深海天然气田开发工程模式探讨

白建辉 单连政 易成高 陈 荣

1.中国石油勘探开发研究院， 北京 100083;

2.中国石油海外勘探开发公司， 北京 100034

0 前言

随着全球常规石油储量逐年下降，世界能源结构逐渐调整，天然气替代石油已成为各国油气行业关注的焦点。天然气可作为汽车和工业的燃料及高价值的化工原料，具有优良的环保性能，吸引众多国家调整能源政策，倡导和鼓励天然气的开发和利用。

全球陆地、浅海气田的探明及开发程度较高，深海天然气田开发已成为油气行业发展的必然趋势。深海天然气田开发环境严峻、技术复杂，导致天然气勘探、开发建设周期长，投资巨大，风险程度高。天然气的运输和存储难度大是海上天然气田开发的主要瓶颈，尤其对于离岸较远、海底地貌复杂的深海天然气田，建设海底管道将天然气输送到岸上的传统开发工程模式将使天然气田经济效益变差，投资回报率降低。因此选择合适的开发工程模式是深海天然气开发亟待解决的问题。浮式液化天然气(后简称FLNG)装置及压缩天然气(后简称CNG)船运作为新型的深海天然气田开发技术，以其投资相对较低、建设周期短、灵活机动性好及目标市场可选范围广等优点备受关注［1－3］。

1 传统深海天然气田开发工程模式

全球已开发的深海天然气田基本采用“水下生产系统+浮式生产单元(FPU)+海底管道+陆上终端”传统的半海半陆开发工程模式。气井产物经水下生产系统进入FPU，在FPU 进行油、气、水处理(一般为初步处理)后通过海底管道输送到陆地终端，在陆上进行进一步处理后外输或者合成LNG。如果气田离岸相对较近，可省去FPU，产气经水下生产系统直接通过海底管道进入陆上终端，即成为“水下生产系统+海底管道+陆上终端”模式。

传统深海天然气田开发工程模式的主要特点是通过铺设海底管道输送天然气田产物，工程应用广泛，技术成熟，运行成本较低［4］。但传统深海天然气田开发工程模式具有很大的局限性:

1)随着水深的增加，铺设海底管道的技术难度增大，投资急剧增加。

2)对于距离海岸较远的气田，由于管道运输产生的压力损耗大，中间需设压缩平台维持天然气输送压力，投资和操作成本显著提高，经济效益较差。

3)对于规模较小的气田，海底管道建设成本占相当比例，投资回收困难，经济效益差或无经济效益。

4)对于海底地形条件复杂的天然气田，海底管道的铺设将面临诸多技术难题，传统的开发工程模式难以实现。

传统深海天然气田开发工程模式虽具有技术成熟可靠及运行成本较低等优点，但开发经济效益及技术可行性限制了这种模式在深海天然气田开发中的应用。

2 FLNG 开发工程模式

2.1 FLNG 技术概述

浮式液化天然气生产储卸装置(Floating Liquefied Natural Gas System)集天然气开采、处理、液化、储存与卸载于一体，通过与LNG 运输船搭配使用，实现海洋气田的开发与运输［5］。深海天然气田FLNG 开发工程模式一般流程为:气井产物进入水下生产系统后，通过生产立管进入FLNG 装置进行天然气处理、液化与储存，合成的LNG 通过运输船定期运送至目标市场。FLNG 装置也可与井口平台等浅海生产设施组成完整的浅海天然气田开发系统。

FLNG 技术的应用将有效避免深海管道铺设面临的技术难题，同时也为海上油田伴生气及边际天然气田提供了经济有效的开发手段。与传统深海天然气田开发工程模式相比，FLNG 开发工程模式节省了海洋平台、海底管线、陆上LNG 厂及码头等设施的建设环节，投资相对较低，建设周期短，同时FLNG 具有适应水深范围广、可重复利用、机动灵活及目标市场广泛等优点。

2.2 FLNG 技术发展概况

20 世纪90 年代中期，Shell 提出了FLNG 概念设计，掀开了FLNG 技术研究的热潮。2009 年Shell 将FLNG的FEED 合同授予了TCS 公司(法国Technip 与韩国Samsung 的合资公司)，并同时与该公司签订了未来15 年的设计、建造和安装多艘FLNG 船的合同。2011 年，Shell最终决定投资建设FLNG，用于开发位于澳大利亚的Prelude 项目(年产360 ×104t LNG，130 ×104t 凝析油和40 ×104t LPG)，预计FLNG 船将于2017 年交付使用。2012 年，Petronas 与Technip 和大宇造船厂签订了120 ×104t FLNG 船总承包合同，该FLNG 船将用于马来西亚Kanowit 气田，计划2015 年交付使用。2014 年Petronas 与JGC 和Samsung 造船厂签订了150 ×104t FLNG 船建造合同，该FLNG 将用于马来西亚Rotan 气田，计划2018 年投产。

全球LNG 需求持续增长及LNG 价格不断攀升刺激了各大石油公司进军FLNG 领域。目前除了Shell 和Petronas 已经公开签订了FLNG 船建造合同，Chevron、Eni、Gazprom、Inpex 及GDF Suez 等多家石油公司和专业制造商均对建设FLNG 装置有浓厚兴趣。FLNG 技术正处于海洋工程领域的最前沿。

2.3 FLNG 装置关键技术

目前虽无FLNG 装置投产使用，但FLNG 装置已开始进入商业化建造阶段，FLNG 装置存在诸多关键技术值得研究，并应在实际工程应用中得到验证。

2.3.1 天然气液化工艺技术

FLNG 装置船体甲板面积仅为岸上天然气液化厂的1 /4，选择的液化工艺在满足安全可行的前提下减少液化装置占用的空间成为设计的关键［6］。目前天然气液化工艺主要有级联式循环、混合制冷剂循环(MRC)和膨胀机循环等方式［7］。氮气膨胀机循环方式具有结构紧凑、安全可靠、对船体运动的敏感性低等优点，因此成为海上液化工艺的较好选择。混合制冷剂循环有良好的浮式条件适用性，适用于中大型FLNG 装置的液化工艺。

2.3.2 LNG 储存技术

LNG 储罐系统设计的关键在于减少储罐内液体的自由表面积，避免液化天然气晃动所产生附加载荷的破坏性。为避免储罐内产生蒸汽压，储罐的材料及绝缘性也至关重要。LNG 储罐可分为独立球型(MOSS 型)、独立棱柱型(SPB 型)及薄膜型(GTT 型)三种类型。相比MOSS 型和GTT 型，SPB型储罐系统操作简单，占用上部甲板空间较少，具有良好的晃动特性，虽然其造价较高，但为了节约FLNG 甲板空间，SPB 型储罐是FLNG 装置系统储罐设计的首选［8］。

2.3.3 LNG 卸载技术

船体间的相互运动使LNG 稳定输送的难度增大，LNG 卸载是FLNG 技术链中较为薄弱的环节。LNG 卸载主要有旁靠卸载及串靠卸载两种方式［9］。旁靠卸载时LNG 船与FLNG 船采用并排方式排列，首要前提是解决两船之间相互干扰引起摇晃及碰撞的问题。串靠卸载中，LNG 运输船与FLNG 船通过相对较长的输送软管串联进行LNG 卸载，这种卸载方式主要解决输送软管的低温冷冻性，目前尚无实际工程应用。

2.3.4 FLNG 装置总体布局技术

FLNG 装置布局首先应遵循陆上液化天然气安全技术，同时要高度重视海洋运动环境对装置的影响。FLNG船上装置和生活设施布置在相对狭小的空间内，按照工艺单元布置常规平面显然是不可行的。按照模块化的装置设计方案及一体化布置原则是实现FLNG 装置合理布局的关键［10］。FLNG 装置总体布局要保证对运动敏感的设备布置在受海洋环境影响最小的地方，另外从稳定性角度考虑，应采用保持FLNG 船体重心较低的设备布置方案。

3 CNG 开发工程模式

3.1 CNG 船技术概述

CNG 开发工程模式的技术重点集中体现在CNG 运输环节。CNG 船运是指将天然气压缩到一定压力使其体积大幅度减小，储存在运输船上的耐压容器中以气态方式进行运输。深海天然气田CNG 开发工程模式一般流程为:天然气通过水下生产系统进入CNG 船或生产压缩平台，经过处理、压缩后通过CNG 运输船输送至销售终端。CNG 船/运输船也可与浅海等生产设施组成完整浅海天然气田开发系统。

CNG 及FLNG 及开发工程模式与传统的开发工程模式相比具有共同的优势:消除了深海铺设海底管道的技术屏障，船体可重复利用，为油田伴生气及边际气田开发提供了经济可行的方案。与FLNG 装置相比，CNG 船的保温要求低，无需建设复杂终端，可直接卸载CNG 至目标市场的天然气管网，无液化及再气化过程使工艺流程简单，无需建设造价很高的液化装置使天然气田总体开发投资较低。

相关研究表明，CNG 开发工程模式尤为适用于海上运输距离适中、中小规模海上气田及边际气田的开发。在相同的适当运输距离内，运输相同容量的天然气，CNG开发工程模式全过程总体费用(包括投资和操作费用)低于管道运输方式，仅为LNG 运输的40～50，运输规模越小，经济性突出［11］。

3.2 CNG 船/运输船发展概况

最早的CNG 船运输概念于1968 年在美国新泽西州提出，但因压力储存装置造价昂贵以失败告终。早在2002 年，美国Enersea 运输公司开始与日本川崎汽船及韩国现代重工合作开发CNG 船并计划实施商业化建造。Samsung 重工也成功研发了与CNG 船性能相类似的压缩天然气运输船PNG 船。2004 年，挪威CETech 公司(加拿大Teekay 船运公司、挪威Leif Hoegh 公司与挪威石油公司Statoil 组成的联合公司)开始致力于CNG 运输技术的商业化应用研究。2006 年，加拿大Sea NG 公司与日本Marubeni 和加拿大Teekay 船运公司共同合作准备开发出世界第一艘CNG 运输船，并得到了美国和加拿大船级社的联合批准。除此之外，世界多家船厂、海运公司及油气公司也积极参与到CNG 船运输的研究当中。

3.3 海上CNG 技术

海上CNG 技术发展的核心是探索性价比高的运输储存技术，目前尚无CNG 船投入商业应用，CNG 船研发的核心技术主要有［12］:Coselle 技术、VOTRANS 技术和GTM 技术。

3.3.1 Coselle 技术

Coselle 技术的重点是采用钢制输送管制造大而高的天然气储存系统，具体操作方法是把数千米长的小管径盘管缠绕在一个转盘内构成一个“Coselle”储存单元，一艘CNG 船可以容纳多个“Coselle”储存单元。该技术由加拿大Sea NG 公司开发，系统存储压力为27.5 MPa，储存温度为常温，单个“Coselle”储存单元约8.5 ×104m3。Coselle 储存系统具备有效的安全性和可靠性，成本低于传统的大直径压力罐。

3.3.2 VOTRANS 技术

VOTRANS 技术的核心是采用钢制的大直径长管路模块存储压缩天然气，这些管路置于绝热良好的冷储存舱内。该技术是由美国Enersea 运输公司推出的Coselle技术的替代技术，天然气被压缩至13.0 MPa，温度冷却至－29 ℃存储在垂直钢制管路模块中。VOTRANS 技术是基于整套系统CNG 储存系统而设计的，储存压力明显低于其它类型CNG 船。

3.3.3 GTM 技术

GTM 技术中的存储装置与VOTRANS 技术相似，也采用大直径长管，而存储温度和压力则与Coselle 相似。加拿大Trans CNG 公司开发了GTM 技术，天然气被压缩到高于20.7 MPa，操作可在环境温度下进行。GTM 技术中的管道采用了高性能复合材料制造，耐压的同时减轻了管道重量。

除以上三种CNG 技术，目前研发的还有PNG、FRP及CDTS 等技术。

4 深海天然气田开发工程模式对比

在气田近岸及海底地形平坦的条件下，传统深海天然气田开发工程模式具有技术成熟可靠及生产操作简便等优点。FLNG 及CNG 开发工程模式避免了传统模式铺设海底管道技术难题，由于两种开发工程模式的主体为船型结构，可重复利用及机动灵活性等优点是铺设海底管道的传统方式不具备的。当FLNG 装置及CNG 船(运输船)大规模商业化应用时，租赁FLNG 装置或CNG 船开发油气田成为现实，将极大地缩短油气田开发建设周期，成为海洋油田伴生气及边际气田经济合理的开发方式［13］。深海天然气田开发工程模式指标对比见表1。

表1 深海天然气田开发工程模式指标对比表

5 结论

1)FLNG 技术基本成熟，已经进入商业化建造阶段。FLNG 技术开发工程模式对于资源量较大及运输距离远的气田是最佳选择方案。

2)CNG 船技术成熟，但未进入商业化应用阶段。CNG 技术开发工程模式对于中小资源量及运输距离适中的气田是较好的选择，可以填补管道运输和FLNG 运输之间的利益缝隙，CNG 技术将具有广阔的应用前景。

3)对于海底地形条件复杂，离岸距离较远的深海天然气田开发，FLNG 及CNG 开发工程模式明显优于传统开发工程模式，这两种开发工程模式也适用于边际天然气田及油田伴生气的开发。

4)深海天然气田开发工程模式的优选要充分结合气田的海底地形、自然地理及目标市场等条件，进行详细的技术经济可行性论证来确定。

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