外文翻译天然气运输现状与未来.doc
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1、SPE 114935天然气运输:现状与未来J. Rajnanth, K. Ayeni, and M. Barrufet, SPE, Texas A&M UniversityCopyright 2008,Society of Petroleum Engineers摘要天然气是一种具有多种用途的无污染、清洁型燃料。只有十几个国家的产量占全球产量的84%,因此天然气的使用权在国际政治和经济上已成为一个重要因素。天然气密度小,天然气使用的主要困难是运输和储存。尽管如此,这些年天然气产量已取得大幅度增长。这是由于具有大量天然气储量,天然气广泛使用;其燃烧发电的二氧化碳排放量也是很少的。在过去,石油生产过
2、程中回收的天然气并不是以盈利为目的卖掉,而是简单地燃烧。现在在许多国家这种浪费行为是违法的。埋地管道高压输送是天然气输送最常用的方法。此外,现在许多国家意识到在未来将天然气以LNG、CNG或其它运输方法输送给终端用户,可获得其价值。目前许多情况下将天然气回注地层,以获得最终采收率。在天然气供应链中,天然气运输扮演一个非常重要、关键的角色;最大的挑战是在无环境风险的前提下,将天然气以最低的成本输送给市场。在选择天然气运输方式时市场的再气化是很重要的。本文综述、分析和提供了一些关于目前和未来天然气运输方式的想法。从油气田到市场,输送天然气的方式有管道输送、液化天然气输送、压缩天然气输送、天然气固体
3、(水合物)输送、气体液化输送、气体管线和其他天然气商品输送。本文概述了目前天然气运输方式面临的挑战,讨论借助新的技术或新的天然气运输方式进行改良的可能性。文章的另一个重点是强调和比较影响不同天然气运输方式的的关键因素,这些因素有经济、市场、气体密度、环境风险和再气化问题。序言 从生产地区到消费地区,有效的天然气输送需要大规模、复杂的运输系统。在许多情况下,产自单井的天然气将运行很长的距离到达其使用的地点。天然气运输与其储存紧密相连,当不需要正在输送的天然气时,将其注入储存设备,以备使用时用。 过去影响天然气运输方式的因素有天然气储量、天然气销售周期、与市场间的距离、投资和可使用基础设施以及天然
4、气处理。现在较严厉的环境法禁止燃烧天然气,强烈要求开采伴生气的方法。将天然气输送到市场的可能方法有管道输送、液化天然气运输、压缩天然气输送、天然气水合物输送、气体液化输送、气体管线和其他天然气商品输送。表1所示为不同阶段天然气的运输方式。 天然气储量(2005年)是在6500tcf范围之内,但非常重要的40%也就是2500tcf是滞留气。天然气储量这很少的一部分主要存在俄罗斯、卡塔尔、澳大利亚、阿拉斯加和特立尼达岛。通常大量的伴生气或回注或燃烧,但是现在许多国家禁止大量燃烧天然气。因此须以经济的方式推动滞留气体运输。表1-目前不同阶段天然气的运输方式成熟期发展期将来时管道GTL天然气水合物LN
5、GCNG天然气产品天然气管线管道 这些年管道输送一直是运输天然气最便利的方式。现在管道输送仍是将天然气输送到市场的一个重要的机制。天然气输送系统由一个复杂的管道网络组成,其可以高速、有效地将天然气从产地运输到需求量大的地方。沿管线建立压缩机站,以维持有效的天然气输送工艺。管道直径在656英寸之间。特里尼达65英寸跨岛管道的竣工,使其成为世界上管径最大的管道之一。通常管道的操作压力大于700psig,这取决于管道的寿命和使用的施工材料。美国的管道安装费用从每英里1美元到6美元。实际的价格取决于管径、海上还是陆上、山地或者平原、距离等。 天然气可在地上管道、地下管道和海底管道内输送。内地出口管道通
6、过欧洲、北美。建设天然气管道需要进行大量规划和准备工作。此外,实际建设管道时,必须同时完成若干个允许的管理过程。一系列管道技术如管道材料、安装技术、数据采集与监视控制、监视、自动操作系统,已得到了发展(Verghese,2003)。在世界各个地区正在建设新的管道。表2是一些地区现有的和拟有的天然气管道工程的汇编。天然气管道输送仍然是运输天然气的一种很流行的方式。表2一些地区现有的和拟有的天然气管道工程亚洲中东/北非美国北海/欧洲非洲哈萨克斯坦天然气管道沙迦哈姆利亚天然气管道美国西部天然气管道Medgaz管道-阿尔及利亚-西班牙莫桑比克-南非天然气管道挪威跨亚得里亚海管道阿拉伯天然气管道-埃及到
7、约旦Phoenix地区管道扩大匈牙利-罗马尼亚天然气管道斯里兰卡管道阿布扎比富查伊拉管道希腊-意大利管道通常,天然气管道按其用途可分为三类:(1)集气管道由组成复杂网络的较小互连的管道组成,其用途是将天然气从附近的几个井输送到处理厂或处理设备。在这里,管道通常很短(几百米),管径小。从深水生产平台收集气体的海底管道,也被视为集气管道。(2)输气管道这主要是长距离、大管径管道,使天然气产品在城市、国家、甚至大陆间进行输送。这些输送管网包括管线上若干个压缩机站。(3)配气管线由数个小管径、相互连接的管道组成,将天然气产品输送到终端消费者。配气干线将天然气分配到居民和下游商业。将天然气产品分配到储罐
8、和储存设备的终端管道也属于这组。管道运输工艺管网由数件设备组成,这些设备一起操作使产品从一地输送到另一地。管道系统的主要部分见图1,如下:(1)起点注入站是系统的起点,天然气产品在首战注入管线。储存设备、泵或压缩机通常位于这些位置。(2)压缩机/泵站原油管道沿线设置泵、天然气管道沿线设置压缩机,使产品通过管道。这些站的位置取决于地形、输送产品的类型、或管网的操作条件。(3)断流站/中间站这些设备允许管道操作者分出部分正在输送的产品。(4)截断阀站这些是首次保护管道的管线。有了这些阀门,操作者可以隔断管线任何需要维修的部分,或隔断破裂或泄漏。截断阀站之间的距离通常为20-30英里(48公里),这
9、取决于管道的类型。这些站的位置只取决于输送产品的性质、管道线路和/或管线的操作条件。(5)调压站这是一个特殊类型的阀站,操作者在这里可以释放一些管线的压力。调压阀通常设在下坡侧的最高点。(6)最终接收站/出口站/终端这是将产品分配给消费者的地方。对原油管道来说,它可能是油库;对输气管道来说,可能是与分配管网的连接。图1管道输送示意图 如果管道停工,来自油井的产品、加工和接收终端也将停工。管道输送会面临蓄意破坏、其它人为和自然破坏的风险。普遍认为,小量的储备使用管道是不经济的。经济性 表3所示为世界上一些已计划管道的基础设施。这些编译的数据给出了管道的尺寸、管道长度和预算造价。表3一些拟建设管道
10、的预算管道尺寸/英寸长度/英里费用/百万美元特立尼达拉岛-多巴哥岛176550穿越阿富汗管道5610443,500穿越撒哈拉沙漠天然气管道273410,000哈萨克斯坦天然气管道3,800Medgaz管道-阿尔及利亚-西班牙48/244701,350土库曼-中国天然气管道管网416113,000图2管道预算成本上图是根据表3数据绘制而成。与目前管道的预算成本US3.28百万/英里很相近。这个成本取决于上述几个引用变量。储存能力 通过管道储气的方法,天然气可以暂时储存在管道系统。增加压力可以储存更多的气体。在市场地区高需求时期,可从管道中抽出大量天然气,比在生产地区注入要多。管道储气一般是在非峰
11、值时期实施,以满足第二天的峰值需求。然而,对于传统地下储存来说,这种方法只能提供短期临时的替代。环境 输送易燃或易爆材料的管道,例如天然气,很容易造成特殊的安全问题。管道是破坏行为、蓄意破坏,甚至是恐怖袭击的目标。在战争时期,管道的破坏能严重中断敌人的后勤,所以管道经常是军事袭击的目标。天然气管道是几乎任何一个国家经济发展的重要财产,有必要制定一些政策确保这些财产、管道沿线居民和环境的安全。泄露探测系统对天然气管道系统来说是很有必要的。 还有一些社会问题影响管道的操作。在许多国家,管道盗窃对管道公司来说是个问题。经常会在管道中部发现非法盗窃。在这种情况下,对定位精度的期望很高,探测水平应该在最
12、大流量的2%以下。从沿线巡视到卫星监视,已采取了不同类型的技术和策略。防止管道偶然泄露最常用的技术是计算机管道检测系统。液化天然气LNG 液化天然气即LNG是将天然气转变为液体,方便其储存或运输。LNG是将气体降温至-162左右,其体积是室温下气体体积的1/600。LNG可以海运,也可以陆运。LNG在特定的低温海洋容器或低温道路罐车运输。液化工艺除去氧气、二氧化碳、硫化合物和水。LNG装船,运输到再气化终端,在那里LNG升温,转变为气体。再气化终端通常与储存、管道配气管网(将天然气分配到当地配送公司)或发电厂连接。一个完整的LNG链包括液化厂、低温特压运输船和再气化终端。LNG提供了一个长距离
13、运输天然气安全有效的方式,特别是从管道设施不完善的天然气生产国运输。 天然气液化可追溯至19世纪,当时英国化学家和物理学家Michael Faraday液化不同类型的气体进行试验。1873年德国工程师Karl van Linde制造了第一台实用性可压缩制冷机。在第一家公司意识到天然气潜力期间,1915年Ohio公司在饿坏明州偏僻的地区发现了大量天然气。早在1917年,液化方法就被证实;1920年他们率先发展了天然气管道,将天然气输送到消费者。在19世纪20年代,菲利普斯石油公司创始人Frank Phillips认识到天然气的重要性,其作为有价值流体的副产品例如丙烷、丁烷。 根据1937年开始进
14、行的试验,1941年在俄亥俄州的克利夫兰开始了首次大规模低温液化项目。1945年在试验的基础上开始了第一次从路易斯安那到英国肯伟岛的船运LNG,在肯伟岛英国天然气公司建造了第一个LNG进口终端。1964年英国天然气开始了第一次大规模贸易,当时是英国天然气从阿尔及利亚船运。 第一个商业性质的国际LNG项目是每年40万立方英尺,超过15年的合同期限。LNG供应链包括: 天然气生产将天然气从储层运输到LNG厂的过程 LNG生产由气体到液体的转变 航运使用专业船舶将天然气运输到市场 LNG再气化终端将天然气恢复到气相的转变 天然气利用天然气分配到终端用户已有的工艺技术是康菲石油(优化级联)和电离(丙烷
15、预冷)。新的工艺技术包括:APCI(AP-X)、Linde(MFC)、Shell(PMR)、IFP(Liquefin)(Morgan)。一个广泛使用的工艺是由飞利浦公司发明的菲利普优化级联过程。这个过程包括气体冷却,通过丙烷、乙烯、甲烷制冷的连续水平运行。每个冷却循环可以降低气体的最终冷却温度。液化厂有点像一个巨大的冰箱,里面有巨大的压缩机、冷凝器、压力膨胀阀和蒸发阀。一个单一的液化装置或序列包括几百米耐寒管道。LNG作为液体,加工到一个大气压。通过液化过程去除重烃组分液体,是为了进一步加工。海上浮式LNG生产已经产生,大型浮式生产、储存和卸载设施在未来越来越会有可能。相对于传统的陆上处理厂,
16、海上天然气液化有不同的处理要求。对于大型陆上天然气液化来说,热力学效率无疑是最重要的处理选择因素;而对海上项目来说,其他因素则很重要。热力学效率可能仍然至关重要,然而对海上使用条件例如紧密度、工艺安全性是很值得考虑的。高效预冷混合制冷循环在陆上LNG安装中占主导地位,可能无法满足未来移动的、海上液化项目。以下几表显示进口地区LNG的相关信息。表4大西洋盆地LNG出口国表5太平洋盆地LNG出口国表6中东盆地LNG出口国 目前有近49个已有再气化终端和28个拟建终端。LNG活动正在扩大也将继续扩大。经济性LNG生产与运输所需的最重要的基础设施是LNG厂,LNG厂有一个或多个LNG链,对气体液化来说
17、每一个链是一个独立的组。直到2003年,LNG价格紧跟石油价格。从那以后,尽管石油与天然气的关系依然很强劲,在欧洲和日本LNG价格石油价格低。相比之下,在美国和英国市场,最近天然气价格由于供应和储存的变化先暴涨然后又下跌。价格套利尚未导致区域价格收敛和国际市场的动荡。一直以来,市场是卖方的市场(因此净利润是最好的估计价格)。买方(通过承购责任占据大部分风险)和卖方(通过原油与石油产品的指数占据大部分价值风险)之间市场风险的平衡一直在变化。LNG项目是百万美元的项目。预计各项成本如下所示(Morgan) 表7LNG各项成本下图3根据表4提供的数据绘制而成。图3显示5MMT/y的 LNG加工厂的建
18、设费用接近14.5亿美元。 图3不同处理(液化)能力的LNG加工厂预计成本环境以液体状态存在的LNG无毒、无味、无爆炸性、不易燃。事实上,只有当它气化后与空气混合比例适合时才会燃烧。天然气与空气的混合物只有浓度在5%到15%很窄的范围内才会燃烧。液化天然气的密度只有水的45%,如果溅流出来,它会在水的上部,直到蒸发到大气中。确保LNG安全是数个联邦和州政府(包括美国海岸警卫队)优先考虑的问题。一些环境组织强烈反对LNG的使用。一个(不详)研究提出,加利福尼亚附近拟建造的LNG终端每年排放2500万吨温室气体。在美国西海岸,有超过五个新的LNG进口码头已经提出;环境组织,例如太平洋环境、RACE
19、、Rising Tide已前去反对他们。再气化 再气化终端是非常昂贵的,国家必须考虑这巨大的投资成本。现在船已具备再气化能力。最近船对船的转输已经出现,是指将来自LNG气化容器的LNG转到传统的LNG船。GTW 考虑到许多国家和研究人员,GTW给出了选择。在这个过程中,天然气转化为高压直流电,然后输送到市场。对于海上操作,此时到达海岸线的高功率线很昂贵。因为直流电需要较少的花费,在长距离时推荐使用直流电缆(Watanabe,2006)。对于GTW来说,交流向直流转换技术的发展可以改变整个经济画面。在这个系统中,发电机的关闭不会引起整个生产设施的关闭,特别是在使用伴生气时。如果操作有问题,系统会
20、安全、快速地关闭;相当快、方便的启动。 有一些建议,将天然气从海上油田通过管道输送到陆上,在陆上以很高的效率发电,然后输送给消费者。这种方式有几个优点,包括降低操作成本和风险。 日本石油天然气和金属国家公司(JOGMEC)、日立公司、日挥株式会社、Toyohashi University of Technology和阿拉伯石油公司完成了一个关于GTW系统的研究项目和可行性研究。该项目利用热效率高达50%的、低成本、低排放的GTW,GTW使用燃气轮机联合循环系统(GTCC)。变流电站是必须的,可以完成交直流的相互转变。在这项研究中,完成了实用低成本气体处理设施和新型小的燃烧器的设计。研究成果表明
21、,GTW适用于小型气田和10bcf到1tcf储量的伴生气。GTW使边缘气田具有开采价值,运输的能量损失更小(Watanabe,2006)。 阿尔及利亚现在已经开始研究GTW技术,在未来可能会增加GTW的方案。压缩天然气(CNG) CNG目前在一些国家使用,用汽车运输,作为传统燃料如汽油和柴油的替代品。现在CNG有利于海上天然气的销售,为短距离运输提供了一个有效的方式。压缩天然气在很高的压力下压缩。典型的压力范围是从富气的1800psig到贫气的3600psig。CNG供应链包括: 天然气生产 压缩设施 制冷/船舶装卸设施 运输系统 船舶接收设施 储存设施(如果容器不能用作储存) 下游天然气分配
22、设施CNG在技术上是很简单的,对设备和基础设施的要求很低。已经提出了几个高压和容器技术。文献中CNG的概念包括: Coselle by Cran & Stenning VOTRANS by Enerseas GTM by TransCanada CRPV Technology PNG TechnologyCoselle by Cran & Stenning 这个设计源于Coselle概念,由旋转木马型式的小直径、长卷管道组成(图4)。这个结构允许6-8个单元堆积,也可防止管道损坏。典型的单Coselle由10英里6英寸管径的高强度管线组成,这些管线弯成像卷轴的支撑结构,称其为旋转木马。天然气以
23、3300psig左右的压力储存在管道内。每个Coselle在接近环境温度下可以储存近3.3MMscf的天然气。对每一个容器来说,这是一个非常大的气体量。有若干个Coselle的船的设计(图4)已经开发出来了,范围由16个Coselle航运大约50MMscf气体到144个Coselle航运大约450MMscf气体。 图4Coselle CNG 运输系统() 2006年,世界上第一艘CNG运输船批准建设;从那以后,灵活的CNG船队由具有16、25、84和大量Coselle运输和储存模块的船只组成,并且获得评估。这些船只的储存能力从50MMscf到275MMscf。VOTRANS by Enerse
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