探討利用FLNG開發中國南海邊際氣田

汪建平

（中海油能源發展股份有限公司南美區域中心北京100027）

探討利用FLNG開發中國南海邊際氣田

汪建平

（中海油能源發展股份有限公司南美區域中心北京100027）

傳統情況利用“一個氣田，一套管線”開發邊際氣田的模式因投資高而無法實施。而集海上天然氣液化、儲存和裝卸為一體的新型浮式生產裝置（FLNG）給邊際氣田開發帶來了新的機遇。本文就利用FLNG開發邊際氣田的模式進行了探討，分析了FLNG關鍵技術、南海典型FLNG項目方案、項目挑戰等問題，對我國南海FLNG發展提出了幾點建議。

FLNG；天然氣；項目風險；邊際氣田

概述

隨著人們環境保護意識的增強，且天然氣具有價格低廉、燃燒值高、無污染等特點，天然氣正成為最受歡迎的能源之一。然而隨著天然氣資源需求量越來越大，人們將眼光投向海上資源勘探和開發，經多年勘探顯示我國海上天然氣資源豐富，但呈分散特點，主要分布在渤海灣盆地、東海陸地盆地、及南海區域，尤其在南海區域天然氣資源潛力巨大，如荔灣3-1氣田、東方氣田、陵水氣田等，其中陵水17-2氣田的估計天然氣總地質儲量在1760億立方米。然而，在有相當一部南海氣田為深海邊際氣田，在周邊無現有工程設施依托開發方式，若采用常規的“一個氣田，一套管線”開發方式，很多邊際氣田因需要新建設生產設施等因素將使氣田開發投資成本偏高而不具備開采價值。浮式液化天然氣（FLNG）裝置作為海上氣田開發的新型設施，類似于FPSO，以其投資相對較低、建造周期短、便于重復利用等優點而倍受青睞。

近幾年，受益于FLNG諸多關鍵技術取得重大突破，FLNG開始進入實質性工程階段，如Prelude FLNG。同時，從國家層面講，多個政府部門均支持FLNG裝置的研究和開發，其中在《國家能源科技“十二五”規劃（2011-2015）》明確提出開展深海天然氣浮式裝備（FLNG）設計、建造、集成等方面的關鍵技術研究。中海油正在聯合國內外相關單位對FLNG裝置進行可行性研究。

1 LNG發展現狀及關鍵技術

1.1 發展現狀

浮式液化天然氣生產儲卸裝置（FLNG，又稱LNGFPSO）具有工藝預處理及液化、下艙儲存和外輸LNG的功能，定期通過LNGC將LNG運輸到目的地。國際各大石油公司和造船公司紛紛投入到FLNG的開發研究中，并隨著FLNG關鍵技術突破，已經可以對FLNG進行實踐運作，據統計，并已有5艘FLNG處于運營、在建或合同招標中，參見表1。

表1 FLNG項目情況列表

1.2.FLNG關鍵技術

液態LNG具有超低溫（約-162°）、易晃蕩、易蒸發等特點，FLNG技術必須更安全、更可靠及更嚴格。FLNG關鍵技術為LNG存儲、液化工藝系統、LNG卸料系統，技術發展已基本成熟，部分工藝系統和關鍵設備已在一些海上工程得以應用和驗證。

1.2.1 液化工藝系統

天然氣液化工藝，類似于FPSO模塊，設計時不僅需要考慮FLNG船體甲板面積的限制，同時需要考慮海洋環境條件（如風、浪、流等）對船運動性能的影響，從而影響工藝處理性能，故工藝設計流程要有足夠的適應性和高效性。

目前，據實踐經驗來看，FLNG天然氣液化工藝主要有級聯式液化工藝流程、混合制冷劑液化工藝流程以及帶膨脹機液化工藝流程，其中混合制冷劑液化技術和氮膨脹液化技術對于FLNG這種海洋浮式生產設備來講更為適用。上述三種液化工藝技術在陸地LNG液化工廠都有大量應用實例，且目前在建FLNG均采用其中某一種工藝模式。總體來說，混合制冷劑液化工藝最顯著的優勢液化能耗低，氮膨脹液化工藝的優勢在于安全性、船體晃蕩的適應性。

1.2.2 LNG低溫存儲

LNG在穩定儲存需要在零下162℃左右的低溫條件下，故儲罐須能夠耐低溫。C型、獨立式棱柱型（SPB型）及薄膜型（GTT型）為常規LNG儲罐。考慮船體甲板空間緊張、模塊數量多、模塊重量大等因素，從技術上講，推薦SPB型和GTT型。其中SPB具有良好的晃蕩特性及船體結構無需加熱優點，但其造價昂貴，需在日本船廠安裝。相對而言，GTT造價較低，其技術安全性也是被現有FLNG工程所證明。

1.2.3 LNG外輸系統

LNG外輸技術是關鍵技術中的難點。借用FPSO經驗，LNG外輸方式有旁靠和串靠，旁靠外輸方式是LNGC與FLNG并排旁靠系泊，對海況環境的要求較高，外輸時海浪Hs小于2.5m。但旁靠方式存在較大的安全隱患，一旦其中一艘船舶發生安全事故，另一艘船舶很難在短時間內分離開，將會造成重大事故。此外，旁靠外輸的系船作業也相對繁瑣，勞動強度較大。串靠卸貨方式對海洋環境條件要求沒有旁靠那么苛刻，可在Hs小于5m的海浪條件下進行LNG外輸作業。采用串靠方式外輸LNG時，FLNG與LNGC的距離較遠（可達70~120米左右），因此該方式相對比較安全。

目前旁靠剛性臂卸料系統和旁靠低溫軟管卸料系統已有工程應用，而串靠低溫軟管卸料系統和串靠剛性臂卸料系統還處在缺乏工程實踐驗證。

2 南海邊際氣田開發FLNG工程典型方案

南海某氣田位于南海北部大陸架西區的瓊東南盆地內，距離海南省三亞市149公里，距西北側已生產的崖13-1氣田160公里，水深1336米，與淺水區（300米水深）的距離約57公里，探明儲量約150億方，表明該氣田離岸且距離周邊可依托現有設施都比較遠。開發該氣田可采用兩種方案：①水下生產系統+綜合處理平臺+管道+陸地終端，參見圖1；②水下井口+FLNG，參見圖2。方案①是傳統工程模式，技術比較成熟。但需要在水深較淺的區域安裝導管架平臺或在水深較深的位置安裝TLP或半潛式平臺，并需要新鋪設上幾十公里的海底管線輸送到陸地終端，因此該方案在海管鋪設和平臺建造的工程投資較大，經濟性較差。方案②中，FLNG工程估價主要包括工藝系統（預處理模塊、液化模塊）、船體、液貨維護系統、系泊系統、LNG卸貨系統、操作費等，經詢價和估算，相對于依托周邊設施開發方案投資，經濟估算可節省約4億多美元，經濟優勢非常明顯。

圖1 淺水平臺方案示意圖圖

2FLNG方案示意圖

采用水下生產系統+FLNG工程方案，新建一艘艙容為138000方的非自航駁船型FLNG，上部模塊設計日處理天然氣500萬方，設計日產LNG7000方，設計LNG年產量為120萬噸（1.2MTPA）。FLNG上配備原料氣入口分離和壓力保護模塊、預處理模塊及液化工藝模塊。

船體結構為雙甲板雙舷側雙底型式，船首設內轉塔系泊，船尾設串靠剛性外輸系統；LNG工藝模塊設置在主甲板上，生活樓位于船尾并在頂部設有直升機平臺；FLNG船體艙室劃分為首尖艙、單點艙、貨艙、尾機艙和尾尖艙，貨艙包括4對LNG貨艙、1對凝析油貨艙和1對污油水艙，各貨艙間設有隔離空艙；船體及系泊系統可承受100年一遇的臺風海況條件。FLNG總體布置參見圖3及圖4。

圖3 FLNG總體布置

圖4 FLNG總體3D圖

3 邊際氣田開發的挑戰

3.1 項目風險

常規的項目風險，如：存儲風險、執行風險、競爭風險、市場風險和其它下游關系到再氣化、運輸及現有天然氣的風險。FLNG可以通過多個承包商一起分擔項目投資風險以便取得更大的利益。

FLNG擁有LNG處理能力，當前FLNG現有的新技術與FPSO有許多通用的方面。如：船型設計、系泊系統、艙室沖洗系統、船用設備、船與船之間的液體傳輸和海上服務等方面。在分析與FPSO類似的條件，FLNG操作可以借鑒石油工業的經驗。

在傳統的LNG項目的經濟價值鏈上，從氣生產、液化、傳輸到LNGC、LNG再氣化、儲存和LNG銷售，每個環節都有很強的相互依賴性。雖然每個利益體都有不同的目標，但經營業務的定位、資金激勵和法律責任是決定項目成功的關鍵因素。

FLNG項目或許遵從傳統價值鏈模式，但自身擁有不同的商業模式，尤其突顯在小型邊際油田上。FLNG適用于開發1~3萬億立方英尺儲量的氣田，一旦達到經濟年限，再重新布置于其他氣田。對于建設投資收益來說，“設計一個，建造多個”是一個好策略。事實上，投資收益需要平衡特定氣田的技術需求和操作費用。然而，從開采模式中剝離出的FLNG設施，評價氣田可動用存儲量的常規方法不再需要，上游參與者自己可管理FLNG艦隊。

3.2 技術風險

目前，陸上天然氣液化技術已發展比較成熟，但應用到FLNG裝置上還不夠成熟。技術上需要解決FLNG的主要三個難題：液貨存儲、LNG外輸、工藝處理。在考慮中國南海臺風、波浪、離岸遠等影響下，進行安全的設計非常關鍵。FLNG船體主甲板面積限制導致工藝模塊、生活模塊、公共模塊等間距較小，極大地挑戰了安全布置，陸地上由于不存在空間布置問題可以使用平面方法，而海上則需要采用立體方法。結合LNG技術及對海洋環境的適應性，將所有的設備布置在一個有限空間內，這對項目的成功與否起到決定性影響。

FLNG裝置的總體布局，既要保證液化流程的緊湊、高效，又要考慮LNG圍護系統的安全性以及系泊系統、卸貨系統的可靠性，其中卸貨系統的技術最為薄弱，現有FLNG方案因作業環境溫和，均采用旁靠系統，但還沒有投入實際操作。中國南海海況惡劣，若采用旁靠系統，因其作業適應能力的限制，每年大約有5個月的作業停產期，大大降低了FLNG經濟性。所以只能采用串靠外輸系統，但串靠外輸方式的可靠性還需進一步核實。

3.3 商業風險

海上氣田開發工程完全是按照商業化原則運行的大型投資項目，要考慮從開發到運輸到用戶的一整條鏈條。在LNG銷售環節上，遵循全球大宗能源銷售模式，一般雙方在LNG貿易多采用“照付不議”的長期合同，這種合同就將交易大部分風險轉嫁給買方。在合作過程中，由于合同有效期可達數十年，當前合同中的約定條件未必與未來的實際情況符合，難免會出現買方由于本身原因或賣方個人原因不能按時提取合同約定氣量情況。在此情況下，由于LNG存儲罐容量要比陸地型LNG小很多，使得FLNG裝置生產操作的彈性相對較小；從而在合同中對LNGC的容量、數量、往返時間等有著更為苛刻的限制。另外，FLNG屬于新興技術事物，買家對此安全、技術可靠性等方面還存顧慮，以上多種因素為FLNG長期供銷合同的簽訂都帶來了一定困難。據了解，目前在建或待建的FLNG裝置，只有Prelude FLNG項目簽署了長期購銷合同。

4 對我國南海邊際氣田開發的建議

我國南海天然氣資源豐富，但有一定氣量屬于邊際氣田、深海天然氣及伴生氣資源，若采用傳統的開采方式：平臺+外輸管線，經研究分析，通常無經濟效益或因技術阻礙或其他風險而受到限制不能有效開發。采用FLNG裝置開發深海邊際小型氣田，以進行建設周期快速、投資成本低和可多次利用的優點開發邊際氣田，對充分開發我國南海油氣資源具有重要意義。隨著在建FLNG項目的順利實施、投產，預計FLNG將逐漸成為海洋邊際氣田開發的一種重要方式。為此，對我國在南海FLNG發展提出以下幾個方面的建議:

4.1 FLNG裝置不僅處理天然氣，還要存儲及外輸液態LNG，來氣組分、氣量、壓力等影響工藝系統的效率，同時南海海況也對工藝系統設計有很高適應性要求。建議加大勘探氣田評價和海洋環境研究，確保設計基礎可靠，為FLNG設計提供準確輸入。

4.2 FLNG設計和制造核心技術基本掌握在國外幾家專利公司手里，如果要降低FLNG總體投資，就需要加強核心技術研究，打破技術壟斷，應考慮加強油氣公司與國內船舶及海洋裝備制造企業合作，消化和吸收國際先進技術，形成自主知識產權的FLNG技術體系。同時，國家應進一步從財稅、準入等政策方面給與支持。

4.3 因我國南海海況惡劣，在保障FLNG經濟效益情況下，應重點考慮采用串靠外輸方式對LNG進行卸載。而目前還沒有技術成熟的LNG串靠外輸系統，是限制南海FLNG方案的關鍵點，應重點關注LNG卸料系統的適應性，保障FLNG方案的順利實施。

4.4 LNG照付不議合同會使下游用戶心存疑慮，影響LNG的銷售合同落實，從而影響FLNG工程實施。為滿足油氣公司及用戶對市場變化而能進行快速反應的需求，同時有利于企業最大化盈利，建議對照付不議的完整性與一致性進行靈活變化和約定，可加入合同數量的選擇性與續約的靈活性。

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