基于吉爾吉斯項目的天然氣處理方案經(jīng)濟(jì)性分析

Economic Analysis of Natural Gas Treatment Scheme Based on Kyrgyz Project

GAO Xin

摘要：吉爾吉斯斯坦在“一帶一路”的遼闊版圖上，天然氣儲量并不豐富，但卻因作為和我國有著深厚歷史淵源的鄰國而倍受矚目。本文主要根據(jù)所在的巴特肯區(qū)塊總計11口井天然氣性質(zhì)進(jìn)行天然氣處理方案經(jīng)濟(jì)性對比分析。

Abstract： On the vast territory of the "Belt and Road"， Kyrgyzstan is not rich in natural gas reserves， but it has attracted much attention as a neighboring country with deep historical ties to China. This paper mainly compares the economics of natural gas treatment schemes based on the natural gas properties of 11 wells in the Batken block.

關(guān)鍵詞：天然氣處理;采氣工藝;經(jīng)濟(jì)性對比分析

Key words： natural gas processing;gas production process;economic comparison

中圖分類號：F426? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文章編號：1006-4311（2019）32-0267-02

1? 概述

吉爾吉斯斯坦是位于中亞東部的內(nèi)陸國，面積19.85 萬平方公里，人口520萬（2007年初）。在“一帶一路”的遼闊版圖上，吉爾吉斯斯坦天然氣儲量并不豐富，但卻因作為和我國有著深厚歷史淵源的鄰國而倍受矚目。本項目所在的巴特肯區(qū)塊位于吉爾吉斯南部巴特肯州卡拉木扎依區(qū)，地處山區(qū)，冬季寒冷，天然氣資源也很稀缺在當(dāng)?shù)毓┎粦?yīng)求，因此天然氣市場前景非常好。

2? 采氣工藝

巴特肯區(qū)塊可以利用的有9口開采井和2口部署井，總計11口井。其中位于南里士坦的三口采氣井RS5-05、RS5-06、RS6-05，共配產(chǎn)2.8×104Nm3/d，北里士坦RN3-08、RN3-09井均配產(chǎn)0.3×104Nm3/d，修復(fù)的3口老井R9、S1、S26共配產(chǎn)0.5×104Nm3/d;S2-06井0.1×104Nm3/d;總計配產(chǎn)4×104Nm3/d。RS-部署1、RS-部署2為后期部署井，均配產(chǎn)1.0×104Nm3/d。因此集氣站的建設(shè)規(guī)模按4.0×104Nm3/d建設(shè)。該區(qū)塊的天然氣組成如表1。

3? 方案對比

3.1 方案描述

根據(jù)天然氣的性質(zhì)，有三種處理方案：方案一：生產(chǎn)CNG方案，方案二：CNG+LPG+輕油方案，方案二：CNG+LPG+輕油方案。需根據(jù)三種方案的特點，進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較。

3.1.1 方案一：CNG產(chǎn)品方案

含飽和水的各氣井原料氣（工況為25℃，0.3MPa，4.0×104Nm3/d）經(jīng)原料氣緩沖分離計量橇后分液后，進(jìn)原料氣壓縮機橇（包括壓縮機后的分液罐分液和冷卻器）加壓至3.8MPa，進(jìn)分子篩脫水橇。脫水后的天然氣，一部分進(jìn)CNG壓縮機橇，經(jīng)兩級壓縮至20.0MPa，得到CNG產(chǎn)品（3.4×104Nm3/d），CNG產(chǎn)品在當(dāng)?shù)劁N售;另一部分經(jīng)燃?xì)庹{(diào)壓計量橇調(diào)壓至室溫0.3MPa，供當(dāng)?shù)孛裼茫?.3×104Nm3/d）和站內(nèi)發(fā)電用（0.3×104Nm3/d），具體工藝流程見圖1。

3.1.2 方案二：CNG+LPG+輕油方案

含飽和水的各氣井原料氣（工況為25℃，0.3MPa，4.0×104Nm3/d）經(jīng)原料氣緩沖分離計量橇后，進(jìn)原料氣壓縮機橇（包括壓縮機后的分液罐分液和冷卻器）加壓至3.8MPa，進(jìn)分子篩脫水橇。脫水后的天然氣進(jìn)入復(fù)疊制冷系統(tǒng)橇冷卻至-60℃進(jìn)低溫閃蒸罐。分出的氣相經(jīng)冷箱復(fù)熱后，進(jìn)CNG壓縮機橇，經(jīng)兩級壓縮至20.0MPa，得到CNG產(chǎn)品（3.6×104Nm3/d），CNG產(chǎn)品在當(dāng)?shù)劁N售;站內(nèi)發(fā)電用氣（0.4×104Nm3/d），分出的液烴經(jīng)節(jié)流降至1.7MPa并復(fù)熱至-10℃進(jìn)入凝液分離橇中脫乙烷塔上部，塔頂氣相經(jīng)冷箱復(fù)熱至15℃，增壓冷卻返回至復(fù)疊制冷系統(tǒng)橇入口打回流，塔底分出NGL（3.5t/d）。進(jìn)脫丁烷塔進(jìn)一步分離，塔頂?shù)玫絃PG產(chǎn)品（2.2t/d），供當(dāng)?shù)鼐用袷褂?塔底得到輕油產(chǎn)品（1.3t/d），出售給當(dāng)?shù)責(zé)拸S。具體工藝流程見圖2。

3.1.3 方案三：管輸天然氣+混烴NGL方案

含飽和水的各氣井原料氣（工況為25℃，0.3MPa，4.0×104Nm3/d）經(jīng)原料氣緩沖分離計量橇后，進(jìn)原料氣壓縮機橇（包括壓縮機后的分液罐分液和冷卻器）加壓至3.8MPa，進(jìn)分子篩脫水橇。脫水后的天然氣進(jìn)入復(fù)疊制冷系統(tǒng)橇冷卻至-60℃進(jìn)低溫閃蒸罐。分出的氣相經(jīng)冷箱復(fù)熱后，一部分通過天然氣管道輸送至吉國國家天然氣管網(wǎng)（3.5×104Nm3/d）;另一部分經(jīng)燃?xì)庹{(diào)壓計量橇調(diào)壓至室溫0.3MPa，供民用（0.3×104Nm3/d）和站內(nèi)發(fā)電用（0.2×104Nm3/d），分出的液烴經(jīng)節(jié)流降至1.7MPa并復(fù)熱至-25℃進(jìn)入凝液分離橇中脫乙烷塔上部，塔頂氣相經(jīng)冷箱復(fù)熱至25℃，增壓冷卻返回至復(fù)疊制冷系統(tǒng)橇入口打回流，塔底分出NGL產(chǎn)品（3.5t/d）?；鞜N作為原料出售給煉廠。具體工藝流程見圖3。

3.2 主要設(shè)備投入量及投資比較

方案一CNG產(chǎn)品方案，與其他方案相比較，不需要復(fù)疊制冷系統(tǒng)、凝液分離、輕油緩沖計量、LPG橇及配套設(shè)施，工藝設(shè)備較為簡單，設(shè)備投資為556萬元，相對較低。方案三管輸天然氣+混烴NGL方案，不需要CNG壓縮機橇、LPG橇及配套設(shè)施，設(shè)備投資為685萬元。方案二CNG+LPG+輕油方案，產(chǎn)品最為多樣，工藝流程最為復(fù)雜，設(shè)備投資最高，為847萬元。僅從設(shè)備投資角度比較，方案二投資最大。具體見表2。

4? 結(jié)論

本工程從設(shè)備一次性投資和經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行比較發(fā)現(xiàn)：方案一，設(shè)備投入量少，投資小，征地面積小，工藝流程簡單，運行操作簡單。但是，產(chǎn)品利用率低，經(jīng)濟(jì)效益差，增加了CNG運輸車費用。方案二，CNG產(chǎn)品有一定銷售風(fēng)險增加了LPG和輕油產(chǎn)品，產(chǎn)品利用率及經(jīng)濟(jì)效益相對較高，CNG產(chǎn)品的售價較管道氣要高一些，綜合經(jīng)濟(jì)效益相對較高。但是，征地面積大，前期投資大工藝流程相對復(fù)雜，增加了CNG運輸車費用，且CNG產(chǎn)品存在一定銷售風(fēng)險。方案三，投資相對較小，工藝流程相對簡單，增加了NGL產(chǎn)品，提高了產(chǎn)品利用率及經(jīng)濟(jì)效益。但是，管道氣價格較低，綜合經(jīng)濟(jì)效益相對較差。從項目年收入比較來看，方案二（2404萬元/年）>方案三（1899萬元/年）>方案一（1490萬元/年）。因此綜合綜合以上技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較和優(yōu)缺點分析，結(jié)合工程投資及項目后期運營情況，確定方案二為最優(yōu)方案。

參考文獻(xiàn)：

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作者簡介：高鑫（1986-），女，蒙古族，內(nèi)蒙古包頭人，工程師，碩士，研究方向為煤化工、天然氣地面工程。