俞華 陳觀豪 汪建平 徐業(yè)俊

（中海油能源發(fā)展股份有限公司 北京 100010）

1 引言

隨著陸地可動(dòng)用天然氣資源越來越少，勘探和開發(fā)海上天然氣田是必然趨勢。但海上天然氣資源具有分散特點(diǎn)，南海氣田有相當(dāng)一部分為邊際小氣田。對于這些邊際小氣田，在周邊無設(shè)施依托下，若采用傳統(tǒng)的“一個(gè)氣田，一套管線”開發(fā)方式，很多小氣田因遠(yuǎn)離管網(wǎng)和天然氣市場因素將使投資成本偏高而無法投入開采。利用浮式液化天然氣（FLNG）裝置作為一種新型的海上氣田開發(fā)技術(shù)，以其投資相對較低，產(chǎn)能建設(shè)周期短，便于遷移二次使用和LNG市場靈活等優(yōu)點(diǎn)而倍受關(guān)注。

中國對FLNG裝置還處于科研階段，國家工信部課題、國家“863”計(jì)劃、國家重大專項(xiàng)課題都涉及對FLNG裝置的研究，《國家能源科技“十二五”規(guī)劃(2011-2015)》明確提出“開展深海天然氣浮式裝備（FLNG）設(shè)計(jì)、建造、集成等方面的關(guān)鍵技術(shù)研究以及相關(guān)關(guān)鍵設(shè)備和系統(tǒng)的研制，要求開發(fā)一型適應(yīng)我國南海大型氣田開發(fā)要求、艙容約30×104m3、液化天然氣（LNG）年產(chǎn)量為200×104t～300×104t的浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置FLNG”。

2 FLNG 裝置開發(fā)邊際氣田的配套產(chǎn)業(yè)分析

天然氣產(chǎn)業(yè)最大的特點(diǎn)是上中下游形成了鏈條關(guān)系，上游包括天然氣勘探和開發(fā)，中游主要指液化、運(yùn)輸環(huán)節(jié)，下游則包括終端接收、分銷等環(huán)節(jié)，目前，上中下游產(chǎn)業(yè)發(fā)展已基本健全，為FLNG裝置開發(fā)邊際氣田奠定了基礎(chǔ)。

我國南海天然氣勘探也已成熟，經(jīng)過多年氣田勘探，探明多個(gè)邊際氣田且存儲(chǔ)豐富。下游用戶需求強(qiáng)勁，預(yù)計(jì)年均增速將達(dá)10.8%，為滿足需求，從北起遼寧、河北，南至海南、廣西的中國沿海地區(qū)開展LNG接收站的研究和建設(shè)工作。目前“三桶油”公司投產(chǎn)或在建或規(guī)劃在沿海建設(shè)24個(gè)LNG接收站，LNG接收已經(jīng)形成了一定的規(guī)模。對于中游的LNG運(yùn)輸，其在產(chǎn)業(yè)鏈中扮演非常重要的角色，起著連接上游資源與下游用戶間橋梁與紐帶的作用。

3 FLNG 發(fā)展現(xiàn)狀及關(guān)鍵技術(shù)

3.1 發(fā)展現(xiàn)狀

FLNG具有處理、液化、儲(chǔ)存和裝卸天然氣的功能，通過系泊系統(tǒng)定位于海上進(jìn)行天然氣開采，并定期通過LNG運(yùn)輸船將液化天然氣運(yùn)輸?shù)缴虡I(yè)目的地。隨著FLNG關(guān)鍵技術(shù)發(fā)展成熟，已對FLNG進(jìn)行商業(yè)化運(yùn)作，目前已有5艘FLNG處于在建或合同招標(biāo)中。

3.2 關(guān)鍵技術(shù)

天然氣與原油性質(zhì)的差異造成了FLNG與FPSO在技術(shù)及性能方面的很大區(qū)別，液態(tài)LNG具有超低溫、易晃蕩、易蒸發(fā)等特點(diǎn)，必然要求FLNG技術(shù)更安全、更可靠。

3.2.1 液化工藝系統(tǒng)

天然氣液化工藝設(shè)計(jì)，不僅考慮FLNG船體甲板有限面積，還要考慮海上運(yùn)動(dòng)環(huán)境(如風(fēng)、浪、流等)對分離過程的影響，故工藝流程要有足夠的適應(yīng)性和高效性。目前，可用于FLNG天然氣液化工藝，主要有3種液化工藝：級聯(lián)式液化工藝、混合制冷劑液化工藝、膨脹制冷液化工藝。經(jīng)性能對比，級聯(lián)式液化工藝和丙烷預(yù)冷混合冷劑液化工藝對晃蕩的敏感程度較高，抗晃動(dòng)性能較差，一般不推薦用于FLNG中。氮膨脹液化工藝、單混合冷劑液化工藝和雙混合冷劑液化工藝抗晃動(dòng)性能較好，并已被在建的FLNG項(xiàng)目工程化應(yīng)用。

3.2.2 LNG存儲(chǔ)系統(tǒng)

LNG在儲(chǔ)存過程中始終處在零下162℃左右的低溫條件下，儲(chǔ)罐的材料以及絕緣性至關(guān)重要。便于布置上部模塊，F(xiàn)LNG需要考慮甲板面積，適用于FLNG的儲(chǔ)罐為獨(dú)立式棱柱型(SPB型)及薄膜型(GTT型)。在比選LNG存儲(chǔ)系統(tǒng)時(shí)，需要考慮上部模塊數(shù)量及重量、艙容利用率、經(jīng)濟(jì)性、建造方便性等。目前，在建的FLNG均采用GTT專利技術(shù)的薄膜型存儲(chǔ)艙。

3.2.3 LNG卸料系統(tǒng)

FLNG裝卸技術(shù)是關(guān)鍵技術(shù)中的難點(diǎn)，卸料方式有旁靠和串靠。旁靠外輸是LNG船與FLNG裝置旁靠系泊，兩船并排系泊在一起,對海況的要求也特別高，通常其有義波高要求小于等于2.5m。同時(shí)也存在較大的安全隱患，因?yàn)閮伤掖捌叫邢倒淘谝黄穑坏┠乘掖鞍l(fā)生事故，另一艘船舶很難在短時(shí)間內(nèi)分離開，將會(huì)造成較大的損失。此外，這種外輸方式系船作業(yè)也相對繁瑣，勞動(dòng)強(qiáng)度較大。串靠外輸方式對海洋環(huán)境條件要求不高，可在有義波高小于5m3的海洋環(huán)境條件下進(jìn)行LNG的卸載作業(yè)。采用串靠方式卸載LNG時(shí)，F(xiàn)LNG船與LNG運(yùn)輸船的距離較遠(yuǎn)(可達(dá)70m~115m左右)，因此該方式相對比較安全，但無實(shí)踐工程。目前，在建的FLNG因服役海域環(huán)境溫和，均采用MFC公司的旁靠剛性臂外輸系統(tǒng)。

4 南海邊際氣田工程開發(fā)模式

4.1 工程模式

根據(jù)目前中國海域的油氣田開發(fā)特點(diǎn)，海上邊際氣田開發(fā)模式有兩種模式：

4.1.1 無依托周邊油氣田設(shè)施開發(fā)

（1）獨(dú)立開發(fā)模式是指通過新建FLNG、水下生產(chǎn)系統(tǒng)等海上設(shè)施，依靠自身的動(dòng)力和油氣水處理設(shè)施進(jìn)行氣田開采、處理氣田產(chǎn)物，該模式節(jié)省海底管線投資費(fèi)用的優(yōu)點(diǎn)更為突出，在技術(shù)上避免了長距離管輸帶來的流動(dòng)安全保障等一系列問題。

（2）半海半陸式開發(fā)的模式通常是指新建井口平臺(tái)/鉆采平臺(tái)或中心平臺(tái)，根據(jù)平臺(tái)功能進(jìn)行油氣處理，通過上岸管線外輸?shù)疥懙亟K端進(jìn)行進(jìn)一步處理、儲(chǔ)存和外輸。該模式多適用于靠近城市的氣田開發(fā)，且需要下游用戶得力支持。

4.1.2 依托周邊油氣田設(shè)施開發(fā)

指將氣田處理合格的天然氣或未經(jīng)處理合格的生產(chǎn)物流管輸?shù)狡渌苓呌蜌馓镆呀ǖ墓こ淘O(shè)施進(jìn)行進(jìn)一步的處理、儲(chǔ)存和計(jì)量外輸。該模式需要鋪設(shè)油氣田間的油氣輸送海底管道，當(dāng)油氣田距離周邊可依托的油氣田設(shè)施較近，需要鋪設(shè)的海管距離較短時(shí)，采用該模式相對比較經(jīng)濟(jì)。

4.2 氣田開發(fā)工程方案比選

陵水22-1氣田位于南海北部大陸架西區(qū)的瓊東南盆地內(nèi)，距西北側(cè)已生產(chǎn)的崖13-1氣田160km，水深1336m，與淺水區(qū)（300m水深）的距離約70km，探明儲(chǔ)量約150×108m3。

根據(jù)工程建設(shè)技術(shù)成熟程度、氣田開發(fā)建設(shè)工期、氣田建設(shè)投資、生產(chǎn)操作成本和整體技術(shù)可行性等多種因素出發(fā)，在無依托的兩種開發(fā)方案中選擇更加適合陵水22-1氣田開發(fā)的方案。第二種開發(fā)方案因?yàn)楦∈缴钏脚_(tái)限制了動(dòng)態(tài)立管和臍帶纜數(shù)量、氣田生產(chǎn)操作成本過高、海管多相流動(dòng)保障困難、綜合經(jīng)濟(jì)效益差等多方面原因，不適合深水邊際氣田開發(fā)。

4.3 FLNG 開發(fā)工程方案

根據(jù)陵水22-1氣田的特點(diǎn)，在考慮中國南海臺(tái)風(fēng)、波浪高、離岸遠(yuǎn)等影響下，確定適合陵水22-1氣田的開發(fā)工程方案，包括：

4.3.1 新建1艘13.8×104m3FLNG

（1）船體為雙甲板雙舷側(cè)雙底型式，首部設(shè)內(nèi)轉(zhuǎn)塔系泊，尾部設(shè)串靠剛性外輸系統(tǒng)；

（2）生活樓位于船尾，頂部設(shè)有直升機(jī)起降平臺(tái)；

（3）主甲板以下自首向尾，由水密橫艙壁劃分為首尖艙、單點(diǎn)艙、貨艙、尾機(jī)艙和尾尖艙。貨艙包括4對LNG貨艙、1對凝析油貨艙和1對污油水艙，各貨艙間設(shè)有隔離空艙；

（4）船體及系泊系統(tǒng)可承受100年一遇的臺(tái)風(fēng)海況條件，船體設(shè)計(jì)年限30年，系泊系統(tǒng)水下部分設(shè)計(jì)年限20年；

（5）潛沒式貨油泵，工藝艙泵，液壓泵站2套；

（6）LNG圍護(hù)系統(tǒng)采用NO96薄膜型艙，隔離空艙設(shè)置加熱系統(tǒng)；

（7）4臺(tái)14.5MW透平發(fā)電站，1600kW應(yīng)急電站；

（8）永久單點(diǎn)系泊系統(tǒng)，采用3×3布置方式，氣相滑環(huán)1用1備，電滑環(huán)1用1備，光滑環(huán)1套,鋼懸鏈立管；

（9）上部模塊設(shè)計(jì)日處理天然氣500×104m3，設(shè)計(jì)日產(chǎn)LNG7000m3，設(shè)計(jì)LNG年產(chǎn)量為120×104t（1.2MTPA）。

4.3.2 新建1條10寸2.3km海底混輸管線,1條2.3km的臍帶纜，動(dòng)態(tài)段為陡波形并設(shè)浮力塊。4.3.3新建1套水下生產(chǎn)系統(tǒng)。

5 總結(jié)和建議

通過研究南海陵水22-1氣田開發(fā)方案，得到如下結(jié)論和建議：

5.1 南海氣田開發(fā)模式的選擇，在技術(shù)可行下，經(jīng)濟(jì)收益成為重要衡量指標(biāo)。根據(jù)不同工藝系統(tǒng)對比估算，其自耗氣可達(dá)8%~10%。如陵水22-1氣田，設(shè)計(jì)FLNG的自耗氣達(dá)9%，如果該氣田儲(chǔ)量較小，采用FLNG方案也是不經(jīng)濟(jì)的。

5.2 FLNG設(shè)計(jì)和運(yùn)營上還未有成熟經(jīng)驗(yàn)，建議在FLNG運(yùn)營上借鑒成熟的大型FPSO運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)。

5.3 LNG串靠卸載目前還沒有成功應(yīng)用實(shí)踐，尤其在南海惡劣海況下，LNG卸料是限制南海FLNG方案的關(guān)鍵點(diǎn)，建議進(jìn)一步掌握LNG串靠卸料系統(tǒng)技術(shù)。

5.4 建議以中小型FLNG為先導(dǎo)式開發(fā)方案對氣田進(jìn)行先期開發(fā)，之后再滾動(dòng)開發(fā)附近一片區(qū)域氣田。

5.5 FLNG投資費(fèi)用高，建議通過設(shè)備國產(chǎn)化降低成本。

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