南海地區(qū)天然氣水合物（可燃冰）開采及儲運方案探討

馬小飛 黃海華 李蘭芳

摘? ? 要：本文根據(jù)廣東省天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)建設(shè)計劃，提出“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+深水半潛式生產(chǎn)平臺+海底管道+陸地處理終端”的南海天然氣水合物產(chǎn)業(yè)化生產(chǎn)儲運方案，就該地區(qū)天然氣水合物的特點、預(yù)處理工藝、配套生產(chǎn)設(shè)施等展開研究，并借簽了南海深水氣田開發(fā)的成功案例。研究成果對于南海地區(qū)天然氣水合物開發(fā)生產(chǎn)及儲運方案的選擇，具有一定的參考價值。

關(guān)鍵詞：水下系統(tǒng);半潛平臺;海底管道;南海地區(qū);天然氣水合物

中圖分類號：TM938.6 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文獻標識碼：A

Investigation on Production， Storage and Transportation Plan of Natural Gas Hydrate in South China Sea

MA Xiaofei， HUANG Haihua， LI Lanfang

（ Whale Offshore Engineering Co.， Ltd.， Shenzhen 518067 ）

Abstract： This paper investigates the production， storage and transportation plan of natural gas hydrate， by aiming at the construction plan of natural gas hydrate development pilot area in Guangdong province. A scheme of “subsea production system + semi-submersible platform + subsea pipeline + terminal” is proposed for the industrial production， storage and transportation of natural gas hydrate in the South China Sea area. In this paper， the characteristics， pretreatment process and supporting production facilities of natural gas hydrate in this area are studied based on the successful development cases of deep-water gas fields in the South China Sea.

Key words： Subsea system; Semi-submersible platform; Subsea pipeline; South China sea area; Natural gas hydrate

1? ? ?前言

天然氣水合物又稱可燃冰，廣泛分布于深海和永久凍土，具有熱值高、污染小、資源量大等特點。2017年，天然氣水合物成為我國第173個礦種。據(jù)測算，南海神狐海域天然氣水合資源儲存量約1 500億m3，具備支撐產(chǎn)業(yè)化的資源基礎(chǔ)。廣東省計劃到2030年后在神狐海域建成年產(chǎn)10億m3天然氣水合物的開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)。由于采出的天然氣產(chǎn)量較大，需要進行合適的生產(chǎn)和儲運，因此研究其生產(chǎn)儲運方案十分必要。

2? ? 南海地區(qū)天然氣水合物采出氣特點

2.1? ?南海天然氣水合物開采方法

海洋天然氣水合物在其埋藏條件下是固體，開采方法主要有降壓法、熱激法、聯(lián)合開采法等[1]。目前海洋天然氣水合物開采主要采用降壓法，通過在生產(chǎn)井底部電潛泵降低井內(nèi)水液面使水合物降壓分解。1 m3的天然氣水合物可在常溫常壓下釋放160 m3甲烷和0.8 m3水[2]。降壓法開采示意圖，如圖1所示[3]。

2.2? ?天然氣水合物采出氣組成

南海天然氣水合物主要是甲烷水合物，其水合物采出氣中甲烷含量在90%以上，最高達99%[4]。數(shù)據(jù)顯示，南海水合物采出氣組成簡單，甲烷含量占99%左右， 除此之外含有極少量的乙烷和丙烷，不含酸性氣體。

2.3? ?天然氣水合物采出氣特點

南海天然氣水合物主要分布在海洋細粒非砂巖儲層和海洋泥巖儲層中，為泥質(zhì)粉砂型礦藏，地質(zhì)結(jié)構(gòu)不穩(wěn)定。水合物在相變分解時儲層中大量砂粒脫離原始固結(jié)狀態(tài)，絕大部份砂粒由井下防篩管攔截于水合物層，小部分細小砂粒仍能透過防篩管進入生產(chǎn)井內(nèi)，導(dǎo)致天然氣水合物采出氣中含有一定量的細砂。

3? ? ?南海地區(qū)天然氣水合物采出氣預(yù)處理工藝

天然氣水合物采出氣在大規(guī)模運輸和儲存前需要進行預(yù)處理。南海水合物采出氣組分相對純凈，主要為甲烷，基本不含有丁烷及以上的烴類組分和二氧化碳、硫化氫等酸性氣體組分，因此預(yù)處理工藝只需考慮對水合物采出氣的除砂和脫水處理。

3.1? 除砂工藝

生產(chǎn)井口出砂可以給下游生產(chǎn)處理設(shè)施造成堵塞、沖蝕、設(shè)備故障等問題。在進入平臺生產(chǎn)處理系統(tǒng)前，應(yīng)首先進行除砂處理。目前海洋油氣田常用的除砂方法，主要有重力分離法和旋流分離法：

（1）重力分離法

主要的重力分離設(shè)備是具有一定體積的罐式容器，也叫生產(chǎn)分離器。利用不同相態(tài)的密度差別，含有砂的混合流體流速在分離器內(nèi)變低，通過分離器的時間變長，密度差將各物質(zhì)從混合液中分離，密度最大的泥砂將沉于分離器的最底部[3]。

（2）旋流分離法

屬于離心分離的一種。當一個兩相流改變運動方向時，密度大的流體更趨于保持直線運動方向。主要的旋流分離設(shè)備是水力旋流器，其結(jié)構(gòu)簡單，分離殼體由圓筒部分和錐筒部分組成，殼體上有切向進料口、底流口和溢流口，可以用于分離密度差較小的同相物質(zhì)。

天然氣水合物采出氣中夾帶少量的水及砂，氣水砂三者的密度相差很大，采用重力分離即可達到預(yù)處理要求，因此除砂工藝采用重力分離法。

3.2? ?脫水工藝

水合物采出氣中夾帶有少量的水，在第一步重力分離除去游離水后仍為氣相水飽和狀態(tài)，采出氣在長距離管輸或深冷液化過程中如果含有飽和氣相水，水合物在降溫過程中極易再次生成，導(dǎo)致生產(chǎn)無法正常進行。因此，采出氣在長距離管輸和深冷液化前需進行深度脫水，以防止水合物的再次生成。目前海洋油氣田常用的深度脫水方法，主要采用三甘醇脫水和分子篩脫水：

（1）三甘醇脫水法

三甘醇溶液具有較高的吸濕性，可以較好的吸收天然氣中的水氣，露點降可達40 ℃左右;三甘醇溶液性能穩(wěn)定，容易再生，脫水經(jīng)濟性較好[6]。

（2）分子篩脫水法

用于吸附的多孔性固體可以把天然氣中的水氣很好的吸附于固體表面而不吸附天然氣，分離效果好，露點降可達100 ℃以上[5]，但脫水成本比較高。

對于大流量高壓氣體的脫水，如要求的露點降小于40 ℃，則采用三甘醇脫水較經(jīng)濟，一般用于天然氣長距離管輸和燃料氣的脫水;如要求的露點降大于40 ℃，則應(yīng)考慮用分子篩進行脫水，一般用于天然氣深冷液化的脫水。

4? ? 南海先導(dǎo)試驗區(qū)水合物開采技術(shù)方案

4.1? ?生產(chǎn)儲運方案

由廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局主導(dǎo)的兩次水合物試采，所采用的鉆采方法與常規(guī)海洋海氣田鉆采方式類似。從鉆采裝備、鉆采方法和采出氣主要成分為甲烷等角度看，南海天然氣水合物采出氣的生產(chǎn)儲運方案，可以借簽深水氣田開發(fā)采用的方案。

南海神狐海域天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)距岸直線距離超過300 km，水深在1 000～1 500 m之間?；谄渥鳂I(yè)水深和離岸距離，借鑒南海陵水17-2深水氣田開發(fā)方案，經(jīng)綜合考慮經(jīng)濟性、技術(shù)成熟性等因素，選取“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+深水半潛式生產(chǎn)平臺+海底管道+陸地處理終端”的生產(chǎn)儲運方案[6]，見圖2所示。

同時，如果鄰近區(qū)域海底油氣管網(wǎng)具備接入條件，這種方案也可以依托現(xiàn)有的油氣生產(chǎn)設(shè)施（海管、陸地處理終端等設(shè)施）對水合物進行聯(lián)合開發(fā)，從而降低開采成本。

方案中主要生產(chǎn)設(shè)施如下：

（1）一套水下生產(chǎn)系統(tǒng)，包括若干水下井口、管匯、立管等;

（2）一座深水半潛式生產(chǎn)平臺，作業(yè)水深1500 m。主要功能包括：水下井口控制、水合物采出氣預(yù)處理、采出氣增壓外輸、電力供給、平臺公用支持系統(tǒng)等;

（3）一條連接半潛式生產(chǎn)平臺和陸地終端的單相長輸海底管道;

（4）一座年處理10億m3天然氣的陸地處理終端。

4.2? ?水下生產(chǎn)系統(tǒng)

目前水合物單井日產(chǎn)氣量約3萬m3左右，隨著開采技術(shù)的不斷發(fā)展，單井產(chǎn)氣量也在不斷增長?；谀虾Ｌ烊粴馑衔镩_發(fā)先導(dǎo)區(qū)年產(chǎn)量10億m3天然氣，估算得出日產(chǎn)量約300萬m3，按未來單井產(chǎn)氣量每天5萬m3計算，需要安裝60口水下采氣井和若干生產(chǎn)管匯，作業(yè)水深1 000～1 500 m。

4.3? 半潛式生產(chǎn)平臺

半潛式生產(chǎn)平臺，主要由下部環(huán)形浮體、立柱、上部生產(chǎn)處理模塊、生活模塊組成：上部生產(chǎn)模塊結(jié)構(gòu)采用桁架式;平臺采用錨泊定位[7]，作業(yè)水深達1500 m。半潛式生產(chǎn)平臺示意圖，見圖3所示。

半潛式生產(chǎn)平臺主要用于天然氣水合物采出氣的生產(chǎn)和預(yù)處理：來自水下井口水合物采出氣，通過管匯、立管進入平臺生產(chǎn)處理系統(tǒng)，首先通過分離器進行氣、水、砂的分離;脫去固體雜質(zhì)和游離水后的采出氣，進入濕氣增壓系統(tǒng);增壓后的采出氣進入三甘醇脫水系統(tǒng)，干氣露點低于最低輸送環(huán)境溫度5 ℃以上;再通過海底管道輸至陸地處理終端進一步處理后外售。

平臺生產(chǎn)處理設(shè)備，主要有：生產(chǎn)分離器、電加熱器、天然氣壓縮機組、三甘醇脫水裝置、火炬/閉排分液罐、火炬、化學(xué)藥劑注入裝置、清管球發(fā)射器、燃氣透平發(fā)電機組等。由于海上平臺空間有限，宜選用緊湊型、成橇化的設(shè)備，工藝流程在保證產(chǎn)品合格的基礎(chǔ)上從簡，工藝系統(tǒng)的處理能力按每天330萬m3天然氣考慮。

4.3.1主要工藝系統(tǒng)

（1）采出氣預(yù)處理

流經(jīng)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的主要成分為甲烷的天然氣，通過立管輸至平臺上氣、水、砂三相分離器進行分離，分離雜質(zhì)后的氣體進入濕氣增壓系統(tǒng)，增壓后的天然氣進入三甘醇脫水系統(tǒng)進行深度脫水后外輸;分離出的生產(chǎn)水進入開排系統(tǒng)后排海;沉積在分離器底部的泥沙定時收集至罐后運輸至岸上處理或進一步在平臺處理后排海。為了增強分離效果，三相分離器入口安裝有擋板或旋流分離裝置，氣相出口安裝有絲網(wǎng)除霧器等分離部件;為防止水合物重新在管內(nèi)或設(shè)備內(nèi)生成，三相分離器內(nèi)安裝有電加熱器。

（2）采出氣壓縮

由于長距離輸送的需要，水合物采出氣在外輸前需要進行增壓，壓縮系統(tǒng)為兩列，一備一用;由三相分離器分離出的甲烷氣進入濕氣壓縮機，增壓至所需要的壓力后進入三甘醇脫水系統(tǒng)進行深度脫水。

（3）采出氣脫水系統(tǒng)

為了防止水合物在長距離輸送過程中由于溫度降低而在管道內(nèi)再次生成，采出氣增壓后需進入三甘醇脫水系統(tǒng)進行深度脫水，干氣水露點需低于海底最低環(huán)境溫度5 ℃以下，配置相應(yīng)的三甘醇再生系統(tǒng)。

（4）采出氣外輸系統(tǒng)

從三甘醇脫水系統(tǒng)處理后的高壓合格干氣，通過長輸海底管道輸至陸地處理終端進行進一步處理后外售。采出氣外輸系統(tǒng)，主要包括清管球發(fā)射器、水合物抑制劑。根據(jù)實際情況，考慮是否注入海底管道。

水合物采出氣預(yù)處理工藝流程示意圖，見圖4所示。

4.3.2主要公用系統(tǒng)

（1）化學(xué)藥劑注入系統(tǒng)

水合物抑制劑乙二醇或甲醇注入到水下井口以防止水合物的再次生成，消泡劑注入到三甘醇接觸塔和三甘醇再生撬;

（2）燃料氣系統(tǒng)

向平臺透平發(fā)電機組提供符合要求的天然氣，主要包括緩沖罐和加熱器等設(shè)備;

（3）火炬系統(tǒng)

用于緊急工況時的泄放，主要包括洗滌罐和火炬臂等設(shè)備;

（4）消防系統(tǒng)

平臺上設(shè)置有滿足規(guī)范要求的海水、泡沫、氣體滅火系統(tǒng)。

4.4? ?海底管道

水合物采出氣在半潛式生產(chǎn)平臺上初步處理后，需通過海底管道輸送至陸地處理終端進一步處理后外售，因此需要建一條單相天然氣輸送海底管道;使用HYSYS工藝模擬軟件中PIPENET組件進行模擬計算，得出長輸海底管道管徑。模擬中的相關(guān)輸入數(shù)據(jù)如下：

（1）長輸海底管道長度

水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)位于南海深水陸坡區(qū)，離岸直線距離超過300 km，長輸海底管道長度按320 km估算;

（2）輸送溫度和壓力數(shù)據(jù)

水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)海域深1 250 m，水合物儲層深度距海底泥面平均約200 m較松散的海底沉積物內(nèi)。采用靜水壓力計算水合物沉積層的壓力，水合物儲層總的靜水壓力取1 450 m水柱，海底溫度 3.3 ℃～3.7 ℃，地溫梯度4.3 ℃～6.77 ℃/100 m[8]。根據(jù)相關(guān)溫壓數(shù)據(jù)計算得出：水合物儲層溫度15 ℃，分解后甲烷氣在水下井口的輸送溫度和壓力分別為9.7 ℃和6 900 kPaA，海管最低環(huán)境溫度 3.3 ℃，增壓后的輸送溫度和壓力分別取60 ℃和10 000 kPaA。

基于以上數(shù)據(jù)對海底管道進行模擬計算，結(jié)果見表2。

根據(jù)表2計算結(jié)果，考慮到經(jīng)濟性和輸送要求，選取管徑為12 in的海管可以滿足水合物生產(chǎn)要求。

4.5? ?陸地處理終端

陸地處理終端的主要作用，是接收從長輸海管輸送來的天然氣并對其進行處理，使之達到下游用戶要求后外售。上游天然氣水合物采出氣，通過約320 km的長輸海底管道輸送到位于就近海岸處的陸地處理終端。輸送來的天然氣主要為甲烷氣，脫水增壓后直接進入天然氣輸送管網(wǎng)，沒有深冷液化的需要。天然氣露點降要求較低，在天然氣交接壓力和溫度條件下，水、烴露點≤-40 ℃，可輸往天然氣管網(wǎng)。

主要處理裝置如下：

（1）天然氣處理裝置

2套處理規(guī)模為5×108 m3/a、適應(yīng)波動范圍為60%～120%的天然氣處理裝置。由于主要成為甲烷，沒有其它中重烴類物質(zhì)，因此天然氣處理裝備主要包括脫水單元;

（2）外輸增壓系統(tǒng)

2臺離心式壓縮機組對天然氣進行增壓外售，出站壓力約為7.0～9.0 MPag。

5? ? ?結(jié)語

在天然氣水合物采出氣預(yù)處理工藝方面，基于南海水合物采出氣的主要成分和含砂的特點，借鑒海洋油氣田常用的預(yù)處理工藝，提出了對于水合物采出氣的除砂方法和脫水方法;在開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)采出氣生產(chǎn)儲運方案方面，借鑒國內(nèi)南海深水氣田開發(fā)方案，綜合考慮技術(shù)成熟性與開發(fā)經(jīng)濟性，提出“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+半潛式生產(chǎn)平臺+海底管道+陸地處理終端”的生產(chǎn)儲運方案。該方案包括的工藝流程及配套生產(chǎn)設(shè)施，可為南海天然氣水合物產(chǎn)業(yè)化開發(fā)生產(chǎn)提供選擇。

參考文獻

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