深海天然氣田開發(fā)工程模式探討

白建輝 單連政 易成高 陳 榮

1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院， 北京 100083;

2.中國(guó)石油海外勘探開發(fā)公司， 北京 100034

0 前言

隨著全球常規(guī)石油儲(chǔ)量逐年下降，世界能源結(jié)構(gòu)逐漸調(diào)整，天然氣替代石油已成為各國(guó)油氣行業(yè)關(guān)注的焦點(diǎn)。天然氣可作為汽車和工業(yè)的燃料及高價(jià)值的化工原料，具有優(yōu)良的環(huán)保性能，吸引眾多國(guó)家調(diào)整能源政策，倡導(dǎo)和鼓勵(lì)天然氣的開發(fā)和利用。

全球陸地、淺海氣田的探明及開發(fā)程度較高，深海天然氣田開發(fā)已成為油氣行業(yè)發(fā)展的必然趨勢(shì)。深海天然氣田開發(fā)環(huán)境嚴(yán)峻、技術(shù)復(fù)雜，導(dǎo)致天然氣勘探、開發(fā)建設(shè)周期長(zhǎng)，投資巨大，風(fēng)險(xiǎn)程度高。天然氣的運(yùn)輸和存儲(chǔ)難度大是海上天然氣田開發(fā)的主要瓶頸，尤其對(duì)于離岸較遠(yuǎn)、海底地貌復(fù)雜的深海天然氣田，建設(shè)海底管道將天然氣輸送到岸上的傳統(tǒng)開發(fā)工程模式將使天然氣田經(jīng)濟(jì)效益變差，投資回報(bào)率降低。因此選擇合適的開發(fā)工程模式是深海天然氣開發(fā)亟待解決的問題。浮式液化天然氣(后簡(jiǎn)稱FLNG)裝置及壓縮天然氣(后簡(jiǎn)稱CNG)船運(yùn)作為新型的深海天然氣田開發(fā)技術(shù)，以其投資相對(duì)較低、建設(shè)周期短、靈活機(jī)動(dòng)性好及目標(biāo)市場(chǎng)可選范圍廣等優(yōu)點(diǎn)備受關(guān)注［1－3］。

1 傳統(tǒng)深海天然氣田開發(fā)工程模式

全球已開發(fā)的深海天然氣田基本采用“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)單元(FPU)+海底管道+陸上終端”傳統(tǒng)的半海半陸開發(fā)工程模式。氣井產(chǎn)物經(jīng)水下生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)入FPU，在FPU 進(jìn)行油、氣、水處理(一般為初步處理)后通過海底管道輸送到陸地終端，在陸上進(jìn)行進(jìn)一步處理后外輸或者合成LNG。如果氣田離岸相對(duì)較近，可省去FPU，產(chǎn)氣經(jīng)水下生產(chǎn)系統(tǒng)直接通過海底管道進(jìn)入陸上終端，即成為“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+海底管道+陸上終端”模式。

傳統(tǒng)深海天然氣田開發(fā)工程模式的主要特點(diǎn)是通過鋪設(shè)海底管道輸送天然氣田產(chǎn)物，工程應(yīng)用廣泛，技術(shù)成熟，運(yùn)行成本較低［4］。但傳統(tǒng)深海天然氣田開發(fā)工程模式具有很大的局限性:

1)隨著水深的增加，鋪設(shè)海底管道的技術(shù)難度增大，投資急劇增加。

2)對(duì)于距離海岸較遠(yuǎn)的氣田，由于管道運(yùn)輸產(chǎn)生的壓力損耗大，中間需設(shè)壓縮平臺(tái)維持天然氣輸送壓力，投資和操作成本顯著提高，經(jīng)濟(jì)效益較差。

3)對(duì)于規(guī)模較小的氣田，海底管道建設(shè)成本占相當(dāng)比例，投資回收困難，經(jīng)濟(jì)效益差或無(wú)經(jīng)濟(jì)效益。

4)對(duì)于海底地形條件復(fù)雜的天然氣田，海底管道的鋪設(shè)將面臨諸多技術(shù)難題，傳統(tǒng)的開發(fā)工程模式難以實(shí)現(xiàn)。

傳統(tǒng)深海天然氣田開發(fā)工程模式雖具有技術(shù)成熟可靠及運(yùn)行成本較低等優(yōu)點(diǎn)，但開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益及技術(shù)可行性限制了這種模式在深海天然氣田開發(fā)中的應(yīng)用。

2 FLNG 開發(fā)工程模式

2.1 FLNG 技術(shù)概述

浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置(Floating Liquefied Natural Gas System)集天然氣開采、處理、液化、儲(chǔ)存與卸載于一體，通過與LNG 運(yùn)輸船搭配使用，實(shí)現(xiàn)海洋氣田的開發(fā)與運(yùn)輸［5］。深海天然氣田FLNG 開發(fā)工程模式一般流程為:氣井產(chǎn)物進(jìn)入水下生產(chǎn)系統(tǒng)后，通過生產(chǎn)立管進(jìn)入FLNG 裝置進(jìn)行天然氣處理、液化與儲(chǔ)存，合成的LNG 通過運(yùn)輸船定期運(yùn)送至目標(biāo)市場(chǎng)。FLNG 裝置也可與井口平臺(tái)等淺海生產(chǎn)設(shè)施組成完整的淺海天然氣田開發(fā)系統(tǒng)。

FLNG 技術(shù)的應(yīng)用將有效避免深海管道鋪設(shè)面臨的技術(shù)難題，同時(shí)也為海上油田伴生氣及邊際天然氣田提供了經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)手段。與傳統(tǒng)深海天然氣田開發(fā)工程模式相比，F(xiàn)LNG 開發(fā)工程模式節(jié)省了海洋平臺(tái)、海底管線、陸上LNG 廠及碼頭等設(shè)施的建設(shè)環(huán)節(jié)，投資相對(duì)較低，建設(shè)周期短，同時(shí)FLNG 具有適應(yīng)水深范圍廣、可重復(fù)利用、機(jī)動(dòng)靈活及目標(biāo)市場(chǎng)廣泛等優(yōu)點(diǎn)。

2.2 FLNG 技術(shù)發(fā)展概況

20 世紀(jì)90 年代中期，Shell 提出了FLNG 概念設(shè)計(jì)，掀開了FLNG 技術(shù)研究的熱潮。2009 年Shell 將FLNG的FEED 合同授予了TCS 公司(法國(guó)Technip 與韓國(guó)Samsung 的合資公司)，并同時(shí)與該公司簽訂了未來15 年的設(shè)計(jì)、建造和安裝多艘FLNG 船的合同。2011 年，Shell最終決定投資建設(shè)FLNG，用于開發(fā)位于澳大利亞的Prelude 項(xiàng)目(年產(chǎn)360 ×104t LNG，130 ×104t 凝析油和40 ×104t LPG)，預(yù)計(jì)FLNG 船將于2017 年交付使用。2012 年，Petronas 與Technip 和大宇造船廠簽訂了120 ×104t FLNG 船總承包合同，該FLNG 船將用于馬來西亞Kanowit 氣田，計(jì)劃2015 年交付使用。2014 年P(guān)etronas 與JGC 和Samsung 造船廠簽訂了150 ×104t FLNG 船建造合同，該FLNG 將用于馬來西亞Rotan 氣田，計(jì)劃2018 年投產(chǎn)。

全球LNG 需求持續(xù)增長(zhǎng)及LNG 價(jià)格不斷攀升刺激了各大石油公司進(jìn)軍FLNG 領(lǐng)域。目前除了Shell 和Petronas 已經(jīng)公開簽訂了FLNG 船建造合同，Chevron、Eni、Gazprom、Inpex 及GDF Suez 等多家石油公司和專業(yè)制造商均對(duì)建設(shè)FLNG 裝置有濃厚興趣。FLNG 技術(shù)正處于海洋工程領(lǐng)域的最前沿。

2.3 FLNG 裝置關(guān)鍵技術(shù)

目前雖無(wú)FLNG 裝置投產(chǎn)使用，但FLNG 裝置已開始進(jìn)入商業(yè)化建造階段，F(xiàn)LNG 裝置存在諸多關(guān)鍵技術(shù)值得研究，并應(yīng)在實(shí)際工程應(yīng)用中得到驗(yàn)證。

2.3.1 天然氣液化工藝技術(shù)

FLNG 裝置船體甲板面積僅為岸上天然氣液化廠的1 /4，選擇的液化工藝在滿足安全可行的前提下減少液化裝置占用的空間成為設(shè)計(jì)的關(guān)鍵［6］。目前天然氣液化工藝主要有級(jí)聯(lián)式循環(huán)、混合制冷劑循環(huán)(MRC)和膨脹機(jī)循環(huán)等方式［7］。氮?dú)馀蛎洐C(jī)循環(huán)方式具有結(jié)構(gòu)緊湊、安全可靠、對(duì)船體運(yùn)動(dòng)的敏感性低等優(yōu)點(diǎn)，因此成為海上液化工藝的較好選擇?；旌现评鋭┭h(huán)有良好的浮式條件適用性，適用于中大型FLNG 裝置的液化工藝。

2.3.2 LNG 儲(chǔ)存技術(shù)

LNG 儲(chǔ)罐系統(tǒng)設(shè)計(jì)的關(guān)鍵在于減少儲(chǔ)罐內(nèi)液體的自由表面積，避免液化天然氣晃動(dòng)所產(chǎn)生附加載荷的破壞性。為避免儲(chǔ)罐內(nèi)產(chǎn)生蒸汽壓，儲(chǔ)罐的材料及絕緣性也至關(guān)重要。LNG 儲(chǔ)罐可分為獨(dú)立球型(MOSS 型)、獨(dú)立棱柱型(SPB 型)及薄膜型(GTT 型)三種類型。相比MOSS 型和GTT 型，SPB型儲(chǔ)罐系統(tǒng)操作簡(jiǎn)單，占用上部甲板空間較少，具有良好的晃動(dòng)特性，雖然其造價(jià)較高，但為了節(jié)約FLNG 甲板空間，SPB 型儲(chǔ)罐是FLNG 裝置系統(tǒng)儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)的首選［8］。

2.3.3 LNG 卸載技術(shù)

船體間的相互運(yùn)動(dòng)使LNG 穩(wěn)定輸送的難度增大，LNG 卸載是FLNG 技術(shù)鏈中較為薄弱的環(huán)節(jié)。LNG 卸載主要有旁靠卸載及串靠卸載兩種方式［9］。旁靠卸載時(shí)LNG 船與FLNG 船采用并排方式排列，首要前提是解決兩船之間相互干擾引起搖晃及碰撞的問題。串靠卸載中，LNG 運(yùn)輸船與FLNG 船通過相對(duì)較長(zhǎng)的輸送軟管串聯(lián)進(jìn)行LNG 卸載，這種卸載方式主要解決輸送軟管的低溫冷凍性，目前尚無(wú)實(shí)際工程應(yīng)用。

2.3.4 FLNG 裝置總體布局技術(shù)

FLNG 裝置布局首先應(yīng)遵循陸上液化天然氣安全技術(shù)，同時(shí)要高度重視海洋運(yùn)動(dòng)環(huán)境對(duì)裝置的影響。FLNG船上裝置和生活設(shè)施布置在相對(duì)狹小的空間內(nèi)，按照工藝單元布置常規(guī)平面顯然是不可行的。按照模塊化的裝置設(shè)計(jì)方案及一體化布置原則是實(shí)現(xiàn)FLNG 裝置合理布局的關(guān)鍵［10］。FLNG 裝置總體布局要保證對(duì)運(yùn)動(dòng)敏感的設(shè)備布置在受海洋環(huán)境影響最小的地方，另外從穩(wěn)定性角度考慮，應(yīng)采用保持FLNG 船體重心較低的設(shè)備布置方案。

3 CNG 開發(fā)工程模式

3.1 CNG 船技術(shù)概述

CNG 開發(fā)工程模式的技術(shù)重點(diǎn)集中體現(xiàn)在CNG 運(yùn)輸環(huán)節(jié)。CNG 船運(yùn)是指將天然氣壓縮到一定壓力使其體積大幅度減小，儲(chǔ)存在運(yùn)輸船上的耐壓容器中以氣態(tài)方式進(jìn)行運(yùn)輸。深海天然氣田CNG 開發(fā)工程模式一般流程為:天然氣通過水下生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)入CNG 船或生產(chǎn)壓縮平臺(tái)，經(jīng)過處理、壓縮后通過CNG 運(yùn)輸船輸送至銷售終端。CNG 船/運(yùn)輸船也可與淺海等生產(chǎn)設(shè)施組成完整淺海天然氣田開發(fā)系統(tǒng)。

CNG 及FLNG 及開發(fā)工程模式與傳統(tǒng)的開發(fā)工程模式相比具有共同的優(yōu)勢(shì):消除了深海鋪設(shè)海底管道的技術(shù)屏障，船體可重復(fù)利用，為油田伴生氣及邊際氣田開發(fā)提供了經(jīng)濟(jì)可行的方案。與FLNG 裝置相比，CNG 船的保溫要求低，無(wú)需建設(shè)復(fù)雜終端，可直接卸載CNG 至目標(biāo)市場(chǎng)的天然氣管網(wǎng)，無(wú)液化及再氣化過程使工藝流程簡(jiǎn)單，無(wú)需建設(shè)造價(jià)很高的液化裝置使天然氣田總體開發(fā)投資較低。

相關(guān)研究表明，CNG 開發(fā)工程模式尤為適用于海上運(yùn)輸距離適中、中小規(guī)模海上氣田及邊際氣田的開發(fā)。在相同的適當(dāng)運(yùn)輸距離內(nèi)，運(yùn)輸相同容量的天然氣，CNG開發(fā)工程模式全過程總體費(fèi)用(包括投資和操作費(fèi)用)低于管道運(yùn)輸方式，僅為L(zhǎng)NG 運(yùn)輸?shù)?0～50，運(yùn)輸規(guī)模越小，經(jīng)濟(jì)性突出［11］。

3.2 CNG 船/運(yùn)輸船發(fā)展概況

最早的CNG 船運(yùn)輸概念于1968 年在美國(guó)新澤西州提出，但因壓力儲(chǔ)存裝置造價(jià)昂貴以失敗告終。早在2002 年，美國(guó)Enersea 運(yùn)輸公司開始與日本川崎汽船及韓國(guó)現(xiàn)代重工合作開發(fā)CNG 船并計(jì)劃實(shí)施商業(yè)化建造。Samsung 重工也成功研發(fā)了與CNG 船性能相類似的壓縮天然氣運(yùn)輸船PNG 船。2004 年，挪威CETech 公司(加拿大Teekay 船運(yùn)公司、挪威Leif Hoegh 公司與挪威石油公司Statoil 組成的聯(lián)合公司)開始致力于CNG 運(yùn)輸技術(shù)的商業(yè)化應(yīng)用研究。2006 年，加拿大Sea NG 公司與日本Marubeni 和加拿大Teekay 船運(yùn)公司共同合作準(zhǔn)備開發(fā)出世界第一艘CNG 運(yùn)輸船，并得到了美國(guó)和加拿大船級(jí)社的聯(lián)合批準(zhǔn)。除此之外，世界多家船廠、海運(yùn)公司及油氣公司也積極參與到CNG 船運(yùn)輸?shù)难芯慨?dāng)中。

3.3 海上CNG 技術(shù)

海上CNG 技術(shù)發(fā)展的核心是探索性價(jià)比高的運(yùn)輸儲(chǔ)存技術(shù)，目前尚無(wú)CNG 船投入商業(yè)應(yīng)用，CNG 船研發(fā)的核心技術(shù)主要有［12］:Coselle 技術(shù)、VOTRANS 技術(shù)和GTM 技術(shù)。

3.3.1 Coselle 技術(shù)

Coselle 技術(shù)的重點(diǎn)是采用鋼制輸送管制造大而高的天然氣儲(chǔ)存系統(tǒng)，具體操作方法是把數(shù)千米長(zhǎng)的小管徑盤管纏繞在一個(gè)轉(zhuǎn)盤內(nèi)構(gòu)成一個(gè)“Coselle”儲(chǔ)存單元，一艘CNG 船可以容納多個(gè)“Coselle”儲(chǔ)存單元。該技術(shù)由加拿大Sea NG 公司開發(fā)，系統(tǒng)存儲(chǔ)壓力為27.5 MPa，儲(chǔ)存溫度為常溫，單個(gè)“Coselle”儲(chǔ)存單元約8.5 ×104m3。Coselle 儲(chǔ)存系統(tǒng)具備有效的安全性和可靠性，成本低于傳統(tǒng)的大直徑壓力罐。

3.3.2 VOTRANS 技術(shù)

VOTRANS 技術(shù)的核心是采用鋼制的大直徑長(zhǎng)管路模塊存儲(chǔ)壓縮天然氣，這些管路置于絕熱良好的冷儲(chǔ)存艙內(nèi)。該技術(shù)是由美國(guó)Enersea 運(yùn)輸公司推出的Coselle技術(shù)的替代技術(shù)，天然氣被壓縮至13.0 MPa，溫度冷卻至－29 ℃存儲(chǔ)在垂直鋼制管路模塊中。VOTRANS 技術(shù)是基于整套系統(tǒng)CNG 儲(chǔ)存系統(tǒng)而設(shè)計(jì)的，儲(chǔ)存壓力明顯低于其它類型CNG 船。

3.3.3 GTM 技術(shù)

GTM 技術(shù)中的存儲(chǔ)裝置與VOTRANS 技術(shù)相似，也采用大直徑長(zhǎng)管，而存儲(chǔ)溫度和壓力則與Coselle 相似。加拿大Trans CNG 公司開發(fā)了GTM 技術(shù)，天然氣被壓縮到高于20.7 MPa，操作可在環(huán)境溫度下進(jìn)行。GTM 技術(shù)中的管道采用了高性能復(fù)合材料制造，耐壓的同時(shí)減輕了管道重量。

除以上三種CNG 技術(shù)，目前研發(fā)的還有PNG、FRP及CDTS 等技術(shù)。

4 深海天然氣田開發(fā)工程模式對(duì)比

在氣田近岸及海底地形平坦的條件下，傳統(tǒng)深海天然氣田開發(fā)工程模式具有技術(shù)成熟可靠及生產(chǎn)操作簡(jiǎn)便等優(yōu)點(diǎn)。FLNG 及CNG 開發(fā)工程模式避免了傳統(tǒng)模式鋪設(shè)海底管道技術(shù)難題，由于兩種開發(fā)工程模式的主體為船型結(jié)構(gòu)，可重復(fù)利用及機(jī)動(dòng)靈活性等優(yōu)點(diǎn)是鋪設(shè)海底管道的傳統(tǒng)方式不具備的。當(dāng)FLNG 裝置及CNG 船(運(yùn)輸船)大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用時(shí)，租賃FLNG 裝置或CNG 船開發(fā)油氣田成為現(xiàn)實(shí)，將極大地縮短油氣田開發(fā)建設(shè)周期，成為海洋油田伴生氣及邊際氣田經(jīng)濟(jì)合理的開發(fā)方式［13］。深海天然氣田開發(fā)工程模式指標(biāo)對(duì)比見表1。

表1 深海天然氣田開發(fā)工程模式指標(biāo)對(duì)比表

5 結(jié)論

1)FLNG 技術(shù)基本成熟，已經(jīng)進(jìn)入商業(yè)化建造階段。FLNG 技術(shù)開發(fā)工程模式對(duì)于資源量較大及運(yùn)輸距離遠(yuǎn)的氣田是最佳選擇方案。

2)CNG 船技術(shù)成熟，但未進(jìn)入商業(yè)化應(yīng)用階段。CNG 技術(shù)開發(fā)工程模式對(duì)于中小資源量及運(yùn)輸距離適中的氣田是較好的選擇，可以填補(bǔ)管道運(yùn)輸和FLNG 運(yùn)輸之間的利益縫隙，CNG 技術(shù)將具有廣闊的應(yīng)用前景。

3)對(duì)于海底地形條件復(fù)雜，離岸距離較遠(yuǎn)的深海天然氣田開發(fā)，F(xiàn)LNG 及CNG 開發(fā)工程模式明顯優(yōu)于傳統(tǒng)開發(fā)工程模式，這兩種開發(fā)工程模式也適用于邊際天然氣田及油田伴生氣的開發(fā)。

4)深海天然氣田開發(fā)工程模式的優(yōu)選要充分結(jié)合氣田的海底地形、自然地理及目標(biāo)市場(chǎng)等條件，進(jìn)行詳細(xì)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性論證來確定。

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