陆上石油天然气开采中VOCs与CH4的协同控制

梁林佐 马 滢 毋 勇 杨光福 丁 毅 王雪梅 洪 叶

(中国石油集团安全环保技术研究院有限公司)

0 引 言

石油天然气作为重要的一次能源，攸关国家安全和国计民生，是我国国民经济发展的重要支柱产业。天然气作为清洁能源，为改善环境空气质量发挥了重要作用。近十年来，我国石油的对外依存度从48.8%上升到67.2%，天然气对外依存度从5.7%陡升至39.4%，这一趋势还将持续发展。预计到2035年，我国石油和天然气的对外依存度将分别达到70%和55%。我国原油产量保持2×108t/a和天然气产量保持3 000×108m3/a，是保障国家能源油气安全的核心任务，具有重要的政治经济意义[1]。因此需要大力提升国内油气勘探开发力度，努力保障国家能源安全。

为了改善能源结构、控制大气污染，对天然气保供增供提出了越来越高的要求，要加强陆上和海上油气勘探开发，有序开放矿业权，积极开发天然气、煤层气、页岩油(气)。石油天然气开采特征大气污染物SO2、挥发性有机物(VOCs)以及温室气体CH4，对环境空气带来严重的污染影响和温室气体效应。GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》[2]规定了陆上石油天然气开采工业、企业VOCs排放控制要求、监测和监督管理要求，同时对温室气体CH4的排放提出了协同控制要求。该标准的实施，对陆上石油天然气开采工业、企业贯彻落实《中华人民共和国环境保护法》[3]《中华人民共和国大气污染防治法》[4]，防治环境污染、积极应对气候变化，促进行业技术进步，推动行业绿色、低碳、高质量发展，将发挥积极作用。

1 协同控制的必要性

“协同效益”(或“协同效应”)是国际社会联手应对气候变化、努力减少温室气体排放进程中应运而生的概念，旨在减少温室气体排放的措施产生的附带的局地大气污染物(或传统大气污染物)减排及其人群健康等效益，或者在实施局地大气污染物(或传统大气污染物)减排时所产生的温室气体减排效益。对实现协同效益必要性认识的提升直接催生了“协同控制(co-control)”这一重要概念，即人们在充分认识和评估协同效益的基础上，主动选择减排措施、制定减排计划(规划)，将温室气体与局地大气污染物同步减排付诸行动[5-6]。

为改善空气质量，2013年和2018年国务院先后出台了《大气污染防治行动计划》[7]和《打赢蓝天保卫战三年行动计划》[8]。由于大气污染物和温室气体排放之间存在广泛的同源性，为有效利用两者目标的“协同性”，达到事半功倍的效果，协同控制大气污染物和温室气体的理念应运而生，并已得到广泛认同，且被明确写入2015年修订的《中华人民共和国大气污染防治法》。《打赢蓝天保卫战三年行动计划》在目标指标中明确要求“协同减少温室气体排放”，基于措施的协同效应评估，并结合减排目标，设计相应的协同控制路径或规划。GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》规定陆上石油天然气开采工业要协同控制CH4。

VOCs的大气污染分为臭氧污染、细颗粒物(PM2.5)污染、有害空气污染物污染和臭味污染。大部分的VOCs具有较强的光化学反应性，与大气中其他化学成分如NO反应，形成高浓度的O3及其他过氧化物，会刺激和破坏深呼吸道粘膜和组织，对眼睛有轻度刺激性。VOCs参与了大气中二次气溶胶的形成，不易沉降，形成雾霾天气。有害空气污染物包括VOCs、多环芳烃化合物、重金属及二噁英等。VOCs最主要的健康影响，在于长时间低浓度暴露下将使人体致癌几率增加。臭味是人体受物质刺激感受的嗅觉反应，当人对某种气味感到厌恶，即构成臭味污染。多数VOCs具有特殊气味。

CH4是仅次于CO2的全球第二大温室气体，对全球变暖的贡献率约为1/4，比CO2在大气中更加活跃[9]。虽然它在大气温室气体中只占小部分，但其危害之大不逊于CO2。联合国政府间气候变化专门委员会第六次评估报告(AR6)做的全球增温潜势(GWP)分析显示，相同质量的CH4与CO2相比，100年内，CH4的温室效应是CO2的29.8倍，而在20年跨度内，CH4的温室效应是CO2的82.5倍[10]。CH4危害大，因此要给予足够的重视。

陆上石油天然气开采工业大气污染物排放过程中VOCs与CH4的协同控制应基于行业可行与可达污染控制技术，结合治污成本和环境效益，通过对清洁生产工艺、污染治理措施的技术经济评估确定排放限值和控制要求，力求使标准做到科学合理，具有可操作性，避免“一刀切”。对技术先进、行业总体排放管控水平较高的污染源，予以加严控制；对污染治理还存在困难、治理技术还很薄弱的污染源，限值适当从宽；依据行业企业分布特点，对重点区域从严控制；考虑行业排放实际和污染治理技术发展，对现有企业保留适当的提标改造过渡期。同时，对标先进，兼顾国内外控制水平。在保障国家能源安全的同时，促进行业绿色发展与技术进步，提高污染物排放控制水平。

2 污染源分析

2.1 温室气体排放管控现状

2016年11月，具有里程碑意义的具有法律约束力的《巴黎气候变化协定》正式生效。近200个缔约方就全球平均温升控制在工业革命前2℃以内达成共识。2016年9月，全国人大常委会批准中国加入《巴黎气候变化协定》，于2030年左右使CO2排放达到峰值并争取尽早实现。资本市场对上市公司碳排放信息披露要求越来越高，2021年7月16日，全国碳排放权交易市场正式开始上线交易。温室气体排放管控是一项系统工程，主要任务包括：①温室气体排放监测、核算与报告，主要是鼓励企业开展燃料低位发热量、含碳量、碳氧化率，以及CH4逸散和放空等温室气体排放核算因子的实测。②碳排放配额清缴履约，实施碳资产管理。③实施温室气体排放控制措施。

温室气体排放控制措施包括：①综合采取推行清洁生产、优化产业结构和资源能源结构、采用先进生产工艺技术和装备、淘汰落后产能、提高资源能源利用效率。实施温室气体回收利用。②油气田企业应采取措施控制或减少油气勘探、开采、处理、储运等环节的CH4逸散和放空，积极实施设备和管线组件泄漏检测与修复(LDAR)，实施VOCs与CH4排放的协同管控。③鼓励企业因地制宜实施CO2捕集、利用与封存(CCUS)和林业碳汇等温室气体减排项目。

2.2 VOCs和CH4排放

CH4和VOCs的共同排放源有：油品储存与装载、采出水敞开液面、设备与管线组件泄漏、火炬系统等；CH4主要来自于天然气，主要排放源包括边远油井单井罐放空气、油井套管气、试油和试气过程排放气、天然气压缩机启停吹扫放空气等。

陆上石油天然气开采工业的主要产品及其组成如下：采出液一般为原油、天然气和水的混合物，平均含水率90%以上；天然气中CH4占95%～99%(mol%)，其次为乙烷；未稳定原油C1～C50，其中C1～C5较多；稳定原油C6～C50；天然气凝液及其液化石油气和稳定轻烃产品C2～C5。由于VOCs和CH4大多共存在同一物料、排放源中，且设备与管线组件VOCs泄漏检测、采出水敞开液面VOCs逸散排放检测值中包含CH4，因此GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》提出的控制要求，大多可实现VOCs和CH4的协同控制。按照《中华人民共和国大气污染防治法》关于“对颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、VOCs、氨等大气污染物和温室气体实施协同控制”的规定，GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》对油气田VOCs和CH4实施协同控制，同时对涉及天然气(包括油田伴生气)生产系统等额外提出了CH4排放控制的要求。

3 VOCs和CH4排放控制

按照GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》[11]要求，结合GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》[12]、GB 50349—2015《气田集输设计规范》[13]等，GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》对挥发性有机液体储存和装载、含油废水集输与处理、火炬系统、设备与管线组件泄漏，以及废气收集处理系统、企业边界无组织排放等过程提出了污染控制要求，涉及的挥发性有机液体包括本行业全部产品(原油、天然气凝液、液化石油气、稳定轻烃)及含油采出水。

3.1 油气处理要求

企业应按照GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》要求，在原油处理过程采取原油稳定或油罐烃蒸气回收措施，以回收原油中的轻组分、降低原油蒸气压，从而降低油气蒸发损耗、减少油气挥发排放。油田内部原油应通过技术经济评价、油田内部原油蒸发损耗情况，确定是否进行稳定处理。按照GB 36170—2018《原油》[14]要求，商品原油(敞口贮存和运输的原油)交接温度下的蒸气压不应大于66.7 kPa。

对于含较大量C1～C4轻组分(烃蒸气)的未稳定原油，在常温常压下的储运会从原油中挥发至大气环境中，C5在储运温度高于常温的情况下，也会从原油中挥发出来。对未稳定原油采取负压闪蒸、正压闪蒸、微正压闪蒸、分馏等稳定措施，将原油中挥发性强的轻组分加以脱出回收，可降低原油的蒸气压，利于常温常压下储存，达到降低油气蒸发损耗、减少油气挥发排放的目的。原油稳定的深度，即对未稳定原油中轻组分C1～C5的提取程度，按GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》执行，从降低原油储运过程中蒸发损耗的角度考虑，稳定原油的饱和蒸气压愈低愈好，但追求过低的饱和蒸气压，会增大投资、增加能耗、升高成本，同时原油中C6及以上重组分携带增多，会减少原油中汽油馏分的潜含量，造成原油品质下降。GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》规定，稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压的设计值不宜高于当地大气压的0.7倍。我国目前已建原油稳定装置80%左右采用负压闪蒸工艺，该工艺可使稳定原油的饱和蒸气压达到上述要求，原油蒸发损耗率低于0.2%，达到SY/T 6420—2016《油田地面工程设计节能技术规范》[15]的控制指标，此时原油中C1～C4含量通常也小于0.5%。因此，SY/T 6420—2008《油田地面工程设计节能技术规范》规定，当原油蒸发损耗率大于0.2%时，应进行稳定处理。

油罐烃蒸气回收是一种对油罐烃蒸气抽出加以回收，减少蒸发损耗的工艺方法，属于原油密闭储存手段。结合原油组分、原油产量及当地气温的情况，若经烃蒸气回收以后的原油能满足储运要求，也可不再进行原油稳定。对于不宜采用负压闪蒸、正压闪蒸及分馏稳定的原油，可采用油罐烃蒸气回收工艺。

3.2 挥发性有机液体储存要求

天然气凝液、液化石油气、1号稳定轻烃储存应采用压力罐、低压罐(压力球型罐或卧式罐)，或采取其他等效措施，以避免该类蒸气压较大物料的挥发逸散。重点地区储罐、新建储罐均执行GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》，蒸气压高限加严。考虑到100～500 m3原油储罐数量众多(占55.6%)，但总罐容仅占7.7%，VOCs排放总量较少，且对于边远井场的小罐(100 m3以下)，因生产上基本无固定人员值守，设置废气处理设施，其运行管理难度较大，因此，与GB 37822—2019相比，非重点地区现有储罐罐容要求有所降低，按蒸气压大小由≥75 m3放宽至>100 m3和>500 m3。

GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》、GB 50349—2015《气田集输设计规范》规定，未稳定原油储罐及事故油罐应选用固定顶罐；单罐容量大于或等于10 000 m3的稳定原油储罐宜选用浮顶罐；2号稳定轻烃常压储存时应选用浮顶罐，如采用固定顶罐，应采取氮封措施。以浮顶罐储存油品，属目前最佳实用技术，可最大限度地降低油气损耗、减少烃类气体的挥发逸散。未稳定原油中含有大量挥发性组分，若采用浮顶罐，降压产生的大量闪蒸气容易破坏浮顶罐的密封结构，甚至会发生密封结构破坏、浮顶沉没等故障。

截至2018年末，全国陆上石油天然气开采企业有100～10 000(不含)m3的原油储罐约5 800台，总罐容约755万m3，包括一段、二段沉降罐和净化油罐。由于我国油田区块数量较多(单区块产量普遍较低)，罐容为100～500 m3的小型原油储罐数量众多(占总数的55.6%)，但其总罐容仅占7.7%，VOCs排放总量较少。

按照现行设计规范，10 000 m3以下的原油储罐大多数为拱顶罐，10 000 m3的含水原油沉降罐也有采用拱顶罐。GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》对现有原油储罐提出延迟改造的例外(不应晚于最近一个停工检修期，并报生态环境主管部门确定)。理由如下：

1)目前100(不含)～10 000(不含) m3的原油储罐数量仍有3 250余台、总罐容730万m3。油气田的原油拱顶罐大多无法改为浮顶罐，因这些罐大部分都有内部结构(加热盘管、中心桶、布液管、收油槽等)，会影响浮盘的安装和密封；未稳定原油不允许采用浮顶罐。为满足GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》要求，只能采取大罐抽气、设置废气处理设施，或更换新罐。

2)因油气藏存在枯竭问题，基本上没有备用储罐，空罐较少。面对如此巨大的升级改造工作量，在标准过渡期内难以完成，大面积停工势必影响石油天然气的生产。

3.3 挥发性有机液体装载要求

1)按照GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》规定：挥发性有机液体装载应采用底部装载或顶部浸没式装载方式；若采用顶部浸没式装载，出料管口距离罐(槽)底部高度应小于200 mm。避免喷溅式装车造成大量的油气逸散。

2)天然气凝液、液化石油气和1号稳定轻烃应密闭装载，装载设备的气相管道应与储罐的气相管道连接。以避免该类蒸气压较大物料的挥发逸散排放。

3)按照GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》规定：油气集中处理站、天然气处理厂、储油库装载真实蒸气压≥27.6 kPa的原油、2号稳定轻烃，重点地区油气集中处理站、储油库装载真实蒸气压≥5.2 kPa的原油、2号稳定轻烃应符合下列规定之一：a)对装载排放的废气进行收集处理，非甲烷总烃去除效率不低于80%，重点地区非甲烷总烃去除效率不低于90%；b)采用气相平衡系统。

3.4 废水集输与处理系统排放控制要求

1)按照GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》、GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》、GB 50349—2015《气田集输设计规范》、GB/T 51248—2017《天然气净化厂设计规范》等规定：油气田采出水、原油稳定装置产生的污水、天然气净化厂含硫污水、天然气凝液及其产品储罐排水、原油储罐排水、含硫化氢气田水应采用密闭管道集输，接入口和排出口采取与环境空气隔离的措施，以避免含VOCs的逸散排放。

2)油气田采出水涉及油去除的敞口式设施，主要为没有固定盖板或顶板的含油污水调节缓冲池、隔油池、沉降池、气浮池(机)、含油污泥(浮渣)浓缩池，以及含油污水过滤器反冲洗回收水池、气田水处理站的气田水接收水池等。按照GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》要求，提出其敞开液面逸散排放的VOCs(含CH4)浓度如≥100 μmol/mol，均应加盖对废气进行收集，由无组织变为有组织排放，要求非甲烷总烃排放浓度(1 h平均值)不应超过120 mg/m3，该限值与GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》、GB 16297—1996《大气污染物综合排放标准》新源标准一致。同时规定，对于排放量较大(排放速率大于2 kg/h)的源，应设置废气处理设施，非甲烷总烃去除效率不应低于80%，此限值与GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》一致。油气田采出液含水率波动较大，引起采出水量波动较大，一些水处理设施，水量更是“大进大出”，如含油污水过滤器反冲洗回收水池(间歇式操作，逐个冲罐，一般每12～24 h循环进液和排液一次)、气田水处理站的气田水接收水池(拉运卸车时有水，无拉运卸车时则无水或液位很低)等，其废气量及污染物浓度相应波动很大、不稳定，要求80%的非甲烷总烃去除效率控制指标较严格。

本行业油气处理主要是物理分离、净化过程，无放热反应，还需由外部供热，故一般不设置循环冷却水系统。

3.5 设备与管线组件泄漏控制要求

按照GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》，对重点地区油气集中处理站、天然气处理厂、储油库设备与管线组件，提出泄漏检测与修复要求。与GB 37822—2019相比，GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》为了实现CH4的排放控制，增加了对载有CH4的设备与管线组件进行泄漏检测与修复要求。

3.6 火炬系统排放控制要求

对于油气集中处理站、天然气处理厂火炬系统，按照GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》[16]等规定：

1)采取措施回收排入火炬系统的液体；

2)VOCs和CH4(天然气)进入火炬应能点燃并充分燃烧；

3)连续监测火炬及其引燃设施的工作状态(火炬气流量、火炬火焰温度、火种气流量、火种温度等)，编制监测记录并至少保存3年。

3.7 其他排放控制要求

1)按照GB 50349—2015《气田集输设计规范》规定：在气田内将气井采出的井产物进行汇集、处理、输送的全过程应采用密闭工艺流程。

2)按照GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》规定：对于需要采取原油稳定措施的油田，原油稳定装置前，包括将油井采出的井产物进行汇集、处理、输送至原油稳定装置的全过程应采用密闭工艺流程。

3)按照GB/T 51248—2017《天然气净化厂设计规范》[17]规定：天然气净化厂安全阀泄放的可燃、有毒气体应密闭排放至火炬系统处理。

4)从控制CH4排放的角度，结合技术经济条件和油气田实际，规定：对油气田放空天然气应予以回收。确因技术或经济条件限制不能回收或难以回收，但能够燃烧(可点燃、不需要添加辅助燃料)的，在符合生产安全要求的条件下应经燃烧后放空；对于不经燃烧直接放空的，应报生态环境主管部门备案。本条关于放空气回收规定的对象主要包括油井套管气、边远油井单井罐放空气(伴生天然气)、试油和试气过程排放气等。

a)对于设置有集输管道的油井，目前企业一般都已将套管气回收至油气集输系统中。

b)对于一些边远的油井，一般没有设置集输管道，原油靠汽车拉运至处理站处理，油田伴生天然气和套管气会在井场放空。企业根据伴生气和套管气量、回收后产品需求及用户距离情况，经过经济评价，如值得回收，会采取制成CNG、发电等方式予以回收利用。

c)对于试油和试气过程排放气，企业一般也都进行了回收或燃烧处理。

d)对于难以回收套管气的油井，从生产安全角度考虑，不能采取燃烧方式处理套管气。

e)对于一些含CO2等惰性气体较多的、不能燃烧(无法点燃)的放空气，不支持额外添加辅助燃料进行燃烧处理。

f)对CH4的燃烧处理，主要是通过将CH4氧化为CO2，减少温室效应。

3.8 废气收集处理系统要求

对于废气收集处理，执行GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》的规定。

3.9 规定企业边界无组织排放监控浓度限值

参照GB 16297—1996《大气污染物综合排放标准》中对新建企业的要求、GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》限值，要求油气田主要工艺站场(油气集中处理站、涉及凝析油或天然气凝液的天然气处理厂、储油库)，其边界非甲烷总烃1 h平均浓度不得超过4.0 mg/m3。

本行业工艺站场占地均较小。油气集中处理站小的为150 m×100 m，大的为530 m×500 m；接转站小的为20 m×50 m，大的为210 m×170 m；单独的污水处理站一般为100 m×150 m，个别稠油污水流程较长的为900 m×600 m。站场内一般也少有封闭的生产厂房。故未对企业内部规定无组织排放监控浓度限值。

3.10 几点说明

GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》仅针对重点地区主要工艺站场(油气集中处理站、天然气处理厂、储油库)规定了LDAR要求、规定了周界无组织排放控制限值；仅针对重点地区油气田采出水处理系统规定了VOCs污染控制要求。理由如下：

1)油气田地面工程设施多处于野外，距离城区一般均较远。

2)油气田地面工程设施(油气井、工艺站场)较多且分散，单一设施规模不大，油气集输和处理以密闭的管道和罐等设备为主。目前我国陆上油井约有50万口，单井产油量很低(平均仅约1.6 t/d)。一些井场和小的工艺站场基本无常住员工或定员很少，过严的、精细化的控制措施难以得到有效的运行管理。以某1 000万t/a产能的油田企业为例，其地跨3省13市35县，拥有11个采油厂；有775座站场，包括31座油气集中处理站(联合站)、371座计量接转站、354座计量站；有33座采出水处理站，231个敞口设施，废气收集困难。

3)我国陆上油田采出液含水率目前普遍很高(平均在90%以上)，包括油井在内的大多数设备中的原油(挥发性有机液体)含量平均值在10%以下。按照我国目前的定义，综合含水率在90%以上的采出液已不属于本标准中所指的含VOCs物料；按照当前国家相关LDAR要求，属可豁免情形。

4 建 议

GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》为本行业首项国家大气污染物排放标准，也是我国首项协同控制温室气体排放的国家污染物排放标准，已于2021年1月1日起实施，天然气净化厂和油气田VOCs污染源点多面广，改造工作量大，改造时间紧，部分源项治理属于过程控制，与生产密切相关，是一项系统工程，各油气田企业要对照国家标准和地方相关标准要求，按照天然气净化厂、天然气凝液和液化石油气及1号稳定轻烃储存、原油和2号稳定轻烃储存、天然气凝液和液化石油气及1号稳定轻烃装载、原油和2号稳定轻烃装载(含单井拉油)、含油废水集输和处理系统、火炬系统、放空气回收与处理、其他有组织排放源、设备与管线组件泄漏(检测)等源项全面排查，形成治理项目清单，加快治理项目的立项和实施，做好统筹安排，确保于2022年底前完成，实现达标排放。