移動CNG平臺用于海上邊際氣田一體化開發模式

張海兵，喬勝勇，邱 爽，陳景峰

(中海油能源發展股份有限公司采油服務分公司 天津 300457)

1 研究背景

我國近海天然氣資源豐富，總地質儲量近5.9萬億m3，廣泛分布于渤海灣盆地、東海大陸架盆地、珠江口盆地、鶯歌海盆地以及瓊東南盆地，其中相當一部分為邊際小氣田、深海氣田和低品位氣田。如南海北部陸架天然氣儲量達到1.6萬億m3，其中10%以上為邊際氣田。此外，相當一部分油田在開采初期有大量的伴生氣資源因無法回收利用而燒掉。

鑒于天然氣是寶貴的資源以及“要與人類行為造成的氣候變暖作斗爭”這一全球社會責任要求，世界石油工業界正在積極努力消除天然氣火炬。習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上鄭重宣布“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”。所以，節能減排工作已經刻不容緩。

對于這些邊際小氣田，由于其地層能量衰竭周期較短，產量遞減快，按照目前常規開采(導管架平臺+海底管線輸送)方式，很多因成本的限制而無法進行開發利用。如表1所示，移動式CNG平臺，作為開發邊際氣田的新型裝置，相較海底管線輸送和LNG運輸，造價相對較低，而且能夠重復利用，在邊際小氣田開發上具有一定的優勢。海底管線輸送屬于一次性投資，投用后發生的維護及保養費用較少，但投資一次即為沉沒，不可重復利用，不適用于小氣量長距離輸送。LNG是已經普遍用于陸地天然氣液化裝置，通過深冷介質(目前普遍采用混合冷劑，液氮基本被淘汰)將天然氣溫度降到-160℃，天然氣從氣態變為液態，體積比600∶1，大量節省天然氣的存儲空間。但是，在處理過程中，需要提前分離出水分、輕質油(凝析油)、丙丁烷等重組分，由于其種類多，處理和外輸的裝置復雜，投資額較大。CNG雖然體積比相對較小(200∶1)，但是處理過程僅需要初步凈化和氣液分離，裝置簡單很多，投資相對較小，比較適用于小氣量短運程的項目。移動CNG平臺一體化開發，就是指針對邊際氣田或氣油比相對較高的海上油田，通過移動式平臺加壓縮機模塊，進行天然氣預處理和增壓，CNG存儲浮體兼具天然氣存儲與外輸靠泊功能，以外輸臂的形式將高壓天然氣輸送到CNG運輸船上。

表1 CNG項目建設與海底管線和LNG運輸特點比較Tab.1 Comparison of characteristics of CNG project construction，submarine pipeline and LNG transportation

2 移動CNG平臺應用開發方案

邊際氣田的開發如圖1所示。需要具備簡易井口平臺連接，氣井天然氣脫水、凈化、增壓、外輸，凝析油分離、儲存等功能。

2.1 移動式CNG平臺

目前，國內外還沒有過嚴格意義上的CNG平臺。根據調研，中集來福士為Coastad Energy Solutions公司(美國)墨西哥灣油田建造一艘移動式注氣平臺，壓縮壓力2～80 bar(200～8 000 kPa)。該平臺是為墨西哥灣海域定制的，平臺入泥較深、氣息高，所以整體平臺做得較大，于2015年交付使用。

如表2所示，本項研究所涉及的CNG平臺，包括移動式平臺、天然氣處理(脫水)系統、控制系統、動力系統、CNG儲罐、外輸系統等，無論科技含量、材料應用、風險管控等方面，都十分具有挑戰性。

表2 移動CNG平臺工程量測算Tab.2 Calculation of engineering quantity of mobile CNG platform

平臺基礎參數：

①四腿或六腿自升式可移動鋼制結構平臺；②作業水深40(渤海)～120 m(南海)；③天然氣處理能力60(±20%)×104Sm3/d；④凝析油處理能力150 m3/d；⑤壓縮壓力25～30 MPa(g)；⑥凝析油儲存能力1 500 m3；⑦天然氣發電機3 000 kW。

為保證CNG平臺能適應更廣泛的海域，具備更高的可靠性和安全性，平臺自身還可以具有推進、錨泊定位、起重、升降、生活、消防等功能。

2.2 CNG運輸船

CNG運輸船不同于已經出現的LNG和LPG運輸船，其特點主要體現在超高的介質壓力。CNG儲罐是壓縮天然氣的儲存設備，與移動式CNG平臺一樣，需要專門的設計與施工工藝。

如表3所示，運輸船主要設施包括船體部分、動力系統、儲存系統、錨泊系統、控制系統、接收與輸送系統、生活設施等。

表3 CNG運輸船工程量測算Tab.3 Calculation of engineering quantity of CNG carrier

CNG運輸船是移動式CNG平臺生產運營鏈條的重要組成部分，負責將產出的CNG運輸到指定海域平臺。其具體要求有：

①具有自航能力，天然氣主機或雙燃料主機；②CNG儲存能力80×104Sm3；③具有凝液處理能力；④具有CNG外輸管線加熱能力；⑤具有CNG儲罐冷卻裝置；⑥具有小型CNG壓縮機加壓能力(針對燃料氣補充方案)。

2.3 CNG外輸與接收

CNG運輸船與CNG平臺之間的接收與外輸，按照現有的技術手段，可采取2種方案實現：

①海底輸氣管道加單點系泊(SPM)方式。該方案已經被研究多次，對材料要求、加工精度、科技含量要求非常高，風險控制難度大，造價高，經濟評價都為負面，而且其連接方式和運行模式并不可靠。因此暫時不予考慮。

②浮式棧橋碼頭。浮式棧橋碼頭插樁于海底，固定CNG存儲浮體，與移動平臺通過管線橋架連接，是在近些年FSRU、FLNG等項目中比較常見的靠泊方式。

該方案可以使浮式碼頭盡可能靠近移動平臺，將壓縮天然氣輸送到浮體儲罐儲存。浮體既是CNG儲罐，又是靠泊碼頭，可直接靠泊CNG運輸船，無需敷設海底管線，操作性也較單點方式更為方便可靠。浮體連接在浮式棧橋上，通過管線與移動平臺連接，是CNG的存儲裝置；外輸時，作為CNG運輸船的靠泊裝置，完成外輸作業。浮體碼頭同時可作為凝析油外輸的靠泊碼頭，實現邊際氣田凝析油外輸。

如圖2、表4所示，浮式棧橋碼頭由以下幾部分構成：帶纜樁、浮體CNG儲罐、管線橋架、CNG外輸軟管、凝析油外輸軟管、吸力錨、浮動軸承等。

表4 浮式碼頭工程量Tab.4 Engineering quantity of floating wharf

3 移動式CNG平臺項目風險評估

移動式CNG平臺項目實施過程中，往往需要進行特別的定性、定量風險評價和結果分析，提交的風險評估方案最少必須包含如下研究。

3.1 風險識別(HAZID)過程

必須進行整體系統風險的識別，主要系統包括如儲氣罐、氣體卸載系統、結構等等。HAZID需要涵蓋船舶生命周期內各種操作狀態(如天然氣處理壓縮、裝卸載、運輸、入干船塢，儲氣罐系統的開啟和關閉)。

3.2 儲罐及貨物裝卸系統風險與可操作性研究(HAZOP)

HAZOP必須對CNG船在運營中需要的各種儲氣罐和貨物裝卸控制系統進行詳細評估，這些系統及與其他系統(如船體等)間的關鍵界面同樣必須進行風險評估。

3.3 CNG船舶關鍵系統的定量風險評估(QRA)

QRA必須至少分析儲氣罐系統的氣體裝卸系統。當根據HAZID、HAZOP或其他風險與工程研究結果認為需要時，其他相關系統也可進行QRA。

除各項風險評估內容之外，還需要進行專項研究，包括CNG罐箱及裝卸系統潛在的失敗后果。

以上提及的風險評估是在設計過程中要進行的最少風險評估內容。根據移動式CNG平臺、存儲浮體、CNG運輸船以及外輸方式的具體設計，其他風險評估方法或擴大工作范圍可能需要作為整體風險評估方案的一部分，而且處理風險評估結果也可能需要進行風險評估。

4 移動式CNG平臺應用前景分析

根據所掌握的資料，目前世界上還沒有上文提到的真正意義上的海上CNG處理設施，其原因有2點：其一，世界油氣市場千變萬化，投資風險巨大，CNG裝置較高的投資金額沒有找到能夠支撐起整個CNG產業鏈條的投資方向；其二，CNG產品超高的壓力蘊含著巨大的安全風險，出現不測將是不可控的狀態。

但是，世界范圍內CNG的陸路運輸已成常態，世界上第一條CNG運輸船也已經出現，說明其技術瓶頸已經攻破，而且對CNG的需求也是客觀存在的。隨著市場對清潔能源的

需求逐步增加，海上老氣田產量的逐步遞減，邊際氣田的開發作為天然氣主管網的有效補充具有重要的實際意義，移動式CNG平臺在短運程、小運量的邊際油氣田開發中具有非常廣闊的應用前景。

所以，移動CNG平臺用于海上邊際氣田開發的一體化模式，必須跳出原有的固定觀念，轉變思路，化繁為簡，運用簡單、高效的運維組合，必然能夠找出一條良性發展的新路。■