利用小型FLNG技術開發難動用儲量的技術經濟分析

王潔 劉冰

中海石油氣電集團有限責任公司

難動用儲量是一個相對概念，指在目前的技術、經濟條件下開發成本高，經濟效益差以及產能規模與儲量規模不匹配以至于難以開采或不具有工業開采價值的可探明儲量［1］。我國油氣資源中難動用儲量比例較高，據統計，目前國內“邊小低”、復雜斷塊油氣田、含油氣構造共有難動用三級儲量25×108m3，其中氣量占國內天然氣三級儲量的30%～40%。若難動用儲量長時間擱置，隨著工程造價水平的上漲，原本通過其他手段可以增加動用率的儲量將徹底不具有開采價值，因此應加大對難動用儲量的開發利用機會。而先進的開采技術無疑是提高單井儲量，實現規模效益的必然選擇，但開發模式、經濟評價方式、管理模式和稅費政策也是制約難動用儲量開發的主要因素，因此本文將從這些方面尋找突破。

FLNG的生產流程如圖1所示。

近年來，集海上天然氣液化、儲存和裝卸為一體的新型浮式生產、儲存和裝卸裝置（FLNG）技術已為多個難動用儲量氣田的開發帶來希望。據統計，目前世界上難動用儲量氣藏約有2 500個，儲量規模在0.1～5TCF（萬億立方英尺，Trillion Cubic Feet，1TCF＝2.83×1010m3，下同），這些氣田都可通過FLNG開發模式獲得收益。而且可采用如下手段進一步降低對油氣藏經濟極限產量和經濟極限儲量的要求：①通過設備國產化降低FLNG開發成本；②在整體開發方案未確定或天然氣生產設施未建成之前，小型FLNG可作為先導式開發方案對氣田進行早期開發，之后再滾動帶動一片氣田儲量的開發；③由于FLNG裝置的目標市場選擇靈活，中國海油在廣東省可以承受的LNG到岸價已經超過政府對管道氣的指導價格，因此，目標市場可定位于工業用戶、汽車加注等高端消費群體；④配合管理模式、政策及稅費扶持等手段，在企業內建立上下游一體化公司，上游上市公司可以將難動用儲量以出售、租賃或入股的方式轉交給下游公司，避免因追求各自利益最大化而無法獲得最低開發成本，進而導致下游風險堆積的現象，提高下游公司開發難動用儲量的積極性［1－2］。本文將綜合上述方法，重點分析小型FLNG開發方案的技術可行性和經濟可行性。通過具體案例說明小型FLNG方案的經濟優勢性，以及在促使上、下游一體化開發、有效盤活一批難動用儲量中的應用前景。

圖1 FLNG技術方案流程圖

1 小型FLNG技術可行性分析

1.1 小型FLNG技術發展現狀

國際上針對建成世界第一座FLNG裝置的激烈競爭已經展開，超過15個項目已進入商業開發階段。國際上主流設計規模集中于1～2MTPA（Million Tons Per Annum，即106t／a，下同）的中型設計，適合1～2TCF規模的氣田開發。其中Shell項目屬于大型FLNG，設計規模為3.5MTPA，適合3～4TCF的大型油氣田，目前已到EPC階段，設計、建造及安裝合同由Technip公司和三星重工聯手取得。

從理論上講，氣田規模越大，FLNG經濟性越好，但面臨技術難度及不確定性風險也更大。因此很多公司開發了1MTPA以下規模的小型FLNG方案。Harmworthy的設計規模為0.5～1MTPA，所采用工藝和相關設備已在陸上和類似海上航運中獲得驗證。Teekay公司也開發了類似規模的小型FLNG，正處于概念設計階段。TGE公司設計規模為0.5MTPA，FPSO（Floating Production Storage and Offloading）采用C型艙設計，極大降低投資成本。中國在小型FLNG技術領域發展迅速，中國惠生海洋工程有限公司已獲得EPCIC總承包合同，為比利時Exmar集團提供浮式LNG液化再氣化存儲裝置（FLRSU）從設計、采購、建造到安裝和調試的一站式服務。此浮式裝置液化能力為0.5MTPA，計劃于2014年第四季度開始商業運營。此類小型FLNG方案將瞄準0.5TCF規模以下難動用儲量，憑借技術難度低、投資成本小、建造周期短等優勢，將在小型油氣藏中迅速推廣［3］。

1.2 小型FLNG關鍵技術

國際上FLNG技術發展已基本成熟，部分工藝和關鍵設備也已獲得類似海上工程應用驗證，影響FLNG方案可行性的關鍵點也已明確，主要集中在FPSO設計、系泊系統、工藝適用性、LNG卸料系統等核心領域。本文針對某海外區塊A設計了0.5MTPA以下規模的小型FLNG方案，具體設計規模如表1所示，同時介紹了方案特點，并結合相關技術的海上類似應用案例分析了小型FLNG方案的技術可行性［3－5］。

表1 小型FLNG方案生產規模表

1.2.1 FPSO設計

小型FLNG裝置的FPSO選用具有C型獨立液艙的船體設計，不僅突破大中型FLNG裝置船體造價高的限制，而且可以國產化，極大地降低投資成本。C型獨立液艙是最常用的貨物圍護系統，液艙通常為球形或筒型壓力容器。液艙內儲罐帶壓儲存，晃蕩效應可以忽略、無裝載液位限制，不需要設置次屏壁，安全性高，減小了對海上LNG儲存的負面影響。而且C型獨立艙技術成熟，已在中國制造的多艘LPG運輸船上獲得應用。中國已經可以自主建造4×104m3及其以下規模的小型LNG運輸船，由上海船舶研究設計院設計、江南造船集團建造的國內首艘中小型LNG運輸船建成后也將是世界上艙體最大的C型LNG運輸船。小型FLNG裝置的FPSO設計可完全參照LNG運輸船設計，因此國內完成4×104m3小型FPSO的設計、建造、運營具有可行性，通過國產化手段還可降低項目總投資，同時縮短建造周期。

1.2.2 上部工藝模塊技術方案

FLNG上部工藝模塊主要由天然氣進氣模塊、天然氣預處理模塊、天然氣分餾模塊、天然氣液化模塊、BOG處理模塊、產品儲存和卸料系統、公共工程模塊、火炬和壓力釋放系統等組成。針對海上作業的特殊環境條件，工藝方案設計時考慮了海上適用性、復雜程度、緊湊性、能耗、可靠性及安全性等關鍵因素，參考國外FLNG工藝流程的推薦方案，初步確定工藝方案如表2所示。其中，天然氣的液化工藝直接影響整個裝置運行的合理性和適用性，液化設備投資占FLNG上部模塊總投資的30%左右。目前，世界上1～2MTPA規模的FLNG以氮膨脹工藝為主，氮膨脹工藝技術成熟，工藝結構簡單，海上適應性強，冷劑種類少，安全性高，唯一不足是在能耗上高于混合制冷劑工藝。但針對0.5MTPA及其以下規模的小型液化裝置，功耗影響較弱。因此氮膨脹制冷工藝是首選。此外，在裝置模塊的布置方面，應考慮安全、環保和人員健康等要求，同時綜合考慮工藝流程設計的合理性和操作維修的方便性，所有模塊設計應易于建造［6－7］。

表2 上部工藝模塊技術方案表

1.2.3 單點系泊系統

單點系泊系統可采用潛式內轉塔系統（STL）。目前已安裝的潛式內轉塔系統水深范圍在80～350m之間，適用范圍廣。單點系泊系統技術成熟，初期投資少，操作成本低，可適用于惡劣環境，在5～6m浪高的海況條件下仍能保持連接。潛式內轉塔系統目前已經應用于美國3個海上LNG項目，在中國南海FPSO上也有很多應用案例，安全性高，在過去10年里使用記錄良好。初步判斷國內難動用儲量氣田水深，海況（風、浪、流）條件完全適合潛式內轉塔系統的應用。若實際海況條件惡劣，在船體設計時可實施內轉塔系統系泊能力強化方案來增強船體的穩定性，使裝置在惡劣海況條件下仍能正常工作。

1.2.4 LNG卸料系統

FLNG的裝卸技術是FLNG核心技術中的難點。在開放海域中（特別是環境條件比較惡劣的海域），由于晃蕩所導致的FLNG船體與運輸船之間的相對運動比常規岸基裝置復雜得多，兩船之間卸料設備的連接、緊急脫離、包絡范圍計算等問題比陸上裝卸要困難。目前已有工程應用的卸料方式有旁靠剛性臂卸料系統和旁靠低溫軟管卸料系統。世界上多數FLNG項目，如Shell（設計、采購、建設）、Hoegh LNG（完成FEED前端工程設計），FLNG的卸料系統全部選擇旁靠剛性臂。旁靠剛性臂卸料系統技術成熟，性能可靠，至今已有300多套用于實際工程（包括陸上和海上），絕大多數已建海上接收終端都選擇剛性卸料臂。如在迪拜LNG接收終端，剛性卸料臂安裝在FSRU上，從LNG運輸船向FSRU上卸料。

低溫軟管卸料系統雖然具有較強的運動補償能力，但對低溫軟管的材料性能要求較高。截至2012年底，世界上第一個也是唯一一個采用旁靠低溫軟管卸料的項目中卸船操作的驗證次數為330次，且應用終端所在地海況條件良好。小型FLNG選擇卸料系統時，應充分考慮到卸料系統作為FLNG方案的薄弱環節應做具體分析和慎重的決策。因此，需根據具體項目的環境條件，全面分析風、浪、流等海況條件對LNG運輸船旁靠、卸料臂連接及解脫的影響。若海況條件惡劣，在操作上需選擇合適的靠泊和卸料時段，由此可能會影響FLNG的運營時間及LNG運輸船的調配［8］。盡管串靠卸料方式更適合風大惡劣的海況條件，但是串靠卸料方式與低溫軟管卸料技術目前仍處于研發和中試階段，需進一步關注技術發展情況以增強FLNG裝置卸料方案的備選性。

2 小型FLNG開發模式的經濟評價——以某海外氣田A區塊為例

某海外A區塊單個構造規模小，儲量品質差，而且該區域天然氣售價較低（折合1.5～1.8元／m3）。A區塊曾嘗試單獨開發、依托周邊區塊開發等多種開發模式，但經濟評價效果遠低于10%的內部收益率水平，而且經過多年開發已暴露出穩產困難和難動用儲量不能有效接替等突出難題，若無解決方案，中方將被迫退出該區塊，同時也將面臨巨大的經濟損失。該區塊的配產情況如圖2所示。

圖2 A區塊最大動用儲量配產圖

2.1 小型FLNG裝置成本投資

小型FLNG裝置的工程投資主要包括固定資本和運營成本投資［9］。固定資本主要包括上部工藝模塊、FPSO、系泊系統、卸料系統等。由于本方案是首次實施，因此投資估算時應留有較大余量。運營成本主要包括上部裝置操作運營費用及FPSO的操作運營費用等［10］。

2.2 小型FLNG與海上傳統開發模式的經濟評價對比

經濟評價模型中計算了3種開發模式：①水下井口＋綜合處理平臺＋水下管道＋陸上終端；②水下井口＋綜合處理平臺＋租用其他公司管道；③水下井口＋FLNG裝置。在模式③中，由于FLNG的成本回收期設計為25年，對于此類0.5TCF及其以下規模氣田，在A區塊生產8年后需尋找其他類似規模氣田接替生產17年，若接替氣田儲量更加優質，將縮短接替年限或獲得更高的收益。在A區塊的8年經濟年限中，若實現10%的內部收益，采用不同開發模式所獲得的上游售氣價格見表3。

表3 A區塊在不同開發模式下的售氣價格表

可見常規開發模式所帶來的高氣價使A區塊長期陷入難動用困境已成必然，而小型FLNG開發模式可盤活此類困境氣田，使上、下游同時滿足收益要求成為可能。盡管目前1.4元／m3的井口濕氣價格導致LNG的到岸價格較高（LNG到岸價＝井口濕氣價格＋FLNG液化成本＋LNG運輸費用），但目前國內對非民用天然氣價已有上漲調整，廣東省某些天然氣工業用戶、汽車加注等高端用戶所能承受的氣態天然氣消費水平都較高，若由小型FLNG裝置加工得到的LNG銷售給此部分下游用戶，可緩解較高井口濕氣價格給下游帶來的壓力。而且，此評價方式中仍存在經濟效益提升的空間，可有效緩解LNG到岸價壓力［11－12］。

1）運輸成本的降低：國內氣田到LNG接收終端運距較小，若接替氣源選擇國內資源，則LNG到岸價格將有所降低。

2）上游開發成本的降低：若上游井口開發方案采用新型技術或跟其他相關項目共用施工資源，將獲得更低的投資，進而降低井口濕氣售價，減小對LNG到岸價格的壓力。

3）上游開發合同的變化：對于國外區塊，外方的分成合同較為苛刻，若開發國內氣田，上游開發費用會降低。

4）其他成本的降低：若開發國內難動用儲量，人力成本、FPSO的動復員費用等運營成本將減小。

5）申請優惠政策：若能申請到國家強有力的政策允許降低項目的內部收益水平，LNG到岸價和液化成本將有所降低。

通過經濟評價對比分析，若采用小型FLNG裝置滾動開發國內0.5TCF及以下規模的難動用儲量氣田，將極大程度地降低油氣藏的經濟界限要求，提升國內難動用儲量的經濟效益。

3 結論

在目前高油價形勢下，將難動用儲量變為經濟可動用儲量，對確保油氣產量的穩定和增長，緩解國內油氣資源的供需矛盾具有重要意義。本文通過闡述小型FLNG方案在難動用儲量經濟性提升方面的優勢性，并配合實際案例得出如下主要結論。

1）FLNG開發方案憑借投資成本低、重復利用率高、目標市場選擇靈活等優勢，已成為當前海上難動用儲量開發的熱點方式。

2）針對國內外眾多處于擱置狀態的難動用儲量，A區塊經濟性估算對比說明小型FLNG方案可極大程度地提升油氣藏經濟效益，而且有可能成為現階段難動用儲量的唯一解決方案。若配合上、下游一體化管理模式的創新，尋求國家政策稅費扶持，小型FLNG方案將使一系列邊際零散氣田的開發成為可能，一定程度上緩解中國能源供給緊張的局面。

3）FLNG關鍵核心技術已經發展成熟，與大型FLNG相比，小型FLNG方案實施難度低，大部分的上部工藝設備可國產化。4×104m3小型FPSO采用獨立C型艙結構，技術難度相對較小，可國內生產，從而有利于降低項目投資。

4）面對海上LNG資源爭奪激烈的現實局面，中國企業在開發小型FLNG方案時，應充分考慮首座LNG浮式生產裝置可能面臨的風險與挑戰，重點關注FPSO創新性應用及LNG卸料系統的適應性等問題，保障FLNG方案的順利實施。

［1］ 王亮國.難動用油氣儲量開采經濟界限分析及開采對策［J］.天然氣工業，2011，31（2）：103－106.WANG Liangguo.Economic threshold analysis of the exploitation of difficult－to－produce hydrocarbon reserves and the related proposals［J］.Natural Gas Industry，2011，31（2）：103－106.

［2］ 黃昶生.難動用石油儲量整合管理研究［J］.管理現代化，2010（3）：17－19.HUANG Changsheng.Integration management research on difficult－to－produce hydrocarbon reserves［J］.Modernization of Management，2010（3）：17－19.

［3］ ZHAO W H，YANG J M，HU Z Q，et al.Recent developments on the hydrodynamics of floating liquid natural gas（FLNG）［J］.Ocean Engineering，2011，38（14）：1555－1567.

［4］ 巨永林，顧妍，李秋英.浮式LNG生產儲卸裝置關鍵設計技術對比分析［J］.化工學報，2009，60（增刊1）：27－34.JU Yonglin，GU Yan，LI Qiuying.Comparison analysis on key technologies of LNG－FPSO［J］.Chemical Industry and Engineering，2009，60（S1）：27－34.

［5］ 朱建魯，李玉星，王武昌，等.海上天然氣液化工藝流程優選［J］.天然氣工業，2012，32（3）：98－104.ZHU Jianlu，LI Yuxing，WANG Wuchang，et al.Optimal selection of natural gas liquefaction process for an LNG FPSO unit［J］.Natural Gas Industry，2012，32（3）：98－104.

［6］ 商麗娟，郭方飛，曲順利，等.國內外兩種高含氮天然氣液化工藝的對比分析［J］.天然氣工業，2011，31（1）：93－95.SHANG Lijuan，GUO Fangfei，QU Shunli，et al.Comparative analysis of two typical liquefaction processes of high N2natural gas［J］.Natural Gas Industry，2011，31（1）：93－95.

［7］ 范慶虎，李紅艷，王潔，等.海上天然氣液化裝置中酸性氣體的脫除技術［J］.天然氣工業，2010，30（7）：93－97.FAN Qinghu，LI Hongyan，WANG Jie，et al.Acid gas removing technology in an offshore skid mount LNG plant［J］.Natural Gas Industry，2010，30（7）：93－97.

［8］ 孫曉平，朱淵，陳國明，等.國內外LNG罐區燃爆事故分析及防控措施建議［J］.天然氣工業，2013，33（5）：126－131.SUN Xiaoping，ZHU Yuan，CHEN Guoming，et al.An analysis of foreign and domestic explosion accidents in LNG tank fields and proposals for preventing measures［J］.Natural Gas Industry，2013，33（5）：126－131.

［9］ 謝彬，王世圣，喻西崇，等.FLNG／FLPG工程模式及其經濟性評價［J］.天然氣工業，2012，32（10）：99－102.XIE Bin，WANG Shishen，YU Xichong，et al.FLNG／FLPG engineering modes and their economy evaluation［J］.Natural Gas Industry，2012，32（10）：99－102.

［10］ 都大永，王蒙.浮式LNG接收站與陸上LNG接收站的技術經濟分析［J］.天然氣工業，2013，33（10）：122－126.DU Dayong，WANG Meng.Tech economic analysis of floating and onshore LNG terminals［J］.Natural Gas Industry，2013，33（10）：122－126.

［11］ 羅偉中，鄭洪弢，孟勐.美國出口LNG及對世界LNG市場的影響分析［J］.天然氣工業，2012，32（6）：93－98.LUO Weizhong，ZHENG Hongtao，MENG Meng.LNG exports from the United States and their impact on the global LNG market［J］.Natural Gas Industry，2012，32（6）：93－98.

［12］ 付子航，單彤文.大型LNG儲罐完整性管理初探［J］.天然氣工業，2012，32（3）：86－93.FU Zihang，SHAN Tongwen.Integrity management systems for large LNG tanks［J］.Natural Gas Industry，2012，32（3）：86－93.