深水气田开发工程模式

于成龙

(中海油能源发展股份有限公司 采油服务分公司，广东 湛江 524057)



深水气田开发工程模式

于成龙

(中海油能源发展股份有限公司 采油服务分公司，广东 湛江 524057)

考虑到深水气田一般距离陆地较远，采用传统的半海半陆式开发模式将使开发成本成倍增加，采用全海式开发模式是未来深水气田开发的发展趋势，对比总结国内气田开发模式和国外深水油气田的开发模式，认为目前国内气田开发、国外深水油气田开发所采用的工程设施和装备很难单独进行全海式开发，FLNG是未来用于深水油气田开发必不可少的装备。

深水气田；开发模式；FLNG；单点系泊；关键技术

1 目前国内气田开发模式

我国海洋天然气资源丰富，已探明的天然气总量约16×1012m3，其中70%属于深水气田[1]。目前我国气田开发模式主要有2种：①导管架平台+采油树+海底管线+终端，代表气田有：崖城13-1，乐东15-1，东方1-1，乐东22-1，惠州21-1，番禺30-1等；②水下井口+导管架平台+海底管线+终端，代表气田有：荔湾3-1，崖城13-4，番禺34-1/35-1/35-2。国内气田开发模式主要以第①种方式为主，近年来投产的荔湾3-1气田、崖城13-4气田、番禺34-1/35-1/35-2等采用第②种方式即水下采油树回接到导管架平台的方式。

2 国内外深水油气田开发装置

2.1 张力腿平台(TLP)

1984年世界上第一座张力腿平台在北海Hutton油田建造，油田水深147 m[2]。从1984年开始深水张力腿平台处于快速发展中，目前世界上共有张力腿平台约25座,主要有海星型、传统型、延伸型、MOSES型等4种结构形式。

已建造的TLP平台水深最深的为1 425 m，为延伸型，于2005年建成于墨西哥湾[3]，相比其他深水油气田平台，其适应海水深度是制约其发展的主要因素。

2.2 深吃水柱筒式平台(spar)

1996世界上第一座spar油气开发平台neptune安装在位于墨西哥湾的Vio sco knoll 826区块(水深590 m)[4]。目前，spar形成了标准型(classic)、桁架型(truss)和多柱型(cell)3代技术。世界上建成的spar平台共18座，其中桁架型(truss)14座、标准型(classic)3座、多柱型(cell)1座，实际应用水深588～2 450 m[5]。

目前世界水深最深的spar平台为桁架型Perdido平台，于2009年建成于墨西哥湾，水深2 450 m。

2.3 半潜式平台

半潜式平台生产系统内部设备包括油气处理、转运等装置，其外形与半潜式钻井平台相似，目前半潜式平台适应水深在80～2 414 m。我国有一艘半潜式钻采平台位于南海东部，服务于流花11-1油田。平台总长89.9 m、型宽74.6 m、型深39.6 m、总高110 m、自重16 735 t。

2.4 浮式生产系统装置(FPSO)

目前FPSO开发方式主要有：①FPSO+水下采油树；②FPSO+TLP或SPAR；③FPSO+导管架平台，作业海域的水深从10～2 600 m。我国是目前世界上拥有FPSO最多的国家(18艘)[6]，具有FPSO设计、建造、安装、运营维护的能力，但系泊单点等部分关键设备仍需进口。

3 深水气田开发新模式

距陆地较远的深水气田，如采用传统的半海半陆式的开发模式，其铺设海管的距离远远增大，铺设海管的风险及投资明显增大，全海式开发模式是未来的发展趋势。当前应用于深水油田的TLP、spar、半潜式平台，由于自身无存储能力或存储能力有限，较难单独应用于深水气田开发。FPSO虽然自身存储能力大，但由于天然气需要进行液化处理且储存LNG的舱室与原油舱有明显的差异，故FPSO也不可能用于深水气田的开发。

为此，国外石油公司提出了一种新的深水气田开发的装备大型浮式液化天然气FLNG(floating liquid natural gas)船。FLNG主要用于开发深远海气田、边际气田，具有天然气液化、储存和外输功能，可实现海上天然气的全海式开发。

4 FLNG目前建造状况

FLNG研究已有40多年的历史，随着科技进步，FLNG设计、建造技术日臻成熟，FLNG被国内外诸多石油公司所接受[7]。2011年5月全球第一艘超大型FLNG“Prelude”号建造合同签订以来，全球共有4艘FLNG正在船厂建造、海上安装，见表1。Golar公司正在进行至少2艘由LNG运输船改造为FLNG的项目。此外，至少有12艘FLNG项目处于前期研究阶段。

表1 全球在建FLNG装置信息

5 FLNG关键技术

5.1 FLNG系泊系统

海上油气田开发装置采用的系泊方式主要有单点-转塔系泊系统(Turret mooring)、多点-伸展系泊系统(Sptead mooring)及动力定位系统(Dynamic positioning)。

1)单点-转塔系泊系统。SBM公司在20世纪80年代早期提出了内转塔系泊概念，并在1985年实际应用在一艘14万t FPSO上[8]。内转塔、外转塔是单点系泊的2种主要形式。内转塔系泊装置优点是转塔直径大可提供足够空间布置设备、管汇，内转塔嵌入船体使之得到很好的保护。缺点是转塔的存在对船体结构及舱容造成了影响，系泊船的风向标效应受转塔位置的制约，适用于中等程度到恶劣海况区及深水区作业[9]。外传塔系泊系统的优点是建造费用低、制造及安装容易。但液压控制系统及柔性立管的上部漏出海面受海浪影响较大，一般应用在海况比较温和的浅海小油田。

2)多点-伸展系泊系统。多点系泊系统指与船体有多个接触点的锚泊系统，将其固定在一定位置。由于该系统的船舶位置及船首方向被固定，所以不能产生风向标效应，同时易受外界环境影响，适用于海况比较温和或者风浪流方向基本不变的海域。

3)动力定位系统。自20世纪70年代动力定位系统成功研制以来，目前已广泛应用于海上油气田开发的勘探、钻井、工程等阶段。具有性能可靠、操作方便、成本不随水深的增加而增加等优点，但日常操作、维护成本较高。

目前国际上正在建造的Prelude、PFLNG SATU、PFLNG2等3艘FLNG采用单点系泊方式，Cabibbean FLNG用于哥伦比亚海岸采用靠桩系泊方式。

5.2 天然气液化工艺技术

目前天然气液化工艺主要有级联式、混合制冷剂、膨胀制冷等3种。

1)级联式。级联式液化流程通常由甲烷、乙烯或乙烷和丙烷三级独立的制冷系统组成，各级制冷剂回路需要分开控制，且这些回路均存在各自的多设备、大重量、复杂控制管道的压缩机和制冷剂储罐[10]。同时，对晃荡的敏感程度较高，抗晃动性能较差，很难作为 FLNG 的液化设备。

2)混合制冷剂(MRC)。20世纪70年代以来，混合制冷凝液化流程被广泛采用。MRC不仅能达到级联式的处理效果，又能克服其系统复杂的缺点，具有设备少、投资低、便于管理等优点。但是存在能耗大、流程繁琐、混合制冷剂的合理配比较难等弊端[11]。

3)膨胀机循环。带膨胀机的液化流程具有流程简单、工作可靠、易操作、维护方便等优点。但存在对送入装置的气流干燥度要求高、回流压力低、液化率低等缺点[12]。

海上特殊的作业环境要求FLNG液化流程具备如下条件：①流程简单、设备紧凑；②对天然气组分适应性强、效率高；③性能受船体运动影响小；④操作简单；⑤自动化程度高、运行可靠。目前正在建造的Prelude、Cabibbean 2艘FLNG分别采用具有专利技术的双混、单混液化工艺，Rotan、 PFLNG SATU 2艘FLNG采用具有专利技术的双氮液化流程。

表2 FLNG液化工艺优缺点对比表

5.3 LNG储存技术

到目前为止，LNG储罐有薄膜型(GTT型)、独立式棱柱型(SPB型)、独立球型(MOSS型)等3种类型。早期LNG运输船多数应用MOSS型储罐，但占用部分船体及甲板空间，逐步被淘汰[13]。GTT型和SPB 型储舱结构位于甲板以下，不占用甲板空间。独立式棱柱型(SPB型)储舱(由日本石川岛播磨重工独立开发)上部平整空间大，便于安装设备。同时液舱中设有隔壁可以防止液体流动，加强了对船舶晃动的适应性。相比MOSS型和GTT型储罐系统，SPB型储罐操作简单。但由于单个SPB型液货舱的容积小于GTT型，造成卸货系统管线、外输泵布局较复杂，且造价较为昂贵[14]。目前国外在建的FLNG均采用法国Gaztransport & Technigaz 公司生产的薄膜型存储舱。

5.4 LNG卸载技术

FLNG有尾输、旁靠2种主要卸载方式。尾输可适应较恶劣海况但在尾输卸载作业中外输软管须克服超低温(-162 ℃)以及2船相对运动的影响，目前国内无厂家可以生产该种高端外输软管。旁靠卸载过程中如海况差2船有碰撞的可能，仅适用于海况比较温和的海域。目前在建的FLNG均采用旁靠的卸载方式，采用美国FMC技术公司的无支撑刚性臂外输系统[15]。

6 结论

FLNG具有开采灵活、可独立开发、可回收和可运移、无需管道输送等优点，是未来深水气田开发的必不可少的装备。目前壳牌、马来西亚石油公司等已经开始建造FLNG，马来西亚石油公司的“PFLNG SATU”FLNG已经处于海上安装阶段。

FLNG的设计、建造及液化、储存、卸载、系泊等关键设备均被国外Technip、SHI、DSME等少数几家造船厂、设备供应商垄断。国内中海油等石油公司应充分利用具有FPSO及LNG运输船建造、设计经验与国内外各科研院所、造船厂、设备供应商等共同进行FLNG的设计研发工作。

[1] 刘元丹.FLNG系统转运卸载系泊特性研究[D].武汉：华中科技大学，2013.

[2] 刘晓宇.环境激励下海洋平台多维地震反应分析及控制[D].大连：大连理工大学，2009.

[3] 刘锦坤.深水油气田开发海工平台设施及其应用[J].中国造船，2009，50(增刊):59-63.

[4] 黄维平，白兴兰，孙传栋，等.国外Spar平台研究现状及中国南海应用前景分析[J].中国海洋大学学报，2008，38(4)：675-679.

[5] 李新仲，王桂林，段梦兰，等.深水油气田开发中的浮式平台新技术[J].中国海洋平台，2010，25(4)：36-41.

[6] 谢彬，张爱霞，段梦兰，等.中国南海深水油气田开发工程模式及平台选型[J].石油学报，2007，28(1)：115-118.

[7] 金晓剑.FPSO最佳实践与推荐做法[M].东营：中国石油大学出版社，2012.

[8] 陈杰.中国南海FLNG液化技术与关键设备方案研究[J].化工学报，2015，66(增刊2)：300-310.

[9] 赵文华，杨建民，胡志强，等.大型浮式液化天然气开发系统关键技术现状及发展趋势[J].中国海上油气，2013，25(1)：82-86.

[10] 刘志刚，何炎平.FPSO转塔系泊系统的技术特征及发展趋势[J].中国海洋平台，2006，21(5)：1-6.

[11] 薄玉宝.浮式液化天然气(FLNG)技术在中国海上开发应用探讨[J].中国海洋平台，2013，28(3)：1-5.

[12] 王春节，魏林瑞，张磊.浮式液化天然气液化工艺综述[J].化学工艺，2010，28(2/3)：27-29.

[13] 马华伟，刘春杨，徐志诚.液化天然气浮式生产储卸装置研究进展[J].油气储运，2012，31(10)：721-724.[14] 巨永林，顾妍，李秋英.浮式LNG生产储卸装置关键设计对比分析[J].化工学报，2009，60(增刊2)：27-34.

[15] 俞华，陈观豪，汪建平，等.FLNG开发中国南海边际气田的机遇[J].资源节约与环保，2015，31(6)：8-14.

On the Development Project Mode in Deep Water Gas Field

YU Cheng- long

(CNOOC Energy Technology & Service-Oil Production Services Co., Zhanjiang Guangdong 524057, China)

Generally, the cost of traditional sea half semi terrestrial type development mode will be multiplied because the deep-sea gas fields are far away from land, the whole offshore development mode is the future mainstream of the development of gas fields in the deep-sea. By the analysis and summary of domestic gas field development mode and abroad deep-sea oilfield development mode, the engineering facilities and equipment which have been currently adopted for domestic gas field development and abroad deep-sea oilfield development cannot be separately used in the whole offshore development of deep-sea gas field, the large floating liquefied day natural gas FLNG is indispensable equipment for deep-sea oil and gas field development in the future.

deep-sea gas fields; development mode; FLNG; single point mooring; key technology

10.3963/j.issn.1671-7953.2016.05.027

2016-07-10

于成龙(1985—)，男，硕士，工程师

U674.38

A

1671-7953(2016)05-0106-04

修回日期：2016-08-10

研究方向:海上油气田开发工程

E-mail:yuchenglong399@163.com