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　　（一）標準出臺的背景是什么？

　　我國石油主要賦存于東北和西北地區，天然氣主要賦存于西部的鄂爾多斯、四川和塔里木盆地。2019年，我國原油產量1.91億噸，天然氣產量1736億立方米。

　　行業主要大氣污染源和污染物為天然氣凈化廠硫磺回收尾氣排放的二氧化硫（SO2）、油氣集輸與處理過程排放的揮發性有機物（VOCs）。天然氣凈化廠硫磺回收尾氣SO2排放濃度高，治理難度大，長期以來僅執行《大氣污染物綜合排放標準》（GB 16297—1996）的最高允許排放速率指標。石油天然氣開采行業由于設施分散、位置偏遠，《揮發性有機物無組織排放控制標準》（GB 37822—2019）的相關規定部分不適用于本行業。甲烷是重要的溫室氣體，石油天然氣開采是甲烷排放的重點行業，需要加強控制。為落實精準治污、科學治污、依法治污的要求，亟需結合行業特點、污染防治技術水平，制定適用于本行業的排放控制標準。

　　（二）本標準在排放控制上有哪些特點？

　　針對天然氣凈化廠硫磺回收裝置SO2排放問題，區分工廠規模設置排放限值。對于硫磺回收裝置總規模在200噸/日以上的，SO2控制要求與《石油煉制工業污染物排放標準》（GB 31570—2015）一致，限值為400mg/m3；對于小規模硫磺回收裝置，考慮經濟技術可行性，限值為800mg/m3。

　　針對油氣集輸與處理過程的VOCs排放問題，對于原油、穩定輕烴等揮發性有機液體儲存和裝載、設備與管線組件泄漏、油氣田采出水等集輸和處理系統、火炬系統規定了措施性控制要求。考慮行業實際情況，對于非重點地區的現有原油儲罐、設備與管線組件泄漏、油氣田采出水等集輸和處理系統適當放寬了控制要求。

　　針對油氣開采過程的甲烷排放問題，對天然氣（包括油田伴生氣）生產、設備與管線組件泄漏、油氣田采出水集輸和處理系統、火炬系統等，提出了協同控制要求。

　　（三）標準實施的可行性如何？

　　對于大規模天然氣凈化廠，采用“克勞斯+尾氣加氫還原”工藝的基礎上，對裝置進行適應性升級改造；對于小規模天然氣凈化廠，采用“延伸克勞斯+尾氣治理”等工藝可實現SO2達標排放。對于VOCs的排放，借鑒石化等行業的成熟管控經驗，對儲罐進行升級改造、對管線與組件開展泄漏檢測與修復、對廢水液面逸散廢氣加強收集處理等，可實現VOCs的有效控制。

　　企業實施生產工藝設備和環保設施升級改造會相應增加生產成本，根據測算和調研，在企業可接受范圍之內。考慮現有企業達標改造需要一定時間，本標準給予現有企業兩年的過渡期。

　　標準制定過程中，經廣泛征求行業意見，與主要生產企業充分溝通，各方對標準的實施已達成一致。

　　（四）標準實施的環境和社會效益如何？

　　實施本標準，天然氣凈化廠可削減約60%的SO2排放量。我國陸上石油天然氣開采企業目前VOCs治理基礎總體上比較薄弱，標準的實施將有效促進行業VOCs減排。同時本標準為首項協同控制溫室氣體排放的國家污染物排放標準，標準的實施將有效減少甲烷排放，促進行業綠色、低碳、高質量發展，為我國實現溫室氣體減排目標發揮積極作用。