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    南海神狐海域天然氣水合物全海式開發(fā)工程模式

    2021-07-02 12:50:10馬小飛
    天然氣勘探與開發(fā) 2021年2期
    關(guān)鍵詞:浮式水合物制冷劑

    馬小飛

    深圳市惠爾凱博海洋工程有限公司

    0 引言

    2017年5月18日,我國宣布在南海北部神狐海域進(jìn)行的天然氣水合物試采獲得成功。同年,天然氣水合物成為中國第173個礦種。廣東省計(jì)劃2030年后在此海域建成年產(chǎn)10×108m3天然氣的水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū),針對這一開發(fā)計(jì)劃,研究其開發(fā)工程模式十分必要,為天然氣水合物開發(fā)順利轉(zhuǎn)入商業(yè)化生產(chǎn)作好必要準(zhǔn)備。

    天然氣水合物采出氣主要成分為甲烷,與海洋天然氣田采出氣的主要成分大體相同,只是基本不含有高分子量的烴及其他無機(jī)氣體。廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局在2017年和2020年進(jìn)行了兩次天然氣水合物試采并取得了圓滿成功,采用的試采裝備為國內(nèi)建造的半潛式鉆井平臺——藍(lán)鯨一號和藍(lán)鯨二號。從開發(fā)裝備角度看,深水天然氣水合物的開發(fā)與深水油氣資源的開發(fā)緊密相關(guān),深水油氣田開發(fā)工程模式可以應(yīng)用于未來南海天然氣水合物的商業(yè)化開發(fā)。

    深水油氣田一般離岸較遠(yuǎn),在海底輸送管網(wǎng)不發(fā)達(dá)的情況下,采用近岸油氣田常用開發(fā)工程模式“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)裝置(FPU)+海底管道+陸地終端”在經(jīng)濟(jì)性上有所欠缺[1]。天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)距岸直線距離超過300 km,基于國際深水油氣田開發(fā)數(shù)據(jù),一般離岸距離超過200 km的深水油氣田就需要考慮采用全海式開發(fā)工程模式進(jìn)行開發(fā)[2]。

    國際上,全海式開發(fā)工程模式在巴西、非洲和北海海域的油氣田開發(fā)中得到廣泛應(yīng)用。巴西石油公司針對其海域大陸架的特點(diǎn),通過技術(shù)研究和生產(chǎn)實(shí)踐,形成了“半潛式平臺+水下井口/水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置/浮式儲油卸油船(FPSO/FSO)”的油氣田開發(fā)工程模式,簡稱“巴西模式”。這種模式充分利用了3種設(shè)施的特點(diǎn),將鉆采、生產(chǎn)、儲存和外輸?shù)榷喾N功能組合起來,基本成為巴西深海石油開發(fā)的標(biāo)準(zhǔn)模式[3]。國內(nèi)的深水油氣田主要位于南海,由于沒有建成海底管道網(wǎng)絡(luò),那么借鑒巴西的開發(fā)經(jīng)驗(yàn),南海深水油氣田的開發(fā)主要采用了全海式開發(fā)工程模式。

    對于深水天然氣田,全海式開發(fā)工程模式中的核心裝備——浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置(LNG FPSO,簡稱FLNG),是集海上天然氣的液化、儲存、裝卸和外運(yùn)為一體的新型浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置(FPSO)[4],主要用于深遠(yuǎn)海氣田的開發(fā),其技術(shù)成熟較晚。2011年5月荷蘭殼牌公司與三星重工及Technip公司簽訂了全球第一艘FLNG建造合同[5],2012年開始建造,直到2018年才正式投產(chǎn)。到目前為止,國際上投入運(yùn)營的FLNG寥寥無幾,國內(nèi)還沒有FLNG投入運(yùn)營。

    1 深水氣田全海式開發(fā)工程模式概述

    全海式開發(fā)是指鉆井、完井、產(chǎn)液生產(chǎn)處理、儲存和外輸均在海上完成的開發(fā)工程模式[6]。對于深水氣田,從氣井采出的天然氣在海上生產(chǎn)平臺進(jìn)行處理、液化,得到合格的液化天然氣,儲存在FLNG上,再通過LNG(液化天然氣)運(yùn)輸船進(jìn)行外售。

    深水氣田全海式開發(fā)工程模式主要是隨著FLNG應(yīng)用技術(shù)的發(fā)展而產(chǎn)生的,F(xiàn)LNG具有以下特點(diǎn):

    1)適應(yīng)深水采氣,天然氣液化產(chǎn)能大;

    2)良好的經(jīng)濟(jì)性,適合深遠(yuǎn)海中小型氣田的開發(fā);

    3)良好的移動性,可在不同氣田使用,重復(fù)利用率高;

    4)適合氣田早期生產(chǎn),可以利用FLNG進(jìn)行滾動開發(fā)。

    FLNG的上述特點(diǎn)使其成為開發(fā)深遠(yuǎn)海天然氣田的關(guān)鍵裝備。傳統(tǒng)的海上天然氣田開發(fā),采用生產(chǎn)平臺、海底管道和陸地終端的方式進(jìn)行,與采用FLNG開發(fā)方式相比,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)工程模式,其鋪設(shè)海管的距離遠(yuǎn)遠(yuǎn)增大,鋪設(shè)海管的風(fēng)險及投資明顯增大[7],經(jīng)濟(jì)效益難以保證。FLNG的出現(xiàn)結(jié)束了海上天然氣只能采用海底管道運(yùn)輸上岸的單一模式,它與水下生產(chǎn)系統(tǒng)、FPU、LNG運(yùn)輸船組合成一個完整的深水采氣、分離、液化、LNG儲存和外售的全海式開發(fā)系統(tǒng)。

    使用FLNG的全海式開發(fā)工程模式具有很多優(yōu)點(diǎn),但也有以下缺點(diǎn)。

    1)由于FLNG出現(xiàn)較晚,受限于技術(shù)成熟度,其建設(shè)工期長、建造成本高。如三星重工為殼牌公司建造的Prelude FLNG,建設(shè)周期在5年以上,建造成本累計(jì)超過125億美元;

    2)我國在深水開發(fā)方面的關(guān)鍵技術(shù)和裝備都很欠缺,如用于1 500 m水深的單點(diǎn)系泊系統(tǒng)主要為歐美幾家公司壟斷,在很多方面缺乏自主的關(guān)鍵技術(shù),開發(fā)瓶頸多。

    2 深水天然氣水合物全海式開發(fā)工程模式方案

    天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于南海北部陸坡區(qū),結(jié)合國外FLNG成功應(yīng)用案例和國內(nèi)FPSO應(yīng)用場景,列出兩種典型的用于深水油氣田開發(fā)的全海式開發(fā)工程模式,即以“FPU+FLNG”為主的開發(fā)工程模式和以FLNG為主的開發(fā)工程模式[8],在此基礎(chǔ)上,基于天然氣水合物采出氣與常規(guī)天然氣田采出氣的差異性和生產(chǎn)處理要求的不同,分析這兩種全海式開發(fā)工程模式是否也同樣適用于天然氣水合物的商業(yè)化開發(fā)。

    2.1 “FPU+FLNG”開發(fā)工程模式簡介

    以“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)裝置+浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置”(簡稱“FPU+FLNG”)為主的全海式開發(fā)工程模式,開發(fā)示意圖如圖1所示。

    圖1 “FPU+FLNG”開發(fā)工程模式圖

    圖1中天然氣水合物采出氣預(yù)處理在FPU上進(jìn)行,同時,F(xiàn)PU也可以為水下生產(chǎn)設(shè)施的能源供給、化學(xué)藥劑注入、鉆修井、維修保養(yǎng)等作業(yè)提供服務(wù),F(xiàn)LNG上僅設(shè)有天然氣液化和儲存卸載系統(tǒng)。

    2.2 FLNG開發(fā)工程模式簡介

    以“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置”(簡稱FLNG)為主的全海式開發(fā)工程模式,開發(fā)示意圖如圖2所示。

    圖2中FLNG上設(shè)有水合物采出氣預(yù)處理、液化、儲存和卸載系統(tǒng),同時也為水下生產(chǎn)設(shè)施的能源供給、化學(xué)藥劑注入和維修保養(yǎng)等作業(yè)提供服務(wù)。

    圖2 FLNG開發(fā)工程模式圖

    2.3 天然氣水合物采出氣與常規(guī)天然氣田采出氣的差異性和生產(chǎn)處理要求的不同

    海洋型的天然氣水合物主要是甲烷水合物,采出氣中甲烷含量一般大于99%[9],常規(guī)天然氣中甲烷含量一般也在85%以上,因此兩者的主體成分大體相同,均為甲烷,其主要差異性如下:

    1)礦藏存在的方式不同。南海天然氣水合物礦藏在其埋藏條件下是固體,埋深在海底泥面300 m以內(nèi)。含水合物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[10],為泥質(zhì)粉砂型礦藏,地質(zhì)結(jié)構(gòu)不穩(wěn)定。天然氣水合物在相變分解時儲層中砂粒間的膠結(jié)力減小,使得大量砂粒脫離原始狀態(tài)而混于產(chǎn)物中。常規(guī)天然氣主要以游離氣體的狀態(tài)存在于巖石縫隙中,埋深在海底泥面1 000 m以下,地質(zhì)結(jié)構(gòu)穩(wěn)定,可有計(jì)劃地控制開采。

    2)單井產(chǎn)量相差懸殊,天然氣水合物的開采主要是通過降壓、加熱等方式使其發(fā)生相變,采出氣的溫度和壓力相對較低,屬于被動性開采,目前單井產(chǎn)量在3×104m3/d左右。常規(guī)天然氣主要靠地層正壓產(chǎn)出,具有高溫高壓的特點(diǎn),單井產(chǎn)量介于50×104~100×104m3/d,地層能量充足,生產(chǎn)周期長達(dá)10年。

    基于以上差異性,對于天然氣水合物采出氣的生產(chǎn)處理要求,相對于常規(guī)天然氣主要有以下不同:

    1)南海天然氣水合物礦藏類型為泥質(zhì)粉砂型,導(dǎo)致采出氣中含有一定量的細(xì)砂,對海上生產(chǎn)系統(tǒng)提出防砂和處理的要求;

    2)天然氣水合物限于開采方式,單井產(chǎn)量有限,其產(chǎn)量約為常規(guī)天然氣單井產(chǎn)量的5%~10%。故在同等產(chǎn)量規(guī)模下,水下生產(chǎn)井?dāng)?shù)量將會約10倍于常規(guī)天然氣生產(chǎn)井?dāng)?shù)量。

    2.4 兩種全海式開發(fā)工程模式的適用性分析

    基于天然氣水合物采出氣與常規(guī)天然氣田采出氣的差異性和生產(chǎn)處理要求的不同,兩種全海式開發(fā)工程模式的優(yōu)缺點(diǎn)比較如表1所示。

    表1 兩種全海式開發(fā)工程模式的優(yōu)缺點(diǎn)比較表

    從表1可以看出,以“FPU+FLNG”為主的開發(fā)工程模式適用性廣;立管和單點(diǎn)系泊系統(tǒng)技術(shù)要求相對較低,易于實(shí)現(xiàn);FLNG功能相對單一,技術(shù)和資金風(fēng)險低;浮式生產(chǎn)裝置可以提供鉆修井服務(wù),減少后期運(yùn)營費(fèi)用。因此,建議選用“FPU+FLNG”的開發(fā)工程模式作為未來天然氣水合物全海式開發(fā)工程模式的優(yōu)選模式。

    3 深水天然氣水合物開發(fā)關(guān)鍵裝備的適用性和選型探討

    在以“FPU+FLNG”為主的開發(fā)工程模式中,關(guān)鍵裝備主要有水下生產(chǎn)系統(tǒng)、FPU和FLNG?;谔烊粴馑衔锊沙鰵獾牟町愋院蜕a(chǎn)處理要求對關(guān)鍵裝備的適用性和選型進(jìn)行探討。

    3.1 水下生產(chǎn)系統(tǒng)

    水下生產(chǎn)系統(tǒng)主要由水下井口/圣誕樹,跨接管,水下基盤、水下管匯、立管、臍帶纜、水下控制系統(tǒng)組成。從20世紀(jì)50年代第一口水下井口投入生產(chǎn)到現(xiàn)在,水下生產(chǎn)系統(tǒng)技術(shù)得到快速發(fā)展,技術(shù)已經(jīng)相當(dāng)成熟?,F(xiàn)在全球已經(jīng)應(yīng)用超過5 000套水下圣誕樹。目前水下圣誕樹的最大設(shè)計(jì)工作水深達(dá)3 050 m,適用溫度范圍為-46~180℃,最大額定工作壓力103.5 MPa,安裝水深達(dá)到2 934 m[11]。我國南海油氣田從1996年開始應(yīng)用水下圣誕樹,目前已有10個左右油氣田采用水下圣誕樹完井,應(yīng)用最大水深達(dá)到1 457 m。

    南海天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)水深在1 000~1 500 m之間,其外部環(huán)境條件與現(xiàn)有用于南海深水油氣田開發(fā)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)一致,主要的不同在于內(nèi)部流體,根據(jù)前述天然氣水合物采出氣和常規(guī)天然氣的差異性:常規(guī)天然氣田采出氣具有高產(chǎn)量、高溫度、高壓力的特點(diǎn),天然氣水合物采出氣具有低產(chǎn)量、低溫度、低壓力的特點(diǎn)。因此,從技術(shù)角度看,用于常規(guī)天然氣開采的水下生產(chǎn)系統(tǒng)技術(shù)難度更高,現(xiàn)有的水下生產(chǎn)系統(tǒng)技術(shù)可以應(yīng)用于天然氣水合物的開采。

    廣東省計(jì)劃2030年后在水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)形成年產(chǎn)10×108m3天然氣的產(chǎn)能。測算出天然氣的日產(chǎn)量將超過300×104m3。如果使用常規(guī)的水下生產(chǎn)系統(tǒng),投資和運(yùn)營成本非常昂貴。在天然氣水合物大規(guī)模開采中,應(yīng)基于水合物采出氣的特點(diǎn),在常規(guī)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的基礎(chǔ)上進(jìn)行適當(dāng)簡化和改造,走超輕型、小型化和智能化之路,盡可能降低天然氣水合物的開發(fā)成本。

    3.2 FPU

    FPU即浮式生產(chǎn)裝置,是深水油氣資源開發(fā)的重要裝備。常見的浮式生產(chǎn)裝置主要包括張力腿平臺(TLP)、單柱式平臺(Spar)、半潛式生產(chǎn)平臺(SEMI)[12]。其類型的篩選主要取決于采氣方式、作業(yè)水深和建造工藝等因素。常規(guī)深水天然氣田的采氣方式有濕式(圣誕樹置于海底)、干式(圣誕樹置于平臺甲板)和干濕結(jié)合3種模式,不同類型的采氣方式對浮式生產(chǎn)裝置的選型有很大的影響。根據(jù)天然氣水合物采出氣和常規(guī)天然氣的差異性,大規(guī)模生產(chǎn)時生產(chǎn)井?dāng)?shù)量非常多,如果采用干式采氣,每個井口會占用一定的平臺空間,井口數(shù)目增多則會要求增大平臺尺寸和平臺結(jié)構(gòu),以能承受足夠大的井口設(shè)備的附加重量[13]。同時將配備數(shù)量眾多的立管,技術(shù)復(fù)雜性和投資成本將大大增加。因此天然氣水合物采氣方式采用濕式采氣較為合適。

    張力腿平臺(TLP)通常適用于干式采氣,目前張力腿平臺極限作業(yè)水深為1 500 m,但該水深的張力筋腱費(fèi)用非常高[14]。平臺本身的投資成本遠(yuǎn)高于其他類型的浮式平臺,因其對立管類型有要求,無法適應(yīng)價格低、技術(shù)成熟的鋼懸鏈立管(SCR),只能采用昂貴的柔性立管,這樣立管投資遠(yuǎn)高于其他類型的浮式平臺,無技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上的優(yōu)勢。

    單柱式平臺(Spar)在干式采氣中應(yīng)用最為常見,平臺作業(yè)水深范圍為500~3 000 m。迄今為止國內(nèi)船廠沒有單柱式平臺的建造經(jīng)驗(yàn),其船體安裝包括拖航、浮卸、安裝螺旋板、濕拖、扶正等,海上安裝工作量巨大,其上部模塊的安裝和調(diào)試復(fù)雜,平臺最大的優(yōu)點(diǎn)在于對鋼懸鏈立管(SCR)適應(yīng)性最佳[14],但平臺整體投資較高。

    半潛式生產(chǎn)平臺(SEMI)在常規(guī)深水油氣田開采中使用最為普遍,尤其在墨西哥灣被石油公司大量使用。半潛式生產(chǎn)平臺最開始是由成熟的半潛式鉆井平臺衍生改造而來,發(fā)展到現(xiàn)在有專用于油氣生產(chǎn)處理的半潛式生產(chǎn)平臺。這種半潛式生產(chǎn)平臺與半潛式鉆井平臺的結(jié)構(gòu)形式相比較,上部甲板由箱形結(jié)構(gòu)改為桁架式結(jié)構(gòu),平行式雙浮體改為環(huán)形下浮體,增加平臺吃水以提高運(yùn)動性能,且對不同類型立管的適應(yīng)性強(qiáng),可以滿足價格低廉、技術(shù)成熟的鋼懸鏈立管(SCR)的使用要求,從而節(jié)省大量的投資成本。目前國內(nèi)多個大型船廠具有豐富的深水半潛式鉆井平臺建造經(jīng)驗(yàn),中海油具有豐富的上部工藝處理模塊設(shè)計(jì)和建造經(jīng)驗(yàn)。綜上所述,國內(nèi)在半潛式平臺方面具有設(shè)計(jì)、建造和使用等多方面優(yōu)勢。

    通過對張力腿平臺(TLP)、單柱式平臺(Spar)和半潛式平臺(SEMI)的對比,基于天然氣水合物采出氣的特點(diǎn),綜合考慮設(shè)計(jì)、建造、安裝、立管選用等因素,推薦半潛式平臺(SEMI)作為南海天然水合物開發(fā)的浮式生產(chǎn)裝置類型。

    3.3 FLNG

    FLNG即浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置,核心技術(shù)包括單點(diǎn)系泊系統(tǒng)、LNG儲卸系統(tǒng)、液化工藝系統(tǒng)等,由于其單點(diǎn)系泊系統(tǒng)和LNG儲卸系統(tǒng),與常規(guī)天然氣所采用的FLNG并無本質(zhì)不同,此處將針對性地探討適用于先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)水合物開發(fā)的FLNG液化工藝系統(tǒng)。

    作為FLNG的核心技術(shù),天然氣液化工藝對FLNG的建造運(yùn)營費(fèi)用、運(yùn)行穩(wěn)定性和整個系統(tǒng)的安全性影響巨大。在滿足生產(chǎn)需求和控制成本的前提下,應(yīng)用于天然氣水合物開發(fā)的天然氣液化技術(shù)及其相關(guān)設(shè)備的選擇,對于減小投資風(fēng)險、增強(qiáng)方案的可行性至關(guān)重要。目前在陸地上應(yīng)用的天然氣液化技術(shù)比較成熟,而南海海上作業(yè)的特殊性(臺風(fēng)、波浪、作業(yè)空間等因素)要求海上天然氣液化工藝系統(tǒng)的安全性、簡潔性、緊湊性、環(huán)境適應(yīng)性等方面比陸地高得多。我國陸地上第一套天然氣液化裝置于2001年建成,天然氣液化能力為15×104m3/d,采用丙烷預(yù)冷—混合制冷劑的液化工藝。從調(diào)研的國際上FLNG液化工藝來看,級聯(lián)式工藝、混合制冷劑(MR)工藝及膨脹制冷這3種基本類型的液化工藝都有采用。其中,混合制冷劑工藝因其具有效率高、功耗小、流程簡單、設(shè)備少等優(yōu)點(diǎn)而比較適合海上特殊的作業(yè)環(huán)境[15]。

    基于天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)采出氣產(chǎn)量,在主流的液化工藝中選取一些關(guān)鍵指標(biāo)進(jìn)行對比,找出哪種工藝比較適用于先導(dǎo)區(qū)水合物的開發(fā)。主要液化工藝指標(biāo)對比如表2所示[16]。

    由表2可知,從比功耗上看,氮膨脹技術(shù)單位能耗最高,單混合制冷劑技術(shù)次之,級聯(lián)式、丙烷預(yù)冷-混合制冷劑和雙混合制冷劑技術(shù)單位能耗最小;從單線產(chǎn)能上看,氮膨脹技術(shù)產(chǎn)能最小,單混合制冷劑技術(shù)次之,級聯(lián)式、丙烷預(yù)冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術(shù)單線產(chǎn)能最大;從占地面積來看,氮膨脹技術(shù)占地面積最小,單混合制冷劑技術(shù)次之,丙烷預(yù)冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術(shù)占地面積較大,級聯(lián)式最大;從設(shè)備投資來看,單混合制冷劑技術(shù)設(shè)備投資最小,氮膨脹技術(shù)次之,丙烷預(yù)冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術(shù)設(shè)備投資較大,級聯(lián)式最大[16]。

    表2 主要液化工藝指標(biāo)對比表

    基于天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)年產(chǎn)10×108m3天然氣的產(chǎn)能,估算出液化天然氣年產(chǎn)量達(dá)71×104t,按表2中所列液化工藝的單線產(chǎn)能指標(biāo),單混合制冷劑技術(shù)和氮膨脹技術(shù)比較適合,綜合考慮兩者的比功耗、占地面積、設(shè)備投資、未來擴(kuò)產(chǎn)等因素,推薦采用單混合制冷劑液化技術(shù)。

    4 結(jié)論

    在天然氣水合物全海式開發(fā)工程模式方面,借鑒深水油氣田2種典型的全海式開發(fā)工程模式,結(jié)合天然氣水合物采出氣與常規(guī)天然氣的差異性,對兩種工程模式用于天然氣水合物開發(fā)的適用性進(jìn)行了分析,建議選用“FPU+FLNG”的開發(fā)工程模式作為未來天然氣水合物全海式開發(fā)的優(yōu)選模式。

    在天然氣水合物開發(fā)關(guān)鍵裝備方面,需要適時開展適用于1 500 m水深天然氣水合物開發(fā)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)的研制和工程化應(yīng)用。根據(jù)天然氣水合物采出氣的特性,著力研發(fā)經(jīng)濟(jì)型深水半潛式生產(chǎn)平臺(SEMI)和浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置(FLNG),對緊湊型、安全性好、液化工作效率高、對船體運(yùn)動敏感性低的液化工藝等關(guān)鍵工程技術(shù)進(jìn)行開發(fā)。

    南海天然氣水合物開發(fā)屬于新生事物,但隨著天然氣水合物高效開采方式的不斷突破和地質(zhì)成藏理論的日趨成熟,天然氣水合物的商業(yè)化開發(fā)會逐步實(shí)現(xiàn)。本文研究成果,對于南海神狐海域天然氣水合物轉(zhuǎn)入商業(yè)化的開發(fā)工程模式選擇和關(guān)鍵開發(fā)裝備選型,具有一定的參考意義。

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