中国石化采油井场碳中和实施指南(试行)全文

中国石化采油井场碳中和实施指南(试行)全文1总则1.1编制目的为落实国家“双碳”战略要求，规范中国石化采油井场开发全生命周期的碳中和实施流程，明确技术路径、核算标准、验证要求与管理规范，推动陆上采油井场低碳化、零碳化转型，保障采油井场碳中和项目科学、合规、可追溯开展，特编制本指南。1.2适用范围本指南适用于中国石化陆上新建、在役、退役全类型采油井场的碳中和项目实施，包括自主抵消碳中和项目、自愿减排碳中和项目两类。海上采油井场碳中和实施可参照本指南执行。1.3术语与定义采油井场碳中和：指采油井场在划定核算边界内，一定周期内产生的温室气体排放量，通过自主节能降碳措施实现部分减排后，剩余排放量经由中国核证自愿减排量（CCER）、国家核证的林业碳汇项目减排量等符合国家要求的减排量予以抵消，实现净零排放。核算边界：指采油井场碳中和核算的地理与排放源范围，本指南规定为以采油井场征地范围为地理边界，涵盖生产运营全环节的直接排放、能源间接排放两类排放源。排放源：分为直接排放与间接排放两类：直接排放包括采油作业过程中燃气轮机、加热炉、锅炉等燃烧设备的化石燃料燃烧排放，采出液伴生气放空、无组织泄漏排放，作业车辆井场内部行驶排放；间接排放指井场生产消耗的外购电力、热力对应的排放。1.4基本原则合规性原则：严格遵守国家《碳排放权交易管理办法（试行）》《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》及中国石化内部低碳管理规定，所有项目流程符合法律法规要求。准确性原则：排放核算采用国家发布的核算指南与IPCC默认缺省值，优先采用井场实测数据，保证核算结果真实准确。额外性原则：用于抵消的减排量必须是超出正常业务范围、额外产生的减排，不得重复核算、重复抵消。透明性原则：所有核算数据、减排措施、抵消流程全环节公开可追溯，接受第三方核查与内部监督。2实施流程采油井场碳中和实施全流程分为六个阶段：项目启动与边界划定→排放核算→降碳措施实施→剩余排放量抵消→核查验证→挂牌与信息披露，各阶段明确要求如下：2.1项目启动与边界划定项目立项：由油田企业低碳管理部门牵头，联合开发、工程、安全、财务部门开展项目立项，明确碳中和周期：新建采油井场可选择“全生命周期（开发-生产-退役全阶段）碳中和”或“首年生产碳中和”；在役采油井场选择“年度碳中和”，每年度开展一次核算抵消。边界划定要求：地理边界以自然资源部门核发的井场土地证征地范围为准，不包含井场外集输管线、联合站等配套设施；排放源按照《中国石油天然气集团公司中国石油化工集团公司中国篮协核工业集团公司温室气体排放核算方法与报告指南石油天然气生产企业》（发改气候〔2015〕1723号）要求，全部纳入核算范围，不得遗漏无组织排放、放空排放等非燃烧排放源。2.2排放核算2.2.1核算公式采油井场核算周期内总排放量按公式（1）计算：

式中：E总——核算周期内总排放量，单位为吨二氧化碳当量（tCO₂e）；

E燃烧——井场内所有燃烧设备化石燃料燃烧产生的排放量，tCO₂e；

E放空——采出液伴生气非正常放空产生的排放量，tCO₂e；

E无组织——井场设备密封点、井口逸散的甲烷无组织排放折算的排放量，tCO₂e；

E外购能——井场生产消耗外购电力、热力对应上游产生的排放量，tCO₂e。

2.2.2分项核算方法与参数取值

1.化石燃料燃烧排放E

式中：i——燃烧使用的化石燃料种类，包括原油、天然气、柴油等；

FCi——第i种燃料消耗量，单位分别为原油、柴油吨（t），天然气万立方米（10⁴m³）；数据优先采用井场计量表实测数据，无计量数据采用月度领料单统计值，误差不得超过5%；

NCVi——第i种燃料低位发热值，单位为原油、柴油GJ/t，天然气GJ/10⁴m³；优先采用燃料供应商提供的检测值，无检测值采用国家默认缺省值：原油41.8GJ/t，柴油42.6GJ/t，天然气389.3GJ/10⁴m³；

CCi——第i种燃料单位热值含碳量，单位为吨碳/GJ（tC/GJ）；缺省值：原油0.020tC/GJ，柴油0.0202tC/GJ，天然气0.0153tC/GJ；

OFi——第i种燃料氧化率，%；缺省值：燃油98%，燃气99%。

式中：V放——核算周期内伴生气放空总量，10⁴m³；优先采用放空管流量计实测数据，无实测数据按采出液气油比与伴生气回收效率计算：V放=Q油×GOR×(1-η回收)，其中Q油为周期采油量，GOR为井场实测气油比，η回收为伴生气回收利用率；

ρ——伴生气平均密度，kg/m³，缺省值0.78kg/m³；

yj——伴生气中第j种温室气体的摩尔占比，甲烷摩尔占比缺省值85%，二氧化碳摩尔占比缺省值5%；

GW单井场无组织排放采用公式（4）计算：

式中：N井口——井场现有生产井口数量，口；

EF井口——单井口甲烷逸散排放因子，缺省值1.1tCH₄/井口·a（来源：国家发展改革委2015年发布的核算指南）；

N密封点——井场阀门、法兰、泵等动静态密封点数量，个；

EF密封——单个密封点甲烷逸散排放因子，缺省值0.01kgCH₄/密封点·a。

4.外购能源间接排放

式中：E电——核算周期内井场生产外购电力消耗量，单位兆瓦时（MWh）；数据取自电费结算单；

EF电——电力排放因子，采用国家碳市场最新发布的电网区域平均排放因子，当前全国电网平均排放因子为0.5703tCO₂/MWh；

H热——核算周期内井场外购热力消耗量，单位为吉焦（GJ），数据取自热力结算单；

EF热——热力排放因子，缺省值0.11tCO₂/GJ。

2.3自主降碳措施实施采油井场碳中和需优先实施自主降碳，降低需要抵消的剩余排放量，中国石化明确要求采油井场需优先实施以下降碳技术，自主降碳比例不低于核算总排放量的10%：

2.3.1伴生气全回收利用技术

针对目前国内油田平均伴生气放空率约1.2%的现状，要求井场配套密闭集输工艺，伴生气回收利用率达到98%以上；采用小型螺杆压缩机将低压伴生气增压输送至集输管网，用于站场加热燃料或外输销售，每回收1m³伴生气可减少约2.1kgCO₂e排放，单日产液100t、气油比50m³/t的井场，年可减少排放约1700tCO₂e。

2.3.2加热炉节能改造技术

淘汰热效率低于82%的老旧燃油加热炉，采用高效真空加热炉、烟气余热回收技术，将加热炉热效率提升至92%以上；采用空气预热、烟气再循环技术降低过剩空气系数，控制过剩空气系数在1.2-1.5范围内；单台1MW加热炉年可节约燃料约80t标准煤，减少排放约210tCO₂e。

2.3.3采油系统电气化改造

淘汰高能耗游梁式抽油机，采用永磁同步电机+变频调速节能技术，采油系统效率提升20%以上；推进油区绿电替代，利用井场空闲土地、井场房屋屋顶建设分布式光伏发电，自发自用、余电上网；单口10kw抽油机采用分布式光伏替代电网电，年可减少排放约40tCO₂e，百口井井场年减排可达4000tCO₂e。

2.3.4无组织排放管控

采用LDAR（泄漏检测与修复）技术对井场所有密封点每季度开展一次泄漏检测，修复泄漏率超过0.1%的密封点；推广使用无泄漏密封件，井口采用箭形密封圈替代传统盘根，降低井口逸散，可减少无组织甲烷排放30%以上。

2.3.5碳汇增汇措施

新建井场优化地面布局，保留原有植被，井场空闲区域因地制宜种植乡土树种，建设油田碳汇林；按照每10亩井场空闲地种植约200株杨树测算，每亩每年可新增碳汇约8tCO₂，百亩井场年增汇可达800tCO₂，自主增汇可纳入自主降碳量抵扣剩余排放量。2.4剩余排放量计算核算周期内采油井场剩余可抵消排放量按公式（6）计算：

式中：E自主降碳——核算周期内自主降碳措施产生的实际减排量，包括节能降碳减少的化石燃料燃烧排放、无组织排放管控减少的甲烷排放、自主碳汇产生的碳汇量；自主降碳量需单独核算，提供措施实施记录、能耗对比数据，确保减排量真实可信。

当E剩余≤0时，该采油井场实现自主碳中和；当E剩余>0时，需采购符合要求的减排量抵消剩余排放。

2.5（1）已在其他碳中和项目中使用过的减排量；（2）来源不清晰、未在国家自愿减排交易登记簿登记的减排量；（3）与本项目开发主体同属一个石油开采板块产生的减排量，避免重复核算；（4）产生时间早于核算周期3年以上的减排量。抵消比例要求：按照国家相关规定，用于抵消的CCER比例不得超过总排放量的5%，剩余部分优先由自主降碳、中国石化内部核证的碳汇项目减排量抵消。抵消流程：剩余排放量确认后，由油田企业通过全国碳交易市场或合规林业碳汇交易平台采购对应额度的减排量，完成减排量注销，留存交易凭证、注销证明，作为碳中和验证依据。3核查验证3.1核查主体与资质要求采油井场碳中和项目需由具有国家发改委备案的第三方核查机构开展独立核查，核查机构需具备石油天然气行业温室气体核查资质，与项目开发单位无利益关联。3.2核查内容边界划定合规性：核查地理边界、排放源范围是否符合本指南要求，是否存在遗漏排放源、故意缩小边界的情况；核算数据准确性：核查原始数据来源、参数取值是否符合规范，核算结果误差不得超过±5%，误差超过5%要求重新核算；自主降碳真实性：核查自主降碳措施是否真实落地，减排量核算是否符合额外性要求，是否存在虚增减排量的情况；抵消流程合规性：核查用于抵消的减排量是否合规，额度是否与剩余排放量匹配，是否完成注销，是否存在重复抵消问题。3.3核查报告核查完成后，第三方机构出具正式核查报告，明确核查结论：确认采油井场是否实现碳中和，明确核算周期总排放量、自主降碳量、剩余抵消排放量、抵消减排量来源与额度，报告需由核查机构授权签字人签字，加盖机构公章。4挂牌与信息披露4.1碳中和挂牌经核查确认实现碳中和的采油井场，由中国石化低碳发展管理部门统一核发“中国石化碳中和采油井场”标识，可在井场显著位置设立标识牌，标识牌需明确碳中和周期、总排放量、自主降碳量、抵消减排量来源、核查机构信息。4.2信息披露实现碳中和的采油井场项目信息需按照中国石化信息披露要求，在官方低碳信息平台公开披露，披露内容包括：井场基本信息、核算边界、核算周期、总排放量、自主降碳措施及减排量、抵消减排量信息、核查报告结论，接受社会监督，披露信息保留期限不低于5年。5退役井场碳中和要求退役采油井场全生命周期碳中和需额外开展闭井阶段排放核算：闭井过程中作业设备燃烧排放、井口封堵前扫线放空排放全部纳入总排放量核算；闭井后需对井场开展生态修复，修复产生的碳汇量可计入自主降碳量；全生命周期排放量核算完成后，剩余排放量按照本指南要求完成抵消，实现全生命周期碳中和。6质量管理与监督内部监督：中国石化低碳管理部门每年度对已完成碳中和的采油井场开展抽查，抽查比例不低于10%，发现存在数据造假、虚增减排量、违规抵消等问题，撤销碳中和认证，追究相关单位