FLNG／FLPG工程模式及其经济性评价

谢彬 王世圣 喻西崇 黄霞

中海油研究总院

FLNG／FLPG工程模式及其经济性评价

谢彬 王世圣 喻西崇 黄霞

中海油研究总院

大型浮式液化天然气FLNG（Floating Liquid Natural Gas）船／浮式液化石油气FLPG（Floating Liquid Petroleum Gas）船是近年来海洋工程界提出的、主要用于深远海气田开发的工程装置，是集海上天然气液化、储存和装卸为一体的新型装置，具有开采周期短、开采灵活、可独立开发、可回收和可运移、无需管道输送等特点，有可能是开发我国南海深远海气田重要的工程应用模式之一。为此，以南海某深水气田作为目标气田，对比分析了传统的开发工程模式与FLNG／FLPG开发工程模式的经济性，结果表明，采用该装置开发深水天然气田可节省投资。同时还分析了不同离岸距离对投资的影响，结论认为，使用该装置对离岸距离不敏感。因此，FLNG／FLPG开发工程模式对离岸距离较远的深远海气田具有较好的经济性，是一种值得推广的深远油气田开发工程模式。

FLNG／FLPG装置 开发工程模式 深水天然气田 经济评价

随着陆上可采天然气资源越来越少，开发海上天然气田特别是深海天然气田已成为天然气资源勘探和开发的必然趋势［1］。大型浮式液化天然气船FLNG（Floating Liquid Natural Gas）和浮式液化石油气船FLPG（Floating Liquid Petroleum Gas）是近年来海洋工程界提出的、主要用于深远海气田开发的工程装置。该装置是集海上天然气的液化、储存和装卸为一体的新型装置，具有开采周期短、开采灵活、可独立开发、可回收和可运移、无需管道输送等特点，有可能是开发南海深远海气田重要的工程应用模式之一。FLNG／FLPG装置目前还处于前沿技术研究阶段，世界上还没有正式投入运行，而且相关应用的关键技术都处在国外专利的保护中，世界上第一艘FLNG／FLPG装置预计2013年正式投入使用。

我国近海天然气资源丰富，总地质资源量约为5.9 ×1012m3，但资源分散，广泛分布于珠江口盆地、莺歌海盆地、琼东南盆地、东海陆架盆地和渤海湾盆地，且其中相当一部分为深海气田、边际气田和低品位天然气资源。如南海北部陆架深水区天然气地质资源量约1.6×1012m3，已发现探明储量中约10.4%为边际小气田，此外尚有相当一部分为海上油田的伴生气资源［2］。对于这些边际气田、深海天然气及伴生气资源，如采用传统的平台加外输管线的建设方式，很多小气田将因成本限制无法投入开采。但若采用FLNG技术，则可根据海上天然气田的生产状况灵活配置FLNG，在船上液化天然气，再运至目的地，这对促进我国海域尤其是深海气田、小型气田开发，充分利用我国油气资源具有重要意义。本文以我国南海某深水气田为目标，分析了深海天然气及伴生气资源开发的工程模式并进行了经济性评价，将传统的开发工程方案与采用浮式液化天然气生产储卸装置为主要设施开发工程方案进行了对比，得到了采用FLNG更为经济的结论。

笔者涉及的FLNG／FLPG装置实际上是一种深远海天然气田开发装置，在该装置上将原料气经过预处理后得到LNG、LPG和凝析油3种产品，至于单独的FLPG装置不在本文的考虑范围。

1 FLNG／FLPG技术与发展现状

1.1 FLNG装置系统及其关键技术

浮式液化天然气生产储卸装置系统包括FLNG、LNG穿梭船和FSRU装置。FLNG为浮式液化装置，可代替岸上传统的浮式液化天然气工厂，LNG FPSO能够漂浮在海上，具有处理和液化天然气的功能，并可储存和装卸LNG。穿梭LNG船用于运输和装卸LNG。FSRU为浮式储存和再气化装置，可取代传统的LNG终端。FLNG、LNG穿梭船和FSRU装置联合起来可以实现海上天然气的开采和运输，替代传统的天然气开发方式。

浮式液化天然气装置系统的开发需解决一系列关键技术［3－4］，主要包括：①FLNG液化工艺；②FLNG设备和储存；③FLNG装载技术；④FLNG安全生产［5］。

1.2 技术发展现状

FLNG技术基本成熟并已进入商业应用阶段。已有多家船厂表示能够设计建造FLNG，而且已经有船东正式订造了FLNG［6］，表1给出了部分在建FLNG船的技术参数。

表1 部分在建FLNG船的技术参数表

2 该工程模式在南海深水气田应用的经济性评价

在国外深水石油天然气传统的开采技术已经成熟，天然气开发的传统工程模式都是采用管道外输天然气。传统的开发模式与采用FLNG／FLPG装置系统的区别是天然气的外输方式不同，因此经济成本核算只是对比管道铺设费用与FLNG／FLPG装置设计、建造和安装费用。

我国南海某深水气田的开发工程方案为由水下生产系统采集的天然气通过管道输送到浅水平台，经处理后再通过管道输送到岸上终端［7－8］。

为了把传统的天然气开发模式与浮式液化天然气装置系统相对比，笔者以我国南海某深水气田为目标，开采模式假定采用浮式液化天然气装置系统，设定不同的离岸距离进行经济性评价，以获得采用浮式液化天然气装置系统开发模式的最优方案和两种不同开发工程模式的对比结果。

2.1 FLNG／FLPG装置投资分析

FLNG／FLPG装置投资分析的各系统工程估价依据FLNG概念设计所确定的各个系统工程量清单，主要包括主工艺系统（预处理模块、液化模块）；船体及储仓；系泊系统；操作费等，经过估算，大型FLNG／FLPG装置总投资合计约为15.5亿美元。

2.2 总体开发工程方案投资分析

以我国南海某深水气田作为开发目标，将FLNG／FLPG开发工程模式应用于我国南海某深水气田的开发，以此来比较和说明FLNG／FLPG工程模式在深水气田开发中的优势。

2.2.1 两种总体开发工程方案的投资分析

目前我国南海某深水气田采用水下井口＋增压平台＋管道＋终端总体开发工程方案，对于该方案已形成经济评价结果。现依据实际工程的经济评价基础数据，对采用FLNG／FLPG＋水下井口＋气化终端总体开发方案进行经济评价，通过投资估算可以得出，采用FLNG／FLPG＋水下井口＋气化终端的开发方案较我国南海某深水所采用的总体开发工程方案更为经济，据经济估算可节省约10多亿美元，非常具有应用前景，但目前FLNG／FLPG尚无实际应用，还有待通过实践检验后推广应用。

2.2.2 不同离岸距离对投资的影响分析

分别对离岸距离为180、500和1 000海里（1海里＝1.852 km，下同）的FLNG／FLPG工程应用模式进行供应链分析（表2）。

表2 不同离岸距离的供应链分析表

可以看出，不同离岸距离LNG运输船的净舱容、运输船的数量没有变化，因此对投资没有影响，只是在操作费上有差异。

2.2.3 配产

分年配产表见表3。

2.2.4 操作费

分析了离岸距离为180、500、1 000海里的年平均操作费分别为1.503 1、1.537 4和1.591 2亿美元，结果表明，离岸距离对年平均操作费影响不明显。

如果采用我国南海某深水气田现有的水下井口＋增压平台＋管道＋终端的工程模式，距离为180海里时，年平均操作费为1.213 7亿美元（主要包括浅水增压平台、终端和码头、水下生产系统维护等），比FLNG／FLPG工程模式年操作费稍小。

表3 产品产量表

2.2.5 气价测算结果

假定项目在满足基准收益率条件下，按照规定的评价参数，依据估算的投资和操作费测算出项目的气价（倒算气价），表4给出了两种不同开发模式条件下的气价测算结果。

可以看出，相同的离岸距离（180海里），采用FLNG／FLPG工程应用模式的全过程气价（2.92元／m3天然气）低于我国南海某深水气田现有的水下井口＋增压平台＋管道＋终端的工程模式的气价（3.4元／m3天然气）；离岸距离对FLNG／FLPG工程应用模式的气价影响不大，说明FLNG／FLPG装置对于离岸距离不敏感，是深远海深水气田开发重要的工程应用模式。

表4 两种不同开发模式条件下的气价测算结果表 元／m3

2.2.6 评价结果

1）与传统的开发模式相对比，采用FLNG／FLPG更为经济，具有良好的应用前景，但目前由于FLNG／FLPG尚无实际应用，还有待通过实践检验后推广应用。

2）相同的离岸距离（180海里），采用FLNG／FLPG工程应用模式的全过程气价（2.92元／m3天然气）低于我国南海某深水气田现有的水下井口＋增压平台＋管道＋终端的工程模式的气价（3.4元／m3天然气）；离岸距离对FLNG／FLPG工程应用模式的气价影响不大；如果采用我国南海某深水气田现有的水下井口＋增压平台＋管道＋终端的工程模式，距离为180海里时，年平均操作费为1.2137亿美元（主要包括浅水增压平台、终端和码头、水下生产系统维护等），可以看出，比FLNG／FLPG工程模式年操作费稍小。

3）FLNG／FLPG装置对于离岸距离不敏感，是深远海气田开发重要的工程应用模式。

3 结论

1）我国南海天然气资源虽然丰富，但对于边际小气田、深海天然气及伴生气资源，若采用传统的平台加外输管线的建设方式，很多小气田将因成本限制无法投入开采。因此采用FLNG技术开发深海气田、小型气田，对充分利用我国油气资源具有重要意义。

2）目前国外FLNG技术已基本成熟，并已开始建造FLNG船。我国应加大力度开展FLNG技术研究，为南海天然气田开发做好技术储备。

3）FLNG／FLPG工程应用模式对于开发深水和边际天然气田有较大优势，以我国南海某深水气田作为目标气田的经济性评价结果表明，FLNG／FLPG装置对于离岸距离不敏感，与传统的开发模式相对比，采用FLNG／FLPG更具有经济性，应用前景良好。

4）通过对离岸距离为180、500、1 000海里进行了操作费分析，结果表明，离岸距离对年平均操作费影响不明显。

［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］张凤久.我国南海天然气开发前景展望［J］.天然气工业，2009，29（1）：17－20.

［3］万波，李明亮，陈瑞峰，等.海上浮式装置天然气生产、净化和液化工艺系统探讨［J］.中国造船，2010，51（增刊2）：281－285.

［4］朱建鲁，李玉星，王武昌，等.海上天然气液化工艺流程优选［J］.天然气工业，2012，32（3）：98－104.

［5］赵文华，胡志强，杨建民，等.频域范围内液舱晃荡对FLNG运动影响的研究［J］.船舶力学，2011，15（3）：227－237.

［6］张向辉.现代重工公布FLNG设计［J］.中国船检，2012（2）：I0013－I0013.

［7］陈宏举，周晓红，王军.深水天然气管道流动安全保障设计探讨［J］.中国海上油气，2011，23（2）：122－125.

［8］周晓红，郝蕴，衣华磊.荔湾3－1深水气田开发中心平台工艺设计若干问题研究［J］.中国海上油气，2011，23（5）：340－343.

FLNG／FLPG engineering modes and their economy evaluation

Xie Bin，Wang Shishen，Yu Xichong，Huang Xia
（CNOOC Research Institute，Beijing 100027，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.99－102，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Large Floating Liquefied Natural Gas（FLNG）and Floating Liquefied Petroleum Gas（FLPG）units，suggested by the ocean engineering circle，are floating facilities for LNG／LPG production，storage and offloading.These floating facilities will become an important engineering mode for the development of deep and pelagic gas fields in South China Sea due to their advantages of short recovery circle，flexible recovery method，independent development，recoverability，mobility and non－pipeline transmission.Therefore，in a case study conducted in a certain deep water gas field in South China Sea，the economical efficiency is compared between the traditional development mode and the FLNG／FLPG development mode.The result shows that the latter can help save costs in developing deep－water gas fields.This study also demonstrates that there is no impact of different distances away from the bank on the investment when the FLNG／FLPG is actually adopted.In conclusion，the FLNG／FLPG units are with good economic efficiency especially for the development of those deep and pelagic oil and gas fields，thus is worth applying widely in such fields.

FLNG／FLPG，development engineering mode，deepwater gas field，economic evaluation

谢彬等.FLNG／FLPG工程模式及其经济性评价.天然气工业，2012，32（10）：99－102.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.024

国家“十一五”重大专项课题“大型FLNG／FLPG、FDPSO关键技术”（编号：2008ZX05026－006）。

谢彬，1962年生，教授级高级工程师，硕士；中国海洋石油总公司深水工程重点实验室副主任，中海油研究总院技术研发中心副主任，总公司级专家；先后参与20余个海上油气田开发工程建设，曾担任国家高技术研究发展计划（863计划）、国家科技重大专项和中国海洋石油总公司重大项目负责人。地址：（100027）北京市东城区东直门外小街6号海油大厦技术研发中心。电话：（010）84523662。E－mail：xiebin＠cnooc.com.cn

2012－06－05 编辑 赵 勤）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.024

Xie Bin，professor－level senior engineer，born in 1962，holds an M.Sc.Degree.He is also associate director of the CNOOC Key La－boratory of Deepwater Projects.

Add：No.6，Dongzhimenwai Street，Dongcheng District，Beijing 100027，P.R.China

E－mail：xiebin＠cnooc.com.cn