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1、天然气制合成油的技术经济分析杨 波（中国石油乌鲁木齐石化公司，830019）摘要：天然气制合成油（GTL）最近几年一直是业内广为关注的焦点，文章对世界各大石油公司的GTL技术进行了比较分析，从技术经济角度论证了现阶段建设相应规模GTL装置的可行性。关键词：GTL 天然气 合成油 技术经济分析天然气制合成油（GTL）最近几年一直是业内广为关注的焦点。目前世界天然气探明储量达138.471012 m3，还有潜在储量2521012 m3。若以年消耗天然气21012 m3计，目前的探明储量够用70年，潜在储量够用126年，二者合计够用196年1。此外，世界上还有大量的煤层气可供利用。用天然气合成石油按
2、照目前的技术，1 900 m3天然气可合成1 t石油。按照目前掌握的探明储量加潜在储量可以生产上千亿吨的合成石油，而且合成石油的质量远高于天然石油，为生产清洁汽油、柴油提供了合适的原料。合成油最重要的优点是不含硫、氮、镍杂质和芳烃等非理想组分，属于清洁燃料，完全符合现代发动机的严格要求和日益苛刻的环境法规。例如，欧盟柴油含硫量将从目前350106逐渐减小，到2005年为50106，2008年为30106；美国柴油含硫也将从现在的500106逐渐减小，到2006年为15106。通过费-托法工艺将天然气转化成合成油的柴油燃料含硫小于1106，芳烃含量小于1%（体积百分数），十六烷值大于702，为生
3、产清洁燃料开辟了一条新途径。但目前GTL工业化产能仍然进展不大，迄今为止全世界投用的GTL项目产能仅约为2 400 kt/a。虽然业内人士始终对GTL未来前景保持乐观，认为未来10年GTL项目将有较大发展。但是也存在一些制约项目发展的因素，主要有：(1)装置投资大，成本高；（2）工艺不成熟；（3）天然气价格高。下面我们就此作一详细分析探讨。1 工艺技术分析1.1 GTL工艺流程天然气制合成油（）始于20世纪80年代末90年代初。现有三套装置：新西兰蒙特尼650 kt/a装置建于1985年，采用美孚公司技术（由甲醇通过分子筛催化剂生产汽油）；南非莫塞尔湾1 240 kt/a装置和马来西亚民都鲁5
4、40 kt/a装置（均采用费-托合成技术），建于1993年，分别采用萨索尔和壳牌公司工艺。三套装置的单位生产能力投资分别为每天10.2、12.7和12.5万美元/桶。鉴于第一代装置存在的投资较高问题，现正在开发第二代技术。可提供技术的公司见表1。表1 世界各大石油公司的GTL技术一览表工艺技术公司完整GTL技术萨索尔(Sasol)、壳牌(Shell)、埃克森(Exxon)、合成油(Syntroleum)合成气技术德士古（Texaco）、鲁奇（Lurgi）、克鲁帕/乌特（Krupp/Uhde）F-T合成技术Rentech公司、Intevep公司 装置主要由合成气生产、F-T合成、合成油处理、反应
5、水处理四部分组成，其流程见图1。石蜡石脑油煤油汽油润滑油蜡合成油加工氢气合成烃输出蒸汽/电FT合成反应器气化炉输出蒸汽氧化物废水排放反应水处理图1 装置流程示意图1.2 合成气生产在GTL工艺中，合成气生产过程的装置投资约占总投资的60%，其生产成本也约占总生产成本的60%，因而降低合成气生产过程的装置投资和生产成本，对于提高GTL的经济效益具有决定性的作用。合成气生产方法主要有蒸汽转化法（SMR）、部分氧化法（POX）和自热转化法（ATR）。天然气水蒸汽重整法制备合成气是强吸热反应，反应过程需要大量吸热，能耗高，该反应属慢速反应，生产装置规模大和投资高，反应所得合成气H2/CO比过高，一般大
6、于3/1（无CO2回收时），不适合作合成油的原料气。天然气纯氧催化部分氧化法为温和放热反应，反应可在极大空速下进行，所得合成气H2/CO比一般低于2/1，反应温度在1 2001 500 。自热转化法是将蒸汽转化法和部分氧化法结合在一步进行的合成气新工艺，它具有反应温度低，氧气消耗少，H2/CO比为2/1，组成适合于制备合成油等优点。在POX和ATR法中，纯氧制备需要昂贵的空分设备投资和增加制氧成本。Syntroleum公司改进的ATR法使用空气代替氧气，避免了纯氧制备。由于系统是自身热平衡的，省去了热转移系统，ATR反应器更简单，小型化。水碳比低于传统的ATR法，从而显著提高了其经济性。通过选
7、择合适的水碳比、氧碳比和反应温度，可获得理想的合成油原料气。不过由于尾气不能循环，天然气的有效利用率不够高。Air Products公司开发的离子传递膜用于合成气的生产技术（简称ITM Syngas），在大于700 高温下利用该技术，可以省去制氧厂以及合成气的其他流程。其特点在于氧气流量较高，用浆态反应器来合成液态烃。使用该技术成本可降低25%，生产的优质液体燃料可以与价格为20美元/桶或更低的原油竞争。1.3 FT合成工艺合成气在催化剂作用下转化为液体烃的方法，是由德国科学家Frans Fischer和 Hans Topsch于1923年发明的，简称F-T合成。世界各大石油公司均投入了巨大的
8、人力物力开发F-T合成的催化剂和工艺，并已取得了突破性进展，下面主要介绍萨索尔(Sasol)、壳牌(Shell)、埃克森(Exxon)、合成油(Syntroleum)、Rentech公司、Intevep公司的相关工艺情况。1.3.1埃克森(Exxon)的AGC-21工艺2Exxon的Advanced Gas Conversion for the 21st century 技术，简称AGC-21技术。Exxon在过去的20多年中花费了3亿美元用于发展AGC-21技术，拥有该技术相关的400个美国专利和1 500个国际专利，1990-1993年在Baton Rouge LA炼厂的200桶/d中试装
9、置中，进行了3年实验，现号称拥有设计能力50 000 桶/d以上GTL装置。其工艺过程是天然气、氧气和水蒸汽在一个新型的催化部分氧化反应器中反应，生成H2/CO接近2/1的合成气，然后在装有钴基催化剂的浆态反应器内经F-T反应，生成以蜡为主的烃类产物，经固定床加氢异构改质为液态烃产品出售。1.3.2壳牌(Shell)的SMDS工艺3Shell的Shell Middle Distillate Synthesis技术，简称SMDS工艺。Shell使用SMDS工艺在马来西亚的民都鲁（Bintulu）建设的GTL工厂于1993年5月投产，总投资8.5亿美元，生产能力为12 500 桶/d，装置的单位投
10、资为每天6.8万美元/桶。Shell通过大量的生产运行及建设经验，认为大规模GTL装置（50 000桶/d）的单位投资可降至每天2.6万美元/桶。其过程是使用壳牌气化工艺将天然气、氧气和水蒸汽在气化炉中反应，生成的合成气在装有钴基催化剂的列管式固定床反应器内经F-T反应，生成重石蜡，再经加氢裂化、分馏，生产不同液态烃产品出售。1.3.3萨索尔(Sasol)的SSPD工艺4南非萨索尔公司于1955年至今使用F-T合成工艺以煤为原料生产各种油品，公司拥有萨索、萨索和萨索等三套装置，总建设费用约为60亿美元，大规模生产合成油品和相关产品，目前每年生产出7 100 kt油品和相关化学品。2001年销售
11、额为53.99亿美元，营业利润达到14亿美元。Sasol Slurry Phase Distillate技术，简称SSPD工艺，它包括三个阶段，第一步天然气转化为合成气，第二步在悬浮态反应器进行F-T合成获取石蜡烃，第三步中间馏分的分馏。萨索尔公司将其技术转让给南非Mossgas公司，建成1 240 kt/a装置，将海洋天然气转化为合成油，是目前世界上利用FT技术的最大规模的GTL装置。1.3.4 Syntroleum工艺5合成油(Syntroleum)公司成立于1984年，建有2桶/d的GTL示范装置。Syntroleum公司的合成气生产采用自有的ATR工艺，采用空气代替氧气自热转化生产含氮
12、合成气，以得到F-T反应接近理想的H2/CO比率。然后将合成气在大空速下无循环回路一次通过流化床反应器，于2.13.5 MPa和190232 条件下，直接合成链长在一定范围的液体烃，避免了N2的聚集，减少了加氢裂解步骤，而且操作压力也较低。Syntroleum工艺反应器结构简单，开停车容易，投资较小，有助于成本的降低。该技术适合装置能力5 000桶/d，甚至可低至2 500桶/d，投资费用在每天1.2万2.7万美元/桶。1.3.5 Rentech5Rentech公司自1981年以来一直开发F-T工艺，它采用悬浮态反应器和铁催化剂将天然气转化为液体烃，1992年公司建成了一套250桶/d的示范装
13、置。目前Rentech准备将美国科罗拉多州Commerce市一套75 kt/a甲醇装置改造为1 000桶/d的GTL装置，产品为柴油、石脑油和石蜡。1.3.6 Intevep5Intevep公司自1991年开始开发F-T工艺，它采用独特的流化床反应器，兼有浆态反应器和列管式固定床反应器的优点，反应物混合好，无返混。使用的催化剂粒径比浆态反应器大，催化剂易于通过流化床床层上部的自由空间从产品石蜡中分离出来，在线装卸催化剂容易。由于催化剂颗粒被控制在流化床内，因而催化剂回收系统可取消。同时合成气一次通过反应器，不设气体回收系统。Intevep预计在2004年可将其技术商业化。将上述6家公司的F-T
14、合成工艺数据列表如下（见表2）。同时对上述6家公司从其经济技术指标、技术成熟度、生产及小试等各方面进行评比排名，其结果见表3。表2 世界各大石油公司F-T合成工艺一览表项目SasolShellExxonSyntroleumRentechIntevep方案1方案2方案1方案2方案1方案2方案1方案2方案1方案2方案1方案2天然气进料/108m3a115.551.715.551.715.551.715.551.715.551.715.551.7石脑油/桶d1 3 91013 1203 00010 0002 3077 6901 2244 060煤油/桶d1003 00010 000002 0004
15、037柴油/桶d111 35037 8504 00020 0007 06523 670450915 757线状链烷烃/桶d10000001 2244 030石蜡/桶d100007 05023 6205 05016 153产品总量/桶d115 79050 97017 24757 62217 00056 70012 00040 00016 47554 53015 29450 507输出电/MW166000001003000000热效率(不含电)0.5610.5610.6260.6260.6160.6160.4760.4760.6140.6140.6670.667热效率（含输出电）0.5700.57
16、00.4850.485合成气投资/百万美元119300235750F-T投资/百万美元59165烃加工投资/百万美元40103其他工序投资/百万美元40103公用工程投资/百万美元5915370.6275界外投资费用/百万美元79206总投资/百万美元3961 03055010001800305.61 025操作费用/美元桶15.663.75.364.96表3 世界各大石油公司F-T合成工艺评价公司液收热效率经验值投资内部回报率总体评价试验厂工业化方案1方案2方案1方案2方案1方案2ShellAAAABBABABExxonAAABBABABARentechAABCCCBCCCSasolBBAA
17、AAAAAAIntevepBBC-AAAACCSyntroleumCCBCCCCCCC注：表中排名A为最高，B为较高，C为较低。 方案1、方案2分别指天然气进料为15.5108m3/a和51.7108m3/a的两种投资方案。1.4 产品分离与加氢合成油加工主要是对石蜡和其他合成油产品进行加氢处理，再进行产品分馏，以最终获得市场需要的产品。合成油加工和普通油品加工工艺基本相同，是一个非常成熟的工艺。IFP(法国石油研究院)的F-T Hydrocracking工艺的主要指标见表4。表4 F-T Hydrocracking工艺的主要指标5内容方案1方案2规模（天然气）/108m3a115.551.7
18、石蜡油进料/桶d14 80016 000耗氧量/m3桶114.6714.72产品收率，%102.6102.5产量/桶d14 92716 395产品分布干气，%2.962.31石脑油/桶d15411 804柴油/桶d11 8425 200残油或润滑油/桶d1472 831概算总投资/百万美元20401.5 反应水处理水是F-T合成反应的一种副产物，水中还含有一些含氧碳氢化合物，如酸、醇、酮和醛等，在将反应水回用或排放前需将这些含氧碳氢化合物除去，以达到使用或排放要求。典型的处理方法是使用简单蒸馏系统从塔顶移去大部分含氧化合物（酸除外），酸则仍残留在塔釜底液中。塔顶含氧化合物因为数量少，无回收价值
19、，一般送入加热炉烧掉。塔釜底液和装置中其他废水一起送入生化废水处理厂处理。2 经济分析决定GTL项目可行性的因素包括天然气、原油价格、装置投资（界区内和界区外）、规模、操作费用、产品方向等。如果没有基础设施，其界区外基建投资可能达到总投资的30%。一般而言，投资成本可粗略地划分为：合成气生产占60%，F-T合成25%30%，产品分离与改质10%15%。2000年委内瑞拉国有石油公司PDVSA以天然气进料4.247106 m3/d和14.16106 m3/d规模为基准，对Sasol、Shell、Exxon、Syntroleum、Rentech、Intevep公司的技术进行评估5，各GTL装置投资
20、估算见表5。表5 GTL装置的经济评估内容ExxonShellSasolSyntroleumRentechIntevep方案A方案B方案A方案B方案A方案B方案A方案B方案A方案B方案A方案B天然气规模/ 106 m3d14.24714.163)4.24714.164.24714.164.24714.164.24714.164.24714.16基建总投资1)/ 百万美元3951 0954551 3024681 3243731 050年投资收益/ 百万美元86.236777.529497.839894.1385内部回报率，%12.918.212.516.914.521.311.21513.919
21、.416.623净现值2)/ 百万美元857557568610883933400110823156946总液收 /桶d115 30050 90012 00040 00016 45054 90015 30050 900单位总投资（每天）/ 美元桶129 00025 00030 00027 00025 80021 51037 92032 55028 45024 12024 38020 630注：方案A、方案B分别表示天然气进料为4.247106 m3/d和14.16106 m3/d的两种情况。1)总投资中包括催化剂及专利费。2) 净现值按照10%折扣率计算。3) 各公司天然气规模14.16106
22、m3/d 时，其建设均带润滑油装置。各家公司单位基建总投资（界区内和界区外）介于20 00038 000美元之间，在中间基原油价格为20美元/桶时，GTL装置的资产回报率均高于11%。对原油价格、天然气价格、操作费用以及单位基建投资的敏感性分析表明:单位基建投资的影响最大,当单位投资从20 000 美元/桶增加到25 000美元/桶，内部回报率从23%下降至16%；其次为原油价格，当油价从15美元/桶上升到25美元/桶时，内部回报率从14%上升到23%；再次为天然气价，当干气价格从0.01788美元/m3 (折合人民币0.15元/m3，原文为0.5$/MMBTU，干气1m3=3.577104
23、BTU)上升到0.0322美元/m3（折合人民币0.27元/m3，原文为0.9$/MMBTU）时，内部回报率从19%下降至16%。3 在中国建设GTL装置的可行性分析从技术上来说，GTL技术已经开始进入大规模工业化阶段，世界各大石油公司纷纷计划建设GTL工厂，以有效利用天然气资源。从上面的分析可以看出，GTL技术在经济上也是有利可图的，但由于其经济分析均基于国际市场，针对中国具体情况，需要作一些修正。将GTL基建总投资由1999年美国海湾地区(USGC)价格换算成中国市场价格，其换算因数为0.461（见表6）。表6 1999年美国海湾地区价格换算成中国市场价格一览表项目USGC1999USCG
24、金额/美元中国因数总投资/美元工艺设备国产比例，%10018 259 345200.72 556 308进口比例，%00801.014 607 476大宗材料国产比例，%10020 326 048800.711 382 587进口比例，%00201.04 065 210人工费用22 828 2242 282 822工时/d570 706570 706人工工资/美元404 陆地运输费比例，%31 157 662394 548海运费比例，%0101 502 082进口税比例，%0101 502 082地方税比例，%2.001 740 0002.00760 000工程建设费本国人工比例，%10022
25、 244 79890889 790工时/d247 164222 448人工工资/美元904 外籍人工比例，%0%10%222 448工时/d24 716人工工资/美元90 合计投资86 556 077 39 865 353 资料来源：见参考文献5。由表6得USGC转换成中国因数为39 865 35386 556 0770.461表7列出了1 750 kt/a GTL装置的各部分投资，总投资合计为1515.229百万美元，单位基建总投资为每天33715美元/桶，并将其换算成国内投资，得国内总投资为1515.2290.4618.23=5748.82 百万元（美元汇率按8.23计算）。表7 1 75
26、0 kt/a GTL装置一览表6序号装置名称投资（1999，USGC）/百万美元定员/人1空分制氧（12 600 t/d）427.68952POX制合成气(128.29104 m3/h)438.766203SMR制合成气(6.8104 m3/h)36.25544F-T合成(6 292 t/d)276.675435CO2回收25.29516脱水14.17727油分离43.26128H2回收24.75129F-T石蜡加氢裂解71.4711010F-T馏份油加氢29.079411F-T石脑油加氢9.774412催化重整49.2561013C4异构化7.158414C5/C6异构化11.230415C
27、3/C4/C5烷基化41.2241016燃气/液化气装置9.1684合计1 515.229129根据表7计算出该GTL装置的生产成本见表8，每吨合成油产品的销售收入见表9。表8 1 750 kt/a GTL装置产品成本估算结果（以吨产品计）内容消耗定额吨产品成本/元备注制造成本1771.91天然气(0.68元/m3)/m31 854.411 261.00含税价水(0.75元/t)/t11.218.40丁烷(1.6元/kg)/kg7.512催化剂等化学品-79.221.8百万美元/a电（0.26元/kWh）/kWh-102-26.52蒸汽（42元/t）/t-1.34-56.28人工工资及附加1.
28、353104元*129人/1 750 kt维修及折旧492.76总投资15%/1750 kt企管费70.871771.91*4%财务费用44.301771.91*2.5%总成本费用1887.08表9 每吨GTL产品的组成与销售收入内容产品分布/tt1单价/元t1销售收入/元液化气0.0262 25058.5汽油0.3683 2101 181.3柴油0.6062 9001 757.4合计1.02 997.2由此可见，生产GTL合成油，每吨获利2 997.2-1 887.081 110.12元，计算内部回报率为IRR33.79%，是有大利可图的。另外GTL装置产品中汽油产品研究法辛烷值90.6，马
29、达法辛烷值 85.2，雷特蒸汽压38.6 kPa，苯含量0.4%,芳烃33.5%。柴油产品十六烷值75，凝点-35。质量均优于现有常规炼厂产品，销售价格可高于市场常规产品。如果考虑生产润滑油的话，其效益将更好。4 结论及建议目前天然气GTL装置在技术经济上是可行的，也已经具备了一定的竞争力。中国建设GTL装置主要受两个问题制约，一是天然气价格较高，二是天然气产量少，供不应求，难以保证GTL装置达到规模经济的用气要求。但是，GTL装置与现有的炼油装置有较强的互补性，可以利用现有的炼油设施，省去合成油加工部分设施的建设投资。而且合成油最重要的优点是不含硫、氮、镍杂质等非理想组分，属于清洁燃料，完全
30、符合现代发动机的严格要求和日益苛刻的环境法规的挑战。从长远来看，随着环境法规的要求越来越严格，以及GTL技术进步，基建投资和操作费用大幅降低，GTL装置将更是有大利可图。在GTL装置产品品种上，可以合成价格高、市场紧缺的产品，如微晶蜡7、高性能柴油、润滑油等高附加值和市场紧缺的商品。GTL装置投资较大，考虑国内厂商的承受能力，建议依托现有炼厂设施，在大型合成氨、甲醇装置上增加侧线，省去合成油加工和合成气的投资，形成合成油的附加生产线，形成“氨联油”、“醇联油”，装置规模不需太大，500 kt/a即可，这样只需增加F-T合成反应器投资，从而使投资大幅减少。参 考 文 献1 .Dennis L.Y
31、akobson and Arthur Tower. Fischer-Tropsch advancements for the refinerJ.World Refining,1999,9(6)2 Cox XB,et al.The outlook for GTL and other high quality lube basestocksC.2001 NPRA Annal Meeting,20013 The Markets for Shell Middle Distillate Syntnesis Products. Peter Tijam of Shell at the Alternate E
32、nergy95 Conference in Vancouver,Canada,May24,19954 Thi Chang.New JV Markets One-stop GTL PackageJ.Oil & Gas,2000,98(49):465 Natural Gas to Liquids Conversion Project 2000. Raytheon Engineers and Constructors, Inc6 Bechtel Baseline Design/Economics for Advanced Fischer-Tropsch Technology. Final Repor
33、t， April，19987 唐宏青，张骏驰.合成油的开发与前景.化工设计，2000，10（5）Techno-Economic Analysis of the Process of Making Synthetic Oil from LNGYangbo( CNPC Urumqi Petrochemical Company, 830019 )AbstractMaking synthetic oil from LNG has attracted widespread attention in the petrochemical industry in recent years. This pape
34、r compares and analyses GTL technologies developed by worlds major oil companies and techno-economically demonstrates the feasibility of building GTL plants of comparable sizes at the current stage.Keywords: GTL, Natural gas, Synthetic oil, Techno-economic analysis收稿日期：2003-09-15。作者简介: 杨波，男，1970年出生，工程师，工程硕士，长期从事石油化工生产和化工开发。