王潔 劉冰

中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司

難動用儲量是一個相對概念，指在目前的技術(shù)、經(jīng)濟(jì)條件下開發(fā)成本高，經(jīng)濟(jì)效益差以及產(chǎn)能規(guī)模與儲量規(guī)模不匹配以至于難以開采或不具有工業(yè)開采價值的可探明儲量［1］。我國油氣資源中難動用儲量比例較高，據(jù)統(tǒng)計，目前國內(nèi)“邊小低”、復(fù)雜斷塊油氣田、含油氣構(gòu)造共有難動用三級儲量25×108m3，其中氣量占國內(nèi)天然氣三級儲量的30%～40%。若難動用儲量長時間擱置，隨著工程造價水平的上漲，原本通過其他手段可以增加動用率的儲量將徹底不具有開采價值，因此應(yīng)加大對難動用儲量的開發(fā)利用機(jī)會。而先進(jìn)的開采技術(shù)無疑是提高單井儲量，實現(xiàn)規(guī)模效益的必然選擇，但開發(fā)模式、經(jīng)濟(jì)評價方式、管理模式和稅費政策也是制約難動用儲量開發(fā)的主要因素，因此本文將從這些方面尋找突破。

FLNG的生產(chǎn)流程如圖1所示。

近年來，集海上天然氣液化、儲存和裝卸為一體的新型浮式生產(chǎn)、儲存和裝卸裝置（FLNG）技術(shù)已為多個難動用儲量氣田的開發(fā)帶來希望。據(jù)統(tǒng)計，目前世界上難動用儲量氣藏約有2 500個，儲量規(guī)模在0.1～5TCF（萬億立方英尺，Trillion Cubic Feet，1TCF＝2.83×1010m3，下同），這些氣田都可通過FLNG開發(fā)模式獲得收益。而且可采用如下手段進(jìn)一步降低對油氣藏經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)極限儲量的要求：①通過設(shè)備國產(chǎn)化降低FLNG開發(fā)成本；②在整體開發(fā)方案未確定或天然氣生產(chǎn)設(shè)施未建成之前，小型FLNG可作為先導(dǎo)式開發(fā)方案對氣田進(jìn)行早期開發(fā)，之后再滾動帶動一片氣田儲量的開發(fā)；③由于FLNG裝置的目標(biāo)市場選擇靈活，中國海油在廣東省可以承受的LNG到岸價已經(jīng)超過政府對管道氣的指導(dǎo)價格，因此，目標(biāo)市場可定位于工業(yè)用戶、汽車加注等高端消費群體；④配合管理模式、政策及稅費扶持等手段，在企業(yè)內(nèi)建立上下游一體化公司，上游上市公司可以將難動用儲量以出售、租賃或入股的方式轉(zhuǎn)交給下游公司，避免因追求各自利益最大化而無法獲得最低開發(fā)成本，進(jìn)而導(dǎo)致下游風(fēng)險堆積的現(xiàn)象，提高下游公司開發(fā)難動用儲量的積極性［1－2］。本文將綜合上述方法，重點分析小型FLNG開發(fā)方案的技術(shù)可行性和經(jīng)濟(jì)可行性。通過具體案例說明小型FLNG方案的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢性，以及在促使上、下游一體化開發(fā)、有效盤活一批難動用儲量中的應(yīng)用前景。

圖1 FLNG技術(shù)方案流程圖

1 小型FLNG技術(shù)可行性分析

1.1 小型FLNG技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

國際上針對建成世界第一座FLNG裝置的激烈競爭已經(jīng)展開，超過15個項目已進(jìn)入商業(yè)開發(fā)階段。國際上主流設(shè)計規(guī)模集中于1～2MTPA（Million Tons Per Annum，即106t／a，下同）的中型設(shè)計，適合1～2TCF規(guī)模的氣田開發(fā)。其中Shell項目屬于大型FLNG，設(shè)計規(guī)模為3.5MTPA，適合3～4TCF的大型油氣田，目前已到EPC階段，設(shè)計、建造及安裝合同由Technip公司和三星重工聯(lián)手取得。

從理論上講，氣田規(guī)模越大，F(xiàn)LNG經(jīng)濟(jì)性越好，但面臨技術(shù)難度及不確定性風(fēng)險也更大。因此很多公司開發(fā)了1MTPA以下規(guī)模的小型FLNG方案。Harmworthy的設(shè)計規(guī)模為0.5～1MTPA，所采用工藝和相關(guān)設(shè)備已在陸上和類似海上航運中獲得驗證。Teekay公司也開發(fā)了類似規(guī)模的小型FLNG，正處于概念設(shè)計階段。TGE公司設(shè)計規(guī)模為0.5MTPA，F(xiàn)PSO（Floating Production Storage and Offloading）采用C型艙設(shè)計，極大降低投資成本。中國在小型FLNG技術(shù)領(lǐng)域發(fā)展迅速，中國惠生海洋工程有限公司已獲得EPCIC總承包合同，為比利時Exmar集團(tuán)提供浮式LNG液化再氣化存儲裝置（FLRSU）從設(shè)計、采購、建造到安裝和調(diào)試的一站式服務(wù)。此浮式裝置液化能力為0.5MTPA，計劃于2014年第四季度開始商業(yè)運營。此類小型FLNG方案將瞄準(zhǔn)0.5TCF規(guī)模以下難動用儲量，憑借技術(shù)難度低、投資成本小、建造周期短等優(yōu)勢，將在小型油氣藏中迅速推廣［3］。

1.2 小型FLNG關(guān)鍵技術(shù)

國際上FLNG技術(shù)發(fā)展已基本成熟，部分工藝和關(guān)鍵設(shè)備也已獲得類似海上工程應(yīng)用驗證，影響FLNG方案可行性的關(guān)鍵點也已明確，主要集中在FPSO設(shè)計、系泊系統(tǒng)、工藝適用性、LNG卸料系統(tǒng)等核心領(lǐng)域。本文針對某海外區(qū)塊A設(shè)計了0.5MTPA以下規(guī)模的小型FLNG方案，具體設(shè)計規(guī)模如表1所示，同時介紹了方案特點，并結(jié)合相關(guān)技術(shù)的海上類似應(yīng)用案例分析了小型FLNG方案的技術(shù)可行性［3－5］。

表1 小型FLNG方案生產(chǎn)規(guī)模表

1.2.1 FPSO設(shè)計

小型FLNG裝置的FPSO選用具有C型獨立液艙的船體設(shè)計，不僅突破大中型FLNG裝置船體造價高的限制，而且可以國產(chǎn)化，極大地降低投資成本。C型獨立液艙是最常用的貨物圍護(hù)系統(tǒng)，液艙通常為球形或筒型壓力容器。液艙內(nèi)儲罐帶壓儲存，晃蕩效應(yīng)可以忽略、無裝載液位限制，不需要設(shè)置次屏壁，安全性高，減小了對海上LNG儲存的負(fù)面影響。而且C型獨立艙技術(shù)成熟，已在中國制造的多艘LPG運輸船上獲得應(yīng)用。中國已經(jīng)可以自主建造4×104m3及其以下規(guī)模的小型LNG運輸船，由上海船舶研究設(shè)計院設(shè)計、江南造船集團(tuán)建造的國內(nèi)首艘中小型LNG運輸船建成后也將是世界上艙體最大的C型LNG運輸船。小型FLNG裝置的FPSO設(shè)計可完全參照LNG運輸船設(shè)計，因此國內(nèi)完成4×104m3小型FPSO的設(shè)計、建造、運營具有可行性，通過國產(chǎn)化手段還可降低項目總投資，同時縮短建造周期。

1.2.2 上部工藝模塊技術(shù)方案

FLNG上部工藝模塊主要由天然氣進(jìn)氣模塊、天然氣預(yù)處理模塊、天然氣分餾模塊、天然氣液化模塊、BOG處理模塊、產(chǎn)品儲存和卸料系統(tǒng)、公共工程模塊、火炬和壓力釋放系統(tǒng)等組成。針對海上作業(yè)的特殊環(huán)境條件，工藝方案設(shè)計時考慮了海上適用性、復(fù)雜程度、緊湊性、能耗、可靠性及安全性等關(guān)鍵因素，參考國外FLNG工藝流程的推薦方案，初步確定工藝方案如表2所示。其中，天然氣的液化工藝直接影響整個裝置運行的合理性和適用性，液化設(shè)備投資占FLNG上部模塊總投資的30%左右。目前，世界上1～2MTPA規(guī)模的FLNG以氮膨脹工藝為主，氮膨脹工藝技術(shù)成熟，工藝結(jié)構(gòu)簡單，海上適應(yīng)性強(qiáng)，冷劑種類少，安全性高，唯一不足是在能耗上高于混合制冷劑工藝。但針對0.5MTPA及其以下規(guī)模的小型液化裝置，功耗影響較弱。因此氮膨脹制冷工藝是首選。此外，在裝置模塊的布置方面，應(yīng)考慮安全、環(huán)保和人員健康等要求，同時綜合考慮工藝流程設(shè)計的合理性和操作維修的方便性，所有模塊設(shè)計應(yīng)易于建造［6－7］。

表2 上部工藝模塊技術(shù)方案表

1.2.3 單點系泊系統(tǒng)

單點系泊系統(tǒng)可采用潛式內(nèi)轉(zhuǎn)塔系統(tǒng)（STL）。目前已安裝的潛式內(nèi)轉(zhuǎn)塔系統(tǒng)水深范圍在80～350m之間，適用范圍廣。單點系泊系統(tǒng)技術(shù)成熟，初期投資少，操作成本低，可適用于惡劣環(huán)境，在5～6m浪高的海況條件下仍能保持連接。潛式內(nèi)轉(zhuǎn)塔系統(tǒng)目前已經(jīng)應(yīng)用于美國3個海上LNG項目，在中國南海FPSO上也有很多應(yīng)用案例，安全性高，在過去10年里使用記錄良好。初步判斷國內(nèi)難動用儲量氣田水深，海況（風(fēng)、浪、流）條件完全適合潛式內(nèi)轉(zhuǎn)塔系統(tǒng)的應(yīng)用。若實際海況條件惡劣，在船體設(shè)計時可實施內(nèi)轉(zhuǎn)塔系統(tǒng)系泊能力強(qiáng)化方案來增強(qiáng)船體的穩(wěn)定性，使裝置在惡劣海況條件下仍能正常工作。

1.2.4 LNG卸料系統(tǒng)

FLNG的裝卸技術(shù)是FLNG核心技術(shù)中的難點。在開放海域中（特別是環(huán)境條件比較惡劣的海域），由于晃蕩所導(dǎo)致的FLNG船體與運輸船之間的相對運動比常規(guī)岸基裝置復(fù)雜得多，兩船之間卸料設(shè)備的連接、緊急脫離、包絡(luò)范圍計算等問題比陸上裝卸要困難。目前已有工程應(yīng)用的卸料方式有旁靠剛性臂卸料系統(tǒng)和旁靠低溫軟管卸料系統(tǒng)。世界上多數(shù)FLNG項目，如Shell（設(shè)計、采購、建設(shè)）、Hoegh LNG（完成FEED前端工程設(shè)計），F(xiàn)LNG的卸料系統(tǒng)全部選擇旁靠剛性臂。旁靠剛性臂卸料系統(tǒng)技術(shù)成熟，性能可靠，至今已有300多套用于實際工程（包括陸上和海上），絕大多數(shù)已建海上接收終端都選擇剛性卸料臂。如在迪拜LNG接收終端，剛性卸料臂安裝在FSRU上，從LNG運輸船向FSRU上卸料。

低溫軟管卸料系統(tǒng)雖然具有較強(qiáng)的運動補(bǔ)償能力，但對低溫軟管的材料性能要求較高。截至2012年底，世界上第一個也是唯一一個采用旁靠低溫軟管卸料的項目中卸船操作的驗證次數(shù)為330次，且應(yīng)用終端所在地海況條件良好。小型FLNG選擇卸料系統(tǒng)時，應(yīng)充分考慮到卸料系統(tǒng)作為FLNG方案的薄弱環(huán)節(jié)應(yīng)做具體分析和慎重的決策。因此，需根據(jù)具體項目的環(huán)境條件，全面分析風(fēng)、浪、流等海況條件對LNG運輸船旁靠、卸料臂連接及解脫的影響。若海況條件惡劣，在操作上需選擇合適的靠泊和卸料時段，由此可能會影響FLNG的運營時間及LNG運輸船的調(diào)配［8］。盡管串靠卸料方式更適合風(fēng)大惡劣的海況條件，但是串靠卸料方式與低溫軟管卸料技術(shù)目前仍處于研發(fā)和中試階段，需進(jìn)一步關(guān)注技術(shù)發(fā)展情況以增強(qiáng)FLNG裝置卸料方案的備選性。

2 小型FLNG開發(fā)模式的經(jīng)濟(jì)評價——以某海外氣田A區(qū)塊為例

某海外A區(qū)塊單個構(gòu)造規(guī)模小，儲量品質(zhì)差，而且該區(qū)域天然氣售價較低（折合1.5～1.8元／m3）。A區(qū)塊曾嘗試單獨開發(fā)、依托周邊區(qū)塊開發(fā)等多種開發(fā)模式，但經(jīng)濟(jì)評價效果遠(yuǎn)低于10%的內(nèi)部收益率水平，而且經(jīng)過多年開發(fā)已暴露出穩(wěn)產(chǎn)困難和難動用儲量不能有效接替等突出難題，若無解決方案，中方將被迫退出該區(qū)塊，同時也將面臨巨大的經(jīng)濟(jì)損失。該區(qū)塊的配產(chǎn)情況如圖2所示。

圖2 A區(qū)塊最大動用儲量配產(chǎn)圖

2.1 小型FLNG裝置成本投資

小型FLNG裝置的工程投資主要包括固定資本和運營成本投資［9］。固定資本主要包括上部工藝模塊、FPSO、系泊系統(tǒng)、卸料系統(tǒng)等。由于本方案是首次實施，因此投資估算時應(yīng)留有較大余量。運營成本主要包括上部裝置操作運營費用及FPSO的操作運營費用等［10］。

2.2 小型FLNG與海上傳統(tǒng)開發(fā)模式的經(jīng)濟(jì)評價對比

經(jīng)濟(jì)評價模型中計算了3種開發(fā)模式：①水下井口＋綜合處理平臺＋水下管道＋陸上終端；②水下井口＋綜合處理平臺＋租用其他公司管道；③水下井口＋FLNG裝置。在模式③中，由于FLNG的成本回收期設(shè)計為25年，對于此類0.5TCF及其以下規(guī)模氣田，在A區(qū)塊生產(chǎn)8年后需尋找其他類似規(guī)模氣田接替生產(chǎn)17年，若接替氣田儲量更加優(yōu)質(zhì)，將縮短接替年限或獲得更高的收益。在A區(qū)塊的8年經(jīng)濟(jì)年限中，若實現(xiàn)10%的內(nèi)部收益，采用不同開發(fā)模式所獲得的上游售氣價格見表3。

表3 A區(qū)塊在不同開發(fā)模式下的售氣價格表

可見常規(guī)開發(fā)模式所帶來的高氣價使A區(qū)塊長期陷入難動用困境已成必然，而小型FLNG開發(fā)模式可盤活此類困境氣田，使上、下游同時滿足收益要求成為可能。盡管目前1.4元／m3的井口濕氣價格導(dǎo)致LNG的到岸價格較高（LNG到岸價＝井口濕氣價格＋FLNG液化成本＋LNG運輸費用），但目前國內(nèi)對非民用天然氣價已有上漲調(diào)整，廣東省某些天然氣工業(yè)用戶、汽車加注等高端用戶所能承受的氣態(tài)天然氣消費水平都較高，若由小型FLNG裝置加工得到的LNG銷售給此部分下游用戶，可緩解較高井口濕氣價格給下游帶來的壓力。而且，此評價方式中仍存在經(jīng)濟(jì)效益提升的空間，可有效緩解LNG到岸價壓力［11－12］。

1）運輸成本的降低：國內(nèi)氣田到LNG接收終端運距較小，若接替氣源選擇國內(nèi)資源，則LNG到岸價格將有所降低。

2）上游開發(fā)成本的降低：若上游井口開發(fā)方案采用新型技術(shù)或跟其他相關(guān)項目共用施工資源，將獲得更低的投資，進(jìn)而降低井口濕氣售價，減小對LNG到岸價格的壓力。

3）上游開發(fā)合同的變化：對于國外區(qū)塊，外方的分成合同較為苛刻，若開發(fā)國內(nèi)氣田，上游開發(fā)費用會降低。

4）其他成本的降低：若開發(fā)國內(nèi)難動用儲量，人力成本、FPSO的動復(fù)員費用等運營成本將減小。

5）申請優(yōu)惠政策：若能申請到國家強(qiáng)有力的政策允許降低項目的內(nèi)部收益水平，LNG到岸價和液化成本將有所降低。

通過經(jīng)濟(jì)評價對比分析，若采用小型FLNG裝置滾動開發(fā)國內(nèi)0.5TCF及以下規(guī)模的難動用儲量氣田，將極大程度地降低油氣藏的經(jīng)濟(jì)界限要求，提升國內(nèi)難動用儲量的經(jīng)濟(jì)效益。

3 結(jié)論

在目前高油價形勢下，將難動用儲量變?yōu)榻?jīng)濟(jì)可動用儲量，對確保油氣產(chǎn)量的穩(wěn)定和增長，緩解國內(nèi)油氣資源的供需矛盾具有重要意義。本文通過闡述小型FLNG方案在難動用儲量經(jīng)濟(jì)性提升方面的優(yōu)勢性，并配合實際案例得出如下主要結(jié)論。

1）FLNG開發(fā)方案憑借投資成本低、重復(fù)利用率高、目標(biāo)市場選擇靈活等優(yōu)勢，已成為當(dāng)前海上難動用儲量開發(fā)的熱點方式。

2）針對國內(nèi)外眾多處于擱置狀態(tài)的難動用儲量，A區(qū)塊經(jīng)濟(jì)性估算對比說明小型FLNG方案可極大程度地提升油氣藏經(jīng)濟(jì)效益，而且有可能成為現(xiàn)階段難動用儲量的唯一解決方案。若配合上、下游一體化管理模式的創(chuàng)新，尋求國家政策稅費扶持，小型FLNG方案將使一系列邊際零散氣田的開發(fā)成為可能，一定程度上緩解中國能源供給緊張的局面。

3）FLNG關(guān)鍵核心技術(shù)已經(jīng)發(fā)展成熟，與大型FLNG相比，小型FLNG方案實施難度低，大部分的上部工藝設(shè)備可國產(chǎn)化。4×104m3小型FPSO采用獨立C型艙結(jié)構(gòu)，技術(shù)難度相對較小，可國內(nèi)生產(chǎn)，從而有利于降低項目投資。

4）面對海上LNG資源爭奪激烈的現(xiàn)實局面，中國企業(yè)在開發(fā)小型FLNG方案時，應(yīng)充分考慮首座LNG浮式生產(chǎn)裝置可能面臨的風(fēng)險與挑戰(zhàn)，重點關(guān)注FPSO創(chuàng)新性應(yīng)用及LNG卸料系統(tǒng)的適應(yīng)性等問題，保障FLNG方案的順利實施。

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