1、简介
1.1项目背景和目标
印度尼西亚是世界上最大的LNG出口国，也是第六大气体生产国。目前估计其气体储量为190 TCF〔十亿立方英尺〕。然而许多气源的开发和生产利用不经济，如Natuna East气源或一些与石油一起开采出的伴生气。
在油气法规〔2001年法规22〕下气体部分实现自由化，印尼和全球的气体需求增加—如石油燃料的价格急剧增加，今年年初原油井口价格约70美元／桶—印尼石油燃料的津贴减少，因而印尼气体开发、国内利用和出口的前景良好，这些是通过LNG和管道实现的。
目前，约9TCF的气源是以伴生气形式存在。图1·1显示印尼气体下部结构和气源分布。
印尼在生产石油的过程中有大量伴生气被放火炬烧掉。以2003年的数据为准，气体放火炬的总量印尼在所有国家中排第四位，而每生产一桶原油气体排放火炬的量印尼排第三位。2004年有很好的改善，但减小放火炬的空间仍很大。
火炬排放将导致全球变暖，且从经济上浪费了有价值的资源。2002年，世界银行建立全球性减小气体排放组织（GGFR），支持国家和石油工业降低气体排放。当前该组织包括：
●世界银行
●国际油气生产者
●国家：包括印尼、挪威、美国等
印尼在2003年下半年加入GGFR组织。对以印尼来说GGFR的目标就是减少除排放外气体利用的关键障碍。*原文第六页*
*原文第24页*
3、应用技术评估
放空和市场数据报告识别五种应用技术：
●发电
●管道输送
●压缩天然气
●液化天然气
●液化石油气
由于液化石油气中气体含量仅5-10%，仅在与其它利用技术一同考虑，以便提高该技术的经济吸引性。
该技术筛选的目的是比较技术方案而不是证明一定项目是可行的。
3.1输出价值
发电的收益取决于发出电的价值。其它收益的价值取决于能用于生产的天然气价值。每种技术方案按顺序讨论如下：
3.1.1发电的价值〔略〕
3.1.2天然气生产价值
天然气经济评估方法取决于它是可买卖的〔通过LNG或国际管道买卖〕或不可买卖的。
如果是LNG，可买卖的气体按FOB价格〔离岸价格〕进行经济评估。液化成本小。如果是管道气则按照国际输送点的税前价格计。气源可靠时印尼LNG长期合同价为9美元／mmBTU。假设气体组分如下文4.1.1所述，气体液化成本约1美元／mmBTU，则可买卖气体的经济价值约10美元／mscf〔百万立方英尺〕。
经济评估不可买卖天然气的标准方法是根据与不同的可买卖原料提供相同服务的成本返回计算。只有当气体特定应用被辨认时才能使用返回计算。在该种情况下，我们对于所有消费和可能利用中能利用气体的选项进行考察〔管道、CNG和LNG〕。返回计算不适用于下列情况：如有过多的气体应用或预想有相应的可买卖的替代燃料。
如果我们假设一种最高价值的不可买卖使用，如发电，并准备返回计算，我们将达到与可买卖估价几乎等同的价值。参考3.1.1节，发电的边际成本为0.036美元／kWh，原油的价格为28美元／桶，对此进行校正：假设发电的边际成本为0.090美元／kWh，原油的价格为70美元／桶，假设气体气体组分如下文4.1.1所述，开环效率为38%，则返回计算的值为11.50美元／mscf。
即使印尼去年后半年放宽燃料价格，生产者和消费者在相对部规范的环境下直接谈判价格，据印尼最大的PSC可靠消息消息称国内一些井口气体合同价为5美元／mmBTU，在世界油价高涨以前许多协议价格更低。该定价与国内大部分气体没有用于如发电的高价值活动一致。〔国内气体消耗总量的40%仅用于发电，国内主导应用是用于石化和化肥进料〕。假如显示这一点与国际基准有关，则价格与Henry枢纽处的价格一致，此时原油价格为70美元／桶。
未了反应气体价值随着时间的变化，我们将气体价格与原油价格做比较。在自由化市场如美国，这些价格很好地被关联，并反应出他们作为替代品的功能。图3.1显示美国井口气体价格与原油价格的关系，1986年价格指数均为1.0，随后气体部分正在被自由化。在二十世纪八十年代末期，气体市场仍处在发展阶段，到二十世纪九十年代，气体市场发展到一定阶段，此时气体价格紧跟原油价格，且滞后约一年。
图3.1 美国原油价格与天然气价格关系〔略〕
因而两种情况下与70美元／桶原油价格相对应的天然气价格分别为6美元／mscf和11美元／mscf。该分析假设这些气体估价将跟踪预测的原油价格。预测价格在表3.2中提供。该预测反应原油价格遵循一种长期上升趋势，如图3.3历史数据所示。
3.2技术成本
技术成本起源于大量的工业来源。在一些案例中，不同项目的安装成本将作为一个数据点，来证实预期关系，如处理气体量与特定设备成本的关系。
该分析包括下列技术的成本。在该分析中，假设气体部含硫，则无需脱硫装置。
发电机组；假设采用往复式气体发电机，对于小型气体发电的机组，这是印尼通用的技术选择。可选取不同的供应商。安装成本〔负荷除外〕与处理量的关系如右图所示。假设特定的燃料消耗为8.83scf/kWh〔0.23Nm3/kWh〕，年运行和维修成本是设备成本的5%。
电源：假设采用20kV的电源线，根据所在的位置和需要的处理量，PLN预算为每千米8,000到35,000美元.此处假设为20,000美元/千米。
压缩〔压缩到30bar〕：需要进行压缩，将从原油中分离出的气体压缩到一定压力以便进行管道运输或其它处理如变成CNG或LNG。压缩成本如右图所示。
脱水：需要进行脱水，将气体物流中的水分脱除，满足管道传输技术要求或LPG、CNG和LNG处理工艺的要求。脱水单元的安装成本如右图所示。
深冷：深冷包括使用压缩冷却系统，除去气流中的冷凝物，以便满足管道传输技术要求或LPG、CNG和LNG处理工艺的要求。深冷单元的安装成本如右图所示。
管线：假设所有情况下采用6英寸管线，气成本为每千米120,000美元。对于各种管线，年运行和维修总成本的5%〔包括压缩、脱水等的成本〕。
入口计量和控制：输入端的计量和压力流量控制成本假设为50,000美元/mmscfd。
接收设施：管线出口端到传输关系的接收设施成本假设为50,000美元/mmscfd。
CNG压缩：CNG即将气体增压到约3000psi。这需要其它的压缩。该压缩的能源消耗假设为气体物流的1.6%，年运行和维修总成本的5%〔包括压缩、脱水、深冷等的成本〕。CNG压缩成本假设为397，500美元/mmscfd。
CNG储存：CNG储存罐的cif〔到岸价格〕假设为1125美元/mscf。假设在生成地点需储存一天，在消费地点储存三天。
CNG运输：CNG运输成本包括装车站和槽车的成本。由于运输与LNG相同能量的CNG,，其体积更大，每mmscf-km的运输成本CNG比LNG更贵。
所需槽车的数量取决于运输距离和运输量。右图显示不同运输距离下CNG运输成本，它是气体运输量的函数。
LNG液化：目前可以选取大量的天然气小型液化技术，并在全球进行商业应用。假设20%的气流用于工艺运行。假设年运行和维修成本为总成本的5%，右图显示液化成本。
LNG储存：由于燃料的密度更大，LNG储存成本远小于 cng的储存成本。右图显示LNG储存成本是气体体积的函数。
LNG再汽化：一旦运出去后，LNG必须又从液态转化成气态。右图显示LNG再汽化成本是气体体积的函数。该成本包括在运输地储存2天。
表3.4总结了研究这些成本关系的数据来源，表3.5总结了每种技术假设的成本组成。
3.3评估结果
用于比较技术的模型在附录D中提供，并列出了该分析所采用假设的其它说明。
图3.6显示气价为6美元／mscf的筛选结果，图3.7显示气价为 11美元／mscf的结果。不同案例下，所示的距离为发电、管道运输和CNG/LNG各种选择所对应的假设距离，且均存在电源线、管线或平均运输距离。〔请注意NPV发电站到现有分配管线的距离3km实际上的距离等于30km。〕
该分析建议如下：
●对于低的气价，在整个运输距离和气体体积范围内，发电比其它技术有优势。发电方案不同距离之间的成本差值很大，因而一般在生产地点发电，并通过电线传输，而不是铺设管线，将发电站靠近负荷中心布置。
●对于高气价，在整个运输距离和气体体积范围内，管道输送和发电比CNG和LNG占优势。管道输送和发电的排列顺序取决于输送距离。
●只有在更高的气价，CNG才能与LNG竞争。CNG更大的储存成本和运输成本了其竞争性。
●这些发现与预测一致。CNG一般限于运输燃料的特定应用。对于此处考虑的远距离,LNG从未与管道运输竞争。管道输送和发电哪个更优先取决于输送距离。
4现场定量筛选
4.1基本假设
4.1.1气体组成
不同的油气田气体组成不同，然而为了进行该定量筛选，我们假设一个基准的气体组成，以方便评估气体脱硫、LPG生产和潜在脱重烃的技术要求。图4.1假设不同C3+C4等级的基准气体组成。基本案例是井口C3+C4含量为5%，处理后C3+C4为0%〔贫气〕，并进一步假设H2S可忽略。
对于通过爱定量筛选的油田，我们将查找其气体组成。
4.1.2经济评估
