澳大利亚天然气液化工厂分布（澳洲液化天然气）

本文目录一览：

• 1、认真读图，说一说澳大利亚两种著名矿产的分布情况。
• 2、世界上最大的处理液化天然气港口在哪
• 3、澳大利亚煤铁分布特点及好处
• 4、澳大利亚矿产资源分布特点？有什么好处
• 5、澳洲海域有石油吗？
• 6、液化天然气的发展概况

认真读图，说一说澳大利亚两种著名矿产的分布情况。

澳大利亚的矿产资源主要集中在占地250万平方公里的西澳大利亚，那里的矿产资源极为丰富，储量排在世界前列的有铁矿、氧化铝、黄金、镍、铀、钻石、钛铁矿、天然气等。其中氧化铝产量在世界排名第一位，钛铁矿和镍、钻石排第二位，铁矿石产量排第三位。

由于得天独厚的条件，矿业和能源也成为西澳大利亚最主要的出口产业，而对华出口更是从2003年的42亿澳元增加到2007年的143亿澳元。对华出口的主要矿产品包括铁矿、氧化铝、液化石油气、液化天然气、镍、黄金、铜、铅和盐等。其中，中国是西澳大利亚最大的铁矿石、氧化铝和镍出口市场。

珀斯是位于澳大利亚西南地区的一个城市，拥有250万人口，只有澳大利亚商业城市悉尼和墨尔本的一半，三年来，这里的房价却上涨了一倍，超越墨尔本，成为继悉尼之后房价第二高的城市。

在最近三年里，越来越多的中国商人来到了珀斯，开发珀斯以北西澳大利亚土地上丰富的矿产。如今，珀斯居住的居民有70%从事着与矿业有关的工作。中国企业在这里购买资源的同时，也深深地改变了当地的经济。

澳大利亚的矿产资源主要集中在占地250万平方公里的西澳大利亚，那里的矿产资源极为丰富，储量排在世界前列的有铁矿、氧化铝、黄金、镍、铀、钻石、钛铁矿、天然气等。其中氧化铝产量在世界排名第一位，钛铁矿和镍、钻石排第二位，铁矿石产量排第三位

铁矿主要分布在西北部(或西部)；煤矿主要分布在东部地区

世界上最大的处理液化天然气港口在哪

卡塔尔的拉斯拉凡港是世界上最新、最大的处理液化天然气的港口，拉斯拉凡港位于波斯湾，该港建于1997年，是拉斯拉凡工业城的一部份，是卡塔尔的主要港口，距离卡塔尔首府杜哈80公里。

卡塔尔全名卡塔尔国（阿拉伯语：قطر‎，英语：The State of Qatar） ，是亚洲西部的一个阿拉伯国家，位于波斯湾西南岸的卡塔尔半岛上，与阿联酋和沙特阿拉伯接壤，属热带沙漠气候。该国是一个君主立宪制的酋长国。

卡塔尔拥有相当丰富的石油和天然气资源，天然气的总储量为全世界第三名。20世纪40年代，石油储量的发现，完全改变了整个国家的经济。拥有很高的生活水准，有许多提供给国民的社会福利，例如免费的医疗服务。

澳大利亚煤铁分布特点及好处

相对集中，方便开采，运输便利，品质优，埋藏浅，易开采，有利于矿产的海陆运输和出口。

澳大利亚主要矿产资源有煤（东南沿海）、铁（西部）、铝土矿（东北部）。

澳大利亚至少有70种矿产资源。其中铝土矿储量居世界首位，占世界总储量的35％。澳大利亚是世界上最大的铝土矿、氧化铝、钻石、铅和钽生产国，其黄金、铁矿石、煤炭、锂、锰矿、镍、银、铀和锌的产量也位居世界前列。

扩展资料：

澳大利亚还是世界上最大的烟煤、铝土矿、铅、钻石、锌和精矿出口国，是氧化铝、铁矿石和铀的第二大出口国，铝和黄金的第三大出口国。

已探明矿产储量的经济开采价值：约31亿吨铝土矿、铁矿石153亿吨，5110亿吨的烟煤，褐煤4110亿吨，1720万吨，900万吨镍、银40600吨，18000吨钽，3400万吨的锌、610000吨铀，和4404吨黄金。澳大利亚拥有2400亿升原油、13．6亿立方米天然气和1740亿升液化石油气。

森林覆盖了该国20％的面积，约1．55亿公顷的天然林（其中三分之二是桉树）和122万公顷的用材林。它被称为“收割机上的国家”。

澳大利亚矿产资源分布特点？有什么好处

相对集中，方便开采，运输便利，品质优，埋藏浅，易开采，有利于矿产的海陆运输和出口。

澳大利亚主要矿产资源有煤（东南沿海）、铁（西部）、铝土矿（东北部）。

澳大利亚的矿产资源至少有70余种。其中，铝土矿储量居世界首位，占世界总储量35%。澳大利亚是世界上最大的铝土、氧化铝、钻石、铅、钽生产国，黄金、铁矿石、煤、锂、锰矿石、镍、银、铀、锌等的产量也居世界前列。

扩展资料

澳大利亚还是世界上最大的烟煤、铝土、铅、钻石、锌及精矿出口国，第二大氧化铝、铁矿石、铀矿出口国，第三大铝和黄金出口国。

已探明的有经济开采价值的矿产蕴藏量：铝矾土约31亿吨，铁矿砂153亿吨，烟煤5110亿吨，褐煤4110亿吨，铅1720万吨，镍900万吨，银40600吨，钽18000吨，锌3400万吨，铀61万吨，黄金4404吨。澳原油储量2400亿公升，天然气储量13600亿立方米，液化石油气储量1740亿公升。

森林覆盖面积占国土的20%，天然森林面积约1.55亿公顷（2/3为桉树），用材林面积122万公顷。被称为“坐在矿车上的国家”。

澳洲海域有石油吗？

孕育着澳大利亚等大洋洲各国的澳洲海域，其美轮美奂的自然风光家喻户晓，是每一个旅游者向往的世外桃源，让每一个置身其中的人们流连忘返。然而，掩藏于美丽外表之下的还有那丰富的资源储备，特别是油气资源极其丰富。

一、地理位置

大陆海岸线长约19000千米。全洲除少数山地海拔超过2000米外，一般海拔在600米以下，地势低缓。一般分为大陆和岛屿两部分：澳大利亚大陆西部高原，海拔200～500米，大部分为沙漠和半沙漠，也有一些海拔1000米以上的山脉；中部平原海拔在200米以下，北艾尔湖湖面在海平面以下16米，为大洋洲的最低点；东部山地海拔800～1000米，山地东坡较陡，西坡缓斜。新几内亚岛、新西兰的北岛和南岛是大陆岛，岛上平原狭小，多海拔2000米以上的高山，新几内亚岛上的查亚峰海拔5030米，是大洋洲的最高点。美拉尼西亚的岛屿多属大陆型，系大陆边缘弧状山脉的延续部分，各列岛弧之间有深海盆和深海沟，波利尼西亚和密克罗尼西亚绝大部分岛屿属珊瑚礁型，面积小，地势低平，不少岛屿有由珊瑚礁环绕形成的礁湖，成为天然的船只停泊地和水上飞机场。此外还有少量由海底火山喷发物质堆积而成的火山型岛屿，如夏威夷群岛、帕劳群岛、所罗门群岛、新赫布里底群岛等，地形特点是山岭高峻、形势险要，多天然掩护的良港。

二、油气情况

澳大利亚拥有广阔的沉积盆地，沿海大陆架面积超过陆地面积两倍以上，水下油气资源储量前景可观。多年来，澳大利亚沿海大陆架陆续不断地发现新的油气资源，主要分布在巴斯海峡、西北大陆架和帝汶海一带（图13-6）。

图13-6　澳洲海域油气区分布示意图

澳大利亚的陆海沉积岩面积共630万平方千米，有沉积盆地48个，其中20个盆地部分或全部位于海上。20世纪90年代以来，在西北大陆架和大陆中部的一些盆地新发现了油气田，特别是西北大陆架，已成为澳大利亚油气的主要产区之一。

西北大陆架属于卡纳尔文盆地的向海延伸部分，由埃克斯蒂斯次盆、巴罗次盆、丹皮尔次盆、皮达姆拉陆架、普来斯顿陆架等构造单元组成。西北大陆架已发现油田、气田和油气田18个。

西北大陆架邻近的高庚地区天然气储藏尤其可观。高庚天然气田是澳大利亚尚未开发的最大的天然气田，储量高达0.36万亿立方米，其能源价值相当于一个储量为数十亿桶的大油田。斯科特礁（Scott）/Brecknock气田、Bayu-Undan、Sunrise-Troubadour、Scarborough以及Jansz气田等地蕴藏的天然气储量也很丰富。

澳大利亚2007年底已探明石油储量约42亿桶，占世界总量的0.30％。石油产量约2380万吨，占世界总量的0.6％。澳大利亚天然气2007年底已探明储量为2.51万亿立方米，在全球天然气储量中，澳洲排在第12位。

澳大利亚丰富的能源资源中大部分蕴藏在西澳大利亚州（简称西澳州）西北部的海域。西澳州是全球矿物和能源的供应方，2006—2007财年矿业产值估计达534亿澳元，占全国的50％以上。石油天然气是西澳州最大的矿产，产值达164亿澳元，2006—2007年度，西澳州的生产总值估计达到1278亿澳元，占全国经济的12.8％。各州中西澳州的人均产值增长最强劲，达到4.1％。

2004年西澳州原油生产达到7680万桶，凝析油（海上天然气田的副产品）产量为3700万桶。2004年，西澳州共有42个油田产油，最大的油田为Wanaea，年产2310万桶，该油田产量占西澳州原油产量的31％，除原油外，西澳州有27个气田生产凝析油，其中Goodwyn气田是最大的凝析油田，2004年生产1190万桶凝析油，占西澳州凝析油总产量的32％，Echo-Yodel气田是西澳州第二大凝析油气田，2004年生产1060万桶凝析油，占西澳州凝析油总产量的28％，Perseus-Athena气田是西澳州第三大凝析油气田，2004年产凝析油880万桶，占西澳州凝析油总产量的23％。

西澳州天然气储量占全澳洲80％左右，其余20％蕴藏在北领地上方海域以及澳洲东南角海域、澳洲东部内陆（蕴藏少许）。西澳州天然气资源分布在西北部海上的几个区域，主要有Carnarvon盆地（包括西北大陆架和高庚气田，该区域天然气储量在84万亿立方英尺）、Browes盆地（包括Scott Reef和Brecknock及Brecknock South气田，天然气储量为26.5万亿立方英尺），以及在北领地上方的帝汶海Bonaparte盆地（包括Bayu Undan和Sunrise等气田，此处天然气储量为21.6万亿立方英尺，其中西澳州拥有2.34万亿立方英尺，北领地拥有19.26万亿立方英尺）。

三、发展历史

1964年后，澳大利亚才把石油勘探重点转入东南部巴斯海峡，从此开始了澳大利亚海洋石油的发展，同时澳大利亚石油工业也开始了比较快的发展。几年内相继发现了吉特奇尔帕气田、巴罗岛油田、吉尔莫尔气田、梅林尼油气田、巴拉库塔油气田、王鱼油田以及西北大陆架的北兰金和斯科特礁凝析气田。90年代澳大利亚已形成了包括西北大陆架、帝汶海、吉普斯兰盆地和中部盆地在内的四个重要探区。并将重点放在了西北大陆架、帝汶海等海洋区域，并有了许多重大的发现。在1990—1994年，36口野猫井有重要油气发现。但澳大利亚的勘探成本很高，陆地上每口井的费用为200万澳元，而海上的费用为陆地的5倍，高达1000万澳元。

现介绍历史上几个重要的海洋工程项目。

1.西北大陆架

1985年西北大陆架项目液化天然气第一期建设工程开始建造。该项目由六家公司合资组成，它们是：Woodside、BP、BHP Billiton、MIMI（三菱和三井公司）、壳牌、雪佛龙，其中Woodside 公司负责项目的操作，该公司34％的股份由壳牌拥有。六家股东为LNG的销售成立了North West Shelf Australia LNG Pty.Ltd.（简称NWSALNG，原名为ALNG，后为与高庚项目区别，2003年改名为NWSALNG）。截至目前，项目共投资121亿澳元，目前在Burrup半岛上的液化天然气生产线有四条生产线，1989年，第一和第二条组液化天然气生产线开始投产，首批液化天然气开始输往日本。西北大陆架每天生产原油11万桶，凝析油11.5万桶，液化石油气（LPG）2500吨。西北大陆架已经连续运送1700多艘船液化天然气，约1亿多吨液化天然气。现共有9艘不同国籍的船负责运输澳大利亚西北大陆架LNG，每艘船的运输能力为12.5万立方米。进入21世纪后，NWSALNG又向韩国大宇造船公司订购了3艘运输LNG船，其中一艘在2004年4月交货，运输能力为13.75万立方米；另外两艘2006年交货，运输能力为每艘14万～14.7万立方米，每条船价格约为1.7亿美元左右。

据测算西北大陆架项目全部费用将共需160亿澳元。耗资25亿澳元的第四条液化天然气生产线已经在2004年7月完工，2004年9月该线开始生产并出口LNG，2005年该生产线已完全达到设计生产能力，4条生产线共年产液化天然气1170万吨，第五条生产线在2008年年底投入生产，生产能力为420万吨/年。

从1996年起，澳方就与中国有关方面开始接触，商谈向中国推销西北大陆架所产LNG一事。2001年11月8日广东LNG招标工作正式开始，2002年8月8日，由中国海洋石油总公司牵头，广东和香港用户参与的液化天然气招标委员会宣布了开标结果，澳大利亚最终从三名投标者中胜出，拿到了当时澳大利亚历史上最大的单一出口订单，合同总金额250亿澳元，年供气330万吨，供气期为25年。

在从澳洲西北大陆架购买LNG后，中国海洋石油总公司以3.48亿美元收购了澳西北大陆架项目5.3％股份（只包括天然气和连带的石油，不包括西北大陆架基础设施拥有权）以及为供应我国广东液化天然气项目而成立的合资公司（中国LNG）股份的25％。2006年4月下旬，第一船LNG将从西澳州运往广东深圳，这标志着长达25年的供气合同正式开始生效。2006年西北大陆架生产的73％ LNG将出口到日本，25％出口到中国，2％出口到韩国。

2.高庚

高庚（Gorgon）项目是继西北大陆架后澳洲发现的又一储量巨大的天然气田，根据分析，该气田已探明储量为12.9万亿立方英尺，总储量预计为40万亿立方英尺，占西澳州天然气储量35％左右；占澳洲天然气储量25％。该气田面积达280平方千米，是澳洲有史以来发现的最大天然气田。高庚气田发现于1980年，评估工作于1998年完成，预计在2008年开始产气。该气田由三家公司共同投资，其中雪佛龙德士古（澳）公司股份占50％，是项目的作业者，壳牌（澳）公司和埃克森美孚（澳）公司各占25％股份，该项目总共投资已达60多亿澳元。据测算，加上巴若岛的天然气液化加工生产线等投资该项目总共耗资达110亿元。

2003年9月8日，西澳州政府宣布批准将距西澳州西北部皮尔巴拉地区海岸70千米海上的巴若岛（Barrow Island）上部分土地作为给澳洲高庚天然气田加工厂使用，西澳州政府批准给高庚天然气田使用的巴若岛土地共300公顷，高庚项目包括将建造一条70千米长的海底管道，将天然气输送到巴若岛上的天然气液化工厂，先建造一座年产500万吨的液化天然气工厂，然后再建第二座年产500万吨的液化天然气工厂。首座工厂于2005年中期开始建造，第一批液化天然气于2010年开始供应市场。

3.Bayu-Undan天然气田

Bayu-Undan天然气田液化天然气项目天然气加工厂是位于帝汶海的首个能源开发项目，它被帝汶海油气田授权的权威管理机构——澳洲和东帝汶联合成立的管理委员会批准由美国能源巨头康菲公司负责承建，项目包括在已发现的帝汶海上五个油气田之一的Bayu-Undan天然气田与澳洲大陆西北领地首府达尔文之间建造一条天然气输送管道，另外在达尔文建造一液化天然气加工厂。Bayu-Undan天然气田位于达尔文西北方向约500千米，在澳洲与东帝汶之间，位于水下80米深。根据批准的协议规定，天然气田90％的使用费归东帝汶，预计在20年里该天然气田的使用费总共为60亿澳元。

澳洲最大的天然气生产者之一的Santos公司拥有该项目12％股份，位于美国得克萨斯州全球排位第六的能源巨头康菲公司拥有项目64％股份，日本Inpex集团和澳洲的阿吉普公司各拥有12％的股份。2006年2月初日本的第一艘液化天然气运输船到达达尔文港，该船装运着12.5万立方米液化天然气启程前往日本。液化天然气加工厂向日本的两家用户每年供应300万吨的液化天然气，供应年限至少为17年。根据勘探，Bayu-Undan油气田的天然气储量是3.4万亿立方英尺，液化石油气储量为4亿桶。该项目据预计可开采25年，总收入将达300亿澳元。建在达尔文的液化天然气加工厂是澳洲第二个液化天然气加工厂，第一个是西北大陆架液化天然气加工厂。

4.Browse项目

Browse盆地包括Scott Reef和Brecknock及Brecknock South气田，天然气储量共为26.5万亿立方英尺，凝析油储量3.11亿桶，澳洲公司占股份58％，其中Woodside公司占股份50％，欧美跨国公司占部分股份。该项目将是澳洲第三个液化天然气中心，该项目计划建造一个年产700万吨LNG的生产线。

除上述项目外，还有一些在西澳州西北部海上的天然气项目正在规划中，如BHP Billiton公司的皮尔巴拉液化天然气项目，预计总投资为50亿澳元，此气田距陆地270千米。计划开发的项目天然气储量约为8万亿立方英尺，项目计划在2009年开始运作，届时年产LNG 500万～600万吨。

PlutoLNG项目是Woodside公司2005年4月发现，该项目位于西澳北部Karratha西北190千米，预计该处天然气储量为2.5万亿立方英尺，计划建造的LNG工厂生产年能力为500万～700万吨。

Sunrise气田，该项目位于北领地上方的帝汶海Bonaparte盆地，距达尔文西北450千米，距东帝汶80千米，据估计Sunrise气田可开采的天然气为7.68万亿立方英尺，2.99亿桶凝析油。

澳大利亚探明石油储量，从1997年的4亿桶，猛增至目前的42亿桶。2000年原油日产量达历史较高水准，为81.1万桶（其中72万桶为原油）。但随着石油消费的增加和石油产量的下跌，澳大利亚的石油净进口量一直在增加。至2005年1月1日，澳大利亚拥有已证实的石油储备为15亿桶，这些储备的大部分位于澳大利亚南部的巴斯海峡以及澳大利亚西部的海上Carnarvon盆地。自1980年以来，澳大利亚石油日产量已逐渐增加，于2000年达到峰值80.5万桶。2003年澳大利亚石油日产量戏剧性地下跌至63.0522万桶。2005年澳石油日产量估计为55.3331万桶。澳大利亚石油产量下跌的原因很多，第一，产油盆地如Cooper-Eromanga和Gippsland已经历自然减产；第二，尽管产油盆地如Carnarvon和Bonaparte最近几年石油产量上升，但其增量已被澳大利亚国内稳定增长的消费所抵消；第三，澳大利亚税收体制使得国内生产商对于投资石油生产失去吸引力。

2005年，澳大利亚石油日消费量为91.8万桶，导致净进口约36.4万桶，与此相对比，2000年净石油进口平均仅为5.4万桶/天。2007年底石油日产量已降低为56.1万桶。而日消费量却达到了93.5万桶。澳大利亚政府石油进口依赖度至2010年增至50％。澳大利亚进口原油大多数来自阿拉伯联合酋长国、马来西亚、越南和巴布亚新几内亚。

虽然澳大利亚将继续是一个石油和凝析油的净进口国，但该国石油和凝析油日出口量在2008—2009年度增加14％，达到17062桶；并在2009—2010年度增加7％，达到18247桶。

液化天然气的发展概况

1941 年在美国克利夫兰建成了世界第一套工业规模的LNG装置澳大利亚天然气液化工厂分布，液化能力为 8500 m3 /d 。从 60 年代开始， LNG 工业得到了迅猛发展，规模越来越大，基本负荷型液化能力在 2.5 × 104 m3 /d 。各国投产的 LNG 装置已达 160 多套， LNG 出口总量已超过 46.18 × 106 t/a 。

天然气的主要成分是甲烷，甲烷的常压沸点是 -16 1 ℃ ，临界温度为 -84 ℃ ，临界压力为 4.1MPa 。 LNG 是液化天然气的简称，它是天然气经过净化（脱水、脱烃、脱酸性气体）后[4]，采用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的[5]。 中国天然气贸易的发展，不但反映了世界天然气市场格局的变化，而且正在为世界天然气市场注入新的活力。

2011年中国天然气产量首次突破1000亿立方米，达到1011.8亿立方米，同比增长6.4%。2012年前8个月产量累计达到697.7万吨，同比增长5.4%。天然气管道建设也如火如荼。2011年全国新增天然气长输管道里程超过5000公里，全国干、支线天然气管道总长度超过5万公里。2013年10月16日，西气东输三线工程在北京、新疆和福建三地同时开工，沿线经10个省区，总长度7378公里，设计年输气量300亿立方米。

液化天然气则随着海上液化天然气进口量的不断增加以及陆上液化天然气液化工厂的建设，国内资源供应得到了保障。2011年澳大利亚天然气液化工厂分布我国进口液化天然气1221.5万吨(约合171亿立方米)，约为上年进口量的1.3倍。澳大利亚天然气液化工厂分布我国海上液化天然气进口量今后将会逐年增加，2015年有望达到4000万吨，年均复合增长率超过30%。 2013年11月22日俄罗斯国家杜马通过一项法律允许俄液化天然气出口自由化，这项法律将打破多年来液化天然气出口由俄罗斯天然气工业股份公司垄断的局面。

上述法律自2013年12月1日起生效。按照规定，俄罗斯将有两类能源公司获得液化天然气出口权。持有2013年1月1日前颁发的联邦矿产资源开采许可证，并被允许建立液化天然气工厂，或将开采出的天然气用于生产天然气的公司。此外，拥有包括黑海和亚速海在内的内海、领海及大陆架矿产资源开采权，并将开采出的天然气或按产品分成协议获得的天然气进行液化，国有资本超过50%的公司。

根据该法，俄工业贸易部将颁发液化天然气许可证的权力转交给能源部。天然气出口商将向俄能源部提供按俄政府规定的程序出口天然气的信息，此举是为了协调液化天然气出口，避免在俄出口商之间形成竞争。

俄政府希望，液化天然气出口自由化将有助于提高俄在世界天然气市场的份额，保持天然气价格稳定。

2013年前10个月，俄天然气出口量为1633．53亿立方米，其中远距离出口量同比增长17．7%，为1098．71亿立方米；近距离出口量同比下降16%，为416．63亿立方米。此外，前10个月出口至亚太地区的液化天然气同比略降1．6%，为118．15亿立方米。 中国三大国有石油公司之一的中国海洋石油总公司(China National Offshore Oil Corp., 简称∶中海油集团)正发行10年期美元计价债券，初步指导息率为同期美国国债加约210点子。今次是该集团首次在国际市场上发债集资，以作为其投资澳大利亚昆士兰Curtis液化天然气(liquefied natural gas 简称∶LNG)项目之用。

销售文件没有显示具体发债金额，仅称为基准规模。在美元债市场，基准规模一般指5亿美元或以上。

中海油集团是中央特大型国有企业，也是中国最大的海上油气生产商，总部设在北京。主要业务包括油气勘探开发、专业技术服务、炼化销售及化肥、天然气及发电、金融服务、新能源等六大业务板块。

该集团是在香港上市的中国海洋石油有限公司(CNOOC Ltd.,0883.HKCEO 简称∶中海油)的母公司，上市的中海油曾在国际债券市场多次发债，在今年5月初刚发行了40亿美元、四档不同年期的美元债，但中海油集团则是首次在海外发债。

销售文件显示，今次发债由中海油集团旗下全资附属公司CNOOC Curtis Funding No. 1 Pty Ltd担任发债体，由中海油集团提供担保。有关债券获穆迪(Moody's)初步Aa3及标准普尔(Standard Poor's)初步AA-评级，并计划于香港联合交易所上市。

文件显示，中海油集团计划把今次发债集资所得，用于旗下CNOOC (AUS) Investment或子公司的一般企业用途，当中部分将用作收购Curtis液化天然气项目之用。

中海油集团在5月时与英国石油公司(BP PLC, BP.LN)签订一项19.3亿美元的约束性协议，以取得Curtis液化天然气项目的40%权益，令其总权益由10%增至50%，协议还包括一个20年的供应合约。

销售文件显示，中国银行(Bank of China)、高盛(Goldman Sachs)、摩根大通(JP Morgan)及瑞银(UBS)担任今次发债的联席全球协调人，该4间投行，连同工银国际(ICBC International)、建银国际(CCB International)、农银国际(ABC Internaitonal)、交银国际(BOCOM International)，担任今次发债的联席账簿管理人及联席牵头经办人，预计最快于今天内定价。 2.1 国外研究现状

现在世界能源生产总量中，天然气已占到1/3，并有可能在不远的将来逐步将现时广受欢迎的石油和煤炭挤到次要地位。2020年前，天然气在世界能源需求中的比例将会达到45%-50%。目前，世界天然气年需求量超过2.5×10m，进入国际贸易的为(6250-6500)×l0m，而其中以LNG方式出售的约占33%。据第20届世界天然气大会和相关资料预测，2030年前，世界天然气的潜在需求将增加到4×10m，液化天然气历来是一种细分市场产品。它的消耗量正以每年10%的速度增长，全球液化天然气需求将从2010年的2.18亿吨增至2015年的3.1亿吨，到2020年可达到4.1亿吨。2011年上半年，液化天然气需求同比增长8.5%，全年增长12%，主要是受来自于日本、英国和印度新增需求，以及韩国传统买家需求增长的刺激。预计到2015年，我国天然气供应结构为国产气1700亿立方米，净进口900亿立方米，天然气消费量将达到2600亿立方米，占一次能源消费中的比重则将从目前的4%上升至7%至8%。2011年中国天然气的消费量为1313亿立方米，届时天然气占一次性能源的消费比例可能将提升至10%至15%。

近年来，随着世界天然气产业的迅猛发展，LNG已成为国际天然气贸易的重要部分。与十年前相比，世界LNG贸易量增长了一倍，出现强劲的增长势头。据预测，2012年国际市场上LNG的贸易量将占到天然气总贸易量的36%，到2020年将达到天然气贸易量的40%，占天然气消费量的15%。

国外的液化装置规模大、工艺复杂、设备多、投资高，基本都采用阶式制冷和混合冷剂制冷工艺，目两种类型的装置都在运行，新投产设计的主要是混合冷剂制冷工艺，研究的主要目的在于降低液化能耗。制冷工艺从阶式制冷改进到混合冷剂制冷循环，目前有报道又有 C Ⅱ -2 新工艺[6]，该工艺既具有纯组分循环的优点，如简单、无相分离和易于控制，又有混合冷剂制冷循环的优点，如天然气和制冷剂制冷温位配合较好、功效高、设备少等优点。

法国Axens 公司与法国石油研究所 (IFP) 合作，共同开发的一种先进的天然气液化新工艺—— Liquefin 首次工业化，该工艺为 LNG 市场奠定了基础。其生产能力较通用的方法高 15%-20% ，生产成本低 25% 。使用 Liquefin 法之后，每单元液化装置产量可达 600 × 104 t/y 以上。采用 Liquefin 工艺生产 LNG 的费用每吨可降低 25% [7] 。该工艺的主要优点是使用了翅片式换热器和热力学优化后的工艺，可建设超大容量的液化装置。 Axens 已经给美国、欧洲、亚洲等几个主要地区提出使用该工艺的建议，并正在进行前期设计和可行性研究。 IFP 和 Axens 开发的 Liquefin 工艺的安全、环保、实用及创新特点最近已被世界认可，该工艺获得了化学工程师学会授予的“工程优秀奖” [8] 。

美国德克萨斯大学工程实验站，开发了一种新型天然气液化的技术—— GTL 技术已申请专利。该技术比目前开发的 GTL 技术更适用于小规模装置，可加工 30.5 × 104 m3 /d 的天然气。该实验站的 GTL 已许可给合成燃料(Synfuels) 公司。该公司在 A M 大学校园附近建立了一套 GTL 中试装置，目前正在进行经济性模拟分析。新工艺比现有技术简单的多，不需要合成气，除了发电之外，也不需要使用氧气。其经济性、规模和生产方面都不同于普通的费托 GTL 工艺。第一套工业装置可能在 2004 年上半年建成[9]。

2.2 国内研究现状

早在20世纪 60 年代，国家科委就制订了 LNG 发展规划， 60 年代中期完成了工业性试验，四川石油管理局威远化工厂拥有国内最早的天然气深冷分离及液化的工业生产装置，除生产 He 外，还生产 LNG 。 1991 年该厂为航天部提供 30tLNG 作为火箭试验燃料。与国外情况不同的是，国内天然气液化的研究都是以小型液化工艺为目标，有关这方面的文献发表较多[10]，以下就国内现有的天然气液化装置工艺作简单介绍。

2011年，我国液化天然气行业市场销售CRN值约为80%，其中中石油、中石化、中海油三大国企的比重达到近六成，销售地区主要集中在天津、山东、广东、新疆、陕西等地。在LNG进口方面，截至2011年底，中国共投运LNG接收站5座，接收能力合计达1580万吨/年；到2014年全部建成后，中国LNG接收能力将达3380万吨/年。我国天然气地质资源量估计超过38万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量7-10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。陆上资源主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。由于资源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用气结构不合理，都在一定程度上制约了我国天然气工业的健康发展。但是，随着我国的社会进步和经济发展，天然气成为主要能源将是一个必然的趋势。

2.2.1 四川液化天然气装置

由中国科学院北京科阳气体液化技术联合公司与四川简阳市科阳低温设备公司合作研制的 300l/h 天然气液化装置，是用 LNG 作为工业和民用气调峰和以气代油的示范工程。该装置于 1992 年建成，为 LNG汽车研究提供 LNG 。

该装置充分利用天然气自身的压力，采用气体透平膨胀机制冷使天然气液化，用于民用天然气调峰或生产 LNG ，工艺流程合理，采用气体透平膨胀机，技术较先进。该装置基本不消耗水、电，属节能工程，但液化率很低，约 10% 左右，这是与它的设计原则一致的。

2.2.2 吉林油田液化天然气装置

由吉林油田、中国石油天然气总公司和中科院低温中心联合开发研制的 500l/h 撬装式工业试验装置于 1996 年 12 月整体试车成功，该装置采用以氮气为冷剂的膨胀机循环工艺，整个装置由 10 个撬块组成，全部设备国产化 [11]。

该装置采用气体轴承透平膨胀机；国产分子筛深度脱除天然气中的水和 CO2 ，工艺流程简单，采用撬装结构，符合小型装置的特点。采用纯氮作为制冷工质，功耗比采用冷剂的膨胀机循环要高。没有充分利用天然气自身压力，将天然气在中压下（ 5.0MPa 左右）液化（较高压力下液化既可提高氮气的制冷温度，又可减少制冷负荷），因此该装置功耗大。

2.2.3 陕北气田液化天然气

1999 年 1 月建成投运的 2 × 104 m3 /d “陕北气田 LNG 示范工程”是发展我国 LNG 工业的先导工程，也是我国第一座小型 LNG 工业化装置。该装置采用天然气膨胀制冷循环，低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化，气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷，燃气机作为循环压缩机的动力源，利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。该装置设备全部国产化。装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产 LNG 提供了经验[12]。

2.2.4 中原油田液化天然气装置

中原油田曾经建设了我国最大的 LNG 装置，原料气规模为 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力为 1 0 × 104 m3 /d 、储存能力为 1200 m3 、液化率为 37.5%[13]。目前，在充分吸取国外先进工艺技术的基础上，结合国内、国外有关设备的情况，主要针对自身气源特点，又研究出 LNG 工艺技术方案 [14] 。该工艺流程采用常用的分子筛吸附法脱水，液化工艺选用丙烷预冷 +乙烯预冷 + 节流。

装置在原料气量 30× 104 m3 /d 时，收率高达 51.4% ，能耗为 0.13 Kwh/Nm3 。其优点在于各制冷系统相对独立，可靠性、灵活性好。但是工艺相对较复杂，须两种制冷介质和循环，设备投资高。由于该厂充分利用了油田气井天然气的压力能，所以液化成本低。

2.2.5 天津大学的小型液化天然气装置

小型 LNG 装置与大型装置相比，不仅具有原料优势、市场优势而且投资低、可搬迁、灵活性大[15]。 LNG 装置主要是用胺基溶剂系统对天然气进行预处理，脱除 CO2 等杂质；分子筛脱水；液化几个步骤。装置采用单级混合制冷系统；闭合环路制冷循环用压缩机压缩制冷剂。单级混合制冷剂工艺操作简便、效率高，适用于小型 LNG 装置。

压缩机的驱动机可用燃气轮机或电动马达。电价低的地区可优先考虑电动马达（成本低、维修简单）。在燃料气价格低的地区，燃气透平将是更好的选择方案。经济评估结果表明，采用燃气轮机驱动机的液化装置，投资费要比选用电动马达高出 200 万~ 400 万美元。据对一套 15 × 106ft 3 /d 液化装置进行的成本估算，调峰用的 LNG 项目储罐容积为 10 万 m3 ，而用于车用燃料的 LNG 项目仅需 700m3 储罐，导致最终调峰用的 LNG 成本为 2.03 ~ 2.11 美元 /1000ft3 ，而车用 LNG 成本仅 0.98 ~ 0.99 美元 /1000 ft3 。

2.2.6 西南石油大学液化新工艺

该工艺日处理 3.0 × 104 m3 天然气，主要由原料气 （ CH4 : 95.28% ， CO2 :2.9% ） 脱 CO2 、脱水、丙烷预冷、气波制冷机制冷和循环压缩等系统组成。 以 SRK 状态方程作为基础模型，开发了天然气液化工艺软件。 天然气压缩机的动力采用天然气发动机，小负荷电设备用天然气发电机组供电，解决了边远地区无电或电力紧张的难题。由于边远地区无集输管线可利用，将未能液化的天然气循环压缩，以提高整套装置的天然气液化率。

装置采用一乙醇胺法（ MK-4 ）脱除 CO2 。由于处理量小，脱二氧化碳的吸收塔和再生塔应采用高效填料塔 [16] 。由于混合制冷剂，国内没有成熟的技术和设计、运行管理经验，仪表控制系统较复杂。同时考虑到原料气中甲烷含量高，有压力能可以利用。故采用天然气直接膨胀制冷作为天然气液化循环工艺[17]。气波制冷属于等熵膨胀过程，气波制冷机是在热分离机的基础上，运用气体波运动的理论研制的。在结构上吸收了热分离机的一些优点，同时增加了微波吸收腔这一关键装置，在原理上与热分离机存在明显不同，更加有效地利用气体的压力，提高了制冷效率。

2.2.7 哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学

LNG 系统主要包括天然气预处理、天然气的低温液化、天然气的低温储存及天然气的气化和输出等[18]。经过处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化，制冷压缩机是由天然气发动机驱动。 LNG 储罐为一个双金属壁的绝热罐，内罐和外罐分别是由镍钢和碳钢制成 [19] 。

循环气体压缩机一般采用天然气驱动，可节省运行费用而使投资快速收回。压缩机一般采用非润滑式特殊设计，以避免天然气被润滑油污染[20]。采用装有电子速度控制系统的透平，而且新型透平的最后几级叶片用钻合金制造，改善了机械运转。安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的，它们的可靠性比较高，还可以调整间隙。