馬小飛

深圳市惠爾凱博海洋工程有限公司

0 引言

2017年5月18日，我國宣布在南海北部神狐海域進行的天然氣水合物試采獲得成功。同年，天然氣水合物成為中國第173個礦種。廣東省計劃2030年后在此海域建成年產(chǎn)10×108m3天然氣的水合物開發(fā)先導試驗區(qū)，針對這一開發(fā)計劃，研究其開發(fā)工程模式十分必要，為天然氣水合物開發(fā)順利轉(zhuǎn)入商業(yè)化生產(chǎn)作好必要準備。

天然氣水合物采出氣主要成分為甲烷，與海洋天然氣田采出氣的主要成分大體相同，只是基本不含有高分子量的烴及其他無機氣體。廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局在2017年和2020年進行了兩次天然氣水合物試采并取得了圓滿成功，采用的試采裝備為國內(nèi)建造的半潛式鉆井平臺——藍鯨一號和藍鯨二號。從開發(fā)裝備角度看，深水天然氣水合物的開發(fā)與深水油氣資源的開發(fā)緊密相關(guān)，深水油氣田開發(fā)工程模式可以應(yīng)用于未來南海天然氣水合物的商業(yè)化開發(fā)。

深水油氣田一般離岸較遠，在海底輸送管網(wǎng)不發(fā)達的情況下，采用近岸油氣田常用開發(fā)工程模式“水下生產(chǎn)系統(tǒng)＋浮式生產(chǎn)裝置（FPU）+海底管道＋陸地終端”在經(jīng)濟性上有所欠缺[1]。天然氣水合物開發(fā)先導試驗區(qū)距岸直線距離超過300 km，基于國際深水油氣田開發(fā)數(shù)據(jù)，一般離岸距離超過200 km的深水油氣田就需要考慮采用全海式開發(fā)工程模式進行開發(fā)[2]。

國際上，全海式開發(fā)工程模式在巴西、非洲和北海海域的油氣田開發(fā)中得到廣泛應(yīng)用。巴西石油公司針對其海域大陸架的特點，通過技術(shù)研究和生產(chǎn)實踐，形成了“半潛式平臺+水下井口／水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置／浮式儲油卸油船（FPSO/FSO）”的油氣田開發(fā)工程模式，簡稱“巴西模式”。這種模式充分利用了3種設(shè)施的特點，將鉆采、生產(chǎn)、儲存和外輸?shù)榷喾N功能組合起來，基本成為巴西深海石油開發(fā)的標準模式[3]。國內(nèi)的深水油氣田主要位于南海，由于沒有建成海底管道網(wǎng)絡(luò)，那么借鑒巴西的開發(fā)經(jīng)驗，南海深水油氣田的開發(fā)主要采用了全海式開發(fā)工程模式。

對于深水天然氣田，全海式開發(fā)工程模式中的核心裝備——浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置（LNG FPSO，簡稱FLNG），是集海上天然氣的液化、儲存、裝卸和外運為一體的新型浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置（FPSO）[4]，主要用于深遠海氣田的開發(fā)，其技術(shù)成熟較晚。2011年5月荷蘭殼牌公司與三星重工及Technip公司簽訂了全球第一艘FLNG建造合同[5]，2012年開始建造，直到2018年才正式投產(chǎn)。到目前為止，國際上投入運營的FLNG寥寥無幾，國內(nèi)還沒有FLNG投入運營。

1 深水氣田全海式開發(fā)工程模式概述

全海式開發(fā)是指鉆井、完井、產(chǎn)液生產(chǎn)處理、儲存和外輸均在海上完成的開發(fā)工程模式[6]。對于深水氣田，從氣井采出的天然氣在海上生產(chǎn)平臺進行處理、液化，得到合格的液化天然氣，儲存在FLNG上，再通過LNG（液化天然氣）運輸船進行外售。

深水氣田全海式開發(fā)工程模式主要是隨著FLNG應(yīng)用技術(shù)的發(fā)展而產(chǎn)生的，F(xiàn)LNG具有以下特點：

1）適應(yīng)深水采氣，天然氣液化產(chǎn)能大；

2）良好的經(jīng)濟性，適合深遠海中小型氣田的開發(fā)；

3）良好的移動性，可在不同氣田使用，重復利用率高；

4）適合氣田早期生產(chǎn)，可以利用FLNG進行滾動開發(fā)。

FLNG的上述特點使其成為開發(fā)深遠海天然氣田的關(guān)鍵裝備。傳統(tǒng)的海上天然氣田開發(fā)，采用生產(chǎn)平臺、海底管道和陸地終端的方式進行，與采用FLNG開發(fā)方式相比，距陸地較遠的深水氣田，如采用傳統(tǒng)的半海半陸式的開發(fā)工程模式，其鋪設(shè)海管的距離遠遠增大，鋪設(shè)海管的風險及投資明顯增大[7]，經(jīng)濟效益難以保證。FLNG的出現(xiàn)結(jié)束了海上天然氣只能采用海底管道運輸上岸的單一模式，它與水下生產(chǎn)系統(tǒng)、FPU、LNG運輸船組合成一個完整的深水采氣、分離、液化、LNG儲存和外售的全海式開發(fā)系統(tǒng)。

使用FLNG的全海式開發(fā)工程模式具有很多優(yōu)點，但也有以下缺點。

1）由于FLNG出現(xiàn)較晚，受限于技術(shù)成熟度，其建設(shè)工期長、建造成本高。如三星重工為殼牌公司建造的Prelude FLNG，建設(shè)周期在5年以上，建造成本累計超過125億美元；

2）我國在深水開發(fā)方面的關(guān)鍵技術(shù)和裝備都很欠缺，如用于1 500 m水深的單點系泊系統(tǒng)主要為歐美幾家公司壟斷，在很多方面缺乏自主的關(guān)鍵技術(shù)，開發(fā)瓶頸多。

2 深水天然氣水合物全海式開發(fā)工程模式方案

天然氣水合物開發(fā)先導試驗區(qū)位于南海北部陸坡區(qū)，結(jié)合國外FLNG成功應(yīng)用案例和國內(nèi)FPSO應(yīng)用場景，列出兩種典型的用于深水油氣田開發(fā)的全海式開發(fā)工程模式，即以“FPU+FLNG”為主的開發(fā)工程模式和以FLNG為主的開發(fā)工程模式[8]，在此基礎(chǔ)上，基于天然氣水合物采出氣與常規(guī)天然氣田采出氣的差異性和生產(chǎn)處理要求的不同，分析這兩種全海式開發(fā)工程模式是否也同樣適用于天然氣水合物的商業(yè)化開發(fā)。

2.1 “FPU+FLNG”開發(fā)工程模式簡介

以“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)裝置+浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置”（簡稱“FPU+FLNG”）為主的全海式開發(fā)工程模式，開發(fā)示意圖如圖1所示。

圖1 “FPU+FLNG”開發(fā)工程模式圖

圖1中天然氣水合物采出氣預處理在FPU上進行，同時，F(xiàn)PU也可以為水下生產(chǎn)設(shè)施的能源供給、化學藥劑注入、鉆修井、維修保養(yǎng)等作業(yè)提供服務(wù)，F(xiàn)LNG上僅設(shè)有天然氣液化和儲存卸載系統(tǒng)。

2.2 FLNG開發(fā)工程模式簡介

以“水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置”（簡稱FLNG）為主的全海式開發(fā)工程模式，開發(fā)示意圖如圖2所示。

圖2中FLNG上設(shè)有水合物采出氣預處理、液化、儲存和卸載系統(tǒng)，同時也為水下生產(chǎn)設(shè)施的能源供給、化學藥劑注入和維修保養(yǎng)等作業(yè)提供服務(wù)。

圖2 FLNG開發(fā)工程模式圖

2.3 天然氣水合物采出氣與常規(guī)天然氣田采出氣的差異性和生產(chǎn)處理要求的不同

海洋型的天然氣水合物主要是甲烷水合物，采出氣中甲烷含量一般大于99%[9]，常規(guī)天然氣中甲烷含量一般也在85%以上，因此兩者的主體成分大體相同，均為甲烷，其主要差異性如下：

1）礦藏存在的方式不同。南海天然氣水合物礦藏在其埋藏條件下是固體，埋深在海底泥面300 m以內(nèi)。含水合物層沉積物為松散的青灰色（含）鈣質(zhì)生物的黏土質(zhì)粉砂和（含）鈣質(zhì)生物的粉砂[10]，為泥質(zhì)粉砂型礦藏，地質(zhì)結(jié)構(gòu)不穩(wěn)定。天然氣水合物在相變分解時儲層中砂粒間的膠結(jié)力減小，使得大量砂粒脫離原始狀態(tài)而混于產(chǎn)物中。常規(guī)天然氣主要以游離氣體的狀態(tài)存在于巖石縫隙中，埋深在海底泥面1 000 m以下，地質(zhì)結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，可有計劃地控制開采。

2）單井產(chǎn)量相差懸殊，天然氣水合物的開采主要是通過降壓、加熱等方式使其發(fā)生相變，采出氣的溫度和壓力相對較低，屬于被動性開采，目前單井產(chǎn)量在3×104m3/d左右。常規(guī)天然氣主要靠地層正壓產(chǎn)出，具有高溫高壓的特點，單井產(chǎn)量介于50×104～100×104m3/d，地層能量充足，生產(chǎn)周期長達10年。

基于以上差異性，對于天然氣水合物采出氣的生產(chǎn)處理要求，相對于常規(guī)天然氣主要有以下不同：

1）南海天然氣水合物礦藏類型為泥質(zhì)粉砂型，導致采出氣中含有一定量的細砂，對海上生產(chǎn)系統(tǒng)提出防砂和處理的要求；

2）天然氣水合物限于開采方式，單井產(chǎn)量有限，其產(chǎn)量約為常規(guī)天然氣單井產(chǎn)量的5%～10%。故在同等產(chǎn)量規(guī)模下，水下生產(chǎn)井數(shù)量將會約10倍于常規(guī)天然氣生產(chǎn)井數(shù)量。

2.4 兩種全海式開發(fā)工程模式的適用性分析

基于天然氣水合物采出氣與常規(guī)天然氣田采出氣的差異性和生產(chǎn)處理要求的不同，兩種全海式開發(fā)工程模式的優(yōu)缺點比較如表1所示。

表1 兩種全海式開發(fā)工程模式的優(yōu)缺點比較表

從表1可以看出，以“FPU+FLNG”為主的開發(fā)工程模式適用性廣；立管和單點系泊系統(tǒng)技術(shù)要求相對較低，易于實現(xiàn)；FLNG功能相對單一，技術(shù)和資金風險低；浮式生產(chǎn)裝置可以提供鉆修井服務(wù)，減少后期運營費用。因此，建議選用“FPU+FLNG”的開發(fā)工程模式作為未來天然氣水合物全海式開發(fā)工程模式的優(yōu)選模式。

3 深水天然氣水合物開發(fā)關(guān)鍵裝備的適用性和選型探討

在以“FPU+FLNG”為主的開發(fā)工程模式中，關(guān)鍵裝備主要有水下生產(chǎn)系統(tǒng)、FPU和FLNG。基于天然氣水合物采出氣的差異性和生產(chǎn)處理要求對關(guān)鍵裝備的適用性和選型進行探討。

3.1 水下生產(chǎn)系統(tǒng)

水下生產(chǎn)系統(tǒng)主要由水下井口/圣誕樹，跨接管，水下基盤、水下管匯、立管、臍帶纜、水下控制系統(tǒng)組成。從20世紀50年代第一口水下井口投入生產(chǎn)到現(xiàn)在，水下生產(chǎn)系統(tǒng)技術(shù)得到快速發(fā)展，技術(shù)已經(jīng)相當成熟。現(xiàn)在全球已經(jīng)應(yīng)用超過5 000套水下圣誕樹。目前水下圣誕樹的最大設(shè)計工作水深達3 050 m，適用溫度范圍為-46～180℃，最大額定工作壓力103.5 MPa，安裝水深達到2 934 m[11]。我國南海油氣田從1996年開始應(yīng)用水下圣誕樹，目前已有10個左右油氣田采用水下圣誕樹完井，應(yīng)用最大水深達到1 457 m。

南海天然氣水合物開發(fā)先導試驗區(qū)水深在1 000～1 500 m之間，其外部環(huán)境條件與現(xiàn)有用于南海深水油氣田開發(fā)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)一致，主要的不同在于內(nèi)部流體，根據(jù)前述天然氣水合物采出氣和常規(guī)天然氣的差異性：常規(guī)天然氣田采出氣具有高產(chǎn)量、高溫度、高壓力的特點，天然氣水合物采出氣具有低產(chǎn)量、低溫度、低壓力的特點。因此，從技術(shù)角度看，用于常規(guī)天然氣開采的水下生產(chǎn)系統(tǒng)技術(shù)難度更高，現(xiàn)有的水下生產(chǎn)系統(tǒng)技術(shù)可以應(yīng)用于天然氣水合物的開采。

廣東省計劃2030年后在水合物開發(fā)先導試驗區(qū)形成年產(chǎn)10×108m3天然氣的產(chǎn)能。測算出天然氣的日產(chǎn)量將超過300×104m3。如果使用常規(guī)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)，投資和運營成本非常昂貴。在天然氣水合物大規(guī)模開采中，應(yīng)基于水合物采出氣的特點，在常規(guī)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的基礎(chǔ)上進行適當簡化和改造，走超輕型、小型化和智能化之路，盡可能降低天然氣水合物的開發(fā)成本。

3.2 FPU

FPU即浮式生產(chǎn)裝置，是深水油氣資源開發(fā)的重要裝備。常見的浮式生產(chǎn)裝置主要包括張力腿平臺（TLP）、單柱式平臺（Spar）、半潛式生產(chǎn)平臺（SEMI）[12]。其類型的篩選主要取決于采氣方式、作業(yè)水深和建造工藝等因素。常規(guī)深水天然氣田的采氣方式有濕式（圣誕樹置于海底）、干式（圣誕樹置于平臺甲板）和干濕結(jié)合3種模式，不同類型的采氣方式對浮式生產(chǎn)裝置的選型有很大的影響。根據(jù)天然氣水合物采出氣和常規(guī)天然氣的差異性，大規(guī)模生產(chǎn)時生產(chǎn)井數(shù)量非常多，如果采用干式采氣，每個井口會占用一定的平臺空間，井口數(shù)目增多則會要求增大平臺尺寸和平臺結(jié)構(gòu)，以能承受足夠大的井口設(shè)備的附加重量[13]。同時將配備數(shù)量眾多的立管，技術(shù)復雜性和投資成本將大大增加。因此天然氣水合物采氣方式采用濕式采氣較為合適。

張力腿平臺（TLP）通常適用于干式采氣，目前張力腿平臺極限作業(yè)水深為1 500 m，但該水深的張力筋腱費用非常高[14]。平臺本身的投資成本遠高于其他類型的浮式平臺，因其對立管類型有要求，無法適應(yīng)價格低、技術(shù)成熟的鋼懸鏈立管（SCR），只能采用昂貴的柔性立管，這樣立管投資遠高于其他類型的浮式平臺，無技術(shù)和經(jīng)濟上的優(yōu)勢。

單柱式平臺（Spar）在干式采氣中應(yīng)用最為常見，平臺作業(yè)水深范圍為500～3 000 m。迄今為止國內(nèi)船廠沒有單柱式平臺的建造經(jīng)驗，其船體安裝包括拖航、浮卸、安裝螺旋板、濕拖、扶正等，海上安裝工作量巨大，其上部模塊的安裝和調(diào)試復雜，平臺最大的優(yōu)點在于對鋼懸鏈立管（SCR）適應(yīng)性最佳[14]，但平臺整體投資較高。

半潛式生產(chǎn)平臺（SEMI）在常規(guī)深水油氣田開采中使用最為普遍，尤其在墨西哥灣被石油公司大量使用。半潛式生產(chǎn)平臺最開始是由成熟的半潛式鉆井平臺衍生改造而來，發(fā)展到現(xiàn)在有專用于油氣生產(chǎn)處理的半潛式生產(chǎn)平臺。這種半潛式生產(chǎn)平臺與半潛式鉆井平臺的結(jié)構(gòu)形式相比較，上部甲板由箱形結(jié)構(gòu)改為桁架式結(jié)構(gòu)，平行式雙浮體改為環(huán)形下浮體，增加平臺吃水以提高運動性能，且對不同類型立管的適應(yīng)性強，可以滿足價格低廉、技術(shù)成熟的鋼懸鏈立管（SCR）的使用要求，從而節(jié)省大量的投資成本。目前國內(nèi)多個大型船廠具有豐富的深水半潛式鉆井平臺建造經(jīng)驗，中海油具有豐富的上部工藝處理模塊設(shè)計和建造經(jīng)驗。綜上所述，國內(nèi)在半潛式平臺方面具有設(shè)計、建造和使用等多方面優(yōu)勢。

通過對張力腿平臺（TLP）、單柱式平臺（Spar）和半潛式平臺（SEMI）的對比，基于天然氣水合物采出氣的特點，綜合考慮設(shè)計、建造、安裝、立管選用等因素，推薦半潛式平臺（SEMI）作為南海天然水合物開發(fā)的浮式生產(chǎn)裝置類型。

3.3 FLNG

FLNG即浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置，核心技術(shù)包括單點系泊系統(tǒng)、LNG儲卸系統(tǒng)、液化工藝系統(tǒng)等，由于其單點系泊系統(tǒng)和LNG儲卸系統(tǒng)，與常規(guī)天然氣所采用的FLNG并無本質(zhì)不同，此處將針對性地探討適用于先導試驗區(qū)水合物開發(fā)的FLNG液化工藝系統(tǒng)。

作為FLNG的核心技術(shù)，天然氣液化工藝對FLNG的建造運營費用、運行穩(wěn)定性和整個系統(tǒng)的安全性影響巨大。在滿足生產(chǎn)需求和控制成本的前提下，應(yīng)用于天然氣水合物開發(fā)的天然氣液化技術(shù)及其相關(guān)設(shè)備的選擇，對于減小投資風險、增強方案的可行性至關(guān)重要。目前在陸地上應(yīng)用的天然氣液化技術(shù)比較成熟，而南海海上作業(yè)的特殊性（臺風、波浪、作業(yè)空間等因素）要求海上天然氣液化工藝系統(tǒng)的安全性、簡潔性、緊湊性、環(huán)境適應(yīng)性等方面比陸地高得多。我國陸地上第一套天然氣液化裝置于2001年建成，天然氣液化能力為15×104m3/d，采用丙烷預冷—混合制冷劑的液化工藝。從調(diào)研的國際上FLNG液化工藝來看，級聯(lián)式工藝、混合制冷劑（MR）工藝及膨脹制冷這3種基本類型的液化工藝都有采用。其中，混合制冷劑工藝因其具有效率高、功耗小、流程簡單、設(shè)備少等優(yōu)點而比較適合海上特殊的作業(yè)環(huán)境[15]。

基于天然氣水合物開發(fā)先導試驗區(qū)采出氣產(chǎn)量，在主流的液化工藝中選取一些關(guān)鍵指標進行對比，找出哪種工藝比較適用于先導區(qū)水合物的開發(fā)。主要液化工藝指標對比如表2所示[16]。

由表2可知，從比功耗上看，氮膨脹技術(shù)單位能耗最高，單混合制冷劑技術(shù)次之，級聯(lián)式、丙烷預冷-混合制冷劑和雙混合制冷劑技術(shù)單位能耗最?。粡膯尉€產(chǎn)能上看，氮膨脹技術(shù)產(chǎn)能最小，單混合制冷劑技術(shù)次之，級聯(lián)式、丙烷預冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術(shù)單線產(chǎn)能最大；從占地面積來看，氮膨脹技術(shù)占地面積最小，單混合制冷劑技術(shù)次之，丙烷預冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術(shù)占地面積較大，級聯(lián)式最大；從設(shè)備投資來看，單混合制冷劑技術(shù)設(shè)備投資最小，氮膨脹技術(shù)次之，丙烷預冷—混合制冷劑和雙混合制冷劑技術(shù)設(shè)備投資較大，級聯(lián)式最大[16]。

表2 主要液化工藝指標對比表

基于天然氣水合物開發(fā)先導試驗區(qū)年產(chǎn)10×108m3天然氣的產(chǎn)能，估算出液化天然氣年產(chǎn)量達71×104t，按表2中所列液化工藝的單線產(chǎn)能指標，單混合制冷劑技術(shù)和氮膨脹技術(shù)比較適合，綜合考慮兩者的比功耗、占地面積、設(shè)備投資、未來擴產(chǎn)等因素，推薦采用單混合制冷劑液化技術(shù)。

4 結(jié)論

在天然氣水合物全海式開發(fā)工程模式方面，借鑒深水油氣田2種典型的全海式開發(fā)工程模式，結(jié)合天然氣水合物采出氣與常規(guī)天然氣的差異性，對兩種工程模式用于天然氣水合物開發(fā)的適用性進行了分析，建議選用“FPU+FLNG”的開發(fā)工程模式作為未來天然氣水合物全海式開發(fā)的優(yōu)選模式。

在天然氣水合物開發(fā)關(guān)鍵裝備方面，需要適時開展適用于1 500 m水深天然氣水合物開發(fā)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)的研制和工程化應(yīng)用。根據(jù)天然氣水合物采出氣的特性，著力研發(fā)經(jīng)濟型深水半潛式生產(chǎn)平臺（SEMI）和浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置（FLNG），對緊湊型、安全性好、液化工作效率高、對船體運動敏感性低的液化工藝等關(guān)鍵工程技術(shù)進行開發(fā)。

南海天然氣水合物開發(fā)屬于新生事物，但隨著天然氣水合物高效開采方式的不斷突破和地質(zhì)成藏理論的日趨成熟，天然氣水合物的商業(yè)化開發(fā)會逐步實現(xiàn)。本文研究成果，對于南海神狐海域天然氣水合物轉(zhuǎn)入商業(yè)化的開發(fā)工程模式選擇和關(guān)鍵開發(fā)裝備選型，具有一定的參考意義。