渤海油氣平臺CH4排放因子研究

安寶晶 張景奇 牛黎明 監勇（海油總節能減排監測中心有限公司）

當前，油氣行業被認為是甲烷（CH4）減排最具實操性和經濟性的領域，根據國際能源署測算，通過采用現有技術，我國油氣行業可以減少70%以上的排放量，其中有54%的減排量為凈零成本減排，即采取減排措施的邊際效益大于邊際成本，石油公司可以在CH4減排和經濟效益提升上實現雙贏[1-3]。我國在“十四五”規劃和《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中均提出“要加強對CH4等非CO2溫室氣體管控”，并明確表示將制定CH4排放國家行動方案。

1 渤海油氣田CH4控排現狀

1.1 CH4增溫潛勢

CH4是僅次于CO2的第二大溫室氣體，是一種“短壽命氣候污染物”，其在大氣中的存續時間相對較短，約為12 a；但是在其存在的約12 a 中會吸收地球向外的長波輻射，改變地球的熱收支進而導致溫室效應。CH4的增溫潛勢即CH4的熱效應，代表不同時間框架內溫室氣體在大氣中的綜合影響及其造成輻射強迫的相對效果，這一概念能夠讓不同的溫室氣體按照同樣的標準進行比較[4-5]。在聯合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）第六次評估報告中，CH4的全球增溫潛勢在100 a 的時間框架內是CO2的28 倍，而在20 a 的時間框架內這一數值達到約81 倍。

1.2 CH4排放現狀

目前海上油氣生產企業按照國家、政府、當地政策已發布的溫室氣體核算方法和核算指南，將上游CH4排放納入統計范疇，督導各油氣生產設施方落實CH4減排措施，包含所屬生產單位負責報送CH4排放核算基礎數據，落實CH4減排行動，探索研究CH4逸散監測方法等。

渤海油氣田根據國家文件和政策要求，已經制定了控制溫室氣體排放管理辦法或實施細則，同時建立了溫室氣體數據統計分析和低碳管理信息系統，對生產單位溫室氣體排放實行全過程管控。此外，油氣勘探、天然氣生產和LNG 業務CH4排放目前也已開展實測和預估相結合方式測算排放量。

針對海上油氣生產設施密封點CH4逸散泄漏情況，部分油氣公司采用CH4排放檢測方法，記錄不同組件、設備、設施的檢測點位數量，完成對應裝置的泄漏率與排放量計算。密封點泄漏率與排放量數據共分為三個層級：一是部件層級，以閥門、法蘭、連接件等部件為核算單位，計算各類型部件密封點泄漏率與排放量；二是設備層級，以井口、分離器、計量裝置等為核算單位，計算各類型設備排放量；三是設施層級，以原油、天然氣開采平臺為核算單位，計算各類型平臺排放量。

2 CH4排放因子比較

2.1 國內指南間存在的差異

國內發布的兩個指南，《中國石油天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》（以下簡稱“油氣指南”）和《省級溫室氣體清單編制指南（試行）》（以下簡稱“省級清單指南”）中，給出了油氣開采過程中設施逃逸與工藝放空CH4排放因子[6-7]。其中，“油氣指南”規定了天然氣開采和常規原油開采各類型裝置的設施逃逸與工藝放空兩類排放因子，而“省級清單指南”未區分逃逸和放空排放，直接給出一類（逃逸排放源）排放因子，并且排放因子的數值大小也存在一定差距。

“油氣指南”與“省級清單指南”排放因子比較見表1。通過對比分析，兩個國內指南單獨比較其“逃逸”排放因子時，“油氣指南”的數據與“省級清單指南”的數據差距是非常大的，如果將“油氣指南”的“逃逸”排放因子和“放空”排放因子相加后，再與“省級清單指南”的數據比較，其差距就非常小，基本只是存在小數點保留位數不同而造成的差異。

表1 “油氣指南”與“省級清單指南”排放因子比較Tab.1 Comparison of emission factors between“oil and gas guide”and“provincial inventory guideline”

2.2 國外指南間存在的差異

國外發布的兩個指南，“IPCC 國家清單指南”和“API 油氣綱要”中，給出了油氣開采過程中逃逸排放因子[8-9]。通過對比分析，兩個國外指南逃逸排放因子的數據差距是非常大的。“IPCC 國家清單指南”和“API 油氣綱要”排放因子比較見表2。

表2 “IPCC 國家清單指南”和“API 油氣綱要”排放因子比較Tab.2 Comparison of emission factors between“IPCC guidelines for national inventories”and “API oil and gas compenditions”

單獨一個國外指南中所提供的排放因子也會存在不同，例如“API 油氣綱要”中，給出了油氣開采過程中逃逸排放因子，通過對比分析，該指南中不同研究機構（美國環保署-EPA、美國石油學會-API） 的逃逸排放因子的數據也是存在差異的。“API 油氣綱要”中“EPA”與“API”排放因子比較見表3。

2.3 國內、外指南間差異比較

國內、外發布的三個指南，“油氣指南”、“省級清單指南”和“API 油氣綱要”中，給出了油氣開采過程中逃逸排放因子。通過對比分析，兩個國內指南逃逸排放因子基本相同，而與國外指南逃逸排放因子的差距是比較大的。“油氣指南”“省級清單指南”和“API 油氣綱要”排放因子比較見表4。

綜上比較，國內與國外相關指南和標準對于油氣生產過程中CH4逸散放空排放因子均存在一定差異，針對海上油氣生產設施，國家目前仍采用《中國石油天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》來進行統計計算，即：CH4逸散放空排放量=油氣生產設施個數×排放因子，由于渤海油氣田生產工藝與陸地油氣生產設施存在較大差異，因此，急需制定一套適用于海上油氣生產設施的CH4排放因子來量化CH4排放量。

3 CH4排放檢測方法

3.1 技術路線確立

由于國內外各核算指南中CH4排放因子存在差異，研究過程中結合現場實測、數據分析、理論計算等方法，通過檢測油氣生產處理設施（包含鉆采平臺、處理平臺、FPSO 等）工藝流程中涉及CH4排放的各類密封點位，制定相關技術路線，確定檢測方法[10]，具體實施過程如下：

1） 根據渤海油氣田生產設施PID 圖、工藝流程說明等資料，對潛在溫室氣體泄漏源（密封點類型）進行識別。

2）對海上生產設施密封點進行泄漏檢測，記錄發現泄漏的密封點，并現場編號。

3）為了避免漏檢和重檢，在檢測過程中，對海上生產設施各密封點分層、分區域依次開展檢測。

4）記錄不同類型密封點檢測點位數量、泄漏點位數量以及泄漏濃度數據，完成泄漏率與排放量計算。

5）收集、整理渤海油氣田生產設施天然氣組分分析數據，計算CH4占天然氣的質量比；收集檢測期間油氣田產量，計算單位產量CH4和CO2的排放因子。

6） 通過計算出的泄漏點排放量數據以及CH4占天然氣的質量比數據，核算出不同類型密封點泄漏的CH4排放量；根據各類密封點的總計檢測數量，進而計算出不同類型密封點CH4排放因子。

3.2 檢測方法

采用具有火焰離子化檢測器（FID）的攜式氣體泄漏檢測設備，對油氣田生產設施工藝線路上的閥門、法蘭、連接件以及開口管線等各類密封點的泄漏氣體進行檢測。各部件根據尺寸范圍確定檢測時間，采樣探頭最小滯留時間見表5。

表5 采樣探頭最小滯留時間Tab.5 Minimum retention time of sampling probe

檢測的密封點屬于渤海油氣田生產、輸送、處理石油和天然氣的工藝管線以及設備的組件，對于無潛在溫室氣體泄漏的組件，需要進行剔除，主要包括以下組件：①空氣、氮氣等無機類氣體管線上的組件；②海水系統管線上的組件；③泵冷卻水管線上的組件；④蒸汽管線上的組件；⑤生活用水管線上的組件；⑥有物理隔離措施的已停用設備上的組件等。

檢測步驟如下：

1） 在檢測前，距離排放源2 m 遠處上風向和下風向移動氣體泄漏檢測儀采樣探頭，測定排放源周圍空氣中的TOC 濃度作為背景濃度。

2）將采樣探頭的進氣口放置在可能發生泄漏的組件表面，一邊沿著組件的表面緩緩移動采樣探頭，一邊觀察儀器的讀數變化。

3）如果觀察到讀數增加，則緩慢地對泄漏接口處進行采樣，直到獲得最大的讀數。

4）將采樣探頭停留在最大讀數位置，且停留時間為儀器響應時間的兩倍，將檢測到的最大讀數作為結果進行記錄。

5）對實施檢測的所有部件進行編號，且保證編號的唯一性。

3.3 計算方法

石油煉制和石油化工設備組件的設備泄漏率見表6，采用《石化行業VOCs 污染源排查工作指南》中關于天然氣生產運營企業組件排放速率方程，計算得出各場站不同組件年度CH4逸散排放量，具體計算流程如下：

表6 石油煉制和石油化工設備組件的排放速率Tab.6 Equipment leakage rates of petroleum refining and petrochemical equipment components

1） 將不同組件現場檢測出的濃度值參考表6中的相關方程。

2）通過相關方程可以得到不同組件的排放速率，按照每年8 760 h 計算逸散組件年度CH4排放量。

3）對于檢測數值大于50 000 μmol/mol 濃度的組件，帶入限定排放速率方程計算出組件年度CH4逸散排放量。

4） 對于檢測基于背景值的組件（無CH4逸散組件）按照組件個數帶入默認零值排放速率方程計算組件年度CH4逸散排放量。

3.4 檢測結果

項目按照部件層級對渤海油氣田檢測點位進行統計，共分為閥門、法蘭、連接件、開口閥/開口管線、泄壓設備和放空口6 類。渤海油氣田部件級檢測點位統計見表7。

表7 渤海油氣田部件級檢測點位統計Tab.7 Statistics of component part monitoring point in Bohai oil and gas field

渤海油氣田泄漏點總計445 個，其中泄漏濃度2 000×10-6以下的數量92 個，占比20.7%，泄漏濃度2 000×10-6～10 000×10-6的數量256 個，占比57.5%，泄漏濃度10 000×10-6～50 000×10-6的數量97 個，占比21.8%，渤海油氣田泄漏濃度統計見表8。

表8 渤海油氣田泄漏濃度統計Tab.8 Statistics of leakage concentration in Bohai oil and gas field

對比“API 油氣綱要”缺省排放因子與該項目實測排放因子，數據結果顯示，API 缺省排放因子普遍高于實測排放因子，在實測排放因子的兩倍到數百倍之間；而API 缺省排放因子僅有少數低于實測排放因子。最后試算了采用國家發布的“油氣指南”中提供的缺省排放因子與實測排放因子，結果顯示，缺省CH4排放因子是實測排放因子的500 倍（油田）和10 000 多倍（氣田）。API 缺省排放因子與實測排放因子對比分析見表9，油氣指南排放因子與實測排放因子對比分析見表10。

表9 API 缺省排放因子與實測排放因子對比分析Tab.9 Comparative analysis between API default emission factors and measured emission factors

表10 油氣指南排放因子與實測排放因子對比分析Tab.10 Comparative analysis between oil and gas guide emission factors and measured emission factors

通過計算，得到海上石油及天然氣生產設施CH4逸散排放因子，渤海油氣田天然氣系統CH4排放因子推薦值見表11。

表11 渤海油氣田CH4排放因子推薦值Tab.11 Recommended values of CH4 emission factors in Bohai oil and gas field

4 結論

渤海油氣田CH4逸散、放空排放量的實測數據與采用國內外指南中缺省排放因子核算數據存在較大差異，如果企業沒有開展實測而直接采用缺省值計算其溫室氣體逸散與放空排放，將存在排放量高估的問題。

因此，建議進一步加強渤海油氣田溫室氣體逸散與放空排放量的實測工作，建立CH4排放因子數據庫，針對區域CH4排放以及放空CH4排放等場景，也可嘗試探索采用移動監測車、小型無人機以及CH4監測衛星等技術手段進行排放數據量化，對比驗證不同監測方法之間的差距，校核、修正實測數據。這些做法將會對企業準確計算排放量產生較大的促進作用，為順利參與全國碳交易市場建設打下基礎，爭取更大的話語權。