近年来，我国天然气消费快速增长，天然气工业高速发展，使天然气生产和贸易量都迅猛上升。天然气的输送主要由天然气管道完成，根据国家统计局的数据，2012年我国的天然气管道总长为342 751 km，各大长输管网均担任着各地区之间油气调配管理任务，并承担着保障国家能源供给安全战略顺利实施的重大责任和使命。进入长输管网的天然气既有不同国家的进口管输天然气、液化天然气，又有国产的气田气、油田伴生气、煤层气、页岩气和煤制气等。不同气源间可能存在的不同气质会对天然气的贸易交接和安全生产造成影响。
管道的安全输送及天然气的准确计量都对进入管道，尤其是长输管道的天然气气质提出要求。天然气的指标包括水露点/水含量、H2S、凝析烃、颗粒物等，均会对长输管道的运行产生影响。比如，常规天然气中过高含量的H2、He会对在线分析系统提出新的要求，而煤制气中新出现的常量H2和微量CO也需要通过研究确定其对天然气管道运行的影响。本文侧重于探讨常规气田气、油田气及非常规天然气气质，并通过这些气体对天然气交接和安全输送方面可能产生的影响来探讨管输对气质的要求，并尽可能为相应标准的制、修订提供依据。
现阶段，我国可能进入长输管道中的管输天然气按照来源可以分为常规天然气(气田气、油田伴生气等)、页岩气、煤层气以及煤制气等。进入长输管道的气质要求主要靠两个方面进行规定：①在贸易交接中，交接压力下，要将天然气体积转换为标准状态下体积进行计量，需要保证天然气工况下压缩因子的准确计算[1]；②需保证不同种类的天然气的不同组成不会对管输安全造成影响。
表 1是我国典型的常规天然气气质组成范围。由表 1可以看到，常规天然气通常含有十多个组分，管输气大多满足GB 17820-2012《天然气》的二类气以上质量要求[2]。在进行天然气贸易交接过程中的计量时，现场通常需要先进行天然气气质的分析。在常规天然气中，He以及H2都是痕量的，在计算压缩因子时，不会对天然气压缩因子产生较大影响。当He以及H2含量过高时，应使用离线数据中的He与H2组成数据，对在线数据进行完善，以作为天然气物性计算的基础组成数据。
另外，天然气的输送管道是基于表 1中的常规天然气气质进行设计的，并且在设计过程中也进行了充分的安全生产设计，在多年的实际运行中也未见异常。所以，常规天然气在进入长输管道时，不会对天然气的贸易交接计量和安全生产产生影响。
煤制气是缓和我国天然气生产和消耗不平衡的重要手段。H2是煤制气中最可能对管输产生影响的组分，需要对其进行准确及时的分析。表 2是几个煤制气项目的设计气质指标和一个煤制气项目的实际测量指标。对于天然气的贸易交接，在线分析通常无法覆盖H2组分的分析。而在煤制气中，常量的H2必然会影响天然气工况状态下的压缩因子计算。压缩因子计算结果的不确定度增大，必然影响天然气贸易交接的公平。
同时，常量的H2也可能对天然气长输管道的安全输送产生影响。众所周知，H2会引起长输管道管材金属的氢鼓泡和氢脆等现象，从而缩短管道的使用寿命，甚至影响长输管道的安全输送。
我国四川地区作为页岩气开发的先导基地，已有页岩气气井进行生产。表 3中的数据是四川地区的页岩气气质数据。从表 3中的数据可以看到，页岩气气质与常规天然气相似，其CH4组分比常规天然气高，无丙烷以外的更重的天然气组分。页岩气气质更利于准确的分析定量。痕量的He和H2在常规天然气部分已经说明，对天然气的计量和安全输送不会产生影响。
表 4中数据是对山西的几个煤层气开发项目进行取样分析后获得的煤层气气质数据。很明显，煤层气气质与页岩气相似，CH4含量极高，伴随少量N2、CO2以及乙烷之类的低碳数组分，分析数据较为准确，更利于计量时物性参数的准确计算。同时，也基本不存在对管输安全产生影响的组分。
要制定标准，规定进入长输管道的气质，应明确进入长输管网气质质量是标准制定的目的，是为了保证多气源(常规天然气、页岩气、煤层气、煤制气等)进入管道后，长输管道能安全运行。为此，应分别讨论天然气的各项指标。进入长输管道的气体首先应满足GB 17820-2012的要求，另外还需进一步讨论可能对管道安全输送产生影响的因素。
进入管道的总硫指标直接关系到天然气燃烧后形成的SO2排放量[3]，GB 17820-2012中的总硫含量在确定时，已充分考虑天然气燃烧后排放的环保要求。进入长输管道气质总硫指标的确定可以参照GB 17820-2012指标执行。国家对柴油中总硫含量有所规定，按照国Ⅳ要求，柴油中硫的质量分数为50×10-6，折算为天然气中总硫的质量浓度为35 mg/m3，在未来环保排放标准越来越严格的情况下，天然气可参照此要求执行。
H2S作为酸性气体，是对管道运行产生腐蚀的主要气体。石油行业标准SY 0515-2007《分离器规范》以及美国防腐工程师协会标准NACE-MR0175-2002《油田设备用抗硫化应力裂纹的金属材料》中均说明，在总操作压力低于0.45 MPa或H2S分压低于0.000 3 MPa时，可以不考虑H2S应力开裂问题。
长输管道管输压力通常较高，按照现有最高管输压力13 MPa计算，管道不考虑应力开裂影响的H2S最高体积分数为23×10-6，换算为标准状态下的质量浓度为33 mg/m3，在考虑一定的保险系数下，可以使用GB 17820-2012中二类气的指标，即20 mg/m3。
CO2在管输过程中主要是电化学腐蚀，腐蚀过程中有腐蚀电流，由于钢铁金属表面不均匀形成许多微电池，引起钢铁腐蚀。其电极反应为:
CO2腐蚀钢材主要是CO2溶于水生成碳酸而引起电化学腐蚀所致。在影响CO2腐蚀速率的各个因素中，CO2分压起着重要作用。CO2分压高时，溶解于水的碳酸浓度高，从碳酸中分解出的氢离子浓度必然高，因而腐蚀被加速。参考SY/T 0515-1997中按CO2的分压来划分腐蚀环境：CO2分压大于0.1 MPa时有明显腐蚀、分压为0.05~0.1 MPa时应考虑腐蚀作用、分压小于0.05 MPa一般不考虑腐蚀作用。按照现有最高管输压力13 MPa计算，CO2的允许体积分数为0.4%。
但是，各国在制定天然气标准时，均将CO2的体积分数规定为2%~3%，我国的GB 17820-2012也根据CO2含量分成两档：一类气、二类气(其CO2体积分数为2%)为一档，三类气(其CO2体积分数为3%)为另外一档。而我国长输管道多年在CO2体积分数约2%的条件下运行，未见因为CO2含量引起的管道问题。从原理上说，在CO2的腐蚀反应中，第一步需要CO2与水形成碳酸，然后形成原电池，进而发生管道的腐蚀，而天然气中由于运行安全，对水露点有相应的要求，保证了极低水含量的管道输送条件，这就是为什么在CO2体积分数为2%甚至以上的情况下，管道也能安全运行的原因之一。
所以，进入长输管道的气体中CO2含量的确定应该同时考虑CO2腐蚀对管道产生腐蚀的阈值以及管道的运行条件，并综合长期以来长输管道的运行经验来确定。
常规天然气是在地层中经长期的高温高压形成的，即使存在CO，在漫长的地质年代下也已转化成了CO2。所以，常规天然气甚至包括页岩气和煤层气等均不含CO。进入长输管道可能含有CO的气体主要是煤制气。
在前面的讨论中已经提及，仅在煤制气的设计指标中含有痕量的CO。CO在管道运行中，主要可能产生的是泄漏中的毒害。长输管道中，在保证管道不泄漏的情况下，CO化学性质稳定，与N2类似，不会与管道发生反应，避免了对管道产生腐蚀，并且痕量的CO也不会影响压缩因子的计算。在实际的煤制气样品测试结果中，未见有CO存在，说明在过量H2存在的前提下，在煤制气合成的过程中能保证CO的完全反应。
所以，CO的指标可以在进入长输管道的气质指标中忽略，并注意收集数据，以便在制订标准进行气质规定时提出相应指标。
H2是最可能影响长输管道的组分，常量的H2在长输管道的钢材中可能形成氢脆和氢鼓泡等，对管输产生影响[4-6]。对于`常规天然气来说，H2的体积分数为0.1%甚至更低，以至于完全不含H2。在天然气长输经验中，也有含痕量H2的气体进入管道的情况，并未见安全问题。在新的多气源条件下，可能进入长输管道的气体中包含煤制气，其中包含H2(体积分数为2%甚至更高)，这是否会对管道产生影响，需要进行研究后才能确定。
同时，较高含量的H2进入管道，会对管道的在线分析系统提出新的要求。现有的在线组成分析设备大多使用H2和He作为载气，无法进行H2的分析。而进入长输管道的煤制气中常量H2无法分析，会导致最终分析结果不准确，影响工况条件下的压缩因子，进而影响天然气计量的准确性。因此，有必要调整在线分析系统或使用离线分析手段来补充、完善组成分析结果，以保证计量的准确性。
天然气在气藏中是不含O2的，在开采和处理的过程中，避免与空气混合是安全生产的基本要求。对于长输天然气管道，其O2含量要求应更严格，例如EASEE gas的要求为O2的摩尔分数≤0.01%。从天然气组成检测方法考虑，0.01%这一数值实际上是气相色谱法检测组分含量在0.1%以下时所允许的重复性要求。目前，在中国石油每年抽检的管输天然气中，O2的摩尔分数均为0.00%。换言之，如果检测结果为0.00%，则与小于0.01%是相同的含义，因为允许的最小检测值就是0.01%。
我国天然气不论是常规天然气还是页岩气、煤层气和煤制气等，其中O2的最高摩尔分数仅为0.05%，这主要是由于取样等原因造成的。所以，应以0.05%为界限，超过此O2含量，说明管道气体存在异常，不应进入长输管道。
在长输管道中，固体颗粒物主要可能对长输管道运行中的增压机产生影响。要量化进入长输管道的固体颗粒物指标，需要考虑长输管道中多种增压机的使用要求。根据GE公司气体涡轮的气质要求，需要将颗粒物的质量浓度控制到≤0.001 g/m3。
长输管道中规定水含量的目的是防止液相水的产生。只要有游离水的存在，就会降低输气管道的输送能力并使H2S、CO2对输气管道和其他设备产生腐蚀。
从技术上讲，在整个输气过程的压力、温度下都不应含有液态水和烃类，从输气管道设计的要求来看，同样如此。国外一般规定了一定压力下的水露点或绝对水含量，由于在一定输气压力下的水露点与一定条件下的绝对水含量是相互对应的，所以事实上只要规定了水露点和压力，也就是规定了一定条件下的绝对水含量。由于我国地域辽阔，南方北方气候条件相差较大，且冬、夏两季温差也大，造成天然气的管输环境条件相差极大，故如规定水分绝对含量，不易统一。GB 50251-2003《输气管道工程设计规范》规定的水露点指标为：水露点应比输送条件下最低环境温度低5 ℃。GB 17820-2012采用了GB 50251-2003的规定，并规定此露点压力为交接点压力。而进入长输管道的水露点指标也可以参考GB 17820-2012标准执行。
(1) 由于进入长输管道的天然气气质日益复杂，因此制定标准，控制气质质量尤其重要。进入长输管道的天然气首先应保证气质符合GB 17820-2012的要求；特殊气质和条件，需进行分析后确认其质量控制指标，才能保证天然气贸易交接中计量的公平和管输的安全。
(2) 在标准制定过程中，CO和H2等指标因为多气源的环境，与传统管输环境存在较大差异，应特别研究安全管输和准确计量方面对这两个组成指标的要求。尤其是H2含量在新环境下变化最大，在天然气管输设计中研究较少，也极少看到针对天然气管道发生H2腐蚀的报道。故应在此方面开展基础研究，用于指导标准的制定。
(3) 多气源环境导致的气体组分含量变化可能对在线分析系统的性能提出新的挑战。虽然，短期内可使用离线分析手段进行补充和完善，但对在线分析系统性能的完善也应提上日程，尽快开展研究，以直接解决在线分析系统中存在的问题。
2014, Vol. 43 Issue (3): 313-317
2014, Vol. 43 Issue (3): 313-317