张昌兴

（大庆油田工程有限公司）

根据国家提出的2020年单位国内生产总值CO2排放比2005年下降40%～50%的要求，提高能效，降低温室气体排放，执行由上而下、从区域到企业的减排配额，企业需提前布局予以应对[1]。

目前我国大部分油田进入开发中后期，地面建设规模不断扩大，高耗能产量比例增大。为了迎接挑战，石油石化行业在满足国家能源供应的同时，还应主动降低石油开采、运输和加工过程中的温室气体排放。在这个过程中，除了依靠国家政策支持等，开发碳减排项目，借助国际和国内碳交易平台来帮助整个行业向低碳转变，做好碳资产管理和低碳发展规划，是迫切需要油田公司关注和考虑的问题。

1 碳减排项目开发潜力分析

1.1 研究目的

以公司的发展战略为核心，对公司产业发展中节能减排技术进行调研，分析其碳减排项目开发潜力，筛选项目并积极开展碳减排项目审定和核查，为公司碳资产管理提供碳减排量储备，以碳减排项目为基础申请国家批准方法学，编制公司低碳技术推广目录。

1.2 研究内容

1）产业节能减排技术调研。对公司产业发展中节能减排技术进行调研，汇总分析其碳减排项目的开发潜力，重点涵盖油田综合节能技术，伴生气回收利用、CO2驱油、油田污水余热利用、地热发电等技术。

2）碳减排项目开发及方法学申请。在对公司产业发展中节能减排技术进行调研、汇总分析基础上，筛选适于开发成碳减排项目，充分利用国际国内碳交易平台，开展项目审定和碳减排量核证工作，积极开发多轨制、多层次碳减排产品，为公司实现碳资产优化管理储备碳减排量，积极开展碳减排方法学研究，申请国家方法学批准。

3）低碳技术推广目录编制。汇总公司具有减排潜力的技术，筛选节能降碳效果显著、经济适用、有成功实施案例的技术，编制油田低碳技术推广目录，反映油田节能降碳技术最新进展，可在全行业或多领域广泛应用，能够产生经济和社会效益，促进油田生产企业可持续发展。

2 碳减排项目开发重要领域

对于石油石化行业，除通常的太阳能、风能等新能源开发之外，还可以发挥自身在油田伴生气回收利用、地热资源综合开发利用、碳捕集与CO2驱油等方面优势，取得节能减排的良好效果，并开发相应的CDM（清洁发展机制）项目与CCER（温室气体自愿减排[2]）项目，进行碳交易或企业内部碳排放配额部分低扣。

下面结合大庆油田实际，谈一下这方面初步开展的工作。

2.1 伴生气回收利用

在油田伴生气回收方面，开展了CDM项目与CCER项目研究与实施工作，开发了南八天然气处理厂系统配套工程CDM项目和北I-2天然气处理厂系统配套工程CCER项目。主要通过CDM项目与CCER项目筛选与识别、项目方法学适用性研究、项目基准线识别与确定、额外性论证、减排量计算、普遍性分析、监测方法等，建立了油田伴生气回收项目减排量计算方法，实现了实体工程的减排量化。通过项目实施与项目在联合国EB（执行理事会）成功备案，和在国家发改委成功备案以及相关机构核查等，获得签发的经核证的减排量；通过碳交易获取碳收益并实现碳资产管理。在计入期10年内，开发利用CDM项目与CCER项目可预计获得CO2减排量600×104t左右。

2.2 油田地热资源综合开发利用

2.2.1 油田采出水余热

目前，充分利用采出水余热是油区地热综合开发利用较现实的方式。大庆油田已经进入开发的中后期，油田采出水量充足。资料表明，大庆油田年采出水量达到约5.5×108m3，并且逐年上升，其温度为35～42℃。如果采用有效的技术提取10℃温差的热量，则全年就可获得80×104t标准煤热量，资源巨大。近年来，在大庆油田利用低温热源供热方面积极地开展了一些工作，利用含油污水热能及地热资源解决了部分油田设施，如注水站、办公楼等的供暖及工艺管道伴热等，取得了很好的效果。实践证明，通过热泵技术利用油田采出水可以实现民用供暖、油田基础设施供热。目前着手在油田老区开展此项工作，并同时实施相应的CDM和CCER项目。

2.2.2 地热发电

在大庆油田进行深层天然气勘探时，已经发现有高温岩体地热能。干热岩开发利用的主体技术——压裂技术，目前已在油田广泛应用，为增强型地热开发奠定了较好的基础。推进地热资源开发利用，油田企业在勘探开发技术、人才等方面具有得天独厚的优势，这将有力推动地企进一步深入合作，为探索资源型城市地企协调发展提供新模式。

利用油田废弃井开展地热发电，是油田企业提高地热资源利用效率的有效途径。现已调查了试油地层静温资料的关停探井共2 486口，平均地层深度为1 936 m，平均地层静温为44.39℃；其中，地层温度在90℃以上的共366口，甚至有些井温达130℃左右。充分利用油田已有的基础设施、生产技术、储层资料等条件，为地热发电和余热综合利用提供的有利条件，并以地热发电实体工程为依托，开发相应的CDM项目或CCER项目。

2.3 CO2驱油

与其他驱油技术相比，CO2驱具有适用范围大、驱油成本低、提高采收率等显著优点，并且其特殊性质能够形成驱替，对地层没有污染，非常适合低渗透油藏的开发。据测算，CO2驱可在水驱基础上提高采收率近10个百分点，是改善开发效果、保障原油稳产的现实途径，同时有利于温室气体减排。

在室内实验评价的基础上，2007年在大庆油田进行CO2驱先导性矿场试验，2014年进入工业化矿场试验阶段，加速了CO2驱工业化推广进程。根据现场试验和测算，在CO2驱累积注气量为30×104t时，预测CO2埋存量可达28×104t；剩余CO2返出量经提取密闭循环后，重新注入地层驱油，年产油量可达几万吨，最终可使注入的CO2在地下全部埋存，为油田原油生产和温室气体减排作出一定贡献。开展相应的CDM项目和CCER项目研究与实施工作，需要依托实体工程项目建立相应的方法学，并向联合国EB或国家发改委申请批准。

方法学是指确定CDM项目或CCER项目基准线、论证额外性、计算减排量、制定监测计划等的方法指南。按CDM项目统一模式与流程，规范化开发的CCS（碳捕集与封存）基准线与监测方法学，可将具体的CCS-EOR（CO2捕集埋存与提高采收率）技术项目设计成CDM项目，以便论证CDM CCS项目所实现的减排量是真实的、可测量的、可核实的、保守的，并具有可追究的责任。由此获得的经核准的CCS减排量CERs（核证减排量）/CCER就可具备配额碳交易/自愿减排碳交易的碳信用额。

开发路线图可以分为先中文CCER平台上的CCS-EOR方法学开发，再英文版CDM平台上的CCS-EOR方法学开发这两个阶段。

3 碳资产管理体系建设探讨

3.1 研究目的

以公司的发展战略为核心，深入研究公司碳资产管理体系建设的整体架构、运行机制、制度规范、实施措施和信息管理技术。根据公司产业特点，结合公司节能减排已建立的管理体制为基础，提出公司碳资产管理建设整体可行性方案。

3.2 主要研究内容

1）公司碳资产管理制度及运行机制。根据国家制定相关政策，在公司产业结构和基础排放数据调研分析基础上，借鉴国内外重点企业碳资产管理实施经验，对公司碳资产管理制度及运行机制进行研究，包括碳排放报告和盘查制度、碳排放配额分配和覆约管理制度、碳减排项目开发和交易管理制度、碳资产评估和管理制度。其中：碳排放报告和盘查制度涵盖报告要求和程序、组织形式和分工、监测计划和核算方法等内容；碳排放配额分配和覆久管理制度涵盖公司配额分配基准和方法、覆约程序和责任分工等内容；碳减排项目开发和交易管理制度涵盖项目开发程序、职责分工和减排量交易方法；碳资产评估和管理制度涵盖公司碳资产评估方法和企业碳排放质量管理体系等内容。

2）公司碳排放监测评价管理系统。碳排放监测评价管理系统研究是以公司的发展战略为核心，企业碳排放质量管理体系的建立为基础，适应国内外碳交易市场需求，基于企业生产经营特点而研究开发信息管理系统。

碳排放监测评价管理系统可分为碳排放数据采集及鉴别子系统、碳排放计算工具及标准数据库、国际及国内减排项目方法学及项目审定核查数据库、国际及国内碳排放配额和政策数据库、碳排放盘查模块、碳减排项目开发模块、碳排放评价模块及碳排放贸易模块。整个系统运行环境为企业内部管理网，企业服务权限分为三级：企业生产人员、主管部门管理人员、高层决策人员。系统具有全面、灵活、高效特点，可全面涵盖企业多种经营业务，灵活应对国际、国家及省级不同的碳排放标准要求，可高效、实时监测评价管理企业碳排放数据，实现企业碳资产高效运营，为企业碳资产的管理提供强有力的保障。

3）公司碳资产市场分析。评估调研分析公司产业发展现状和温室气体排放状况，分析碳排放交易对公司产业经济发展的影响；调研交流国内外碳交易发展现状和成功经验措施；提出公司针对国家建立碳场权交易市场的相关政策和实施措施的建议，探讨利用市场手段实现节能降碳的目标，使企业满足国家温室气体减排政策、适应国内外市场变化、规避绿色贸易壁垒，赢得良好的经济和社会效益。

沙漠绿岛石西油田

4 结束语

抓好节能减排，实现绿色发展，是石油石化行业全体干部员工的共同愿望和责任。规范节能降碳精细管理，加大节能降碳工作考核力度，推进节能降碳技术进步，健全碳资产管理机制[3]，是油田生产企业今后工作的重点方向。