天然气的基本属性

天然气的性质

广义来看天然气可以指自然界中天然存在的一切气体，但通常采用其狭义概念，即埋藏于地下的包含烃类和非烃类气体的混合物。作为气体能源的天然气，是一种以甲烷为主要成分的复杂烃类混合物，杂质包括乙烷、丙烷和少量其他重烃类及若干不可燃气体，如氮气、水、硫化氢和二氧化碳。目前天然气主要应用于民用燃料、工业燃料、燃气发电、交通燃料和化工原料等领域。天然气因其清洁性而近年受到我国政策大力支持，2015-2019年，我国消费量年化增长率高达13.16%，全球消费量年化增长率为3.10%。

从上表中可以看到，对于不同产地、不同矿藏类型的天然气，其成分会有巨大差异。因此对于开采出的天然气需要加工处理，通常会去除其中水和硫化物等不可燃杂质后，再把比甲烷更重的烃类分离，以提高甲烷占比。其中乙烷到戊烷这部分烃类在常温常压下易凝结为液体，故被称作天然气凝析液（NGL，Natural Gas Liquid），从天然气凝析液中，可进一步分离出乙烷、液化石油气、石脑油和天然汽油等化工原料或燃料产品。

天然气的分类

常用的天然气分类方式包括以下三种。

从其组成成分来看，若液态时1立方米天然气中，含碳五及以上烃类杂质在13.5立方厘米以下，则常被称作干气，若在13.5立方厘米以上，则因这些杂质易在常温常压下凝结出液滴，被称作湿气。液态时1立方米天然气中，含碳三及以上烃类杂质在100立方厘米以下，则常被称作贫气，在100立方厘米以上被称作富气。此外，业内也习惯于将脱水操作降低露点前的天然气叫做湿气，该操作之后的叫做干气；回收天然气凝析液操作前的天然气叫做富气，该操作之后的叫做贫气。

从埋藏方式的角度来看，可以分为常规天然气和非常规天然气。前者指目前较为主流的可工业开采的矿藏类型，主要有油田伴生气、气藏气和凝析气。后者则是不通过常规钻井活动获取，需要特殊技术得来的天然气，通常其开采成本较高，如煤层气和页岩气等。

从储运的角度来看，可以分为LNG，PNG和CNG。LNG（liquefied natural gas）液化天然气是将天然气经过除杂等加工处理后，以低温液化，在物流过程中以液态存在，通过专门的LNG船和LNG槽车运输。PNG（piping natural gas）管道天然气是物流过程中以气态存在的天然气，直接通过管道进行运输。CNG（compressed natural gas）压缩天然气将天然气高压后储存于专用钢瓶中，主要用于汽车燃料。LNG和PNG是最主要的天然气物流形式，国际贸易也几乎全部通过LNG船或跨国长输管道输送PNG的形式进行。

天然气的质量指标

轻质烷烃的燃烧热会随着含碳数增加而提高，因此随着其气态时每立方热值的提高气态密度也相应增大，液化后每公斤热值近似。相比其他气态烷烃，甲烷密度小于空气，因此泄漏时会扩散开来，难以下沉集聚爆炸，安全性更强。甲烷沸点极低，导致液化过程和储运成本都较高，因此也相对其他气态燃料更多直接以气态形式进行管道运输。

商品天然气的最主要质量指标即为其热值，通过对热值的规定而间接对其烃类组分形成限制。此外的质量指标中，硫化物和二氧化碳可能对管道和储罐造成腐蚀，同时燃烧中易形成污染，因此加以限制。对于天然气的计价单位，国内市场在终端民用气时常用元/m³，液化天然气因其以液态存在，常用元/吨。而热值相对最有普适性，也被经常采用，如美国Henry Hub天然气期货和亚太LNG现货用美元/百万英热单位计价。

天然气的产业链

天然气产业链各环节概况

在天然气产业链中的生产环节，国产气主要来自于气田开采或油田开采时伴生气。此外在原油预处理和炼油常减压分离过程中也可能产生一些天然气。这些天然气经过加工净化流程后，最终得到商品天然气。商品天然气可以直接进入管道销往市场，也可进一步低温液化，以LNG的形式进行运输。此外由于物流基建能力有限、销售利润较低、产气品质不佳等原因，天然气也可回注回气田或油田以用于提高其产量。

进入物流环节，在从产地到消费地的长距离运输时，管道气通过长输管道运输。我国国内的跨省与国际长输管道过去均属于“三桶油”，但设立国家管网公司后，会逐步将大部分长输管道所有权移交其管理，省内管网主要由省级管网公司或省级天然气公司经营。国内LNG在产地或长输管道节点处的液化厂装运进槽车运输至消费地，国际LNG贸易则主要通过专门的LNG船运往LNG接收站后，进入国内物流网络。在消费地，各种城燃公司作为基层分销商将天然气通过自有的分销管网配送至终端用户，此外一定规模以上的天然气用户可直接向天然气生产或进口商而非城燃企业购买天然气，以直供管道形式配送。

此外我国还有有别于以上主流物流路径的物流模式。LNG罐箱物流是将LNG储运于储罐后，出口国直接将储罐以集装箱海运出口。这一方式的出现主要是由于沿海大型LNG接收站建设周期长、目前接收能力有限。天然气点供是在一个或多个邻近终端用户间，优选地址投建一个小型气化站，直接从上游生产商购买LNG后气化使用。该方式的出现主要是由于我国天然气需求迅速增长和管网发展水平不足，同时在用气高峰时该方式也便于工业用户灵活便利的保障气源供应稳定。但由于气化站安全问题和我国管网建设的逐渐完备，各地政策从鼓励点供模式逐渐改为在管网覆盖区域禁止采取点供模式。

天然气的仓储

天然气行业总体采取以需定产、以输定销的思路，对于下游需求的季节性波动和调峰也常会通过提高供给多元化和物流能力来应对。仓储上主要有四种方式，分别是地面储罐储气、管道储气、LNG储罐储气和地下储气库储气，大规模仓储以后两种方式为主。

对于LNG，其仓储需使用低温储罐。中小型储罐在5-100m³，主要用于消费地小型气化站；大型储罐在100-1000m³，适用于小型LNG液化厂；超大型储罐在10000-40000m³，运用于基本负荷型和调峰型液化装置；特大型储罐在40000-200000m³，主要运用于LNG接收站。此外根据形状可分为球形罐和圆柱形罐；根据结构分为单包容罐、双包容罐、全包容罐和膜式罐。

由于天然气季节性需求差异极大，长期来看核心仓储手段是运用地下储气库。地下储气库有以下四种：枯竭油气田，利用枯竭油气藏储气，该类库造价低、运行可靠，是最常见的一种；含水多孔地层，将高压气体注入含水层孔隙排出水后，在非渗透性的含水层盖层下储气；盐穴，在地下盐层用水溶解盐形成空穴储气；废弃矿坑，利用合适地质条件的废弃矿坑储气。对地下储气库，在夏季时将天然气注入，然后冬季时抽出。由于地质条件影响，通常需要经历多个注采周期后储气库才能完全到达其设计库容与工作气量水平。截至2020年，我国已建成29个地下储气库，其中3个为盐穴储气库，26个为油气藏储气库，设计库容共479亿方。