深海天然氣田開發工程模式探討

白建輝 單連政 易成高 陳 榮

1.中國石油勘探開發研究院， 北京 100083;

2.中國石油海外勘探開發公司， 北京 100034

0 前言

隨著全球常規石油儲量逐年下降，世界能源結構逐漸調整，天然氣替代石油已成為各國油氣行業關注的焦點。天然氣可作為汽車和工業的燃料及高價值的化工原料，具有優良的環保性能，吸引眾多國家調整能源政策，倡導和鼓勵天然氣的開發和利用。

全球陸地、淺海氣田的探明及開發程度較高，深海天然氣田開發已成為油氣行業發展的必然趨勢。深海天然氣田開發環境嚴峻、技術復雜，導致天然氣勘探、開發建設周期長，投資巨大，風險程度高。天然氣的運輸和存儲難度大是海上天然氣田開發的主要瓶頸，尤其對于離岸較遠、海底地貌復雜的深海天然氣田，建設海底管道將天然氣輸送到岸上的傳統開發工程模式將使天然氣田經濟效益變差，投資回報率降低。因此選擇合適的開發工程模式是深海天然氣開發亟待解決的問題。浮式液化天然氣(后簡稱FLNG)裝置及壓縮天然氣(后簡稱CNG)船運作為新型的深海天然氣田開發技術，以其投資相對較低、建設周期短、靈活機動性好及目標市場可選范圍廣等優點備受關注［1－3］。

1 傳統深海天然氣田開發工程模式

全球已開發的深海天然氣田基本采用“水下生產系統+浮式生產單元(FPU)+海底管道+陸上終端”傳統的半海半陸開發工程模式。氣井產物經水下生產系統進入FPU，在FPU 進行油、氣、水處理(一般為初步處理)后通過海底管道輸送到陸地終端，在陸上進行進一步處理后外輸或者合成LNG。如果氣田離岸相對較近，可省去FPU，產氣經水下生產系統直接通過海底管道進入陸上終端，即成為“水下生產系統+海底管道+陸上終端”模式。

傳統深海天然氣田開發工程模式的主要特點是通過鋪設海底管道輸送天然氣田產物，工程應用廣泛，技術成熟，運行成本較低［4］。但傳統深海天然氣田開發工程模式具有很大的局限性:

1)隨著水深的增加，鋪設海底管道的技術難度增大，投資急劇增加。

2)對于距離海岸較遠的氣田，由于管道運輸產生的壓力損耗大，中間需設壓縮平臺維持天然氣輸送壓力，投資和操作成本顯著提高，經濟效益較差。

3)對于規模較小的氣田，海底管道建設成本占相當比例，投資回收困難，經濟效益差或無經濟效益。

4)對于海底地形條件復雜的天然氣田，海底管道的鋪設將面臨諸多技術難題，傳統的開發工程模式難以實現。

傳統深海天然氣田開發工程模式雖具有技術成熟可靠及運行成本較低等優點，但開發經濟效益及技術可行性限制了這種模式在深海天然氣田開發中的應用。

2 FLNG 開發工程模式

2.1 FLNG 技術概述

浮式液化天然氣生產儲卸裝置(Floating Liquefied Natural Gas System)集天然氣開采、處理、液化、儲存與卸載于一體，通過與LNG 運輸船搭配使用，實現海洋氣田的開發與運輸［5］。深海天然氣田FLNG 開發工程模式一般流程為:氣井產物進入水下生產系統后，通過生產立管進入FLNG 裝置進行天然氣處理、液化與儲存，合成的LNG 通過運輸船定期運送至目標市場。FLNG 裝置也可與井口平臺等淺海生產設施組成完整的淺海天然氣田開發系統。

FLNG 技術的應用將有效避免深海管道鋪設面臨的技術難題，同時也為海上油田伴生氣及邊際天然氣田提供了經濟有效的開發手段。與傳統深海天然氣田開發工程模式相比，FLNG 開發工程模式節省了海洋平臺、海底管線、陸上LNG 廠及碼頭等設施的建設環節，投資相對較低，建設周期短，同時FLNG 具有適應水深范圍廣、可重復利用、機動靈活及目標市場廣泛等優點。

2.2 FLNG 技術發展概況

20 世紀90 年代中期，Shell 提出了FLNG 概念設計，掀開了FLNG 技術研究的熱潮。2009 年Shell 將FLNG的FEED 合同授予了TCS 公司(法國Technip 與韓國Samsung 的合資公司)，并同時與該公司簽訂了未來15 年的設計、建造和安裝多艘FLNG 船的合同。2011 年，Shell最終決定投資建設FLNG，用于開發位于澳大利亞的Prelude 項目(年產360 ×104t LNG，130 ×104t 凝析油和40 ×104t LPG)，預計FLNG 船將于2017 年交付使用。2012 年，Petronas 與Technip 和大宇造船廠簽訂了120 ×104t FLNG 船總承包合同，該FLNG 船將用于馬來西亞Kanowit 氣田，計劃2015 年交付使用。2014 年Petronas 與JGC 和Samsung 造船廠簽訂了150 ×104t FLNG 船建造合同，該FLNG 將用于馬來西亞Rotan 氣田，計劃2018 年投產。

全球LNG 需求持續增長及LNG 價格不斷攀升刺激了各大石油公司進軍FLNG 領域。目前除了Shell 和Petronas 已經公開簽訂了FLNG 船建造合同，Chevron、Eni、Gazprom、Inpex 及GDF Suez 等多家石油公司和專業制造商均對建設FLNG 裝置有濃厚興趣。FLNG 技術正處于海洋工程領域的最前沿。

2.3 FLNG 裝置關鍵技術

目前雖無FLNG 裝置投產使用，但FLNG 裝置已開始進入商業化建造階段，FLNG 裝置存在諸多關鍵技術值得研究，并應在實際工程應用中得到驗證。

2.3.1 天然氣液化工藝技術

FLNG 裝置船體甲板面積僅為岸上天然氣液化廠的1 /4，選擇的液化工藝在滿足安全可行的前提下減少液化裝置占用的空間成為設計的關鍵［6］。目前天然氣液化工藝主要有級聯式循環、混合制冷劑循環(MRC)和膨脹機循環等方式［7］。氮氣膨脹機循環方式具有結構緊湊、安全可靠、對船體運動的敏感性低等優點，因此成為海上液化工藝的較好選擇?；旌现评鋭┭h有良好的浮式條件適用性，適用于中大型FLNG 裝置的液化工藝。

2.3.2 LNG 儲存技術

LNG 儲罐系統設計的關鍵在于減少儲罐內液體的自由表面積，避免液化天然氣晃動所產生附加載荷的破壞性。為避免儲罐內產生蒸汽壓，儲罐的材料及絕緣性也至關重要。LNG 儲罐可分為獨立球型(MOSS 型)、獨立棱柱型(SPB 型)及薄膜型(GTT 型)三種類型。相比MOSS 型和GTT 型，SPB型儲罐系統操作簡單，占用上部甲板空間較少，具有良好的晃動特性，雖然其造價較高，但為了節約FLNG 甲板空間，SPB 型儲罐是FLNG 裝置系統儲罐設計的首選［8］。

2.3.3 LNG 卸載技術

船體間的相互運動使LNG 穩定輸送的難度增大，LNG 卸載是FLNG 技術鏈中較為薄弱的環節。LNG 卸載主要有旁靠卸載及串靠卸載兩種方式［9］。旁靠卸載時LNG 船與FLNG 船采用并排方式排列，首要前提是解決兩船之間相互干擾引起搖晃及碰撞的問題。串靠卸載中，LNG 運輸船與FLNG 船通過相對較長的輸送軟管串聯進行LNG 卸載，這種卸載方式主要解決輸送軟管的低溫冷凍性，目前尚無實際工程應用。

2.3.4 FLNG 裝置總體布局技術

FLNG 裝置布局首先應遵循陸上液化天然氣安全技術，同時要高度重視海洋運動環境對裝置的影響。FLNG船上裝置和生活設施布置在相對狹小的空間內，按照工藝單元布置常規平面顯然是不可行的。按照模塊化的裝置設計方案及一體化布置原則是實現FLNG 裝置合理布局的關鍵［10］。FLNG 裝置總體布局要保證對運動敏感的設備布置在受海洋環境影響最小的地方，另外從穩定性角度考慮，應采用保持FLNG 船體重心較低的設備布置方案。

3 CNG 開發工程模式

3.1 CNG 船技術概述

CNG 開發工程模式的技術重點集中體現在CNG 運輸環節。CNG 船運是指將天然氣壓縮到一定壓力使其體積大幅度減小，儲存在運輸船上的耐壓容器中以氣態方式進行運輸。深海天然氣田CNG 開發工程模式一般流程為:天然氣通過水下生產系統進入CNG 船或生產壓縮平臺，經過處理、壓縮后通過CNG 運輸船輸送至銷售終端。CNG 船/運輸船也可與淺海等生產設施組成完整淺海天然氣田開發系統。

CNG 及FLNG 及開發工程模式與傳統的開發工程模式相比具有共同的優勢:消除了深海鋪設海底管道的技術屏障，船體可重復利用，為油田伴生氣及邊際氣田開發提供了經濟可行的方案。與FLNG 裝置相比，CNG 船的保溫要求低，無需建設復雜終端，可直接卸載CNG 至目標市場的天然氣管網，無液化及再氣化過程使工藝流程簡單，無需建設造價很高的液化裝置使天然氣田總體開發投資較低。

相關研究表明，CNG 開發工程模式尤為適用于海上運輸距離適中、中小規模海上氣田及邊際氣田的開發。在相同的適當運輸距離內，運輸相同容量的天然氣，CNG開發工程模式全過程總體費用(包括投資和操作費用)低于管道運輸方式，僅為LNG 運輸的40～50，運輸規模越小，經濟性突出［11］。

3.2 CNG 船/運輸船發展概況

最早的CNG 船運輸概念于1968 年在美國新澤西州提出，但因壓力儲存裝置造價昂貴以失敗告終。早在2002 年，美國Enersea 運輸公司開始與日本川崎汽船及韓國現代重工合作開發CNG 船并計劃實施商業化建造。Samsung 重工也成功研發了與CNG 船性能相類似的壓縮天然氣運輸船PNG 船。2004 年，挪威CETech 公司(加拿大Teekay 船運公司、挪威Leif Hoegh 公司與挪威石油公司Statoil 組成的聯合公司)開始致力于CNG 運輸技術的商業化應用研究。2006 年，加拿大Sea NG 公司與日本Marubeni 和加拿大Teekay 船運公司共同合作準備開發出世界第一艘CNG 運輸船，并得到了美國和加拿大船級社的聯合批準。除此之外，世界多家船廠、海運公司及油氣公司也積極參與到CNG 船運輸的研究當中。

3.3 海上CNG 技術

海上CNG 技術發展的核心是探索性價比高的運輸儲存技術，目前尚無CNG 船投入商業應用，CNG 船研發的核心技術主要有［12］:Coselle 技術、VOTRANS 技術和GTM 技術。

3.3.1 Coselle 技術

Coselle 技術的重點是采用鋼制輸送管制造大而高的天然氣儲存系統，具體操作方法是把數千米長的小管徑盤管纏繞在一個轉盤內構成一個“Coselle”儲存單元，一艘CNG 船可以容納多個“Coselle”儲存單元。該技術由加拿大Sea NG 公司開發，系統存儲壓力為27.5 MPa，儲存溫度為常溫，單個“Coselle”儲存單元約8.5 ×104m3。Coselle 儲存系統具備有效的安全性和可靠性，成本低于傳統的大直徑壓力罐。

3.3.2 VOTRANS 技術

VOTRANS 技術的核心是采用鋼制的大直徑長管路模塊存儲壓縮天然氣，這些管路置于絕熱良好的冷儲存艙內。該技術是由美國Enersea 運輸公司推出的Coselle技術的替代技術，天然氣被壓縮至13.0 MPa，溫度冷卻至－29 ℃存儲在垂直鋼制管路模塊中。VOTRANS 技術是基于整套系統CNG 儲存系統而設計的，儲存壓力明顯低于其它類型CNG 船。

3.3.3 GTM 技術

GTM 技術中的存儲裝置與VOTRANS 技術相似，也采用大直徑長管，而存儲溫度和壓力則與Coselle 相似。加拿大Trans CNG 公司開發了GTM 技術，天然氣被壓縮到高于20.7 MPa，操作可在環境溫度下進行。GTM 技術中的管道采用了高性能復合材料制造，耐壓的同時減輕了管道重量。

除以上三種CNG 技術，目前研發的還有PNG、FRP及CDTS 等技術。

4 深海天然氣田開發工程模式對比

在氣田近岸及海底地形平坦的條件下，傳統深海天然氣田開發工程模式具有技術成熟可靠及生產操作簡便等優點。FLNG 及CNG 開發工程模式避免了傳統模式鋪設海底管道技術難題，由于兩種開發工程模式的主體為船型結構，可重復利用及機動靈活性等優點是鋪設海底管道的傳統方式不具備的。當FLNG 裝置及CNG 船(運輸船)大規模商業化應用時，租賃FLNG 裝置或CNG 船開發油氣田成為現實，將極大地縮短油氣田開發建設周期，成為海洋油田伴生氣及邊際氣田經濟合理的開發方式［13］。深海天然氣田開發工程模式指標對比見表1。

表1 深海天然氣田開發工程模式指標對比表

5 結論

1)FLNG 技術基本成熟，已經進入商業化建造階段。FLNG 技術開發工程模式對于資源量較大及運輸距離遠的氣田是最佳選擇方案。

2)CNG 船技術成熟，但未進入商業化應用階段。CNG 技術開發工程模式對于中小資源量及運輸距離適中的氣田是較好的選擇，可以填補管道運輸和FLNG 運輸之間的利益縫隙，CNG 技術將具有廣闊的應用前景。

3)對于海底地形條件復雜，離岸距離較遠的深海天然氣田開發，FLNG 及CNG 開發工程模式明顯優于傳統開發工程模式，這兩種開發工程模式也適用于邊際天然氣田及油田伴生氣的開發。

4)深海天然氣田開發工程模式的優選要充分結合氣田的海底地形、自然地理及目標市場等條件，進行詳細的技術經濟可行性論證來確定。

［1］Kim J W，O'Suilivan J，Steen A，et a1.Global Performance and Sloshing Analysis of a New Deep-draft Semi-submersible LNG FPSO［C］// Paper OMAE 2008－58001 Prensented at the ASME 2008 27th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering，June 15－20 2008，Estoril，Portugal.New York:ASME，2008.

［2］Graczyk M，Moan T.Structural Response to Sloshing Excitation in Membrane LNG Tank［C］// Paper OMAE 2009－79722 Presented at the ASME 2009 28th International Conference on Ocean，Offshore Mechanics and Arctic Engineering，May 31－June 5 2009，Honolulu，Hawaii，USA.New York:ASME，2009.

［3］王傳榮.壓縮天然氣的海上運輸［J］. 船舶物資與市場，2003，(6):30－32.Wang Chuanrong.Shipping of Compressed Natural Gas(CNG)［J］.Marine Equipment Materials ＆ Marketing，2003，(6):30－32.

［4］喻西崇，謝 彬，金曉劍，等.國外深水氣田開發工程模式探討［J］.中國海洋平臺，2009，24(3):52－56.Yu Xichong，Xie Bin，Jin Xiaojian，et al. The Discussion of Development Engineering Modes for Oversea Deepwater Gas Field［J］.China offshore Platform，2009，24(3):52－56.

［5］趙文華，楊建民，胡志強，等. 大型浮式液化天然氣開發系統關鍵技術現狀及發展趨勢［J］. 中國海上油氣，2013，25(1):82－86.Zhao Wenhua，Yang Jianmin，Hu Zhiqiang，et al.Status of Key Technology and Developing Tendency for FLNG［J］. China Offshore Oil and Gas，2013，25(1):82－86.

［6］王春節，魏林瑞，張 磊. 浮式液化天然氣液化工藝綜述［J］.化學工業，2010，28(2－3):27－29.Wang Chunjie，Wei Linrui，Zhang Lei. Process Technology of Floating LNG［J］.Chemical Industry，2010，28(2－3):27－29.

［7］林文勝，顧安忠，朱 剛.天然氣液化裝置的流程選擇［J］.真空與低溫，2001，7(2):5－9.Lin Wensheng，Gu Anzhong，Zhu Gang. Selection for the Process Liquefaction Plant of Natural Gas［J］. Vacuum and Cryogenics，2001，7(2):5－9.

［8］王永偉，王偉榮，王 晶. LNG 船三種儲罐系統比較分析［J］.船舶物資與市場，2007，(2):25－28.Wang Yongwei，Wang Weirong，Wang Jing. Comparison of Three Type of Tanks for LNG Ship［J］.Marine Equipment Materials ＆ Marketing，2007，(2):25－28.

［9］Bergt E，Bakke J.Ship to Ship LNG Transfer in Arctic Waters［C］// Paper OMAE 2008－57319 Prensented at the ASME 2008 27th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering，June 15－20 2008，Estoril，Portugal. New York:ASME，2008.

［10］薄玉寶.浮式液化天然氣(FLNG)技術在中國海上開發應用探討［J］.中國海洋平臺，2013，28(3):1－5.Bo Yubao. Discussion for Floating Liquefied Natural Gas(FLNG)Technology in China Offshore Development Application［J］.China Offshore Platform，2013，28(3):1－5.

［11］陳愛玲，李永鵬.壓縮天然氣船舶運輸新技術及前景［J］.世界海運，2005，28(3):4－6.Chen Ailing，Li Yongpeng. New Technology and Prospect of CNG Marine Transportation［J］. World Shipping，2005，28(3):4－6.

［12］劉康林，王智拓.天然氣的水上運輸［J］.中國儲運，2014，(4):105－107.Liu Kanglin，Wang Zhituo.Gas Transportation in Water［J］.China Storage ＆ Transport，2014，(4):105－107.

［13］譚 越.海上油田伴生氣處理及運輸研究［J］.船海工程，2011，40(1):135－139.Tan Yue. Process and Transportation of Offshore Oil Field Associated Gas［J］. Ship ＆ Ocean Engineering，2011，40(1):135－139.