油气田挥发性有机物管控源项及排放系数研究

何少林 陈 辉 于景琦，2 薛 华

(1.中国石油规划总院；2.国家油页岩生态环境分中心)

0 引 言

1979年，美国将油气田纳入新建污染源控制标准体系中加以管控。美国环境保护署(EPA)依据清洁空气法，按照“最佳减排”原则，综合考虑治理成本、健康、环境影响以及能源需求等因素，制定油气田生产中的VOCs排放标准。1985年6月24日，EPA颁布天然气处理厂设备和管道组件VOCs泄漏控制标准[1]。2012年，增加水力压裂气井、离心式压缩机、往复式压缩机、气动控制装置和储存装置等VOCs控制要求[2]。2016年，对水力压裂油井完井、气动泵、井场和压缩机站无组织排放等环节也提出相应要求[3]。

此外，美国有毒有害气体排放标准(NESHAP)对油气田有毒有害气体排放提出管控要求[2]。

1 美国油气田VOCs管控源及要求

美国新建污染源控制标准中储存、气动阀、气动泵、压缩机、设备泄漏、无组织逸散、油气井完井等VOCs污染源管控适用范围及相关要求见表1。

表1 油气田VOCs管控源、适用范围及相关要求

2 美国油气田VOCs排放系数、可行技术及治理费用

2.1 储 存

储存物料为原油、凝析油和采出水的储存装置均适用于标准要求。储存装置VOCs逸散途径主要是闪蒸和大小呼吸。油气成分主要为甲烷，也可能包括乙烷、丁烷、丙烷和正己烷以及苯、甲苯、乙苯、二甲苯等。

2.1.1 排放系数

储存物料为原油时，VOCs排放系数为1.35(t/a VOCs)/周转量(m3油/d)；储存物料为凝析油时，VOCs排放系数为13.15(t/a VOCs)/周转量(m3油/d)。

2.1.2 可行技术

储存装置油气处理方法主要有油气回收利用和焚烧。

1)油气回收

油气经油气回收装置引入三相分离器进口，天然气管线或油品管线。油气回收装置分为传统式、文丘里引射式、喷淋式等，高压气体压缩机有余量时可选择文丘里引射式，有采出水利用时可采用喷淋式。无电力供应、因周转量大或闪蒸导致油气量波动大、油气回收至凝析油储存装置存在安全隐患、无回收利用途径等情况将影响油气回收装置建设可行性。

根据美国2012年数据及当年汇率，一套储存装置油气回收装置投资约108万元人民币，运行成本为17.8万元/a。

2)焚烧

焚烧有封闭式焚烧装置、热氧化器和火炬等方式。封闭式焚烧装置处理效率可达98%。热氧化温度一般为800～850℃。

2.1.3 治理费用

根据美国2012年数据及当年汇率，一套储存装置焚烧器投资约63.6万元人民币，运行成本为15.9万元/a。

2.2 压缩机

压缩机主要有往复式和离心式两种。VOCs逸散来自于压缩机动密封。

2.2.1 排放系数

往复式压缩机：集输站场每台3.42 t/a；天然气处理厂每台6.12 t/a。

离心式压缩机：天然气处理厂，油密封每台19.1 t/a，干气密封每台2.4 t/a。

2.2.2 可行技术

油气处理措施：每26 000 h或3 a更换活塞杆填料，则集输站场往复式压缩机可减少每台1.9 t/a，天然气处理厂往复式压缩机可减少每台4.89 t/a。

2.2.3 治理费用

根据美国2012年数据及当年汇率，集输站场往复式压缩机更换活塞杆填料投资约3.56万元人民币，天然气处理厂往复式压缩机更换活塞杆填料投资约2.7万元人民币。

2.3 气动阀

借助压缩天然气产生的控制力实现阀门的闭合或调解功能。压缩天然气实现相关功能后排入大气。

2.3.1 排放系数

油气生产中天然气排气速率大于0.17 m3/h的气动阀VOCs排放量为1.47 t/a，小于等于0.17 m3/h的气动阀VOCs排放量为0.06 t/a。天然气处理厂中气动阀VOCs排放量为0.28 t/a。

2.3.2 可行技术

油气处理措施：更换低排气速率气动阀。

2.3.3 治理费用

根据美国2012年数据及当年汇率，油气生产中更换一个低排气速率气动阀投资约1.7万元人民币。

2.4 气动泵

借助压缩天然气驱动的泵。压缩天然气实现相关功能后排入大气。

2.4.1 排放系数

隔膜泵VOCs排放量为0.96 t/a，活塞泵VOCs排放量为0.11 t/a。

2.4.2 可行技术

油气处理措施：使用太阳能泵、电动泵替代气动泵，仪表风系统替代天然气，也可将油气回收利用或焚烧。隔膜泵油气引入现有焚烧装置或回收装置VOCs可降低0.91 t/a，活塞泵VOCs可降低0.10 t/a。

2.4.3 治理费用

根据美国2012年数据及当年汇率，油气引入现有装置年投资约0.5万元人民币，新建焚烧装置年投资约13.8万元人民币，新建回收装置年投资约15.6万元人民币。

2.5 天然气处理厂设备组件泄漏

天然气处理厂内输送物料的VOCs质量占比超10%的设备纳入管控范围，压缩机和采样系统除外。设备包括泵、泄压阀、开口阀或开口管线、阀门、法兰及其他连接件。

2.5.1 排放系数

天然气处理厂设备组件泄漏排放系数见表2。

表2 天然气处理厂设备组件泄漏排放系数 kg/h

*每个组件排放系数。

2.5.2 可行技术

油气处理措施：泄漏检测与修复或光学气体成像检测。

2.5.3 治理费用

根据美国2012年数据及当年汇率，典型天然气处理厂在年均减少VOCs排放量4.56 t的前提下，泄漏检测与修复投资约5.35万元人民币，运行成本为8.2万元/a。

2.6 井场和集输站场无组织排放

井场和集输站场无组织排放主要指搅拌器密封件、连接件、法兰、仪器仪表、开口管线、减压阀、泵密封、阀门或非正常状态下的液体储罐。

2.6.1 排放系数

井场和集输站场无组织排放系数见表3。

表3 井场和集输站场无组织排放系数 kg/h

*每个源的排放系数。

以VOC/TOC质量比为0.193计，则典型天然气井场VOCs排放量为1.53 t/a；气油比大于等于300的井场VOCs排放量为0.73 t/a；气油比小于300的井场VOCs排放量为0.33 t/a；集输站场VOCs排放量为9.8 t/a。

2.6.2 可行技术

油气处理措施：泄漏检测与修复和光学气体成像检测。

2.6.3 治理费用

根据美国2012年数据及当年汇率，泄漏检测与修复和光学气体成像检测的投资和运行成本见表4和表5。

表4 每半年开展OGI的治理费用

表5 每半年开展LDAR的治理费用(泄漏定义浓度为500 μmol/mol)

2.7 油气井完井

完井过程中完井液回流带出油气层天然气直排大气。

2.7.1 排放系数

水力压裂气井完井VOCs排放量为23.13 t/次，油井完井VOCs排放量为0.000 71 t/次。

2.7.2 可行技术

油气处理措施：回收利用。绿色完井技术可回收90%以上天然气。作为燃料焚烧可去除95%以上VOCs。

2.7.3 治理费用

根据美国2008年数据及当年汇率，水力压裂气井一次绿色完井过程投资约20.6万元人民币。

3 美国油气田VOCs管控要求在我国的适用性分析

3.1 管控源项

长期以来，我国油气田VOCs有组织排放执行GB 16297—1996《大气污染物综合排放标准》中非甲烷总烃120 mg/m3；无组织排放仅执行周界外浓度最高点非甲烷总烃4 mg/m3，无具体源项管控要求。

2019年6月，我国发布GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》，对VOCs物料储存无组织排放、VOCs物料转移和输送无组织排放、工艺过程VOCs无组织排放、设备与管线组件VOCs泄漏、敞开液面VOCs无组织排放等提出控制要求。

我国《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》目前正在报批阶段，已参照GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》对VOCs管控源项进行了完善。

美国油气田VOCs管控要求中气动阀、气动泵可归入VOCs物料转移和输送无组织排放环节，压缩机、设备泄漏、无组织逸散可归入设备与管线组件VOCs泄漏环节，油气井完井可归入工艺过程VOCs无组织排放环节，储存环节相同。

3.2 排放系数

我国石化行业VOCs管控初期，VOCs排放系数基本借鉴了美国《大气污染物排放系数汇编(第五版)》(简称AP-42)，欧盟及我国台湾地区石化行业也基本沿用了美国AP-42中VOCs排放系数[4]。

我国油气田VOCs排放源项与石化行业中涉原油和天然气物料的排放源项基本一致，因此，油气田VOCs管控初期，可借鉴美国相关系数，在后续油气田污染源强核算、排污许可等规范制定过程中，在美国相关系数的基础上进一步实现本土化验证及完善。

3.3 治理技术

我国石化行业于2015年率先开展了石化行业VOCs整治，美国泄漏检测与修复、储罐VOCs油气回收、燃烧净化、生物处理等一系列废气治理可行技术在我国已有大量应用。我国油气田VOCs治理可参照美国油气田和石化行业VOCs治理技术开展。

4 结束语

1)参照我国当前石油炼制和石油化学工业VOCs管控理念，将美国油气田VOCs管控源项归为设备和管道组件密封点、物料转移和输送、工艺无组织、储存4个源项进行管控。并在排污许可申请中对上述源项先行进行总量许可。

2)在VOCs指标的管控基础上，对天然气脱水剂再生排气、储罐逸散环节排放的三苯等有毒有害物质，按排放量大小进行分级管控。