馬小飛， 黃海華， 李蘭芳

(深圳市惠爾凱博海洋工程有限公司， 廣東 深圳 518067)

0 引 言

近年，我國(guó)南海北部神狐海域進(jìn)行的天然氣水合物(Natural Gas Hydrate，NGH)試采獲得成功。NGH已成為我國(guó)第173個(gè)礦種。據(jù)測(cè)算，神狐海域資源儲(chǔ)存量達(dá)1 500億m3，具備支撐產(chǎn)業(yè)化的資源基礎(chǔ)。海洋型NGH采出氣與常規(guī)天然氣的主體成分(甲烷)大致相同，但海洋型NGH采出氣的特點(diǎn)是甲烷體積分?jǐn)?shù)高，大于99%[1]，而常規(guī)天然氣的甲烷體積分?jǐn)?shù)只在85%以上(含其他高分子量的烴及其他無(wú)機(jī)氣體)。廣東省計(jì)劃2030年后在此海域建成年產(chǎn)10億m3天然氣水合物開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，針對(duì)NGH產(chǎn)業(yè)化生產(chǎn)計(jì)劃，研究其開(kāi)發(fā)工程模式是非常必要的。本文研究重點(diǎn)是NGH的開(kāi)發(fā)工程方案。

1 國(guó)內(nèi)外水平和發(fā)展概況

1.1 開(kāi)采方法簡(jiǎn)介

目前國(guó)內(nèi)外NGH的開(kāi)釆方法主要有5種: 熱激發(fā)法、降壓法、化學(xué)試劑添加法、CO2置換法和綜合法。

1.2 國(guó)外水平和發(fā)展概況

全球已有40多個(gè)國(guó)家和地區(qū)進(jìn)行NGH的研究與調(diào)查勘探。日本于2001年啟動(dòng)《天然氣水合物開(kāi)發(fā)計(jì)劃(2001—2018)》并設(shè)立NGH開(kāi)發(fā)研究財(cái)團(tuán)(MH21)，大力支持NGH勘探開(kāi)發(fā)等綜合研究，2013年成為掌握海底NGH采掘技術(shù)的國(guó)家，在海域水合物中開(kāi)采出甲烷。2017年日本發(fā)布《砂層型天然氣水合物商業(yè)化開(kāi)發(fā)路線圖進(jìn)程表》，進(jìn)一步明確具體商業(yè)開(kāi)發(fā)路線圖。2018年日本政府先后公布“第3期海洋基本計(jì)劃”和“第5次能源基本計(jì)劃”，明確提出在2023—2027年將實(shí)現(xiàn)民營(yíng)企業(yè)主導(dǎo)的NGH商業(yè)開(kāi)采目標(biāo)。美國(guó)于2010年成立NGH咨詢委員會(huì)，與各大石油公司進(jìn)行合作，主導(dǎo)實(shí)施多項(xiàng)國(guó)際合作勘探、鉆采項(xiàng)目，形成對(duì)多區(qū)域海域NGH資源儲(chǔ)量及資源前景的評(píng)估，積累多種勘探、開(kāi)采方法數(shù)據(jù)及工程經(jīng)驗(yàn)，2019年編制《美國(guó)國(guó)家天然氣水合物研發(fā)計(jì)劃2020—2035年路線圖》，提出美國(guó)NGH研發(fā)計(jì)劃的優(yōu)先重點(diǎn)研究領(lǐng)域和階段性目標(biāo)。

1.3 國(guó)內(nèi)水平和發(fā)展情況

國(guó)內(nèi)于20世紀(jì)80年代初開(kāi)始對(duì)NGH進(jìn)行跟蹤研究，在國(guó)土資源部的統(tǒng)一組織下已取得一系列重大突破，如廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局于2017年和2020年先后2次在南海進(jìn)行水合物試采均取得成功。至于產(chǎn)業(yè)化開(kāi)發(fā)還處于摸索階段，目前廣東省計(jì)劃于2030年在南海神狐海域建成年產(chǎn)10億m3天然氣的NGH開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)。

2 南海NGH開(kāi)發(fā)工程方案篩選

2.1 概 述

一般離岸距離超過(guò)200 km的深遠(yuǎn)海油田開(kāi)發(fā)采用全海式開(kāi)發(fā)工程模式[2]，其關(guān)鍵裝備是浮式生產(chǎn)儲(chǔ)卸油裝置(Floating Production Storage and Offloading，F(xiàn)PSO)，技術(shù)已非常成熟。深遠(yuǎn)海天然氣田的開(kāi)發(fā)則有全海式和半海半陸式兩種模式。若采用全海式開(kāi)發(fā)模式，則關(guān)鍵裝備需要采用浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸油裝置(LNG-FPSO，簡(jiǎn)稱FLNG)，F(xiàn)LNG是集海上天然氣液化、儲(chǔ)存、裝卸和外輸為一體的新型FPSO裝置[3]。受技術(shù)水平、制造工藝和建造經(jīng)驗(yàn)的影響，F(xiàn)LNG建設(shè)工期長(zhǎng)、建造成本高，迄今投入運(yùn)營(yíng)的FLNG不僅國(guó)內(nèi)沒(méi)有，而且在國(guó)際范圍內(nèi)也寥寥無(wú)幾(如全球第1艘FLNG[4]于2012年開(kāi)始建造，直至2018年才正式投產(chǎn),建設(shè)周期長(zhǎng)達(dá)6 a，建造成本累計(jì)超過(guò)125億美元)?；谏鲜鲈颍壳叭蛞验_(kāi)發(fā)的深遠(yuǎn)海天然氣田大部分采用半海半陸式開(kāi)發(fā)模式，且主要通過(guò)水下生產(chǎn)系統(tǒng)開(kāi)發(fā)[5-6]。半海半陸式開(kāi)發(fā)模式指天然氣經(jīng)水下生產(chǎn)系統(tǒng)輸送至海上生產(chǎn)平臺(tái)進(jìn)行脫水及增壓后再通過(guò)長(zhǎng)輸海底管道輸送至陸地處理終端，即“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+海上生產(chǎn)處理平臺(tái)+海底管道+陸地處理終端”的開(kāi)發(fā)模式。這種開(kāi)發(fā)模式的優(yōu)點(diǎn)是開(kāi)發(fā)技術(shù)成熟、建造周期短、建造和運(yùn)營(yíng)成本低，在工程上具有廣泛的應(yīng)用性。

海底NGH的開(kāi)發(fā)方法類似于海上天然氣的開(kāi)發(fā)方法。南海神狐海域NGH開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)離岸直線距離超過(guò)300 km，水深為1 000～1 500 m，可借鑒南海深水氣田陵水17-2和荔灣3-1的深水開(kāi)發(fā)模式，并結(jié)合2017年和2020年先后2次試采水合物所采用的裝備(藍(lán)鯨1號(hào)和藍(lán)鯨2號(hào))。篩選出2種半海半陸式開(kāi)發(fā)方案，即“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+半潛式生產(chǎn)平臺(tái)+海底管道+陸地處理終端”(方案1)和“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+固定式生產(chǎn)平臺(tái)+海底管道+陸地處理終端”(方案2)，進(jìn)行對(duì)比和分析，尋找適用于南海NGH產(chǎn)業(yè)化開(kāi)發(fā)的最佳方案。

2.2 開(kāi)發(fā)工程方案1

參照南海深水氣田陵水17-2開(kāi)發(fā)模式的典型實(shí)例“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+半潛式生產(chǎn)平臺(tái)”[7]，采用開(kāi)發(fā)工程方案1，如圖1所示。

圖1中，NGH由水下生產(chǎn)系統(tǒng)(水深為1 200～1 500 m)從海底采出，經(jīng)海底管道輸送至半潛式生產(chǎn)平臺(tái)，經(jīng)生產(chǎn)平臺(tái)上的處理設(shè)備進(jìn)行脫水及增壓后，通過(guò)長(zhǎng)輸海底管道(約340 km)輸送至陸地處理終端。另外，生產(chǎn)平臺(tái)還為水下生產(chǎn)系統(tǒng)的能源供給、化學(xué)藥劑注入、維修保養(yǎng)、鉆修井等作業(yè)提供服務(wù)。該方案主要工程設(shè)施如下:

圖1 “水下生產(chǎn)系統(tǒng)+半潛式生產(chǎn)平臺(tái)”開(kāi)發(fā)工程模式示例

(1) 水下生產(chǎn)系統(tǒng)，主要包括水下采氣樹(shù)和水下管匯；

(2) 深水立管系統(tǒng)，用于水合物采出氣的輸送、化學(xué)藥劑的注入和電力的供給等；

(3) 1座半潛式生產(chǎn)平臺(tái)，主要對(duì)水合物采出氣進(jìn)行預(yù)處理、脫水干燥、增壓外輸并為水下生產(chǎn)設(shè)施的電力供給、化學(xué)藥劑注入、鉆修井等作業(yè)提供服務(wù)；

(4) 1條海底管道,主要把處理后的天然氣從半潛式生產(chǎn)平臺(tái)輸送至陸地處理終端；

(5) 1座年處理量為10億m3天然氣的陸地處理終端。

2.3 開(kāi)發(fā)工程方案2

參照南海深水氣田荔灣3-1開(kāi)發(fā)模式的典型實(shí)例“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+固定式生產(chǎn)平臺(tái)”[8]，采用開(kāi)發(fā)工程方案2，如圖2所示。

圖2 “水下生產(chǎn)系統(tǒng)+固定式生產(chǎn)平臺(tái)”開(kāi)發(fā)工程模式示例

圖2中，NGH由水下生產(chǎn)系統(tǒng)(水深為1 200～1 500 m)從海底采出，經(jīng)深水海底管道(約80 km)輸送至固定式生產(chǎn)平臺(tái)(水深約200 m)，經(jīng)生產(chǎn)平臺(tái)上的處理設(shè)備進(jìn)行脫水及增壓后，再通過(guò)淺水長(zhǎng)輸海底管道(約260 km)輸送至陸地處理終端。另外，生產(chǎn)平臺(tái)還為水下生產(chǎn)系統(tǒng)的能源供給、化學(xué)藥劑注入、維修保養(yǎng)、鉆修井等作業(yè)提供服務(wù)。該方案主要工程設(shè)施如下:

(1) 水下生產(chǎn)系統(tǒng)，主要包括水下采氣樹(shù)和水下管匯；

(2) 2條深水海底管道組合，包括1條臍帶纜(約80 km)和1條乙二醇注入管線(約80 km)，主要功能是清管作業(yè)形成清管回路(只需通過(guò)固定式平臺(tái)上的清管裝置操作即可完成清管作業(yè))；

(3) 1座導(dǎo)管架固定式生產(chǎn)處理平臺(tái)，主要對(duì)水合物采出氣進(jìn)行預(yù)分離、脫水干燥、增壓、外輸及提供乙二醇注入系統(tǒng)(防止在深水海底管道內(nèi)重新生成水合物)；

(4) 1條淺水海底管道,主要把處理后的天然氣從固定式平臺(tái)輸送至陸地處理終端；

(5) 1座年處理量為10億m3天然氣的陸地處理終端。

3 南海NGH開(kāi)發(fā)工程方案論證

3.1 南海NGH采出氣特點(diǎn)

1.0 m3的NGH可在常溫常壓下釋放164.0 m3甲烷氣和0.8 m3水。采出氣主體成分為甲烷，與常規(guī)海洋天然氣田采出氣相比，其主要特點(diǎn)如下：

(1) 礦藏存在的方式。海洋NGH在其埋藏條件下是固體，埋深在海底泥面300 m以下，含水合物儲(chǔ)層沉積物為松散的青灰色(含)鈣質(zhì)生物的黏土質(zhì)粉砂和(含)鈣質(zhì)生物的粉砂[9]，屬于泥質(zhì)粉砂型礦藏，地質(zhì)結(jié)構(gòu)不穩(wěn)定，在NGH相變分解時(shí)儲(chǔ)層中大量砂粒脫離原始固結(jié)狀態(tài)，大部分砂粒由井下防篩管攔截于水合物層，小部分細(xì)小砂粒仍能透過(guò)防篩管進(jìn)入生產(chǎn)井內(nèi)，導(dǎo)致采出氣中含有一定量的細(xì)砂。NGH開(kāi)采示例如圖3所示。

圖3 降壓法開(kāi)采海底NGH示例

(2) 采出氣的溫度、壓力、單井產(chǎn)氣量。NGH開(kāi)采主要通過(guò)降壓、加熱等方式使其發(fā)生相變，礦藏受海底環(huán)境溫度和埋深的影響，使采出氣的溫度和壓力相對(duì)較低，通過(guò)HYSYS軟件模擬，采出氣輸送起點(diǎn)的溫度和壓力分別為10 ℃和6 900 kPa(A)左右。NGH開(kāi)采能量來(lái)自于本身相變，屬于被動(dòng)性開(kāi)采。在2020年初，水合物第2次試采持續(xù)產(chǎn)氣30 d，產(chǎn)氣總量為86.14萬(wàn)m3，日均產(chǎn)氣量約2.87萬(wàn)m3，目前單井日產(chǎn)氣量約3萬(wàn)m3。

3.2 開(kāi)發(fā)工程方案技術(shù)可行性分析

對(duì)比2種開(kāi)發(fā)工程方案的技術(shù)可行性，關(guān)鍵在于能否滿足NGH采出氣深水流動(dòng)性能的要求。方案1已有成熟的技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)，而方案2的環(huán)境條件更惡劣、技術(shù)要求更高。著重從深水海底管道的輸送壓力、管道內(nèi)不形成水合物、管道清管作業(yè)等3個(gè)方面對(duì)方案2進(jìn)行分析和校核。

(1) 深水海底管道輸送壓力

由于方案2連接水下生產(chǎn)系統(tǒng)與固定式平臺(tái)的海底管道約80 km，2處水深相差超過(guò)1 000 m，并且存在南海北部陸坡，海底管道需沿陸坡爬高約1 000 m，而采出氣輸送能量主要依賴NGH降壓分解后的自然壓力，因此需要核算此段深水海底管道的輸送壓力是否滿足輸送要求。

基于南海NGH開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)年產(chǎn)量10億m3天然氣，估算得出日產(chǎn)量約300萬(wàn)m3天然氣，選取DN400、DN450、DN500等3種海底管道管徑進(jìn)行模擬計(jì)算，結(jié)果均能滿足采出氣從水深1 200～1500 m的水下生產(chǎn)系統(tǒng)輸送至水深約200 m生產(chǎn)平臺(tái)的輸送壓力要求，具體計(jì)算結(jié)果如表1所示。

表1 3種管徑海底管線輸送壓力、壓降、溫度、流速數(shù)據(jù)

(2) 深水海底管道內(nèi)不形成水合物

降壓分解后的NGH采出氣溫度一般約10 ℃。由于采出氣在深水低溫環(huán)境的海底管道中易再次形成水合物而導(dǎo)致海底管道堵塞，因此須采取相應(yīng)的措施防止水合物再次形成。參考南海深水氣田荔灣3-1的模式和經(jīng)驗(yàn)，增鋪1條乙二醇注入管線(在輸送起點(diǎn)處注入)即可防止水合物在海底管道中生成，有效避免海底管道堵塞[10]，保證海底管道的順利輸送。

(3) 深水海底管道清管作業(yè)

由于NGH采出氣中夾帶有少量的細(xì)砂，在一定時(shí)期的輸送過(guò)程后易在海底管道凹點(diǎn)處形成固體沉積而造成輸氣不暢，需定時(shí)進(jìn)行清管作業(yè)。由于海底管道起點(diǎn)位于1 000 m水深的海底，傳統(tǒng)的點(diǎn)對(duì)點(diǎn)清管作業(yè)無(wú)法實(shí)現(xiàn)?？蓞⒄漳虾Ｉ钏畾馓锢鬄?-1采用雙海底管道輸送(清管作業(yè)時(shí)，2條海底管道可形成回路)，只需在生產(chǎn)平臺(tái)上的清管裝置處操作即可完成深水海底管道的清管作業(yè)。雙管輸送的管徑相對(duì)單管輸送的管徑小些, 經(jīng)估算整體投入成本相差不大[10]。

綜上所述，2種開(kāi)發(fā)方案在技術(shù)上均可行。

3.3 2種開(kāi)發(fā)方案優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比

在2種開(kāi)發(fā)工程方案技術(shù)均可行的基礎(chǔ)上結(jié)合NGH采出氣的特點(diǎn)，對(duì)2種方案進(jìn)行優(yōu)缺點(diǎn)比較，具體內(nèi)容如表2所示。

表2 2種開(kāi)發(fā)工程方案優(yōu)缺點(diǎn)比較

續(xù)表2 2種開(kāi)發(fā)工程方案優(yōu)缺點(diǎn)比較

由表2可知，方案1由于鉆修井作業(yè)便利、水合物采出氣采收率高、生產(chǎn)安全性佳、操作費(fèi)用低、綜合投資低、技術(shù)適應(yīng)性佳等優(yōu)勢(shì)，被推薦作為NGH開(kāi)發(fā)的優(yōu)選方案，總體開(kāi)發(fā)方案如圖4所示。

圖4 NGH開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)總體開(kāi)發(fā)方案示例

另外，若在水合物區(qū)域附近海域有具備并網(wǎng)條件的海底管網(wǎng)，則可優(yōu)先考慮依托現(xiàn)有海底管網(wǎng)進(jìn)行聯(lián)合開(kāi)發(fā)，可更有效地降低NGH開(kāi)發(fā)成本(節(jié)省建造專用陸地處理終端的費(fèi)用)。

4 南海NGH小規(guī)模開(kāi)發(fā)工程方案

考慮到目前的開(kāi)采技術(shù)水平，大規(guī)模的產(chǎn)業(yè)化開(kāi)采在中短期內(nèi)還難以實(shí)現(xiàn)，預(yù)計(jì)在實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化開(kāi)采之前需要進(jìn)行多次試驗(yàn)性生產(chǎn)以驗(yàn)證NGH開(kāi)采技術(shù)的可靠性、經(jīng)濟(jì)性和資源儲(chǔ)量，相應(yīng)地開(kāi)采出的天然氣需用合適的海工裝備進(jìn)行生產(chǎn)和儲(chǔ)運(yùn)。

4.1 小規(guī)模生產(chǎn)儲(chǔ)運(yùn)方案篩選

在進(jìn)行小氣量輸送時(shí)，采用管道輸送的投資高、可移動(dòng)性及可重復(fù)利用性較差，并不適用于NGH的小規(guī)模開(kāi)采。除管道輸送外，目前實(shí)際應(yīng)用的天然氣儲(chǔ)運(yùn)方式有2種：利用低溫技術(shù)將天然氣液化后儲(chǔ)運(yùn)和利用高壓容器將天然氣壓縮后儲(chǔ)運(yùn)。LNG和壓縮天然氣(Compressed Natural Gas，CNG)的主要特點(diǎn)對(duì)比如表3所示。

表3 2種天然氣儲(chǔ)運(yùn)方式比較

由表3可知， CNG儲(chǔ)存壓力高，安全隱患較大。LNG燃點(diǎn)較高、爆炸范圍較窄，安全性更高。LNG壓縮比為同體積CNG的2.5倍，儲(chǔ)運(yùn)效率更高。LNG生產(chǎn)成本較高，但綜合考慮海洋平臺(tái)空間緊湊、安全性要求高，LNG的壓縮比高和安全性優(yōu)良的特點(diǎn)較適用于海洋平臺(tái)，因此，南海NGH采出氣小規(guī)模儲(chǔ)運(yùn)采用LNG的形式。

南海NGH小規(guī)模生產(chǎn)儲(chǔ)運(yùn)總體方案如下：提供1座LNG生產(chǎn)平臺(tái)，水合物采出氣在平臺(tái)上進(jìn)行處理、液化并儲(chǔ)存于獨(dú)立的LNG儲(chǔ)罐或標(biāo)準(zhǔn)的LNG集裝箱式罐箱，通過(guò)LNG運(yùn)輸船(或LNG集裝箱運(yùn)輸船)轉(zhuǎn)運(yùn)至陸地進(jìn)行銷售，也可通過(guò)LNG加注船轉(zhuǎn)運(yùn)用于內(nèi)河LNG動(dòng)力船的加注?；谒?，LNG生產(chǎn)平臺(tái)類型為浮式，典型的有FLNG和半潛式平臺(tái)等，具體平臺(tái)型式需結(jié)合經(jīng)濟(jì)性等進(jìn)行綜合考慮?？傮w生產(chǎn)儲(chǔ)運(yùn)方案如圖5所示。

圖5 南海NGH小規(guī)模生產(chǎn)儲(chǔ)運(yùn)總體方案示例

4.2 小氣量液化工藝類型選擇

天然氣液化工藝對(duì)所依托的海洋平臺(tái)的建造或改裝費(fèi)用、運(yùn)維費(fèi)用以及生產(chǎn)系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和安全性有較大影響。目前，天然氣液化工藝在海洋平臺(tái)上主要應(yīng)用于FLNG，從已知FLNG采用的液化工藝來(lái)看，級(jí)聯(lián)式、混合制冷劑、膨脹制冷等3種基本類型的液化工藝都有采用，這3種類型的液化工藝主要指標(biāo)對(duì)比[12]如表4所示。

表4 不同液化工藝類型關(guān)鍵指標(biāo)對(duì)比

由表4可知：

(1) 膨脹制冷單位能耗顯著高于混合制冷劑和級(jí)聯(lián)式；

(2) 膨脹制冷單線產(chǎn)能最小，混合制冷劑和級(jí)聯(lián)式單線產(chǎn)能較大，但混合制冷劑的單線產(chǎn)能范圍較級(jí)聯(lián)式大；

(3) 膨脹制冷占地面積較小，混合制冷劑占地面積適中，級(jí)聯(lián)式占地面積最大；

(4) 膨脹制冷設(shè)備投資較小，混合制冷劑設(shè)備投資適中，級(jí)聯(lián)式設(shè)備投資最大。

目前我國(guó)天然氣液化裝置已廣泛應(yīng)用于陸地，液化能力為5萬(wàn)～40萬(wàn)m3/d，采用的液化工藝主要為混合制冷劑液化工藝。對(duì)于南海NGH小規(guī)模開(kāi)發(fā)，考慮到產(chǎn)氣量、依托平臺(tái)等因素，要求液化工藝具有節(jié)能、緊湊、技術(shù)成熟和投資經(jīng)濟(jì)等特點(diǎn)?；旌现评鋭┮夯に囈蚱渚哂懈咝А⒐?jié)能、流程簡(jiǎn)單、投資適中等優(yōu)點(diǎn)而較適合作為南海NGH試生產(chǎn)時(shí)的液化工藝。

5 結(jié) 論

借鑒國(guó)內(nèi)南海深水氣田開(kāi)發(fā)的成功實(shí)例，結(jié)合NGH采出氣與常規(guī)天然氣田采出氣的差異性，對(duì)“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+半潛式生產(chǎn)平臺(tái)”和“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+固定式生產(chǎn)平臺(tái)”兩種開(kāi)發(fā)工程方案的技術(shù)適應(yīng)性、投資經(jīng)濟(jì)性、操作可靠性和安全性等因素進(jìn)行對(duì)比和分析，最后推薦“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+半潛式生產(chǎn)平臺(tái)”的開(kāi)發(fā)工程方案作為南海NGH產(chǎn)業(yè)化開(kāi)發(fā)的優(yōu)選方案。

對(duì)LNG與CNG的主要特點(diǎn)進(jìn)行對(duì)比，在南海NGH小規(guī)模開(kāi)發(fā)工程方案研究中提出一種以LNG為主的小規(guī)模生產(chǎn)儲(chǔ)運(yùn)總體方案，液化工藝采用混合制冷劑技術(shù)，為南海NGH轉(zhuǎn)入試生產(chǎn)階段時(shí)提供一種合適的生產(chǎn)儲(chǔ)運(yùn)方案。