第二章  项目提出背景及必要性
2.1 项目提出背景
2.1.1 政策支持
我国的油田伴生气行业已经具备了较为完善的基础条件，良好的社会经济环境，广阔的市场空间，完善的工业配套体系，国家历来重视该领域的发展，相关引导和鼓励性政策频频发布，为行业发展注入政策动力。
《天然气发展“十三五”规划》中第十一条，积极推进天然气高效利用中提到：研究修订《天然气利用政策》，完善交通领域天然气利用技术标准，加强加注站规划建设，积极发展以天然气为燃料的交通工具，鼓励发展天然气调峰发电和冷电热三联供。第十四条：切实加强煤炭清洁绿色开发利用，限制开发高硫、高灰、高砷、高氟煤炭资源。《天然气发展“十二五”规划》中强调的环保措施第四条：大力推广油田伴生气和气田试采气回收技术、天然气开采节能技术；第二节中第四条指出：对于远离天然气管网设施，初期产量较小的勘探开发区，建设小型 LNG或 CNG 利用装置，防止放空浪费。在《产业结构调整指导目录（2011 年本）》第七项，石油天然气的常规开采被列为鼓励类，并且明确指出油气田要提高采收率技术、安全生产保障技术、生态环境恢复与污染防治工程技术开发利用。
今年3月底，国家发改委、工信部、全国工商联等部门联手出台了《关于推进东北地区民营经济发展改革的指导意见》，确定经过五年左右时间，初步形成具有东北地区区域特色的民营经济发展新模式，建立新型政商关系，使民营企业的市场经营和投资环境显著改善。再推进东北央企、国企混合所有制改革的同时，加快培育壮大民营经济，尤其是培育一批充满活力的中小微企业，尽快实现东北地区企业所有制结构的多元化 搞活民营竞技发展，加码民营投资力度，是新一轮东北再振兴的重要所在。
以上政策对行业发展指明了方向，各项政策直接或间接的表明了行业产品的重要性，行业企业将受益于以上政策。本项目政策背景利好。
2.1.2 本地区生产现状
吉林油田采用自然能量和注水开发相结合，其中部分区块原油中溶解气含量比较大，油井含有丰富的套管伴生气，单井平均日产套管伴生气15000-20000m3，并且气质属于低含硫、低含水类型，是典型的高饱和油田。伴生气在发电、站内锅炉用气、车用CNG采暖等方面已经得到了充分的利用，但仍有大量的伴生气被无效放空（放空气量约1.5×104m/d），造成了严重的资源浪费和环境污染。
天然气属于不可再生资源，在能源构成中非常珍贵，积极有效利用天然气就显得尤为重要，但仍存在各种油田伴生气燃烧放空，既造成了一定的能源浪费，又可能带来环保问题。回收这些伴生气，可以用作油田加热炉的燃料，节约燃油，也可以通过发电机发电，节约电力能源，也可以通过CNG销售，增加收入。随着对清洁能源需求量的不断增大，将油田伴生气回收，合理利用资源，减少环境污染，已经成为油田节能创效的增长点，引领“十三五”清洁能源发展的重要课题。
2.2 项目建设必要性分析
2.2.1 促进我国油田伴生气回收利用产业快速发展的需要
油田伴生气回收技术实践相对较少，且发展空间很大，项目的实施为油田伴生气回收进一步提供了实践应用经验，在实践过程中不断提高回收技术水平，完善产业链条，促进产业快速发展。
2.2.2 加快当地高新技术产业发展的重要举措
“十三五”期间是全球战略性新兴产业的孕育和爆发期，是高新技术产业的新一轮高速增长期，项目建设地早已开始着力推进传统产业高技术化、发展技术密集型产业，大力培育战略性新兴产业，为推动经济发展提供有力支撑。
高新技术产业引领发展方式转变的示范作用日益突出。该项目的建设将对当地进一步加强科技创新并不断调整优化产业结构起到积极作用，将大力发展低消耗、低排放、高效益的高新技术产业，着力改造提升传统支柱产业，着眼市场需求和产业发展方向，研发具有自主知识产权和市场竞争力的重大战略产品，提升重点产业的核心竞争力，推进节能减排和环境保护，为当地经济社会发展方式转变发挥示范带头作用。
2.2.3 满足我国的工业发展需求的需要
遵循 “十三五”破解发展难题，厚植发展优势，树立并切实贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念。
2.2.4 符合现行产业政策及清洁生产要求
本次“吉林油田红岗采油厂湿气回收项目”符合现行产业政策和地方发展规划。项目建设采用了先进的工艺技术和设备，符合清洁生产要求，各项污染物能够达标排放，污染物排放总量控制方案符合当地环保要求，区域环境质量影响不大，环境风险可以接受。拟建项目将严格执行“三同时”制度、严格落实本报告书提出的各项环保措施。
2.2.5 提升企业竞争力水平，有助于企业长远战略发展的需要 
随着近年来我国油田伴生气回收利用行业的蓬勃发展，项目企业依托当地得天独厚的条件开发优势资源，深挖潜力提升项目产品的生产技术水平，本次“吉林油田红岗采油厂湿气回收项目”将充分发挥技术领先优势与人才优势，通过企业技术改造提升技术水平，购置先进的技术装备，采用规模化生产经营，提升企业市场竞争力，充分利用本地资源，以研发和生产放空天然气回收利用为主，促进企业可持续性发展，有助于企业做大做强油田伴生气回收利用产品的生产主业，延伸企业产业链条，促进产业集群发展方面实现突破。通过本次项目的实施，项目公司将获得较大的经济效益和社会效益，还将带动当地高新技术产业的进一步突破，促进当地国民经济的可持续发展。
另外，本次项目建成后还将大力引进国内最先进的生产设备，建设设施完善的现代化车间，此举是项目公司长远战略规划中极为重要的一环，关系着企业未来的发展能量，因此本次项目的提出适时且必要。
2.2.6 增加就业带动相关产业链发展的需要
本项目除少数管理人员和关键岗位技术人员由企业解决外，新增员工均由当地招工解决，项目建成后，将为当地提供大量就业机会，吸收下岗职工与闲置人口再就业，可促进当地经济和谐发展；此外，项目的实施可带动相关行业上下游产业的发展，为提高我国综合国力产生巨大而深远影响，对于搞活国民经济、增加国民收入、提高国民生活水平有着非常重要的意义。
综合以上因素，本项目建设十分必要。
2.3 项目可行性分析
2.3.1 政策可行性
项目政策条件利好，为企业及所在地区实现高速可持续发展提供了良好契机，为当地高新技术产业发展争取国家优惠政策、项目、资金等的支持带来新的机遇。
在国家及项目当地政策的倾斜和政府的大力扶持下，科技、资本、人才等资源将得到进一步整合，从而为该项目创造了良好的政策环境。因此，本项目属于国家鼓励支持发展项目，符合国家大力发展产业链的战略部署，项目建设具备政策可行性。
2.3.2 市场可行性
本项目完成后，将提高我国油田伴生气回收利用技术的研究水平，推进先进技术的产业化，有力推动我国油田伴生气回收利用事业的发展，创造出巨大的经济效益和社会效益。“十三五”时期，伴随着政策、技术和渠道逐步成熟，油田伴生气回收利用将进入一个全新的发展高峰时期，整个行业发展前景看好，该项目发展具备市场可行性。
2.3.3 技术可行性
项目公司拥有一支作业技术纯熟、诚实敬业、年富力强、精干高效的技术人员和生产操作队伍，项目产品技术及质量均达到国内领先水平，产品适合中国国情，适销对路。同时，项目公司还将着重对项目产品的生产技术进行研发，结合当前放空天然气回收利用材料市场需求，不断提高产品生产技术水平。因此，本项目建设在技术上可行。
目前，项目公司已做了大量前期准备工作，同时拥有国内一流的技术队伍，资金实力及人才优势较强。根据项目发展需要，整合国内优势资源和研究力量，建设一条油田伴生气回收利用生产线，将打造成吉林省乃至国家高科技产业基地。本次项目建成后将紧跟国内国际先进技术发展脚步，不断缩短技术更新周期，对生产各环节进行全程质量控制，确保本项目技术水平的先进地位。
2.3.4 管理可行性
项目公司为实现跨越发展，公司坚持“技术领先，管理高效”的指导思想，不断提升公司管理水平。根据项目建设的实际需要，专门组建机构及经营队伍，负责项目规划、立项、设计、组织和实施。在经营管理方面将制定行之有效的各种企业管理制度和人才激励制度，确保本项目按照现代化方式运作。
2.3.5 财务可行性
经测算，本项目各项财务盈利能力指标较好；财务生存能力分析显示企业有确定的财务生存能力；不确定性分析显示本项目具有较强的抗风险能力。综合而言，本项目对区域经济及下游行业发展都具有明显的积极作用，经济效益和社会效益明显，项目经济合理、财务可行。
第三章 市场分析
3.1 产品分析
3.1.1 天然气生产现状
2012年10月24日，世界银行下属减少天然气燃烧全球伙伴关系组织(GGFR）发布，全球每年白白烧掉1400亿m³天然气，分别超过欧洲最大天然气消费国和生产国消费和产量的1/3，燃烧放空天然气产生的碳排占全球工业排放的4.5%。包括俄罗斯、美国、中国在内的全球20个国家燃烧放空天然气是加剧气候变暖的重要原因，每年有价值500亿美元的天然气被白白燃烧。此外，世行要求到2017年相关各国政府和企业将放空天然气燃烧量再减30%，因此减少的二氧化碳排放相当于6000万辆汽车年排放总量。单一油气井微小的放空量，日积月累也会形成惊人的浪费。
同时，“供不应求”几乎是近几年国内天然气供需关系的常态，在天然气供应日趋紧张的形势下，国内开始重视这种浪费。在吉林省勘探开发天然气的企业主要有两家：中国石油吉林油田公司和中国石化东北油气分公司，其中中石油占据开采量的75%。吉林省内的储藏区块比较多，但储量大小不一，部分气田储量不断有探明新增储量，但部分已经呈现枯竭现象，今年产量快递下降。目前开采的天然气以油田自用为主，余气外供周边市场。吉林省境内约有23个气田，吉林探区天然气地质储量约1.4×1012 m³，近年来，在长岭地区发现大中型天然气田，但天然气中二氧化碳和氮气的比例较高，须净化处理才能向下游市场供应。而省内天然气供应紧张、下游用气量日益增加。集气区所辖油田地面建有完善的天然气集输系统，油井产出气液集输到接转站或联合站后，通过站内分离缓冲罐进行气液分离，含水原油输送到原油处理系统处理，天然气输送到天然气处理站。非集气区地面系统没有独立的天然气集输系统，油井产出液中伴生的天然气随油井产液通过集油管道输送至计量或接转站，采用分离缓冲罐进行气液分离，分离后的含水原油外输至联合站处理，脱出的天然气作为加热系统的辅助燃料，富余的天然气通过天然气发电机发电或放空燃烧。按照目前的油田开采阶段，每天开采出来的天然气有70万m³左右，而其中燃烧放空掉的天然气大概有十几万方。对于重视原油产量的开采企业，这样悬殊的油气产量比例让人十分烦恼。由于燃烧放空的天然气使得气温升高，所携带的污染物对当地农作物影响也很大。不管是陆地还是海洋的油气田，放空天然气都会对附近生态造成不同程度的影响。
基于以上严峻形势，天然气的合理开采和利用就显得尤为重要。三大油公司重视放空天然气的回收问题。中石油下属的新疆陆梁油田利用放空天然气的发电，满足了陆22井区的动力需求，也解决了石南21井区前期开发评估的供电问题；中石化通过燃气压缩机处理天然气回注到调储罐并注入井下再利用，提高了石油采收率；中海油则采取压入海底天然气管网外输的方法处理放空的天然气。
东北地区的大庆油田，近两年来走可持续发展道路，积极探索放空天然气的回收利用效率，并且已经初见成效。截至目前，每天可回收天然气10万m³，经济效益显著。
虽然国内部分油田已经意识到这一领域的经济社会效益，并取得了一定喜人的成果，但国内大部分地区对于伴生气的处理还不够完善，多数应对办法是检测伴生气中所含硫化氢的含量，含量低则直接排放至大气或者燃烧，造成很多不必要的浪费。 天然气放空量同时受到下游承载能力的影响，下游天然气处理厂消纳能力有限，扩容困难。伴生气利用率的提高，需要在伴生气生产的全过程进行研究和优化，综合考虑生产实际，因地制宜采取各种技术革新措施，全面提高伴生气的回收率和利用率。
3.1.2 天然气放空类型
通过统计调查和分析，对于暂不能进人集输管网的放空天然气，通过天然气发电、生产加热等主要途径，实现了对大部分富余天然气的有效利用，但每天仍有大量零散天然气燃烧放空，造成资源浪费，待回收利用。根据类型可分为三种类型：场站放空、套管气放空、零散井放空。
l、部分场站富余气量放空
场站放空是指天然气已经经过集输管线进行收集到计量站或转油站，在该站无气处理及外输设施而造成的放空。
2、部分油井套管气放空
仅在部分油井安装了套管气定压回收装置，部分采油厂仍有油井套管气长期放空，造成天然气资源的浪费。
3、边远零散井伴生气放空
随着油田的进一步开发，零散井、探井数量不断增多。由于远离集输管网和油气集中处理站，且伴生气产量较低，不能满足加热系统需求或天然气发电需求，就地燃烧。
3.1.3 零散天然气回收方式
未利用的零散天然气分散且量小，由于经济效益的关系，不适宜铺设管网外输。针对伴生气来源的不同和组成特点，需要采取不同的回收装置和工艺来进行回收利用，可采用天然气发电机组扩容、定压放气阀套管气回收、CNG装置等措施，减少天然气放空量，提高天然气利用率。
1、天然气发电回收
天然气发电机是以天然气为主燃料并将热能转换为电能的动力机组，具有节能、降耗、环保等优点，特别是利用油田伴生气发电，不仅利用了这部分资源，还保护了环境。
2、定压放气阀回收
定压放气阀是安装在油田井套管出口管汇上，实现油气集输、调整油井套管压力、控制合理电泵沉没度，用于回收油井套管产生的伴生气的一种阀门。当气体聚集达到放气阀设定压力时，气压顶开阀杆，套管气向外排放，套压下降。
3、CNG装置回收
CNG装置回收是将油井生产的天然气压力控制在要求范围内进入分离器进行气液分离，分离出的天然气再经过滤器，除去部分泥沙等固体之后进人干燥撬吸附脱水(露点低于-35℃），再经压缩机压缩至20MPa进入CNG转运拖车外运。回收快速、灵活、便携，且可直接运送至客户端使用，成为利用零散伴生气资源的首选，有较好的应用前景。
3.2 本地市场分析
1、本地油田伴生气现状
吉林油田每年可能出现上百口井由于气量小，不能搭建管道而遭到遗弃，积少成多造成了巨大的浪费，非常可惜。
经过调研，目前吉林油田在英台、德惠、伊通、孤店等地区有15口井可以作为零散气进行回收利用，其中前郭县2口，农安县3口，长春市兰家镇1口，镇赉县3口，前郭县套浩太乡2口，双辽县2口，长春2口。15口井初期日产气能力8.5万m³，单井产量0.3-1.5万m³。其中，有7口井可直接回收，其余8口井需要进行井下作业后回收利用。按照产量大小、回收难易程度，分四中类型进行处理。 
2、本地市场预测
（1）本项目的实施将引领区域支柱产业，在目前的经济形势下逆势而上。经调研本地油田单口井开采成本约在1000万元左右，15口井成本价格大约在1亿多元。巨大的成本代价付出了，却面临或报废或闲置的境遇十分可惜。15口井日产气量8.5万m³，按照目前的市场价格，每天有价值10万元，一年就是3500万元、远期估值在3.5亿元的伴生气被白白烧掉或放弃。即使是单口油气井微小的放空量，日积月累数字也相当可观。如果加以回收利用，按照目前的天然气市场价格，可以创造日产近10万元的经济效益，这一块新的经济增长点也将为油田创收增效、实现可持续发展提供良好条件。
（2）伴生气对地区生态环境的承载力构成巨大威胁。近年来，随着大环境的变化，受各种因素影响，本地区空气质量日益受到影响，放空天然气所产生的二氧化碳排放量相当于  辆车的排放量。绿色开采油田伴生气越来越显得重要而有意义。
（3）利于本地区高新企业发展，带动下游市场发展，完善产业链条，增加新的经济增长点，增加就业，解决社会压力。
（4）巨大的经济效益必将带来丰厚的税收收入，减轻社会压力，促进实现和谐社会。
综上所述，放空天然气回收市场前景广阔，利润空间可观，国家优惠政策扶持，经济效益与社会效益显著。回收零散天然气是解决环保问题、实现双赢、带动产业发展、利国利民的好事、实事。
3.3 零散天然气回收经济效益分析
3.3.1 场站和套管气放空回收经济效益
天然气发电、作为燃料加热已是伴生气利用的重要和成熟的途径，经济效益十分显著。
3.3.2 边远零散井放空回收盈亏平衡点分析
CNG装置回收技术在国内外已较为成型，针对零散井天然气放空也开始应用此项技术。可通过盈亏平衡点分析其经济效益。盈亏平衡点分析又称保本点分析，它是根据投资项目生产中的产销量、成本和利润三者之间的关系，测算出项目的盈亏平衡点。一般说来，盈亏平衡点越低，项目盈利机会就越多，承担风险的能力就越强，盈亏平衡点越高，项目盈利机会就越少，承担风险的能力就越弱。按产品销售量计算，盈亏平衡点的计算公式为E =CF/(P—cv）其中E为盈亏平衡点，CF为固定成本，P为产品销售单价，CV为单位产品变动成本。
对于零散井放空回收项目的收益，模拟条件如下：
1）压缩机采用天然气压缩机:排量1000 Nm3/h；每天产气24000 Nm3。
2）CNG销售单价：2.0元/Nm3；
3）气源采购价格：0.83元/Nm3；
4）人工成本：（200×15）÷24000=0.13元/ Nm3
5）固定费用：0.5＋0.02+0.02+0.3=0.39元/ Nm3
其中：设备折旧费：500万÷12÷365÷24000 =0.05元/ Nm3；设备运行耗材费(润滑油等）：0.02/ Nm3；设备平均大修费：0.02/ Nm3，电费：0.3/Nm3。
通过计算，得出每标准m³天然气利润为2.0-（0.83+0.13+0.39）=0.65元。
每天回收24000 Nm3×0.65=15600元。
3.4 市场分析结论
本次“放空天然气回收利用项目”的建设符合国家产业导向，顺应了国家推动高新技术产业发展、大力发展节能环保产业的引导方向，属于国家大力鼓励发展的范畴，建设条件十分良好。项目充分具备了国家、省、市社会经济发展的可持续性，实施是可行的、可靠的，经济效益和社会效益是可观的。本项目的建设将为当地开辟新的经济增长点，而且还可促进当地相关产业的发展，从而带动和促进当地国民经济的全面发展和社会进步。对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极作用。
可见，本项目的实施优势明显，市场前景十分广阔。
 
​ ​略……

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