自身特点开展碳排放核算方法学研究，提高统计核算水平。2014 年12 月，国家发展改革委员会印发了《中国石油和天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》，为油气行业的碳排放核算和预测提供了基础依据，但该指南未能考虑油气生产的差异，要准确核算和预测天然气生产企业碳排放，需进一步开展研究完善该方法。不少学者对碳排放核算方法进行了研究，但针对天然气行业或企业的相关研究相对较少和薄弱［2-7］。

1 天然气生产企业碳排放核算与预测边界分析

天然气生产企业碳排放核算与预测的对象仅为二氧化碳，边界包括主要生产系统、辅助生产系统，以及直接为生产服务的附属生产系统。基于天然气生产企业的作业链，从天然气勘探、开发、处理、输送四个环节，系统性地梳理出天然气生产过程中的二氧化碳排放四大来源，分别为化石燃料燃烧、火炬燃烧、工艺放空与电力隐含二氧化碳排放。天然气生产企业碳排放的核算与预测边界及排放源如图1所示。

图1 天然气生产企业碳排放核算与预测边界示意图

天然气勘探作业包括为识别勘探区域，探明天然气储量而进行的地质调查、地球物理勘探、钻探及相关活动。其中，钻探环节具体包括钻前工程、钻井、测井、固井、试油、封闭或完井等作业。基于天然气勘探的作业链，二氧化碳排放主要来源于作业车辆，井队作业期间、固井下套管期间、试油起下管柱期间等环节柴油机，供电发电机，电驱钻机，试油火炬燃烧等。从排放源的角度梳理可知，天然气勘探作业环节的二氧化碳排放源可归为燃料燃烧、火炬燃烧、电力隐含等三类二氧化碳排放。

天然气开发作业包括对气藏中天然气通过气井采到地面的整套工艺技术，大致可分为钻井工程作业、采气工程作业、集输工程作业。基于天然气开发的作业链，二氧化碳排放主要来源于采气环节的水套炉装置、电伴热装置、提升泵、加注泵、转水泵以及集输气环节的增压机组、脱水装置、空压机、长明火等。从排放源的角度梳理可知，天然气开发作业环节的二氧化碳排放源可归为燃料燃烧、火炬燃烧、电力隐含等三类二氧化碳排放。

天然气处理作业包括使天然气符合商品质量标准或管道输送要求而采用的工艺过程，包括脱水、脱除酸性气体（也称脱硫脱碳，即脱除天然气中的酸性组分如H2S、CO2和有机硫化物等）、脱凝液（含天然气凝液回收）和脱除固体颗粒等杂质，以及硫黄回收和尾气处理等作业。基于天然气处理的作业链，二氧化碳排放主要来源于脱硫装置中的加热装置、泵类运行系统、尾气处理，脱水装置以及长明火等。从排放源的角度梳理可知，天然气处理作业环节的二氧化碳排放源可归为燃料燃烧、火炬燃烧、工艺放空、电力隐含等四类二氧化碳排放。

天然气输送作业包括净化处理之后的天然气到用户之间的输送作业。输送环节二氧化碳排放主要来源于计量站、增压站、配气站的耗能设备以及应急火炬系统。从排放源的角度梳理可知，天然气输送环节的二氧化碳排放源可归为燃料燃烧、火炬燃烧、工艺放空、电力隐含等四类二氧化碳排放。

2 天然气生产企业碳排放核算与预测方法

2.1 碳排放核算步骤与方法

天然气生产企业碳排放核算的工作流程主要包括五步：第一步确定核算边界，识别碳排放源；第二步依据监测资料，梳理活动数据（导致碳排放的生产或消费活动量的表征，例如各种化石燃料的消耗量）；第三步根据相关标准或实测资料，确定排放因子数据（表征单位生产或消费活动量的碳排放系数，例如每单位化石燃料消耗所对应的二氧化碳排放量）；第四步分别计算化石燃料燃烧产生的碳排放量、火炬系统燃烧产生的碳排放量、工艺放空碳排放量及购入电力消耗隐含的碳排放量；第五步汇总计算企业二氧化碳排放量，同时结合天然气产量，可计算企业二氧化碳排放强度。

天然气生产企业的二氧化碳排放量等于核算边界内各个业务作业环节的化石燃料燃烧碳排放量、火炬系统燃烧产生的碳排放量、工艺放空碳排放量及购入电力消耗隐含的碳排放量之和，按公式（1）计算：

式中，E为天然气生产企业的二氧化碳排放总量，tCO2；E燃料燃烧，S为天然气生产业务S下化石燃料燃烧二氧化碳排放量，tCO2；E火炬系统，S为天然气生产业务S下火炬系统二氧化碳排放量，tCO2；E工艺放空，S为天然气生产业务S下工艺放空二氧化碳排放量，tCO2；E电力隐含，S为天然气生产业务S下购入电力消耗隐含的二氧化碳排放量，tCO2。

2.1.1 化石燃料燃烧排放

不同业务活动化石燃料燃烧的二氧化碳排放量主要基于相应业务作业下各个燃烧设施，不同化石燃料消耗量及其碳排放因子进行测算，即化石燃料燃烧碳排放量等于化石燃料消耗量乘以其排放因子，按公式（2）计算：

式中，ADi为化石燃料的消耗量，104Nm3；EFi为化石燃料i的排放因子，tCO2／104Nm3；CCi为化石燃料i的含碳率，tCO2／104Nm3；OFi为化石燃料i的碳氧化率；n为化石燃料种数。

2.1.2 火炬系统燃烧排放

天然气生产企业火炬系统燃烧的二氧化碳排放通常分为正常工况下的火炬气燃烧排放（例如长明火炬系统碳排放）以及由于事故导致的火炬气燃烧排放，两种工况产生的二氧化碳排放量之和即为火炬系统燃烧碳排放量，按公式（3）计算：

式中，E正常火炬，S为天然气生产业务S正常工况下火炬气燃烧碳排放量，tCO2；E事故火炬，S为天然气生产业务S由于事故导致的火炬气燃烧碳排放量，tCO2。

式中，Q正常火炬，i为正常工况下第i支火炬系统的气体流量，104Nm3；CC非CO2，i为第i支火炬系统中非二氧化碳含碳化合物的总含碳量，tCO2／104Nm3；OFi为第i支火炬系统中的碳氧化率，%；VCO2，i为第i支火炬系统中的二氧化碳体积浓度，%；m为火炬系统数。

式中，GF事故，j为第j次事故时的平均火炬气流速度，104Nm3／h；T事故，j为第j次事故持续时间，h；CC非CO2，j为第j次事故火炬气流中非二氧化碳气体含碳量，tCO2／104Nm3；OFj为第j次事故火炬气流的碳氧化率，%；VCO2，j为第j次事故火炬气流中的二氧化碳体积浓度，%；p为核算期内的突发事故次数。

事故火炬的持续时间T事故，j及平均气流速度GF事故，j应按照事故调查报告取值。如果数据难以获取，可取火炬系统设计流量最大值作为事故发生期间火炬系统的平均气流速度。对于火炬气中二氧化碳浓度，如果有火炬气体成分分析，可直接采用分析结果，如果无气体成分分析，可追溯发生事故的设施或井口，根据产气井或事故发生期前或事故后一个月时间尺度内的气体中二氧化碳的平均浓度确定。

2.1.3 工艺放空排放

天然气生产企业工艺放空的二氧化碳排放大致分为天然气处理作业产生的二氧化碳排放与输送过程中事故导致放空作业中的二氧化碳排放，两种情景产生的二氧化碳排放量之和即为工艺放空碳排放量，按公式（6）计算。随着零散气回收技术的发展，放空量的减少，输送事故导致二氧化碳的排放越来越少，工艺放空排放以天然气处理过程中的碳排放为主。

式中，E处理作业放空为天然气处理作业产生的碳排放量，tCO2；E输送事故放空为输送过程中事故导致放空作业产生的碳排放量，tCO2。

天然气处理作业放空的二氧化碳主要来自处理过程中酸气脱除（包括胺、膜和分子筛等工艺）、二氧化碳脱除等工艺，其二氧化碳排放量可根据酸性气体处理前和处理后，进口、出口气体流量及气体中二氧化碳体积浓度，按公式（7）计算：

式中，Qin，i为进入第i套酸气脱除设备的气体体积，104Nm3；VCO2，in，i为进入第i套酸气脱除设备的二氧化碳体积浓度，%；Qout，i为经过第i套酸气脱除设备处理后的气体体积，104Nm3；VCO2，out，i为经过第i套酸气脱除设备处理后的二氧化碳体积浓度，%；k为酸气脱除和二氧化碳脱除的设备序号。

天然气输送过程中事故导致放空作业产生的碳排放，主要依据事故放空气量与二氧化碳体积浓度，按公式（8）计算：

式中，GF输送事故，i为第i次输送事故时的平均放空气流速度，104Nm3／h；T输送事故，i为第i次输送事故持续时间，h；VCO2，i为第i次输送事故放空气中的二氧化碳体积浓度，%；p为核算期内的输送事故次数。

2.1.4 电力消耗隐含排放

天然气生产企业净购入电力消费引起的二氧化碳排放，主要依据企业电力消耗量与所在区域电网年平均供电排放因子，按公式（9）计算：

式中，AD电力，S为天然气生产业务S核算期内净购入电力消耗量，MWh；EF电力，S为天然气生产业务S所在区域电网年平均供电排放因子，tCO2／MWh。

2.2 碳排放预测步骤与方法

天然气生产企业碳排放预测基于碳排放核算体系，预测的工作流程主要包括六步：第一步确定预测的生产作业边界和时间范围。第二步梳理企业近几年产量、能耗和碳排放基础数据，总结能耗和碳排放规律，确定能耗和碳排放的基准数值。针对业务涵盖不同类型气藏开发的企业，需要分类梳理产量、能耗和碳排放基础数据。第三步在确定的预测边界和时间范围内，根据企业的发展规划，梳理勘探、开发、处理和输送各业务的工作量和产量等基础数据，同时确定相关基础参数。第四步依据能耗基准数值，结合产量和工作部署，预测化石燃料燃烧碳排放和电力消耗隐含碳排放；依据碳排放基准数值，结合天然气处理量和工作部署，预测工艺放空和火炬系统碳排放量。第五步依据碳排放源预测结果，汇总预测企业二氧化碳排放量。第六步将预测结果与碳排放基准数值进行对比分析，确定引起碳排放变化的原因，为提出针对性的降碳措施奠定基础。

3 四川盆地天然气生产企业碳排放核算与预测分析

四川盆地天然气勘探开发历史悠久，气藏类型丰富多样。基于建立的天然气生产企业碳排放核算与预测方法，选取典型的页岩气、常规气和高含硫气藏开发（表1）作为实例研究对象，核算天然气开发企业的碳排放量和碳排放强度，弄清不同类型气藏碳排放结构；预测天然气开发企业的碳排放趋势。

表1 四川盆地不同类型气藏气体组分表

3.1 天然气生产企业不同类型气藏开发碳排放核算

根据建立的天然气生产企业碳排放核算步骤与方法，在当前基础参数取值（表2）情况下，结合选取的页岩气、常规气和高含硫气藏2021 年开发实际情况，计算可得不同类型气藏开发企业的碳排放总量、碳排放强度和碳排放结构，分别如图2、图3所示。

表2 天然气生产企业碳排放核算基础参数取值表

图2 不同类型气藏开发企业2021年的碳排放总量与碳排放强度图

图3 不同类型气藏开发企业2021年的碳排放来源结构图

由不同类型气藏开发企业2021 年的碳排放总量和碳排放强度核算结果可知，不同类型气藏开发企业的碳排放强度（生产单位油当量的碳排放量）存在巨大差异，选取的典型实例中，高含硫气藏开发企业的碳排放强度约为页岩气开发企业的20 倍。从不同类型气藏开发企业的碳排放来源结构可知，页岩气生产的碳排放来源以电力隐含排放和燃料燃烧排放为主，不含工艺尾气排放；常规气生产碳排放以燃料燃烧排放和工艺尾气排放为主；高含硫气藏生产的碳排放以工艺尾气排放和燃料燃烧排放为主。

引起不同类型气藏开发企业碳排放差异的主要原因是，不同气藏气体组分和资源品位等的差异造成工艺路线不同，从而使得碳排放来源和碳排放强度存在差异。针对页岩气而言，由于不含净化环节，减少了工艺尾气排放。针对四川盆地常规气和高含硫气藏开发企业而言，天然气处理环节碳排放量大，占比高。

3.2 天然气生产企业不同类型气藏开发碳排放预测

根据建立的天然气生产企业碳排放预测步骤与方法，在选取的页岩气、常规气和高含硫气藏开发企业2021 年碳排放核算的基础之上，结合企业的中长期规划，可预测不同类型气藏开发企业的碳排放量。页岩气和高含硫气藏开发企业碳排放预测结果如图4所示。从不同类型气藏开发企业碳排放量预测结果可知，随着天然气产量的增长，在不采取大的减碳措施情况下，企业的碳排放量将随着天然气产量的增长呈刚性增长的趋势。

图4 不同类型气藏开发企业碳排放量预测图

4 结论与建议

1）根据天然气生产企业的勘探、开发、处理和输送作业链，梳理出化石燃料燃烧排放、火炬系统燃烧排放、工艺放空排放和电力消耗隐含排放四大碳排放源，以此为基础建立的碳排放核算与预测方法，适应于天然气生产企业和行业。

2）考虑到不同气藏开发的碳排放强度和结构存在较大的差异性，要保证天然气生产碳排放核算和预测的准确性，同一企业或天然气行业在进行碳排放核算和预测时，要进行分类核算和预测。同时，要加强碳排放核算和预测基础数据的统计和监测，确保基础数据的质量。

3）在能耗双控向碳排放双控转换的大趋势下，为促进油气行业的高质量发展，在建立碳排放双控指标时，应以碳排放强度指标为核心，以碳排放总量指标为辅，同时应针对不同类型的气藏，建立不同的碳排放强度动态标准。

4）天然气生产企业既是甲烷的主要生产供应者，也是甲烷排放者，考虑到甲烷同为温室气体，且在全球大气变暖潜势方面潜力巨大，为实现碳中和目标，天然气生产企业在关注二氧化碳减排的同时，应加强对甲烷减排的关注并采取相应的控排措施。