探討利用FLNG開發(fā)中國(guó)南海邊際氣田

汪建平

（中海油能源發(fā)展股份有限公司南美區(qū)域中心北京100027）

探討利用FLNG開發(fā)中國(guó)南海邊際氣田

汪建平

（中海油能源發(fā)展股份有限公司南美區(qū)域中心北京100027）

傳統(tǒng)情況利用“一個(gè)氣田，一套管線”開發(fā)邊際氣田的模式因投資高而無法實(shí)施。而集海上天然氣液化、儲(chǔ)存和裝卸為一體的新型浮式生產(chǎn)裝置（FLNG）給邊際氣田開發(fā)帶來了新的機(jī)遇。本文就利用FLNG開發(fā)邊際氣田的模式進(jìn)行了探討，分析了FLNG關(guān)鍵技術(shù)、南海典型FLNG項(xiàng)目方案、項(xiàng)目挑戰(zhàn)等問題，對(duì)我國(guó)南海FLNG發(fā)展提出了幾點(diǎn)建議。

FLNG；天然氣；項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)；邊際氣田

概述

隨著人們環(huán)境保護(hù)意識(shí)的增強(qiáng)，且天然氣具有價(jià)格低廉、燃燒值高、無污染等特點(diǎn)，天然氣正成為最受歡迎的能源之一。然而隨著天然氣資源需求量越來越大，人們將眼光投向海上資源勘探和開發(fā)，經(jīng)多年勘探顯示我國(guó)海上天然氣資源豐富，但呈分散特點(diǎn)，主要分布在渤海灣盆地、東海陸地盆地、及南海區(qū)域，尤其在南海區(qū)域天然氣資源潛力巨大，如荔灣3-1氣田、東方氣田、陵水氣田等，其中陵水17-2氣田的估計(jì)天然氣總地質(zhì)儲(chǔ)量在1760億立方米。然而，在有相當(dāng)一部南海氣田為深海邊際氣田，在周邊無現(xiàn)有工程設(shè)施依托開發(fā)方式，若采用常規(guī)的“一個(gè)氣田，一套管線”開發(fā)方式，很多邊際氣田因需要新建設(shè)生產(chǎn)設(shè)施等因素將使氣田開發(fā)投資成本偏高而不具備開采價(jià)值。浮式液化天然氣（FLNG）裝置作為海上氣田開發(fā)的新型設(shè)施，類似于FPSO，以其投資相對(duì)較低、建造周期短、便于重復(fù)利用等優(yōu)點(diǎn)而倍受青睞。

近幾年，受益于FLNG諸多關(guān)鍵技術(shù)取得重大突破，F(xiàn)LNG開始進(jìn)入實(shí)質(zhì)性工程階段，如Prelude FLNG。同時(shí)，從國(guó)家層面講，多個(gè)政府部門均支持FLNG裝置的研究和開發(fā)，其中在《國(guó)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。中海油正在聯(lián)合國(guó)內(nèi)外相關(guān)單位對(duì)FLNG裝置進(jìn)行可行性研究。

1 LNG發(fā)展現(xiàn)狀及關(guān)鍵技術(shù)

1.1 發(fā)展現(xiàn)狀

浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置（FLNG，又稱LNGFPSO）具有工藝預(yù)處理及液化、下艙儲(chǔ)存和外輸LNG的功能，定期通過LNGC將LNG運(yùn)輸?shù)侥康牡?。?guó)際各大石油公司和造船公司紛紛投入到FLNG的開發(fā)研究中，并隨著FLNG關(guān)鍵技術(shù)突破，已經(jīng)可以對(duì)FLNG進(jìn)行實(shí)踐運(yùn)作，據(jù)統(tǒng)計(jì)，并已有5艘FLNG處于運(yùn)營(yíng)、在建或合同招標(biāo)中，參見表1。

表1 FLNG項(xiàng)目情況列表

1.2.FLNG關(guān)鍵技術(shù)

液態(tài)LNG具有超低溫（約-162°）、易晃蕩、易蒸發(fā)等特點(diǎn)，F(xiàn)LNG技術(shù)必須更安全、更可靠及更嚴(yán)格。FLNG關(guān)鍵技術(shù)為L(zhǎng)NG存儲(chǔ)、液化工藝系統(tǒng)、LNG卸料系統(tǒng)，技術(shù)發(fā)展已基本成熟，部分工藝系統(tǒng)和關(guān)鍵設(shè)備已在一些海上工程得以應(yīng)用和驗(yàn)證。

1.2.1 液化工藝系統(tǒng)

天然氣液化工藝，類似于FPSO模塊，設(shè)計(jì)時(shí)不僅需要考慮FLNG船體甲板面積的限制，同時(shí)需要考慮海洋環(huán)境條件（如風(fēng)、浪、流等）對(duì)船運(yùn)動(dòng)性能的影響，從而影響工藝處理性能，故工藝設(shè)計(jì)流程要有足夠的適應(yīng)性和高效性。

目前，據(jù)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)來看，F(xiàn)LNG天然氣液化工藝主要有級(jí)聯(lián)式液化工藝流程、混合制冷劑液化工藝流程以及帶膨脹機(jī)液化工藝流程，其中混合制冷劑液化技術(shù)和氮膨脹液化技術(shù)對(duì)于FLNG這種海洋浮式生產(chǎn)設(shè)備來講更為適用。上述三種液化工藝技術(shù)在陸地LNG液化工廠都有大量應(yīng)用實(shí)例，且目前在建FLNG均采用其中某一種工藝模式。總體來說，混合制冷劑液化工藝最顯著的優(yōu)勢(shì)液化能耗低，氮膨脹液化工藝的優(yōu)勢(shì)在于安全性、船體晃蕩的適應(yīng)性。

1.2.2 LNG低溫存儲(chǔ)

LNG在穩(wěn)定儲(chǔ)存需要在零下162℃左右的低溫條件下，故儲(chǔ)罐須能夠耐低溫。C型、獨(dú)立式棱柱型（SPB型）及薄膜型（GTT型）為常規(guī)LNG儲(chǔ)罐?？紤]船體甲板空間緊張、模塊數(shù)量多、模塊重量大等因素，從技術(shù)上講，推薦SPB型和GTT型。其中SPB具有良好的晃蕩特性及船體結(jié)構(gòu)無需加熱優(yōu)點(diǎn)，但其造價(jià)昂貴，需在日本船廠安裝。相對(duì)而言，GTT造價(jià)較低，其技術(shù)安全性也是被現(xiàn)有FLNG工程所證明。

1.2.3 LNG外輸系統(tǒng)

LNG外輸技術(shù)是關(guān)鍵技術(shù)中的難點(diǎn)。借用FPSO經(jīng)驗(yàn)，LNG外輸方式有旁靠和串靠，旁靠外輸方式是LNGC與FLNG并排旁靠系泊，對(duì)海況環(huán)境的要求較高，外輸時(shí)海浪Hs小于2.5m。但旁靠方式存在較大的安全隱患，一旦其中一艘船舶發(fā)生安全事故，另一艘船舶很難在短時(shí)間內(nèi)分離開，將會(huì)造成重大事故。此外，旁靠外輸?shù)南荡鳂I(yè)也相對(duì)繁瑣，勞動(dòng)強(qiáng)度較大。串靠卸貨方式對(duì)海洋環(huán)境條件要求沒有旁靠那么苛刻，可在Hs小于5m的海浪條件下進(jìn)行LNG外輸作業(yè)。采用串靠方式外輸LNG時(shí)，F(xiàn)LNG與LNGC的距離較遠(yuǎn)（可達(dá)70~120米左右），因此該方式相對(duì)比較安全。

目前旁靠剛性臂卸料系統(tǒng)和旁靠低溫軟管卸料系統(tǒng)已有工程應(yīng)用，而串靠低溫軟管卸料系統(tǒng)和串靠剛性臂卸料系統(tǒng)還處在缺乏工程實(shí)踐驗(yàn)證。

2 南海邊際氣田開發(fā)FLNG工程典型方案

南海某氣田位于南海北部大陸架西區(qū)的瓊東南盆地內(nèi)，距離海南省三亞市149公里，距西北側(cè)已生產(chǎn)的崖13-1氣田160公里，水深1336米，與淺水區(qū)（300米水深）的距離約57公里，探明儲(chǔ)量約150億方，表明該氣田離岸且距離周邊可依托現(xiàn)有設(shè)施都比較遠(yuǎn)。開發(fā)該氣田可采用兩種方案：①水下生產(chǎn)系統(tǒng)+綜合處理平臺(tái)+管道+陸地終端，參見圖1；②水下井口+FLNG，參見圖2。方案①是傳統(tǒng)工程模式，技術(shù)比較成熟。但需要在水深較淺的區(qū)域安裝導(dǎo)管架平臺(tái)或在水深較深的位置安裝TLP或半潛式平臺(tái)，并需要新鋪設(shè)上幾十公里的海底管線輸送到陸地終端，因此該方案在海管鋪設(shè)和平臺(tái)建造的工程投資較大，經(jīng)濟(jì)性較差。方案②中，F(xiàn)LNG工程估價(jià)主要包括工藝系統(tǒng)（預(yù)處理模塊、液化模塊）、船體、液貨維護(hù)系統(tǒng)、系泊系統(tǒng)、LNG卸貨系統(tǒng)、操作費(fèi)等，經(jīng)詢價(jià)和估算，相對(duì)于依托周邊設(shè)施開發(fā)方案投資，經(jīng)濟(jì)估算可節(jié)省約4億多美元，經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)非常明顯。

圖1 淺水平臺(tái)方案示意圖圖

2FLNG方案示意圖

采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)+FLNG工程方案，新建一艘艙容為138000方的非自航駁船型FLNG，上部模塊設(shè)計(jì)日處理天然氣500萬方，設(shè)計(jì)日產(chǎn)LNG7000方，設(shè)計(jì)LNG年產(chǎn)量為120萬噸（1.2MTPA）。FLNG上配備原料氣入口分離和壓力保護(hù)模塊、預(yù)處理模塊及液化工藝模塊。

船體結(jié)構(gòu)為雙甲板雙舷側(cè)雙底型式，船首設(shè)內(nèi)轉(zhuǎn)塔系泊，船尾設(shè)串靠剛性外輸系統(tǒng)；LNG工藝模塊設(shè)置在主甲板上，生活樓位于船尾并在頂部設(shè)有直升機(jī)平臺(tái)；FLNG船體艙室劃分為首尖艙、單點(diǎn)艙、貨艙、尾機(jī)艙和尾尖艙，貨艙包括4對(duì)LNG貨艙、1對(duì)凝析油貨艙和1對(duì)污油水艙，各貨艙間設(shè)有隔離空艙；船體及系泊系統(tǒng)可承受100年一遇的臺(tái)風(fēng)海況條件。FLNG總體布置參見圖3及圖4。

圖3 FLNG總體布置

圖4 FLNG總體3D圖

3 邊際氣田開發(fā)的挑戰(zhàn)

3.1 項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)

常規(guī)的項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)，如：存儲(chǔ)風(fēng)險(xiǎn)、執(zhí)行風(fēng)險(xiǎn)、競(jìng)爭(zhēng)風(fēng)險(xiǎn)、市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)和其它下游關(guān)系到再氣化、運(yùn)輸及現(xiàn)有天然氣的風(fēng)險(xiǎn)。FLNG可以通過多個(gè)承包商一起分擔(dān)項(xiàng)目投資風(fēng)險(xiǎn)以便取得更大的利益。

FLNG擁有LNG處理能力，當(dāng)前FLNG現(xiàn)有的新技術(shù)與FPSO有許多通用的方面。如：船型設(shè)計(jì)、系泊系統(tǒng)、艙室沖洗系統(tǒng)、船用設(shè)備、船與船之間的液體傳輸和海上服務(wù)等方面。在分析與FPSO類似的條件，F(xiàn)LNG操作可以借鑒石油工業(yè)的經(jīng)驗(yàn)。

在傳統(tǒng)的LNG項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)價(jià)值鏈上，從氣生產(chǎn)、液化、傳輸?shù)絃NGC、LNG再氣化、儲(chǔ)存和LNG銷售，每個(gè)環(huán)節(jié)都有很強(qiáng)的相互依賴性。雖然每個(gè)利益體都有不同的目標(biāo)，但經(jīng)營(yíng)業(yè)務(wù)的定位、資金激勵(lì)和法律責(zé)任是決定項(xiàng)目成功的關(guān)鍵因素。

FLNG項(xiàng)目或許遵從傳統(tǒng)價(jià)值鏈模式，但自身擁有不同的商業(yè)模式，尤其突顯在小型邊際油田上。FLNG適用于開發(fā)1~3萬億立方英尺儲(chǔ)量的氣田，一旦達(dá)到經(jīng)濟(jì)年限，再重新布置于其他氣田。對(duì)于建設(shè)投資收益來說，“設(shè)計(jì)一個(gè)，建造多個(gè)”是一個(gè)好策略。事實(shí)上，投資收益需要平衡特定氣田的技術(shù)需求和操作費(fèi)用。然而，從開采模式中剝離出的FLNG設(shè)施，評(píng)價(jià)氣田可動(dòng)用存儲(chǔ)量的常規(guī)方法不再需要，上游參與者自己可管理FLNG艦隊(duì)。

3.2 技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)

目前，陸上天然氣液化技術(shù)已發(fā)展比較成熟，但應(yīng)用到FLNG裝置上還不夠成熟。技術(shù)上需要解決FLNG的主要三個(gè)難題：液貨存儲(chǔ)、LNG外輸、工藝處理。在考慮中國(guó)南海臺(tái)風(fēng)、波浪、離岸遠(yuǎn)等影響下，進(jìn)行安全的設(shè)計(jì)非常關(guān)鍵。FLNG船體主甲板面積限制導(dǎo)致工藝模塊、生活模塊、公共模塊等間距較小，極大地挑戰(zhàn)了安全布置，陸地上由于不存在空間布置問題可以使用平面方法，而海上則需要采用立體方法。結(jié)合LNG技術(shù)及對(duì)海洋環(huán)境的適應(yīng)性，將所有的設(shè)備布置在一個(gè)有限空間內(nèi)，這對(duì)項(xiàng)目的成功與否起到?jīng)Q定性影響。

FLNG裝置的總體布局，既要保證液化流程的緊湊、高效，又要考慮LNG圍護(hù)系統(tǒng)的安全性以及系泊系統(tǒng)、卸貨系統(tǒng)的可靠性，其中卸貨系統(tǒng)的技術(shù)最為薄弱，現(xiàn)有FLNG方案因作業(yè)環(huán)境溫和，均采用旁靠系統(tǒng)，但還沒有投入實(shí)際操作。中國(guó)南海海況惡劣，若采用旁靠系統(tǒng)，因其作業(yè)適應(yīng)能力的限制，每年大約有5個(gè)月的作業(yè)停產(chǎn)期，大大降低了FLNG經(jīng)濟(jì)性。所以只能采用串靠外輸系統(tǒng)，但串靠外輸方式的可靠性還需進(jìn)一步核實(shí)。

3.3 商業(yè)風(fēng)險(xiǎn)

海上氣田開發(fā)工程完全是按照商業(yè)化原則運(yùn)行的大型投資項(xiàng)目，要考慮從開發(fā)到運(yùn)輸?shù)接脩舻囊徽麠l鏈條。在LNG銷售環(huán)節(jié)上，遵循全球大宗能源銷售模式，一般雙方在LNG貿(mào)易多采用“照付不議”的長(zhǎng)期合同，這種合同就將交易大部分風(fēng)險(xiǎn)轉(zhuǎn)嫁給買方。在合作過程中，由于合同有效期可達(dá)數(shù)十年，當(dāng)前合同中的約定條件未必與未來的實(shí)際情況符合，難免會(huì)出現(xiàn)買方由于本身原因或賣方個(gè)人原因不能按時(shí)提取合同約定氣量情況。在此情況下，由于LNG存儲(chǔ)罐容量要比陸地型LNG小很多，使得FLNG裝置生產(chǎn)操作的彈性相對(duì)較?。粡亩诤贤袑?duì)LNGC的容量、數(shù)量、往返時(shí)間等有著更為苛刻的限制。另外，F(xiàn)LNG屬于新興技術(shù)事物，買家對(duì)此安全、技術(shù)可靠性等方面還存顧慮，以上多種因素為FLNG長(zhǎng)期供銷合同的簽訂都帶來了一定困難。據(jù)了解，目前在建或待建的FLNG裝置，只有Prelude FLNG項(xiàng)目簽署了長(zhǎng)期購(gòu)銷合同。

4 對(duì)我國(guó)南海邊際氣田開發(fā)的建議

我國(guó)南海天然氣資源豐富，但有一定氣量屬于邊際氣田、深海天然氣及伴生氣資源，若采用傳統(tǒng)的開采方式：平臺(tái)+外輸管線，經(jīng)研究分析，通常無經(jīng)濟(jì)效益或因技術(shù)阻礙或其他風(fēng)險(xiǎn)而受到限制不能有效開發(fā)。采用FLNG裝置開發(fā)深海邊際小型氣田，以進(jìn)行建設(shè)周期快速、投資成本低和可多次利用的優(yōu)點(diǎn)開發(fā)邊際氣田，對(duì)充分開發(fā)我國(guó)南海油氣資源具有重要意義。隨著在建FLNG項(xiàng)目的順利實(shí)施、投產(chǎn)，預(yù)計(jì)FLNG將逐漸成為海洋邊際氣田開發(fā)的一種重要方式。為此，對(duì)我國(guó)在南海FLNG發(fā)展提出以下幾個(gè)方面的建議:

4.1 FLNG裝置不僅處理天然氣，還要存儲(chǔ)及外輸液態(tài)LNG，來氣組分、氣量、壓力等影響工藝系統(tǒng)的效率，同時(shí)南海海況也對(duì)工藝系統(tǒng)設(shè)計(jì)有很高適應(yīng)性要求。建議加大勘探氣田評(píng)價(jià)和海洋環(huán)境研究，確保設(shè)計(jì)基礎(chǔ)可靠，為FLNG設(shè)計(jì)提供準(zhǔn)確輸入。

4.2 FLNG設(shè)計(jì)和制造核心技術(shù)基本掌握在國(guó)外幾家專利公司手里，如果要降低FLNG總體投資，就需要加強(qiáng)核心技術(shù)研究，打破技術(shù)壟斷，應(yīng)考慮加強(qiáng)油氣公司與國(guó)內(nèi)船舶及海洋裝備制造企業(yè)合作，消化和吸收國(guó)際先進(jìn)技術(shù)，形成自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的FLNG技術(shù)體系。同時(shí)，國(guó)家應(yīng)進(jìn)一步從財(cái)稅、準(zhǔn)入等政策方面給與支持。

4.3 因我國(guó)南海海況惡劣，在保障FLNG經(jīng)濟(jì)效益情況下，應(yīng)重點(diǎn)考慮采用串靠外輸方式對(duì)LNG進(jìn)行卸載。而目前還沒有技術(shù)成熟的LNG串靠外輸系統(tǒng)，是限制南海FLNG方案的關(guān)鍵點(diǎn)，應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注LNG卸料系統(tǒng)的適應(yīng)性，保障FLNG方案的順利實(shí)施。

4.4 LNG照付不議合同會(huì)使下游用戶心存疑慮，影響LNG的銷售合同落實(shí)，從而影響FLNG工程實(shí)施。為滿足油氣公司及用戶對(duì)市場(chǎng)變化而能進(jìn)行快速反應(yīng)的需求，同時(shí)有利于企業(yè)最大化盈利，建議對(duì)照付不議的完整性與一致性進(jìn)行靈活變化和約定，可加入合同數(shù)量的選擇性與續(xù)約的靈活性。

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