随着我国天然气工业的迅速发展，长庆、塔里木、川渝、青海气田的商品天然气陆续通过管道送往北京、上海以及越来越多的城市作为优质、清洁的能源。目前，我国商品天然气都遵循强制性国家标准GB 17820--1999《天然气》[1]的指标要求。由于原料天然气的类型、处理工艺和外输条件等不同，所获得的商品天然气的性质也有所差别。这些差别不仅引起不同气源商品天然气混用时的性质匹配问题，也对下游的LNG、CNG的生产带来一定影响。
1、商品天然气的气质要求
国家标准GB 17820—1999《天然气》规定，从油气田采出的天然气经处理后，通过管道输送的商品天然气指标有高热值、总硫含量(以硫计)、硫化氢含量、二氧化碳含量和水露点5项，其指标见表1。
表1所规定的指标中，只有高热值指标直接与经济利益相关，但因我国商品天然气目前尚未采用能量计量，规定的指标比较宽松，致使其重要性难以充分体现。目前，不同气源商品天然气的高热值差别较大，故对其互换性有一定影响。
表1 商品天然气气质指标
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项 目 |
一类 |
二类 |
三类 |
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高热值/（MJ·m-3） |
＞31.4 |
|
总硫含量（以硫计）/(mg·m-3) |
≤100 |
≤200 |
≤460 |
|
硫化氢含量/(mg·m-3) |
≤6 |
≤20 |
≤460 |
|
二氧化碳体积分数/％ |
≤3.0 |
— |
|
水露点 |
在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5°C |
其他4项指标均出自对卫生、安全和环境保护等社会效益考虑，这也是当前制定涉及卫生、安全和环境保护的天然气产品质量标准的基本原则。其中一类气质已达国际先进水平，二类气质为国际一般水平，三类气质要求较低，是适应国情、兼顾局部地区的一种过渡性指标。目前，我国商品天然气大多遵循二类气质指标。
除了表1所规定的5项指标外，在GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》[2]中还规定进入输气管道的气体烃露点应低于最低环境温度等指标。因此，通过输气管道输送的商品天然气也应符合这项指标。
2、 不同气源商品天然气的差别
2．1 商品天然气的气源类型
我国商品天然气的气源类型主要有干气藏气、湿气藏气和凝析气藏气等。由于气源类型不同，其性质也有很大差异[3、4]。
干气藏气在地下储层中和采出到地面时始终为气相，主要成分是甲烷以及少量乙烷、丙烷、丁烷、非烃类气体(如氮气、二氧化碳、硫化氢等)，不含标准条件下为液相的组分(主要是戊烷以上烃类，即C＋5)。例如，向北京、西安、银川供气的长庆靖边气田天然气就属于干气藏气。
表2 不同类型的天然气组成(干基，体积分数)
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气源 |
C1 |
C2 |
C3 |
C4 |
C5 |
C6 |
C＋7 |
N2 |
He |
CO2 |
H2S |
|
靖边① |
93.54 |
0.63 |
0.05 |
0.01 |
— |
— |
— |
0.26 |
0.17 |
5.33 |
0.01 |
|
克拉2 |
97.48 |
0.62 |
0.42 |
0.25 |
0.02 |
0.01 |
0.04 |
0.51 |
— |
0.65 |
— |
|
福山② |
65.55 |
14.21 |
8.08 |
3.09 |
0.68 |
2.55 |
1.49 |
0.04 |
— |
4.31 |
— |
| 注：①长庆油田第三天然气净化厂原料气；②高压天然气与低压天然气混合物。 |
注：①长庆油田第三天然气净化厂原料气；②高压天然气与低压天然气混合物。
由表2可知，不同类型的天然气组成有很大差异。因此，与组成有关的其他性质诸如密度、高热值等也差别很大。
2．2 不同气源的天然气处理工艺不同
不同类型的天然气除了组成等性质有很大差别外，因其集气压力不同，故去处理厂、站的压力也各不相同。此外，由于商品天然气所要求的露点和外输条件等不同，因而生产商品天然气的处理工艺也有很大不同。
①靖边气田先采用MDEA(甲基二乙醇胺)配方水溶液脱酸，再采用三甘醇脱水。长庆靖边气田天然气进入第三净化厂(即处理厂)的压力为5．4MPa，干气出厂压力为5．2MPa。由表2可知，此天然气中H2S、CO2含量超标，故先采用MDEA配方水溶液脱酸(H2S、CO2)，使其符合《天然气》(GB 17820—1999)的指标。此外，因其属于干气藏气，不会析出凝析油，所以脱酸后的气体只再采用TEG(三甘醇)脱水，使其水露点符合要求(在出厂压力下的水露点<一13℃，常压下的水露点<一28℃）。
湿气藏气在地下储层中始终为气相，采出地面时有少量凝析油析出，主要成分是甲烷以及少量乙烷、丙烷、丁烷、非烃类气体，并含微量在标准条件下为液相的组分。例如，作为西气东输主力气源的克拉2气田和向北京供气的长庆榆林气田天然气就属于湿气藏气。
凝析气藏气在初始储层状态下呈气相，当储层压力降至该气体的露点压力以下时就会出现反凝析现象，即在储层中有液烃产生，采出地面时也始终有凝析油析出。凝析气藏气(也可简称凝析气)中甲烷体积分数一般为70%～95%，乙烷、丙烷、丁烷和戊烷以上烃类含量比湿气藏气高，也含非烃类气体。例如，向上海供气的东海平湖气田和向海口供气的海南福山油田天然气就属于凝析气藏气。
上述3种类型的天然气组成见表2。
②克拉2气田采用低温分离工艺同时脱水脱油[13]。克拉2气田天然气进入处理厂的压力为12．1MPa，干气(即商品天然气)出厂压力为9．4MPa。由于原料天然气中CO2、H2S含量已符合GB 17820—1999《天然气》的指标，故只要求处理后的商品天然气烃露点在西气东输管道1．6～10．0MPa的输送压力范围内低于—5℃，水露点(12MPa下)低于—10℃。因此，需要对进入处理厂的天然气脱水、脱凝析油以控制其露点。
根据上述条件和要求，克拉2气田天然气处理厂采用低温分离工艺[4]，将进厂天然气压力由12．1MPa节流膨胀至6．36MPa，温度相应降低至—30℃以下进行低温分离，即在低温下同时脱水、脱凝析油，然后再将低温分离出的干气经换热后增压至9．4MPa以满足外输压力要求。此时干气虽仍具有反凝析现象，但在西气东输管道的输送压力范围内(1．6～10．0MPa)其最高烃露点仅为—5℃，完全满足商品天然气的烃露点要求。
③福山油田采用分子筛脱水、深冷分离回收凝液。福山油田高压天然气进处理站压力为3．6MPa，低压天然气进处理站压力为2．2MPa，干气出处理站压力为1．6MPa。由于福山油田混合天然气中含有相当数量的C3＋，为了充分回收这些烃类，先采用分子筛脱水，使气体水露点(操作压力下)<—60°C，再进行深冷(—63°C)分离，以尽量多地回收凝液(C3＋)。回收到的凝液去分馏系统生产液化石油气和天然汽油等产品，在低温下分离出的干气经换热后经过管道送往海口作为民用燃气，或去处理站附近的LNG工厂和CNG加气站。
