南海地区天然气水合物（可燃冰）开采及储运方案探讨

马小飞 黄海华 李兰芳

摘    要：本文根据广东省天然气水合物开发先导试验区建设计划，提出“水下生产系统+深水半潜式生产平台+海底管道+陆地处理终端”的南海天然气水合物产业化生产储运方案，就该地区天然气水合物的特点、预处理工艺、配套生产设施等展开研究，并借签了南海深水气田开发的成功案例。研究成果对于南海地区天然气水合物开发生产及储运方案的选择，具有一定的参考价值。

关键词：水下系统;半潜平台;海底管道;南海地区;天然气水合物

中图分类号：TM938.6                               文献标识码：A

Investigation on Production， Storage and Transportation Plan of Natural Gas Hydrate in South China Sea

MA Xiaofei， HUANG Haihua， LI Lanfang

（ Whale Offshore Engineering Co.， Ltd.， Shenzhen 518067 ）

Abstract： This paper investigates the production， storage and transportation plan of natural gas hydrate， by aiming at the construction plan of natural gas hydrate development pilot area in Guangdong province. A scheme of “subsea production system + semi-submersible platform + subsea pipeline + terminal” is proposed for the industrial production， storage and transportation of natural gas hydrate in the South China Sea area. In this paper， the characteristics， pretreatment process and supporting production facilities of natural gas hydrate in this area are studied based on the successful development cases of deep-water gas fields in the South China Sea.

Key words： Subsea system; Semi-submersible platform; Subsea pipeline; South China sea area; Natural gas hydrate

1     前言

天然气水合物又称可燃冰，广泛分布于深海和永久冻土，具有热值高、污染小、资源量大等特点。2017年，天然气水合物成为我国第173个矿种。据测算，南海神狐海域天然气水合资源储存量约1 500亿m3，具备支撑产业化的资源基础。广东省计划到2030年后在神狐海域建成年产10亿m3天然气水合物的开发先导试验区。由于采出的天然气产量较大，需要进行合适的生产和储运，因此研究其生产储运方案十分必要。

2    南海地区天然气水合物采出气特点

2.1   南海天然气水合物开采方法

海洋天然气水合物在其埋藏条件下是固体，开采方法主要有降压法、热激法、联合开采法等[1]。目前海洋天然气水合物开采主要采用降压法，通过在生产井底部电潜泵降低井内水液面使水合物降压分解。1 m3的天然气水合物可在常温常压下释放160 m3甲烷和0.8 m3水[2]。降压法开采示意图，如图1所示[3]。

2.2   天然气水合物采出气组成

南海天然气水合物主要是甲烷水合物，其水合物采出气中甲烷含量在90%以上，最高达99%[4]。数据显示，南海水合物采出氣组成简单，甲烷含量占99%左右， 除此之外含有极少量的乙烷和丙烷，不含酸性气体。

2.3   天然气水合物采出气特点

南海天然气水合物主要分布在海洋细粒非砂岩储层和海洋泥岩储层中，为泥质粉砂型矿藏，地质结构不稳定。水合物在相变分解时储层中大量砂粒脱离原始固结状态，绝大部份砂粒由井下防筛管拦截于水合物层，小部分细小砂粒仍能透过防筛管进入生产井内，导致天然气水合物采出气中含有一定量的细砂。

3     南海地区天然气水合物采出气预处理工艺

天然气水合物采出气在大规模运输和储存前需要进行预处理。南海水合物采出气组分相对纯净，主要为甲烷，基本不含有丁烷及以上的烃类组分和二氧化碳、硫化氢等酸性气体组分，因此预处理工艺只需考虑对水合物采出气的除砂和脱水处理。

3.1  除砂工艺

生产井口出砂可以给下游生产处理设施造成堵塞、冲蚀、设备故障等问题。在进入平台生产处理系统前，应首先进行除砂处理。目前海洋油气田常用的除砂方法，主要有重力分离法和旋流分离法：

（1）重力分离法

主要的重力分离设备是具有一定体积的罐式容器，也叫生产分离器。利用不同相态的密度差别，含有砂的混合流体流速在分离器内变低，通过分离器的时间变长，密度差将各物质从混合液中分离，密度最大的泥砂将沉于分离器的最底部[3]。

（2）旋流分离法

属于离心分离的一种。当一个两相流改变运动方向时，密度大的流体更趋于保持直线运动方向。主要的旋流分离设备是水力旋流器，其结构简单，分离壳体由圆筒部分和锥筒部分组成，壳体上有切向进料口、底流口和溢流口，可以用于分离密度差较小的同相物质。

天然气水合物采出气中夹带少量的水及砂，气水砂三者的密度相差很大，采用重力分离即可达到预处理要求，因此除砂工艺采用重力分离法。

3.2   脱水工艺

水合物采出气中夹带有少量的水，在第一步重力分离除去游離水后仍为气相水饱和状态，采出气在长距离管输或深冷液化过程中如果含有饱和气相水，水合物在降温过程中极易再次生成，导致生产无法正常进行。因此，采出气在长距离管输和深冷液化前需进行深度脱水，以防止水合物的再次生成。目前海洋油气田常用的深度脱水方法，主要采用三甘醇脱水和分子筛脱水：

（1）三甘醇脱水法

三甘醇溶液具有较高的吸湿性，可以较好的吸收天然气中的水气，露点降可达40 ℃左右;三甘醇溶液性能稳定，容易再生，脱水经济性较好[6]。

（2）分子筛脱水法

用于吸附的多孔性固体可以把天然气中的水气很好的吸附于固体表面而不吸附天然气，分离效果好，露点降可达100 ℃以上[5]，但脱水成本比较高。

对于大流量高压气体的脱水，如要求的露点降小于40 ℃，则采用三甘醇脱水较经济，一般用于天然气长距离管输和燃料气的脱水;如要求的露点降大于40 ℃，则应考虑用分子筛进行脱水，一般用于天然气深冷液化的脱水。

4    南海先导试验区水合物开采技术方案

4.1   生产储运方案

由广州海洋地质调查局主导的两次水合物试采，所采用的钻采方法与常规海洋海气田钻采方式类似。从钻采装备、钻采方法和采出气主要成分为甲烷等角度看，南海天然气水合物采出气的生产储运方案，可以借签深水气田开发采用的方案。

南海神狐海域天然气水合物开发先导试验区距岸直线距离超过300 km，水深在1 000～1 500 m之间。基于其作业水深和离岸距离，借鉴南海陵水17-2深水气田开发方案，经综合考虑经济性、技术成熟性等因素，选取“水下生产系统+深水半潜式生产平台+海底管道+陆地处理终端”的生产储运方案[6]，见图2所示。

同时，如果邻近区域海底油气管网具备接入条件，这种方案也可以依托现有的油气生产设施（海管、陆地处理终端等设施）对水合物进行联合开发，从而降低开采成本。

方案中主要生产设施如下：

（1）一套水下生产系统，包括若干水下井口、管汇、立管等;

（2）一座深水半潜式生产平台，作业水深1500 m。主要功能包括：水下井口控制、水合物采出气预处理、采出气增压外输、电力供给、平台公用支持系统等;

（3）一条连接半潜式生产平台和陆地终端的单相长输海底管道;

（4）一座年处理10亿m3天然气的陆地处理终端。

4.2   水下生产系统

目前水合物单井日产气量约3万m3左右，随着开采技术的不断发展，单井产气量也在不断增长。基于南海天然气水合物开发先导区年产量10亿m3天然气，估算得出日产量约300万m3，按未来单井产气量每天5万m3计算，需要安装60口水下采气井和若干生产管汇，作业水深1 000～1 500 m。

4.3  半潜式生产平台

半潜式生产平台，主要由下部环形浮体、立柱、上部生产处理模块、生活模块组成：上部生产模块结构采用桁架式;平台采用锚泊定位[7]，作业水深达1500 m。半潜式生产平台示意图，见图3所示。

半潜式生产平台主要用于天然气水合物采出气的生产和预处理：来自水下井口水合物采出气，通过管汇、立管进入平台生产处理系统，首先通过分离器进行气、水、砂的分离;脱去固体杂质和游离水后的采出气，进入湿气增压系统;增压后的采出气进入三甘醇脱水系统，干气露点低于最低输送环境温度5 ℃以上;再通过海底管道输至陆地处理终端进一步处理后外售。

平台生产处理设备，主要有：生产分离器、电加热器、天然气压缩机组、三甘醇脱水装置、火炬/闭排分液罐、火炬、化学药剂注入装置、清管球发射器、燃气透平发电机组等。由于海上平台空间有限，宜选用紧凑型、成橇化的设备，工艺流程在保证产品合格的基础上从简，工艺系统的处理能力按每天330万m3天然气考虑。

4.3.1主要工艺系统

（1）采出气预处理

流经水下生产系统的主要成分为甲烷的天然气，通过立管输至平台上气、水、砂三相分离器进行分离，分离杂质后的气体进入湿气增压系统，增压后的天然气进入三甘醇脱水系统进行深度脱水后外输;分离出的生产水进入开排系统后排海;沉积在分离器底部的泥沙定时收集至罐后运输至岸上处理或进一步在平台处理后排海。为了增强分离效果，三相分离器入口安装有挡板或旋流分离装置，气相出口安装有丝网除雾器等分离部件;为防止水合物重新在管内或设备内生成，三相分离器内安装有电加热器。

（2）采出气压缩

由于长距离输送的需要，水合物采出气在外输前需要进行增压，压缩系统为两列，一备一用;由三相分离器分离出的甲烷气进入湿气压缩机，增压至所需要的压力后进入三甘醇脱水系统进行深度脱水。

（3）采出气脱水系统

为了防止水合物在长距离输送过程中由于温度降低而在管道内再次生成，采出气增压后需进入三甘醇脱水系统进行深度脱水，干气水露点需低于海底最低环境温度5 ℃以下，配置相应的三甘醇再生系统。

（4）采出气外输系统

从三甘醇脱水系统处理后的高压合格干气，通过长输海底管道输至陆地处理终端进行进一步处理后外售。采出气外输系统，主要包括清管球发射器、水合物抑制剂。根据实际情况，考虑是否注入海底管道。

水合物采出气预处理工艺流程示意图，见图4所示。

4.3.2主要公用系统

（1）化学药剂注入系统

水合物抑制剂乙二醇或甲醇注入到水下井口以防止水合物的再次生成，消泡剂注入到三甘醇接触塔和三甘醇再生撬;

（2）燃料气系统

向平台透平发电机组提供符合要求的天然气，主要包括缓冲罐和加热器等设备;

（3）火炬系统

用于紧急工况时的泄放，主要包括洗涤罐和火炬臂等设备;

（4）消防系统

平台上设置有满足规范要求的海水、泡沫、气体灭火系统。

4.4   海底管道

水合物采出气在半潜式生产平台上初步处理后，需通过海底管道输送至陆地处理终端进一步处理后外售，因此需要建一条单相天然气输送海底管道;使用HYSYS工艺模拟软件中PIPENET组件进行模拟计算，得出长输海底管道管径。模拟中的相关输入数据如下：

（1）长输海底管道长度

水合物开发先导试验区位于南海深水陆坡区，离岸直线距离超过300 km，长输海底管道长度按320 km估算;

（2）输送温度和压力数据

水合物开发先导试验區海域深1 250 m，水合物储层深度距海底泥面平均约200 m较松散的海底沉积物内。采用静水压力计算水合物沉积层的压力，水合物储层总的静水压力取1 450 m水柱，海底温度 3.3 ℃～3.7 ℃，地温梯度4.3 ℃～6.77 ℃/100 m[8]。根据相关温压数据计算得出：水合物储层温度15 ℃，分解后甲烷气在水下井口的输送温度和压力分别为9.7 ℃和6 900 kPaA，海管最低环境温度 3.3 ℃，增压后的输送温度和压力分别取60 ℃和10 000 kPaA。

基于以上数据对海底管道进行模拟计算，结果见表2。

根据表2计算结果，考虑到经济性和输送要求，选取管径为12 in的海管可以满足水合物生产要求。

4.5   陆地处理终端

陆地处理终端的主要作用，是接收从长输海管输送来的天然气并对其进行处理，使之达到下游用户要求后外售。上游天然气水合物采出气，通过约320 km的长输海底管道输送到位于就近海岸处的陆地处理终端。输送来的天然气主要为甲烷气，脱水增压后直接进入天然气输送管网，没有深冷液化的需要。天然气露点降要求较低，在天然气交接压力和温度条件下，水、烃露点≤-40 ℃，可输往天然气管网。

主要处理装置如下：

（1）天然气处理装置

2套处理规模为5×108 m3/a、适应波动范围为60%～120%的天然气处理装置。由于主要成为甲烷，没有其它中重烃类物质，因此天然气处理装备主要包括脱水单元;

（2）外输增压系统

2台离心式压缩机组对天然气进行增压外售，出站压力约为7.0～9.0 MPag。

5     结语

在天然气水合物采出气预处理工艺方面，基于南海水合物采出气的主要成分和含砂的特点，借鉴海洋油气田常用的预处理工艺，提出了对于水合物采出气的除砂方法和脱水方法;在开发先导试验区采出气生产储运方案方面，借鉴国内南海深水气田开发方案，综合考虑技术成熟性与开发经济性，提出“水下生产系统+半潜式生产平台+海底管道+陆地处理终端”的生产储运方案。该方案包括的工艺流程及配套生产设施，可为南海天然气水合物产业化开发生产提供选择。

参考文献

[1] 范虎，戴林，马超群.天然气水合物开采技术研究[J].内蒙古石油化工，2011，51（14）：95-97.

[2] 刘纪勇，陆红锋，萨日娜.天然气水合物试采产出气组分在线检测研究[J].分析仪器，2020， 20（4）：100-104.

[3] 马小飞.海洋天然气水合物集输系统除砂工艺研究[J].广东造船，2020， 39（1）：68-71.

[4] 刘玉山，祝有海，吴必豪.天然气水合物：21世纪的新能源[M].北京：海洋出版社.2017.

[5]海洋石油工程设计指南编委会.海洋石油工程设计概论与工艺设计[M].北京：石油工业出版社.2007.

[6] 朱海山，李达，魏澈.南海陵水172深水气田开发工程方案研究[J].中国海上油气，2018，30（4）：171-176.

[7] 杜庆贵.半潜式生产平台选型及尺度规划技术研究[J].海洋工程装备与技术，2016，3（3）：145-152.

[8] 李刚，李小森，陈琦.南海神狐海域天然气水合物开采数值模拟[J].化学学报，2010，68（11）：1084-1085.