渤海油气平台CH4排放因子研究

安宝晶等：渤海油气平台CH 4排放因子研究第13卷第11期（2023-11）
当前，油气行业被认为是甲烷（CH 4）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CH 4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CH 4等非CO 2温室气体管控”，并明确表示将制定CH 4排放国家行动方案。

1
渤海油气田CH 4控排现状
1.1
CH 4增温潜势
CH 4是仅次于CO 2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12a；但是在其存在的约12a 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。

CH 4的增温潜势即CH 4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
渤海油气平台CH 4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）
摘要：油气系统中的生产环节以及天然气系统的储存和运输环节会排放大量的甲烷（CH 4），具有较大的减排潜力。

渤海油气生产设施CH 4排放源可分为逃逸、放空和火炬燃烧三类。

主要排放设施包含井口平台、中心平台、FPSO （浮式生产储卸油装置）等。

通过分析国内外油气行业温室气体核算指南与实际生产流程中逸散与放空源存在的差异，统计现场检测数据，获取CH 4实际排放量，规范检测规程和计算方法，最终确定渤海油气生产设施CH 4气体逸散和放空排放因子。

关键词：渤海油气田；CH 4；排放因子；逃逸；计算方法DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2023.11.015
Research on the CH 4emission factors of Bohai oil and gas platform AN Baojing，ZHANG Jingqi，NIU Liming，JIAN Yong
Energy Conservation &Pollution Reduction Monitoring Center Co ．，Ltd ．，CNOOC
Abstract：The production link of oil and gas system and the storage and transportation link of natural gas system could be emitted large amounts of methane （CH 4），which has a high potential for emission reduction．The main CH 4emission sources of oil and gas production facilities in Bohai can be divided into fugitive，venting and flare combustion．The main discharge facilities include wellhead platform，central platform，FPSO （floating production，storage and offloading unit ）and so on．By analyzing the domestic and international oil and gas industry，there exists the difference between the greenhouse gas accounting guidelines and the fugitive and venting in actual production processes．In addition，through the statistics of field detection data，the actual CH 4emissions are obtained，and the test proce-dures and calculation methods are standardized．Finally，the CH 4gaseous fugitive and venting emission factors of oil and gas production facilities in Bohai are determined ．
Keywords：Bohai oil and gas field；CH 4；emission factor；fugitive；calculation method 第一作者简介：安宝晶，工程师，2014年毕业于天津理工大学（电气工程及其自动化专业），从事低碳审计、项目节能量审核、CH 4排放99号B 座，300457。

引文：安宝晶，张景奇，牛黎明，等．渤海油气平台CH 4排放因子研究[J]．石油石化节能与计量，2023，13（11）：66-71.
AN Baojing，ZHANG Jingqi，NIU Liming，et al．Research on the CH 4emission factors of Bohai oil and gas platform[J]．En-ergy Conservation and Measurement in Petroleum &Petrochemical Industry，2023，13（11）：66-71.
绿色低碳/Green and Low
Carbon
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，CH 4的全球增温潜势在100a 的时间框架内是CO 2的28倍，而在20a 的时间框架内这一数值达到约81倍。

1.2
CH 4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CH 4排放纳入统计范畴，督导各油气生产设施方落实CH 4减排措施，包含所属生产单位负责报送CH 4排放核算基础数据，落实CH 4减排行动，探索研究CH 4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CH 4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CH 4逸散泄漏情况，部分油气公司采用CH 4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
CH 4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CH 4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。

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。

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
表1
“油气指南”与“省级清单指南”排放因子比较
Tab.1Comparison of emission factors between“oil and gas guide”and“provincial inventory
guideline”
油气开采过程
天然气开采
装置类型井口装置
集气站计量/配气站CH 4排放因子/(t·a -1)
油气指南(逃逸)
2.5027.908.47油气指南(逃逸+放空)
2.5051.508.47省级清单指南(逃逸)
2.5051.508.50排放因子差距1
0%-84.59%-0.35%排放因子差距2
0%0%-0.35%注：排放因子差距1为油气指南（逃逸）与省级清单指南（逃逸）排放因子的差距；排放因子差距2为油气指南（逃逸+放空）与省级清
单指南（逃逸）排放因子的差距。

安宝晶等：渤海油气平台CH 4排放因子研究第13卷第11期（2023-11）
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CH 4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：CH 4逸散放空排放量=油气生产设施个数×排放因子，由于
表2“IPCC 国家清单指南”和“API 油气纲要”排放因子比较
Tab.2Comparison of emission factors between“IPCC guidelines for national inventories”and “API oil and gas
compenditions”
油气开采
天然气开采CH 4排放因子/[t·(106m 3)-1]
IPCC 国家清单指南-上限2.30E+00(发达国家)API 油气纲要9.18E-01“IPCC 国家清单指南”相对”API 油气纲要”的倍数2.51表3
“API 油气纲要”中“EPA”与“API”排放因子比较
Tab.3Comparison of emission factors between“EPA”and“API”in“API oil and gas
compenditions”
部件类型阀门-气体阀门-重油阀门-轻油连接器-气体连接器-重油连接器-轻油法兰-气体法兰-重油法兰-轻油开口管线-气体开口管线-重油开口管线-轻油泵密封-气体CH 4排放因子/(t·h -1)EPA 4.50E-068.40E-092.50E-062.00E-077.50E-092.10E-073.90E-073.90E-101.10E-072.00E-061.40E-071.40E-062.40E-06API 2.63E-061.30E-081.32E-063.21E-077.98E-091.64E-071.18E-072.19E-087.69E-086.86E-071.55E-071.21E-061.95E-07“EPA”相对“API”排放因子的倍数
1.710.651.890.620.941.283.310.021.43
2.920.901.1612.31注：采用CH 4占TOC 的质量分数进行排放因子校正，以得到CH 4的排放因子。

表4“油气指南”“省级清单指南”和“API 油气纲要”排放因子比较
Tab.4Comparison of emission factors in“oil and gas guide”，“provincial inventory guideline”and“API oil and gas compenditions”
装置类型井口装置-天然气井口装置-原油
CH 4排放因子/(t·a -1)
油气指南2.500.23
省级清单指南
2.50.2
API 油气纲要0.1577
0.1367(轻质原油)
0.0058(重质原油)
“油气指南”相对“API 油气纲要”的倍数
15.85
1.68(轻质原油)
39.66(重质原油)
注：“API 油气纲要”井口装置数据基于默认CH 4平均摩尔体积分数为78.8%，若实际CH 4浓度不同于默认值，需要通过实际CH 4浓度与默认
CH 4浓度之比进行校正。

“API 油气纲要”假设CO 2与CH 4泄漏率相同，在计算CH 4排放量后，采用该数据乘以CO 2与CH 4相对分子质量之比再乘以CO 2与CH 4浓度之比，计算CO 2排放量。

绿色低碳/Green and Low
Carbon
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。

3CH
4
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.5Minimum retention time of sampling probe
部件尺寸范围/cm
5～40
10～65
15～75
20～90
30～100
40～130围绕部件一周路径检测的最小滞留时间/s
25
40
50
60
80
100
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2m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：
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。

表6石油炼制和石油化工设备组件的排放速率
Tab.6Equipment leakage rates of petroleum refining and
petrochemical equipment components
设备类型
（所有物质类型）
泵
压缩机
搅拌器
阀门
泄压设备
连接件
法兰
开口阀或开口管线
其他
默认零值
排放速率/
(kg·h-1)
2.4E-05
4.0E-06
4.0E-06
7.8E-06
4.0E-06
7.5E-06
3.1E-07
2.0E-06
4.0E-06
限定排放速率/
(kg·h-1)
>50000μmol/mol
0.16
0.11
0.11
0.14
0.11
0.030
0.084
0.079
0.11
相关方程
5.03E-05×SV0.610
1.36E-05×SV0.589
1.36E-05×SV0.589
2.29E-06×SV0.746
1.36E-05×SV0.589
1.53E-06×SV0.735
4.61E-06×SV0.703
2.20E-06×SV0.704
1.36E-05×SV0.589
注：各场站组件CH4逸散排放量=已检测出逸散组件CH4排放量+组
件默认零值CH4逸散排放量。

SV为排放浓度。

安宝晶等：渤海油气平台CH4排放因子研究第13卷第11期（2023-11）
2）通过相关方程可以得到不同组件的排放速率，按照每年8760h计算逸散组件年度CH4排放量。

3）对于检测数值大于50000μmol/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。

渤海油气田泄漏点总计445个，其中泄漏浓度2000×10-6以下的数量92个，占比20.7%，泄漏浓度2000×10-6~10000×10-6的数量256个，占比57.5%，泄漏浓度10000×10-6~50000×10-6的数量97个，占比21.8%，渤海油气田泄漏浓度统计见表8。

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10000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8渤海油气田泄漏浓度统计
Tab.8Statistics of leakage concentration in Bohai oil and gas field 浓度范围/10-6
＜2000
[2000,10000]
(10000,50000]
总计
油田
数量
50
31
38
119
占比/%
42.1
26.1
31.9
—
气田
数量
117
167
42
326
占比/%
35.8
51.2
12.8
—
油气田
数量
92
256
97
445
占比/%
20.7
57.5
21.8
—表10油气指南排放因子与实测排放因子对比分析Tab.10Comparative analysis between oil and gas guide emission factors and measured emission
factors
油气
开采过程
天然气
开采
装置类型
井口装置
集气站
计量/配气站
CH4排放因子/(t·a-1)
油气指南(逃逸+放空)
2.5
51.5
8.47
实测排放因子
1.70E-04
—
—
倍数
关系
14697.54
—
—
表7渤海油气田部件级检测点位统计
Tab.7Statistics of component part monitoring point in Bohai oil and gas field
部件类型
阀门
法兰
连接件
开口阀/开口管线泄压设备
泵
放空口
总计
气田
部件数量
6453
6370
5395
285
217
—
7
18774
部件泄漏数量
99
67
144
9
1
—
6
326
泄漏率/%
1.53
1.05
2.67
3.16
0.46
—
85.70
1.74
部件数量
9314
7554
6312
1106
435
98
13
24832
油田
部件泄漏数量
20
31
41
18
9
119
泄漏率/%
0.21
0.41
0.65
1.62
69.2
0.47
部件数量
15767
13924
11707
1391
652
145
20
43606
油气田
部件泄漏数量
119
98
185
27
1
15
445
泄漏率/%
0.75
0.70
1.58
1.94
0.15
75.00
1.02
表9API缺省排放因子与实测排放因子对比分析
Tab.9Comparative analysis between API default emission factors and measured emission factors
部件类型
阀门
法兰
连接件
开口阀/开口管线泄压设备实测渤海油气田排放因子/(t·h-1)
A：气田
8.36E-08
7.42E-09
4.39E-08
1.20E-08
3.58E-08
B：油田
2.49E-08
2.29E-08
1.79E-08
2.13E-07
API缺省排放因子/(t·h-1)
C：海上平均
5.14E-07
1.97E-07
1.08E-07
1.01E-06
6.94E-06
D：气田
2.63E-06
1.18E-07
3.21E-07
6.86E-07
9.19E-06
E：油田
1.30E-08
2.19E-08
7.98E-09
1.55E-07
6.99E-08
API缺省排放因子与实测渤海油气田排放因子比值
C/A
6.2
26.6
2.5
84.4
193.9
C/B
20.7
8.6
6.0
4.7
—
D/A
31.5
15.9
7.3
57.4
256.8
E/B
0.5
0.9
0.4
0.7
—
绿色低碳/Green and Low
Carbon
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。

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。

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收稿日期2023-08-12
（编辑冷静）
表11渤海油气田CH
4
排放因子推荐值
Tab.11Recommended values of CH4emission factors in Bohai oil and gas field
项目
设施/设备CH4排放因子/(t·a-1)
气田
气井
0.042
采气平台
0.671
天然气终端
3.260
油田
油井
0.018
采油平台
0.368
FPSO
0.074
原油终端
1.268。