ラテンアメリカ油田におけるバレル当たり炭素排出量の評価と脱炭素計画

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Offers a replicable bottom-up emission quantification method for oilfields, useful for carbon accounting research.

🏢実務担当者:Provides a step-by-step approach for oilfield operators to benchmark and reduce emissions using existing data.

🏛政策担当者:Empty string

抄録 ほとんどの操業会社は、規制やステークホルダーの要求に対応して排出削減目標を設定している。排出原単位（kgCO2e/bbl）は、石油・ガス田の排出量を監視・報告するための最良の指標である。本稿では、油田における1バレルあたりの炭素排出量を計算するための、包括的かつ実践的なボトムアップ手法を提示する。我々は、すべての主要な排出源を特定し、油田全体のカーボンフットプリントに対するそれらの寄与を定量化し、油田の排出原単位を削減するための技術について議論する。本手法は、油田開発ライフサイクル全体にわたる排出量を定量化する。分析では、Scope 1および2の排出量を考慮し、組み込まれた炭素製品およびサービスは除外しており、陸上石油生産者のブラウンフィールドで実施され、掘削および改修キャンペーン、地上設備の拡張、および水攻法操業を包含している。坑井敷地、坑井、および設備の詳細なインベントリが、リグ仕様、建設活動、およびエネルギーマトリックスとともに考慮された。排出量は、地上設備、物流、およびメタン監視技術からの操業データを用いて定量化され、現在のカーボンフットプリントをベンチマークするためにフィールドレベルで集計された。排出量の配分は、エネルギー消費（58%）、ベント（6%）、およびフレアリング（36%）であった。エネルギー消費が排出量の主要な寄与要因として浮上し、総排出量の58%を占め、その内訳は坑井から71%、処理から5%、および水注入設備から15%であった。排出削減は、操業効率（潜在削減率5%）、エネルギー効率（潜在削減率5〜15%）、およびよりクリーンなエネルギー源への移行を通じて達成できる。操業効率には、現場慣行の改善と、設備の信頼性を高めるための自律運用の採用が含まれる。エネルギー効率は、特に人工採油システムおよび水注入ポンプにおいて、低エネルギー消費の代替設備への交換に焦点を当てている。よりクリーンなエネルギー利用には、坑井サイトを地域の送電網に統合してディーゼル依存度を低減することが含まれる。ベントおよびフレアリングは重要な寄与要因として特定され、随伴ガスを輸送して発電に使用することによる潜在的な削減が可能である。単相流システムから多相流システムへの移行には、操業思想の変更が必要である。ガスの商品化は、送電網利用のためのエネルギーを生産することにより、排出量を削減し収益を生み出す機会を提示する。効率的な人工採油システムの導入、操業慣行の改善、および発電のための随伴ガスの利用は、追加コストなしでカーボンフットプリントを少なくとも20%削減できる。全体的な影響は、フィールド内でのこれらのソリューションのスケーラビリティと拡張に依存する。本論文は、既存の操業データを使用して、資産またはフィールドレベルでバレルあたりの炭素強度ベンチマークを正確に定量化し設定するための、新規のボトムアップ手法を提案する。本手法は、フィールドから企業レベルへのデータ集約を促進し、企業の脱炭素戦略を実行可能な計画へと変換することを可能にする。排出管理を日常業務に統合することで、チームは最小限のコストで大幅な排出削減と操業改善を達成し、同時に現在の専門家を育成することができる。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

Abstract Most operating companies have set emission reduction targets in response to regulations and stakeholder demand. Emission intensity (kgCO2e/bbl) is the best measure for monitoring and reporting emissions of an oil and gas field. In this manuscript, we present a comprehensive and practical bottom-up approach to calculate the carbon emissions per barrel in a field. We identify all major sources of emissions, quantify their contributions to the field's overall carbon footprint, and discuss technologies to reduce the field's emission intensity. This methodology quantifies emissions across the field development lifecycle. The analysis considers Scope 1 and 2 emissions, excluding embodied carbon products and services, and was conducted in an onshore oil producer brownfield, encompassing drilling and workover campaign, surface facilities expansion, and waterflooding operations. A detailed inventory of wellsites, wells, and equipment was considered, along with rig specifications, construction activities and energy matrix. Emissions were quantified using operational data from surface equipment, logistics, and methane monitoring technologies, and aggregated at the field level to benchmark the current carbon footprint. The emissions allocation was: energy consumption (58%), venting (6%) and flaring (36%). Energy consumption emerged as the primary contributor to emissions, accounting for 58% of total emissions, with 71% from wells, 5% from processing, and 15% from water injection facilities. Emissions reduction can be achieved through operational efficiency (5% potential reduction), energy efficiency (5-15% potential reduction), and transitioning to cleaner energy sources. Operational efficiency involves improving field practices and adopting autonomous operations to enhance equipment reliability. Energy efficiency focuses on replacing equipment with low-energy consumption alternatives, particularly artificial lift systems and water injection pumps. Cleaner energy utilization involves integrating wellsites with the local grid to reduce diesel dependency. Venting and flaring were identified as significant contributors, with potential reductions by transporting and using associated gas for power generation. Changes in operational philosophy are necessary to transition from single-phase to multiphase flow systems. Gas monetization presents an opportunity to reduce emissions and generate revenue by producing energy for grid use. Implementing efficient artificial lift systems, improving operational practices, and utilizing associated gas for power generation can reduce the carbon footprint by at least 20% without additional costs. The overall impact depends on scalability and expansion of these solutions within the field. This paper proposes a novel bottom-up approach for accurately quantifying emissions and setting a carbon intensity per barrel benchmark at asset or field level using existing operational data. This method facilitates data aggregation from field to corporate level and enables the transformation of corporate decarbonization strategies into actionable plans. Integrating emissions management into routine operations empowers teams to achieve significant emissions reductions and operational improvements at minimal cost while upskilling current professionals.

• openaire https://doi.org/10.2118/229090-msfirst seen 2026-05-05 19:06:34 · last seen 2026-09-21 04:25:38