天然气产业链培训课件：基础知识

天然气产业链介绍（一）——基础知识天然气基本概念

定义：广义来说，天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体，而常用的“天然气”定义，是从能源角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物。天然气包括常规天然气和非常规天然气两类。低温（甲烷菌、微生物分解）有机成因无机成因C

H

Ox

y

zCH4（甲烷为主要成分）高温（热解）动植物、微生物

地底温度+压力沉积

埋藏

运移高温（250℃）CO

+H2

2CH

+H

O4

2铁族元素生物成因不可再生原始大气甲烷、板块俯冲高温高压脱水生成燃料对比单位质量热值单位热量CO2排

放

量

（

以煤炭为基准）燃烧产物特征燃烧特性高碳排放废渣多煤炭石油20-30MJ/kg42-46MJ/kg100%固体燃料、调节慢污染程度高75%-80%55%-60%中等排放液体燃料、需雾化气体燃料、调节快最低碳排放天然气35-40MJ/m³主要产物是水和二氧化碳1天然气形成与开采1000mD油田伴生气非伴生气$2/MMBtu常规气技术难度成本增加按气藏类型划分致密气煤层气1mD非常规气$20/MMBtu0.0001mD页岩气天然气开采基本流程地质勘探钻井作业开采生产2天然气类型

致密气存在于低渗透、低孔隙的致密砂岩层或石灰石中。

油田伴生气与石油共生的天然气，伴随石油开采而产出。如大庆油田、胜利油田。

煤层气存在于煤层中，吸附状态附着在煤体的孔隙和裂缝表面。如鄂尔多斯大吉气田。

非伴生气包括纯气田气和凝析气。凝析气以气态形式存在于高温高压的地层中，开采后随环境改变分为气液两相，液相称为凝析气。

页岩气以吸附或自由状态存在于页岩微孔隙，开采成本高、技术难。资料：李勇，王延斌，孟尚志，等.煤系非常规天然气合采地质基础理论进展及展望[J].煤炭学报，2020，45(4)。3我国主要天然气产气区准噶尔盆地：40-60亿立方米（约占全国2%）鄂尔多斯盆地：550-650亿立方米/年（占全国23%-27%）塔里木盆地：350-450亿立方米（占全国15%-20%）四川盆地：550-650亿立方米（占全国23%-27%）柴达木盆地：30-50亿立方米（占全国1%-2%）4页岩气革命——以美国为例

水平钻井

+水力压裂核心技术利用旋转导向钻井技术在页岩等致密储层中构建长距离水平井段以实现接触面极大化，叠加大规模分段水力压裂工艺注入高压携砂流体，构建复杂的人工导流裂缝网络以突破储层低渗透率瓶颈。LNG出口量全球第一2020年

LNG出口量全球第三2023年2016年第一艘LNG船出口美国天然气产量美国LNG出口量2011年2009年2007年成为世界最大产气国页岩气成为美国供应主力页岩气从“技术可行”走向“经济可行”数据：EIA5天然气处理过程气液分离管道气湿气气体部分脱酸脱水干气LNG处理、液化克劳斯工艺酸性天然气变成甜气继续处理或使用固体硫磺硫酸H2SO4分馏NGL乙烷裂解厂丙烷丁烷6天然气储运方式定义：指经过净化处理符合标准后，利用压力差作为动力，通过管道进行气态连续输送的天然气。它是天然气利用最主要、最高效的形式。物理状态：气态。组分特点：符合GB

17820二类或一类气标准，通常已经过脱水、脱硫、脱碳。管道天然气定义：指在常压下，将天然气通过深度冷冻降低至

-162°C（沸点），使其由气态转变为液态的天然气。运输方式：海上：LNG运输船；陆上：LNG槽车。液化天然气7PNG（管道天然气）

定义：PNG（管道天然气）是符合严格管输标准的商品天然气。其主要成分为甲烷（通常占比85%以上），并含有一定量的乙烷、丙烷等重烃，以及氮气、二氧化碳等惰性组分。

物理特性：①状态:在长输管道中通常处于加压气态。②密度:约0.65-0.85kg/m³

(标准状况下)，属于轻质气体。天然气热值国家标准：GB17820-2018《天然气》规定了天然气作为“商品”进入管道和销售时必须达到的质量底线。8管道天然气

国内管道天然气主要为国产气田、进口管道气、进口LNG。气源类型运输方式站点处理长输管网常规气田页岩气集气管网集气管网跨境管道船舶运输集气/预处理集气/预处理首站净化净化/进口管道气进口LNGLNG接收站气化

国产常规气/页岩气：处理与净化气田原料气集气站净化厂符合管输标准的气体去除大颗粒杂质脱硫/脱水脱碳/脱汞气质达标（热值、杂质含量）9PNG（管道天然气）

符合标准的气体在首站加压后，进入超高压主干管道。通过沿线每隔150-200公里设置的压气站接力增压，克服摩擦阻力，实现数千公里的经济输送。分输站负责向沿线用户或城市分流，地下储气库则用于季节性调峰，保障系统在需求波动下的稳定。天然气通过城市门站进入消费市场，气体经调压、计量、加臭后，送入城市高压环网，再通过多级调压站逐级降压，经由枝状或环状的配气管网精准配送至最终用户接口。

环节三：长距离输送净化气首站主干管道高压输送压气站分输站储气库进入系统加压、计量中途加压分流至用户季节性调峰压力升至12MPa

输送至消费区域

维持管道压力

供给城市/工业用户

夏注冬采平衡供需

环节四：城市配送分输站来气城市门站高压环网城市骨干各级调压站逐级降压配气管网枝状分布用户引入管接入用户建筑高压天然气降压+计量+加臭降至1.6-4MPa环状布置环状布置

0.8→0.4→0.2MPa

送达街区10PNG（管道天然气）

最终，天然气以适配的压力和稳定的流量送达工业、商业、居民及分布式能源等各类终端用户，转化为热、电、动力或化工原料。此环节并非被动的消费，而是主动将符合管输标准的天然气，通过一系列标准化、差异化的终端设施，安全、高效、可控地转化为热能、动能、电能或化工原料的过程。

工业燃烧

(Industrial

Fuel)陶瓷/玻璃制造、金属冶炼与加工、食品/纺织印染

环节五：终端用户用户引入管户内设施用气设备高压输送城市燃气

(City

Gas)

居民生活、商业用户、交通进入系统加压、计量

燃气发电

(Gas

Power)压力升至12MPa

输送至消费区域调峰电厂、分布式能源

化工原料(Chemical

Feedstock)化肥、甲醇\氢气11我国四大天然气进口通道东北能源通道由中俄油气管道组成，天然气年设计输送能力380亿立方米，为中俄两国战略伙伴关系增添新动能。西北能源通道由中哈原油管道和中国—中亚天然气管道组成，以年输原油2000万吨、天然气600亿立方米，为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦和中国经济社会发展注入动力，成为多国友好合作的经典。打通四大天然气进口通道完成进口布局西南能源通道即中缅油气管道，以年输原油2200万吨、天然气120亿立方米，续写中缅两国世代相传的“胞波情谊”。海上能源通道是中国从非洲、中东、澳洲等地通过海运将进口油气送至东部沿海一带。2025年中国LNG进口量约6862万吨，实现LNG与国内主干天然气管道气源互补，增加天然气安全供应和应急保障能力。数据：海关总署12我国接收进口管道天然气运输线路中亚天然气管道（西路）：主要来自土库曼斯坦的阿姆河右岸气田气质：极优的干气，甲烷含量极高，通常在95%-96%以上。路线：西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境

→

穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部

→

经新疆霍尔果斯口岸入境接入点：新疆霍尔果斯长度：全长1833千米设计能力：每年550亿立方米（截止2025年12月）目前状态：ABC三线稳定满负荷运行，D线建设正在稳步实施。年输气量工程分期通气时间入境口岸霍尔果斯（亿立方米）一期（A/B）3002009.12/2010.10二期（C）三期（D）2503002014.05霍尔果斯乌恰未投产13我国接收进口管道天然气运输线路中俄天然气管道（北路）：俄罗斯境内的恰扬金气田（雅库特地区）和科维克塔气田（伊尔库茨克地区）气质：极优的干气，甲烷含量极高，通常在95%-96%以上。路线：气体汇聚后，在俄罗斯边境城市布拉戈维申斯克穿越黑龙江河底，一路南下，途经黑龙江、吉林、辽宁、河北、天津、山东、江苏，最终抵达上海接入点：黑龙江黑河长度：约8111公里（俄罗斯境内约3000公里+中国境内全长5111公里）。设计能力：380亿立方米/年（达到满产后）（截止2024年12月）稳定东部供气：填补核心区域缺口①年供气量380亿方，可满足1.3亿户家庭用气需求。多源供气、分散风险①打破对单一气源（中亚、LNG）的依赖，形成“西北+东北+西南+海上”四足鼎立的供气格局。②俄罗斯已成为中国第一大管道天然气供应国，大幅提升能源自主可控能力。完善全国管网：打通“北气南下”大动脉①全长5111公里，是中国单管输气量最大、技术最先进的天然气管道。②形成“四大战略通道

+五纵五横”全国管网新格局，实现资源全国统筹调配国家管网集团。14我国接收进口管道天然气运输线路中缅天然气管道（南路）：主要来自缅甸西海岸的近海气田（A-1和A-3区块）气质：海上气田干气，气质较为稳定，甲烷含量高。路线：缅甸若开邦的皎漂港，途经缅甸若开邦、马圭省、曼德勒省、掸邦，从云南省瑞丽市入境，途经云南、贵州，终点到达广西贵港市。接入点：云南瑞丽长度：约2520公里（缅甸段793公里+国内段1727公里）。设计能力：每年120亿立方米①完善能源安全格局：构建“四通道”体系③优化全国管网：打通西南-华中联络线②填补西南用气空白：结束云贵无管道气历史④地缘与经济战略：深化中缅合作、拓展印度洋通道15LNG（液化天然气）

LNG（液化天然气

|

Liquefied

Natural

Gas）是以甲烷为主要成分的气态天然气经过净化后，深度冷却至约-162℃而形成的液态形式，其体积仅为气态时的约1/600，极大便利了储存和跨洋运输，是实现全球天然气贸易的关键技术。这一过程要求极其严格，必须深度脱除水分、二氧化碳、硫化物等杂质，以确保在超低温下不会形成固体堵塞设备。因此，高品质的LNG甲烷含量通常高达90%以上，并含有少量乙烷、丙烷以及C5+等重烃，其最终具体组分（直接影响热值和密度）会因地质和净化工艺不同而有所差异，这些差异将影响贸易计价、接收站操作兼容性以及下游化工利用价值。液化天然气国家标准：GB/T38753-2020

热值：项目贫液类常规类86-97.5≤2富液类通常在

52-55MJ/kg范围内，具体取决于C3+的重烃含量。

密度：甲烷摩尔分数%>97.575.0-86.0C4+烷烃摩尔分数%二氧化碳摩尔分数%氮气摩尔分数%≤0.01≤1液态密度约为

430-470

kg/m³。氧气摩尔分数%≤0.1

主要成分：总硫含量(以硫记)mg/m3硫化氢含量mg/m3高位体积发热量≤20甲烷为主，并含有少量乙烷及惰性气体。≤3.537.0-38.038.0-42.4>42.4参比条件为101.325kPa，20°C16LNG（液化天然气）

重要环节气化进管网应急调峰接收站气化站管网LNG运输船LNG槽车-162℃气田开采液化工厂LNG卫星站/点供站气化后到终端下游应用如果杂质未去除①水和CO2会在低温下形成固体冰堵/干冰，堵塞管道和换热器；陶瓷/玻璃制造LNG重卡金属加工/热处理内河/远洋船舶②H

S、CO

具有腐蚀性，损害铝制冷箱等设备；汞会22工业锅炉改造腐蚀铝合金设备并导致催化剂中毒；③重烃（如C5+）在低温下会凝结为液体或固体，影响液化效率与产品纯度调峰电厂气化进管网应急调峰分布式能源站17LNG（液化天然气）液化过程

原料气预处理醇胺化学吸收法分子筛变温吸附载硫活性炭化学吸附原料气脱酸