CCUS项目碳减排量核算方法学研讨

碳道小编 · 2022-06-30 09:06 · 阅读量 · 502

摘要:2022年6月29日,中石油组织行业专家、高校学者共同研讨了由中石油勘探开发研究院主导研制的“CCUS项目碳减排量核算方法学”,与会专家学者对该方法学的表达了积极认可与广泛支持。

2022年6月29日,中石油组织行业专家、高校学者共同研讨了由中石油勘探开发研究院主导研制的“CCUS项目碳减排量核算方法学”,与会专家学者对该方法学的表达了积极认可与广泛支持。


1. CCUS是实现“碳达峰、碳中和”目标的兜底技术

CCUS的意义不仅仅在于油气提高驱油效果,更多的将在对CO2的封存方面。CCUS/CCS技术是我国应对气候变化、实现“碳峰值和碳中和”目标的最重要手段之一,是实现大规模化石能源零排放的唯一技术选择,具备严格意义上的碳埋存效果,可避免能源结构过度调整,保障国家能源安全。




未来CCUS产业发展的空间巨大,作为体量最大的负碳技术,碳中和时期每年超十亿吨二氧化碳的需通过地质埋存消纳。





CCUS规模扩大将带来新的碳排放挑战。中石油上游油气开发碳总排放量呈逐年下降趋势,扩产CCUS项目将额外增加的压缩、循环气净化及项目运行过程的散逸和泄露排放将导致上游业务CO2增排。


在缺乏CO2地质埋存缺乏中长期国家封存场地废弃管理和管理责任制等政策和严苛的环境风险和安全风险的约束下,CO2埋存责任主体转移到油田后的监管责任加大CCUS项目运行和封场后,均需要开展长期多维度、多点散逸监测和风险管控工作,投资巨大,且无回报,需对驱油增产量收益、碳资产和监测成本加以研究。



2. CCUS减排效果在碳资产开发层面缺乏方法支撑

在《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》等国际协议下,确立了多种碳交易机制,并由此形成碳资产。自塔里木油田2006年探索第一例CDM项目以来,中石油上游业务持续推动碳资产项目开发。特别是大庆油田在伴生气回收处理工程方面有效开发了多个碳资产项目。



大庆油田南八天然气处理厂及其配套工程CDM项目


碳减排量认证:已完成6个监测期减排量核查,共获得经联合国签发的减排量(CER)约237.6万吨


大庆油田北I-2天然气处理厂及系统配套工程CCER项目


碳减排量认证:该项目已完成6个监测期减排量核查,项目共获得核查认证的减排量约212.7万吨


大庆油田萨南深冷装置扩建工程德国UER项目


碳减排量认证:该项目已通过德国联邦政府审批,总核证量32万吨



2022年1月,勘探与生产公司成立了“上游业务碳资产开发技术支持中心”。中石油上游业务碳资产开发工作进入崭新的通道。




但是,由于CCUS技术全过程监测与验证方法缺乏系统技术支撑,尤其是CO2地质埋存量核算缺乏方法支持,无法为该技术的减排贡献准确核算和科学定位。





全国已开展的规模化CO2地质利用与封存项目累计二氧化碳注入量超550万吨。其中吉林油田和大庆油田CCUS项目合计实现累积注入CO2量超450万吨,神华集团盐水层CO2封存量为30万吨,胜利油田累积注入约30万吨,新投产的百万吨级CCUS项目是国内规模最大的低浓度碳捕集驱油项目。


如此大规模的工业推广与双碳目标的实现都对我们提出了科学论证CCUS碳减排效果的现实期待。2020年以来,中石油勘探与生产公司结合CCUS埋存机理和碳资产开发趋势,超前部署、提前谋划,设立科研课题专项研究CCUS碳减排量核算方法。



3. CCUS碳减排方法学进展

项目组以现有中石油CCUS项目为研究对象,开发CCUS减排量核算方法学,推动CCUS项目形成的CCER进入国内碳排放权交易市场。该方法可作为:


《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》中CO2回收利用量核算的补充方法


CO2地质或驱油的减排量从企业总排放量中扣除碳埋存量的依据


CO2驱油技术的财政补贴和税收减免等政策落地的前提


申请CCUS产业政策的技术支撑


将成为跨行业CCUS合作项目商业谈判依据之一,包括碳价和CO2责任主体转移及长期管理责任等



项目研究的CCUS碳减排方法学按照CCER(核证自愿减排量)产生和交易流程,在国内已备案的温室气体自愿减排项目方法学框架下,通过确定基准线情景,梳理CCUS项目排放、散逸和泄漏途径,构建了CCUS和CCS项目碳减排量核算方法学和监测方法学。



1)方法学研究边界的确定需要待开发减排技术链的完整性和项目运行的各环节用能消耗、工艺碳排放、泄露点监测等数据为依托


2)CCUS项目减排量计算在于用基准线排放减去项目排放和泄漏排放


3)基准线排放的确定需要梳理CCUS全流程工艺、用能和基准碳排放


4)排放量计算需要梳理出CCUS全流程各环节用能类型,主要是电力消耗和化石能源消耗,确定不同用能的碳排放因子,计算总体项目碳排放量



项目组运用该碳减排量核算方法初步核算吉林油田CCUS项目:


捕集工艺流程及用能分析。长岭气田营城组天然气中CO2含量约为20%,需经过二氧化碳脱除工艺达到商品天然气技术指标要求。分离出的高浓度CO2经增压后通过管道输以气相输送至黑46注入站。


注采环节用能分析。按不同注入井的输送环境、距离、气量等因素,经温度、压力及分离控制,再次增压后通过管道输送到注气井。


集输环节用能分析。采出液经小环状掺输进入两相分离器,分离后CO2气经除油除水,进入PSA系统后来源气混合后再次注入油藏。


逸及泄漏分析。吉林油田按照CO2散逸和泄漏的潜在路径,建立了大气、地表、井筒和储层等多维度监测体系,随着监测点布局优化和技术智能化的发展,为碳减排量计算、风险监管提供技术基础。




经过多次测算,吉林油田CCUS项目碳减排量初步核算,净减排量到达净购量的87%左右。




2022年6月29日,中石油组织国家应对气候变化战略研究和国际合作中心、清华大学环境学院、中国地质大学(北京)经济管理学院、全球碳捕集与封存研究院(GCCSI) 以及中国船级社、中国质量认证中心,企业内部CCUS工艺专家、节能低碳技术专家共同研讨了由中石油勘探开发研究院主导研制的“CCUS项目碳减排量核算方法学”。




与会专家学者对该方法学的表达了积极认可与广泛支持,广泛讨论了国际国内与碳封存相关的财税、补贴和碳减排等方面的变化和趋势,详细探讨了方法学相关的边界确定、基准情景描述、额外性证明以及可行的泄露监测方法,并对未来CCER政策变化与CCUS碳减排量核算的方法学细节优化提供了良好的建议。




项目组将充分融合专家学者的建议和意见,进一步增强情景对比分析,优化监测方法,提供更多现场核算案例,为国内双碳目标下中石油解决方案提供碳减排量技术支撑。


文案素材:汪 芳 杨永智(勘探院)              

统筹编辑:石油马达
来源:能源国字号

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