据统计，全球60%的甲烷排放与人类活动直接相关，其中有35%来自能源活动（煤炭开采、油气生产等）[1-2]。2023年11月，中国生态环境部与其他11个政府部门共同发布了《甲烷排放控制行动方案》[3]，标志着甲烷减排进入专项治理阶段。目前，我国油气行业减排主要通过政府引导与企业自主行动共同开展。在政府层面，油气系统气体回收技术已被列为《产业结构调整指导目录》鼓励类[4]。在企业层面，国内油气行业的一些企业成立了“中国油气企业甲烷控排联盟”，成员企业力争于2025年实现天然气生产过程中甲烷平均排放强度降到0.25%以下[5]。据预测，未来我国油气系统的甲烷排放增长驱动力仍然较强，但排放强度会有所下降[6-7]。
油气行业甲烷减排的关键在于对排放源的了解、相关措施的制定及法规措施的有效性[8]。本研究通过分析中国上游天然气生产工业甲烷排放源项，探讨甲烷减排措施，分析减排难点，就气田甲烷减排提出相关建议，为我国上游天然气生产工业甲烷控排管理提供参考。
气田甲烷排放主要为油气开采和油气储运的火炬燃烧排放、过程排放和逸散排放。火炬燃烧排放为天然气热放空不完全燃烧部分的排放。过程排放包括天然气场站检维修、取样、分析等冷放空，以及加热炉、重沸器等设备的燃烧排放。逸散排放包括设备与组件动、静密封点，如阀门、法兰、泵、压缩机、泄压阀、取样口、工艺排水口、开口管线、连接件和其他各类部件处的排放[9-11]，以及排液过程中的敞开液面排放，如废水处理池、废水坑和地表蓄水池等[12-13]。
研究表明，设备组件与管线密封泄漏、储罐呼吸损耗、装卸作业排放及工艺放空构成甲烷主要排放源[14-27]。若按照工艺流程，油气处理过程中的甲烷排放主要为天然气脱水系统中的工艺放空，干气和闪蒸气的逸散排放，脱碳脱硫工艺中闪蒸气及分流循环流程中的燃料气、净化气的排放，硫磺回收工艺中反应炉的燃烧，余热锅炉中高压水蒸气的排放，以及轻烃回收工艺中的分馏、冷凝分离产生的无组织排放[9]。
政府间气候变化委员会（intergovermental panel on climate change, IPCC）提供了三个层级的方法来核算天然气系统产生的甲烷排放量。第一层级 （Tier1）方法为采用基于代表性的活动数据（A）和IPCC推荐的缺省排放因子（EF）估算天然气供应链各环节的年度排放量（E）；第二层级（Tier2）方法与第一层级计算公式相同，采用的活动数据相似，但所选取的排放因子是特定国家的排放因子而非缺省值；第三层级（Tier3）方法为严格采用自下而上的方法核算天然气供应链各环节设备级排放源放空、火炬燃烧和泄漏等甲烷逃逸总量[8,28]。
本研究参照IPCC的三个层级方法，针对上游处于正常生产状态的气田，以天然气从井口采出到净化处理完毕为边界，分成生产过程、处理过程、储运过程3个阶段，对甲烷排放源进行分析。针对每个阶段主要场站类型，分析其工艺流程、设备设施、密封类型、物料类型，按照不同层级，总结排放源项及其排放方式，如表1所列。第一层级主要以天然气的总产量、处理量和管输量为依据[29]，第二层级以场站类型划分，第三层级以设备设施划分。
生产过程是指天然气从井口采出到净化处理前的流程，主要包括具备天然气集输、计量调配等功能的场站。第一层级以天然气生产量为依据，第二层级划分为单井站、集气站、增压站3种类型，第三层级划分为分离单元、脱水单元、清管装置、压缩机、计量装置、火炬、污水装置7个源项。
处理过程是指天然气净化处理环节，主要包括具有脱硫、脱碳、脱水功能的场站。第一层级以天然气净化处理量为依据，第二层级可划分为净化厂、轻烃厂、脱水站3种类型，第三层级划分为分离单元、脱硫单元、脱水单元、计量装置、尾气处理单元、污水装置、火炬7个源项。
储运过程是指净化天然气进入城镇燃气管网前的存储及长距离管道输送阶段。第一层级以天然气管道一次管输量为依据，第二层级划分为配气站、压气站、储气库、管线4种类型，第三层级划分为脱水单元、压缩机、计量装置、污水装置、火炬、阀室6个源项。
据统计，目前全球每年有超过2 600×108 m3的天然气因燃烧和甲烷逸散而被浪费，若能够采用合理的甲烷减排措施，预计每年将增产天然气约2 000×108 m3[7,30]。根据《中华人民共和国气候变化第三次两年更新报告》[31]，2018年我国因油气系统逸散和燃烧产生的甲烷排放量分别占国家甲烷总排放量的2.9%和2.6%。
按照甲烷的排放方式，在加拿大油气行业的甲烷排放量中，34.0%来自逸散排放，52.0%来自放空排放，14.0%来自燃烧排放[32-33]。我国X气田的年度甲烷排放量中，其燃烧排放量占比0.3%，过程排放量占比48.7%，逸散排放量占比51.0%。对比上述两组数据可知，X气田逸散排放量占比较高，放空排放量占比较小。而基于飞机监测的研究，在油气作业中，燃烧排放的甲烷占总排放量的五分之一[34-35]，这与加拿大的数据相差不多，也明显高于X气田的数据，其原因是X气田采取了火炬气改造和火炬熄灭工程。针对逸散排放，压力表定期检定后安装不到位、阀门因受力不均导致的阀杆部位异位、长时间磨损导致的填料或密封部件破损、储罐呼吸阀密封损坏或密封不严等均是导致逸散发生的主要原因[14]。
从我国上游天气生产工业的各个环节来看，其中生产环节的甲烷排放量占比约62.0%，主要集中在放空燃烧、设备运行及检修、非常规天然气开发过程中的水力压裂及排液环节等[13]，其中，井下排液、集气站和调压站被认为是三大关键排放源[36]。在X气田的甲烷排放数据中，其生产环节排放量占比30.5%，处理环节排放量占比8.9%，储运环节排放量占比60.6%。X气田生产环节的甲烷排放量占比较少，是因其采取了多种零散气、放空气回收技术。
有效减少甲烷排放是陆上天然气开采工业甲烷排放研究的目的。美国环保协会发布的《甲烷减排最佳实践指南》描述了减少燃烧排放甲烷的策略[37]，包括消除燃烧的需要、减少燃烧废气的产生和提高燃烧效率等[38]。对于过程排放，美国环境保护组织（environmental protection agency, EPA）的“天然气之星计划”列出了一系列减排技术，涉及复杂的环节、过程和设施[39]。国际石油公司通常从三方面采取行动：一是直接减少温室气体排放，如提高能效、控制甲烷逃逸、减少火炬放空等；二是优化产品结构，如提高天然气产量、退出重碳资产、发展新能源及电力一体化等；三是采取碳中和措施，如实施碳捕集、利用与封存（CCUS）项目、开展碳交易、开发森林碳汇等[40]。在甲烷减排技术上，可根据成熟度分为新兴技术和成熟技术，减排量与排放量之比小于80%的定义为新兴技术，减排量与排放量之比大于等于80%的定义为成熟技术[41]。
就我国油气行业实际来看，过去甲烷减排的大部分成效均源于安全管理的协同效应。近年，因为环保要求趋向严格，开始提倡减污降碳协同控制，同时，提高天然气商品率的需要也促进了甲烷减排技术的快速发展。总的来说，甲烷减排的要点在于：一是针对放空排放和逸散排放，强化密闭混输工艺运用，大力实施套管气回收、火炬气综合利用、边远零散井回收等措施；二是采用高密闭性、低排放设备和零部件、定期更换老旧设备、加强管道、压缩机检漏和维修等方式，以减少甲烷逸散排放；三是通过技术革新，提高甲烷减排能力，实现低成本甲烷减排[5,7]。
以下列举了国内外石油公司广泛采用的4类甲烷减排措施，并分别阐述其应用情况。
能源供应改造主要是指改变能源供给方式，采用气动装置改造、电改气等措施，以降低过程排放。
气动装置改造为通过将高排气量控制器替换为低排气量控制器或无排气量控制器、改造减少排气量组件、将基于甲烷的气动系统转换为基于空气的气动系统等技术来减少甲烷的排放量[42]。美国雪佛龙公司通过用空气压缩机取代气动控制装置，彻底消除了常规储罐通风口的甲烷排放和燃烧[43]。加拿大要求气动控制器排放极限为0.17 m3/h，装置如果抽气速率大于20 L/d，则不得使用碳氢化合物气体作为驱动[32]。康菲石油公司在加拿大蒙特尼开发项目中，使用空气代替天然气来驱动设备。法国道达尔公司（以下简称道达尔）在安哥拉的17石油区块开发项目上，消除了仪表风、冷排气系统的甲烷使用[44]，该技术的减排成本为175~350 美元/台，甲烷回收量为3.50~8.49 m3/ （台·年）[45]。
电改气包括通过电驱压缩机替代传统气驱压缩机、电驱发动机替代传统发动机等措施。据测算，采用电驱压缩机替代的方法可达到的减排效率为14.36%[46]，减排的固定成本为6 050美元，运行成本为6 200美元/年[39]。
降低火炬燃烧排放的主要途径包括提高火炬的燃烧效率和减少火炬气用量，但是火炬甲烷排放量与燃烧效率的精确测量目前仍是技术难点[34]。2018~2022年期间，道达尔通过火炬改造项目使传统火炬燃烧减少了80%[47]。X气田2022年度通过完善常规火炬气量计装置，制定常规火炬气排放和经济有效回收管理制度，增加闪蒸气处理装置，取消长明火炬、采用升降式火炬等多种手段，减少甲烷排放0.29×104 t。
据测算，火炬改造技术减排的成本为0.007×109~0.071×109元/个, 实现甲烷减排量0.69×103~18.3×103 t/个[48]。
按回收产品类型，放空气回收利用技术包括压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）、吸附天然气（ANG）回收及天然气发电等[49]。按照回收来源，可划分为测试放喷气、边缘井零散气、检维修放空气等。
加拿大TC能源公司应用天然气回收和再压缩系统控制甲烷排放，尤其适用于CNG加气站槽车余气回收。荷兰气体公司通过氮气置换技术将原有的气体或介质排出，投产时再利用天然气推动氮气、氮气推动空气进行管道线路置换，从而避免管道放空[43]。X气田2022年度通过降压抽吸、氮气驱动等措施回收长输管道检维修放空气，并采用橇装CNG和橇装LNG装置回收边远井测试放喷气，共回收天然气1 100×104 m3，减少甲烷排放量160 t。
据测算，放空气采用LNG回收技术的甲烷减排成本为0.13元/m3，减排贡献比例为0.004%[50-51]。
泄漏检测与修复（Leak Detection and Repair, LDAR）是指使用专门的气体检测仪器对设备与管线组件等的甲烷逸散含量实施检测，定期检查是否存在泄漏（体积分数在2 000×10−6以上），并在规定时间内完成泄漏组件的修复或更换，以降低甲烷逸散排放。在上游天然气生产工业甲烷减排措施中，LDAR成本最低且最直接有效。据研究测算，针对泄漏速率大于30 kg/h的泄漏点进行修复，甲烷排放量可减少70%~90%[34]。
LDAR应用的前提是精确识别上游天然气生产工业链中的甲烷排放源[52]。为此，部分研究也对油气处理过程设备组件与管线泄漏的甲烷排放量构成进行了分析。CHEADLE等[15]指出，20%泄漏点对组件泄漏产生的甲烷排放量贡献比例达到50%。KUO等[12]研究显示，15%的泄漏点对组件泄漏产生的甲烷排放量贡献比例达到88.4%，其余85%的泄漏点对组件泄漏产生的甲烷排放量贡献比例仅为11.6%。两者的结论大致一致，均认为泄漏排放中高排放源占比显著，因此，识别和修复这些高排放源是应用LDAR技术减排的关键。
部分国家针对这些高排放源做出了LDAR检测相关规定。美国科罗拉多州规定，在2014年10月15日和之后建造的，或排放速率超过1 814 kg/a的油气井生产设施必须至少每半年进行1次LDAR检测，检测频次还会根据设施大小及距离住宅学校等敏感点的远近而增加，其减排成本为2.6×104~5.9×104 美元/a，甲烷回收量为849~2 462 m3/a[42,45]。加拿大制定了《关于减少甲烷和挥发性有机物排放的规定》，该法规规定，对于规模较大即每年生产或接收至少6×104 m3烃气的设施，企业每年必须对其系统和部件进行3次LDAR检测修复[8,32]。
埃尼石油公司积极推进LDAR的应用，覆盖了95%的上游生产场站[44]。X气田执行分级LDAR检测制度：重点地区密封点大于2 000个的净化厂、轻烃厂、储气库，每半年进行1次检测；重点地区密封点大于2 000个的集气站及非重点地区密封点大于2 000个的净化厂、轻烃厂、储气库，每年进行1次检测。2022年，共开展了48个场站的泄漏检测与修复，年减排量为72.8 t。对于高压含硫工况的特殊泄漏点，LDAR的边际减排成本可达131.23元/m3（常规工况成本15~30元/m3），此类高成本泄漏点修复贡献了总减排量的4.119%[41,45]。
随着技术的进步和数字化水平的提升，甲烷现场监测手段也朝着更加智能化、网络化方向发展。生产现场各类甲烷监测设备的应用，是保障安全生产和查找泄漏点的重要途径。基于对甲烷含量的监测，能有效判断是否存在甲烷泄漏，对于大范围、高含量的甲烷泄漏管控有一定的保障作用。
云台式激光甲烷泄漏监测仪可对集输站场工艺区的甲烷气体含量进行长期、自动、可视化、远距离监控，并对监控所得的数据进行存储与分析，当检测到现场的甲烷气体含量异常或变化趋势异常时，系统将发出警报。该监测仪可实现半径50 m范围内360°全向或特定扇形区域的甲烷泄漏监测。单套防爆型云台激光甲烷检测系统（含软硬件及安装）成本约20万元人民币[53]。
气云成像在线检测系统具有信号采集、转换、发送等功能，可对探测范围内的甲烷气体早期泄漏进行快速、可靠的检测与报警，同时，具有对探测区域内工艺设备进行视频监视的功能，可实现甲烷气体含量的实时在线监测和检测区域的视频实时监视。
次声波泄漏监测基于次声波传播原理。当管道发生泄漏时，高压介质从泄漏点喷射，并与管壁高速摩擦，在泄漏处产生振动而发出声音，声音能量的大小与管道压力和泄漏尺寸成正比。泄漏的声波信号沿着管道向两端传播，其中，高频信号很快衰减而无法被有效检测，低频的次声波信号则可传播到很远的距离。该技术通过设置在管道两端的次声波传感器来捕获低频次声波信号，并对信号进行分析处理，以确定管道是否发生泄漏，甲烷泄漏监测灵敏度提高至10×10−6（体积分数）。
智能巡检设备主要包含巡检机器人、巡检无人机等新型甲烷泄漏检测手段。
YANG等[54]将无人机和小型甲烷泄漏检测仪相结合，实现半自动监测且能覆盖传统设备难以到达的地方。无人机加甲烷检测仪监测天然气中甲烷的泄漏是美国现阶段的主流方法，但小型无人机的续航低和自主性有限，导致该方法无法在较大区域中使用。BONOW 等[55]使用泄漏定位策略搭建了一个基于可调谐半导体激光吸收光谱（TDLAS）。
TDLAS的机器人远程遥测系统，该系统使用移动机器人的遥感技术代替原有的气体传感器，将远程甲烷遥测仪安装到高度为1 m的机器人手臂上以实现泄漏遥测[56]。
荷兰皇家壳牌石油公司、英国石油公司、道达尔目前均开发了用于探测甲烷排放情况的无人机设备，通过在无人机上安装微型传感器，可探测到人员难以到达排放点的排放情况。该传感器配备二极管激光光谱仪，能够高精度检测和量化甲烷排放[43-44]。X气田采用智能巡检机器人技术，机器人通过搭载高清摄像机、传感器等设备，运用图像识别、激光红外检测和音波分析等智能技术，代替人工，定期开展巡检工作。机器人在巡检时使用红外摄像机对设备进行拍照，再与系统后台数据库中正常照片进行比对，通过识别泄漏处温度差异，可精准发现人工巡检不能发现的微小泄漏。
在探讨上游天然气生产中的甲烷减排措施时，还须重视多个关键环节中的减排难点。虽然，目前采取的多种举措使得我国上游天然气生产中的甲烷排放量持续减少，但要顺利实现“双碳”目标，不论是减排技术、监测手段，还是核算方法，均存在技术难点[57]。
李兴春等[41]根据2020—2050年中国油气产量、消费量和进出口量等预测数据测算得出，中国要在2060年实现石油与天然气系统甲烷排放总量63.54×104 t的控排目标，总体甲烷减排潜力需超过80%。从火炬排放的严格管控到放空气、零散气等的有效回收，每一个环节都直接关系到整体减排目标的实现。基于当前的技术水平，存在以下硬减排潜力不足的难题。
1） 火炬排放管控：一方面，目前具备完全熄灭条件并能实现零排放的常规火炬数量有限，虽然通过改造，常明火炬减排在一定程度上减少了甲烷排放，但出于安全、经济等方面的考虑和基于当前的技术条件，部分火炬不可熄灭，且熄灭火炬也仅能降低当年排放强度，其持续减排的贡献不足；另一方面，目前计算火炬系统甲烷排放量是以火炬燃烧效率为98%计[58-60]，但PLANT等[61]报道称特定区域的火炬燃烧效率为86.8%，即火炬燃烧对甲烷排放的贡献存在被低估的可能，故火炬燃烧产生的甲烷排放量核算仍需要作大量研究。
2） 管道检维修放空气回收工程：在管道的日常检维修过程中，放空气的回收是一个重要的减排环节。然而，受成本投入、安全保障与技术可行性的多重制约，当前仅能针对部分低压管线实施有效的抽吸回收措施。高昂的回收设备购置与运营成本、回收过程中的安全风险防控，以及现有技术对于高压、复杂管线回收效率的限制，存在投入产出比不符合预期的情况，影响了该工程的大范围推广与应用。
3） 测试气回收工程：测试放空气的回收利用被视为一项重要的减排措施。目前，已在部分页岩气平台上成功开展了测试放空气转化为CNG的回收应用试点，其回收成本为0.98元/m3，减排贡献比例为4.389%。但由于该技术目前尚处于初步探索阶段，技术成熟度不足，存在转化效率不高、设备稳定性差等问题，因此，尚未能广泛推广应用至整个行业。
4） 零散气回收工程：针对边远井产生的零散气，通过建设橇装试采回收站进行回收利用，是减少甲烷排放的有效途径之一。但与广泛分布的边远井数量相比，目前回收装置的数量仍显不足。此外，回收站的运行效率、维护成本与运输距离等因素也限制了回收规模的进一步扩大。
5） 放散管和敞开液面逸散气：针对生产工业过程中常见的放散管和敞开液面逸散气问题，目前尚未有成熟且经济可行的工艺手段能够实现这两类气体的有效回收。其回收成本为21.44元/m3，减排贡献比例为0.020%。这类气体的排放具有间歇性、分散性等特点，给回收工作带来了极大的挑战。缺乏针对性的回收技术，并且设备、回收成本高，以及回收后的气体处理与利用难等因素，共同制约了相关减排工作的推进。
甲烷监测和检测是减排的基础和前提。在自上而下的监测方面，欧美国家大多建立了空−天一体化甲烷排放监测系统，可利用卫星、飞机或无人机遥感技术高速并及时地监控逸散数据。目前，中国初步具备了监测甲烷和许多其他温室气体含量分布的能力，中国的第一颗商业甲烷监测卫星已于2024年11月11日成功发射。但总体而言，中国在空间分辨率、测量精度、重访周期等方面与欧美国家仍有较大差距，缺乏此类自主检测分析技术设备[7,47,62]。在自下而上的监测方面，组件级别的排放测量对于采用排放清单法来估算甲烷排放具有重要意义。因此，组件级别的甲烷排放测量对精度的要求很高，可采用的设备包括高流量采样仪、光腔衰荡光谱仪等[36]。
目前，国内广泛使用的激光甲烷气体监测设备和气体云成像设备基本能实现甲烷气体泄漏情况的实时监控，但仍存在诸多局限性。这些设备主要聚焦于泄漏点的定位与泄漏含量的测量，通过激光束的散射或吸收特性来探测甲烷气体的存在及其含量分布，从而实现对泄漏情况的快速响应。然而，这种监测方式仅能提供泄漏的有无及含量信息，却难以直接量化泄漏的具体量值，即无法准确地测量出泄漏的甲烷总量。其次，极端工况检测功能不完善，激光甲烷气体监测设备在恶劣环境如严寒酷暑、沙尘、雨雪、大雾、阳光反射、光照不足、振动等各种工况环境下，其检测示值准确性、检测有效距离、检测功能可靠性等方面均存在较大差距[63]。
我国现行的天然气开采工业甲烷排放核算主要依据的是2014年由国家发改委发布的《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《指南》）[64]。《指南》规定甲烷逸散因子应优先采用企业实测值，无实测条件的企业可选用缺省值。《指南》虽然推荐采用实测排放因子，但需要说明实测仪器、测量方法及方法相关依据。目前，我国尚未建立甲烷监测标准方法，无法指导排放因子的实测修正工作，因此，普遍采用缺省因子法进行甲烷排放核算。该《指南》中排放因子为场站级排放因子，即按照场站个数开展甲烷排放核算[65]。
当前采用的排放因子是基于对美国334个设施测量的结果[66-69]。甲烷排放可以使用EPA Method-21进行量化[70]，其中，使用相关方程和GRI Hi-Flow采样器将测量得到的含量转换为排放率，或者使用示踪剂通量，在现场释放SF6，并根据下风处测量得到的甲烷和SF6含量的比值推断甲烷排放率[29]。
对于陆上石油天然气开采行业来说，采用上述排放因子存在以下问题：①忽略场站规模的影响，核算结果无法反映真实水平；②排放因子来源于加拿大且长期未更新，无法反映当前技术和管理水平。因此在管理上，可以组织开展系列研究，建立适用于我国的本土化排放因子。
为实现“双碳”目标，针对上游天然气生产工业甲烷减排对策，从工程措施和技术攻关两方面提供如下建议。在工程措施方面：①实施火炬气封气氮气替代改造；②在具有重要功能和集输规模较大的场站，逐步推广安装云台激光甲烷气体监测设备和气体云成像设备；③采用电加热工艺代替传统水套炉，采用电驱压缩机代替燃气驱动压缩机；④推广闪蒸气回收工艺；⑤持续推进无效井、低效井的关闭和封停；⑥在致密气和页岩气新钻井的试气阶段，对天然气进行回收，争取实现试气阶段“零放空”；⑦持续推进LDAR现场应用，及时修复发现的漏点，减少甲烷逸散排放。在技术攻关方面：①开展甲烷排放量监测设备研制工作；②通过研究攻关，实现基于走航和无人机监测数据的场站级甲烷排放量的快速估算；③建立国际互认的甲烷核算方法体系；④开展排放因子库建立，并基于实测结果建立本土化排放因子库。
本研究从甲烷排放源、甲烷控排措施、减排难点3个方面，系统分析了上游天然气生产中甲烷减排的现状。从排放量占比看，减排重点在于生产环节和储运环节。目前，在常用的4种减排措施中，能源供应改造工程和甲烷泄漏检测与修复工程工艺相对成熟、减排效果较好。能源供应改造工程适用于天然气处理环节，甲烷泄漏检测与修复工程适用于天然气生产的各个环节。智能甲烷监测设备虽然成本较高且减排效果不佳，但从安全环保双控的角度考虑，可推广应用在大型场站。面对严峻的控排目标，实施放空气回收不仅能带来环境效益，还能提高天然气商品率，但由于目前投入成本高、设备稳定性差等系列问题，存在一定的局限，可加强此类气体回收技术攻关，这有利于引导企业自愿减排和提升行业甲烷减排积极性。同时，监测方法和核算方法也急需进一步研究，通过建立本土化排放因子库和甲烷监测标准方法来支撑各减排技术和措施的应用，通过有效衡量减排效果来推动天然气行业减排成果的国内国际互认。
甲烷减排有助于构建低碳、高效、智能的天然气供应体系，是实现碳达峰、碳中和目标的重要一环。未来甲烷减排需依靠技术革新、管理优化和政策引导来协同推进。在技术革新方面，要加速开发智能化、数字化技术，通过部署高精度甲烷监测传感器网络、应用人工智能算法优化排放预测与管理，以及开发新型低泄漏设备与工艺，实现甲烷排放的精准识别、实时监测与有效控制，以及CCUS等技术的规模化应用，以期为甲烷减排提供新的解决方案。管理层面应建立更为严格的甲烷监测报告核查体系，鼓励企业实施全生命周期的环境管理，充分发挥碳核查监督促进作用，同时探索多能互补、协同发展的新模式，促进天然气与可再生能源的深度融合。在政策引导方面，可逐步完善绿色金融及碳交易市场，以经济手段引导企业加大甲烷减排投资。天然气生产行业甲烷减排不仅是行业可持续发展的内在要求，更是推动全球能源结构向更加绿色方向转变的重要力量。
2025, Vol. 54 Issue (3): 153-162 2025, Vol. 54 Issue (3): 153-162