天然氣

天然氣蘊藏在地下多孔隙岩層中，包括油田氣、氣田氣、煤層氣、泥火山氣和生物生成氣等，也有少量出於煤層。它是優質燃料和化工原料。

天然氣主要用途是作燃料，可製造炭黑、化學藥品和液化石油氣，由天然氣生產的丙烷、丁烷是現代工業的重要原料。天然氣主要由氣態低分子烴和非烴氣體混合組成。

主要由甲烷(85%)和少量乙烷(9%)、丙烷(3%)、氮(2%)和丁烷(1%)組成。又稱“沼氣”。主要用作燃料，也用於製造乙醛、乙炔、氨、碳黑、乙醇、甲醛、烴類燃料、氫化油、甲醇、硝酸、合成氣和氯乙烯等化學物的原料。天然氣被壓縮成液體進行貯存和運輸。煤礦工人、硝酸製造者、發電廠工人、有機化學合成工、燃氣使用者、石油精鍊工等有機會接觸本品。主要經呼吸道進入人體。屬單純窒息性氣體。濃度高時因置換空氣而引起缺氧，導致呼吸短促，知覺喪失；嚴重者可因血氧過低窒息死亡。高壓天然氣可致凍傷。不完全燃燒可產生一氧化碳。

天然氣是存在於地下岩石儲集層中以烴為主體的混合氣體的統稱，比重約0.65，比空氣輕，具有無色、無味、無毒之特性。

天然氣主要成分烷烴，其中甲烷占絕大多數，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般有硫化氫、二氧化碳、氮和水氣和少量一氧化碳及微量的稀有氣體，如氦和氬等。天然氣在送到最終用戶之前，為助於泄漏檢測，還要用硫醇、四氫噻吩等來給天然氣添加氣味。

天然氣不溶於水，密度為0.7174kg/Nm，相對密度（水）為0.45(液化)燃點(℃)為650，爆炸極限(V%)為5-15。在標準狀況下，甲烷至丁烷以氣體狀態存在，戊烷以上為液體。甲烷是最短和最輕的烴分子。

有機硫化物和硫化氫(H₂S)是常見的雜質，在大多數利用天然氣的情況下都必須預先除去。含硫雜質多的天然氣用英文的專業術語形容為"sour(酸的)"。

天然氣每立方燃燒熱值為8000大卡至8500大卡。每公斤液化氣燃燒熱值為11000大卡。氣態液化氣的比重為0.55。每立方液化氣燃燒熱值為25200大卡。每瓶液化氣重14.5公斤，總計燃燒熱值159500大卡，相當於20立方天然氣的燃燒熱值。

甲烷燃燒方程式

完全燃燒：CH4+2O2===CO2+2H2O（反應條件為點燃）

甲烷+氧氣→二氧化碳+水蒸氣

不完全燃燒：2CH4+3O2=2CO+4H2O

甲烷+氧氣→一 氧化碳+水蒸氣

計量單位

千瓦時（kw·h)或焦耳（J）

加氣站銷售單位：CNG 元/立方米（元/m³）、LNG **元/公斤

1、天然氣按在地下存在的相態可分為遊離態、溶解態、吸附態和固態水合物。只有遊離態的天然氣經聚集形成天然氣藏，才可開發利用。

2、天然氣按照存生成形式又可分為伴生氣和非伴生氣兩種。

伴生氣：伴隨原油共生，與原油同時被采出的油田氣。其中伴生氣通常是原油的揮發性部分，以氣的形式存在於含油層之上，凡有原油的地層中都有，只是油、氣量比例不同。即使在同一油田中的石油和天然氣來源也不一定相同。他們由不同的途徑和經不同的過程彙集於相同的岩石儲集層中。

非伴生氣：包括純氣田天然氣和凝析氣田天然氣兩種，在地層中都以氣態存在。凝析氣田天然氣從地層流出井口后，隨著壓力的下降和溫度的升高，分離為氣液兩相，氣相是凝析氣田天然氣，液相是凝析液，叫凝析油。若為非伴生氣，則與液態集聚無關，可能產生於植物物質。世界天然氣產量中，主要是氣田氣和油田氣。對煤層氣的開採，現已日益受到重視。

3、依天然氣蘊藏狀態，又分為構造性天然氣、水溶性天然氣、煤礦天然氣等三種。而構造性天然氣又可分為伴隨原油出產的濕性天然氣、不含液體成份的乾性天然氣。

4、天然氣按成因可分為生物成因氣、油型氣和煤型氣。無機成因氣尤其是非烴氣受到高度重視。

5、按天然氣在地下的產狀又可以分為油田氣、氣田氣、凝析氣、水溶氣、煤層氣、及固態氣體水合物等。

天然氣是較為安全的燃氣之一，它不含一氧化碳，也比空氣輕，一旦泄漏，立即會向上擴散，不易積聚形成爆炸性氣體，安全性較其他燃體而言相對較高。

採用天然氣作為能源，可減少煤和石油的用量，因而大大改善環境污染問題；天然氣作為一種清潔能源，能減少二氧化硫和粉塵排放量近100%，減少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，並有助於減少酸雨形成，舒緩地球溫室效應，從根本上改善環境質量。

天然氣作為汽車燃料，具有單位熱值高、排氣污染小、供應可靠、價格低等優點，已成為世界車用清潔燃料的發展方向，而天然氣汽車則已成為發展最快、使用量最多的新能源汽車。

但是，對於溫室效應，天然氣跟煤炭、石油一樣會產生二氧化碳。因此，不能把天然氣當做新能源。其優點有：

天然氣是一種潔凈環保的優質能源，幾乎不含硫、粉塵和其他有害物質，燃燒時產生二氧化碳少於其他化石燃料，造成溫室效應較低，因而能從根本上改善環境質量。

天然氣與人工煤氣相比，同比熱值價格相當，並且天然氣清潔乾淨，能延長灶具的使用壽命，也有利於用戶減少維修費用的支出。天然氣是潔凈燃氣，供應穩定，能夠改善空氣質量，因而能為該地區經濟發展提供新的動力，帶動經濟繁榮及改善環境。

天然氣無毒、易散發，比重輕於空氣，不宜積聚成爆炸性氣體，是較為安全的燃氣。

隨著家庭使用安全、可靠的天然氣，將會極大改善家居環境，提高生活質量。

天然氣耗氧情況計算：1立方米天然氣（純度按100%計算）完全燃燒約需2.0立方米氧氣，大約需要10立方米的空氣。

天然氣的成因是多種多樣的，天然氣的形成則貫穿於成岩、深成、后成直至變質作用的始終，各種類型的有機質都可形成天然氣，腐泥型有機質則既生油又生氣，腐植形有機質主要生成氣態烴。

成岩作用（階段）早期，在淺層生物化學作用帶內，沉積有機質經微生物的群體發酵和合成作用形成的天然氣稱為生物成因氣。其中有時混有早期低溫降解形成的氣體。生物成因氣出現在埋藏淺、時代新和演化程度低的岩層中，以含甲烷氣為主。生物成因氣形成的前提條件是更加豐富的有機質和強還原環境。

最有利於生氣的有機母質是草本腐植型—腐泥腐植型，這些有機質多分佈於陸源物質供應豐富的三角洲和沼澤湖濱帶，通常含陸源有機質的砂泥岩系列最有利。硫酸岩層中難以形成大量生物成因氣的原因，是因為硫酸對產甲烷菌有明顯的抵製作用，H2優先還原硫酸根為硫離子形成金屬硫化物或硫化氫等，因此二氧化碳不能被氫氣還為甲烷。

甲烷菌的生長需要合適的地化環境，首先是足夠強的還原條件，一般Eh<-300mV為宜（即地層水中的氧和SO42-依次全部被還原以後，才會大量繁殖）；其次對pH值要求以靠近中性為宜，一般6.0～8.0，最佳值7.2～7.6；再者，甲烷菌生長溫度O～75℃，最佳值37～42℃。沒有這些外部條件，甲烷菌就不能大量繁殖，也就不能形成大量甲烷氣。

油型氣

沉積有機質特別是腐泥型有機質在熱降解成油過程中，與石油一起形成的天然氣，或者是在後成作用階段由有機質和早期形成的液態石油熱裂解形成的天然氣稱為油型氣，包括濕氣（石油伴生氣）、凝析氣和裂解氣。

與石油經有機質熱解逐步形成一樣，天然氣的形成也具明顯的垂直分帶性。在剖面最上部（成岩階段）是生物成因氣，在深成階段後期是低分子量氣態烴（C2～C4）即濕氣，以及由於高溫高壓使輕質液態烴逆蒸發形成的凝析氣。在剖面下部，由於溫度上升，生成的石油裂解為小分子的輕烴直至甲烷，有機質亦進一步生成氣體，以甲烷為主石油裂解氣是生氣序列的最後產物，通常將這一階段稱為干氣帶。

由石油伴生氣→凝析氣→干氣，甲烷含量逐漸增多，故乾燥係數升高。

煤型氣

煤系有機質（包括煤層和煤系地層中的分散有機質）熱演化生成的天然氣稱為煤型氣。

煤田開採中，經常出現大量瓦斯湧出的現象，如重慶合川區一口井的瓦斯突出，排出瓦斯量竟高達140萬立方米，這說明，煤系地層確實能生成天然氣。

煤型氣是一種多成分的混合氣體，其中烴類氣體以甲烷為主，重烴氣含量少，一般為干氣，但也可能有濕氣，甚至凝析氣。有時可含較多Hg蒸氣和N2等。

煤型氣也可形成特大氣田，1960S以來在西西伯利亞北部K2、荷蘭東部盆地和北海盆地南部P等地層發現了特大的煤型氣田，這三個氣區探明儲量22萬億立方米，佔世界探明天然氣總儲量的1/3弱。據統計（M.T哈爾布蒂，1970），在世界已發現的26個大氣田中，有16個屬煤型氣田，數量佔60%，儲量佔72.2%，由此可見，煤型氣在世界可燃天然氣資源構成中佔有重要地位。

成煤作用與煤型氣的形成：成煤作用可分為泥炭化和煤化作用兩個階段。前一階段，堆積在沼澤、湖泊或淺海環境下的植物遺體和碎片，經生化作用形成煤的前身——泥炭；隨著盆地沉降，埋藏加深和溫度壓力增高，由泥炭化階段進入煤化作用階段，在煤化作用中泥炭經過微生物酶解、壓實、脫水等作用變為褐煤；當埋藏逐步加深，已形成的褐煤在溫度、壓力和時間等因素作用下，按長焰煤→氣煤→肥煤→焦煤→瘦煤→貧煤→無煙煤的序列轉化。

實測表明，煤的揮發分隨煤化作用增強明顯降低，由褐煤→煙煤→無煙煤，揮發分大約由50%降到5%。這些揮發分主要以CH4、CO2、H2O、N2、NH3等氣態產物的形式逸出，是形成煤型氣的基礎，煤化作用中析出的主要揮發性產物。

1．煤化作用中揮發性產物總量埠；

2、CO2 3.H2O 4. CH4 5.NH3 6.H2S

從形成煤型氣的角度出發，應該注意在煤化作用過程中成煤物質的四次較為明顯變化（煤岩學上稱之為煤化躍變）：

第一次躍變發生於長焰煤開始階段，碳含量Cr=75-80%,揮發分Vr=43%，Ro=0.6%；

第二次躍變發生於肥煤階段，Cr=87%,Vr=29%,Ro=1.3%；

第三次躍變發生煙煤→無煙煤階段，Cr=91%，Vr=8%,Ro=2.5%；

第四次躍變發生於無煙煤→變質無煙煤階段，Cr=93.5%,Vr=4%，Ro=3.7%，芳香族稠環縮合程度大大提高。

在這四次躍變中，導致煤質變化最為明顯的是第一、二次躍變。煤化躍變不僅表現為煤的質變，而且每次躍變都相應地為一次成氣（甲烷）高峰。

煤型氣的形成及產率不僅與煤階有關，而且還與煤的煤岩組成有關，腐殖煤在顯微鏡下可分為鏡質組、類脂組和惰性組三種顯微組分，中國大多數煤田的腐殖煤中，各組分的含量以鏡質組最高，約佔50～80%，惰性組佔10～20%（高者達30～50%），類脂組含量最低，一般不超過5%。

在成煤作用中，各顯微組分對成氣的貢獻是不同的。長慶油田與中國科院地化所（1984）在成功地分離提純煤的有機顯微組分基礎上，開展了低階煤有機顯微組分熱演化模擬實驗，並探討了不同顯微組分的成烴貢和成烴機理。發現三種顯微組分的最終成烴效率比約為類脂組：鏡質組：惰性組=3:1:0.71，產氣能力比約為3.3:1:0.8，說明惰性組也具一定生氣能力。

地球上的所有元素都無一例外地經歷了類似太陽上的核聚變的過程，當碳元素由一些較輕的元素核聚變形成后的一定時期里，它與原始大氣里的氫元素反應生成甲烷。

地球深部岩漿活動、變質岩和宇宙空間分佈的可燃氣體，以及岩石無機鹽類分解產生的氣體，都屬於無機成因氣或非生物成因氣。它屬於干氣，以甲烷為主，有時含CO2、N2、He及H2S、Hg蒸汽等，甚至以它們的某一種為主，形成具有工業意義的非烴氣藏。

稀有氣體He、Ar等，由於其特殊的地球化學行為，科學家們常把它們作為地球化學過程的示蹤劑。He、Ar的同位素比值3He/4He、40Ar/36Ar是查明天然氣成因的極重要手段，因沿大氣→殼源→殼、幔源混合→幔源，二者不斷增大，前者由1.39×10-6→>10-5，後者則由295.6→>2000。此外，根據圍岩與氣藏中Ar同位素放射性成因，還可計算出氣體的形成年齡（朱銘，1990）。

甲烷

無機合成：CO2+H2→CH4+H2O 條件：高溫（250℃）、鐵族元素

地球原始大氣中甲烷：吸收於地幔，沿深斷裂、火山活動等排出

板塊俯衝帶甲烷：大洋板塊俯衝高溫高壓下脫水，分解產生的H、C、CO/CO2→CH4

天然氣中高含CO2與高含烴類氣一樣，同樣具有重要的經濟意義，對於CO2氣藏來說，有經濟價值者是CO2含量>80%（體積濃度）的天然氣，可廣泛用於工業、農業、氣象、醫療、飲食業和環保等領域。中國廣東省三水盆地沙頭圩水深9井天然氣中CO2含量高達99.55%，日產氣量500萬方，成為有很高經濟價值的氣藏。

世界上已發現的CO2氣田藏主要分佈在中—新生代火山區、斷裂活動區、油氣富集區和煤田區。從成因上看，共有以下幾種：

無機成因：

① 上地幔岩漿中富含CO2氣體當岩漿沿地殼薄弱帶上升、壓力減小，其中CO2逸出。

②碳酸鹽岩受高溫烘烤或深成變質可成大量CO2，當有地下水參與或含有Al、Mg、Fe雜質，98～200℃也能生成相當量CO2，這種成因CO2特徵：CO2含量>35%，δ13CCO2>-8‰。

③碳酸鹽礦物與其它礦物相互作用也可生成CO2，如白雲石與高嶺石作用即可。

另外，有機成因有：生化作用、熱化學作用、油田遭氧化煤氧化作用

N2

N2是大氣中的主要成分，據研究，分子氮的最大濃度和逸度出現在古地台邊緣的含氮地層中，特別是蒸發鹽岩層分佈區的邊界內。氮是由水層遷移到氣藏中的，由硝酸鹽還原而來，其先體是NH4。

N2含量大於15%者為富氮氣藏，天然氣中N2的成因類型主要有：

① 有機質分解產生的N2：100-130℃達高峰，生成的N2量佔總生氣量的2.0%，含量較低；（有機）

② 地殼岩石熱解脫氣：如輝綠岩熱解析出氣量，N2可高達52%，此類N2可富集；

③ 地下滷水（硝酸鹽）脫氮作用：硝酸鹽經生化作用生成N2O+N2；

④ 地幔源的N2：如鐵隕石含氮數十～數百個ppm；

⑤ 大氣源的N2：大氣中N2隨地下水循環向深處運移，混入最多的主要是溫泉氣。

從同位素特徵看，一般來說最重的氮集中在硝酸鹽岩中，較重的氮集中在芳香烴化合物中，而較輕的氮則集中在銨鹽和氨基酸中。

H2S

全球已發現氣藏中，幾乎都存在有H2S氣體，H2S含量>1%的氣藏為富H2S的氣藏，具有商業意義者須>5%。

據研究（Zhabrew等，1988），具有商業意義的H2S富集區主要是大型的含油氣沉積盆地，在這些盆地的沉積剖面中均含有厚的碳酸鹽一蒸發鹽岩系。

自然界中的H2S生成主要有以下兩類：

① 生物成因（有機）：包括生物降解和生物化學作用；1

② 熱化學成因（無機）：有熱降解、熱化學還原、高溫合成等。根據熱力學計算，自然環境中石膏（CaSO4）被烴類還原成H2S的需求溫度高達150℃，因此自然界發現的高含H2S氣藏均產於深部的碳酸鹽—蒸發鹽層系中，並且碳酸鹽岩儲集性好。

2005年，全球已探明的天然氣總儲量為179.53兆立方米。

天然氣在空氣中含量達到一定程度後會使人窒息。天然氣不像一氧化碳那樣具有毒性，它本質上是對人體無害的。不過如果天然氣處於高濃度的狀態，並使空氣中的氧氣不足以維持生命的話，還是會致人死亡的，畢竟天然氣不能用於人類呼吸。作為燃料，天然氣也會因發生爆炸而造成傷亡。

雖然天然氣比空氣輕而容易發散，但是當天然氣在房屋或帳篷等封閉環境里聚集的情況下，達到一定的比例時，就會觸發威力巨大的爆炸。爆炸可能會夷平整座房屋，甚至殃及鄰近的建築。甲烷在空氣中的爆炸極限下限為5%，上限為15%。

天然氣車輛發動機中要利用的壓縮天然氣的爆炸，由於氣體揮發的性質，在自發的條件下基本是不具備的，所以需要使用外力將天然氣濃度維持在5%到15%之間以觸發爆炸。

自然界中天然氣分佈很廣，成因類型繁多且熱演化程度不同，其地化特徵亦多種多樣，因此很難用統一的指標加以識別。實踐表明，用多項指標綜合判別比用單一的指標更為可靠。天然氣成因判別所涉及的項目看，主要有同位素、氣組分、輕烴以及生物標誌化合物等四項，其中有些內容判別標準截然，具有絕對意義，有些內容則在三種成因氣上有些重疊，只具有一定的相對意義。

天然氣是一種重要的能源，廣泛用作城市煤氣和工業燃料；但通常所稱的天然氣只指貯存於地層較深部的一種富含碳氫化合物的可燃氣體，而與石油共生的天然氣常稱為油田伴生氣。

天然氣燃料是各種替代燃料中最早廣泛使用的一種，它分為壓縮天然氣（CNG）和液化天然氣（LNG）兩種。工業用天燃氣可用外混式燒嘴進行燃燒。

液化天然氣

天然氣在常壓下，冷卻至約 -162℃時，則由氣態變成液態，稱為液化天然氣（英文LiquefiedNaturalGas，簡稱LNG）。LNG的主要成分為甲烷，還有少量的乙烷、丙烷以及氮等。天然氣在液化過程中進一步得到凈化，甲烷純度更高，幾乎不含二氧化碳和硫化物，且無色無味、無毒。

液化天然氣（LNG）在中國已經成為一門新興工業，正在迅猛發展。液化天然氣（LNG）技術除了用來解決運輸和儲存問題外，還廣泛地用於天然氣使用時的調峰裝置上。由於天然氣的產地往往不在工業或人口集中地區，因此必須解決運輸和儲存問題。天然氣的主要成分是甲烷，其臨界溫度為190.58K，在常溫下無法僅靠加壓將其液化。天然氣的液化、儲存技術已逐步成為一項重大的先進技術。

液化天然氣優勢

液化天然氣與天然氣比較有以下優點：

①便於貯存和運輸；

液化天然氣密度是標準狀態下甲烷的625倍。也就是說，1m3液化天然氣可氣化成625 m3天然氣，由此可見貯存和運輸的方便性。

②安全性好；

徠天然氣的儲藏和運輸主要方式是壓縮（CNG）。由於壓縮天然氣的壓力高，帶來了很多安全隱患。

③間接投資少；

壓縮天然氣（CNG）體積能量密度約為汽油的26%，而液化天然氣（LNG）體積能量密度約為汽油的72%，是壓縮天然氣（CNG）的兩倍還多，因而使用LNG的汽車行程遠，相對可大大減少汽車加氣站的建設數量。

④調峰作用；

天然氣作為民用燃氣或發電廠的燃料，不可避免會有需要量的波動，這就要求供應上具有調峰作用。

⑤環保性；

天然氣在液化前必須經過嚴格的預凈化，因而LNG中的雜質含量遠遠低於CNG，為汽車尾氣或作為燃料使用時排放滿足更加嚴格的標準（如“歐Ⅱ”甚至“歐Ⅲ”）創造了條件。

液化石油氣

液化石油氣是石油產品之一。英文名稱liquefied petroleum gas，簡稱LPG。是由煉廠氣或天然氣(包括油田伴生氣)加壓、降溫、液化得到的一種無色、揮發性氣體。

液化石油氣（簡稱液化氣）是石油在提煉汽油、煤油、柴油、重油等油品過程中剩下的一種石油尾氣，通過一定程序，對石油尾氣加以回收利用，採取加壓的措施，使其變成液體，裝在受壓容器內，液化氣的名稱即由此而來。它的主要成分有乙烯、乙烷、丙烯、丙烷和丁烷等，同時含有少量戊烷、戊烯和微量硫化合物雜質。由天然氣所得的液化氣的成分基本不含烯烴。在氣瓶內呈液態狀，一旦流出會汽化成比原體積大約二百五十倍的可燃氣體，並極易擴散，遇到明火就會燃燒或爆炸。因此，使用液化氣也要特別注意。

液化煤層氣

中國是世界煤炭生產大國，煤層氣相應的儲藏量也很大，儲藏量和天然氣基本一樣。其基本成分是甲烷。它除了是廉價的化工原料外，主要作為燃料使用，它不僅作為居民的生活燃料，而且還被用作汽車、船舶、飛機等交通運輸工具的燃料。由於煤層氣熱值高，燃燒產物對環境污染少，被認為是優質潔凈燃料。

將煤層氣液化后使用，主要有幾方面好處：

① 經濟性；

投資成本較低，回收快。

② 安全性；

“先採氣，后採煤”的方式已成為發達國家能源利用的基本方式。“先採氣，后採煤”大大提高了採煤的安全性。

③ 政策性；

此方式可節約能源，做到能源的徹底利用，符合國家的相關政策。有利於獲得政府的支持。

煤層氣液化設備和天然氣液化設備基本一樣，只是由於大多數煤層氣中氧、氮的含量比天然氣略高，需要增加一套精餾系統。

壓縮天然氣（Compressed Natural Gas,簡稱CNG）是天然氣加壓並以氣態儲存在容器中。壓縮天然氣除了可以用油田及天然氣田裡的天然氣外，還可以人工製造生物沼氣（主要成分是甲烷）。

壓縮天然氣與管道天然氣的組分相同，主要成分為甲烷（CH4）。CNG可作為車輛燃料使用。CNG可以用來製作LNG（Liquefied Natural Gas），這種以CNG為燃料的車輛叫做NGV（NaturalGasVehicle）。液化石油氣（Liquefied Petroleum Gas,簡稱LPG）經常容易與CNG混淆，其實它們有明顯區別。

CNG壓縮天然氣的火災危險性

1．燃燒爆炸性---可燃氣體處於爆炸濃度範圍內遇引火源能發生燃燒或爆炸。

2．擴散性---氣體擴散性受氣體本身密度的影響。密度比空氣越輕，擴散性越大。

3．膨脹性---壓縮氣體因受熱膨脹，使氣瓶承受壓力增大，可引起氣瓶破裂或爆炸。

人們生活中的燃燒氣源大致分為液化石油氣(Y)、人工煤氣(R)、天然氣(T)三大類。

煤氣是用煤或焦炭等固體原料，經乾餾或汽化製得的，其主要成分有一氧化碳、甲烷和氫等。因此，煤氣有毒，易於空氣形成爆炸性混合物，使用時應引起高度注意。

工業燃料

以天然氣代替煤，用於工廠採暖，生產用鍋爐以及熱電廠燃氣輪機鍋爐。天然氣發電是緩解能源緊缺、降低燃煤發電比例，減少環境污染的有效途徑，且從經濟效益看，天然氣發電的單位裝機容量所需投資少，建設工期短，上網電價較低，具有較強的競爭力。

天然氣發電，通過處理天然氣以後，然後安裝天然氣發電機組來提供電能，

工藝生產

如烤漆生產線，煙葉烘乾、瀝青加熱保溫等

天然氣化工工業

天然氣是製造氮肥的最佳原料，具有投資少、成本低、污染少等特點。天然氣占氮肥生產原料的比重，世界平均為80%左右。

城市燃氣事業

特別是居民生活用燃料，包括常規天然氣，以及煤層氣和頁岩氣這兩種非常規天然氣。主要是生產以後併入管道，日常使用天然氣。隨著人民生活水平的提高及環保意識的增強，大部分城市對天然氣的需求明顯增加。天然氣作為民用燃料的經濟效益也大於工業燃料。

壓縮天然氣汽車

以天然氣代替汽車用油，具有價格低、污染少、安全等優點。國際天然氣汽車組織的統計顯示，天然氣汽車的年均增長速度為20.8%，全世界共有大約1270萬輛使用天然氣的車輛，2020年總量將達7000萬輛，其中大部分是壓縮天然氣汽車。

天然氣是優質高效的清潔能源，二氧化碳和氮氧化物的排放僅為煤炭的一半和五分之一左右，二氧化硫的排放幾乎為零。天然氣作為一種清潔、高效的化石能源，其開發利用越來越受到世界各國的重視。全球範圍來看，天然氣資源量要遠大於石油，發展天然氣具有足夠的資源保障。

增效天然氣

是以天然氣為基礎氣源，經過氣劑智能混合設備與天然氣增效劑混合后形成的一種新型節能環保工業燃氣，燃燒溫度能提高至3300℃，可用於工業切割、焊接、打破口，可完全取代乙炔氣、丙烷氣，可廣泛應用於鋼廠、鋼構、造船行業，可在船艙內安全使用，現市面上的產品有銳鋒燃氣，銳鋒天然氣增效劑。

人們的環保意識提高，世界需求乾淨能源的呼聲高漲，各國政府也透過立法程序來傳達這種趨勢，天然氣曾被視為最乾淨的能源之一，再加上1990年中東的波斯灣危機，加深美國及主要石油消耗國家研發替代能源的決心，因此，在還未發現真正的替代能源前，天然氣需求量自然會增加。

中國沉積岩分佈面積廣，陸相盆地多，形成優越的多種天然氣儲藏的地質條件。根據1993年全國天然氣遠景資源量的預測，中國天然氣總資源量達38萬億m3，陸上天然氣主要分佈在中部和西部地區，分別占陸上資源量的43.2%和39.0%。

中國天然氣資源的層系分佈以新生界第3系和古生界地層為主，在總資源量中，新生界佔37.3%，中生界11.1%，上古生界25.5%，下古生界26.1%。天然氣資源的成因類型是，高成熟的裂解氣和煤層氣佔主導地位，分別佔總資源量的28.3%和20.6%，油田伴生氣佔18.8%，煤層吸附氣佔27.6%，生物氣佔4.7%。

中國天然氣探明儲量集中在10個大型盆地，依次為：渤海灣、四川、松遼、準噶爾、鶯歌海-瓊東南、柴達木、吐-哈、塔里木、渤海、鄂爾多斯。中國氣田以中小型為主，大多數氣田的地質構造比較複雜，勘探開發難度大。1991-1995年間，中國天然氣產量從160.73億m3增加到179.47億m3，平均年增長速度為2.33%。

中國天然氣資源量區域主要分佈在中國的中西盆地。同時，中國還具有主要富集於華北地區非常規的煤層氣遠景資源。在中國960萬平方公里的土地和300多萬平方公里的管轄海域下，蘊藏著十分豐富的天然氣資源。專家預測，資源總量可達40－60多萬億立方米，是一個天然氣資源大國。

中國煤炭資源豐富，據統計有6千億噸，居世界第三位，聚煤盆地發育，現已發現有煤型氣聚集的有華北、鄂爾多斯、四川、台灣—東海、鶯歌海—瓊東南、以及吐哈等盆地。經研究，鄂爾多斯盆地中部大氣區的氣多半來自上古生界C-P煤系地層（上古∶下古氣源=7∶3或6∶4），可見煤系地層生成天然氣的潛力很大。

對中國四川盆地氣田的研究（包茨，1988）認為，該盆地的古生代氣田是高溫甲烷生氣期形成的，從三疊系→震旦系，乾燥係數由小到大（T：35.5→P：73.1→Z：387.1），重烴由多到少。川南氣田中，天然氣與熱變瀝青共生，說明天然氣是由石油熱變質而成的。

東，就是東海盆地。那裡已經噴射出天然氣的曙光；

南，就是鶯歌海－瓊東南及雲貴地區。那裡也已展現出大氣區的雄姿；

西，就是新疆的塔里木盆地、吐哈盆地、準噶爾盆地和青海的柴達木盆地。在那古絲綢之路的西端，石油、天然氣會戰的鼓聲越擂越響。它們不但將成為中國石油戰略接替的重要地區，而且天然氣之火也已熊熊燃起，燎原之勢不可阻擋；

北，就是東北華北的廣大地區。在那裡有著眾多的大油田、老油田，它們在未來高科技的推動下，不但要保持油氣穩產，還將有可能攀登新的高峰；

中，就是鄂爾多斯盆地和四川盆地。鄂爾多斯盆地的天然氣勘探戰場越擴越大，探明儲量年年劇增，開發工程正在展開。四川盆地是中國天然氣生產的主力地區，又有新的發現，大的突破，天然氣的發展將進入一個全新的階段，再上一個新台階。

天然氣也同原油一樣埋藏在地下封閉的地質構造之中，有些和原油儲藏在同一層位，有些單獨存在。對於和原油儲藏在同一層位的天然氣，會伴隨原油一起開採出來。

對於只有單相氣存在的，我們稱之為氣藏，其開採方法既與原油的開採方法十分相似，又有其特殊的地方。由於天然氣密度小，為0.75～0.8千克/立方米，井筒氣柱對井底的壓力小；天然氣粘度小，在地層和管道中的流動阻力也小；又由於膨脹係數大，其彈性能量也大。

因此天然氣開採時一般採用自噴方式。這和自噴採油方式基本一樣。不過因為氣井壓力一般較高加上天然氣屬於易燃易爆氣體，對採氣井口裝置的承壓能力和密封性能比對採油井口裝置的要求要高的多。

天然氣開採也有其自身特點。首先天然氣和原油一樣與底水或邊水常常是一個儲藏體系。伴隨天然氣的開採進程，水體的彈性能量會驅使水沿高滲透帶竄入氣藏。在這種情況下，由於岩石本身的親水性和毛細管壓力的作用，水的侵入不是有效地驅替氣體，而是封閉縫縫洞洞或空隙中未排出的氣體，形成死氣區。

這部分被圈閉在水侵帶的高壓氣，數量可以高達岩石孔隙體積的30%～50%，從而大大地降低了氣藏的最終採收率。其次氣井產水后，氣流入井底的滲流阻力會增加，氣液兩相沿油井向上的管流總能量消耗將顯著增大。隨著水侵影響的日益加劇，氣藏的採氣速度下降，氣井的自噴能力減弱，單井產量迅速遞減，直至井底嚴重積水而停產。治理氣藏水患主要從兩方面入手，一是排水，一是堵水。堵水就是採用機械卡堵、化學封堵等方法將產氣層和產水層分隔開或是在油藏內建立阻水屏障。

辦法較多，主要原理是排除井筒積水，專業術語叫排水採氣法。小油管排水採氣法是利用在一定的產氣量下，油管直徑越小，則氣流速度越大，攜液能力越強的原理，如果油管直徑選擇合理，就不會形成井底積水。這種方法適應於產水初期，地層壓力高，產水量較少的氣井。

泡沫排水採氣方法就是將發泡劑通過油管或套管加入井中，發泡劑溶入井底積水與水作用形成氣泡，不但可以降低積液相對密度，還能將地層中產出的水隨氣流帶出地面。這種方法適應於地層壓力高，產水量相對較少的氣井。

柱塞氣舉排水採氣方法就是在油管內下入一個柱塞。下入時柱塞中的流道處於打開狀態，柱塞在其自重的作用下向下運動。當到達油管底部時柱塞中的流道自動關閉，由於作用在柱塞底部的壓力大於作用在其頂部的壓力，柱塞開始向上運動並將柱塞以上的積水排到地面。當其到達油管頂部時柱塞中的流道又被自動打開，又轉為向下運動。通過柱塞的往複運動，就可不斷將積液排出。這種方法適用於地層壓力比較充足，產水量又較大的氣井。

深井泵排水採氣方法是利用下入井中的深井泵、抽油桿和地面抽油機，通過油管抽水，套管採氣的方式控制井底壓力。這種方法適用於地層壓力較低的氣井，特別是產水氣井的中後期開採，但是運行費用相對較高。

在70年代世界能源消耗中，天然氣約佔 18%～19%。

2006-2010年，我國天然氣剩餘技術可采儲量由3.0萬億立方米增至3.8萬億立方米，增長25.90%;天然氣產量從586億立方米增至968億立方米，增長65%。

2011年1-10月中國天然氣產量達到826億立方米，同比增長6.60%。儘管儲量及產量均出現大幅增長，仍滿足不了國內天然氣市場消費需求。

天然氣供應量的增長不及消費量的增長速度，國內天然氣供需不平衡，導致我國天然氣進口量不斷攀升。2011年1-10月，我國進口天然氣約250億立方米，同比增長近1倍。

十二五”期間，新建天然氣管道（含支線）4.4萬公里，新增幹線管輸能力約1500億立方米/年；新增儲氣庫工作氣量約220億立方米，約佔2015年天然氣消費總量的9%；城市應急和調峰儲氣能力達到15億立方米。

到“十二五”末，初步形成以西氣東輸、川氣東送、陝京線和沿海主幹道為大動脈，連接四大進口戰略通道、主要生產區、消費區和儲氣庫的全國主幹管網，形成多氣源供應，多方式調峰，平穩安全的供氣格局。

從2007年到2012年六年間，全國省會城市天然氣零售終端均價（剔除車用天然氣價格）從2007年的2.22元/立方米上漲至2012年的2.76元/立方米，漲幅僅為2.4%。隨著天然氣進口量不斷增加，進口氣價格與國產氣價格倒掛的問題也越來越突出，而天然氣業務的虧損也越來越嚴重。

從2010年到2012年三年間，我國天然氣年進口均價從每噸322美元上漲至543美元，漲幅達到68.6%。限氣后，很多地區將出現較大的供氣缺口。由於華北油田和大慶油田主要是負責向內蒙、冀中、陝甘寧等地供氣，因此此次限氣，北方供氣缺口較為明顯。

2013年，燃氣價格形成市場化的機制后，以形成資源供應保障，天然氣價格改革很有可能在逐步推廣到其他省市。

從2010到2015年，五年中全國新增燃氣電站3000萬千瓦，CNG/LNG汽車的陸續上市。全國加氣站也在陸續增加中，西氣東輸沿海液化天然氣年接收能力新增5000萬噸以上。到2015年建成超過1000個的天然氣分散式能源項目和天然氣分散式能源示範區，詳見前瞻《中國天然氣產業供需預測與投資戰略分析報告》。

2016年初，中國石油天然氣集團公司經濟技術研究院發布《2015年國內外油氣行業發展報告》稱，2015年我國天然氣消費增速創10年新低。我國天然氣行業正面臨資源過剩和基礎設施不足兩方面的挑戰。

報告稱，2015年，我國天然氣需求增速明顯放緩，估計全年表觀消費量為1910億立方米，同比增長3.7%，創近10年新低。國內天然氣受壓產影響，估計全年產量為1318億立方米，增長3.5%，增速較上年下降3.1個百分點。但與此同時，天然氣進口量達324億立方米，增長4.7%，對外依存度升至32.7%。

報告預計，2016年，天然氣價格下調和環保趨嚴將拉動天然氣需求增速回升。預計天然氣需求量將突破2000億立方米。由於國內儲氣調峰能力不足，夏季限產、冬季限供的問題仍可能發生。

預計2030年前，天然氣將在一次能源消費中與煤和石油並駕齊驅。到2040年天然氣的比例將與石油持平，到2050年，世界能源需求將增加60%，但煤炭和石油消費將處於逐步下降趨勢，天然氣的高峰期持續時間較長，非常規天然氣的出現和大發展必將支撐天然氣繼續快速發展，最終超過石油，成為世界第一大消費能源。

由中國石油和化學工業聯合會2015年1月發布的一份題為《我國天然氣發展面臨的不確定因素》調究研報告（下簡稱“報告”）顯示，2014年我國天然氣表觀消費量為1800億立方米，同比增長7.4%，其中進口天然氣580億立方米，對外依存度達32.2%。

根據國辦印發的《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》，到2020年，我國一次能源消費總量控制在48億噸標準煤，天然氣消費比重10%以上，相當於3600億立方米；國產常規天然氣、頁岩氣、煤層氣總計目標為2450億立方米。天然氣對外依存度由此控制在32%以內。

中國天然氣有良好發展前景，但資源品質總體偏差，未來發展面臨巨大挑戰，因此應加強理論、技術攻關，常規與非常規氣並重，以推動中國天然氣快速發展。

國務院於2018年8月30日發布《國務院關於促進天然氣協調穩定發展的若干意見》，自2018年8月30日起實施。

國發〔2018〕31號

各省、自治區、直轄市人民政府，國務院各部委、各直屬機構：

天然氣是優質高效、綠色清潔的低碳能源。加快天然氣開發利用，促進協調穩定發展，是我國推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系的重要路徑。當前我國天然氣產供儲銷體系還不完備，產業發展不平衡不充分問題較為突出，主要是國內產量增速低於消費增速，進口多元化有待加強，消費結構不盡合理，基礎設施存在短板，儲氣能力嚴重不足，互聯互通程度不夠，市場化價格機制未充分形成，應急保障機制不完善，設施建設運營存在安全風險等。為有效解決上述問題，加快天然氣產供儲銷體系建設，促進天然氣協調穩定發展，現提出以下意見。

一、總體要求

（一）指導思想。

以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面貫徹黨的十九大和十九屆二中、三中全會精神，統籌推進“五位一體”總體布局和協調推進“四個全面”戰略布局，按照黨中央、國務院關於深化石油天然氣體制改革的決策部署和加快天然氣產供儲銷體系建設的任務要求，落實能源安全戰略，著力破解天然氣產業發展的深層次矛盾，有效解決天然氣發展不平衡不充分問題，確保國內快速增儲上產，供需基本平衡，設施運行安全高效，民生用氣保障有力，市場機制進一步理順，實現天然氣產業健康有序安全可持續發展。

（二）基本原則。

產供儲銷，協調發展。促進天然氣產業上中下游協調發展，構建供應立足國內、進口來源多元、管網布局完善、儲氣調峰配套、用氣結構合理、運行安全可靠的天然氣產供儲銷體系。立足資源供應實際，統籌謀划推進天然氣有序利用。

規劃統籌，市場主導。落實天然氣發展規劃，加快天然氣產能和基礎設施重大項目建設，加大國內勘探開發力度。深化油氣體制機制改革，規範用氣行為和市場秩序，堅持以市場化手段為主做好供需平衡。

有序施策，保障民生。充分利用天然氣等各種清潔能源，多渠道、多途徑推進煤炭替代。“煤改氣”要堅持“以氣定改”、循序漸進，保障重點區域、領域用氣需求。落實各方責任，強化監管問責，確保民生用氣穩定供應。

二、加強產供儲銷體系建設，促進天然氣供需動態平衡

（三）加大國內勘探開發力度。深化油氣勘查開採管理體制改革，儘快出台相關細則。（自然資源部、國家發展改革委、國家能源局按職責分工負責）各油氣企業全面增加國內勘探開發資金和工作量投入，確保完成國家規劃部署的各項目標任務，力爭到2020年底前國內天然氣產量達到2000億立方米以上。（各油氣企業負責，國家發展改革委、國務院國資委、自然資源部、國家能源局加強督導檢查）嚴格執行油氣勘查區塊退出機制，全面實行區塊競爭性出讓，鼓勵以市場化方式轉讓礦業權，完善礦業權轉讓、儲量及價值評估等規則。建立完善油氣地質資料公開和共享機制。（自然資源部、國家發展改革委、國務院國資委、國家能源局按職責分工負責）建立已探明未動用儲量加快動用機制，綜合利用區塊企業內部流轉、參照產品分成等模式與各類主體合資合作開發、礦業權企業間流轉和競爭性出讓等手段，多措並舉盤活儲量存量。（國家發展改革委、自然資源部、國務院國資委、國家能源局按職責分工負責）統籌國家戰略和經濟效益，強化國有油氣企業能源安全保障考核，引導企業加大勘探開發投入，確保增儲上產見實效。（國務院國資委、國家發展改革委、國家能源局按職責分工負責）統籌平衡天然氣勘探開發與生態環境保護，積極有序推進油氣資源合理開發利用，服務國家能源戰略、保障天然氣供應安全。（生態環境部、自然資源部、國家發展改革委、國家能源局按職責分工負責）

（四）健全天然氣多元化海外供應體系。加快推進進口國別（地區）、運輸方式、進口通道、合同模式以及參與主體多元化。天然氣進口貿易堅持長約、現貨兩手抓，在保障長期供應穩定的同時，充分發揮現貨資源的市場調節作用。加強與重點天然氣出口國多雙邊合作，加快推進國際合作重點項目。在堅持市場化原則的前提下，在應急保供等特殊時段加強對天然氣進口的統籌協調，規範市場主體競爭行為。（各油氣企業落實，國家發展改革委、外交部、商務部、國家能源局指導協調）

（五）構建多層次儲備體系。建立以地下儲氣庫和沿海液化天然氣（LNG）接收站為主、重點地區內陸集約規模化LNG儲罐為輔、管網互聯互通為支撐的多層次儲氣系統。供氣企業到2020年形成不低於其年合同銷售量10%的儲氣能力。（各供氣企業負責，國家發展改革委、國家能源局指導並督促落實）城鎮燃氣企業到2020年形成不低於其年用氣量5%的儲氣能力，各地區到2020年形成不低於保障本行政區域3天日均消費量的儲氣能力。（各省級人民政府負責，國家發展改革委、住房城鄉建設部、國家能源局指導）作為臨時性過渡措施，儲氣能力暫時不達標的企業和地區，要通過簽訂可中斷供氣合同等方式彌補調峰能力。（國家發展改革委、住房城鄉建設部、國家能源局、各省級人民政府按職責分工負責）加快放開儲氣地質構造的使用權，鼓勵符合條件的市場主體利用枯竭油氣藏、鹽穴等建設地下儲氣庫。配套完善油氣、鹽業等礦業權轉讓、廢棄核銷機制以及已開發油氣田、鹽礦作價評估機制。（國家發展改革委、自然資源部、國家能源局按職責分工負責）按照新的儲氣能力要求，修訂《城鎮燃氣設計規範》。加強儲氣能力建設情況跟蹤，對推進不力、違法失信的地方政府和企業等實施約談問責或聯合懲戒。（國家發展改革委、住房城鄉建設部、國家能源局、各省級人民政府按職責分工負責）

（六）強化天然氣基礎設施建設與互聯互通。加快天然氣管道、LNG接收站等項目建設，集中開展管道互聯互通重大工程，加快推動納入環渤海地區LNG儲運體系實施方案的各項目落地實施。（相關企業負責，國家發展改革委、國家能源局等有關部門與地方各級人民政府加強協調支持）注重與國土空間規劃相銜接，合理安排各類基礎設施建設規模、結構、布局和時序，加強項目用地用海保障。（自然資源部負責）抓緊出台油氣管網體制改革方案，推動天然氣管網等基礎設施向第三方市場主體公平開放。深化“放管服”改革，簡化優化前置要件審批，積極推行並聯審批等方式，縮短項目建設手續辦理和審批周期。（國家發展改革委、國家能源局等有關部門與地方各級人民政府按職責分工負責）根據市場發展需求，積極發展沿海、內河小型LNG船舶運輸，出台LNG罐箱多式聯運相關法規政策和標準規範。（交通運輸部、國家鐵路局負責）

三、深化天然氣領域改革，建立健全協調穩定發展體制機制

（七）建立天然氣供需預測預警機制。加強政府和企業層面對國際天然氣市場的監測和預判。統籌考慮經濟發展、城鎮化進程、能源結構調整、價格變化等多種因素，精準預測天然氣需求，尤其要做好冬季取暖期民用和非民用天然氣需求預測。根據預測結果，組織開展天然氣生產和供應能力科學評估，努力實現供需動態平衡。建立天然氣供需預警機制，及時對可能出現的國內供需問題及進口風險作出預測預警，健全信息通報和反饋機制，確保供需信息有效對接。（國家發展改革委、外交部、生態環境部、住房城鄉建設部、國家能源局、中國氣象局指導地方各級人民政府和相關企業落實）

（八）建立天然氣發展綜合協調機制。全面實行天然氣購銷合同制度，鼓勵簽訂中長期合同，積極推動跨年度合同簽訂。按照宜電則電、宜氣則氣、宜煤則煤、宜油則油的原則，充分利用各種清潔能源推進大氣污染防治和北方地區冬季清潔取暖。“煤改氣”要堅持“以氣定改”、循序漸進，突出對京津冀及周邊地區和汾渭平原等重點區域用氣需求的保障。（各省級人民政府和供氣企業負責，國家發展改革委、生態環境部、住房城鄉建設部、國家能源局指導並督促落實）建立完善天然氣領域信用體系，對合同違約及保供不力的地方政府和企業，按相關規定納入失信名單，對嚴重違法失信行為實施聯合懲戒。（國家發展改革委、國家能源局負責）研究將中央財政對非常規天然氣補貼政策延續到“十四五”時期，將緻密氣納入補貼範圍。對重點地區應急儲氣設施建設給予中央預算內投資補助支持，研究中央財政對超過儲備目標的氣量給予補貼等支持政策，在準確計量認定的基礎上研究對墊底氣的支持政策。研究根據LNG接收站實際接收量實行增值稅按比例返還的政策。（財政部、國家發展改革委、國家能源局按職責分工負責）將天然氣產供儲銷體系重大工程建設納入相關專項督查。（國家發展改革委、國家能源局負責）

（九）建立健全天然氣需求側管理和調峰機制。新增天然氣量優先用於城鎮居民生活用氣和大氣污染嚴重地區冬季取暖散煤替代。研究出台調峰用戶管理辦法，建立健全分級調峰用戶制度，按照確保安全、提前告知、充分溝通、穩妥推進的原則啟動實施分級調峰。鼓勵用戶自主選擇資源方、供氣路徑及形式，大力發展區域及用戶雙氣源、多氣源供應。鼓勵發展可中斷大工業用戶和可替代能源用戶，通過季節性差價等市場化手段，積極引導用戶主動參與調峰，充分發揮終端用戶調峰能力。（各省級人民政府負責，國家發展改革委、生態環境部、住房城鄉建設部、國家能源局加強指導支持）

（十）建立完善天然氣供應保障應急體系。充分發揮煤電油氣運保障工作部際協調機製作用，構建上下聯動、部門協調的天然氣供應保障應急體系。（煤電油氣運保障工作部際協調機製成員單位負責）落實地方各級人民政府的民生用氣保供主體責任，嚴格按照“壓非保民”原則做好分級保供預案和用戶調峰方案。（地方各級人民政府負責）建立天然氣保供成本合理分攤機制，相應應急支出由保供不力的相關責任方全額承擔，參與保供的第三方企業可獲得合理收益。（國家發展改革委、地方各級人民政府按職責分工負責）

（十一）理順天然氣價格機制。落實好理順居民用氣門站價格方案，合理安排居民用氣銷售價格，各地區要採取措施對城鄉低收入群體給予適當補貼。（各省級人民政府負責，國家發展改革委指導並督促落實）中央財政利用現有資金渠道加大支持力度，保障氣價改革平穩實施。（財政部負責）加快建立上下游天然氣價格聯動機制，完善監管規則、調價公示和信息公開制度，建立氣源採購成本約束和激勵機制。推行季節性差價、可中斷氣價等差別化價格政策，促進削峰填谷，引導企業增加儲氣和淡旺季調節能力。加強天然氣輸配環節價格監管，切實降低過高的省級區域內輸配價格。加強天然氣價格監督檢查，嚴格查處價格違法違規行為。（各省級人民政府負責，國家發展改革委、市場監管總局指導並督促落實）推動城鎮燃氣企業整合重組，鼓勵有資質的市場主體開展城鎮燃氣施工等業務，降低供用氣領域服務性收費水平。（住房城鄉建設部、國家發展改革委負責）

（十二）強化天然氣全產業鏈安全運行機制。各類供氣企業、管道運營企業、城鎮燃氣企業等要切實落實安全生產主體責任，建立健全安全生產工作機制和管理制度，嚴把工程質量關，加強設施維護和巡查，嚴格管控各類風險，及時排查消除安全隱患。地方各級人民政府要切實落實屬地管理責任，嚴格日常監督檢查和管理，加強重大風險安全管控，指導督促企業落實安全生產主體責任。地方各級人民政府和相關企業要建立健全應急處置工作機制，完善應急預案。制定完善天然氣產業鏈各環節質量管理和安全相關法律法規、標準規範及技術要求。針對農村“煤改氣”等重點領域、冬季採暖期等特殊時段，國務院各有關部門要視情組織專項督查，指導督促地方和相關企業做好安全生產工作。（相關企業承擔主體責任，地方各級人民政府承擔屬地管理責任，國家發展改革委、自然資源部、生態環境部、住房城鄉建設部、應急部、市場監管總局、國家能源局按職責分工加強指導和監督）

2018年9月10日，國務院《關於促進天然氣協調穩定發展的若干意見》（以下簡稱《意見》）。提出加大國內勘探開發力度。力爭到2020年底前國內天然氣產量達到2000億立方米以上。

數據顯示，2017年中國天然氣產量增長超100億立方米，達1480.3億立方米，同比增長8.2%。而今年1-7月我國天然氣表觀消費量累計1575.6億立方米，同比增長16.47%；中國天然氣自產量904.9億立方米，同比增長5.5%，較2017年1-6月增速同比降低3.3個百分點。

《意見》提出，要加強產供儲銷體系建設，促進天然氣供需動態平衡。一是加大國內勘探開發力度。嚴格執行油氣勘查區塊退出機制，全面實行區塊競爭性出讓，鼓勵礦業權市場化轉讓，加快動用已探明未動用儲量，強化國有油氣企業能源安全保障考核。二是健全天然氣多元化海外供應體系。加快推進進口國別（地區）、運輸方式、進口通道、合同模式以及參與主體多元化。三是構建多層次儲備體系。統籌推進地方政府和城鎮燃氣企業儲氣能力建設，實現儲氣設施集約化規模化運營，避免“遍地開花”，鼓勵各類投資主體合資合作建設儲氣設施。四是強化天然氣基礎設施建設與互聯互通。抓緊出台油氣管網體制改革方案，推動基礎設施向第三方市場主體公平開放；深化“放管服”改革，縮短項目建設手續辦理和審批周期。

《意見》強調，要深化天然氣領域改革，建立健全協調穩定發展體制機制。一是建立天然氣供需預測預警機制。二是建立天然氣發展綜合協調機制。“煤改氣”堅持“以氣定改”、循序漸進，突出對京津冀及周邊地區和汾渭平原等重點區域用氣需求的保障。三是建立健全天然氣需求側管理和調峰機制。四是建立完善天然氣供應保障應急體系。落實地方各級人民政府的民生用氣保供主體責任，做好分級保供預案和用戶調峰方案。五是理順天然氣價格機制。確保居民用氣門站價格改革方案平穩實施，加快建立上下游天然氣價格聯動機制，推行季節性差價、可中斷氣價等差別化價格政策。六是強化天然氣全產業鏈安全運行機制。

民用天然氣的含硫標準上限為：一類氣小於等於100mg/立方米，二類氣小於等於200mg/立方米，三類氣小於等於460mg/立方米。所以1立方米天然氣燃燒后釋放二氧化硫最多為(460mg/32)*64=920mg。

GB/T 21446-2008 用標準孔板流量計測量天然氣流量GB/T 18975.2-2008 工業自動化系統與集成流程工廠(包括石油和天然氣生產設施)生命周期數據集成第2部分：數據模型GB/T 11060.2-2008 天然氣含硫化合物的測定第2部分：用亞甲藍法測定硫化氫含量

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