俞华 陈观豪 汪建平 徐业俊

（中海油能源发展股份有限公司 北京 100010）

1 引言

随着陆地可动用天然气资源越来越少，勘探和开发海上天然气田是必然趋势。但海上天然气资源具有分散特点，南海气田有相当一部分为边际小气田。对于这些边际小气田，在周边无设施依托下，若采用传统的“一个气田，一套管线”开发方式，很多小气田因远离管网和天然气市场因素将使投资成本偏高而无法投入开采。利用浮式液化天然气（FLNG）装置作为一种新型的海上气田开发技术，以其投资相对较低，产能建设周期短，便于迁移二次使用和LNG市场灵活等优点而倍受关注。

中国对FLNG装置还处于科研阶段，国家工信部课题、国家“863”计划、国家重大专项课题都涉及对FLNG装置的研究，《国家能源科技“十二五”规划(2011-2015)》明确提出“开展深海天然气浮式装备（FLNG）设计、建造、集成等方面的关键技术研究以及相关关键设备和系统的研制，要求开发一型适应我国南海大型气田开发要求、舱容约30×104m3、液化天然气（LNG）年产量为200×104t～300×104t的浮式液化天然气生产储卸装置FLNG”。

2 FLNG 装置开发边际气田的配套产业分析

天然气产业最大的特点是上中下游形成了链条关系，上游包括天然气勘探和开发，中游主要指液化、运输环节，下游则包括终端接收、分销等环节，目前，上中下游产业发展已基本健全，为FLNG装置开发边际气田奠定了基础。

我国南海天然气勘探也已成熟，经过多年气田勘探，探明多个边际气田且存储丰富。下游用户需求强劲，预计年均增速将达10.8%，为满足需求，从北起辽宁、河北，南至海南、广西的中国沿海地区开展LNG接收站的研究和建设工作。目前“三桶油”公司投产或在建或规划在沿海建设24个LNG接收站，LNG接收已经形成了一定的规模。对于中游的LNG运输，其在产业链中扮演非常重要的角色，起着连接上游资源与下游用户间桥梁与纽带的作用。

3 FLNG 发展现状及关键技术

3.1 发展现状

FLNG具有处理、液化、储存和装卸天然气的功能，通过系泊系统定位于海上进行天然气开采，并定期通过LNG运输船将液化天然气运输到商业目的地。随着FLNG关键技术发展成熟，已对FLNG进行商业化运作，目前已有5艘FLNG处于在建或合同招标中。

3.2 关键技术

天然气与原油性质的差异造成了FLNG与FPSO在技术及性能方面的很大区别，液态LNG具有超低温、易晃荡、易蒸发等特点，必然要求FLNG技术更安全、更可靠。

3.2.1 液化工艺系统

天然气液化工艺设计，不仅考虑FLNG船体甲板有限面积，还要考虑海上运动环境(如风、浪、流等)对分离过程的影响，故工艺流程要有足够的适应性和高效性。目前，可用于FLNG天然气液化工艺，主要有3种液化工艺：级联式液化工艺、混合制冷剂液化工艺、膨胀制冷液化工艺。经性能对比，级联式液化工艺和丙烷预冷混合冷剂液化工艺对晃荡的敏感程度较高，抗晃动性能较差，一般不推荐用于FLNG中。氮膨胀液化工艺、单混合冷剂液化工艺和双混合冷剂液化工艺抗晃动性能较好，并已被在建的FLNG项目工程化应用。

3.2.2 LNG存储系统

LNG在储存过程中始终处在零下162℃左右的低温条件下，储罐的材料以及绝缘性至关重要。便于布置上部模块，FLNG需要考虑甲板面积，适用于FLNG的储罐为独立式棱柱型(SPB型)及薄膜型(GTT型)。在比选LNG存储系统时，需要考虑上部模块数量及重量、舱容利用率、经济性、建造方便性等。目前，在建的FLNG均采用GTT专利技术的薄膜型存储舱。

3.2.3 LNG卸料系统

FLNG装卸技术是关键技术中的难点，卸料方式有旁靠和串靠。旁靠外输是LNG船与FLNG装置旁靠系泊，两船并排系泊在一起,对海况的要求也特别高，通常其有义波高要求小于等于2.5m。同时也存在较大的安全隐患，因为两艘船舶平行系固在一起，一旦某艘船舶发生事故，另一艘船舶很难在短时间内分离开，将会造成较大的损失。此外，这种外输方式系船作业也相对繁琐，劳动强度较大。串靠外输方式对海洋环境条件要求不高，可在有义波高小于5m3的海洋环境条件下进行LNG的卸载作业。采用串靠方式卸载LNG时，FLNG船与LNG运输船的距离较远(可达70m~115m左右)，因此该方式相对比较安全，但无实践工程。目前，在建的FLNG因服役海域环境温和，均采用MFC公司的旁靠刚性臂外输系统。

4 南海边际气田工程开发模式

4.1 工程模式

根据目前中国海域的油气田开发特点，海上边际气田开发模式有两种模式：

4.1.1 无依托周边油气田设施开发

（1）独立开发模式是指通过新建FLNG、水下生产系统等海上设施，依靠自身的动力和油气水处理设施进行气田开采、处理气田产物，该模式节省海底管线投资费用的优点更为突出，在技术上避免了长距离管输带来的流动安全保障等一系列问题。

（2）半海半陆式开发的模式通常是指新建井口平台/钻采平台或中心平台，根据平台功能进行油气处理，通过上岸管线外输到陆地终端进行进一步处理、储存和外输。该模式多适用于靠近城市的气田开发，且需要下游用户得力支持。

4.1.2 依托周边油气田设施开发

指将气田处理合格的天然气或未经处理合格的生产物流管输到其他周边油气田已建的工程设施进行进一步的处理、储存和计量外输。该模式需要铺设油气田间的油气输送海底管道，当油气田距离周边可依托的油气田设施较近，需要铺设的海管距离较短时，采用该模式相对比较经济。

4.2 气田开发工程方案比选

陵水22-1气田位于南海北部大陆架西区的琼东南盆地内，距西北侧已生产的崖13-1气田160km，水深1336m，与浅水区（300m水深）的距离约70km，探明储量约150×108m3。

根据工程建设技术成熟程度、气田开发建设工期、气田建设投资、生产操作成本和整体技术可行性等多种因素出发，在无依托的两种开发方案中选择更加适合陵水22-1气田开发的方案。第二种开发方案因为浮式深水平台限制了动态立管和脐带缆数量、气田生产操作成本过高、海管多相流动保障困难、综合经济效益差等多方面原因，不适合深水边际气田开发。

4.3 FLNG 开发工程方案

根据陵水22-1气田的特点，在考虑中国南海台风、波浪高、离岸远等影响下，确定适合陵水22-1气田的开发工程方案，包括：

4.3.1 新建1艘13.8×104m3FLNG

（1）船体为双甲板双舷侧双底型式，首部设内转塔系泊，尾部设串靠刚性外输系统；

（2）生活楼位于船尾，顶部设有直升机起降平台；

（3）主甲板以下自首向尾，由水密横舱壁划分为首尖舱、单点舱、货舱、尾机舱和尾尖舱。货舱包括4对LNG货舱、1对凝析油货舱和1对污油水舱，各货舱间设有隔离空舱；

（4）船体及系泊系统可承受100年一遇的台风海况条件，船体设计年限30年，系泊系统水下部分设计年限20年；

（5）潜没式货油泵，工艺舱泵，液压泵站2套；

（6）LNG围护系统采用NO96薄膜型舱，隔离空舱设置加热系统；

（7）4台14.5MW透平发电站，1600kW应急电站；

（8）永久单点系泊系统，采用3×3布置方式，气相滑环1用1备，电滑环1用1备，光滑环1套,钢悬链立管；

（9）上部模块设计日处理天然气500×104m3，设计日产LNG7000m3，设计LNG年产量为120×104t（1.2MTPA）。

4.3.2 新建1条10寸2.3km海底混输管线,1条2.3km的脐带缆，动态段为陡波形并设浮力块。4.3.3新建1套水下生产系统。

5 总结和建议

通过研究南海陵水22-1气田开发方案，得到如下结论和建议：

5.1 南海气田开发模式的选择，在技术可行下，经济收益成为重要衡量指标。根据不同工艺系统对比估算，其自耗气可达8%~10%。如陵水22-1气田，设计FLNG的自耗气达9%，如果该气田储量较小，采用FLNG方案也是不经济的。

5.2 FLNG设计和运营上还未有成熟经验，建议在FLNG运营上借鉴成熟的大型FPSO运营经验。

5.3 LNG串靠卸载目前还没有成功应用实践，尤其在南海恶劣海况下，LNG卸料是限制南海FLNG方案的关键点，建议进一步掌握LNG串靠卸料系统技术。

5.4 建议以中小型FLNG为先导式开发方案对气田进行先期开发，之后再滚动开发附近一片区域气田。

5.5 FLNG投资费用高，建议通过设备国产化降低成本。

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