探讨利用FLNG开发中国南海边际气田

2017-08-02汪建平

资源节约与环保 2017年6期

关键词：外输边际气田

汪建平

（中海油能源发展股份有限公司南美区域中心北京100027）

探讨利用FLNG开发中国南海边际气田

汪建平

（中海油能源发展股份有限公司南美区域中心北京100027）

传统情况利用“一个气田，一套管线”开发边际气田的模式因投资高而无法实施。而集海上天然气液化、储存和装卸为一体的新型浮式生产装置（FLNG）给边际气田开发带来了新的机遇。本文就利用FLNG开发边际气田的模式进行了探讨，分析了FLNG关键技术、南海典型FLNG项目方案、项目挑战等问题，对我国南海FLNG发展提出了几点建议。

FLNG；天然气；项目风险；边际气田

概述

随着人们环境保护意识的增强，且天然气具有价格低廉、燃烧值高、无污染等特点，天然气正成为最受欢迎的能源之一。然而随着天然气资源需求量越来越大，人们将眼光投向海上资源勘探和开发，经多年勘探显示我国海上天然气资源丰富，但呈分散特点，主要分布在渤海湾盆地、东海陆地盆地、及南海区域，尤其在南海区域天然气资源潜力巨大，如荔湾3-1气田、东方气田、陵水气田等，其中陵水17-2气田的估计天然气总地质储量在1760亿立方米。然而，在有相当一部南海气田为深海边际气田，在周边无现有工程设施依托开发方式，若采用常规的“一个气田，一套管线”开发方式，很多边际气田因需要新建设生产设施等因素将使气田开发投资成本偏高而不具备开采价值。浮式液化天然气（FLNG）装置作为海上气田开发的新型设施，类似于FPSO，以其投资相对较低、建造周期短、便于重复利用等优点而倍受青睐。

近几年，受益于FLNG诸多关键技术取得重大突破，FLNG开始进入实质性工程阶段，如Prelude FLNG。同时，从国家层面讲，多个政府部门均支持FLNG装置的研究和开发，其中在《国家能源科技“十二五”规划（2011-2015）》明确提出开展深海天然气浮式装备（FLNG）设计、建造、集成等方面的关键技术研究。中海油正在联合国内外相关单位对FLNG装置进行可行性研究。

1 LNG发展现状及关键技术

1.1 发展现状

浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG，又称LNGFPSO）具有工艺预处理及液化、下舱储存和外输LNG的功能，定期通过LNGC将LNG运输到目的地。国际各大石油公司和造船公司纷纷投入到FLNG的开发研究中，并随着FLNG关键技术突破，已经可以对FLNG进行实践运作，据统计，并已有5艘FLNG处于运营、在建或合同招标中，参见表1。

表1 FLNG项目情况列表

1.2.FLNG关键技术

液态LNG具有超低温（约-162°）、易晃荡、易蒸发等特点，FLNG技术必须更安全、更可靠及更严格。FLNG关键技术为LNG存储、液化工艺系统、LNG卸料系统，技术发展已基本成熟，部分工艺系统和关键设备已在一些海上工程得以应用和验证。

1.2.1 液化工艺系统

天然气液化工艺，类似于FPSO模块，设计时不仅需要考虑FLNG船体甲板面积的限制，同时需要考虑海洋环境条件（如风、浪、流等）对船运动性能的影响，从而影响工艺处理性能，故工艺设计流程要有足够的适应性和高效性。

目前，据实践经验来看，FLNG天然气液化工艺主要有级联式液化工艺流程、混合制冷剂液化工艺流程以及带膨胀机液化工艺流程，其中混合制冷剂液化技术和氮膨胀液化技术对于FLNG这种海洋浮式生产设备来讲更为适用。上述三种液化工艺技术在陆地LNG液化工厂都有大量应用实例，且目前在建FLNG均采用其中某一种工艺模式。总体来说，混合制冷剂液化工艺最显著的优势液化能耗低，氮膨胀液化工艺的优势在于安全性、船体晃荡的适应性。

1.2.2 LNG低温存储

LNG在稳定储存需要在零下162℃左右的低温条件下，故储罐须能够耐低温。C型、独立式棱柱型（SPB型）及薄膜型（GTT型）为常规LNG储罐。考虑船体甲板空间紧张、模块数量多、模块重量大等因素，从技术上讲，推荐SPB型和GTT型。其中SPB具有良好的晃荡特性及船体结构无需加热优点，但其造价昂贵，需在日本船厂安装。相对而言，GTT造价较低，其技术安全性也是被现有FLNG工程所证明。

1.2.3 LNG外输系统

LNG外输技术是关键技术中的难点。借用FPSO经验，LNG外输方式有旁靠和串靠，旁靠外输方式是LNGC与FLNG并排旁靠系泊，对海况环境的要求较高，外输时海浪Hs小于2.5m。但旁靠方式存在较大的安全隐患，一旦其中一艘船舶发生安全事故，另一艘船舶很难在短时间内分离开，将会造成重大事故。此外，旁靠外输的系船作业也相对繁琐，劳动强度较大。串靠卸货方式对海洋环境条件要求没有旁靠那么苛刻，可在Hs小于5m的海浪条件下进行LNG外输作业。采用串靠方式外输LNG时，FLNG与LNGC的距离较远（可达70~120米左右），因此该方式相对比较安全。

目前旁靠刚性臂卸料系统和旁靠低温软管卸料系统已有工程应用，而串靠低温软管卸料系统和串靠刚性臂卸料系统还处在缺乏工程实践验证。

2 南海边际气田开发FLNG工程典型方案

南海某气田位于南海北部大陆架西区的琼东南盆地内，距离海南省三亚市149公里，距西北侧已生产的崖13-1气田160公里，水深1336米，与浅水区（300米水深）的距离约57公里，探明储量约150亿方，表明该气田离岸且距离周边可依托现有设施都比较远。开发该气田可采用两种方案：①水下生产系统+综合处理平台+管道+陆地终端，参见图1；②水下井口+FLNG，参见图2。方案①是传统工程模式，技术比较成熟。但需要在水深较浅的区域安装导管架平台或在水深较深的位置安装TLP或半潜式平台，并需要新铺设上几十公里的海底管线输送到陆地终端，因此该方案在海管铺设和平台建造的工程投资较大，经济性较差。方案②中，FLNG工程估价主要包括工艺系统（预处理模块、液化模块）、船体、液货维护系统、系泊系统、LNG卸货系统、操作费等，经询价和估算，相对于依托周边设施开发方案投资，经济估算可节省约4亿多美元，经济优势非常明显。

图1 浅水平台方案示意图图

2FLNG方案示意图

采用水下生产系统+FLNG工程方案，新建一艘舱容为138000方的非自航驳船型FLNG，上部模块设计日处理天然气500万方，设计日产LNG7000方，设计LNG年产量为120万吨（1.2MTPA）。FLNG上配备原料气入口分离和压力保护模块、预处理模块及液化工艺模块。

船体结构为双甲板双舷侧双底型式，船首设内转塔系泊，船尾设串靠刚性外输系统；LNG工艺模块设置在主甲板上，生活楼位于船尾并在顶部设有直升机平台；FLNG船体舱室划分为首尖舱、单点舱、货舱、尾机舱和尾尖舱，货舱包括4对LNG货舱、1对凝析油货舱和1对污油水舱，各货舱间设有隔离空舱；船体及系泊系统可承受100年一遇的台风海况条件。FLNG总体布置参见图3及图4。

图3 FLNG总体布置

图4 FLNG总体3D图

3 边际气田开发的挑战

3.1 项目风险

常规的项目风险，如：存储风险、执行风险、竞争风险、市场风险和其它下游关系到再气化、运输及现有天然气的风险。FLNG可以通过多个承包商一起分担项目投资风险以便取得更大的利益。

FLNG拥有LNG处理能力，当前FLNG现有的新技术与FPSO有许多通用的方面。如：船型设计、系泊系统、舱室冲洗系统、船用设备、船与船之间的液体传输和海上服务等方面。在分析与FPSO类似的条件，FLNG操作可以借鉴石油工业的经验。

在传统的LNG项目的经济价值链上，从气生产、液化、传输到LNGC、LNG再气化、储存和LNG销售，每个环节都有很强的相互依赖性。虽然每个利益体都有不同的目标，但经营业务的定位、资金激励和法律责任是决定项目成功的关键因素。

FLNG项目或许遵从传统价值链模式，但自身拥有不同的商业模式，尤其突显在小型边际油田上。FLNG适用于开发1~3万亿立方英尺储量的气田，一旦达到经济年限，再重新布置于其他气田。对于建设投资收益来说，“设计一个，建造多个”是一个好策略。事实上，投资收益需要平衡特定气田的技术需求和操作费用。然而，从开采模式中剥离出的FLNG设施，评价气田可动用存储量的常规方法不再需要，上游参与者自己可管理FLNG舰队。

3.2 技术风险

目前，陆上天然气液化技术已发展比较成熟，但应用到FLNG装置上还不够成熟。技术上需要解决FLNG的主要三个难题：液货存储、LNG外输、工艺处理。在考虑中国南海台风、波浪、离岸远等影响下，进行安全的设计非常关键。FLNG船体主甲板面积限制导致工艺模块、生活模块、公共模块等间距较小，极大地挑战了安全布置，陆地上由于不存在空间布置问题可以使用平面方法，而海上则需要采用立体方法。结合LNG技术及对海洋环境的适应性，将所有的设备布置在一个有限空间内，这对项目的成功与否起到决定性影响。

FLNG装置的总体布局，既要保证液化流程的紧凑、高效，又要考虑LNG围护系统的安全性以及系泊系统、卸货系统的可靠性，其中卸货系统的技术最为薄弱，现有FLNG方案因作业环境温和，均采用旁靠系统，但还没有投入实际操作。中国南海海况恶劣，若采用旁靠系统，因其作业适应能力的限制，每年大约有5个月的作业停产期，大大降低了FLNG经济性。所以只能采用串靠外输系统，但串靠外输方式的可靠性还需进一步核实。

3.3 商业风险

海上气田开发工程完全是按照商业化原则运行的大型投资项目，要考虑从开发到运输到用户的一整条链条。在LNG销售环节上，遵循全球大宗能源销售模式，一般双方在LNG贸易多采用“照付不议”的长期合同，这种合同就将交易大部分风险转嫁给买方。在合作过程中，由于合同有效期可达数十年，当前合同中的约定条件未必与未来的实际情况符合，难免会出现买方由于本身原因或卖方个人原因不能按时提取合同约定气量情况。在此情况下，由于LNG存储罐容量要比陆地型LNG小很多，使得FLNG装置生产操作的弹性相对较小；从而在合同中对LNGC的容量、数量、往返时间等有着更为苛刻的限制。另外，FLNG属于新兴技术事物，买家对此安全、技术可靠性等方面还存顾虑，以上多种因素为FLNG长期供销合同的签订都带来了一定困难。据了解，目前在建或待建的FLNG装置，只有Prelude FLNG项目签署了长期购销合同。

4 对我国南海边际气田开发的建议

我国南海天然气资源丰富，但有一定气量属于边际气田、深海天然气及伴生气资源，若采用传统的开采方式：平台+外输管线，经研究分析，通常无经济效益或因技术阻碍或其他风险而受到限制不能有效开发。采用FLNG装置开发深海边际小型气田，以进行建设周期快速、投资成本低和可多次利用的优点开发边际气田，对充分开发我国南海油气资源具有重要意义。随着在建FLNG项目的顺利实施、投产，预计FLNG将逐渐成为海洋边际气田开发的一种重要方式。为此，对我国在南海FLNG发展提出以下几个方面的建议:

4.1 FLNG装置不仅处理天然气，还要存储及外输液态LNG，来气组分、气量、压力等影响工艺系统的效率，同时南海海况也对工艺系统设计有很高适应性要求。建议加大勘探气田评价和海洋环境研究，确保设计基础可靠，为FLNG设计提供准确输入。

4.2 FLNG设计和制造核心技术基本掌握在国外几家专利公司手里，如果要降低FLNG总体投资，就需要加强核心技术研究，打破技术垄断，应考虑加强油气公司与国内船舶及海洋装备制造企业合作，消化和吸收国际先进技术，形成自主知识产权的FLNG技术体系。同时，国家应进一步从财税、准入等政策方面给与支持。

4.3 因我国南海海况恶劣，在保障FLNG经济效益情况下，应重点考虑采用串靠外输方式对LNG进行卸载。而目前还没有技术成熟的LNG串靠外输系统，是限制南海FLNG方案的关键点，应重点关注LNG卸料系统的适应性，保障FLNG方案的顺利实施。

4.4 LNG照付不议合同会使下游用户心存疑虑，影响LNG的销售合同落实，从而影响FLNG工程实施。为满足油气公司及用户对市场变化而能进行快速反应的需求，同时有利于企业最大化盈利，建议对照付不议的完整性与一致性进行灵活变化和约定，可加入合同数量的选择性与续约的灵活性。

[1]陆家亮．中国天然气工业发展形势及发展建议[J]．天然气工业，2009，29（1）:8-12.

[2]谢彬，王世圣，喻西崇，黄霞.FLNG/FLPG工程模式及其经济性评价[J].天然气工业，2012，32（10）:99-102.

[3]朱伟林，米立军，高阳东等．领域性突破展现中国近海油气勘探前景—2011年中国近海油气勘探回顾[J]．中国海上油气，2012，24（1）:1-5.

[4]王洁等.利用小型FLNG技术开发难动用储量的技术经济分析.天然气工业，2014，34（1）:129-133.

[5]王亮国．难动用油气储量开采经济界限分析及开采对策[J]．天然气工业，2011，31（2）：103-105.

[6]单连政，董本京，刘猛，等.FPSO技术现状及发展趋势［J］．石油矿场机械，2008，37（10）:26-30．

[7]巨永林，顾妍，李秋英.浮式LNG生产储卸装置关键设计技术对比分析[J]．化工学报，2009，60（增刊1）：27-34.

[8]李昭伟．南海东部地区近10年油气勘探进展及新领域分析［J］．中国海上油气，2008，20（6）：357-361.