南海天然气水合物开发工程方案

马小飞， 黄海华， 李兰芳

(深圳市惠尔凯博海洋工程有限公司， 广东 深圳 518067)

0 引 言

近年，我国南海北部神狐海域进行的天然气水合物(Natural Gas Hydrate，NGH)试采获得成功。NGH已成为我国第173个矿种。据测算，神狐海域资源储存量达1 500亿m3，具备支撑产业化的资源基础。海洋型NGH采出气与常规天然气的主体成分(甲烷)大致相同，但海洋型NGH采出气的特点是甲烷体积分数高，大于99%[1]，而常规天然气的甲烷体积分数只在85%以上(含其他高分子量的烃及其他无机气体)。广东省计划2030年后在此海域建成年产10亿m3天然气水合物开发先导试验区，针对NGH产业化生产计划，研究其开发工程模式是非常必要的。本文研究重点是NGH的开发工程方案。

1 国内外水平和发展概况

1.1 开采方法简介

目前国内外NGH的开釆方法主要有5种: 热激发法、降压法、化学试剂添加法、CO2置换法和综合法。

1.2 国外水平和发展概况

全球已有40多个国家和地区进行NGH的研究与调查勘探。日本于2001年启动《天然气水合物开发计划(2001—2018)》并设立NGH开发研究财团(MH21)，大力支持NGH勘探开发等综合研究，2013年成为掌握海底NGH采掘技术的国家，在海域水合物中开采出甲烷。2017年日本发布《砂层型天然气水合物商业化开发路线图进程表》，进一步明确具体商业开发路线图。2018年日本政府先后公布“第3期海洋基本计划”和“第5次能源基本计划”，明确提出在2023—2027年将实现民营企业主导的NGH商业开采目标。美国于2010年成立NGH咨询委员会，与各大石油公司进行合作，主导实施多项国际合作勘探、钻采项目，形成对多区域海域NGH资源储量及资源前景的评估，积累多种勘探、开采方法数据及工程经验，2019年编制《美国国家天然气水合物研发计划2020—2035年路线图》，提出美国NGH研发计划的优先重点研究领域和阶段性目标。

1.3 国内水平和发展情况

国内于20世纪80年代初开始对NGH进行跟踪研究，在国土资源部的统一组织下已取得一系列重大突破，如广州海洋地质调查局于2017年和2020年先后2次在南海进行水合物试采均取得成功。至于产业化开发还处于摸索阶段，目前广东省计划于2030年在南海神狐海域建成年产10亿m3天然气的NGH开发先导试验区。

2 南海NGH开发工程方案筛选

2.1 概 述

一般离岸距离超过200 km的深远海油田开发采用全海式开发工程模式[2]，其关键装备是浮式生产储卸油装置(Floating Production Storage and Offloading，FPSO)，技术已非常成熟。深远海天然气田的开发则有全海式和半海半陆式两种模式。若采用全海式开发模式，则关键装备需要采用浮式液化天然气生产储卸油装置(LNG-FPSO，简称FLNG)，FLNG是集海上天然气液化、储存、装卸和外输为一体的新型FPSO装置[3]。受技术水平、制造工艺和建造经验的影响，FLNG建设工期长、建造成本高，迄今投入运营的FLNG不仅国内没有，而且在国际范围内也寥寥无几(如全球第1艘FLNG[4]于2012年开始建造，直至2018年才正式投产,建设周期长达6 a，建造成本累计超过125亿美元)。基于上述原因，目前全球已开发的深远海天然气田大部分采用半海半陆式开发模式，且主要通过水下生产系统开发[5-6]。半海半陆式开发模式指天然气经水下生产系统输送至海上生产平台进行脱水及增压后再通过长输海底管道输送至陆地处理终端，即“水下生产系统+海上生产处理平台+海底管道+陆地处理终端”的开发模式。这种开发模式的优点是开发技术成熟、建造周期短、建造和运营成本低，在工程上具有广泛的应用性。

海底NGH的开发方法类似于海上天然气的开发方法。南海神狐海域NGH开发先导试验区离岸直线距离超过300 km，水深为1 000～1 500 m，可借鉴南海深水气田陵水17-2和荔湾3-1的深水开发模式，并结合2017年和2020年先后2次试采水合物所采用的装备(蓝鲸1号和蓝鲸2号)。筛选出2种半海半陆式开发方案，即“水下生产系统+半潜式生产平台+海底管道+陆地处理终端”(方案1)和“水下生产系统+固定式生产平台+海底管道+陆地处理终端”(方案2)，进行对比和分析，寻找适用于南海NGH产业化开发的最佳方案。

2.2 开发工程方案1

参照南海深水气田陵水17-2开发模式的典型实例“水下生产系统+半潜式生产平台”[7]，采用开发工程方案1，如图1所示。

图1中，NGH由水下生产系统(水深为1 200～1 500 m)从海底采出，经海底管道输送至半潜式生产平台，经生产平台上的处理设备进行脱水及增压后，通过长输海底管道(约340 km)输送至陆地处理终端。另外，生产平台还为水下生产系统的能源供给、化学药剂注入、维修保养、钻修井等作业提供服务。该方案主要工程设施如下:

图1 “水下生产系统+半潜式生产平台”开发工程模式示例

(1) 水下生产系统，主要包括水下采气树和水下管汇；

(2) 深水立管系统，用于水合物采出气的输送、化学药剂的注入和电力的供给等；

(3) 1座半潜式生产平台，主要对水合物采出气进行预处理、脱水干燥、增压外输并为水下生产设施的电力供给、化学药剂注入、钻修井等作业提供服务；

(4) 1条海底管道,主要把处理后的天然气从半潜式生产平台输送至陆地处理终端；

(5) 1座年处理量为10亿m3天然气的陆地处理终端。

2.3 开发工程方案2

参照南海深水气田荔湾3-1开发模式的典型实例“水下生产系统+固定式生产平台”[8]，采用开发工程方案2，如图2所示。

图2 “水下生产系统+固定式生产平台”开发工程模式示例

图2中，NGH由水下生产系统(水深为1 200～1 500 m)从海底采出，经深水海底管道(约80 km)输送至固定式生产平台(水深约200 m)，经生产平台上的处理设备进行脱水及增压后，再通过浅水长输海底管道(约260 km)输送至陆地处理终端。另外，生产平台还为水下生产系统的能源供给、化学药剂注入、维修保养、钻修井等作业提供服务。该方案主要工程设施如下:

(1) 水下生产系统，主要包括水下采气树和水下管汇；

(2) 2条深水海底管道组合，包括1条脐带缆(约80 km)和1条乙二醇注入管线(约80 km)，主要功能是清管作业形成清管回路(只需通过固定式平台上的清管装置操作即可完成清管作业)；

(3) 1座导管架固定式生产处理平台，主要对水合物采出气进行预分离、脱水干燥、增压、外输及提供乙二醇注入系统(防止在深水海底管道内重新生成水合物)；

(4) 1条浅水海底管道,主要把处理后的天然气从固定式平台输送至陆地处理终端；

(5) 1座年处理量为10亿m3天然气的陆地处理终端。

3 南海NGH开发工程方案论证

3.1 南海NGH采出气特点

1.0 m3的NGH可在常温常压下释放164.0 m3甲烷气和0.8 m3水。采出气主体成分为甲烷，与常规海洋天然气田采出气相比，其主要特点如下：

(1) 矿藏存在的方式。海洋NGH在其埋藏条件下是固体，埋深在海底泥面300 m以下，含水合物储层沉积物为松散的青灰色(含)钙质生物的黏土质粉砂和(含)钙质生物的粉砂[9]，属于泥质粉砂型矿藏，地质结构不稳定，在NGH相变分解时储层中大量砂粒脱离原始固结状态，大部分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，导致采出气中含有一定量的细砂。NGH开采示例如图3所示。

图3 降压法开采海底NGH示例

(2) 采出气的温度、压力、单井产气量。NGH开采主要通过降压、加热等方式使其发生相变，矿藏受海底环境温度和埋深的影响，使采出气的温度和压力相对较低，通过HYSYS软件模拟，采出气输送起点的温度和压力分别为10 ℃和6 900 kPa(A)左右。NGH开采能量来自于本身相变，属于被动性开采。在2020年初，水合物第2次试采持续产气30 d，产气总量为86.14万m3，日均产气量约2.87万m3，目前单井日产气量约3万m3。

3.2 开发工程方案技术可行性分析

对比2种开发工程方案的技术可行性，关键在于能否满足NGH采出气深水流动性能的要求。方案1已有成熟的技术和经验，而方案2的环境条件更恶劣、技术要求更高。着重从深水海底管道的输送压力、管道内不形成水合物、管道清管作业等3个方面对方案2进行分析和校核。

(1) 深水海底管道输送压力

由于方案2连接水下生产系统与固定式平台的海底管道约80 km，2处水深相差超过1 000 m，并且存在南海北部陆坡，海底管道需沿陆坡爬高约1 000 m，而采出气输送能量主要依赖NGH降压分解后的自然压力，因此需要核算此段深水海底管道的输送压力是否满足输送要求。

基于南海NGH开发先导试验区年产量10亿m3天然气，估算得出日产量约300万m3天然气，选取DN400、DN450、DN500等3种海底管道管径进行模拟计算，结果均能满足采出气从水深1 200～1500 m的水下生产系统输送至水深约200 m生产平台的输送压力要求，具体计算结果如表1所示。

表1 3种管径海底管线输送压力、压降、温度、流速数据

(2) 深水海底管道内不形成水合物

降压分解后的NGH采出气温度一般约10 ℃。由于采出气在深水低温环境的海底管道中易再次形成水合物而导致海底管道堵塞，因此须采取相应的措施防止水合物再次形成。参考南海深水气田荔湾3-1的模式和经验，增铺1条乙二醇注入管线(在输送起点处注入)即可防止水合物在海底管道中生成，有效避免海底管道堵塞[10]，保证海底管道的顺利输送。

(3) 深水海底管道清管作业

由于NGH采出气中夹带有少量的细砂，在一定时期的输送过程后易在海底管道凹点处形成固体沉积而造成输气不畅，需定时进行清管作业。由于海底管道起点位于1 000 m水深的海底，传统的点对点清管作业无法实现。可参照南海深水气田荔湾3-1采用双海底管道输送(清管作业时，2条海底管道可形成回路)，只需在生产平台上的清管装置处操作即可完成深水海底管道的清管作业。双管输送的管径相对单管输送的管径小些, 经估算整体投入成本相差不大[10]。

综上所述，2种开发方案在技术上均可行。

3.3 2种开发方案优缺点对比

在2种开发工程方案技术均可行的基础上结合NGH采出气的特点，对2种方案进行优缺点比较，具体内容如表2所示。

表2 2种开发工程方案优缺点比较

续表2 2种开发工程方案优缺点比较

由表2可知，方案1由于钻修井作业便利、水合物采出气采收率高、生产安全性佳、操作费用低、综合投资低、技术适应性佳等优势，被推荐作为NGH开发的优选方案，总体开发方案如图4所示。

图4 NGH开发先导试验区总体开发方案示例

另外，若在水合物区域附近海域有具备并网条件的海底管网，则可优先考虑依托现有海底管网进行联合开发，可更有效地降低NGH开发成本(节省建造专用陆地处理终端的费用)。

4 南海NGH小规模开发工程方案

考虑到目前的开采技术水平，大规模的产业化开采在中短期内还难以实现，预计在实现产业化开采之前需要进行多次试验性生产以验证NGH开采技术的可靠性、经济性和资源储量，相应地开采出的天然气需用合适的海工装备进行生产和储运。

4.1 小规模生产储运方案筛选

在进行小气量输送时，采用管道输送的投资高、可移动性及可重复利用性较差，并不适用于NGH的小规模开采。除管道输送外，目前实际应用的天然气储运方式有2种：利用低温技术将天然气液化后储运和利用高压容器将天然气压缩后储运。LNG和压缩天然气(Compressed Natural Gas，CNG)的主要特点对比如表3所示。

表3 2种天然气储运方式比较

由表3可知， CNG储存压力高，安全隐患较大。LNG燃点较高、爆炸范围较窄，安全性更高。LNG压缩比为同体积CNG的2.5倍，储运效率更高。LNG生产成本较高，但综合考虑海洋平台空间紧凑、安全性要求高，LNG的压缩比高和安全性优良的特点较适用于海洋平台，因此，南海NGH采出气小规模储运采用LNG的形式。

南海NGH小规模生产储运总体方案如下：提供1座LNG生产平台，水合物采出气在平台上进行处理、液化并储存于独立的LNG储罐或标准的LNG集装箱式罐箱，通过LNG运输船(或LNG集装箱运输船)转运至陆地进行销售，也可通过LNG加注船转运用于内河LNG动力船的加注。基于水深，LNG生产平台类型为浮式，典型的有FLNG和半潜式平台等，具体平台型式需结合经济性等进行综合考虑。总体生产储运方案如图5所示。

图5 南海NGH小规模生产储运总体方案示例

4.2 小气量液化工艺类型选择

天然气液化工艺对所依托的海洋平台的建造或改装费用、运维费用以及生产系统运行的稳定性和安全性有较大影响。目前，天然气液化工艺在海洋平台上主要应用于FLNG，从已知FLNG采用的液化工艺来看，级联式、混合制冷剂、膨胀制冷等3种基本类型的液化工艺都有采用，这3种类型的液化工艺主要指标对比[12]如表4所示。

表4 不同液化工艺类型关键指标对比

由表4可知：

(1) 膨胀制冷单位能耗显著高于混合制冷剂和级联式；

(2) 膨胀制冷单线产能最小，混合制冷剂和级联式单线产能较大，但混合制冷剂的单线产能范围较级联式大；

(3) 膨胀制冷占地面积较小，混合制冷剂占地面积适中，级联式占地面积最大；

(4) 膨胀制冷设备投资较小，混合制冷剂设备投资适中，级联式设备投资最大。

目前我国天然气液化装置已广泛应用于陆地，液化能力为5万～40万m3/d，采用的液化工艺主要为混合制冷剂液化工艺。对于南海NGH小规模开发，考虑到产气量、依托平台等因素，要求液化工艺具有节能、紧凑、技术成熟和投资经济等特点。混合制冷剂液化工艺因其具有高效、节能、流程简单、投资适中等优点而较适合作为南海NGH试生产时的液化工艺。

5 结 论

借鉴国内南海深水气田开发的成功实例，结合NGH采出气与常规天然气田采出气的差异性，对“水下生产系统+半潜式生产平台”和“水下生产系统+固定式生产平台”两种开发工程方案的技术适应性、投资经济性、操作可靠性和安全性等因素进行对比和分析，最后推荐“水下生产系统+半潜式生产平台”的开发工程方案作为南海NGH产业化开发的优选方案。

对LNG与CNG的主要特点进行对比，在南海NGH小规模开发工程方案研究中提出一种以LNG为主的小规模生产储运总体方案，液化工艺采用混合制冷剂技术，为南海NGH转入试生产阶段时提供一种合适的生产储运方案。