2024, Vol. 41
2. 重庆大学环境与生态学院，重庆 400045
2. College of Environment and Ecology, Chongqing University, Chongqing 400045, China
随着能源需求的不断增长和环保意识的普遍提高，天然气作为一种清洁、高效、稳定、流动的能源越来越受到重视。天然气生产在保障国家能源安全、促进经济发展、推进“双碳”目标等方面都具有重要意义。近10年来，中国天然气工业迎来快速发展，在天然气产量、储量，大气田的开发和长输管道的建设等方面均取得了重大成果。2021年产气量已达到了2.075 8×1011 m3，是10年前的2倍，同时，10年间建成长输气管道60 766.5 km，是1949~2011年建成管道的2.6倍[1]。然而，伴随着陆上天然气产能的不断增加，生产过程所导致的环境污染问题也日益凸显。
陆上天然气生产过程复杂，是一类涉及到多门学科、多种工艺技术的系统性工程[2]。其主要生产环节按功能可分为天然气开采、天然气集输、天然气净化等阶段，陆上天然气生产污染源类型与源强复杂，涉及到废水、废气、废渣、噪声等多种环境因素，各过程污染物主要来自于钻井液、返排水、气田水，岩屑、含硫污泥、废脱硫剂、废活性炭、废催化剂，无组织挥发或泄漏的烃类气体、净化工艺尾气，以及钻井噪声、机泵噪声、管道气动噪声等。其中，部分污染废物已被列入《国家危险废物名录》(2021版)，管控成效将直接影响环境质量[3]。
目前关于陆上天然气全流程生产过程的产污分析及环境影响研究未见报道，因此，全面系统地阐明陆上天然气生产过程中的污染产生情况，并厘清重点关注污染物的环境影响迫在眉睫。本论文在全面梳理总结陆上天然气生产全流程产污现状及特征的基础上，归纳总结了天然气生产过程中产生的污染物对水体、大气和土壤等环境介质的影响，探讨了天然气生产环节主要的污染控制与治理策略，以期为陆上天然气清洁绿色生产提供思路和参考，推动天然气生产企业生产方式绿色转型，助力实现国家“双碳”目标。
1 陆上天然气生产全流程产污分析陆上天然气生产按生产流程分为开采、集输和净化3大环节，下面就每个环节的产污情况逐一进行分析。
1.1 陆上天然气开采环节的产污分析陆上天然气开采环节主要由钻井、井下作业、采气等工作组成[4]，开采过程中主要污染来源包括钻井液、钻屑及其浸出液、气田采出水和钻井噪声。
1.1.1 钻井液钻井液被称为油气开采的血液，其同时兼顾冷却和润湿钻头，携带和悬浮钻屑，稳定井筒和平衡地层压力等多样功能。为保证钻井液性能，需添加各类处理剂，因此钻井废液种类复杂，被认为是天然气开发中的主要污染物之一[5]。钻井液主要分为水基、油基和合成基3种类型[6]。总的来说，钻井液中含有92%~94%的液体，其中含有6%~7%的溶解化学添加剂[4, 7]。浅表层使用的钻井液添加剂种类较少，添加剂比例非常低，主要成分多为膨润土、纯碱；而深层井段使用的钻井液中，添加剂种类多，包含多种低毒或微毒物质，主要有丙烯酰胺类、丙烯腈类和碱类等物质。与水基钻井液相比，油基钻井液会形成更多油相污染物，环境危害更大[8]。综上所述，需重点关注的钻井液环境污染物主要为添加的各类有机处理剂、膨润土和纯碱等。
1.1.2 钻屑及其浸出液钻井会产生钻屑，一般为大颗粒的岩屑、泥、砂石以及钻井液的混合物。钻屑因钻井液类型不同，分为水基钻屑和非水基钻屑。较之水基钻屑，非水基钻屑环境危害通常更大。特别是采用油基钻井液产生的油基钻屑，其含油率高达10%~40%，含水率为10%~20%，含固率为40%~60%[9]。钻屑及其浸出液污染物主要来源于钻井液添加剂、地层以及油气层中的凝析油和岩石碎片，致使其中含有各类聚合物、合成有机物、重金属和石油烃等，成分极为复杂。钻屑及其浸出液多呈碱性，pH值为9.0~11.0，特征污染物为Ba、Cr和Pb等重金属和石油烃(表 1)。
| 项目 | pH | w(石油烃)/% | w(Ba)/% | w(Cr)/% | w(Pb)/% | w(乙苯)/% | w(二甲苯)/% | ∑PAHs |
| 苏里格气田[10]钻屑浸出液 | 9.8 | 10 055 | 3.465 | 0.028 | ND | ND | ND | |
| 大牛地气田[11]钻屑浸出液 | 55.56 | 0.23 | 0.01 | 0.007 5 | ND | ND | ||
| 西北、西南和海南3个典型油气田[12]水基岩屑 | 1 625.8 | 1 907.8 | 44.6 | 243.9 | 2 | 4.7 | ||
| 川渝地区深、浅层5个平台井[13]油基岩屑 | 90 550 | 19 109 | 15.87(深)/54.42(浅) | 65.45 | 0.000 2 | 0.003 8 | 5.566 | |
| 注：ND表示未检出；pH值无量纲；浸出液单位为mg ·L-1；岩屑单位为mg ·kg-1。 | ||||||||
在天然气开采过程中不可避免地会采出地层伴生水，这就是气田水。气田水来源广泛、组成复杂，且不同气田在不同的开采时期、不同地层位置、采用不同的开采技术，气田水水质与水量均存在很大差异，可大致分为含硫气田水、含油气田水、含卤气田水和含金属气田水等几大类。总的来说，气田采出水呈酸性，矿化度较高，含高浓度的Cl、Na、COD、硫酸盐和石油类等污染物(表 2)。
| 项目 | 川东地区某气田[14] | 新疆某气田[15] | 塔里木某气田[16] | 川西地区某气田[17] | 中国西部某气田[18] | |||||
| 高矿化度气田水 | 高含硫气田水 | 高有机物含汞气田水 | 高含汞气田水 | 高含卤气田水 | 高矿化度气田水 | |||||
| pH | 5.68~6.92 | 3.73 | 4.98~5.65 | 5.9~6.1 | 5.74~6.67 | |||||
| COD | 610~7 680 | 510 | 12 456~31 045 | |||||||
| Ca | 1 530~3 937 | 1.4~1.6 | 3 630 | 2 891~13 182 | ||||||
| Cl | 1 510~14 400 | 106 | 22 125~27 532 | 210 084 | 9 775~58 433 | |||||
| Na | 8~22 | 96 789 | ||||||||
| Hg | 0.26~4.12 | 0.29~0.65 | ||||||||
| Br | 2 533 | |||||||||
| 硫酸盐 | 0.4~26.3 | 900 | 184~270 | 1 394 | 12.7~19.8 | |||||
| 含油量 | 3.5~374 | 0.35 | 285~389 | 94~180 | 295~80 631 | |||||
| 悬浮物 | 4 700~28 600 | 247 | 232~487 | 99~260 | 72.2~524 | |||||
| 矿化度 | 4 300~25 100 | 230 | 39 970~85 500 | 42 680~49 120 | 15 992~68 797 | |||||
| 注：pH值无量纲；其余单位均为mg ·L-1。 | ||||||||||
钻井现场需配备钻机、泥浆泵、柴油发动机、振动筛等设备，此类设备在工作过程中为主要噪声源，且设备运行声音具有叠加性。钻井现场噪声具有频带宽、分布广、传播能力强的特点，大多呈现在中低频段且100 dB(A)左右的噪声居多(表 3)。其中钻机噪声随钻井条件和钻井参数的变化而变化：在定向钻井时，正常地层钻井时，噪声频率主要集中在1 000 Hz，在坚硬地层钻井时，钻压增大，噪声频率将集中在6 000~8 000 Hz，而钻孔噪声主要集中在2 000 Hz左右的低频频段[19]。泥浆泵能产生2类噪声，一类是液体动力性噪声，另一类是机械噪声。柴油发动机会产生燃烧噪声、排气管噪声、冷却风扇噪声。多种设备噪声相叠加，现场噪声可高达100~110 dB(A)。
天然气集输环节广义上包括了对气井开采的天然气进行收集、计量、初加工和净化，并将合格的天然气通过长输管道(网)输送给门户、用户或储气库的全过程。该部分讨论狭义的天然气集输过程产污，即集气、调压和输气等过程，而净化处理过程单独列出(见1.3)。
1.2.1 天然气管路的逸散排放由于天然气管道的材料、自然灾害、管道腐蚀等原因，天然气管道在使用过程中可能会产生裂缝、缩孔和焊缝等问题，导致天然气在集输管道中存在大气污染物的泄漏排放(逸散性排放)。其特征污染物与天然气的组成成分有关，主要有烃类、苯系物(BTEX)、硫化氢(H2S)等，有时还存在三甲胺、甲硫醇和甲硫醚等恶臭气体。Nordgaard等[23]系统地评估了来自美国联邦能源监管委员会(FERC)在2017~2020年期间提交的天然气输送管路有害空气污染物数据，发现己烷平均浓度最大(114 mg ·kg-1)，其次为苯(37 mg ·kg-1)、甲苯(19 mg ·kg-1)、二甲苯(11 mg ·kg-1)，H2S平均浓度最小(1 mg ·kg-1)。
1.2.2 集输场站噪声天然气集输场站常常存在着大量发声体，例如三通、汇管、弯管等管线及调压阀、压缩机、水泵等设备。集输场站在正常工作情况下，主要类型为流体动力学噪声和机械振动噪声。在非正常工作情况下，噪声主要来自各种瞬时噪声，例如在清管过程中，放空管产生的瞬时噪声。集输场站噪声源多，噪声强度大，主要频率在500~2 000 Hz。江涛等[24]对某天然气分输站噪声进行现场监测，发现工艺区噪声值在75~96.8 dB(A)之间，主要频率为2 000 Hz。最大值出现在调压阀处，且远高于其他监测点，厂界噪声最大值可达79.6 dB(A)。
1.3 天然气净化过程中的产污分析天然气在开采后必须要通过集输系统输气至净化装置处理，符合天然气质量标准后才能成为产品气使用。天然气净化厂中主要涉及到的工艺为天然气脱硫、天然气脱水、硫磺回收、吸附剂再生和尾气处理等(图 1)。主要污染来源包括净化厂各类装置产生的无组织排放气体、烟囱集中排放尾气、各类废水以及设备运行噪声等。
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| 图 1 天然气净化厂的工艺单元及产污 Fig.1 Process unit and pollution of natural gas purification plant |
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天然气净化厂主要废气污染源包括尾气焚烧炉烟气和火炬系统烟气等有组织排放源及阀门法兰密封点泄漏、储运系统挥发等无组织排放源，大气污染物主要包括SO2、NOx、N2O、VOCs、CH4和H2S等。吴鹏斌等[25]对国内某高含硫天然气净化厂进行环境影响评价，发现2019年净化厂共排放大气污染物585 539.52 t，其中CO2的排放量最高，占总排放量的99.74%，其次是CO(0.17%)、SO2(0.07%)和NOx(0.01%)。杨刚等[26]对某天然气净化厂原料气过滤分离单元、脱硫脱碳单元和脱水单元等共6 016个密封点进行VOCs泄漏检测，有21个发生了泄漏，泄漏率为0.35%，VOCs年泄漏量达到了39.104 kg。
1.3.2 净化厂废水天然气净化厂主要废水包括废气脱硫、脱水、硫磺回收、循环冷却水和锅炉房等各种工艺设备产生的生产废水、检修废水和厂区生活废水。脱硫脱水等主体工艺废水特征污染物含甲基二乙醇胺(MDEA)、三甘醇(TEG)、硫酸盐等；锅炉房废水特征污染物含磷酸三钠、无机盐类等；循环冷却水特征污染物含盐类、悬浮物等；生活污水特征污染物含氮、磷、泥沙等。天然气净化厂废水来源多，各源污染物种类及浓度差异较大，不同点源污水特征污染物处理难度各异。总的来说，净化厂废水主要有硫酸盐、Cl、COD和BOD，如表 4所示。
| 项目 | pH | TDS/(mg·L-1) | ρ(Cl)/(mg·L-1) | ρ(SO42-)/(mg·L-1) | COD/(mg·L-1) | BOD/(mg·L-1) | ρ(石油类)/(mg·L-1) | |
| 川渝地区7座天然气净化厂[27] | 工艺废水 | 6~9 | ≤2 000 | ≤600 | ≤10 | |||
| 检修废水 | 6~9 | ≤25 000 | ≤7 500 | ≤350 | ||||
| 生活污水 | 6~9 | ≤400 | ≤200 | ND | ||||
| 某油气田第二净化厂[28] | 厂来废水 | 5.02 | 46 652 | 145 434 | 14 500 | 261 | ||
| 含醇废水 | 7.22 | 70 900 | 69 378 | 6 500 | 186 | |||
| 重庆某净化厂[29] | 胺液净化废水 | 12.08 | 23.6 | 12 250 | 705 |
天然气净化厂主要噪声污染源为风机、机泵、锅炉等大功率运行设备，其特点是噪声分贝值高[80~105 dB(A)]，多呈中、低频噪声特性(500~1 000 Hz)。伍从广等[30]对某天然气净化厂的噪声进行测试，发现超标的噪声主要来源于硫磺回收和尾气处理单元的风机、污水回注泵及冷却水循环泵等，厂区内主要噪声源噪声值为79.1~101.7 dB(A)。
综上所述，天然气生产过程中每个环节都可能产生污染物，各环节主要污染物如图 2所示。但目前大多研究只针对天然气开采产污，特别是钻井过程的污染排放，少见集输过程或净化过程的产污分析。建议加强对集输过程或净化过程的产污特征研究，以全面系统掌握天然气生产全流程产污，提升陆上天然气生产中污染防治的科学性与精确性。
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| 图 2 陆上天然气生产全流程产污分析 Fig.2 Pollution analysis of the whole process of onshore natural gas production |
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天然气生产过程中废水主要来源有钻井废液、气田采出水和净化厂工艺废水等。废水排入到环境中，污染物会通过迁移、渗漏和径流等作用污染地表水源和地下水源[31]。2016年涪陵某气田钻井导致浅表地层水源呈现乳白色并伴有泡沫，且阴离子表面活性剂超标，部分油基钻井液随着暗河下渗进入地下水，导致地下水带有油污和柴油味道, 严重时甚至流出黑水[32]。值得注意的是，虽然天然气生产对区域水质影响常被报道，但天然气生产对区域水质影响却鲜为人知，因此应加强该领域的研究以了解天然气生产对周边水环境的影响。
2.2 对大气环境的影响生产过程中废气主要来源有集输管线无组织排放、净化厂尾气等，主要污染物有甲烷(CH4)、二氧化硫(SO2)和苯系物(BTEX)等。甲烷作为大气中仅次于CO2的重要温室气体，其全球变暖潜能值(GWP)是二氧化碳的25倍，大量排放甲烷会导致全球气温升高，进而加剧全球气候变化[33]。然而，天然气生产阶段特别是管道输气过程造成的甲烷排放是导致全球变暖的重要因素之一[34]。此外，在加拿大和平河谷天然气开采区域，超过半数的室内空气样品检测出超过40种VOCs，其中27种中值浓度是加拿大室内空气中值水平的1.3~3.0倍，且室内空气BTEX(苯、甲苯、乙苯、二甲苯)水平与气井密度指标呈正相关[35]。这表明天然气开采地区居民更易暴露于空气VOCs，从而导致潜在的健康风险。
2.3 对土壤的影响生产过程中可能汇入土壤的污染物有开采中的钻屑、净化厂废催化剂及含油污泥等，主要排放污染物有石油烃类及重金属类。例如，巴基斯坦KP气田钻井现场周边土壤重金属浓度较背景土壤浓度更高，特别是Pb (1 015.76 mg ·kg-1)，Ba (2 077.43 mg ·kg-1)，Cd (12.77 mg ·kg-1)严重超标，这可能导致当地土壤肥力下降，甚至通过食物网生物积累和生物放大作用损害人类健康[36]。而印度安得拉邦Godavari气井附近土壤Cu、Cr、Zn和Ni的污染水平较高，且As (0.1~16 mg ·kg-1)、Cr (3~707 mg ·kg-1)水平超过总致癌风险(TCR)阈值，有显著的致癌风险[37]。目前天然气生产导致土壤性质改变对宏观生态系统内生物和生境的长期影响鲜见报道，值得进一步关注。
2.4 噪声影响生产过程中有以钻井机房为首的开采噪声，输气场站调压阀、压缩机产生的集输噪声等。天然气生产行业听力损伤发生的职业健康风险较高且逐年加重，以双耳高频听力损失最为常见[38]。此外，值得注意的是持续的噪声会导致物种丰度的变化并改变群落，从而可能导致基本的生态系统变化。美国爱达荷州关于天然气生产压缩机噪声实验研究表明，噪音对鸣禽数量产生显著影响。在窄频噪声(0~6 kHz)影响下，蓝头黑鹂(Spizella breweri)数量下降了30%，宽频噪声(0~11 kHz)影响下，所有鸟类的丰度均有所下降，且更高的频宽范围和噪音水平将对鸟类种群导致更强的负面影响[39]。
陆上天然气生产过程对环境的影响，如图 3所示。总的来说，天然气开采过程中产生的钻屑及浸出液以及天然气生产过程中跑、冒、漏、喷的气体是造成环境污染的主要因素。因此，应重点关注其对区域水环境、区域大气环境的影响。
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| 图 3 陆上天然气生产过程对环境的影响 Fig.3 Environmental impact of onshore natural gas production process |
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对于钻井液，应积极采用“源头削减+末端利用”的防控措施。积极探索环境友好与性能优良兼备的新型环保钻井液体系，从源头削减污染物的输入。例如针对深层超深层气藏的基于环保降滤失剂EFR-1合成的水基钻井液体系HPHB、针对高温深井构建的基于V170基油合成的环保型油基钻井液体系等[40, 41]。但目前钻井液仍然存在缺乏环保性能评价体系、无法切实衡量污染防治效果以及配置成本高等困难。如何建立环保性能评价方法并降本增效是值得思考的问题。另外，还需在末端加强钻井液的回收循环利用能力。如废弃钻井液固液分离后的废水用于清洗钻头或用于钻井液配液，可有效减少清洁水使用与废液排放体积[42, 43]。加强破胶絮凝药剂研发，提高固液分离效率，实现钻井液不落地高效处理是未来发展的主要方向。
气田采出水处理难度大，花费成本高。传统的控制方式是进行密闭输送、初步处理、地层回注，即经密闭管道运至气田水池，经混凝沉淀、气浮、闪蒸等初步处理达到回注标准后回注地层[44]。回注可以维持地层压力、提高油气采收率，但存在套管腐蚀造成窜漏、产生结垢造成堵塞等问题[45]，故应加强耐蚀管材、防蚀层、缓蚀剂的研制，并设立地下水水质监测井，定期监测地下水水质情况。近年来，随着环保要求的提高，研究热点瞄准了更为前沿的达标外排技术上，如利用高级氧化技术+膜处理工艺、氧化脱硫+微电解氧化+MVR蒸发结晶等工艺处理气田水，实现达标外排目的。但达标外排仍处于探索阶段，建立成熟、稳定、成本低的处理技术并形成外排行业标准体系是未来的研究趋势。
对于净化厂废水，应积极按照分类收集、分质处理、分级回用原则进行处置，努力实现“零排放”。目前的研究热点集中在基于传统工业污水处理技术开发更高效的污水处理工艺，如近年来提出的2级RO反渗透+蒸发结晶处理工艺和生化+电渗析+蒸发结晶污水处理技术等[46, 47]，但新技术常常存在实验室效果优良，但现场处理乏力的情况，如何针对性地调整水力停留时间(HRT)、电流与电压、蒸发终点等工艺参数是未来发展的主要方向。
3.2 废气的污染防控对于有组织气体排放，需重点关注SO2。如今主要的SO2控制工艺为克劳斯(Claus)硫磺回收及尾气处理联用工艺。近年来，以提升硫磺回收效率为出发点，陆续改良出了超级克劳斯工艺技术、低温克劳斯工艺技术、克劳斯富氧催化等新工艺。例如某天然气净化厂将超级克劳斯工艺升级为超优克劳斯，尾气SO2排放速率可下降40%，排放总量下降了30%以上[48]。单独采用克劳斯硫磺回收普遍较难达到排放标准，需加入尾气处理装置。尾气处理工艺常采用SCOT还原吸收或Cansolv氧化吸收工艺。相比之下，Cansolv工艺对SO2的控制效果更优，流程更简洁，在综合能耗、物料费用及占地面积方面均优于SCOT工艺，但更需注意脱硫附剂的净化与含硫污水的处理问题，避免造成二次污染[49]。
对于无组织气体排放，需以“加强防腐+强化监测”为原则，重点做好各类管线的防泄漏工作，健全突发环境事件应急措施。首先，需加强防腐工作。选用耐腐蚀更强的新型复合材料、喷涂缓蚀剂或使用防腐涂层，如新型石墨烯防腐涂料、表面超疏水分子膜等，还可使用补口机对管道进行腐蚀监控，实现实时除锈和修补涂层[50]。开发绿色环保、耐腐蚀、强度大的抗腐蚀材料是未来发展的主要方向。其次，需加强管线泄漏监测。近年来，泄漏监测方法快速发展，形成了3大类方法：外部方法(声传感、红外热成像和探地雷达等)、视觉方法(配备荧光、光学相机或视频传感器的无人机等)、内部方法(质量-体积平衡、负压波、压力点分析、数字信号处理和动态建模等)[51]。一旦发生严重泄漏，应及时按突发环境事件做应急措施处置。提升监测技术的准确性、及时性、经济性是目前的研究热点。
3.3 废渣的污染防控20世纪80年代以来，国内外开展了大量关于天然气开发固体废物处置技术的研究，形成了两大类处理技术：第1类属于末端治理，对已经产生的固体废弃物采用填埋、固化/稳定化、生物处理、焚烧等方法处理，但容易造成二次污染；第2类属于资源化利用，使用固液分离、热脱附、萃取等预处理方法将油类从钻屑或污泥中分离出来，污油可以再次配置油基钻井液以实现循环利用，而岩屑、污泥等可通过水泥窑炉协同处置、烧结砖等工艺处理，用于制作道路骨料、沥青填料、建筑材料[52, 53]。第2类处理方法被认为是更经济有效的方法。有研究报道，通过水泥窑炉处置，脱硫富剂固相最终可全部转化为水泥熟料，而气相中的部分SO2与水泥生料反应、固化后，也可随物料最后进入到水泥熟料[54]，实现了降污增益。因此，开发更多的资源化利用途径，提高钻屑等固体废弃物资源化比例，降低油基钻井液配置成本，显著提升经济效应是当前的热门的研究趋势。值得注意的是，在资源化利用中，应按照相关标准的限定要求实施，并对仍存在的潜在环境问题进行长期追踪评估。
3.4 噪声的污染防控对于钻井噪声，可采用网电钻井技术，从源头上减少噪声的产生。例如冀东油田将电网的电力输送到钻井队施工现场，经变压后输送给电动机，用网电替代传统的柴油机为钻井系统提供动力，实现了“油改电”，消除了最强噪声源，施工现场噪声降至85~90 dB(A)，但网电钻井受地域限制，实施难度较高[55]。
对于集输管道噪声，可使用有源降噪技术。有源降噪技术通常由接收器、分析器及发射器组成，通过使用接收器对声波进行捕获，传输至内置的分析系统实时调整，最后通过发射器主动发生与噪声声波相反的“反声波”，来抵消原声波，从而实现更好的降噪效果，实现动态降噪最优化。但管道有源降噪技术存在传声误差大、调节频率小等问题，并未大范围使用。
此外可对传播途径进行治理，即消声、吸声、隔声。如辽宁省某钻井队通过在司钻岗和发电机工岗操作处设隔音设施和改良动力柴油机消音器，分别实现了13.6 dB(A)和9.9 dB(A)的最大降噪值[22]；在管道系统中，可使用多种吸隔声材料进行串联，通过包扎或磁吸的方式固定在管壁上，实现管道局部降噪效果[56]。虽然通过选用不同的材料搭配可实现低、中、高频噪音协同控制，但存在厚度和体积较大，维护时拆卸不便的问题。应积极研发吸声系数大、适用频率广、生产成本低、安装拆卸易的吸隔声结构，并结合有源降噪实现噪音主被动协同控制是未来发展的主要方向。
4 挑战与展望在全球“零碳经济”、我国“双碳”愿景双重背景下，能源结构从传统化石能源向清洁能源转型是必然趋势。天然气作为清洁能源，是替代煤炭和石油，大幅降低碳排的重要抓手。但陆上天然气的生产复杂，污染物来源广泛，污染物主要为硫化物、氯化物、重金属类无机物和石油烃类、甲烷等有机物。污染物未经处理排放至环境会对区域水环境、气候、土壤地下水生态系统甚至人体健康造成威胁。针对以上环境问题进行技术创新与改革是天然气行业当下研究的热点。我们认为：(1)尽管一些关于陆上天然气生产场地的产污分析揭示了主要产污源及污染浓度特征，但陆上天然气生产产污受多方面因素影响，采用不同工艺在不同地区产生的同一污染物浓度具有很大差异，因此不同地质条件下各种污染物排放的特异性需要更多的对比研究。(2)现有研究大都只针对天然气生产场站内的污染情况，关于污染物对周边环境的影响以及对工作人员和居民的健康影响研究较少，因此需要进一步关注天然气生产对区域环境的影响和对特定人群的健康风险的评估。(3)虽然针对陆上天然气生产各过程皆存在控污治污措施，但部分措施效果欠佳且针对性不强。通过现场实际研究并结合数值模拟技术开发陆上天然气生产产污预测模型，并针对模型发掘更多环境友好型控污治污措施，强化控污作用，优化治污效果，是未来陆上天然气清洁开发研究方向之一。
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