天然气及LNG行业技术环境分析.docx

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1、天然气及1NG行业技术环境分析一、天然气及1NG行业主要技术术语及简要解释下表中包含了天然气及1NG行业涉及的大多数专业术语，以及本报告涉及的主要术语和简写。表1天然气及1NG行业主要技术术语、简写及解释技术术语术语解释包括物理溶剂、化学溶剂和物理化学溶剂等脱硫溶剂脱硫技术。I物理溶剂法主要是利用对H2S、Co2和有机硫物物理溶剂理溶解度大的有机溶剂在较高压力下吸收H2S、脱硫CO2和有机硫。I硫磺回收技术是大规模脱硫的配套净化技术，对硫磺回收脱硫系统产生的酸气做进一步处理，使得净化后技术的装置尾气能达标排放。1NG冷能空分技术经过100多年的不断发展，现在已步入空分技术大型、全低压流程的阶段

2、，工艺流程由空气压缩、空气预冷、空气净化、空气分离、产品输送等操作单元组成。氮气膨胀使用丙烷作为预冷介质，氮气为液化制冷剂。氮制冷气由丙烷预冷，冷却后的氮气在膨胀机中膨胀。是将天然气经过净化处理（脱水、脱重烧、脱酸液化天然性气体）后，采用节流、膨胀或外加冷源制冷工气（1NG）艺，在常压和-160。C条件下变成液态天然气，天然气液化后其体积缩小620倍。不论在气藏及地面分离器管线系统中的流体在整干气个开采过程均以气相存在，在地层中与天然气共存的液体只有水。在气藏中原始存在的流体为气体，开采过程中在地层温度下当地层压力下降时仍然保持气态。但湿气当气体采出地面，温度和压力下降到一定程度时,在分离器及

3、管系中即有凝液析出。气藏在原始状态下存在的流体呈气态，地层温度下随着开采过程地层压力下降，流体的状态将跨反凝析气过露点线在地层中出现液态烧，在匣凝析区内压力愈降液态径出现愈多，在分离气及管线系统中亦将有液烧析出。资料来源：世经未来整理二、我国天然气及1NG行业技术发展水平就天然气开采技术来说，我国落后于欧美等国。又加之我国天然气勘探领域无论地面、地下条件均较为复杂，近年我国在复杂地区的地震勘探技术方面取得了一定的成效，但仍不能完全满足勘探和开发评价的要求，地震勘探技术必须作为重点发展的技术。同时，我国在钻井技术方面也需改进，今后应重点推广欠平衡钻井、水平井钻井技术等有效保护和开发气藏的钻井技术

4、。此外，天然气藏的开发主要采用天然能量衰竭方式开采，凝析气藏主要采用循环注气方式开采，而对于未来开发中占重要地位的低渗透气藏、高压气藏、高含硫气藏、凝析气藏如何高效开发，技术上还需要加强研究。(-)天然气净化技术的发展川渝地区是我国天然气生产的重要基地，天然气田属含硫甚至高含硫气田，90%以上天然气都含硫化氢，开发这些含硫气田，需对含硫天然气进行净化处理，使之达到GB178201999“天然气”标准规定的天然气的技术指标，才能成为商品气供用户使用。中石油西南油气田公司天然气研究院长期从事天然气净化技术领域的研究工作，在脱硫工艺、溶剂合成、分析测试、硫磺回收与尾气处理工艺及催化剂、基础研究等方面

5、，具有良好的基础和优势，初步形成了一套天然气净化技术，并在生产中获得成功应用。天然气研究院已取得一些重要成果，包括高酸性天然气脱硫技术、位阻胺脱硫技术、新型物理溶剂脱硫技术、硫回收尾气选择性氧化制硫技术、硫回收尾气低温加氢技术、络合铁法脱硫技术等在技术上已取得突破，其中部分己获得工业应用，特别是甲基二乙醇胺水溶液脱硫技术、配方溶剂选择性脱硫技术、配方溶剂脱硫脱碳技术、常规硫回收克劳斯技术、硫回收亚露点技术、硫回收尾气加氢技术以及固体脱硫技术等，都已广泛应用于川渝地区天然气净化。（二）天然气管道发展现状截至2009年底，中国已建天然气管道总里程约3.6万公里，总输气能力超过IOOO亿立方米/年。

6、而天然气进口也在高速增长。2010年，除600万吨液化天然气进口外，或有58亿立方米中亚天然气将通过管道进入中国，首次实现中国气态天然气进口。预计2010年中国天然气进口将同比上涨83%,达到141亿立方米。川气东送管道西起四川省普光气田，东至上海，途经四川、重庆、湖北、安徽、浙江、江苏6个省市，干支线全长超过2800千米，总投资超过600亿元。川气东送管道穿越鄂西渝东山区，横贯江南水网地带，全线要建设72条山体隧道、5条长江穿越隧道。目前，山体隧道已贯通65条，5条长江穿越隧道已全部贯通。西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海。管道工程包括1条干线，8条支干线，途经新疆、甘

7、肃、宁夏、陕西、河南、湖北、江西、广东、广西、山东、湖南、浙江、江苏、上海14个省区市，干线和支干线全长9102千米。干线设计输气能力300亿立方米/年，设计压力12-10兆帕，管径1219毫米，材质为X80。西气东输二线配套建设3座地下储气库，分别为湖北云应盐穴储气库、河南平顶山含水层储气库和南昌麻丘含水层储气库。工程总投资约1422亿元。永唐秦管道起于河北省廊坊市永清县，途经天津市武清、宝堤等县区，止于河北省秦皇岛市卢龙县，路全长320余千米,设计输气能力90亿立方米/年，设压力10兆帕，管径1016毫米，总投资约32亿元。管道线设永清、唐山、秦皇岛3座分输站。永唐秦管道是华北天然气管网与

8、东北天然气管网的连通管道，连接多个气源，能够实现华北地区和东北地区多气源、互补互备联合供气，有利于提高华北和东北地区供气保障程度和供气安全。福建1NG项目是继广东1NG项目之后又一国家战略性项目。福建1NG项目由码头、接收站和外输管道3部分组成。接收站位于福建莆田市湄洲湾北岸的秀屿港，占地37公顷,总体规模为500万吨/年。另外还有横琴岛一澳门天然气管道、南堡一唐山天然气管道及宁河支线、大庆一齐齐哈尔天然气管道、采育一通州天然气管道、应县一张家口天然气管道、长岭一长春一吉化管道、榆林一济南天然气管道。这些管道都是是国家天然气干线管网的重要组成部分，对于落实中国石化“天然气大发展”战略，确保向管

9、道沿线各地稳定供气，推动地方经济发展，提高人民生活质量，改善沿线生态环境，都具有十分重要的意义。目前，在我国的川渝、环渤海及长三角地区已经形成了比较完善的区域性天然气管网，中南地区、珠三角地区也基本形成了区域管网主体框架。我国油气管道运输仍存在一些问题：天然气管道输送能力不足，同时，地下储气库等调峰设施建设滞后，致使管道输送能力不能充分利用，管道运输技术与国外先进水平相比仍存在一定差距。(三)液化天然气冷能利用发展现状在全球能源高价格的外部环境下，液化天然气(1NG)冷能利用的经济性大大提高我国充分利用后发优势，在吸取国内外经验的基础上，进一步自主创新，开发具有自主知识产权的1NG冷能利用技术

10、，促进1NG产业的健康发展。在经济效益、环境保护和科学研究等方面具有重大的现实意义。1NG冷能利用可分为直接和间接利用两种方式。其中，直接利用包括冷能发电、深冷空气分离、冷冻仓库、制造液态CO（干冰）、汽车冷藏、汽车空调、海水淡化、空调制冷以及低温养殖和栽培等；间接利用包括低温粉碎、水和污染物处理等。我国的液化天然气的冷能利用主要有：1、大庆油田使用天然气轻烧分离新技术，研制成功浅冷嫁接油吸收工艺精分储装置。该工艺采用油吸收原理，在氨制冷后嫁接油吸收工艺精分僧装置，利用精分编工艺切割吸收轻烧，提高轻煌收率，生产高附加值的液化气和车用液化气产品，其轻燃吸收率可达70%以上。2、华南理工大学根据1

11、NG冷量的特性。按照冷量梯级利用的原则。设计了一种新的1NG轻燃分离流程。该流程的特点在于轻炫分离过程不需要使用压缩机，能耗较低，而且可利用1NG的冷量将一部分分离完轻烧的甲烷再液化过冷并低压液相储存，使轻燃分离流程具有供气调峰功能。同时使分离获得的轻燃产品保持低压液相，方便产品的储运和销售。目前，我国已经建成了从西向东的的天然气主动脉、四川的环形天然气管网，陕京管线和广东1NG管网。我国还可以选择从周边邻国建设天然气管道。在中国的北部，俄罗斯的Irkutsk盆地，Krasnoyarsk和Sakha地区有丰富的天然气资源；在中国西部，哈萨克斯坦，土库曼斯坦也有着丰富的天然气资源；而在远东地区，

12、西西伯利亚的天然气更是储量丰富。在以后的10年时间里，大多数天然气进口将来自土库曼斯坦和俄罗斯西西伯利亚的气田。中国计划建设从俄罗斯，哈萨克斯坦，土库曼斯坦的天然气管道。这些天然气管道将为国内天然气网络提供新的大动脉。因此，中国政府制定了宏伟的天然气管道计划，准备建设国家和国际级的天然气管网，把四川的天然气输送到发达的东部地区，把塔里木盆地的天然气输送到人口密集的东部地区，把从周边国家的天然气输送到国内，这将为中国天然气的消费快速增长提供了必要的基础设施。天然气管道在距离小于4000公里内输送天然气非常经济，而超过4000公里的距离，1NG将是另外一种选择，但是它需要大量的投资，并且需要提前较

13、长时间来建造设施。三、2009年天然气及1NG行业劳动生产率通过全行业人均产量衡量劳动生产率：2005年天然气行业人均产量增速高达33.6%,2006、2007年有所放缓，逐年下降;2008年人均产量甚至为负增长，行业人均粗钢产量是7亿立方米每万人，同比增长-0.08%；2009年来，天然气行业的人均产量恢复增长，人均粗钢产量达到了7.78亿立方米每万人，同比增长11%。表220052009年我国天然气行业全行业人均产量单位：亿立方米，万人，亿立方米/万人产量从业人员平均人数(万人)人均产量同比增幅2005493.285.585.760.3362006585.5393.336.270.0892

14、007692.490.677.640.2172008789.32112.767-0.0832009780.72100.417.780.111数据来源：世经未来整理四、天然气及1NG行业技术发展趋势(-)地下储气库技术的应用与展望地下储气库的历史可以上溯到20世纪初。1915年。加拿大建成世界上第一座地下储气库。到目前为止，全世界有地下储气库550座左右，可以进行调峰的气量约3500X108m3o这些储气库分属不同国家的逾IOO家公司，其中既有储气量超IoOOX1o8n3的天然气上下游一体化的大型跨国公司，也有仅单纯经营1-2座地下储气库的小公司。由于地下储气库在调峰和保障供气安全方面具有不可替

15、代的作用和明显的优势，因而越来越受到许多国家的重视。相关资料显示，全球10%左右的天然气用气量由地下储气库供应，西欧国家和俄罗斯分别达到20%、30%O就国际上储气库发展趋势看，欧美国家正在不断加大储气库的建设力度，增大储气量，除了常规的调峰应急需要外，已经开始研究建立天然气的战略储备课题。美国已经就长输管网地下储气库建立相关的法律，欧洲国家也有立法的趋势。中国的地下储气库建设起步较晚，20世纪70年代在大庆油田曾经进行过利用气藏建设地下储气库的尝试。20世纪90年代初，随着陕京天然气输气管道的建设，为确保北京、天津的安全供气，国家开始加大力度研究建设地下储气库技术。2000年11月，我国首次在大港油田利用枯竭凝析气藏建成了大张坨地下储气库，总库容达到46.0X10A总可利用气量为20.0X103左右，日最大供气量近2000101m3o2003年利用气量为7.6103,占陕京输气管道年销售量的28%o2006年冬季高峰期，该地下储气库每天向北京供气逾1600101m3,弥补陕甘宁天然气的供应量缺口。而当前国内储气库能力远远不足。我国目前投用的储气库仅有6座，由中石油投资建设，目的为保证北京市场天然气供应。设计储备气量30亿立方米，调峰能力只有14亿立方米,仅为全年总气量的2.2%左右。而美国有400多座地下储气库，库存量占美国全年天然气消费量