（一）标准出台的背景是什么？

　　我国石油主要赋存于东北和西北地区，天然气主要赋存于西部的鄂尔多斯、四川和塔里木盆地。2019年，我国原油产量1.91亿吨，天然气产量1736亿立方米。

　　行业主要大气污染源和污染物为天然气净化厂硫磺回收尾气排放的二氧化硫（SO2）、油气集输与处理过程排放的挥发性有机物（VOCs）。天然气净化厂硫磺回收尾气SO2排放浓度高，治理难度大，长期以来仅执行《大气污染物综合排放标准》（GB 16297—1996）的最高允许排放速率指标。石油天然气开采行业由于设施分散、位置偏远，《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822—2019）的相关规定部分不适用于本行业。甲烷是重要的温室气体，石油天然气开采是甲烷排放的重点行业，需要加强控制。为落实精准治污、科学治污、依法治污的要求，亟需结合行业特点、污染防治技术水平，制定适用于本行业的排放控制标准。

　　（二）本标准在排放控制上有哪些特点？

　　针对天然气净化厂硫磺回收装置SO2排放问题，区分工厂规模设置排放限值。对于硫磺回收装置总规模在200吨/日以上的，SO2控制要求与《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570—2015）一致，限值为400mg/m3；对于小规模硫磺回收装置，考虑经济技术可行性，限值为800mg/m3。

　　针对油气集输与处理过程的VOCs排放问题，对于原油、稳定轻烃等挥发性有机液体储存和装载、设备与管线组件泄漏、油气田采出水等集输和处理系统、火炬系统规定了措施性控制要求。考虑行业实际情况，对于非重点地区的现有原油储罐、设备与管线组件泄漏、油气田采出水等集输和处理系统适当放宽了控制要求。

　　针对油气开采过程的甲烷排放问题，对天然气（包括油田伴生气）生产、设备与管线组件泄漏、油气田采出水集输和处理系统、火炬系统等，提出了协同控制要求。

　　（三）标准实施的可行性如何？

　　对于大规模天然气净化厂，采用“克劳斯+尾气加氢还原”工艺的基础上，对装置进行适应性升级改造；对于小规模天然气净化厂，采用“延伸克劳斯+尾气治理”等工艺可实现SO2达标排放。对于VOCs的排放，借鉴石化等行业的成熟管控经验，对储罐进行升级改造、对管线与组件开展泄漏检测与修复、对废水液面逸散废气加强收集处理等，可实现VOCs的有效控制。

　　企业实施生产工艺设备和环保设施升级改造会相应增加生产成本，根据测算和调研，在企业可接受范围之内。考虑现有企业达标改造需要一定时间，本标准给予现有企业两年的过渡期。

　　标准制定过程中，经广泛征求行业意见，与主要生产企业充分沟通，各方对标准的实施已达成一致。

　　（四）标准实施的环境和社会效益如何？

　　实施本标准，天然气净化厂可削减约60%的SO2排放量。我国陆上石油天然气开采企业目前VOCs治理基础总体上比较薄弱，标准的实施将有效促进行业VOCs减排。同时本标准为首项协同控制温室气体排放的国家污染物排放标准，标准的实施将有效减少甲烷排放，促进行业绿色、低碳、高质量发展，为我国实现温室气体减排目标发挥积极作用。