何少林 陳 輝 于景琦，2 薛 華

(1.中國石油規(guī)劃總院；2.國家油頁巖生態(tài)環(huán)境分中心)

0 引 言

1979年，美國將油氣田納入新建污染源控制標準體系中加以管控。美國環(huán)境保護署(EPA)依據清潔空氣法，按照“最佳減排”原則，綜合考慮治理成本、健康、環(huán)境影響以及能源需求等因素，制定油氣田生產中的VOCs排放標準。1985年6月24日，EPA頒布天然氣處理廠設備和管道組件VOCs泄漏控制標準[1]。2012年，增加水力壓裂氣井、離心式壓縮機、往復式壓縮機、氣動控制裝置和儲存裝置等VOCs控制要求[2]。2016年，對水力壓裂油井完井、氣動泵、井場和壓縮機站無組織排放等環(huán)節(jié)也提出相應要求[3]。

此外，美國有毒有害氣體排放標準(NESHAP)對油氣田有毒有害氣體排放提出管控要求[2]。

1 美國油氣田VOCs管控源及要求

美國新建污染源控制標準中儲存、氣動閥、氣動泵、壓縮機、設備泄漏、無組織逸散、油氣井完井等VOCs污染源管控適用范圍及相關要求見表1。

表1 油氣田VOCs管控源、適用范圍及相關要求

2 美國油氣田VOCs排放系數、可行技術及治理費用

2.1 儲 存

儲存物料為原油、凝析油和采出水的儲存裝置均適用于標準要求。儲存裝置VOCs逸散途徑主要是閃蒸和大小呼吸。油氣成分主要為甲烷，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 排放系數

儲存物料為原油時，VOCs排放系數為1.35(t/a VOCs)/周轉量(m3油/d)；儲存物料為凝析油時，VOCs排放系數為13.15(t/a VOCs)/周轉量(m3油/d)。

2.1.2 可行技術

儲存裝置油氣處理方法主要有油氣回收利用和焚燒。

1)油氣回收

油氣經油氣回收裝置引入三相分離器進口，天然氣管線或油品管線。油氣回收裝置分為傳統式、文丘里引射式、噴淋式等，高壓氣體壓縮機有余量時可選擇文丘里引射式，有采出水利用時可采用噴淋式。無電力供應、因周轉量大或閃蒸導致油氣量波動大、油氣回收至凝析油儲存裝置存在安全隱患、無回收利用途徑等情況將影響油氣回收裝置建設可行性。

根據美國2012年數據及當年匯率，一套儲存裝置油氣回收裝置投資約108萬元人民幣，運行成本為17.8萬元/a。

2)焚燒

焚燒有封閉式焚燒裝置、熱氧化器和火炬等方式。封閉式焚燒裝置處理效率可達98%。熱氧化溫度一般為800～850℃。

2.1.3 治理費用

根據美國2012年數據及當年匯率，一套儲存裝置焚燒器投資約63.6萬元人民幣，運行成本為15.9萬元/a。

2.2 壓縮機

壓縮機主要有往復式和離心式兩種。VOCs逸散來自于壓縮機動密封。

2.2.1 排放系數

往復式壓縮機：集輸站場每臺3.42 t/a；天然氣處理廠每臺6.12 t/a。

離心式壓縮機：天然氣處理廠，油密封每臺19.1 t/a，干氣密封每臺2.4 t/a。

2.2.2 可行技術

油氣處理措施：每26 000 h或3 a更換活塞桿填料，則集輸站場往復式壓縮機可減少每臺1.9 t/a，天然氣處理廠往復式壓縮機可減少每臺4.89 t/a。

2.2.3 治理費用

根據美國2012年數據及當年匯率，集輸站場往復式壓縮機更換活塞桿填料投資約3.56萬元人民幣，天然氣處理廠往復式壓縮機更換活塞桿填料投資約2.7萬元人民幣。

2.3 氣動閥

借助壓縮天然氣產生的控制力實現閥門的閉合或調解功能。壓縮天然氣實現相關功能后排入大氣。

2.3.1 排放系數

油氣生產中天然氣排氣速率大于0.17 m3/h的氣動閥VOCs排放量為1.47 t/a，小于等于0.17 m3/h的氣動閥VOCs排放量為0.06 t/a。天然氣處理廠中氣動閥VOCs排放量為0.28 t/a。

2.3.2 可行技術

油氣處理措施：更換低排氣速率氣動閥。

2.3.3 治理費用

根據美國2012年數據及當年匯率，油氣生產中更換一個低排氣速率氣動閥投資約1.7萬元人民幣。

2.4 氣動泵

借助壓縮天然氣驅動的泵。壓縮天然氣實現相關功能后排入大氣。

2.4.1 排放系數

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

2.4.2 可行技術

油氣處理措施：使用太陽能泵、電動泵替代氣動泵，儀表風系統替代天然氣，也可將油氣回收利用或焚燒。隔膜泵油氣引入現有焚燒裝置或回收裝置VOCs可降低0.91 t/a，活塞泵VOCs可降低0.10 t/a。

2.4.3 治理費用

根據美國2012年數據及當年匯率，油氣引入現有裝置年投資約0.5萬元人民幣，新建焚燒裝置年投資約13.8萬元人民幣，新建回收裝置年投資約15.6萬元人民幣。

2.5 天然氣處理廠設備組件泄漏

天然氣處理廠內輸送物料的VOCs質量占比超10%的設備納入管控范圍，壓縮機和采樣系統除外。設備包括泵、泄壓閥、開口閥或開口管線、閥門、法蘭及其他連接件。

2.5.1 排放系數

天然氣處理廠設備組件泄漏排放系數見表2。

表2 天然氣處理廠設備組件泄漏排放系數 kg/h

*每個組件排放系數。

2.5.2 可行技術

油氣處理措施：泄漏檢測與修復或光學氣體成像檢測。

2.5.3 治理費用

根據美國2012年數據及當年匯率，典型天然氣處理廠在年均減少VOCs排放量4.56 t的前提下，泄漏檢測與修復投資約5.35萬元人民幣，運行成本為8.2萬元/a。

2.6 井場和集輸站場無組織排放

井場和集輸站場無組織排放主要指攪拌器密封件、連接件、法蘭、儀器儀表、開口管線、減壓閥、泵密封、閥門或非正常狀態(tài)下的液體儲罐。

2.6.1 排放系數

井場和集輸站場無組織排放系數見表3。

表3 井場和集輸站場無組織排放系數 kg/h

*每個源的排放系數。

以VOC/TOC質量比為0.193計，則典型天然氣井場VOCs排放量為1.53 t/a；氣油比大于等于300的井場VOCs排放量為0.73 t/a；氣油比小于300的井場VOCs排放量為0.33 t/a；集輸站場VOCs排放量為9.8 t/a。

2.6.2 可行技術

油氣處理措施：泄漏檢測與修復和光學氣體成像檢測。

2.6.3 治理費用

根據美國2012年數據及當年匯率，泄漏檢測與修復和光學氣體成像檢測的投資和運行成本見表4和表5。

表4 每半年開展OGI的治理費用

表5 每半年開展LDAR的治理費用(泄漏定義濃度為500 μmol/mol)

2.7 油氣井完井

完井過程中完井液回流帶出油氣層天然氣直排大氣。

2.7.1 排放系數

水力壓裂氣井完井VOCs排放量為23.13 t/次，油井完井VOCs排放量為0.000 71 t/次。

2.7.2 可行技術

油氣處理措施：回收利用。綠色完井技術可回收90%以上天然氣。作為燃料焚燒可去除95%以上VOCs。

2.7.3 治理費用

根據美國2008年數據及當年匯率，水力壓裂氣井一次綠色完井過程投資約20.6萬元人民幣。

3 美國油氣田VOCs管控要求在我國的適用性分析

3.1 管控源項

長期以來，我國油氣田VOCs有組織排放執(zhí)行GB 16297—1996《大氣污染物綜合排放標準》中非甲烷總烴120 mg/m3；無組織排放僅執(zhí)行周界外濃度最高點非甲烷總烴4 mg/m3，無具體源項管控要求。

2019年6月，我國發(fā)布GB 37822—2019《揮發(fā)性有機物無組織排放控制標準》，對VOCs物料儲存無組織排放、VOCs物料轉移和輸送無組織排放、工藝過程VOCs無組織排放、設備與管線組件VOCs泄漏、敞開液面VOCs無組織排放等提出控制要求。

我國《陸上石油天然氣開采工業(yè)污染物排放標準》目前正在報批階段，已參照GB 37822—2019《揮發(fā)性有機物無組織排放控制標準》對VOCs管控源項進行了完善。

美國油氣田VOCs管控要求中氣動閥、氣動泵可歸入VOCs物料轉移和輸送無組織排放環(huán)節(jié)，壓縮機、設備泄漏、無組織逸散可歸入設備與管線組件VOCs泄漏環(huán)節(jié)，油氣井完井可歸入工藝過程VOCs無組織排放環(huán)節(jié)，儲存環(huán)節(jié)相同。

3.2 排放系數

我國石化行業(yè)VOCs管控初期，VOCs排放系數基本借鑒了美國《大氣污染物排放系數匯編(第五版)》(簡稱AP-42)，歐盟及我國臺灣地區(qū)石化行業(yè)也基本沿用了美國AP-42中VOCs排放系數[4]。

我國油氣田VOCs排放源項與石化行業(yè)中涉原油和天然氣物料的排放源項基本一致，因此，油氣田VOCs管控初期，可借鑒美國相關系數，在后續(xù)油氣田污染源強核算、排污許可等規(guī)范制定過程中，在美國相關系數的基礎上進一步實現本土化驗證及完善。

3.3 治理技術

我國石化行業(yè)于2015年率先開展了石化行業(yè)VOCs整治，美國泄漏檢測與修復、儲罐VOCs油氣回收、燃燒凈化、生物處理等一系列廢氣治理可行技術在我國已有大量應用。我國油氣田VOCs治理可參照美國油氣田和石化行業(yè)VOCs治理技術開展。

4 結束語

1)參照我國當前石油煉制和石油化學工業(yè)VOCs管控理念，將美國油氣田VOCs管控源項歸為設備和管道組件密封點、物料轉移和輸送、工藝無組織、儲存4個源項進行管控。并在排污許可申請中對上述源項先行進行總量許可。

2)在VOCs指標的管控基礎上，對天然氣脫水劑再生排氣、儲罐逸散環(huán)節(jié)排放的三苯等有毒有害物質，按排放量大小進行分級管控。