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1、GB/T33296-20XX页岩气产品质量要求和试验方法编制说明（征求意见稿）标准起草工作组2023年7月一、工作简况21、任务来源22、修订背景23、起草过程24、起草单位及起草人所作工作的说明4二、国家标准编制原则、主要内容及其确定依据41、国家标准编制原则42、主要内容及确定依据5三、试验验证的分析、综述报告，技术经济论证，预期的经济效益、社会效益和生态效益111 .试验验证112 .技术经济论证123,预期效益12四、与国际、国外同类标准技术内容的对比情况12五、采标情况13六、与有关法律、行政法规及相关标准的关系13七、重大分歧意见的处理经过和依据14八、涉及专利的有关说明14九、实
2、施国家标准的要求，以及组织措施、技术措施、过渡期和实施日期的建议等措施建议14十、其他应当说明的事项15一、工作简况1、任务来源本本项国家标准的制订任务来源于全国天然气标准化技术委员会国气标委20227号关于下达全国天然气标准化技术委员会2022年标准制修订计划的通知，天然气标委会计划号：天202207,完成年限：2022年7月至2023年6月；以及能源行业页岩气标准化技术委员会能页标秘202214号关于下达能源行业页岩气标准化技术委员会2022年第二批标准修订计划的通知，页岩气标委会计划号：页2022157,完成年限：2022年7月至2023年6月。2、修订背景GB/T332962016以强
3、制性国家标准GB17820-2012天然气为基础，并结合我国页岩气的气质情况，规定了页岩气产品的技术要求和分析测试方法。该标准是我国首个页岩气产品气质要求国家标准，实施后广泛应用于各页岩气开发区块及各类检验检测机构，大力保障了页岩气产品质量，为页岩气的安全输送和利用提供了标准依据，支撑了我国页岩气产业的快速发展。随着国家对绿色清洁能源的气质升级要求，2018年发布了修订后的GB17820-2018天然气，在总硫、硫化氢等质量指标以及配套的检测方法方面都有了较大的提升。同时，针对不同类型不同气质组成的天然气，2018年还发布了GB/T37124-2018进入天然气长输管道的气体质量要求，规定了进
4、入天然气长输管道气体的质量要求、试验方法和检验规则，适用范围涵盖了页岩气。而本标准由于发布的时间早，其技术指标如总硫要求低于目前现行有效的GB17820-2018以及GB/T37124-2018。此外，近年来我国页岩气产业取得了突飞猛进的发展，已经成为增储上产的主动力，2022年我国页岩气产量达到240亿立方米，页岩气产品气质现状也需要开展进一步的广泛调研和分析。综上所述，建议对本标准的页岩气产品质量指标及分析方法等内容进行修订，以保证与GB17820-2018以及GB/T37124-2018的协调一致，也更加适用于我国的页岩气气质现状，更好地保障页岩气产品的质量，促进页岩气产业的高质量发展。
5、3、起草过程（1）2022年4月：向全国天然气标准化技术委员会提交了GB“33296页岩气技术要求和试验方法的标准修订立项建议书及标准修订草案；（2） 2022年5月：全国天然气标准化技术委员会组织召开了2022年标准复审结论专家审查会，会上，项目组汇报了GB/T33296页岩气技术要求和试验方法的基本情况，并从标准的适用性、规范性、时效性、协调性、实施效果方面对该标准的复审情况进行了说明，提出修订建议，并对已经开展的修订前期工作及具体修订内容向专家进行了汇报，得到专家认可，同意对该标准进行修订，着手启动标准修订工作；（3） 2022年6月-7月：与中石油、中石化、中海油以及高校、科研院所等有
6、关单位联系，通过全国天然气标准化技术委员会及能源行业页岩气标准化技术委员会对该标准修订的参与单位及人员进行征集，启动标准的修订工作；（4） 2022年7月7B：全国天然气标准化技术委员会国气标委20227号关于下达全国天然气标准化技术委员会2022年标准制修订计划的通知下达修订计划，天然气标委会计划号：天202207,完成年限：2022年7月至2023年6月；（5）2022年7月15日：能源行业页岩气标准化技术委员会能页标秘202214号关于下达能源行业页岩气标准化技术委员会2022年第二批标准修订计划的通知也下达该标准的修订计划，页岩气标委会计划号：页2022157,完成年限：2022年7月
7、至2023年6月；（6） 2022年8月3H：牵头单位建立标准修订工作组微信群，并组织召开了标准工作组线上讨论会，会上牵头单位汇报了标准修订工作背景、详细的工作方案、以及标准草案，与参加单位协调落实任务分工及进度安排，对工作方案中涉及的气质调研以及质量指标的确定进行了详细讨论；（7） 2022年8月-9月：牵头单位将页岩气气质调研表发送给各个参加单位，对页岩气的气质情况、各单位的气质分析方法及相关分析设备进行调研；并对反馈回的调研表进行汇总整理；（8） 2022年9月-12月：牵头单位完成征求意见稿及编制说明，并发送相关参与单位征集修改意见；（9） 2023年1月4月：工作组对征求意见稿及编制
8、说明不断修改完善；（10） 2023年5月24日：牵头单位依托天然气标委会秘书处组织召开了页岩气技术要求和试验方法国家标准征求意见稿草案初审会，邀请了中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、以及西南油气田分公司管道管理部、气田开发管理部、页岩气研究院、成都天然气化工总厂、勘探开发研究院、天然气研究院等单位的专家，对征求意见稿草案进行详细的讨论和意见征集；工作组对征集到的意见和建议进行汇总整理，对征求意见草案稿进行修改完善；(11) 2023年7月27B：牵头单位所在公司节能节水计量专业标准化技术委员会组织召开了征求意见稿草案专家审查会，邀请了西南油气田分公司质量安全环保处、管道管理部、天然气
9、研究院等单位的专家，对标准涉及的页岩气产品指标及分析方法等内容进行了详细的讨论。工作组根据专家审查意见，对征求意见稿草案进行修改完善。4、起草单位及起草人所作工作的说明常宏岗、周理、罗勤、张错、沈琳、王伟杰、张佩颖、朱华东：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司天然气研究院，负责标准修订工作的组织协调及标准编写；张皓虔：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司，协助调研西南油气田的页岩气气质情况，参与页岩气气质指标研究；丁安徐、吴艳艳：中国石油化工股份有限公司华东油气分公司，协助调研中石化范围内的页岩气气质情况，参与页岩气气质指标研究；伦增琅、赵春鹏：中国石油化工股份有限公司石油勘探开发
10、研究院，协助调研中石化范围内的页岩气气质情况，参与页岩气气质指标研究；赵玉龙：西南石油大学，参与页岩气相关标准调研及对标分析；税蕾蕾、李洋冰：中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，协助调研中海油范围内的页岩气气质情况；魏斌、白国斌、李玉城：中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院，协助调研长城钻探辖区内的页岩气气质情况；杨文新：中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司勘探开发研究院，协助调研中石化范围内的页岩气气质情况。二、国家标准编制原则、主要内容及其确定依据1、国家标准编制原则本文件根据全国天然气标准化技术委员会2021年前期研究项目页岩气、致密砂岩气和车用压缩天然气国家标准修订前期研
11、究(项目编号：天研202103)的研究成果,并结合对页岩气产品气质的调研，以促进页岩气产业发展为目标，参考GB17820-2018天然气、GB/T37124-2018进入天然气长输管道的气体质量要求的相关指标，按照GB/T1.12020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则、GB/T20001.102014标准编写规则第10部分：产品标准的规定起草。2、主要内容及确定依据（1）主要内容概述本标准主要包括6个章节，包括范围、规范性引用文件、术语和定义、产品质量要求、分析测试方法和检验规则、输送和使用。（2）主要修订内容及确定依据修改了规范性引用文件本次修订，在2016版基础上，增加了
12、GB/T11060.5sGB/T11060.10GB/T11060.ilGB/T11060.12GB/T11060.13GB/T18619.1GB/T21069、GB/T27894（所有部分）、GB/T27896GB/T33440、GB/T352IKGB/T39540SYT7379SY/T7507作为规范性引用文件，主要是结合标准的技术内容的修订进行的补充，通过标准正文中的规范性引用而构成本标准必不可少的条款；删除了GBT13611o修改了页岩气产品质量要求页岩气的产品技术指标是本标准的关键核心技术内容，此次修订，主要结合目前页岩气的气质情况及产业现状，明确本标准的适用界面为页岩气的产品端，一
13、方面要与GB17820-2018天然气以及GB/T37124-2018进入天然气长输管道的气体质量要求的要求相协调适应，另一方面通过对页岩气产品质量指标的确定，凸显页岩气的清洁优势，促进页岩气产业的发展和行业进步。表1和表2分别为GB17820-2018和GB/T37124-2018的质量指标要求，附表1给出了各单位反馈的目前页岩气的气质情况。下面针对具体各项指标详细分析说明：表IGB17820-2018天然气质量要求项目一类二类高位发热量ab/MJ/m3234.031.4总硫（以硫计）a/mgm320100硫化氢a/mgm3620二氧化碳摩尔分数/%3.04.0a本标准中使用的标准参比条件是
14、101.325kPa,20。b高位发热量以干基计。表2进入天然气长输管道气体的质量要求项目指标高位发热量abZ(MJm3)34.0总硫(以硫计)a/(mgm3)20硫化氢次/(mg/nP)6二氧化碳摩尔分数/%3.0一氧化碳摩尔分数/%0.1氢气摩尔分数/%3.0氧气摩尔分数/%0.1水露点cd/水露点应比输送条件下最低环境温度低5。a本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa,20。b高位发热量以干基计。C在输送条件下，当管道管顶埋地温度为时，水露点应不高于-5。d进入天然气长输管道的气体，水露点的压力应是进气处的管道设计最高输送压力。A.取消了产品分类2016版中主要包括高位发热
15、量、硫化氢、总硫、二氧化碳和水露点，并将页岩气产品按照高位发热量、硫化氢、总硫和二氧化碳含量分为一类、二类。通过对近几年我国页岩气各个区块的气质的综合调研分析(见附表1),页岩气的主要组分为CH4,一般都在95%以上，含有少量C2H6、C3H8,基本不含丁烷及以上的组分，还含有少量的N2、H2,气质组分较为接近，差别不大，因此取消了页岩气的产品分类，给出页岩气产品的总体质量要求指标。B.高位发热量2016版规定的页岩气一类气高位发热量大于36.0MJ/nA二类气为31.4MJ/nA目前GB17820-2018规定的一类气高位发热量以及GB/T37124-2018规定的高位发热量要求均为34.0
16、MJ/ft?。根据页岩气气质调研数据，大部分页岩气的高位发热量均在36.0MJm3,极少部分为35MJ11?左右。因此页岩气的高位发热量是完全满足GB17820-2018和GB/T37124-2018的要求的。考虑到我国页岩气目前开采时间尚短，并且还有很多未开发的区块，存在部分气质的未知性，因此高位发热量的质量要求参照GB17820-2018和GB/T37124-2018确定为34.0MJm3oC总硫和硫化氢2016版页岩气总硫指标为一类气30mg/m3、二类气SOmgZn?,硫化氢指标为一类气6mgm二类气20mgm3.随着国家对绿色清洁能源的气质升级要求，GB17820-2018的一类气对
17、总硫和硫化氢分别为20mg11?和6mgm3,GB/T37124-2018也明确要求进入长输管道的气体（包括常规天然气、页岩气、煤层气等）的总硫和硫化氢为20mgm3和6mgm从目前调研的页岩气气质数据分析，页岩气的气质特点是几乎不含硫，可能含有微量的硫化氢，这也是页岩气作为绿色清洁能源的独特优势。针对总硫指标，目前国际上最严格的为德国的行业标准GVGWG260:2013版中提出的6mg11?（不含加臭剂）和8mgn（含加臭齐（J）,北美AGARePortNo.4A报告给出的要求为11.5mgm3460mgm3,EN167262016提出的是20mgn综合页岩气气质数据调研，绝大多数均不含硫，
18、极个别站点提供的总硫检测数据为5mgml0mgm30考虑到我国页岩气尚有很多未开发的区块，避免为场站增加脱硫处理的生产压力，因此总硫指标建议修改为10mgm3o针对硫化氢指标，目前国际上5mg117mg/n?是比较严格的要求,其中EASSE-gas和EN16726要求的是H2S+COS为5mgm3,美国0.25grains/100scf（5.75mgm3）,俄罗斯7mgm30综合页岩气气质数据调研，大部分均不含硫化氢，极个别站点提供的硫化氢检测数据为2mgm36mgm3,考虑到我国页岩气尚有很多未开发的区块，因此硫化氢指标建议与GB17820-2018和GB/T37124-2018保持一致，确
19、定为6mg11.D.二氧化碳2016版页岩气二氧化碳指标为一类气2.0%、二类气3.0%。根据页岩气气质调研情况，目前调研到的页岩气气质数据中，二氧化碳绝大部分都小于2.0%,考虑到我国页岩气目前开采时间尚短，并且还有很多未开发的区块，存在部分气质的未知性，因此二氧化碳指标建议与GB17820-2018和GB/T37124-2018保持一致，确定为3.0%oE.水露点GB178202018将水露点指标取消，但是在其输送和使用要求里面明确“在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气中应不存在液态水和液态燃”，实质上对水露点还是有要求。而且GB/T37124-2018进入天然气长输管道的气体质量要求
20、保留了水露点指标，即水露点应比输送条件下最低环境温度低5。且备注了“在输送条件下，当管道管顶埋地温度为0时，水露点应不高于-5；进入天然气长输管道的气体，水露点的压力应是进气处的管道设计最高输送压力。”综合考虑几个标准的协调性，本次修订水露点指标参考GBT371242018进入天然气长输管道的气体质量要求中的规定。F.一氧化碳、氧、氢气指标2016版中未对一氧化碳、氧、氢气提出指标要求。根据页岩气气质调研结果，页岩气中氢气含量较低，大部分都是0.02%以下，不影响页岩气生产、运输和使用。在GBZT37124-2018对一氧化碳和氢气进行规定，主要是针对煤制气。此外，关于氧含量指标主要是从保障管
21、输安全和腐蚀防护的角度提出的，天然气在气藏中自身是不含氧气的，氧为常规天然气中不含有的组分，一般情况下检测出氧的原因为气源掺混、取样进样方式不规范、管线泄露混入等原因。通过气质调研，页岩气中基本不含有氧。因此，此次修订，不对一氧化碳、氧、氢的含量进行规定。综上，修订后的页岩气产品技术指标如表3所示。表3本次修订后页岩气产品质量要求项目质量要求高位发热量叭MJZm3)34.0总硫(以硫计)质量浓度/(mgm3)10硫化氢质量浓度a/(mgm3)6二氧化碳摩尔分数(y)/%GB/T27894或GB/T39540执行，仲裁试验应以GB/T13610为准。”修改了页岩气总硫测定方法及仲裁方法2016版
22、中总硫的测定是采用GB/T11060.4（氧化微库仑法）或GB/T11060.8（紫外荧光法），仲裁试验以GB/T11060.4为准。GB17820-2018和GB/T37124-2018增加了总硫试验方法GB/T11060.5（氢解速率计比色法）、GB/T11060.10（气相色谱法），并将天然气中总硫含量的仲裁方法由GB/T11060.4变更为GB/T11060.8,上述方法均适用于页岩气的分析，因此为了保障标准之间的协调一致，将页岩气总硫测定方法修订为“页岩气产品中总硫含量的测定可按GB/T11060.4、GB/T11060.5GB/T11060.8或GB/T11060.10执行，仲裁试
23、验应以GB/T11060.8为准。”修改了页岩气硫化氢测定方法2016版中硫化氢的测定是采用GB/T11060.1（碘量法）、GB/T11060.2（亚甲蓝法）、GB/T11060.3（乙酸铅反应速率双光路检测法），仲裁试验以GB/T11060.1为准。GB178202018和GB/T37124-2018增加了GB/T11060.10（气相色谱法），该方法同样也适用于页岩气的硫化氢分析，此外，适用于页岩气硫化氢的检测方法还有GB/T11060.11（着色长度检测管法）、GB/T11060.12（激光吸收光谱法）、GB/T11060.13（紫外吸收法），因此为了便于用户多种方法可以选择，将页岩气
24、硫化氢测定方法修订为“页岩气产品中硫化氢含量的测定可按GB/T11060.1、GB/T11060.2、GBZT11060.3、GB/T11060,10.GB/T11060.IKGB/T11060.12或GB/T11060.13执行，仲裁试验应以GB/T11060.1为准。”修改了页岩气二氧化碳测定方法二氧化碳是常规组成的一个组分，因此其测定方法和组成测定方法的修订相同，修订为“页岩气产品中二氧化碳含量的测定可按GB/T13610、GB/T27894、GBZT39540或SY/T7657执行,仲裁试验应以GB/T13610为准。”修改了水露点和水含量测定方法2016版中页岩气产品的水露点和水含量
25、测定方法仅规定了GBZT17283（冷却镜面凝析湿度计法），除此之外，适用于页岩气水露点测定的方法标准还有GB/T18619.1（卡尔费休法库仑法）、GB/T21069、GB/T27896（电子分析法）、SY/T7379（激光吸收光谱法）和SY7507（电解法）执行，因此为了便于用户多种方法可以选择，修改为“页岩气产品的水露点和水含量测定应按GBZT17283、GB/T18619.1GBZT21069、GB/T27896、SY/T7379或SY/T7507执行，仲裁方法应按GBZT17283执行。当水露点己知时，可按GB/T22634将其换算到标准参比条件下的水含量。”修改了输送和使用要求的描
26、述2016版中的“输送和使用部分”在关于页岩气作为城镇燃气时也提到了应考虑燃气的互换性，并要求其分类和基本特性应符合GB/T13611,这是因为在当时制定时我们国家尚未有针对互换性的标准。后来在2016年底发布了GB/Z33440-2016进入长输管网天然气互换性一般要求，该指导性技术文件适用于煤层气、页岩气、煤制气等等。GB17820-2018中明确规定“作为燃气的天然气，应符合GB/Z33440对于燃气互换性的要求“。GBZT37124-2018中规定“进入天然气长输管道的气体互换性应满足GB/Z33440的要求。”2021年GB/Z33440进行了修订，更新为GB/T33440-2021
27、天然气互换性一般要求，规定了代替气源/混输后气源与现有气源的互换性要求，适用于常规天然气、页岩气、煤层气等。因此，对于互换性要求部分，修订为“作为城镇燃气的页岩气产品应考虑燃气的互换性，应符合GB/T33440的互换性要求”。在页岩气作为城镇燃气的加臭部分的要求，对2016版的描述进行了整合，修改为“城镇燃气加臭剂的相关要求应符合GB50028的规定”。另外，对输送和使用过程中的要求，修改为“相应的工程设计应执行GB50183、GB50251和GB50028的有关规定”，更为准确规范。三、试验验证的分析、综述报告，技术经济论证，预期的经济效益、社会效益和生态效益1 .试验验证（1）发热量直接测
28、定实验选择5个样品，按照GB/T35211-2017天然气发热量的测量连续燃烧法与间接测定法（气相色谱法）开展比对，采用比较传递法对测量结果进行比较，表明两者的结果一致。表4一致性对比样品编号直接测定法间接测定法（气相色谱法）差值2“；+诏,MJZm3一致性判定（比较传递）Hv2yuj+Uj测量结果Hds,MJm3测量不确定度Ud,，MJm3测量结果His,MJZm3测量不确定度Ui,，MJZm3Hs,MJm3样品136.1180.02336.0800.0910.0380.187一致样品236.1620.02236.1400.0910.0220.186一致样品336.4130.02436.34
29、00.0910.0730.188一致样品436.4500.04536.3900.0910.0600.203一致样品536.7630.02336.7100.0920.0530.190一致（2）激光拉曼组成分析实验表5为采用激光拉曼光谱法对实际的页岩气样品进行分析的结果。表5页岩气样品气激光拉曼光谱法分析结果组分实测值（摩尔分数/%）平均值（摩尔分数/%）12345678910IlC2H60.1990.1980.1980.1970.1960.1950.1940.1950.1950.1940.1940.196C3H80.0100.0100.0090.0090.0090.0090.0080.0080.
30、0080.0080.0080.009N20.9790.9790.9780.9790.9780.9780.9770.9780.9780.9780.9780.978CO20.7100.7080.7070.7070.7100.7090.7090.7090.7080.7090.7090.709CH498.04298.03098.01598.02398.01898.01598.01597.99797.97797.95897.95898.0042 .技术经济论证本标准修订后的页岩气产品质量指标主要是基于对目前国内页岩气气质情况的综合调研分析，绝大多数均能满足标准中的高位发热量、总硫、硫化氢、二氧化碳等指标
31、要求，无需额外进行脱硫、脱碳等处理，不需要增加生产成本。同时，针对各项质量指标的分析检测方法，提供了多种方法选择，便于用户根据实际生产需求选择经济合理的检测方法，具有较好的技术经济性和适应性。3 .预期效益(1)经济效益近年来我国页岩气产业取得了突飞猛进的发展，已经成为增储上产的主动力，2022年我国页岩气产量达到240亿立方米，本标准将为页岩气提供强力的质量保障和技术支撑，促进页岩气产业的高质量发展。同时通过多种质量指标检测方法的推广应用，如激光拉曼光谱法、红外光谱法等，推动设备的国产化及推广应用，具有较大的经济效益。(2)社会效益本标准制定的页岩气质量要求整体优于GB17820和GB/T3
32、7124,更加凸显了页岩气的清洁优势，促进页岩气的勘探开发和广泛利用，可以有效减少温室气体排放，降低环境污染，有助于实现我国绿色发展目标。四、与国际、国外同类标准技术内容的对比情况对页岩气质量指标是引进、供应、消费的一个重要问题，涉及上游开采、引进、输送、处理、用户和终端利用设备等很多方面。科学合理的质量指标规范，是安全、经济用气的重要基础和保证。国外未有针对页岩气专门的产品质量标准。国内天然气相关质量标准主要有GB17820-2018天然气以及GB/T37124-2018进入天然气长输管道的气体质量要求。与GB17820-2018和GB/T37124-2018相比，本标准与其气质质量要求协调
33、适应,并且在总硫、二氧化碳指标上优于上述标准，更加凸显了页岩气的优质特性。五、采标情况无。六、与有关法律、行政法规及相关标准的关系本标准与现行法律、法规、政策统一、协调一致，并与现行有效的国家标准和行业标准有很好的协调性，不存在矛盾。本标准在编制过程中参考并引用相关标准:GB/T11060.1天然气含硫化合物的测定第1部分：用碘量法测定硫化氢含量GB/T11060.2天然气含硫化合物的测定第2部分：用亚甲蓝法测定硫化氢含量GB/T11060.3天然气含硫化合物的测定第3部分:用乙酸铅反应速率双光路检测法测定硫化氢含量GB/T11060.4天然气含硫化合物的测定第4部分:用氧化微库仑法测定总硫含
34、量GB/T11060.5天然气含硫化合物的测定第5部分：用氢解-速率计比色法测定总硫含量GB/T11060.8天然气含硫化合物的测定第8部分：用紫外荧光法测定总硫含量GB/T11060.10天然气含硫化合物的测定第10部分：用气相色谱法测定硫化合物GB/T11060.11天然气含硫化合物的测定第11部分：用着色长度检测管法测定硫化氢含量GB/T11060.12天然气含硫化合物的测定第12部分:用激光吸收光谱法测定硫化氢含量GB/T11060.13天然气含硫化合物的测定第13部分：用紫外吸收法测定硫化氢含GB/T11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T13609天然气取
35、样导则GB/T13610天然气的组成分析气相色谱法GBb17283天然气水露点的测定冷却镜面凝析湿度计法GB/T18619.1天然气中水含量的测定卡尔费休法库仑法GB/T21069天然气高压下水含量的测定GB/T22634天然气水含量与水露点之间的换算GB/T27894（所有部分）天然气用气相色谱法测定组成和计算相关不确定度GB/T27896天然气中水含量的测定电子分析法GB/T33440天然气互换性一般要求GB/T35211天然气发热量的测量连续燃烧法GB/T39540页岩气组分快速分析激光拉曼光谱法GB50028城镇燃气设计规范GB50183石油天然气工程设计防火规范GB50251输气管道
36、工程设计规范SY/T7379天然气水含量的测定激光吸收光谱法SY/T7507天然气中水含量的测定电解法SY/T7657（所有部分）天然气利用光声光谱一红外光谱一燃料电池联合法测定组成七、重大分歧意见的处理经过和依据无。八、涉及专利的有关说明无。九、实施国家标准的要求，以及组织措施、技术措施、过渡期和实施日期的建议等措施建议为了使标准得到更好更有效的实施，应组织相关管理人员、技术人员和操作人员进行标准宣贯培训，使所有的技术人员和操作人员都能灵活掌握本标准的详细条款和具体要求，并在实际工作中得到认真地贯彻和执行。建议标准实施日期为发布后6个月。标准编写组后续也将及时收集各单位在标准实施中的意见及建
37、议，并在适当的时候对标准进行修订。十、其他应当说明的事项无。附表1页岩气气质现状序号常规组成含量（y%）高位发热量MJm3硫化氢mgm3总硫mgm3水露点CZMPa气质数据来源HeH2O2N2CO2CH4C2H6C3H8iC4Honc4H1010.0230.0040.0030.2681.47197.7580.4620.0140036.587中石油西南油气田分公司蜀南气矿20.0280.0060.0080.4071.89797.4210.2320.0090036.30830.030.0070.0230.5471.30797.2910.6430.1750036.68140.0270.003().0
38、130.3851.40197.7540.3570.0120036.52950.0190.0270.0110.1350.73898.530.5420.0090036.92460.0250.0010.2070.521.32697.9110.2110.0060036.48270.020.010.000.371.2697.720.600.02未检出未检出36.680.00中国石油集团长城钻探工程有限公司80.020.010.(X)0.381.4597.520.600.02未检出未检出36.600.0090.020.000.000.401.6997.390.480.02未检出未检出36.480.0010
39、0.020.020.172.281.3595.510.640.01未检出未检出35.870.00110.020.020.000.351.3497.550.700.02未检出未检出36.680.00120.020.000.(X)0.431.1497.740.650.02未检出未检出36.720.00130.020.020.000.401.4197.610.530.01未检出未检出36.580.00140.0440.0100.590.6898.2730.3950.0080036.744.4535.674-3中国石油化工股份有限公司华东油气分公司160.0460.01200.6110.61298.3
40、030.4170.0090036.760.5941.236170.470.01200.6150.61698.3070.4130.010036.7600.293180.0530.0130.8440.0000.87897.8550.3510.0050.0000.00036.602-14190.0370.0030.7520.0000.26398.3330.6010.0120.0000.00036.9OO-5中石化江200.0370.0030.7520.0Oft().27298.3220.6020.0120.0000.00036.9OO-7汉油田分公司勘探开发研究21().0350.0060.732().(X)()039298.2830.5420.0100.()(X)0.00036.8OO-6220.0490.01I0.7010.0000.60298.2620.3690.0060.0000.00036.722-5院
