南海神狐海域天然氣水合物全海式開發工程模式

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。廣東省計劃2030年后在此海域建成年產10×108m3天然氣的水合物開發先導試驗區，針對這一開發計劃，研究其開發工程模式十分必要，為天然氣水合物開發順利轉入商業化生產作好必要準備。

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氣體。廣州海洋地質調查局在2017年和2020年進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建造的半潛式鉆井平臺——藍鯨一號和藍鯨二號。從開發裝備角度看，深水天然氣水合物的開發與深水油氣資源的開發緊密相關，深水油氣田開發工程模式可以應用于未來南海天然氣水合物的商業化開發。

深水油氣田一般離岸較遠，在海底輸送管網不發達的情況下，采用近岸油氣田常用開發工程模式“水下生產系統＋浮式生產裝置（FPU）+海底管道＋陸地終端”在經濟性上有所欠缺[1]。天然氣水合物開發先導試驗區距岸直線距離超過300 km，基于國際深水油氣田開發數據，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工程模式進行開發[2]。

國際上，全海式開發工程模式在巴西、非洲和北海海域的油氣田開發中得到廣泛應用。巴西石油公司針對其海域大陸架的特點，通過技術研究和生產實踐，形成了“半潛式平臺+水下井口／水下生產系統+浮式生產儲油卸油裝置／浮式儲油卸油船（FPSO/FSO）”的油氣田開發工程模式，簡稱“巴西模式”。這種模式充分利用了3種設施的特點，將鉆采、生產、儲存和外輸等多種功能組合起來，基本成為巴西深海石油開發的標準模式[3]。國內的深水油氣田主要位于南海，由于沒有建成海底管道網絡，那么借鑒巴西的開發經驗，南海深水油氣田的開發主要采用了全海式開發工程模式。

對于深水天然氣田，全海式開發工程模式中的核心裝備——浮式液化天然氣生產儲卸裝置（LNG FPSO，簡稱FLNG），是集海上天然氣的液化、儲存、裝卸和外運為一體的新型浮式生產儲油卸油裝置（FPSO）[4]，主要用于深遠海氣田的開發，其技術成熟較晚。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。到目前為止，國際上投入運營的FLNG寥寥無幾，國內還沒有FLNG投入運營。

1 深水氣田全海式開發工程模式概述

全海式開發是指鉆井、完井、產液生產處理、儲存和外輸均在海上完成的開發工程模式[6]。對于深水氣田，從氣井采出的天然氣在海上生產平臺進行處理、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）運輸船進行外售。

深水氣田全海式開發工程模式主要是隨著FLNG應用技術的發展而產生的，FLNG具有以下特點：

1）適應深水采氣，天然氣液化產能大；

2）良好的經濟性，適合深遠海中小型氣田的開發；

3）良好的移動性，可在不同氣田使用，重復利用率高；

4）適合氣田早期生產，可以利用FLNG進行滾動開發。

FLNG的上述特點使其成為開發深遠海天然氣田的關鍵裝備。傳統的海上天然氣田開發，采用生產平臺、海底管道和陸地終端的方式進行，與采用FLNG開發方式相比，距陸地較遠的深水氣田，如采用傳統的半海半陸式的開發工程模式，其鋪設海管的距離遠遠增大，鋪設海管的風險及投資明顯增大[7]，經濟效益難以保證。FLNG的出現結束了海上天然氣只能采用海底管道運輸上岸的單一模式，它與水下生產系統、FPU、LNG運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系統。

使用FLNG的全海式開發工程模式具有很多優點，但也有以下缺點。

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

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

2 深水天然氣水合物全海式開發工程模式方案

天然氣水合物開發先導試驗區位于南海北部陸坡區，結合國外FLNG成功應用案例和國內FPSO應用場景，列出兩種典型的用于深水油氣田開發的全海式開發工程模式，即以“FPU+FLNG”為主的開發工程模式和以FLNG為主的開發工程模式[8]，在此基礎上，基于天然氣水合物采出氣與常規天然氣田采出氣的差異性和生產處理要求的不同，分析這兩種全海式開發工程模式是否也同樣適用于天然氣水合物的商業化開發。

2.1 “FPU+FLNG”開發工程模式簡介

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

圖1 “FPU+FLNG”開發工程模式圖

圖1中天然氣水合物采出氣預處理在FPU上進行，同時，FPU也可以為水下生產設施的能源供給、化學藥劑注入、鉆修井、維修保養等作業提供服務，FLNG上僅設有天然氣液化和儲存卸載系統。

2.2 FLNG開發工程模式簡介

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

圖2中FLNG上設有水合物采出氣預處理、液化、儲存和卸載系統，同時也為水下生產設施的能源供給、化學藥劑注入和維修保養等作業提供服務。

圖2 FLNG開發工程模式圖

2.3 天然氣水合物采出氣與常規天然氣田采出氣的差異性和生產處理要求的不同

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。含水合物層沉積物為松散的青灰色（含）鈣質生物的黏土質粉砂和（含）鈣質生物的粉砂[10]，為泥質粉砂型礦藏，地質結構不穩定。天然氣水合物在相變分解時儲層中砂粒間的膠結力減小，使得大量砂粒脫離原始狀態而混于產物中。常規天然氣主要以游離氣體的狀態存在于巖石縫隙中，埋深在海底泥面1 000 m以下，地質結構穩定，可有計劃地控制開采。

2）單井產量相差懸殊，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，目前單井產量在3×104m3/d左右。常規天然氣主要靠地層正壓產出，具有高溫高壓的特點，單井產量介于50×104～100×104m3/d，地層能量充足，生產周期長達10年。

基于以上差異性，對于天然氣水合物采出氣的生產處理要求，相對于常規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粉砂型，導致采出氣中含有一定量的細砂，對海上生產系統提出防砂和處理的要求；

2）天然氣水合物限于開采方式，單井產量有限，其產量約為常規天然氣單井產量的5%～10%。故在同等產量規模下，水下生產井數量將會約10倍于常規天然氣生產井數量。

2.4 兩種全海式開發工程模式的適用性分析

基于天然氣水合物采出氣與常規天然氣田采出氣的差異性和生產處理要求的不同，兩種全海式開發工程模式的優缺點比較如表1所示。

表1 兩種全海式開發工程模式的優缺點比較表

從表1可以看出，以“FPU+FLNG”為主的開發工程模式適用性廣；立管和單點系泊系統技術要求相對較低，易于實現；FLNG功能相對單一，技術和資金風險低；浮式生產裝置可以提供鉆修井服務，減少后期運營費用。因此，建議選用“FPU+FLNG”的開發工程模式作為未來天然氣水合物全海式開發工程模式的優選模式。

3 深水天然氣水合物開發關鍵裝備的適用性和選型探討

在以“FPU+FLNG”為主的開發工程模式中，關鍵裝備主要有水下生產系統、FPU和FLNG。基于天然氣水合物采出氣的差異性和生產處理要求對關鍵裝備的適用性和選型進行探討。

3.1 水下生產系統

水下生產系統主要由水下井口/圣誕樹，跨接管，水下基盤、水下管匯、立管、臍帶纜、水下控制系統組成。從20世紀50年代第一口水下井口投入生產到現在，水下生產系統技術得到快速發展，技術已經相當成熟。現在全球已經應用超過5 000套水下圣誕樹。目前水下圣誕樹的最大設計工作水深達3 050 m，適用溫度范圍為-46～180℃，最大額定工作壓力103.5 MPa，安裝水深達到2 934 m[11]。我國南海油氣田從1996年開始應用水下圣誕樹，目前已有10個左右油氣田采用水下圣誕樹完井，應用最大水深達到1 457 m。

南海天然氣水合物開發先導試驗區水深在1 000～1 500 m之間，其外部環境條件與現有用于南海深水油氣田開發的水下生產系統一致，主要的不同在于內部流體，根據前述天然氣水合物采出氣和常規天然氣的差異性：常規天然氣田采出氣具有高產量、高溫度、高壓力的特點，天然氣水合物采出氣具有低產量、低溫度、低壓力的特點。因此，從技術角度看，用于常規天然氣開采的水下生產系統技術難度更高，現有的水下生產系統技術可以應用于天然氣水合物的開采。

廣東省計劃2030年后在水合物開發先導試驗區形成年產10×108m3天然氣的產能。測算出天然氣的日產量將超過300×104m3。如果使用常規的水下生產系統，投資和運營成本非常昂貴。在天然氣水合物大規模開采中，應基于水合物采出氣的特點，在常規水下生產系統的基礎上進行適當簡化和改造，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成本。

3.2 FPU

FPU即浮式生產裝置，是深水油氣資源開發的重要裝備。常見的浮式生產裝置主要包括張力腿平臺（TLP）、單柱式平臺（Spar）、半潛式生產平臺（SEMI）[12]。其類型的篩選主要取決于采氣方式、作業水深和建造工藝等因素。常規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）和干濕結合3種模式，不同類型的采氣方式對浮式生產裝置的選型有很大的影響。根據天然氣水合物采出氣和常規天然氣的差異性，大規模生產時生產井數量非常多，如果采用干式采氣，每個井口會占用一定的平臺空間，井口數目增多則會要求增大平臺尺寸和平臺結構，以能承受足夠大的井口設備的附加重量[13]。同時將配備數量眾多的立管，技術復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水深為1 500 m，但該水深的張力筋腱費用非常高[14]。平臺本身的投資成本遠高于其他類型的浮式平臺，因其對立管類型有要求，無法適應價格低、技術成熟的鋼懸鏈立管（SCR），只能采用昂貴的柔性立管，這樣立管投資遠高于其他類型的浮式平臺，無技術和經濟上的優勢。

單柱式平臺（Spar）在干式采氣中應用最為常見，平臺作業水深范圍為500～3 000 m。迄今為止國內船廠沒有單柱式平臺的建造經驗，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試復雜，平臺最大的優點在于對鋼懸鏈立管（SCR）適應性最佳[14]，但平臺整體投資較高。

半潛式生產平臺（SEMI）在常規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。半潛式生產平臺最開始是由成熟的半潛式鉆井平臺衍生改造而來，發展到現在有專用于油氣生產處理的半潛式生產平臺。這種半潛式生產平臺與半潛式鉆井平臺的結構形式相比較，上部甲板由箱形結構改為桁架式結構，平行式雙浮體改為環形下浮體，增加平臺吃水以提高運動性能，且對不同類型立管的適應性強，可以滿足價格低廉、技術成熟的鋼懸鏈立管（SCR）的使用要求，從而節省大量的投資成本。目前國內多個大型船廠具有豐富的深水半潛式鉆井平臺建造經驗，中海油具有豐富的上部工藝處理模塊設計和建造經驗。綜上所述，國內在半潛式平臺方面具有設計、建造和使用等多方面優勢。

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，綜合考慮設計、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的浮式生產裝置類型。

3.3 FLNG

FLNG即浮式液化天然氣生產儲卸裝置，核心技術包括單點系泊系統、LNG儲卸系統、液化工藝系統等，由于其單點系泊系統和LNG儲卸系統，與常規天然氣所采用的FLNG并無本質不同，此處將針對性地探討適用于先導試驗區水合物開發的FLNG液化工藝系統。

作為FLNG的核心技術，天然氣液化工藝對FLNG的建造運營費用、運行穩定性和整個系統的安全性影響巨大。在滿足生產需求和控制成本的前提下，應用于天然氣水合物開發的天然氣液化技術及其相關設備的選擇，對于減小投資風險、增強方案的可行性至關重要。目前在陸地上應用的天然氣液化技術比較成熟，而南海海上作業的特殊性（臺風、波浪、作業空間等因素）要求海上天然氣液化工藝系統的安全性、簡潔性、緊湊性、環境適應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，采用丙烷預冷—混合制冷劑的液化工藝。從調研的國際上FLNG液化工藝來看，級聯式工藝、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、設備少等優點而比較適合海上特殊的作業環境[15]。

基于天然氣水合物開發先導試驗區采出氣產量，在主流的液化工藝中選取一些關鍵指標進行對比，找出哪種工藝比較適用于先導區水合物的開發。主要液化工藝指標對比如表2所示[16]。

由表2可知，從比功耗上看，氮膨脹技術單位能耗最高，單混合制冷劑技術次之，級聯式、丙烷預冷-混合制冷劑和雙混合制冷劑技術單位能耗最小；從單線產能上看，氮膨脹技術產能最小，單混合制冷劑技術次之，級聯式、丙烷預冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術單線產能最大；從占地面積來看，氮膨脹技術占地面積最小，單混合制冷劑技術次之，丙烷預冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術占地面積較大，級聯式最大；從設備投資來看，單混合制冷劑技術設備投資最小，氮膨脹技術次之，丙烷預冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術設備投資較大，級聯式最大[16]。

表2 主要液化工藝指標對比表

基于天然氣水合物開發先導試驗區年產10×108m3天然氣的產能，估算出液化天然氣年產量達71×104t，按表2中所列液化工藝的單線產能指標，單混合制冷劑技術和氮膨脹技術比較適合，綜合考慮兩者的比功耗、占地面積、設備投資、未來擴產等因素，推薦采用單混合制冷劑液化技術。

4 結論

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

在天然氣水合物開發關鍵裝備方面，需要適時開展適用于1 500 m水深天然氣水合物開發的水下生產系統的研制和工程化應用。根據天然氣水合物采出氣的特性，著力研發經濟型深水半潛式生產平臺（SEMI）和浮式液化天然氣生產儲卸裝置（FLNG），對緊湊型、安全性好、液化工作效率高、對船體運動敏感性低的液化工藝等關鍵工程技術進行開發。

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