基于吉爾吉斯項目的天然氣處理方案經濟性分析

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。本文主要根據所在的巴特肯區塊總計11口井天然氣性質進行天然氣處理方案經濟性對比分析。

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.

關鍵詞：天然氣處理;采氣工藝;經濟性對比分析

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

中圖分類號：F426? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文獻標識碼：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塊位于吉爾吉斯南部巴特肯州卡拉木扎依區，地處山區，冬季寒冷，天然氣資源也很稀缺在當地供不應求，因此天然氣市場前景非常好。

2? 采氣工藝

巴特肯區塊可以利用的有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2.8×104Nm3/d，北里士坦RN3-08、RN3-09井均配產0.3×104Nm3/d，修復的3口老井R9、S1、S26共配產0.5×104Nm3/d;S2-06井0.1×104Nm3/d;總計配產4×104Nm3/d。RS-部署1、RS-部署2為后期部署井，均配產1.0×104Nm3/d。因此集氣站的建設規模按4.0×104Nm3/d建設。該區塊的天然氣組成如表1。

3? 方案對比

3.1 方案描述

根據天然氣的性質，有三種處理方案：方案一：生產CNG方案，方案二：CNG+LPG+輕油方案，方案二：CNG+LPG+輕油方案。需根據三種方案的特點，進行技術經濟比較。

3.1.1 方案一：CNG產品方案

含飽和水的各氣井原料氣（工況為25℃，0.3MPa，4.0×104Nm3/d）經原料氣緩沖分離計量橇后分液后，進原料氣壓縮機橇（包括壓縮機后的分液罐分液和冷卻器）加壓至3.8MPa，進分子篩脫水橇。脫水后的天然氣，一部分進CNG壓縮機橇，經兩級壓縮至20.0MPa，得到CNG產品（3.4×104Nm3/d），CNG產品在當地銷售;另一部分經燃氣調壓計量橇調壓至室溫0.3MPa，供當地民用（0.3×104Nm3/d）和站內發電用（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）經原料氣緩沖分離計量橇后，進原料氣壓縮機橇（包括壓縮機后的分液罐分液和冷卻器）加壓至3.8MPa，進分子篩脫水橇。脫水后的天然氣進入復疊制冷系統橇冷卻至-60℃進低溫閃蒸罐。分出的氣相經冷箱復熱后，進CNG壓縮機橇，經兩級壓縮至20.0MPa，得到CNG產品（3.6×104Nm3/d），CNG產品在當地銷售;站內發電用氣（0.4×104Nm3/d），分出的液烴經節流降至1.7MPa并復熱至-10℃進入凝液分離橇中脫乙烷塔上部，塔頂氣相經冷箱復熱至15℃，增壓冷卻返回至復疊制冷系統橇入口打回流，塔底分出NGL（3.5t/d）。進脫丁烷塔進一步分離，塔頂得到LPG產品（2.2t/d），供當地居民使用;塔底得到輕油產品（1.3t/d），出售給當地煉廠。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）經原料氣緩沖分離計量橇后，進原料氣壓縮機橇（包括壓縮機后的分液罐分液和冷卻器）加壓至3.8MPa，進分子篩脫水橇。脫水后的天然氣進入復疊制冷系統橇冷卻至-60℃進低溫閃蒸罐。分出的氣相經冷箱復熱后，一部分通過天然氣管道輸送至吉國國家天然氣管網（3.5×104Nm3/d）;另一部分經燃氣調壓計量橇調壓至室溫0.3MPa，供民用（0.3×104Nm3/d）和站內發電用（0.2×104Nm3/d），分出的液烴經節流降至1.7MPa并復熱至-25℃進入凝液分離橇中脫乙烷塔上部，塔頂氣相經冷箱復熱至25℃，增壓冷卻返回至復疊制冷系統橇入口打回流，塔底分出NGL產品（3.5t/d）。混烴作為原料出售給煉廠。具體工藝流程見圖3。

3.2 主要設備投入量及投資比較

方案一CNG產品方案，與其他方案相比較，不需要復疊制冷系統、凝液分離、輕油緩沖計量、LPG橇及配套設施，工藝設備較為簡單，設備投資為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橇及配套設施，設備投資為685萬元。方案二CNG+LPG+輕油方案，產品最為多樣，工藝流程最為復雜，設備投資最高，為847萬元。僅從設備投資角度比較，方案二投資最大。具體見表2。

4? 結論

本工程從設備一次性投資和經濟效益進行比較發現：方案一，設備投入量少，投資小，征地面積小，工藝流程簡單，運行操作簡單。但是，產品利用率低，經濟效益差，增加了CNG運輸車費用。方案二，CNG產品有一定銷售風險增加了LPG和輕油產品，產品利用率及經濟效益相對較高，CNG產品的售價較管道氣要高一些，綜合經濟效益相對較高。但是，征地面積大，前期投資大工藝流程相對復雜，增加了CNG運輸車費用，且CNG產品存在一定銷售風險。方案三，投資相對較小，工藝流程相對簡單，增加了NGL產品，提高了產品利用率及經濟效益。但是，管道氣價格較低，綜合經濟效益相對較差。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經濟比較和優缺點分析，結合工程投資及項目后期運營情況，確定方案二為最優方案。

參考文獻：

[1]張寧.吉爾吉斯斯坦能源簡介[J].國土資源情報，2010.

[2]談談.吉爾吉斯斯坦“一帶一路”上的產油國之五[J].石油知識，2017，5.

[3]張勇，陳美寶，王臣.天然氣長輸管道高后果區風險評價體系研究[J].價值工程，2019，38（11）：32-36.

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