蔡 黎 潘春鋒 李 彥 羅 勤 唐 蒙

(1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院)

(2.中國石油天然氣集團公司天然氣質量控制與能量計量重點實驗室)

近年來，我國天然氣消費快速增長，天然氣工業(yè)高速發(fā)展，使天然氣生產(chǎn)和貿易量都迅猛上升。天然氣的輸送主要由天然氣管道完成，根據(jù)國家統(tǒng)計局的數(shù)據(jù)，2012年我國的天然氣管道總長為342 751 km，各大長輸管網(wǎng)均擔任著各地區(qū)之間油氣調配管理任務，并承擔著保障國家能源供給安全戰(zhàn)略順利實施的重大責任和使命。進入長輸管網(wǎng)的天然氣既有不同國家的進口管輸天然氣、液化天然氣，又有國產(chǎn)的氣田氣、油田伴生氣、煤層氣、頁巖氣和煤制氣等。不同氣源間可能存在的不同氣質會對天然氣的貿易交接和安全生產(chǎn)造成影響。

管道的安全輸送及天然氣的準確計量都對進入管道，尤其是長輸管道的天然氣氣質提出要求。天然氣的指標包括水露點/水含量、H2S、凝析烴、顆粒物等，均會對長輸管道的運行產(chǎn)生影響。比如，常規(guī)天然氣中過高含量的H2、He會對在線分析系統(tǒng)提出新的要求，而煤制氣中新出現(xiàn)的常量H2和微量CO也需要通過研究確定其對天然氣管道運行的影響。本文側重于探討常規(guī)氣田氣、油田氣及非常規(guī)天然氣氣質，并通過這些氣體對天然氣交接和安全輸送方面可能產(chǎn)生的影響來探討管輸對氣質的要求，并盡可能為相應標準的制、修訂提供依據(jù)。

1 氣質情況概述

現(xiàn)階段，我國可能進入長輸管道中的管輸天然氣按照來源可以分為常規(guī)天然氣(氣田氣、油田伴生氣等)、頁巖氣、煤層氣以及煤制氣等。進入長輸管道的氣質要求主要靠兩個方面進行規(guī)定：①在貿易交接中，交接壓力下，要將天然氣體積轉換為標準狀態(tài)下體積進行計量，需要保證天然氣工況下壓縮因子的準確計算[1]；②需保證不同種類的天然氣的不同組成不會對管輸安全造成影響。

1.1 常規(guī)天然氣

表1是我國典型的常規(guī)天然氣氣質組成范圍。由表1可以看到，常規(guī)天然氣通常含有十多個組分，管輸氣大多滿足GB 17820-2012《天然氣》的二類氣以上質量要求[2]。在進行天然氣貿易交接過程中的計量時，現(xiàn)場通常需要先進行天然氣氣質的分析。在常規(guī)天然氣中，He以及H2都是痕量的，在計算壓縮因子時，不會對天然氣壓縮因子產(chǎn)生較大影響。當He以及H2含量過高時，應使用離線數(shù)據(jù)中的He與H2組成數(shù)據(jù)，對在線數(shù)據(jù)進行完善，以作為天然氣物性計算的基礎組成數(shù)據(jù)。

表1 典型常規(guī)天然氣氣質組成范圍

另外，天然氣的輸送管道是基于表1中的常規(guī)天然氣氣質進行設計的，并且在設計過程中也進行了充分的安全生產(chǎn)設計，在多年的實際運行中也未見異常。所以，常規(guī)天然氣在進入長輸管道時，不會對天然氣的貿易交接計量和安全生產(chǎn)產(chǎn)生影響。

1.2 煤制氣

煤制氣是緩和我國天然氣生產(chǎn)和消耗不平衡的重要手段。H2是煤制氣中最可能對管輸產(chǎn)生影響的組分，需要對其進行準確及時的分析。表2是幾個煤制氣項目的設計氣質指標和一個煤制氣項目的實際測量指標。對于天然氣的貿易交接，在線分析通常無法覆蓋H2組分的分析。而在煤制氣中，常量的H2必然會影響天然氣工況狀態(tài)下的壓縮因子計算。壓縮因子計算結果的不確定度增大，必然影響天然氣貿易交接的公平。

同時，常量的H2也可能對天然氣長輸管道的安全輸送產(chǎn)生影響。眾所周知，H2會引起長輸管道管材金屬的氫鼓泡和氫脆等現(xiàn)象，從而縮短管道的使用壽命，甚至影響長輸管道的安全輸送。

表2 煤制氣氣質組成

1.3 頁巖氣

我國四川地區(qū)作為頁巖氣開發(fā)的先導基地，已有頁巖氣氣井進行生產(chǎn)。表3中的數(shù)據(jù)是四川地區(qū)的頁巖氣氣質數(shù)據(jù)。從表3中的數(shù)據(jù)可以看到，頁

表3 頁巖氣氣質組成

巖氣氣質與常規(guī)天然氣相似，其CH4組分比常規(guī)天然氣高，無丙烷以外的更重的天然氣組分。頁巖氣氣質更利于準確的分析定量。痕量的He和H2在常規(guī)天然氣部分已經(jīng)說明，對天然氣的計量和安全輸送不會產(chǎn)生影響。

1.4 煤層氣

表4中數(shù)據(jù)是對山西的幾個煤層氣開發(fā)項目進行取樣分析后獲得的煤層氣氣質數(shù)據(jù)。很明顯，煤層氣氣質與頁巖氣相似，CH4含量極高，伴隨少量N2、CO2以及乙烷之類的低碳數(shù)組分，分析數(shù)據(jù)較為準確，更利于計量時物性參數(shù)的準確計算。同時，也基本不存在對管輸安全產(chǎn)生影響的組分。

表4 煤層氣氣質組成

2 進入長輸管道氣質要求探討

要制定標準，規(guī)定進入長輸管道的氣質，應明確進入長輸管網(wǎng)氣質質量是標準制定的目的，是為了保證多氣源(常規(guī)天然氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣等)進入管道后，長輸管道能安全運行。為此，應分別討論天然氣的各項指標。進入長輸管道的氣體首先應滿足GB 17820-2012的要求，另外還需進一步討論可能對管道安全輸送產(chǎn)生影響的因素。

2.1 總硫

進入管道的總硫指標直接關系到天然氣燃燒后形成的SO2排放量[3]，GB 17820-2012中的總硫含量在確定時，已充分考慮天然氣燃燒后排放的環(huán)保要求。進入長輸管道氣質總硫指標的確定可以參照GB 17820-2012指標執(zhí)行。國家對柴油中總硫含量有所規(guī)定，按照國IV要求，柴油中硫的質量分數(shù)為50×10-6，折算為天然氣中總硫的質量濃度為35 mg/m3，在未來環(huán)保排放標準越來越嚴格的情況下，天然氣可參照此要求執(zhí)行。

2.2 H2S

H2S作為酸性氣體，是對管道運行產(chǎn)生腐蝕的主要氣體。石油行業(yè)標準SY 0515-2007《分離器規(guī)范》以及美國防腐工程師協(xié)會標準NACE-MR0175-2002《油田設備用抗硫化應力裂紋的金屬材料》中均說明，在總操作壓力低于0.45 MPa或H2S分壓低于0.000 3 MPa時，可以不考慮H2S應力開裂問題。

長輸管道管輸壓力通常較高，按照現(xiàn)有最高管輸壓力13 MPa計算，管道不考慮應力開裂影響的H2S最高體積分數(shù)為23×10-6，換算為標準狀態(tài)下的質量濃度為33 mg/m3，在考慮一定的保險系數(shù)下，可以使用GB 17820-2012中二類氣的指標，即20 mg/m3。

2.3 CO2

CO2在管輸過程中主要是電化學腐蝕，腐蝕過程中有腐蝕電流，由于鋼鐵金屬表面不均勻形成許多微電池，引起鋼鐵腐蝕。其電極反應為:

CO2+H2O→H2CO3

H2CO3+ Fe→FeCO3+H2↑

陽極反應：Fe→Fe2++2e

2H++2e→H2↑

CO2腐蝕鋼材主要是CO2溶于水生成碳酸而引起電化學腐蝕所致。在影響CO2腐蝕速率的各個因素中，CO2分壓起著重要作用。CO2分壓高時，溶解于水的碳酸濃度高，從碳酸中分解出的氫離子濃度必然高，因而腐蝕被加速。參考SY/T 0515-1997中按CO2的分壓來劃分腐蝕環(huán)境：CO2分壓大于0.1 MPa時有明顯腐蝕、分壓為0.05～0.1 MPa時應考慮腐蝕作用、分壓小于0.05 MPa一般不考慮腐蝕作用。按照現(xiàn)有最高管輸壓力13 MPa計算，CO2的允許體積分數(shù)為0.4%。

但是，各國在制定天然氣標準時，均將CO2的體積分數(shù)規(guī)定為2%～3%，我國的GB 17820-2012 也根據(jù)CO2含量分成兩檔：一類氣、二類氣(其CO2體積分數(shù)為2%)為一檔，三類氣(其CO2體積分數(shù)為3%)為另外一檔。而我國長輸管道多年在CO2體積分數(shù)約2%的條件下運行，未見因為CO2含量引起的管道問題。從原理上說，在CO2的腐蝕反應中，第一步需要CO2與水形成碳酸，然后形成原電池，進而發(fā)生管道的腐蝕，而天然氣中由于運行安全，對水露點有相應的要求，保證了極低水含量的管道輸送條件，這就是為什么在CO2體積分數(shù)為2%甚至以上的情況下，管道也能安全運行的原因之一。

所以，進入長輸管道的氣體中CO2含量的確定應該同時考慮CO2腐蝕對管道產(chǎn)生腐蝕的閾值以及管道的運行條件，并綜合長期以來長輸管道的運行經(jīng)驗來確定。

2.4 CO

常規(guī)天然氣是在地層中經(jīng)長期的高溫高壓形成的，即使存在CO，在漫長的地質年代下也已轉化成了CO2。所以，常規(guī)天然氣甚至包括頁巖氣和煤層氣等均不含CO。進入長輸管道可能含有CO的氣體主要是煤制氣。

在前面的討論中已經(jīng)提及，僅在煤制氣的設計指標中含有痕量的CO。CO在管道運行中，主要可能產(chǎn)生的是泄漏中的毒害。長輸管道中，在保證管道不泄漏的情況下，CO化學性質穩(wěn)定，與N2類似，不會與管道發(fā)生反應，避免了對管道產(chǎn)生腐蝕，并且痕量的CO也不會影響壓縮因子的計算。在實際的煤制氣樣品測試結果中，未見有CO存在，說明在過量H2存在的前提下，在煤制氣合成的過程中能保證CO的完全反應。

所以，CO的指標可以在進入長輸管道的氣質指標中忽略，并注意收集數(shù)據(jù)，以便在制訂標準進行氣質規(guī)定時提出相應指標。

2.5 H2

H2是最可能影響長輸管道的組分，常量的H2在長輸管道的鋼材中可能形成氫脆和氫鼓泡等，對管輸產(chǎn)生影響[4-6]。對于`常規(guī)天然氣來說，H2的體積分數(shù)為0.1%甚至更低，以至于完全不含H2。在天然氣長輸經(jīng)驗中，也有含痕量H2的氣體進入管道的情況，并未見安全問題。在新的多氣源條件下，可能進入長輸管道的氣體中包含煤制氣，其中包含H2(體積分數(shù)為2%甚至更高)，這是否會對管道產(chǎn)生影響，需要進行研究后才能確定。

同時，較高含量的H2進入管道，會對管道的在線分析系統(tǒng)提出新的要求?，F(xiàn)有的在線組成分析設備大多使用H2和He作為載氣，無法進行H2的分析。而進入長輸管道的煤制氣中常量H2無法分析，會導致最終分析結果不準確，影響工況條件下的壓縮因子，進而影響天然氣計量的準確性。因此，有必要調整在線分析系統(tǒng)或使用離線分析手段來補充、完善組成分析結果，以保證計量的準確性。

2.6 O2

天然氣在氣藏中是不含O2的，在開采和處理的過程中，避免與空氣混合是安全生產(chǎn)的基本要求。對于長輸天然氣管道，其O2含量要求應更嚴格，例如EASEE gas的要求為O2的摩爾分數(shù)≤0.01%。從天然氣組成檢測方法考慮，0.01%這一數(shù)值實際上是氣相色譜法檢測組分含量在0.1%以下時所允許的重復性要求。目前，在中國石油每年抽檢的管輸天然氣中，O2的摩爾分數(shù)均為0.00%。換言之，如果檢測結果為0.00%，則與小于0.01%是相同的含義，因為允許的最小檢測值就是0.01%。

我國天然氣不論是常規(guī)天然氣還是頁巖氣、煤層氣和煤制氣等，其中O2的最高摩爾分數(shù)僅為0.05%，這主要是由于取樣等原因造成的。所以，應以0.05%為界限，超過此O2含量，說明管道氣體存在異常，不應進入長輸管道。

2.7 固體顆粒物

在長輸管道中，固體顆粒物主要可能對長輸管道運行中的增壓機產(chǎn)生影響。要量化進入長輸管道的固體顆粒物指標，需要考慮長輸管道中多種增壓機的使用要求。根據(jù)GE公司氣體渦輪的氣質要求，需要將顆粒物的質量濃度控制到≤0.001 g/m3。

2.8 水含量/水露點

長輸管道中規(guī)定水含量的目的是防止液相水的產(chǎn)生。只要有游離水的存在，就會降低輸氣管道的輸送能力并使H2S、CO2對輸氣管道和其他設備產(chǎn)生腐蝕。

從技術上講，在整個輸氣過程的壓力、溫度下都不應含有液態(tài)水和烴類，從輸氣管道設計的要求來看，同樣如此。國外一般規(guī)定了一定壓力下的水露點或絕對水含量，由于在一定輸氣壓力下的水露點與一定條件下的絕對水含量是相互對應的，所以事實上只要規(guī)定了水露點和壓力，也就是規(guī)定了一定條件下的絕對水含量。由于我國地域遼闊，南方北方氣候條件相差較大，且冬、夏兩季溫差也大，造成天然氣的管輸環(huán)境條件相差極大，故如規(guī)定水分絕對含量，不易統(tǒng)一。GB 50251-2003《輸氣管道工程設計規(guī)范》規(guī)定的水露點指標為：水露點應比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5 ℃。GB 17820-2012采用了GB 50251-2003的規(guī)定，并規(guī)定此露點壓力為交接點壓力。而進入長輸管道的水露點指標也可以參考GB 17820-2012標準執(zhí)行。

3 結論與建議

(1) 由于進入長輸管道的天然氣氣質日益復雜，因此制定標準，控制氣質質量尤其重要。進入長輸管道的天然氣首先應保證氣質符合GB 17820-2012的要求；特殊氣質和條件，需進行分析后確認其質量控制指標，才能保證天然氣貿易交接中計量的公平和管輸?shù)陌踩?/p>

(2) 在標準制定過程中，CO和H2等指標因為多氣源的環(huán)境，與傳統(tǒng)管輸環(huán)境存在較大差異，應特別研究安全管輸和準確計量方面對這兩個組成指標的要求。尤其是H2含量在新環(huán)境下變化最大，在天然氣管輸設計中研究較少，也極少看到針對天然氣管道發(fā)生H2腐蝕的報道。故應在此方面開展基礎研究，用于指導標準的制定。

(3) 多氣源環(huán)境導致的氣體組分含量變化可能對在線分析系統(tǒng)的性能提出新的挑戰(zhàn)。雖然，短期內可使用離線分析手段進行補充和完善，但對在線分析系統(tǒng)性能的完善也應提上日程，盡快開展研究，以直接解決在線分析系統(tǒng)中存在的問題。

參考文獻

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