深水氣田開發(fā)工程模式

于成龍

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 采油服務(wù)分公司，廣東 湛江 524057)

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深水氣田開發(fā)工程模式

于成龍

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 采油服務(wù)分公司，廣東 湛江 524057)

考慮到深水氣田一般距離陸地較遠(yuǎn)，采用傳統(tǒng)的半海半陸式開發(fā)模式將使開發(fā)成本成倍增加，采用全海式開發(fā)模式是未來深水氣田開發(fā)的發(fā)展趨勢(shì)，對(duì)比總結(jié)國內(nèi)氣田開發(fā)模式和國外深水油氣田的開發(fā)模式，認(rèn)為目前國內(nèi)氣田開發(fā)、國外深水油氣田開發(fā)所采用的工程設(shè)施和裝備很難單獨(dú)進(jìn)行全海式開發(fā)，F(xiàn)LNG是未來用于深水油氣田開發(fā)必不可少的裝備。

深水氣田；開發(fā)模式；FLNG；單點(diǎn)系泊；關(guān)鍵技術(shù)

1 目前國內(nèi)氣田開發(fā)模式

我國海洋天然氣資源豐富，已探明的天然氣總量約16×1012m3，其中70%屬于深水氣田[1]。目前我國氣田開發(fā)模式主要有2種：①導(dǎo)管架平臺(tái)+采油樹+海底管線+終端，代表氣田有：崖城13-1，樂東15-1，東方1-1，樂東22-1，惠州21-1，番禺30-1等；②水下井口+導(dǎo)管架平臺(tái)+海底管線+終端，代表氣田有：荔灣3-1，崖城13-4，番禺34-1/35-1/35-2。國內(nèi)氣田開發(fā)模式主要以第①種方式為主，近年來投產(chǎn)的荔灣3-1氣田、崖城13-4氣田、番禺34-1/35-1/35-2等采用第②種方式即水下采油樹回接到導(dǎo)管架平臺(tái)的方式。

2 國內(nèi)外深水油氣田開發(fā)裝置

2.1 張力腿平臺(tái)(TLP)

1984年世界上第一座張力腿平臺(tái)在北海Hutton油田建造，油田水深147 m[2]。從1984年開始深水張力腿平臺(tái)處于快速發(fā)展中，目前世界上共有張力腿平臺(tái)約25座,主要有海星型、傳統(tǒng)型、延伸型、MOSES型等4種結(jié)構(gòu)形式。

已建造的TLP平臺(tái)水深最深的為1 425 m，為延伸型，于2005年建成于墨西哥灣[3]，相比其他深水油氣田平臺(tái)，其適應(yīng)海水深度是制約其發(fā)展的主要因素。

2.2 深吃水柱筒式平臺(tái)(spar)

1996世界上第一座spar油氣開發(fā)平臺(tái)neptune安裝在位于墨西哥灣的Vio sco knoll 826區(qū)塊(水深590 m)[4]。目前，spar形成了標(biāo)準(zhǔn)型(classic)、桁架型(truss)和多柱型(cell)3代技術(shù)。世界上建成的spar平臺(tái)共18座，其中桁架型(truss)14座、標(biāo)準(zhǔn)型(classic)3座、多柱型(cell)1座，實(shí)際應(yīng)用水深588～2 450 m[5]。

目前世界水深最深的spar平臺(tái)為桁架型Perdido平臺(tái)，于2009年建成于墨西哥灣，水深2 450 m。

2.3 半潛式平臺(tái)

半潛式平臺(tái)生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)部設(shè)備包括油氣處理、轉(zhuǎn)運(yùn)等裝置，其外形與半潛式鉆井平臺(tái)相似，目前半潛式平臺(tái)適應(yīng)水深在80～2 414 m。我國有一艘半潛式鉆采平臺(tái)位于南海東部，服務(wù)于流花11-1油田。平臺(tái)總長89.9 m、型寬74.6 m、型深39.6 m、總高110 m、自重16 735 t。

2.4 浮式生產(chǎn)系統(tǒng)裝置(FPSO)

目前FPSO開發(fā)方式主要有：①FPSO+水下采油樹；②FPSO+TLP或SPAR；③FPSO+導(dǎo)管架平臺(tái)，作業(yè)海域的水深從10～2 600 m。我國是目前世界上擁有FPSO最多的國家(18艘)[6]，具有FPSO設(shè)計(jì)、建造、安裝、運(yùn)營維護(hù)的能力，但系泊單點(diǎn)等部分關(guān)鍵設(shè)備仍需進(jìn)口。

3 深水氣田開發(fā)新模式

距陸地較遠(yuǎn)的深水氣田，如采用傳統(tǒng)的半海半陸式的開發(fā)模式，其鋪設(shè)海管的距離遠(yuǎn)遠(yuǎn)增大，鋪設(shè)海管的風(fēng)險(xiǎn)及投資明顯增大，全海式開發(fā)模式是未來的發(fā)展趨勢(shì)。當(dāng)前應(yīng)用于深水油田的TLP、spar、半潛式平臺(tái)，由于自身無存儲(chǔ)能力或存儲(chǔ)能力有限，較難單獨(dú)應(yīng)用于深水氣田開發(fā)。FPSO雖然自身存儲(chǔ)能力大，但由于天然氣需要進(jìn)行液化處理且儲(chǔ)存LNG的艙室與原油艙有明顯的差異，故FPSO也不可能用于深水氣田的開發(fā)。

為此，國外石油公司提出了一種新的深水氣田開發(fā)的裝備大型浮式液化天然氣FLNG(floating liquid natural gas)船。FLNG主要用于開發(fā)深遠(yuǎn)海氣田、邊際氣田，具有天然氣液化、儲(chǔ)存和外輸功能，可實(shí)現(xiàn)海上天然氣的全海式開發(fā)。

4 FLNG目前建造狀況

FLNG研究已有40多年的歷史，隨著科技進(jìn)步，F(xiàn)LNG設(shè)計(jì)、建造技術(shù)日臻成熟，F(xiàn)LNG被國內(nèi)外諸多石油公司所接受[7]。2011年5月全球第一艘超大型FLNG“Prelude”號(hào)建造合同簽訂以來，全球共有4艘FLNG正在船廠建造、海上安裝，見表1。Golar公司正在進(jìn)行至少2艘由LNG運(yùn)輸船改造為FLNG的項(xiàng)目。此外，至少有12艘FLNG項(xiàng)目處于前期研究階段。

表1 全球在建FLNG裝置信息

5 FLNG關(guān)鍵技術(shù)

5.1 FLNG系泊系統(tǒng)

海上油氣田開發(fā)裝置采用的系泊方式主要有單點(diǎn)-轉(zhuǎn)塔系泊系統(tǒng)(Turret mooring)、多點(diǎn)-伸展系泊系統(tǒng)(Sptead mooring)及動(dòng)力定位系統(tǒng)(Dynamic positioning)。

1)單點(diǎn)-轉(zhuǎn)塔系泊系統(tǒng)。SBM公司在20世紀(jì)80年代早期提出了內(nèi)轉(zhuǎn)塔系泊概念，并在1985年實(shí)際應(yīng)用在一艘14萬t FPSO上[8]。內(nèi)轉(zhuǎn)塔、外轉(zhuǎn)塔是單點(diǎn)系泊的2種主要形式。內(nèi)轉(zhuǎn)塔系泊裝置優(yōu)點(diǎn)是轉(zhuǎn)塔直徑大可提供足夠空間布置設(shè)備、管匯，內(nèi)轉(zhuǎn)塔嵌入船體使之得到很好的保護(hù)。缺點(diǎn)是轉(zhuǎn)塔的存在對(duì)船體結(jié)構(gòu)及艙容造成了影響，系泊船的風(fēng)向標(biāo)效應(yīng)受轉(zhuǎn)塔位置的制約，適用于中等程度到惡劣海況區(qū)及深水區(qū)作業(yè)[9]。外傳塔系泊系統(tǒng)的優(yōu)點(diǎn)是建造費(fèi)用低、制造及安裝容易。但液壓控制系統(tǒng)及柔性立管的上部漏出海面受海浪影響較大，一般應(yīng)用在海況比較溫和的淺海小油田。

2)多點(diǎn)-伸展系泊系統(tǒng)。多點(diǎn)系泊系統(tǒng)指與船體有多個(gè)接觸點(diǎn)的錨泊系統(tǒng)，將其固定在一定位置。由于該系統(tǒng)的船舶位置及船首方向被固定，所以不能產(chǎn)生風(fēng)向標(biāo)效應(yīng)，同時(shí)易受外界環(huán)境影響，適用于海況比較溫和或者風(fēng)浪流方向基本不變的海域。

3)動(dòng)力定位系統(tǒng)。自20世紀(jì)70年代動(dòng)力定位系統(tǒng)成功研制以來，目前已廣泛應(yīng)用于海上油氣田開發(fā)的勘探、鉆井、工程等階段。具有性能可靠、操作方便、成本不隨水深的增加而增加等優(yōu)點(diǎn)，但日常操作、維護(hù)成本較高。

目前國際上正在建造的Prelude、PFLNG SATU、PFLNG2等3艘FLNG采用單點(diǎn)系泊方式，Cabibbean FLNG用于哥倫比亞海岸采用靠樁系泊方式。

5.2 天然氣液化工藝技術(shù)

目前天然氣液化工藝主要有級(jí)聯(lián)式、混合制冷劑、膨脹制冷等3種。

1)級(jí)聯(lián)式。級(jí)聯(lián)式液化流程通常由甲烷、乙烯或乙烷和丙烷三級(jí)獨(dú)立的制冷系統(tǒng)組成，各級(jí)制冷劑回路需要分開控制，且這些回路均存在各自的多設(shè)備、大重量、復(fù)雜控制管道的壓縮機(jī)和制冷劑儲(chǔ)罐[10]。同時(shí)，對(duì)晃蕩的敏感程度較高，抗晃動(dòng)性能較差，很難作為 FLNG 的液化設(shè)備。

2)混合制冷劑(MRC)。20世紀(jì)70年代以來，混合制冷凝液化流程被廣泛采用。MRC不僅能達(dá)到級(jí)聯(lián)式的處理效果，又能克服其系統(tǒng)復(fù)雜的缺點(diǎn)，具有設(shè)備少、投資低、便于管理等優(yōu)點(diǎn)。但是存在能耗大、流程繁瑣、混合制冷劑的合理配比較難等弊端[11]。

3)膨脹機(jī)循環(huán)。帶膨脹機(jī)的液化流程具有流程簡單、工作可靠、易操作、維護(hù)方便等優(yōu)點(diǎn)。但存在對(duì)送入裝置的氣流干燥度要求高、回流壓力低、液化率低等缺點(diǎn)[12]。

海上特殊的作業(yè)環(huán)境要求FLNG液化流程具備如下條件：①流程簡單、設(shè)備緊湊；②對(duì)天然氣組分適應(yīng)性強(qiáng)、效率高；③性能受船體運(yùn)動(dòng)影響?。虎懿僮骱唵?；⑤自動(dòng)化程度高、運(yùn)行可靠。目前正在建造的Prelude、Cabibbean 2艘FLNG分別采用具有專利技術(shù)的雙混、單混液化工藝，Rotan、 PFLNG SATU 2艘FLNG采用具有專利技術(shù)的雙氮液化流程。

表2 FLNG液化工藝優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比表

5.3 LNG儲(chǔ)存技術(shù)

到目前為止，LNG儲(chǔ)罐有薄膜型(GTT型)、獨(dú)立式棱柱型(SPB型)、獨(dú)立球型(MOSS型)等3種類型。早期LNG運(yùn)輸船多數(shù)應(yīng)用MOSS型儲(chǔ)罐，但占用部分船體及甲板空間，逐步被淘汰[13]。GTT型和SPB 型儲(chǔ)艙結(jié)構(gòu)位于甲板以下，不占用甲板空間。獨(dú)立式棱柱型(SPB型)儲(chǔ)艙(由日本石川島播磨重工獨(dú)立開發(fā))上部平整空間大，便于安裝設(shè)備。同時(shí)液艙中設(shè)有隔壁可以防止液體流動(dòng)，加強(qiáng)了對(duì)船舶晃動(dòng)的適應(yīng)性。相比MOSS型和GTT型儲(chǔ)罐系統(tǒng)，SPB型儲(chǔ)罐操作簡單。但由于單個(gè)SPB型液貨艙的容積小于GTT型，造成卸貨系統(tǒng)管線、外輸泵布局較復(fù)雜，且造價(jià)較為昂貴[14]。目前國外在建的FLNG均采用法國Gaztransport & Technigaz 公司生產(chǎn)的薄膜型存儲(chǔ)艙。

5.4 LNG卸載技術(shù)

FLNG有尾輸、旁靠2種主要卸載方式。尾輸可適應(yīng)較惡劣海況但在尾輸卸載作業(yè)中外輸軟管須克服超低溫(-162 ℃)以及2船相對(duì)運(yùn)動(dòng)的影響，目前國內(nèi)無廠家可以生產(chǎn)該種高端外輸軟管。旁靠卸載過程中如海況差2船有碰撞的可能，僅適用于海況比較溫和的海域。目前在建的FLNG均采用旁靠的卸載方式，采用美國FMC技術(shù)公司的無支撐剛性臂外輸系統(tǒng)[15]。

6 結(jié)論

FLNG具有開采靈活、可獨(dú)立開發(fā)、可回收和可運(yùn)移、無需管道輸送等優(yōu)點(diǎn)，是未來深水氣田開發(fā)的必不可少的裝備。目前殼牌、馬來西亞石油公司等已經(jīng)開始建造FLNG，馬來西亞石油公司的“PFLNG SATU”FLNG已經(jīng)處于海上安裝階段。

FLNG的設(shè)計(jì)、建造及液化、儲(chǔ)存、卸載、系泊等關(guān)鍵設(shè)備均被國外Technip、SHI、DSME等少數(shù)幾家造船廠、設(shè)備供應(yīng)商壟斷。國內(nèi)中海油等石油公司應(yīng)充分利用具有FPSO及LNG運(yùn)輸船建造、設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)與國內(nèi)外各科研院所、造船廠、設(shè)備供應(yīng)商等共同進(jìn)行FLNG的設(shè)計(jì)研發(fā)工作。

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On the Development Project Mode in Deep Water Gas Field

YU Cheng- long

(CNOOC Energy Technology & Service-Oil Production Services Co., Zhanjiang Guangdong 524057, China)

Generally, the cost of traditional sea half semi terrestrial type development mode will be multiplied because the deep-sea gas fields are far away from land, the whole offshore development mode is the future mainstream of the development of gas fields in the deep-sea. By the analysis and summary of domestic gas field development mode and abroad deep-sea oilfield development mode, the engineering facilities and equipment which have been currently adopted for domestic gas field development and abroad deep-sea oilfield development cannot be separately used in the whole offshore development of deep-sea gas field, the large floating liquefied day natural gas FLNG is indispensable equipment for deep-sea oil and gas field development in the future.

deep-sea gas fields; development mode; FLNG; single point mooring; key technology

10.3963/j.issn.1671-7953.2016.05.027

2016-07-10

于成龍(1985—)，男，碩士，工程師

U674.38

A

1671-7953(2016)05-0106-04

修回日期：2016-08-10

研究方向:海上油氣田開發(fā)工程

E-mail:yuchenglong399@163.com