1/12 CM-029-V01 燃放或排空油田伴生气的回收利用 （第一版） 一、 来源、定义和适用条件 1. 来源 本方法学参考UNFCCC EB的CDM项目方法学AM0009 Recovery and utilization of gas from oil wells that would otherwise be flared or vented（第6.0版），可在以下网址查询http//cdm.unfccc.int/ologies/DB/4M0QW2N9PMPXCATTHXIAOA9Z0P4960 该方法学也参考最新批准的如下工具 化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具； 电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算工具； 额外性论证与评价工具； 2. 定义 对于该方法学，适用以下定义 伴生气与石油共生的天然气，其存在于石油中或呈气顶状态存在于石油表面。 气举油井开发中一种人工举升方法，此方法通过向生产管道中喷注气体，以减小流体静液柱压力。底部压力的减小可以使汇集的液体以较高的速度进入井口。 气举气石油井中气举所用的高压气体。 回收气项目井中回收的伴生气和/或气举气。 加工厂通过化学、物理或者两者相结合的方法分离或加工烃的工厂，其目的是生产烃和其他产品（例如硫）。 压缩天然气（CNG）为了储存和/或运输压缩的天然气（一般大于200巴）。 燃气管道每天运输能力超过一百万Nm3的管道。 3. 适用条件 该方法学适用于回收并利用油井伴生气和/或气举气的项目活动。 具体适用条件包括 2/12 通过可移动或者固定设备预先处理（压缩和气液分离）后，项目回收的气体 包括 { 用于满足本油田的能源需求，和/或； { 不经加工输入到天然气管道，和/或； { 输送到生产烃类物（例如干气、液化石油气（LPG）和聚合物）的加工厂，这些干气可以i直接输送到气体管道里，或者ii先压缩成压缩天然气（CNG），然后通过拖车/卡车/搬运车，这些产品解压后最终进入燃气管道。 z 不能改变项目活动边界范围内的油井的石油生产流程，例如增加产量或提高产品质量。 z 只有在实施气举措施的项目活动中，才允许往油层及其生产系统喷注气体。 z 在实施回收伴生气和/或气举气时，回收气体全部来自正在生产中的现役油井。 以上的适用条件也包括所提及的方法学工具。 最后，该方法学只适用于最终确定的基准线情景是 z 继续维持当前情景，伴生气和/或气举气直接排空（基准线情景G1）或火炬燃放（基准线情景G2）；或者使用部分伴生气和/或气举气以满足现场能源需要，余下的气体排空或者火炬燃放（基准线情景G3）；和； z 继续维持当前石油和天然气基础设备的运行，不进行任何重大改变（基准线情景P4）；和； z 若项目活动中实施气举措施，基准线情况下使用的气举气与项目活动下的气举气是相同的来源和量（基准线情景O1）。 二、 基准线方法学 1. 项目边界 项目边界包括 收集伴生气和/或气举气的项目油藏和油井； 基准线情景下伴生气和/或气举气被火炬燃烧或者直接排空的现场； 气体回收、预先处理、运输的设施和压缩机； 气举气来源地 表1 列出基准线和项目排放的项目边界包括和排除的排放源。 表1项目边界包括和排除的排放源 来源 气体是否包括理由/说明 3/12 基准线排放终端用户使用非相关气体或者其他化石燃料产生的燃烧排放 CO2是 基准线排放主要来源 CH4否 为了简单化排除，这是保守的 N2O否 为了简单化排除，这是保守的 项目排放为了回收、预处理、运输，加压或解压的能源利用 CO2是 基准线排放主要来源 CH4否 为了简单化排除。此排放源可忽略。 N2O否 为了简单化排除。此排放源可忽略。 图1基准线活动示意图 4/12 图2项目活动示意图 项目区域可包括1个产量目标的产量分成合同（PSC）下的数个油井。 基准线情景识别和额外性论证 项目参与方应采用下列步骤 步骤1识别可能的替代方案 项目活动包括三个组成部分。可能的替代方案应包括下列组成部分 来自于项目油井伴生气和/或气举气的可能替代方案，尤其是 G1 伴生气和/或气举气在石油生产地现场排空； G2 伴生气和/或气举气在石油生产地现场火炬燃放； G3 现场使用部分伴生气和/或气举气满足现场能源需求，剩余气体排空G1或火炬燃放G2; G4 伴生气和/或气举气注入油藏或气藏； G5 该拟议项目活动没有注册成为自愿减排项目； G6 以回收、运输和利用的伴生气和/或气举气为原料，生产其他产品。 石油和天然气基础设施可能的替代方案应包括拟议的项目活动和所有与现5/12 有或新建天然气加工厂、管道、压缩机等相关的替代方案。这主要取决于拟议项目活动的情况，尤其是 P1 新建加工厂用于处理回收气，同时，项目活动未注册成为自愿减排项目； P2 新建低容量的加工厂，且不处理伴生气和回收气。 P3提供回收气至现有气体加工厂和建设必要的加工设备，本项目活动未注册成为自愿减排项目； P4 现有石油和天然气加工设备继续运行，不对设备做任何重大改变； P5 给气体管道提供未经预处理的回收气，项目活动未注册成为自愿减排项目。 气举气利用可能的替代方案，尤其是 O1 在实施气举措施的项目活动中，使用与项目活动相同的气举气来源和量； O2 在实施气举措施的项目活动中，使用与项目活动不同的气举气来源但相同的气举气量； O3 在实施气举措施的项目活动中，使用与项目活动相同的气举气来源但不同的气举气量； O4 在实施气举措施的项目活动中，使用与项目活动不同的气举气来源和量； O5 没有采用气举系统。 拟议项目活动可能的替代方案，应识别和考虑这三种组成的现实组合，项目设计文件中应明确描述和示意说明所识别的组合。 步骤2法律方面评估 法律方面评估，应说明如下问题 z 替代方案是否在法律或其他协议和标准允许的范围内 z 这些法律或其他法规（例如环境法规）是否明确限制某些替代方案 所有替代方案应符合适用的相关法律和法规的要求，即使这些法律不是以温室气体减排为目标。如果一种替代方案并没有遵守所有强制性的适用法律和法规，则要对施行该法律和法规的国家或地区的执法现状进行考察, 以表明对这些适用法律和法规有法不依,执法不严, 违法不究的现象在该国普遍存在。 步骤3评估替代方案的经济吸引力 经济吸引力用于评估步骤2识别出的技术可行并且符合法律或规定标准允许的替代方案。根据最新版本的“额外性论证与评价工具”投资分析指导，确定每个替代方案的内部投资收益率（IRR）用于评估项目的经济吸引力。IRR应由下列6/12 参数确定，尤其下列参数适用于相关方案时 z 伴生气和/或气举气的整体设计产量； z 气体回收、燃烧、排放、现场消耗、气体加工厂处理和/或压缩到管道中的设计量； z 交付回收气至气体管道或气体加工厂（如果由第三方运行）的议定价格（例如来自于产量分成合同） z 回收气的净热值； z 在相关方案下需要的所有石油和天然气设备的资本支出CAPEX，例如气体回收设备、管道、和气体加工厂（如适用）等等。 z 各种方案相关的所有运行支出OPEX； z 替代方案运行产生的所有收益，例如来自于销售加工后的气体或气体加工厂的其他产品或电力； z 任何分红协议和成本回收，例如通过替代回收气节约的成本，如适用。 如果在特定位置排空或火炬燃放伴生气不是完全禁止的，但是需要交税或罚款，这些税费和罚款的影响应该在IRR计算过程中考虑。 最有经济吸引力的替代方案为基准线情景。如果项目活动的IRR低于项目参与方的最低预期资本回收率（典型值大概是10），最可能的基准线情景不是不作为自愿减排项目开发的项目活动本身，则进入下一个步骤，否则本项目活动不具有额外性。 经国家主管部门备案的审定/核证机构应该核实各个东道国此类型投资的IRR值具有代表性。计算过程应该清楚的描述和说明。 步骤4普遍性分析 根据最新版“额外性论证与评价工具”中普遍性分析指南进行分析。 2. 基准线排放 该类型项目活动主要通过替代回收和利用油井伴生气和/或气举气，从而获得减排量。回收气体的利用替代其他化石燃料的使用，例如 z 炼油厂可以利用回收气体替代非伴生气； z 在其他情况下，回收气体可以压缩进入天然气管道，替代其他地方炼油厂非伴生气的使用。 确切的排放效果很难确定，而且需要分析项目活动和基准线情景整个燃料供应链到最终用户。方法学提供一个简化和保守的减排量计算方法，假定回收其他的使用替代甲烷（最低直接CO2排放的化石燃料）使用。项目活动和基准线情景加工和运输燃料到最终用户产生的排放可以忽略，因为假定它们的排放重要性和水平是相似的。 7/12 基准线排放计算如下 Methane,COy,F,RGy,FyEFNCVVBE2 （1） 其中 yBE y年基准线排放量tCO2e yFV, y年在图2中F点测量的回收气体体积Nm yFRGNCV,, y年在图2中F点回收气体的净热值TJ/Nm3 MethaneCOEF,2 甲烷的CO2排放因子tCO2/TJ 3. 项目排放 该方法学考虑以下项目排放源1 z 回收、预处理和运输（如果可能，还包括压缩回收气体至图2中F点）消耗化石燃料产生的CO2排放； z 回收、预处理和运输（如果可能，还包括压缩回收气体至图2中F点）消耗电力产生的CO2排放； 项目排放计算如下 yelecCOysfossilfuelCOyPEPEPE,,2,,2 2 其中 yPE y年项目活动的排放量 tCO2e ysfossilfuelCOPE,,2 y年回收、预处理和运输（如果可能，还包括压缩回收气体至图2中F点）消耗化石燃料产生的CO2排放tCO2e yelecCOPE,,2 y年回收、预处理和运输（如果可能，还包括压缩回收气体至图中2 F点）消耗电力产生的CO2排放tCO2e 1其他项目排放源，例如在回收、运输和回收气体处理过程中泄漏、排空和燃烧产生的排放，假定在基准线情景中重要性相似。 8/12 消耗化石燃料产生的项目排放 消耗化石燃料产生的项目排放（PECO2,fossilfuels,y）包括回收、预处理和运输（如果可能，还包括压缩回收气体）消耗化石燃料产生的排放，按最新版本“化石燃料燃烧导致的项目和泄漏的二氧化碳排放计算工具”进行计算，其中PECO2,fossilfuels,y相当于工具中的PEFC,j,y，过程j相当于到图2中F点之前燃料燃烧的所有源（例如，压缩机等等）。所有适用的排放源应该在项目设计文件和监测报告中清楚的说明。 消耗电力产生的项目排放 消耗电力产生的项目排放（PECO2,elec,y）包括回收、预处理和运输（如果可能，还包括压缩回收气体）消耗电力产生的排放，按最新版本“电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算工具” 进行计算，其中PECO2,elec,y相当于工具中的PEEC,y，相当于到电力消耗源j图中2 F点之前电力消耗的所有源（例如，压缩机等等）。所有适用的电力消耗排放源应该在项目设计文件和监测报告中清楚的说明。 4. 泄漏 泄漏排放应考虑项目活动回收气体输送到炼油厂加工成烃类物（例如干气、LPG和冷凝物）和干气先压缩成为CNG，然后通过交通工具运输，在进入气体管道前再最后减压这些过程中产生的排放。对于其他类型项目活动，泄漏排放不需要考虑。 泄漏排放计算如下 yECyFCyLELELE,, （3） 其中 yLE y年项目活动的泄漏排放量tCO2e yFCLE, y年图2中F点后消耗化石燃料产生的泄漏排放tCO2e yECLE, y年图2中 F点后消耗电力产生的泄漏排放 tCO2e 消耗化石燃料产生的泄漏排放 9/12 消耗化石燃料产生的泄漏排放（LEFC,y）按最新版本“化石燃料燃烧导致的项目或泄漏的二氧化碳排放计算工具” 进行计算，其中LEFC,y相当于工具中的PEFC,j,y，过程j相当于在图2 F点之后燃料燃烧的所有源（例如，压缩机、减压装置或拖车/卡车/搬运车等等）。所有燃料消耗的排放源应该在项目设计文件和监测报告中清楚的说明。 消耗电力产生的泄漏排放 消耗电力产生的泄漏排放（LEEC,y）按最新版本“电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算工具” 进行计算，其中LEEC,y相当于工具中的PEEC,y，电力消耗源j相当于在图2 F点之后电力消耗的所有源（例如，压缩机、减压装置或拖车/卡车/搬运车等等）。所有电力消耗的排放源应该在项目设计文件和监测报告中清楚的说明。 5. 减排量 减排量计算如下 yyyyLEPEBEER −− （4） 其中 yER y年项目减排量tCO2e yBE y年基准线排放量tCO2e yPE y年项目排放量tCO2e yLE y年项目泄漏量 tCO2e 6. 不需要监测的数据和参数 除了列在下表中的参数，在所应用的方法学中提到的工具中要求监测的其他数据和参数不用监测。 数据/参数 EFCO2,Methane单位 tCO2/TJ 描述 甲烷的二氧化碳排放因子 10/12 来源 按照ISO6976说明的程序和数据计算 单位 数值 来源 甲烷的碳含量 12,011kg/kmol ISO6976表 1 甲烷的二氧化碳排放因子 44.01kg/kmol ISO6976表1 甲烷的净热值（在25摄氏度时） 802.60kJ/mol ISO6976表 3 使用的数值 54.834 tCO2/TJ 备注 --- 三、 监测方法学 所有在监测部分收集的数据都要电子记录并在最后计入期末后保留至少两年。下表中的数据都要百分之百监测，除非未提及。所有监测过程的测量设备都要根据相关行业标准进行校准。 项目设计文件必须包含保证数据收集并适当保存的最基本程序。 除此之外，所应用的方法学中提到的工具中的监测条款须应用到监测过程中。 基于石油生产的项目排放和基准线排放的预测和调整 项目排放和基准线排放取决于收集的伴生气和气举气的量，与石油生产紧密相关。石油生产可以在油藏模拟器的帮助下预测, 油藏模拟器反映出油藏器中石块和流体物的状态。根据石油生产中的预测，气体中甲烷含量和其他参数具有相当大的不确定性，在监测过程中，采用事后监测收集气体的量和成分，同时还要相应调整基准线和项目排放量。 审定经国家主管部门备案的审定/核证机构应根据调查的估算值确认项目设计文件里估算的减排量，按照产量分成合同这些调查用来定义潜在石油生产项目的条款。 核查经国家主管部门备案的审定/核证机构应核查石油、伴生气和气举气的生产数据，并根据上述调查中用来定义潜在石油生产项目的条款，与最初生产目标进行比较。 11/12 如果实际石油生产与最初的生产信息有重大差距，那么应该核查这种差距是否是故意的，并且应该在双方签订的产量分成合同中恰当地说明。 数据/参数 VF, y单位 Nm3描述 图2中y年F点测量的气体总收集量 来源 流量表（例如，隔膜槽） 测量流程（如果有） 数据应使用经校准后的流量表测量。测量应采取点测，点测的位置在预处理电厂收集气体的出口处。 监测频率 连续监测 QA/QC 流程 气量应使用定期校验后的计量设备进行完整测量。测量值应转换成在测量的时候常温和常压下的值。 备注 --- 数据/参数 NCVRG,F,y单位 TJ/Nm3描述 图2中y年F点收集的气体的平均净热值 来源 现场测量（图2中F点气体样本的化学分析） 测量流程（如果有） 测量流程应符合国家或国际燃料标准。应在图2中F点定期采集气体样本并且应通过QA/QC程序下的化学分析确定每种气体样本的质量构成。基于质量构成，根据ISO6976或同等标准，在燃烧参考温度25摄氏度，和用于参数VF, y的相同测量参考条件下确定每种样本基于体积测定的净热值。在y阶段平均净热值定义为在相同阶段采集的样本的算术平均净热值。 监测频率 样本，成分分析和净热值的计算至少每月监测一次 12/12 QA/QC流程 样本应符合ISO10715或同等标准。成分分析应符合ISO6974或同等标准。日常维护和校准应符合ISO10723或同等标准。GC 气体校准应符合ISO6141或同等标准。每年制造商维修和校准应符合ISO17025或同等标准。一旦使用第三方实验室，上述应符合ISO17025鉴定合格的最低标准或者证明符合相似质量标准。备注 在此方法学中，“净”与“低”“次”意思相同，“热值”与“发热量”意思相同。