“雙碳”目標(biāo)下川中低碳發(fā)展的資源優(yōu)勢(shì)與建議

林涵 林青 張文霞 趙鐵 陳垚 王歡 李紅彬

（1.西華大學(xué)電氣與電子信息工程學(xué)院；2.中國(guó)石油西南油氣田公司川中油氣礦）

油氣開采業(yè)是碳排放的重點(diǎn)行業(yè)之一，生產(chǎn)過程中消耗大量的天然氣、電等能源，排放CO2，特別是含硫氣田。在應(yīng)對(duì)全球氣候變化的大背景下，中石油面對(duì)世界能源格局的深度調(diào)整，肩負(fù)滿足社會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展對(duì)能源消費(fèi)快速增長(zhǎng)的剛性需求，助力國(guó)家實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的雙重使命[1]，明確“清潔替代、戰(zhàn)略接替、綠色轉(zhuǎn)型”三步走總體部署[2]，加快推進(jìn)綠色低碳發(fā)展。2021 年5 月中國(guó)石油等七家企業(yè)聯(lián)合發(fā)起成立中國(guó)油氣企業(yè)CH4控排聯(lián)盟，致力于油氣生產(chǎn)、儲(chǔ)運(yùn)、銷售全產(chǎn)業(yè)鏈管控CH4排放，力爭(zhēng)2025 年將天然氣生產(chǎn)過程CH4平均排放強(qiáng)度降到0.25%以下。川中含硫天然氣生產(chǎn)用能占比超過氣田用能總量的80%，CO2排放量的84%以上源于燃料天然氣燃燒。川中地區(qū)光伏、風(fēng)電資源稟賦不足，但作為西南油氣田主力天然氣產(chǎn)區(qū)，具有天然氣管道壓力能、放空天然氣回收、低小產(chǎn)井天然氣發(fā)電、氣田水提鋰提溴、H2S 利用等優(yōu)勢(shì)，為綠色低碳發(fā)展提供良好的資源條件。

1 碳排放情況

1.1 主要碳排放環(huán)節(jié)

試油試氣、用氣設(shè)備、天然氣凈化工藝過程直接燃燒天然氣排放CO2是油氣生產(chǎn)活動(dòng)的主要碳排放環(huán)節(jié)，CH4排放主要源于天然氣放空及氣田水、原油等地層產(chǎn)出液收集儲(chǔ)存系統(tǒng)。

1.2 碳排放現(xiàn)狀

1.2.1 CO2排放

試油試氣（放噴測(cè)試）是油氣開采重要的碳排放環(huán)節(jié)，通過求產(chǎn)放噴排出井筒積液、疏通近井筒地層油氣通道，獲取準(zhǔn)確的氣藏油氣產(chǎn)能、壓力、溫度等動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)和油氣無阻流量、油氣水性質(zhì)，為認(rèn)識(shí)氣藏特征，編制開發(fā)方案，地面產(chǎn)能建設(shè)提供依據(jù)。Q/SY 01070—2020《試油（氣）試采資料錄取規(guī)范》 對(duì)常規(guī)氣層測(cè)試要求：產(chǎn)量大于或等于50×104m3/d 時(shí)，井口壓力和產(chǎn)量穩(wěn)定2 h 以上；產(chǎn)量小于50×104m3/d 時(shí)，井口壓力和產(chǎn)量穩(wěn)定4 h以上；產(chǎn)量大于或等于10×104m3/d 時(shí)，井口壓力和產(chǎn)量穩(wěn)定8 h 以上；定產(chǎn)氣井放空試采時(shí)間6～15 d。某含硫氣藏2014—2020 年17 口獲產(chǎn)開發(fā)井，放噴排液與測(cè)試最短時(shí)長(zhǎng)4 h，最長(zhǎng)放噴時(shí)長(zhǎng)超過42 h，最少放空量23.97×104m3，井均CO2排放超過1 300 t。

天然氣脫硫、脫水、脫烴環(huán)節(jié)用能設(shè)備較集中，鍋爐、加熱爐、增壓機(jī)組等以天然氣為燃料的用能設(shè)備排放CO2，也是主要的碳排放環(huán)節(jié)。2022年川中天然氣產(chǎn)量超過180×108m3，其中含硫天然氣占88%，脫硫凈化燃料氣直接排放CO2達(dá)36×104t。含硫天然氣中CO2平均含量0.66%~4.19%，脫除H2S時(shí)也從原料氣中脫除CO2約30×104t，以滿足GB 17820—2018《天然氣》對(duì)產(chǎn)品氣中CO2限值的規(guī)定。

1.2.2 CH4排放

CH4是僅次于CO2的第二大溫室氣體，近1/3 的CH4排放來源于原油和天然氣開采、集輸和配送過程[3]，全產(chǎn)業(yè)鏈均會(huì)產(chǎn)生甲烷逃逸排放，包括整個(gè)系統(tǒng)中的生產(chǎn)設(shè)施檢維修、設(shè)備密封件泄漏、工藝過程排放和放空火炬燃燒?！禝PCC 2006 指南》提供了3 個(gè)層級(jí)的方法核算石油和天然氣系統(tǒng)產(chǎn)生的甲烷逃逸，公式（1）使用最廣：

式中：E為甲烷逃逸總排放量，Gg；P為石油和天然氣系統(tǒng)各環(huán)節(jié)的活動(dòng)水平數(shù)據(jù)，活動(dòng)單位；SEF為甲烷排放因子，Gg/單位活動(dòng)；i為石油和天然氣系統(tǒng)；k為石油和天然氣系統(tǒng)的活動(dòng)類別。

試油試氣放噴排液和測(cè)試放空天然氣一般采取燃燒后排放，以確保作業(yè)安全。在未及時(shí)點(diǎn)燃之前直接排放采用《中國(guó)石油天然氣生產(chǎn)企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報(bào)告指南（試行）》提供的試井作業(yè)CH4排放量公式計(jì)算。

從地層產(chǎn)出液中逸散是CH4的主要排放方式。產(chǎn)出液在地層壓力環(huán)境下溶解一定量CH4，其溶解度受壓力、溫度、鹽度等因素控制。地層產(chǎn)出液從井口、經(jīng)分離器進(jìn)入儲(chǔ)罐，受壓力突降和外界環(huán)境溫度影響，CH4等飽和氣體會(huì)迅速釋放，形成閃蒸氣，通過儲(chǔ)罐敞口或呼吸管逸散到大氣中。以某含硫氣藏為例，檢測(cè)表明氣田水罐中閃蒸氣含CH4為35%～70%、H2S 為7%～29%。為保障人員健康安全，采用液相氧化還原法脫H2S 后CH4被冷排放。某集氣站閃蒸氣脫硫尾氣2 h 連續(xù)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)表明，CH4最大排放濃度1.27×105mg/m3。該氣藏2022 年產(chǎn)水近75×104m3，閃蒸氣脫硫除臭裝置生成硫泥約360 t，估算直接排放CH4為15×104m3。

油氣勘探開發(fā)全過程的CH4排放計(jì)量理論、方法、標(biāo)準(zhǔn)尚不完善。統(tǒng)計(jì)時(shí)采用《中國(guó)石油天然氣生產(chǎn)企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報(bào)告指南（試行）》附錄二中油氣系統(tǒng)不同設(shè)施CH4排放因子進(jìn)行核算。礦場(chǎng)安裝固定式或巡檢時(shí)配置可燃?xì)怏w、H2S 檢測(cè)儀器，重要生產(chǎn)站場(chǎng)設(shè)置云臺(tái)式激光甲烷遙測(cè)儀，對(duì)工藝流程區(qū)生產(chǎn)介質(zhì)泄漏進(jìn)行監(jiān)測(cè)。管道設(shè)備安裝工藝技術(shù)的提升和安全監(jiān)控措施的完善，有效管控了CH4泄漏。現(xiàn)場(chǎng)CH4、VOCs 泄漏檢測(cè)數(shù)據(jù)表明，采用排放因子核算CH4排放量，數(shù)值較實(shí)際偏大。

1.2.3 揮發(fā)性有機(jī)物排放

油氣生產(chǎn)井和天然氣脫水脫烴站油氣儲(chǔ)存、裝卸有揮發(fā)性有機(jī)物（VOCs） 排放，特別在氣溫較高時(shí)VOCs 排放更明顯，有關(guān)文獻(xiàn)估算我國(guó)每年的油氣揮發(fā)損失超過25×106t[5-6]。川中凝析油氣田新建產(chǎn)能采取氣液混輸，集中脫水脫烴，集氣站VOCs 采取增壓回收或引至放空火炬焚燒，缺少油氣開采VOCs 排放水平方面的研究。老油氣田受限于油氣生產(chǎn)井分散，油產(chǎn)量低，一般為20 m3儲(chǔ)罐，缺乏適用的VOCs 管控技術(shù)。

2 減碳潛力分析

2.1 低碳技術(shù)應(yīng)用

井下節(jié)流技術(shù)：即在井筒內(nèi)一定深度安裝井下油嘴，天然氣在井筒內(nèi)節(jié)流后吸收地層的熱量而避免水合物形成。井下節(jié)流替代了水套加熱爐、電伴熱裝置，減少乙二醇等水合物抑制劑加注，簡(jiǎn)化地面流程，節(jié)約能源。井下節(jié)流器投放深度需滿足公式（2）：

式中：H為入井深度，m；M0為地溫增率，m/℃；th為水合物形成溫度，℃；p1為油嘴入口壓力，MPa；p2為油嘴出口端壓力，MPa；t0為地面平均溫度，℃；k為天然氣絕熱指數(shù)。

節(jié)流器投放越深，井口溫度越高，但也會(huì)承受更高的工作環(huán)境溫度和壓力。川中須家河、沙溪廟等氣層深度一般2 000~2 500 m， 地層溫度58.73~70.87 ℃，具有良好的應(yīng)用條件。2006 年以來應(yīng)用超過1 000 井次，單井平均節(jié)氣10×104m3/a，節(jié)能減排效果顯著。含硫氣井受井深、溫度、腐蝕介質(zhì)等因素限制，應(yīng)用較少。

電能替代天然氣：近年新建項(xiàng)目采取電能加熱裝置替代水套加熱爐，電驅(qū)增壓機(jī)組替代燃?xì)怛?qū)，實(shí)現(xiàn)更低的碳排放。電加熱裝置單套功率40~160 kW，高頻控制器將380 V/50 Hz 交流電轉(zhuǎn)換為15~25 kHz高頻交流電，通過電磁感應(yīng)毯轉(zhuǎn)換為高頻交變磁場(chǎng)，天然氣管道在高頻交變磁場(chǎng)中因電渦流而產(chǎn)生熱效應(yīng)直接對(duì)天然氣加熱，效率更高。

低排放工藝技術(shù)，包括清管放空天然氣回收，管道帶壓碰口作業(yè)，清管放空天然氣回收，邊遠(yuǎn)井、零散井試采放空天然氣回收等。非含硫天然氣測(cè)試放空天然氣回收或低小產(chǎn)井試采制CNG、LNG技術(shù)在探評(píng)價(jià)井測(cè)試中推廣，工藝流程已實(shí)現(xiàn)模塊化、撬裝化。針對(duì)不同壓力等級(jí)、處理工況組合加熱撬、高壓分離燃?xì)馇?、增壓撬、高壓分子篩脫水撬、低壓分離燃?xì)馇?、存?chǔ)撬、加氣撬等工藝流程。

建設(shè)信息化氣田。地面系統(tǒng)采用“多井集氣、采氣管線氣液混輸、集氣干線氣液分輸”工藝，簡(jiǎn)化單井生產(chǎn)流程。生產(chǎn)數(shù)據(jù)自動(dòng)采集傳輸，自動(dòng)聯(lián)鎖、遠(yuǎn)程控制等自動(dòng)化技術(shù)的全履蓋，為站場(chǎng)無人值守、中心井站集中管理、電子巡井創(chuàng)造了條件。SCADA、DCS/SIS、視頻安防綜合管理系統(tǒng)、物聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)和氣田生產(chǎn)建設(shè)的深度融合，自控水平不斷提升，促進(jìn)生產(chǎn)管理方式轉(zhuǎn)變和組織管理效率的提高[7]，實(shí)現(xiàn)輔助生產(chǎn)系統(tǒng)低碳運(yùn)行。

2.2 節(jié)能減碳潛力

川中深入推進(jìn)“清潔能源貢獻(xiàn)者行動(dòng)”和節(jié)能降碳等十大工程[8]。助力集團(tuán)公司2025 年甲烷排放強(qiáng)度較2019 年降低50%，達(dá)到國(guó)際一流公司甲烷排放管控水平[9]目標(biāo)。

節(jié)能提效。節(jié)能是實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰最直接有效的途徑，據(jù)有關(guān)規(guī)劃測(cè)算2030 年實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，通過節(jié)能減排CO2量將達(dá)到70.1%[10]。川中近70 a 開發(fā)，區(qū)塊發(fā)展不均衡，老油氣田單井產(chǎn)量低，十分分散，生產(chǎn)設(shè)施陳舊，能效低。新建氣田產(chǎn)量高，自動(dòng)化程度高，高效開發(fā)。調(diào)整能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)，提高電能占比，降低CO2排放，如加熱爐、鍋爐、增壓機(jī)組節(jié)能提效；壓縮機(jī)組、加熱爐氣改電；高耗低效機(jī)電設(shè)備淘汰；熄滅長(zhǎng)明火炬；老油氣田地面系統(tǒng)降阻改造；天然氣高低壓分輸?shù)取Ｋ淖蛱烊粴鈨艋瘡S中有一廠實(shí)際處理量不足設(shè)計(jì)能力的39%，配套的供熱、供電系統(tǒng)利用率不足10%；四套脫水脫烴裝置，僅一套裝置滿負(fù)荷運(yùn)行，一套裝置負(fù)荷率50%，一套負(fù)荷率僅10%；四個(gè)天然氣增壓站均處于低負(fù)荷運(yùn)行。地面系統(tǒng)節(jié)能提效，特別是含硫天然氣凈化廠的用能系統(tǒng)按“高位高用，低位低用，溫度對(duì)口，梯級(jí)利用”原則優(yōu)化，將鍋爐負(fù)荷率提升至80%以上，可節(jié)能3 000 tce、CO2減排4 300 t。

放空天然氣回收：油氣勘探開發(fā)相關(guān)甲烷逃逸排放對(duì)區(qū)域空間CH4分布有較大影響[11]，開發(fā)力度越大，區(qū)域空間CH4增長(zhǎng)越顯著。特別在試油試氣階段，僅少量非含硫放空氣得到回收，復(fù)雜氣質(zhì)和工況條件下放空氣回收有很大潛力。凝析油氣田集氣站、含硫氣凈化站采用火炬焚燒VOCs、氣田水閃蒸氣或凈化尾氣，單座火炬年用氣20×104m3以上，熄滅火炬將減少大量自用氣消耗。

2.3 綠色發(fā)展資源優(yōu)勢(shì)

2.3.1 新能源

據(jù)Ember《2023 年全球電力評(píng)論》數(shù)據(jù)，我國(guó)2022 年電力需求增長(zhǎng)的69%由風(fēng)能和太陽能提供，至2040 年風(fēng)能和太陽能發(fā)電將提供全球75%的新增清潔電力。川中年平均風(fēng)速2.1 m/s，不具有規(guī)模利用風(fēng)能條件。參照GB/T 37526—2019《太陽能資源評(píng)估方法》，區(qū)域水平面總輻照量多處于太陽能資源第四類地區(qū)，年輻射總量基本在4 000 MJ/m2左右，大部分區(qū)域內(nèi)年日照時(shí)數(shù)普遍在800 h，太陽能資源穩(wěn)定程度和直射比為欠穩(wěn)定，但個(gè)別區(qū)域光伏仍具價(jià)值。儀隴凈化廠光伏發(fā)電項(xiàng)目2023 年3 月投運(yùn)， 安裝光伏組件9 626.92 m2， 裝機(jī)容量1 998.54 kWp，4 月發(fā)電量近16×104kWh。油氣田可利用土地空間較多，充分利用辦公建筑屋頂、立面和廠站空置場(chǎng)地空間，安裝光電轉(zhuǎn)換效率高的光伏發(fā)電設(shè)施，可鋪盡鋪，結(jié)合儲(chǔ)能技術(shù)，依托內(nèi)部電網(wǎng)自發(fā)自用。

2.3.2 天然氣壓力能資源

天然氣從地層至終端用戶是一個(gè)壓力連續(xù)降低的系統(tǒng)，通過節(jié)流降壓以滿足各級(jí)地面系統(tǒng)的工作壓力要求。特別在氣田開發(fā)初期和中期，氣井產(chǎn)量高、壓力高，有豐富的壓力能資源可以利用。天然氣節(jié)流降壓釋放的壓力能可采用公式（3）估算：

式中：ex為天然氣的比?，kJ/m3；Cp為天然氣的比定壓熱容，kJ/(m3·℃)；T1、T2分別為天然氣節(jié)流前后的溫度，℃；R為氣體摩爾常數(shù)，8.314 5 J/(mol · K)；M為氣體的摩爾質(zhì)量，kg/mol；p1、p2分別為天然氣節(jié)流前后的壓力，MPa。

以某含硫氣田MX009-X1 為例，井口天然氣壓力24.27 MPa、 溫度105.8 ℃， 節(jié)流后壓力6.71 MPa、溫度69.15 ℃，日產(chǎn)天然氣145×104m3。天然氣中主要組分摩爾濃度：CH4為96.998%、CO2為1.852%、H2S 為0.379%，相對(duì)密度0.578。天然氣的比壓力?為238.933 kJ/m3， 理論壓力能9.701×104kWh/d。初期井口壓力超過65 MPa，產(chǎn)量超過170×104m3/d，壓力能更高。 區(qū)塊內(nèi)9 口回注井年用電量203×104kWh，如該井壓力能用于發(fā)電，將超過區(qū)塊氣田水回注系統(tǒng)的用電需求。

2.3.3 氣田水資源

高-磨地區(qū)龍王廟組氣藏為特大型超壓碳酸鹽巖邊水氣藏，氣田水礦化度較高，富含鋰、溴等有價(jià)值元素，早期開發(fā)階段即制訂整體治水方案[13]，據(jù)預(yù)測(cè)2025 年產(chǎn)水量將超過150×104m3/a。主產(chǎn)水井氣田水中鋰離子（Li+）濃度超過60 mg/L、溴離子（Br-） 平均濃度500 mg/L、硼離子平均濃度460 mg/L，含量?jī)?yōu)于DZ-T 0212.4—2020《礦產(chǎn)地質(zhì)勘查規(guī)范鹽類第4 部分：深藏鹵水鹽類》附錄表C.2 中礦產(chǎn)綜合評(píng)價(jià)指標(biāo)：LiCl 大于或等于150 mg/L、Br-大于或等于50～60 mg/L，現(xiàn)場(chǎng)中試已成功提取鋰鹽。該氣藏產(chǎn)水已逾75×104m3/a，地面輸水管網(wǎng)較完善，提鋰、溴和廢水深度處理后作為周邊工業(yè)園區(qū)工業(yè)用水，為氣藏綜合治水、效益開發(fā)提供新的途徑。

根據(jù)大地?zé)崃鞣植寂c熱儲(chǔ)系統(tǒng)，四川盆地三類有利的地?zé)豳Y源類型[14]，高-磨區(qū)塊處于第一類區(qū)內(nèi)，為兼顧震旦系-早寒武系熱儲(chǔ)系統(tǒng)、晚二疊系-中三疊系熱儲(chǔ)系統(tǒng)和斷褶熱儲(chǔ)系統(tǒng)的斷裂帶深循環(huán)地?zé)豳Y源[15]，地溫梯度和大地?zé)崃鬏^高，分別介于24~30 ℃/km、60~70 mW/m2。龍王廟組氣藏中部平均溫度140 ℃，地溫梯度平均32 ℃/km，目前單井最大產(chǎn)水量600 m3/d，井口溫度103 ℃，一套80 kW 的地?zé)嵩碠RC 發(fā)電機(jī)組已在該井投入試驗(yàn)，設(shè)計(jì)年發(fā)電40×104kWh。據(jù)估算氣藏水體儲(chǔ)量大致為3.486×108m3，可利用地?zé)豳Y源1.70×1014kJ，但較分散。隨治水方案有序推進(jìn)，氣田水中熱量用于發(fā)電、農(nóng)業(yè)的價(jià)值愈顯。

2.3.4 H2S 制氫

氫是用能終端實(shí)現(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體，氫能產(chǎn)業(yè)是戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和未來產(chǎn)業(yè)重點(diǎn)發(fā)展方向[16]。天然氣工業(yè)通常采用Claus 法工藝將天然氣中99.98%的H2S 氧化為單質(zhì)硫回收，氫氣未作為資源利用。 川中含硫天然氣中H2S 平均含量11.43~44.64 g/m3，2022 年脫除H2S 約23.68×104t，其中氫氣1.39×104t 未轉(zhuǎn)化為資源利用，H2S 制氫可實(shí)現(xiàn)資源利用最大化。

2.3.5 天然氣發(fā)電

天然氣是高比例新能源接入的新型電力系統(tǒng)下電力安全的“穩(wěn)定器”[17]，發(fā)電是天然氣產(chǎn)業(yè)未來重要的發(fā)展方向[18]。川中邊遠(yuǎn)、低壓、小產(chǎn)氣井多，除保障周邊場(chǎng)鎮(zhèn)民生用氣，天然氣就地轉(zhuǎn)化發(fā)電，不僅可降低氣井廢棄壓力，延長(zhǎng)生產(chǎn)期，提高天然氣采收率，還可減少外輸能耗和降低地面系統(tǒng)運(yùn)維成本。

2.3.6 CCS/CCUS

天然氣凈化廠排放的CO2可作為CCS/CCUS 的碳源。評(píng)價(jià)結(jié)果表明老油田有CO2封存潛力，已完成擬選封存區(qū)水文地質(zhì)調(diào)查、回注層縱橫向封閉性評(píng)價(jià)、鉆井固井質(zhì)量調(diào)查與評(píng)價(jià)，提出了首選區(qū)塊層系及目標(biāo)井可封存量計(jì)算方法、回注井工程及工藝，封存井的井口裝置、完井管柱及材質(zhì)評(píng)價(jià)建議。CO2的利用近年雖取得積極進(jìn)展，CCUS 從驅(qū)油向微藻、礦化等生物、化工領(lǐng)域拓展，但技術(shù)水平和項(xiàng)目規(guī)模還不能滿足實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)的減排需求[19]。且凈化尾氣中CO2濃度低于10%，CCS/CCUS以及DACCS 的能耗高，大規(guī)模全流程的應(yīng)用技術(shù)尚不成熟，環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)需長(zhǎng)期跟蹤監(jiān)測(cè)，配套政策、標(biāo)準(zhǔn)不完善，宜作為實(shí)現(xiàn)低碳、“零碳”目標(biāo)的兜底水手段。

3 低碳發(fā)展建議

在2050 年左右實(shí)現(xiàn)近零排放的目標(biāo)下，新建項(xiàng)目電氣化率不斷提高，持續(xù)增加油氣開發(fā)成本?！蛾P(guān)于進(jìn)一步做好新增可再生能源消費(fèi)不納入能源消費(fèi)總量控制有關(guān)工作的通知》（發(fā)改運(yùn)行〔2022〕1258 號(hào)）明確：新增可再生能源電力消費(fèi)量不納入能源消費(fèi)總量控制。發(fā)揮資源優(yōu)勢(shì)，加大研究實(shí)踐，成熟技術(shù)推廣應(yīng)用，可行技術(shù)適應(yīng)性轉(zhuǎn)化，新興技術(shù)跟蹤儲(chǔ)備，“天然氣+”業(yè)務(wù)提升電能自給率，是控制生產(chǎn)成本和能耗總量、強(qiáng)度的有效手段。

3.1 重視項(xiàng)目科學(xué)合理設(shè)計(jì)

川中生產(chǎn)設(shè)施點(diǎn)多面廣，用能系統(tǒng)和設(shè)備數(shù)量大。建設(shè)時(shí)設(shè)計(jì)規(guī)模和設(shè)備功率裕量較大，隨著氣田產(chǎn)量逐年遞減，裝置和壓縮機(jī)組、機(jī)泵、鍋爐等設(shè)備與設(shè)計(jì)值偏離越來越大，能效越來越低。如某脫水脫烴裝置設(shè)計(jì)處理規(guī)模100×104m3/d，投運(yùn)12 a 后實(shí)際處理量不足12×104m3/d，系統(tǒng)性改造投入高，投資回收期長(zhǎng)。新建項(xiàng)目應(yīng)考慮中后期經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，科學(xué)論證，根據(jù)穩(wěn)產(chǎn)期合理選取規(guī)模和設(shè)備額定功率。一定條件下多套裝置或設(shè)備聯(lián)合運(yùn)行，在中后期比一套等規(guī)模裝置或等功率的大功率設(shè)備更易于調(diào)度調(diào)節(jié)，能效更優(yōu)。標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)宜依據(jù)國(guó)家節(jié)能減排和綠色發(fā)展的政策、標(biāo)準(zhǔn)適時(shí)修訂，體現(xiàn)綠色要求，固化成熟低碳技術(shù)。

3.2 強(qiáng)化適宜技術(shù)研究應(yīng)用

3.2.1 放空天然氣回收

試油試氣或酸化壓裂等儲(chǔ)層改造是油氣勘探開發(fā)重要的碳排放環(huán)節(jié)，大規(guī)模和高強(qiáng)度的勘探開發(fā)會(huì)致空間CH4濃度明顯增加，在油氣開發(fā)全過程的碳排放貢獻(xiàn)率還需深入研究。近年，非含硫放空天然氣回收工藝技術(shù)研究和應(yīng)用方面取得進(jìn)展，但受放噴氣井點(diǎn)多，產(chǎn)能和穩(wěn)定期不確定，氣量和壓力變化范圍大，氣流中攜帶砂、壓裂酸化殘液、鉆井泥漿等因素的制約，礦場(chǎng)上應(yīng)用有限，高壓高產(chǎn)、含硫氣井試氣放空天然氣的回收更是難題。開展不同場(chǎng)景放空天然氣回收利用關(guān)鍵技術(shù)裝備的研究，對(duì)實(shí)現(xiàn)油氣勘探開發(fā)減碳有著重要意義。

3.2.2 天然氣壓力能利用

天然氣全流程壓力能合理利用研究方興未艾，近年積累了豐富的利用技術(shù)，尤以中低壓凈化氣壓力能發(fā)電技術(shù)較成熟，此外還用于冷庫(kù)、制冰、空調(diào)、制取干冰和LNG 等領(lǐng)域，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用上逐漸趨于采用“發(fā)電聯(lián)合制冷”的解決方案[20]。MX 天然氣凈化廠和XQMZ 集氣站天然氣壓力能發(fā)電項(xiàng)目進(jìn)入實(shí)施階段，應(yīng)用壓力低于6 MPa，壓差約1 MPa，設(shè)計(jì)天然氣流量分別為300×104m3/d、400×104m3/d，相應(yīng)裝機(jī)功率為700 kW、800 kW，理論上MX 凈化廠年發(fā)電量可達(dá)419×104kWh，滿足工廠20%的用電需求；XQMZ 集氣站年發(fā)電量402×104kWh，90%電量上載氣田內(nèi)網(wǎng)。形成系列配套技術(shù)，特別是發(fā)電裝置小微型化，及含硫、高溫、高壓等復(fù)雜場(chǎng)景氣井的壓力能利用[21]，將成為氣田綠色發(fā)展的新引擎。

3.3 做好新興技術(shù)跟蹤轉(zhuǎn)化

3.3.1 H2S 制氫或開發(fā)含硫化學(xué)品

川渝地區(qū)天然氣資源豐富[22]，60%以上為含硫天然氣，保證了H2S 制氫、開發(fā)含硫化學(xué)品的原料來源。H2S 分解直接制單質(zhì)硫和氫的方法有熱分解法、電化學(xué)分解法、光催化分解法和等離子體法等[23]，相關(guān)的工藝技術(shù)尚處于研究階段，高效、經(jīng)濟(jì)的催化劑和反應(yīng)條件溫和、轉(zhuǎn)化率高、能耗低的工藝方法是H2S 制氫研究的主要方向。電催化分解H2S 是一種溫和高效的方法，目前使用的催化劑中，貴金屬價(jià)格昂貴，過渡金屬及其氧化物易被反應(yīng)介質(zhì)毒化或腐蝕而失去活性，極大地限制了這項(xiàng)技術(shù)的發(fā)展。目前，一種新型石墨烯殼層封裝鈷鎳納米粒子的“鎧甲”催化劑已被研究人員開發(fā)出來[24]，成功實(shí)現(xiàn)電催化高效分解H2S 制備高純氫。H2S 分解制單質(zhì)硫和氫如在技術(shù)上取得突破，對(duì)天然氣凈化工藝技術(shù)的進(jìn)步將產(chǎn)生十分深刻的影響[25]，也為含硫氣田綠色發(fā)展提供新機(jī)遇。

含硫天然氣產(chǎn)生的高濃度H2S 提純后，可用于開發(fā)甲硫醇、叔十二碳硫醇等有機(jī)硫精細(xì)化工產(chǎn)品，其產(chǎn)值數(shù)倍甚至數(shù)十倍于硫黃[26]，提高天然氣附加值。實(shí)現(xiàn)H2S 高效利用，也是探索含硫氣田效益開發(fā)的新路徑。

3.3.2 低壓天然氣發(fā)電

油氣田步入開發(fā)中后期后，部分油氣井因低產(chǎn)低效關(guān)停。邊遠(yuǎn)、低壓、小產(chǎn)井發(fā)展分布式天然氣發(fā)電，可實(shí)現(xiàn)資源就地轉(zhuǎn)化消納，降低氣井廢棄井口壓力，增加經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。致密氣氣田集氣站采用增壓回收VOCs，工藝技術(shù)不成熟，現(xiàn)場(chǎng)仍采用火炬焚燒處置輕質(zhì)原油和氣田水中逸出的揮發(fā)烴。加大小微型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電技術(shù)的研究和實(shí)踐，改變能源生產(chǎn)方式，實(shí)現(xiàn)老油氣田經(jīng)濟(jì)環(huán)保開發(fā)。據(jù)報(bào)道，國(guó)內(nèi)自主設(shè)計(jì)研制的首款500 W 級(jí)輕量化可移動(dòng)式微型燃?xì)鉁u輪發(fā)電機(jī)已研發(fā)成功，能量密度可達(dá)1 500 W/kg，不失為低壓閃蒸氣、VOCs 利用及老油氣田效益開發(fā)提供一種新的技術(shù)思路。

4 結(jié)論

1）國(guó)家發(fā)改委在《加快推進(jìn)天然氣利用的意見》中提出，到2030 年天然氣在一次能源消費(fèi)中的占比提升至15%。中國(guó)石油經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院《2050 年世界能源展望（2020 版）》預(yù)測(cè)，到2050年我國(guó)天然氣需求將達(dá)到6 700×108m3。利用天然氣開發(fā)的優(yōu)勢(shì)地位，拓展“天然氣+”業(yè)務(wù)，油氣業(yè)務(wù)與新能源融合發(fā)展，是能源革命提出的新要求。

2）老油田要做好“減法”，通過地面集輸系統(tǒng)適時(shí)簡(jiǎn)化，生產(chǎn)制度和設(shè)備運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化提效，降低資源能源消耗，減少碳排放。新建產(chǎn)能項(xiàng)目要做好“加法”，因地制宜利用太陽能、低小產(chǎn)井天然氣、生產(chǎn)系統(tǒng)天然氣壓力能等資源發(fā)電，資源優(yōu)勢(shì)轉(zhuǎn)化為生產(chǎn)力。川中油氣生產(chǎn)年用電近2×108kWh，在全球氣候變暖、極端高溫可能成為新常態(tài)的背景下，通過“天然氣+”提高電能自給率，讓電于社會(huì)，也是對(duì)國(guó)家建設(shè)高溫適應(yīng)型社會(huì)的貢獻(xiàn)。

3）加大試油試氣、天然氣凈化等重要碳排放環(huán)節(jié)減污降碳技術(shù)研究和低碳技術(shù)應(yīng)用，形成一批適應(yīng)油氣田生產(chǎn)特點(diǎn)，標(biāo)準(zhǔn)化、可復(fù)制、易推廣的配套技術(shù)體系是是實(shí)現(xiàn)碳“近零”排放的關(guān)鍵。

4）科技創(chuàng)造未來的能源?！半p碳”目標(biāo)下能源科技創(chuàng)新進(jìn)入持續(xù)高度活躍期，能源生產(chǎn)逐步向集中式與分散式并重轉(zhuǎn)變，系統(tǒng)模式由大基地大網(wǎng)絡(luò)為主逐步向與微電網(wǎng)、智能微網(wǎng)并行轉(zhuǎn)變。利用智能微電網(wǎng)技術(shù)構(gòu)建新型的天然氣開發(fā)能源系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)傳統(tǒng)上游業(yè)務(wù)的創(chuàng)新升級(jí)，在綠色轉(zhuǎn)型道路上“彎道超車”。