煤層氣全生命周期碳排放核算研究

戰友 黎劍

（黑龍江科技大學環境與化工學院，黑龍江哈爾濱 150022）

1 引言

煤層氣（亦稱煤礦瓦斯）是煤的伴生氣，主要成分為甲烷，其作為一種熱值高、燃燒產物對環境污染少的優質燃料，被廣泛應用于發電、民用、化工、燃料等領域。根據煤層氣資源動態評估結果，我國埋深2 000 m 以淺的煤層氣資源量約為30.05×1012m3［1］，其中，華北地區約占46.3%，西北地區約占25.9%，其次為南方地區、東北地區和滇藏地區［2］。截至2021 年年底，我國已累計探明煤層氣地質儲量超8 000×108m3，年產氣量約64×108m3［3］，煤層氣抽采利用率由2015年的86.4%增至2020 年的91.8%，井下瓦斯抽采利用率由2015 年的35.3%增至2020 年的44.8%［4］。

生命周期評價（Life Cycle Assessment，LCA）作為一種評估產品整個生命周期對環境影響的技術和方法，已被廣泛運用于碳排放研究領域［5］。本文針對煤層氣各生產工藝的碳排放源進行研究，從全生命周期角度分析并構建煤層氣全生命周期碳排放核算模型，以馬必東區塊4 億m3/a 產能煤層氣項目為實例進行核算分析，為煤層氣企業準確核算其排放量提供支持。

2 國內外煤層氣開采企業碳排放核算現狀

美國環保局（EPA）將排放端測量法列為碳排放核算中可靠性最高的方法，同時要求美國所有大型排放源和有條件安裝煙氣在線監測系統（CEMS）的企業在計算碳排放量時，必須選用排放端測量法［6］。目前我國對于CEMS 的研究在數據的準確性、傳輸的可靠性、環保部門的監管方面還存在不足，并且國內企業大多將CEMS 系統安裝在水平煙道上，由于上游直管段長度較短、煙道內流場復雜、設備運維不夠完善等，誤差可能高達30%～50%［7］。

我國國家發展改革委辦公廳先后共發布了20多個行業企業碳排放核算方法與報告指南，其中《中國石油和天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》適用于從事石油生產和常規天然氣生產的企業。煤層氣在產出機理、開采工藝以及集輸方式等方面與常規天然氣有著明顯差異。目前我國對于煤層氣企業碳排放方面的研究基本處于初級階段，尚未形成系統的核算模型。

3 應用油氣行業核算指南存在的問題

若應用油氣行業核算指南進行煤層氣企業的碳排放核算，存在以下問題：煤層氣勘探、開采設施工藝放空排放量與常規天然氣不同；未考慮鉆井過程中鉆井液攜帶的煤層氣逸散；未考慮煤層氣壓裂液返排、排水等特定生產過程的碳排放。以上問題將會導致核算結果存在數據偏差，主要原因為煤層氣與常規天然氣在以下幾個方面存在差異：

（1）產出機理

煤層氣壓力較低，較少出現無阻放空的現象，常規天然氣需要核算勘探環節無阻放空排放［8］。煤層氣主要以吸附狀態存在于煤的基質孔隙中；常規天然氣以游離狀態存在于砂巖或灰巖中［9］。當煤層壓力降至解吸臨界壓力以下時，煤層氣從煤層孔隙擴散到煤層基質塊外的滲透性裂隙，然后滲流到開采井。常規天然氣在浮力和流體壓力的驅使下，靠自身壓力運移。

（2）開采工藝

煤層氣井鉆井過程中，會有少量煤層氣隨鉆井液提升至地表后逸散；煤層氣井在壓裂液返排過程中，會有少量CH4溶于返排液；由于煤層氣井口壓力低，井口逸散量較常規天然氣低。煤層氣的開采方式為壓力衰竭法，首先對煤層進行壓裂，溝通煤層裂縫，再將壓裂液返排，降低煤層壓力，促使煤層氣解吸并運移至井口；常規天然氣井口壓力較大，一般通過自噴方式開采。

（3）集輸方式

煤層氣的集輸方式與常規天然氣不同，故工藝放空量存在差異。煤層氣具有多井、低壓、低產的特點，有時需增壓以滿足輸送要求。常規天然氣井間距大、井口壓力高，單井采氣后直接輸往集氣站［10］。

本文通過全生命周期法，結合煤層氣開采工藝，在現有各類核算指南及其他相關行業或工業生產過程碳排放核算方法的基礎上，建立一套適用于煤層氣企業的碳排放核算模型。

4 全生命周期碳排放核算模型

4.1 階段劃分

將煤層氣按照全生命周期大致可分為4 個階段，即前期工程、排采工程、集輸工程和終端消費。煤層氣全生命周期見圖1。

圖1 煤層氣全生命周期

4.2 核算方法

本文的核心方法是將煤層氣按照全生命周期劃分為4 個階段，分別對各階段碳排放活動進行分析，最后通過匯總加和得到碳排放總量，公式如下：

式中，E煤層氣為煤層氣全生命周期碳排放總量；E前期工程為前期施工階段的碳排放量，前期工程包括勘探、鉆井、固井和增產等工程；E排采工程為壓裂液反排及煤層氣抽采過程的碳排放量；E集輸工程為煤層氣集輸過程的碳排放量；E終端消費為終端消費階段的碳排放量。

4.3 核算模型

4.3.1 前期工程

煤層氣屬于解吸氣藏，在煤層氣勘探階段進行煤樣測試時，煤芯中蘊含的煤層氣極少散逸到大氣中；鉆井過程產生的鉆井液中不僅包含破碎煤粒中的游離氣、溶解氣和解吸氣，還包含井筒周圍煤層滲透和擴散的游離氣與溶解氣；煤層氣相較于常規天然氣壓力較低，較少出現無阻放空的現象，故鉆井液中攜帶的煤層氣即為鉆井階段要考慮的全部逸散量。綜上，前期工程階段主要碳排放源為鉆井液中攜帶的煤層氣逸散，以及各類施工器械和輔助生產設施所消耗的能源。

4.3.1.1 鉆井液中攜帶的煤層氣

李忠城等［11］通過全脫分析法對煤層氣損失氣量進行計算，有效地解決了煤層氣損失氣量計算中忽視的溶解氣和游離氣問題，通過沁水盆地棗園區塊3 號煤層的實際應用，發現該方法計算的損失氣量明顯高于常規煤芯樣品的回歸結果，前者一般為后者的1.5～4.5 倍。本文在全脫分析法的基礎上，計算出標況下鉆井液中CH4的氣體量，利用CH4的全球增溫潛勢（GWP）計算碳排放量，計算公式如下：

式中，E逸散為鉆井液中攜帶的煤層氣逸散導致的碳排放，t；Vz為鉆井液體積，m3；P 為當地大氣壓，Pa；T為井口煤層氣溫度，℃；P標為標準大氣壓，Pa；k1為井口逸散系數；k2為體積系數，即單位體積鉆井液中脫出的氣體體積；E 為全脫全烴，%；ηCH4為煤層氣中甲烷的體積分數，%；ρCH4為標況下甲烷的密度，t/m3；EFCH4為CH4的全球增溫潛勢，取21。

4.3.1.2 電力和熱力碳排放

施工階段，施工設備和輔助生產設施需要消耗電力、熱力資源。這部分碳排放可采用《省級溫室氣體清單編制指南（試行）》中提供的方法，通過企業凈購入的電力和熱力進行計算，公式如下：

式中，E電力為電力消耗導致的碳排放量，t；AD凈電為企業凈購入的總電力消費，kW·h；EF電力為全國平均電力碳排放因子（見表1）。

表1 電力、熱力碳排放因子

式中，E熱力為熱力消耗導致的碳排放量，t；AD凈熱為企業凈購入的總熱力消費，GJ；EF熱力為熱力碳排放因子（見表1）。

電力、熱力碳排放因子見表1。

4.3.1.3 化石燃料燃燒碳排放

企業邊界內各燃燒設施消耗化石燃料產生的碳排放可參照《IPCC 國家溫室氣體清單編制指南》方法1 中提供的計算方法，用不同燃燒設施分品種的化石燃料消耗量乘以相應的碳排放因子，再逐層累加匯總得到，公式如下：

式中，E化石為企業化石燃料燃燒產生的碳排放量，t；ADi，j為燃燒設施j 內化石燃料i 的消耗量，固體或液體以t 為單位，氣體以標況體積（萬Nm3）為單位；CCi，j為燃燒設施j 內化石燃料i 的含碳量，固體和液體以（tCO2/t 燃料）為單位，氣體以（tCO2/萬Nm3）為單位；OFi為化石燃料i 的碳氧化率，%。

不同化石燃料的特性參數差距較大，在計算時需對所使用的化石燃料的低位發熱量、單位熱值含碳量和碳氧化率進行檢測，以得到較為準確的碳排放因子。對于不具備檢測能力的企業可采用《省級溫室氣體清單編制指南（試行）》中提供的缺省值，見表2。

表2 常見化石燃料特性參數缺省值

4.3.2 排采工程

常規活性水壓裂技術和水力波及壓裂技術是目前國內應用較為廣泛的增產技術，在壓裂液返排過程中，存在少量CH4溶于返排液；在煤層氣抽采的初期、穩產期和高產期，產氣的同時也會產水，這些液體中存在部分溶解于水中的CH4。上述液體中溶于水的CH4揮發到空氣中，造成CH4的逸散。CH4是全球第二大溫室氣體，其20 a 和100 a 水平的全球增溫潛勢分別是CO2的84 倍與28 倍。張景奇等［12］研究了煤層氣生產過程中的泄漏和放空排放源，提出了排放量計算方法，并結合煤層氣生產現場進行分析驗證。本文引用其對煤層氣井修井放空排放和集氣站壓縮機維修放空排放的計算方法進行碳排放核算。

4.3.2.1 溶解于水中的CH4

要計算溶解于水中的CH4量需要檢測相應的壓力、溫度下CH4在水中的溶解度、井口數量以及每口井的排水量，公式如下：

式中，E溶解為溶解于水中的CH4逸散導致的碳排放量，t；Vi為第i 口井的排水量，m3；S為CH4在水中的的溶解度，t/m3。

4.3.2.2 煤層氣井檢修放空排放

煤層氣井檢修時CH4的放空量，即為套管和氣管的環形空間內存留的氣體，用煤層氣體積計算標況下CH4的體積，計算煤層氣井檢修時CH4的放空量，公式如下：

式中，E檢修為煤層氣井檢修放空導致的碳排放量，t；Di為第i 口井的套管內徑，mm；di為第i 口井的油管外徑，mm；Li為第i 口井的井深，m；P1為煤層氣井生產壓力，Pa；k 為年維修次數，次。

4.3.2.3 集氣站逃逸放空排放

集氣站放空碳排放主要來源于計量站、增壓站、逆止閥等處的逃逸放空排放。針對這部分碳排放核算可采用《中國石油和天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》中提供的方法，根據不同設施的數量及CH4逃逸排放因子進行計算，公式如下：

式中，E集氣站為集氣站逃逸放空導致的碳排放量，t；Ni為i 類設施的個數，個；EFi為i 類設施的CH4排放因子，t/（a·個）。

不同類型設施的CH4排放因子優先采用企業實測值，無實測條件的企業可參考表3，選用缺省值。

表3 不同設施CH4 排放因子缺省值

4.3.3 集輸工程

4.3.3.1 管線運輸

煤層氣進入集氣管線的運輸過程中，輸氣管道每運輸單位距離損耗率達0.006‰，則每運輸千立方米煤層氣單位距離CO2排放量為8×10－6t，公式如下：

式中，E管線為集氣管線運輸造成的碳排放量，t；k3為每運輸千立方米煤層氣單位距離CO2排放量，取8×10－6t/（m3·km）；Q 為煤層氣運輸總量，m3；L 為運輸里程數，km。

4.3.3.2 道路運輸

煤層氣道路運輸方式多采用液化天然氣罐車（LNG）運輸，其屬于重型貨車，道路運輸階段碳排放計算公式為：

式中，E道路為煤層氣道路運輸過程碳排放量，t；EF重型貨車為重型貨車的全國平均CO2排放因子，取8.77×10－4tCO2/km［13］。

4.3.4 終端消費

選取采暖作為煤層氣的終端消費方式進行碳排放核算，根據《省級溫室氣體清單編制指南（試行）》中提供的煤層氣特性參數（見表4）求出其CO2排放因子，與煤層氣的消耗量相乘，最終得到煤層氣終端消費產生的碳排放量，公式如下：

表4 煤層氣特性參數及CO2 排放因子

式中，E終端消費為煤層氣終端供熱的碳排放量，t；M為煤層氣的消耗量，m3；EF煤層氣為煤層氣的CO2排放因子，tCO2/m3。

煤層氣特性參數及CO2排放因子見表4。

5 煤層氣全生命周期碳排放核算分析

5.1 項目概況

馬必東區塊4 億m3/a 產能煤層氣項目位于臨汾市安澤縣、晉城市沁水縣境內，廠界面積63.3 km2（其中安澤縣57.8 km2、沁水縣5.5 km2），集氣站、采出水收集點、井場等主要地面工程均位于安澤縣，外輸管線起自安澤縣安1 集氣站，止于沁水縣的中央處理廠，總長37.4 km，其中8.5 km 位于安澤縣，28.9 km 位于沁水縣。根據評價井煤層解吸氣資料，馬必東區3 號煤層氣成分主要為CH4，含量為96.32%～98.26%，平均為97.80%，有少量N2、CO2、重烴等，屬于優質煤層氣。工程產能規模為4×108m3/a，建設井場45 座，采氣井327 口（其中直井/定向井254 口，水平井73 口），集氣站2 座（安1 集氣站規模為80×104m3/d、安2 集氣站規模為40×104m3/d），采出水收集點2 座。采氣管道設計壓力0.4 MPa，線路總長約41.45 km；集氣管道設計壓力2.5 MPa，線路總長約9.3 km；外輸管線設計壓力4 MPa，線路全長37.4 km。井場來氣經采氣管道匯集進入集氣站，在集氣站經壓縮、過濾、計量后經集氣管道匯集進入安1 集氣站出站管道，通過外輸管線去往沁水縣已建中央處理廠處理后外輸。同時為滿足安澤縣的用氣需求，安1 集氣站設有脫水裝置，部分煤層氣在安1 集氣站經壓縮、過濾、脫水、計量后通過安澤縣供熱供氣綜合利用工程管網輸送到安澤縣城以供使用。

5.2 碳排放核算

5.2.1 前期工程

5.2.1.1 鉆井液中攜帶的煤層氣

對項目鉆井液進行調查，每個直井/定向井平均產鉆井廢水約100 m3，每個水平井場平均產鉆井廢水約300 m3。由于目前沒有在煤層氣鉆井現場開展過井口取樣和鉆井液出口槽內取樣進行對比的全脫實驗，本文借鑒大慶油田現場實驗得出的井口逸散系數為1.48，借鑒沁水盆地棗園區塊3 號煤層的QN－001，QN－003，QN－005 這3 口井的全脫全烴值75.71%，鉆井液中的氣體體積系數取6.3，井口溫度20 ℃，則E逸散的計算結果為：

5.2.1.2 電力和熱力碳排放

項目熱力消耗主要為集氣站內值班室、控制室、機柜間的采暖，主要設備為5 臺分體冷暖壁掛式空調器KFRd－35GW、2 臺分體冷暖壁掛式空調器KFRd－50GW，5 臺1 000 W 的電暖氣。因項目未向熱力公司購入熱力，故廠區熱力碳排放并入電力碳排放。根據項目季度報告，馬必東區塊項目總用電負荷約為8 583 kW，工作時長330 d/a，年用電量6.8×104MW·h，電網基準排放因子取0.581 tCO2/MW·h，則E電力的計算結果為：

5.2.1.3 化石燃料燃燒碳排放

鉆井過程中鉆機需要大功率柴油機帶動，并需要柴油發電機提供電力。據調查，直井/定向井單井鉆井期（包括壓裂過程）需柴油23 t，水平井需柴油116 t，柴油低位發熱量43.33 GJ/t，單位熱值含碳量2.02×10-2tCO2/GJ，燃料碳氧化率98%，則E化石的計算結果為：

5.2.2 排采工程

5.2.2.1 溶解于水中的CH4

壓裂后期壓裂液返排時會攜帶部分CH4，項目穩產期產氣的同時也會產水。經統計，壓裂后期每座井場返排壓裂液約700 m3，項目穩產期氣井日均產水量為654 m3，17 ℃時CH4在水中的溶解度為35 mg/L，則E溶解的計算結果為：

5.2.2.2 煤層氣井檢修放空排放

項目鉆井采用二開井身結構，“一開”鉆至約80 m處，“二開”鉆至約800 m 水平井確定鉆遇3 號煤層后向靶點水平鉆進1 000 m。直井/定向井“一開”使用Ф311.2 mm 鉆頭，Ф244.5 mm 套管；“二開”使用Ф215.9 mm 鉆頭，Ф139.7 mm 套管完井。水平井“一開”使用Ф311.2 mm 鉆頭，Ф244.5 mm 表層套管；“二開”使用Ф215.9 mm 鉆頭，Ф139.7 mm 套管完井。井口節流后壓力≤0.15 MPa，油管選用DN65 鋼管，每季度例行煤層氣井檢修。則E檢修的計算結果為：

5.2.2.3 集氣站逃逸放空排放

根據設計資料，集氣站每年需檢修1 次，檢修氣體需點火炬排放，安1 集氣站放空火炬H＝15 m，直徑為DN300，安2 集氣站放空火炬H＝15 m，直徑為DN250，排放氣體量分別為2.8×104m3和1.4×104m3。壓縮機的工作壓力為1.0～1.55 MPa，煤層氣燃燒的CO2排放因子取1.93×10－3tCO2/m3。每個井口都配備有逆止閥，每個井場和集氣站各設置1 座計量站，安1 集氣站配備壓縮機5 臺，安2 集氣站配備壓縮機3臺。

集氣站檢修火炬燃燒排放（P2為壓縮機工作壓力）：

各類設施逃逸放空排放：

5.2.3 集輸工程

馬必東區塊項目井場來氣經采氣管道匯集進入集氣站，在集氣站經壓縮、過濾、計量后再經集氣管道匯集進入集氣站出站管道，部分煤層氣通過安澤縣供熱供氣綜合利用工程管網輸送到安澤縣城，其余則通過外輸管線去往沁水縣已建中央處理廠處理后外輸，項目集輸工程全部為管線運輸。采氣管道設計壓力0.4 MPa，線路總長約41.45 km；集氣管道設計壓力2.5 MPa，線路總長約9.3 km；外輸管線設計壓力4 MPa，線路全長37.4 km，則F管線計算結果為：

5.2.4 終端消費

選取家庭供熱供氣作為煤層氣的終端消費方式進行碳排放核算，則E終端消費計算結果為：

5.2.5 全生命周期碳排放

綜上，E煤層氣計算結果為：

5.3 結果分析與討論

5.3.1 結果分析

根據上述煤層氣碳排放核算模型，全生命周期碳排放核算結果見表5。

表5 煤層氣全生命周期碳排放量匯總

從表5 可知，煤層氣的前期工程階段碳排放量為51 825.52 tCO2，占全生命周期碳排放量的4.28%；排采工程階段碳排放量為105 454.62 tCO2，占全生命周期碳排放量的8.70%；集輸工程階段碳排放量為282 080.00 tCO2，占全生命周期碳排放量的23.29%；終端消費階段碳排放量為772 000.00 tCO2，占全生命周期碳排放量的63.73%；其中集輸工程和終端消費2 個階段約占全生命周期碳排放總量的87.00%。

除去終端消費階段的碳排放后，所得到的結果即為煤層氣開采企業自身碳排放量數據，見表6。

表6 煤層氣企業碳排放量匯總

除去終端消費階段后的碳排放數據即為煤層氣企業生產全過程的碳排放量。從表6 可知，集輸工程碳排放量占企業排放總量的64.20%，排采工程居第2 位，占24.00%，前期工程占比最少，為11.80%。通過對各階段碳排放量的細化分析可知，馬必東區塊項目生產過程中碳排放最多的過程分別為管道運輸過程管線泄漏及放空導致的排放、集氣站各設施泄漏及工藝放空導致的碳排放、外購電力碳排放和化石燃料燃燒產生的碳排放。

5.3.2 減排建議

為促進煤層氣產業節能減排，使其健康發展，本文主要從國家和企業2 個層面提出相應的發展建議。

從國家層面來看：

（1）制定煤層氣低碳發展規劃。煤層氣產業對于我國能源領域有著重要的意義，制定合理的發展規劃才能真正實現非常規天然氣的資源價值。首先政府要站在總體戰略和促進能源轉型的角度，結合煤層氣藏的位置特殊性，優先選擇儲量充足、開發難度低的地區，如沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣等，進行有序開發利用，實現煤層氣產業的低碳、穩定、合理發展。

（2）建立煤層氣碳排放核算體系。政府應建立煤層氣碳排放核算體系，綜合考慮不同生產工藝、管道設備設施等，協調管網、運輸和市場環節，統籌規劃，盡快建立適合我國煤層氣發展現狀的碳排放核算體系，指導煤層氣企業全面掌握和管理碳排放，明晰減排目標和方向。

（3）鼓勵大規模使用二氧化碳捕集、利用和封存（CCUS）技術。目前我國煤層氣項目尚未實際應用CCUS 技術，CCUS 技術主要包括捕集、壓縮、運輸、利用和存儲。一方面，政府應加大投入，利用示范效應推廣試驗，鼓勵企業大規模使用CCUS 技術；另一方面，對實施CCUS 技術，提高采收率的生產企業，政府應給予相應的財政補貼，積極鼓勵，爭取實現未來所有煤層氣企業都采用CCUS 技術。

從企業層面來看：

首先，煤層氣企業應積極配合國家政策，跟隨相關政策的引導方向。

其次，強化對排放源的監督管理，明確企業碳排放來源。

最后，加快對超臨界CO2壓裂技術和CO2泡沫壓裂技術的研究，爭取盡早實現技術規模化。超臨界CO2壓裂技術和CO2泡沫壓裂技術不僅能夠增加煤層氣產量，還可減少因水力壓裂產生的污水及壓裂液返排造成的煤層氣逸散，同時用于壓裂煤層的CO2將會置換煤層中的CH4，CO2被封存在煤層中，在減少溫室氣體排放的同時還能為企業創造額外碳匯，增加企業效益。

6 結語

隨著我國能源產業結構不斷優化升級，煤層氣產業的發展引起學者們的廣泛關注。目前國內學者對于煤層氣的研究主要集中于產出機理、增產技術、產業政策等方面，本文在煤層氣開采技術、碳排放核算方法現狀及全生命周期理論研究的基礎上，系統梳理了煤層氣開采過程中各溫室氣體排放源，按照全生命周期劃分為前期工程、排采工程、集輸工程和終端消費4 個階段，構建了煤層氣全生命周期碳排放核算模型，針對各階段主要排放源及排放活動所造成的碳排放量提出相應的核算方法。根據對馬必東區塊4 億m3/a 產能煤層氣項目的實際核算，分析和判定煤層氣全生命周期碳排放量及各階段碳排放主要來源，并主要針對前期工程、排采工程、集輸工程3 個階段進行細化分析，提出煤層氣企業生產過程中的主要碳排放源。本文研究的主要結論如下：

（1）煤層氣全生命周期階段劃分。在分析研究煤層氣生產消費全過程的基礎上，按照全生命周期劃分為前期工程、排采工程、集輸工程和終端消費4 個階段。

（2）構建煤層氣全生命周期碳排放核算模型。基于物料平衡法和排放因子法構建了煤層氣全生命周期碳排放核算模型，針對各階段主要排放源及排放活動所造成的碳排放量提出相應的核算方法。

（3）煤層氣項目碳排放情況。產量為4 億m3/a 的馬必東區塊煤層氣項目全生命周期碳排放總量為1 211 360.14 tCO2，除去終端消費階段后項目生產過程碳排放總量為439 360.14 tCO2，其中集輸工程和排采工程2 個階段占項目碳排放總量的88.20%，即煤層氣項目碳排放主要來源于集輸工程和排采工程2 個階段。煤層氣全生命周期各階段碳排放量為：終端消費＞集輸工程＞排采工程＞前期工程。