基于吉尔吉斯项目的天然气处理方案经济性分析

Economic Analysis of Natural Gas Treatment Scheme Based on Kyrgyz Project

GAO Xin

摘要：吉尔吉斯斯坦在“一带一路”的辽阔版图上，天然气储量并不丰富，但却因作为和我国有着深厚历史渊源的邻国而倍受瞩目。本文主要根据所在的巴特肯区块总计11口井天然气性质进行天然气处理方案经济性对比分析。

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.

关键词：天然气处理;采气工艺;经济性对比分析

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

中图分类号：F426                                      文献标识码：A                                  文章编号：1006-4311（2019）32-0267-02

1  概述

吉尔吉斯斯坦是位于中亚东部的内陆国，面积19.85 万平方公里，人口520万（2007年初）。在“一带一路”的辽阔版图上，吉尔吉斯斯坦天然气储量并不丰富，但却因作为和我国有着深厚历史渊源的邻国而倍受瞩目。本项目所在的巴特肯区块位于吉尔吉斯南部巴特肯州卡拉木扎依区，地处山区，冬季寒冷，天然气资源也很稀缺在当地供不应求，因此天然气市场前景非常好。

2  采气工艺

巴特肯区块可以利用的有9口开采井和2口部署井，总计11口井。其中位于南里士坦的三口采气井RS5-05、RS5-06、RS6-05，共配产2.8×104Nm3/d，北里士坦RN3-08、RN3-09井均配产0.3×104Nm3/d，修复的3口老井R9、S1、S26共配产0.5×104Nm3/d;S2-06井0.1×104Nm3/d;总计配产4×104Nm3/d。RS-部署1、RS-部署2为后期部署井，均配产1.0×104Nm3/d。因此集气站的建设规模按4.0×104Nm3/d建设。该区块的天然气组成如表1。

3  方案对比

3.1 方案描述

根据天然气的性质，有三种处理方案：方案一：生产CNG方案，方案二：CNG+LPG+轻油方案，方案二：CNG+LPG+轻油方案。需根据三种方案的特点，进行技术经济比较。

3.1.1 方案一：CNG产品方案

含饱和水的各气井原料气（工况为25℃，0.3MPa，4.0×104Nm3/d）经原料气缓冲分离计量橇后分液后，进原料气压缩机橇（包括压缩机后的分液罐分液和冷却器）加压至3.8MPa，进分子筛脱水橇。脱水后的天然气，一部分进CNG压缩机橇，经两级压缩至20.0MPa，得到CNG产品（3.4×104Nm3/d），CNG产品在当地销售;另一部分经燃气调压计量橇调压至室温0.3MPa，供当地民用（0.3×104Nm3/d）和站内发电用（0.3×104Nm3/d），具体工艺流程见图1。

3.1.2 方案二：CNG+LPG+轻油方案

含饱和水的各气井原料气（工況为25℃，0.3MPa，4.0×104Nm3/d）经原料气缓冲分离计量橇后，进原料气压缩机橇（包括压缩机后的分液罐分液和冷却器）加压至3.8MPa，进分子筛脱水橇。脱水后的天然气进入复叠制冷系统橇冷却至-60℃进低温闪蒸罐。分出的气相经冷箱复热后，进CNG压缩机橇，经两级压缩至20.0MPa，得到CNG产品（3.6×104Nm3/d），CNG产品在当地销售;站内发电用气（0.4×104Nm3/d），分出的液烃经节流降至1.7MPa并复热至-10℃进入凝液分离橇中脱乙烷塔上部，塔顶气相经冷箱复热至15℃，增压冷却返回至复叠制冷系统橇入口打回流，塔底分出NGL（3.5t/d）。进脱丁烷塔进一步分离，塔顶得到LPG产品（2.2t/d），供当地居民使用;塔底得到轻油产品（1.3t/d），出售给当地炼厂。具体工艺流程见图2。

3.1.3 方案三：管输天然气+混烃NGL方案

含饱和水的各气井原料气（工况为25℃，0.3MPa，4.0×104Nm3/d）经原料气缓冲分离计量橇后，进原料气压缩机橇（包括压缩机后的分液罐分液和冷却器）加压至3.8MPa，进分子筛脱水橇。脱水后的天然气进入复叠制冷系统橇冷却至-60℃进低温闪蒸罐。分出的气相经冷箱复热后，一部分通过天然气管道输送至吉国国家天然气管网（3.5×104Nm3/d）;另一部分经燃气调压计量橇调压至室温0.3MPa，供民用（0.3×104Nm3/d）和站内发电用（0.2×104Nm3/d），分出的液烃经节流降至1.7MPa并复热至-25℃进入凝液分离橇中脱乙烷塔上部，塔顶气相经冷箱复热至25℃，增压冷却返回至复叠制冷系统橇入口打回流，塔底分出NGL产品（3.5t/d）。混烃作为原料出售给炼厂。具体工艺流程见图3。

3.2 主要设备投入量及投资比较

方案一CNG产品方案，与其他方案相比较，不需要复叠制冷系统、凝液分离、轻油缓冲计量、LPG橇及配套设施，工艺设备较为简单，设备投资为556万元，相对较低。方案三管输天然气+混烃NGL方案，不需要CNG压缩机橇、LPG橇及配套设施，设备投资为685万元。方案二CNG+LPG+轻油方案，产品最为多样，工艺流程最为复杂，设备投资最高，为847万元。仅从设备投资角度比较，方案二投资最大。具体见表2。

4  结论

本工程从设备一次性投资和经济效益进行比较发现：方案一，设备投入量少，投资小，征地面积小，工艺流程简单，运行操作简单。但是，产品利用率低，经济效益差，增加了CNG运输车费用。方案二，CNG产品有一定销售风险增加了LPG和轻油产品，产品利用率及经济效益相对较高，CNG产品的售价较管道气要高一些，综合经济效益相对较高。但是，征地面积大，前期投资大工艺流程相对复杂，增加了CNG运输车费用，且CNG产品存在一定销售风险。方案三，投资相对较小，工艺流程相对简单，增加了NGL产品，提高了产品利用率及经济效益。但是，管道气价格较低，综合经济效益相对较差。从项目年收入比较来看，方案二（2404万元/年）>方案三（1899万元/年）>方案一（1490万元/年）。因此综合综合以上技术经济比较和优缺点分析，结合工程投资及项目后期运营情况，确定方案二为最优方案。

参考文献：

[1]张宁.吉尔吉斯斯坦能源简介[J].国土资源情报，2010.

[2]谈谈.吉尔吉斯斯坦“一带一路”上的产油国之五[J].石油知识，2017，5.

[3]张勇，陈美宝，王臣.天然气长输管道高后果区风险评价体系研究[J].价值工程，2019，38（11）：32-36.

作者简介：高鑫（1986-），女，蒙古族，内蒙古包头人，工程师，硕士，研究方向为煤化工、天然气地面工程。