边远井天然气液化回收技术中期答辩2概要.ppt

3.4 方案比选 原料气设计参数： H2S----150mg/m3；CO2----2%；N2----5%；CH4----85% C2----5%；C3----2%；C4----0.5%；C5及以上----0.5%；Hg----100μg/m3 ；井口压力30MPa左右，井口温度20～30℃。 凝析气田单井产气量在5×104m3/d左右，因此本次工程建设设计规模为5×104m3/d的小型装置，装置采用撬装化设计、标准化采办、模块化施工。装置设计操作弹性-50%～110%，年操作时间8000h。含水轻烃直接外运至已建气体处理装置处理。同时根据单井开井实际生产情况，单井产量小于开发预安排，递减比预测的增快，所以增加3×104m3/d规模处理装置，适用于小型边远气田开发生产。 4.1 4.1 各种条件 4.2 模拟 4.2 模拟 4.2 模拟 4.2 模拟 4.2 模拟 1、建设规模 根据西北油田分公司2013年天然气井产能的单井配产以及天然气单井产量递减情况，确定建设2套LNG处理装置，规模分别为3×104m3/d和5×104m3/d（操作弹性为-50%～110%），分别适用于小型边远气田开发和新井试采。 2、主要工艺技术 （1）选用甲基二乙醇胺（MDEA）脱除CO2和H2S。 （2）采用分子筛作为脱水吸附剂，载硫活性炭吸附脱汞。 （3）选用丙烷预冷混合制冷剂液化工艺（C3/MRC）。 4、结论 项目建成后，将使西北油田分公司边远井区放空天然气得到回收利用，避免资源的浪费，同时也减少环境污染，具有较好的社会效益。该设计方案可以在其他边远井上使用，效果显著。 4.3 分析总结 4、主要技术经济指标 （1）投资 5×104m3/d的LNG处理装置项目总投资6089.89万元，其中建设投资5814.36万元，建设期贷款利息136.55万元，流动资金138.98万元。 3×104m3/d的LNG处理装置项目总投资5279.96万元，其中建设投资5079.77万元，建设期贷款利息119.30万元，流动资金80.89万元。 （2）经济评价 5×104m3/d的LNG处理装置效益评价结果为税前、税后内部基准收益率28.57%、23.05%，所得税前、税后财务净现值为5,188万元、3,319万元。 3×104m3/d的LNG处理装置效益评价结果为税前、税后内部基准收益率16.43%、13.62%，所得税前、税后财务净现值为1,128万元、397万元。 本项目所得税前、税后财务内部效益率均大于行业基准收益率，财务净现值大于零。说明项目盈利能力能够满足行业要求，项目在经济上是可行的。 （3）风险分析 按内部基准收益率IRR=12%反算5×104m3/d的LNG处理装置LNG出厂价2099元/t，具有较强的抗风险能力，3×104m3/d的LNG出厂价3038元/t，LNG出厂价是最敏感的风险因素，积极拓展价高运距短的市场。 面临的问题 拟解决办法 研究工作 软件模拟优化，研究内容加深。 在不断调整的过程中进行研究，尝试寻找最优答案。 论文撰写 总结工作，并进行研究内容细化 写出一篇符合工学硕士的论文。 与导师多沟通， 阅读相关的硕士论文，不断对论文初稿进行完善。 1、边远井天然气回收方式理论研究 √(1) 管道，CNG，LNG的运输对比研究 √(2) 管道，CNG，LNG的储存对比研究 √(3) LNG在回收边远井天然气中的优势分析 2、边远井天然气液化工艺研究 √(1)天然气液化工艺对比分析研究 √(2) 边远井天然气净化回收工艺流程对比设计 √(3) 边远井天然气液化回收工艺流程对比设计 √(4) 边远井天然气回收关键设备比选 1.3 主要研究内容 3、边远井天然气工艺流程数值模拟 √(1) 边远井天然气液化回收参数确定 √(2) HYSYS模拟边远井天然气回收工艺 √(3) 边远井天然气回收的经济评价 4、边远井天然气回收的撬装设计 (1) 边远井天然气回收技术撬装化设计 (2)边远井天然气回收技术模块化安装 (2)边远井天然气回收技术一体化维护 (3) 边远井天然气回收的互联网＋模式 2、完成可能性 Thank you 请老师同学 批评指正！ 专业方向：XXXX 汇报人：XXX 2016年1月 中国近年来一直在努力开采边远井天然气，新疆的塔河油田的西北油田分公司近年来天然气增长较快，新井试采评价及边远小型天然气区块的开采，大多采用拉运生产，天然气放空，为减少放空，满足凝析气田开发的需求，提出需要建设小型撬装化的回收装置，提高经济效益，保护环境。 1.1 问题的提出 国内外对于天然气处理方案多种多样，但是对于边远井天然气回收技术针对不同气