渤海油气平台CH4排放因子研究

安宝晶 张景奇 牛黎明 监勇（海油总节能减排监测中心有限公司）

当前，油气行业被认为是甲烷（CH4）减排最具实操性和经济性的领域，根据国际能源署测算，通过采用现有技术，我国油气行业可以减少70%以上的排放量，其中有54%的减排量为净零成本减排，即采取减排措施的边际效益大于边际成本，石油公司可以在CH4减排和经济效益提升上实现双赢[1-3]。我国在“十四五”规划和《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中均提出“要加强对CH4等非CO2温室气体管控”，并明确表示将制定CH4排放国家行动方案。

1 渤海油气田CH4控排现状

1.1 CH4增温潜势

CH4是仅次于CO2的第二大温室气体，是一种“短寿命气候污染物”，其在大气中的存续时间相对较短，约为12 a；但是在其存在的约12 a 中会吸收地球向外的长波辐射，改变地球的热收支进而导致温室效应。CH4的增温潜势即CH4的热效应，代表不同时间框架内温室气体在大气中的综合影响及其造成辐射强迫的相对效果，这一概念能够让不同的温室气体按照同样的标准进行比较[4-5]。在联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）第六次评估报告中，CH4的全球增温潜势在100 a 的时间框架内是CO2的28 倍，而在20 a 的时间框架内这一数值达到约81 倍。

1.2 CH4排放现状

目前海上油气生产企业按照国家、政府、当地政策已发布的温室气体核算方法和核算指南，将上游CH4排放纳入统计范畴，督导各油气生产设施方落实CH4减排措施，包含所属生产单位负责报送CH4排放核算基础数据，落实CH4减排行动，探索研究CH4逸散监测方法等。

渤海油气田根据国家文件和政策要求，已经制定了控制温室气体排放管理办法或实施细则，同时建立了温室气体数据统计分析和低碳管理信息系统，对生产单位温室气体排放实行全过程管控。此外，油气勘探、天然气生产和LNG 业务CH4排放目前也已开展实测和预估相结合方式测算排放量。

针对海上油气生产设施密封点CH4逸散泄漏情况，部分油气公司采用CH4排放检测方法，记录不同组件、设备、设施的检测点位数量，完成对应装置的泄漏率与排放量计算。密封点泄漏率与排放量数据共分为三个层级：一是部件层级，以阀门、法兰、连接件等部件为核算单位，计算各类型部件密封点泄漏率与排放量；二是设备层级，以井口、分离器、计量装置等为核算单位，计算各类型设备排放量；三是设施层级，以原油、天然气开采平台为核算单位，计算各类型平台排放量。

2 CH4排放因子比较

2.1 国内指南间存在的差异

国内发布的两个指南，《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》（以下简称“油气指南”）和《省级温室气体清单编制指南（试行）》（以下简称“省级清单指南”）中，给出了油气开采过程中设施逃逸与工艺放空CH4排放因子[6-7]。其中，“油气指南”规定了天然气开采和常规原油开采各类型装置的设施逃逸与工艺放空两类排放因子，而“省级清单指南”未区分逃逸和放空排放，直接给出一类（逃逸排放源）排放因子，并且排放因子的数值大小也存在一定差距。

“油气指南”与“省级清单指南”排放因子比较见表1。通过对比分析，两个国内指南单独比较其“逃逸”排放因子时，“油气指南”的数据与“省级清单指南”的数据差距是非常大的，如果将“油气指南”的“逃逸”排放因子和“放空”排放因子相加后，再与“省级清单指南”的数据比较，其差距就非常小，基本只是存在小数点保留位数不同而造成的差异。

表1 “油气指南”与“省级清单指南”排放因子比较Tab.1 Comparison of emission factors between“oil and gas guide”and“provincial inventory guideline”

2.2 国外指南间存在的差异

国外发布的两个指南，“IPCC 国家清单指南”和“API 油气纲要”中，给出了油气开采过程中逃逸排放因子[8-9]。通过对比分析，两个国外指南逃逸排放因子的数据差距是非常大的。“IPCC 国家清单指南”和“API 油气纲要”排放因子比较见表2。

表2 “IPCC 国家清单指南”和“API 油气纲要”排放因子比较Tab.2 Comparison of emission factors between“IPCC guidelines for national inventories”and “API oil and gas compenditions”

单独一个国外指南中所提供的排放因子也会存在不同，例如“API 油气纲要”中，给出了油气开采过程中逃逸排放因子，通过对比分析，该指南中不同研究机构（美国环保署-EPA、美国石油学会-API） 的逃逸排放因子的数据也是存在差异的。“API 油气纲要”中“EPA”与“API”排放因子比较见表3。

2.3 国内、外指南间差异比较

国内、外发布的三个指南，“油气指南”、“省级清单指南”和“API 油气纲要”中，给出了油气开采过程中逃逸排放因子。通过对比分析，两个国内指南逃逸排放因子基本相同，而与国外指南逃逸排放因子的差距是比较大的。“油气指南”“省级清单指南”和“API 油气纲要”排放因子比较见表4。

综上比较，国内与国外相关指南和标准对于油气生产过程中CH4逸散放空排放因子均存在一定差异，针对海上油气生产设施，国家目前仍采用《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》来进行统计计算，即：CH4逸散放空排放量=油气生产设施个数×排放因子，由于渤海油气田生产工艺与陆地油气生产设施存在较大差异，因此，急需制定一套适用于海上油气生产设施的CH4排放因子来量化CH4排放量。

3 CH4排放检测方法

3.1 技术路线确立

由于国内外各核算指南中CH4排放因子存在差异，研究过程中结合现场实测、数据分析、理论计算等方法，通过检测油气生产处理设施（包含钻采平台、处理平台、FPSO 等）工艺流程中涉及CH4排放的各类密封点位，制定相关技术路线，确定检测方法[10]，具体实施过程如下：

1） 根据渤海油气田生产设施PID 图、工艺流程说明等资料，对潜在温室气体泄漏源（密封点类型）进行识别。

2）对海上生产设施密封点进行泄漏检测，记录发现泄漏的密封点，并现场编号。

3）为了避免漏检和重检，在检测过程中，对海上生产设施各密封点分层、分区域依次开展检测。

4）记录不同类型密封点检测点位数量、泄漏点位数量以及泄漏浓度数据，完成泄漏率与排放量计算。

5）收集、整理渤海油气田生产设施天然气组分分析数据，计算CH4占天然气的质量比；收集检测期间油气田产量，计算单位产量CH4和CO2的排放因子。

6） 通过计算出的泄漏点排放量数据以及CH4占天然气的质量比数据，核算出不同类型密封点泄漏的CH4排放量；根据各类密封点的总计检测数量，进而计算出不同类型密封点CH4排放因子。

3.2 检测方法

采用具有火焰离子化检测器（FID）的携式气体泄漏检测设备，对油气田生产设施工艺线路上的阀门、法兰、连接件以及开口管线等各类密封点的泄漏气体进行检测。各部件根据尺寸范围确定检测时间，采样探头最小滞留时间见表5。

表5 采样探头最小滞留时间Tab.5 Minimum retention time of sampling probe

检测的密封点属于渤海油气田生产、输送、处理石油和天然气的工艺管线以及设备的组件，对于无潜在温室气体泄漏的组件，需要进行剔除，主要包括以下组件：①空气、氮气等无机类气体管线上的组件；②海水系统管线上的组件；③泵冷却水管线上的组件；④蒸汽管线上的组件；⑤生活用水管线上的组件；⑥有物理隔离措施的已停用设备上的组件等。

检测步骤如下：

1） 在检测前，距离排放源2 m 远处上风向和下风向移动气体泄漏检测仪采样探头，测定排放源周围空气中的TOC 浓度作为背景浓度。

2）将采样探头的进气口放置在可能发生泄漏的组件表面，一边沿着组件的表面缓缓移动采样探头，一边观察仪器的读数变化。

3）如果观察到读数增加，则缓慢地对泄漏接口处进行采样，直到获得最大的读数。

4）将采样探头停留在最大读数位置，且停留时间为仪器响应时间的两倍，将检测到的最大读数作为结果进行记录。

5）对实施检测的所有部件进行编号，且保证编号的唯一性。

3.3 计算方法

石油炼制和石油化工设备组件的设备泄漏率见表6，采用《石化行业VOCs 污染源排查工作指南》中关于天然气生产运营企业组件排放速率方程，计算得出各场站不同组件年度CH4逸散排放量，具体计算流程如下：

表6 石油炼制和石油化工设备组件的排放速率Tab.6 Equipment leakage rates of petroleum refining and petrochemical equipment components

1） 将不同组件现场检测出的浓度值参考表6中的相关方程。

2）通过相关方程可以得到不同组件的排放速率，按照每年8 760 h 计算逸散组件年度CH4排放量。

3）对于检测数值大于50 000 μmol/mol 浓度的组件，带入限定排放速率方程计算出组件年度CH4逸散排放量。

4） 对于检测基于背景值的组件（无CH4逸散组件）按照组件个数带入默认零值排放速率方程计算组件年度CH4逸散排放量。

3.4 检测结果

项目按照部件层级对渤海油气田检测点位进行统计，共分为阀门、法兰、连接件、开口阀/开口管线、泄压设备和放空口6 类。渤海油气田部件级检测点位统计见表7。

表7 渤海油气田部件级检测点位统计Tab.7 Statistics of component part monitoring point in Bohai oil and gas field

渤海油气田泄漏点总计445 个，其中泄漏浓度2 000×10-6以下的数量92 个，占比20.7%，泄漏浓度2 000×10-6～10 000×10-6的数量256 个，占比57.5%，泄漏浓度10 000×10-6～50 000×10-6的数量97 个，占比21.8%，渤海油气田泄漏浓度统计见表8。

表8 渤海油气田泄漏浓度统计Tab.8 Statistics of leakage concentration in Bohai oil and gas field

对比“API 油气纲要”缺省排放因子与该项目实测排放因子，数据结果显示，API 缺省排放因子普遍高于实测排放因子，在实测排放因子的两倍到数百倍之间；而API 缺省排放因子仅有少数低于实测排放因子。最后试算了采用国家发布的“油气指南”中提供的缺省排放因子与实测排放因子，结果显示，缺省CH4排放因子是实测排放因子的500 倍（油田）和10 000 多倍（气田）。API 缺省排放因子与实测排放因子对比分析见表9，油气指南排放因子与实测排放因子对比分析见表10。

表9 API 缺省排放因子与实测排放因子对比分析Tab.9 Comparative analysis between API default emission factors and measured emission factors

表10 油气指南排放因子与实测排放因子对比分析Tab.10 Comparative analysis between oil and gas guide emission factors and measured emission factors

通过计算，得到海上石油及天然气生产设施CH4逸散排放因子，渤海油气田天然气系统CH4排放因子推荐值见表11。

表11 渤海油气田CH4排放因子推荐值Tab.11 Recommended values of CH4 emission factors in Bohai oil and gas field

4 结论

渤海油气田CH4逸散、放空排放量的实测数据与采用国内外指南中缺省排放因子核算数据存在较大差异，如果企业没有开展实测而直接采用缺省值计算其温室气体逸散与放空排放，将存在排放量高估的问题。

因此，建议进一步加强渤海油气田温室气体逸散与放空排放量的实测工作，建立CH4排放因子数据库，针对区域CH4排放以及放空CH4排放等场景，也可尝试探索采用移动监测车、小型无人机以及CH4监测卫星等技术手段进行排放数据量化，对比验证不同监测方法之间的差距，校核、修正实测数据。这些做法将会对企业准确计算排放量产生较大的促进作用，为顺利参与全国碳交易市场建设打下基础，争取更大的话语权。