(中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)公司，天津 300457)

南海FLNG關(guān)鍵技術(shù)分析

徐業(yè)峻

(中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)公司，天津 300457)

針對浮式液化天然氣生產(chǎn)儲存外輸裝置在南海氣田開發(fā)中的適應(yīng)性問題，考慮南海深水及惡劣海況，從工藝系統(tǒng)、LNG存儲、外輸方式等方面，提出適合南海氣田FLNG開發(fā)的技術(shù)方案，并探討臺風(fēng)期間FLNG不解脫BOG處理問題。

FLNG；工藝系統(tǒng)；LNG存儲；外輸；BOG

浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置(floating liquid natural gas FLNG)由船體、上部工藝模塊、液貨艙、系泊系統(tǒng)和外輸系統(tǒng)組成[1-2]，國外的FLNG均是針對溫和海域設(shè)計的(馬拉西亞、西非等海域)。我國南海存在豐富的深海天然氣資源[3-4]，但海況惡劣。若將FLNG設(shè)施應(yīng)用在南海氣田，就需要進(jìn)行深入研究，考慮以南海氣田L(fēng)S22-1作為目標(biāo)氣田，分析工藝系統(tǒng)、LNG存儲、外輸、臺風(fēng)期間是否解脫等關(guān)鍵技術(shù)。

1 油田描述

目標(biāo)氣田陵水22-1氣田(LS22-1-1)位于瓊東南盆地陵水凹陷中央峽谷內(nèi)，離海南島三亞市149 km，距崖13-1氣田160 km，水深1 336 m，距離崖城管線約80 km，距離崖城13-1氣田平臺約160 km。

LS22-1-1探明儲量約110億m3，氣田開發(fā)擬采用FLNG+水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開發(fā)方式，水下生產(chǎn)設(shè)施與FLNG之間通過海管和臍帶纜連接。水下生產(chǎn)系統(tǒng)采出的氣和液經(jīng)由海管通過單點滑環(huán)送至FLNG上部處理設(shè)施處理，天然氣和凝析油處理合格后分別進(jìn)行儲存和外輸，生產(chǎn)污水進(jìn)入生產(chǎn)水處理系統(tǒng)處理達(dá)標(biāo)后排海。

主要新建工程設(shè)施包括以下項目(見圖1)。

圖1 氣田開發(fā)方案示意

1)新建1艘FLNG及1套單點系泊系統(tǒng)(SPM)。

2)新建1套水下生產(chǎn)系統(tǒng)，包括：1套PLEM、

2套濕式采氣樹、1條臍帶纜、水下生產(chǎn)系統(tǒng)配電和控制系統(tǒng)。

3)新建1條2.3 km直徑10 in由叢式井管匯至FLNG的立管。

4)新建1條2.3 km由FLNG至水下分配單元的臍帶纜。

3 選型分析

3.1 工藝系統(tǒng)

由于海上作業(yè)環(huán)境特殊，F(xiàn)LNG液化工藝的選擇主要從處理能力、船體甲板空間和負(fù)荷能力以及船體的穩(wěn)定性等方面考慮，應(yīng)滿足以下要求。

①處理規(guī)模；②安全可靠；③抗晃動能力，船體的晃動不會明顯地影響其性能；④流程簡單、設(shè)備緊湊、占地少、滿足海上浮式生產(chǎn)安裝需要；⑤液化工藝對不同產(chǎn)地的天然氣適應(yīng)性強(qiáng)，熱效率高； ⑥安全可靠，船體的晃動不會明顯地影響其性能；⑦能夠快速啟動與停止運(yùn)行；⑧生產(chǎn)自動化程度高，裝置運(yùn)行可靠性強(qiáng)。

不同工藝系統(tǒng)相對效率對比見表1。

表1 不同工藝系統(tǒng)相對效率對比

對于雙級氮膨脹制冷與氮甲烷膨脹制冷工藝，雖然氮甲烷膨脹制冷工藝系統(tǒng)功耗略小于雙氮膨脹制冷工藝，但是氮甲烷膨脹制冷工藝由于可燃?xì)怏w甲烷介質(zhì)的加入，增加了對設(shè)備防爆性能的要求，增加了設(shè)備成本。同時氮甲烷制冷工藝存在相態(tài)變化，增加了抗晃動的敏感性，一般不推薦用于浮式液化生產(chǎn)裝置；而單級氮膨脹工藝由于受到壓縮機(jī)及驅(qū)動選型的限制，可以用于小微型浮式液化生產(chǎn)裝置中，但由于高系統(tǒng)功耗一般也不推薦采用[5-6]。

通過分析國際上現(xiàn)有的各種方案和專利歸納，以及可用于設(shè)備布置的場地面積和工作壞境的特殊要求，認(rèn)為雙級氮膨脹液化工藝、單混合冷劑液化、雙混合冷劑液化工藝技術(shù)相對FLNG來

講都比較適合，并且都有著FLNG工程化應(yīng)用實例。FLNG工程化應(yīng)用實例見表2。

表2 FLNG工程化應(yīng)用實例

氮氣膨脹液化流程由于碳?xì)浠衔锏膬Υ媪匡@著減少，安全性得到較大提高；流程簡單、設(shè)備緊湊，容易實現(xiàn)模塊化，占地面積也較?。还ぷ骺煽?、運(yùn)行方便、適應(yīng)性強(qiáng)。缺點是能耗較高，增加了膨脹機(jī)，設(shè)備初期投資高，但運(yùn)行成本和維護(hù)費用相對要低。由于燃料在FLNG的總體成本中不是重要的成本項，其絕對成本只占總成本的較小份額。尤其考慮到設(shè)備布罝的場地面積和海上作業(yè)的特殊工作環(huán)境，所以氮膨脹循環(huán)流程綜合技術(shù)和安全指標(biāo)最優(yōu)越，雙氮膨脹液化工藝更適合南海FLNG。

LNG工藝流程(見圖2)，原料氣經(jīng)轉(zhuǎn)塔氣滑環(huán)進(jìn)入上部模塊生產(chǎn)管線，經(jīng)油氣水三相分離和預(yù)處理(脫汞、脫CO2、脫水)后，深度處理后的天然氣進(jìn)入液化模塊進(jìn)行液化，產(chǎn)生的LNG經(jīng)閃蒸后進(jìn)入LNG艙；二級分離器分離出的凝析油經(jīng)穩(wěn)定后進(jìn)入凝析油艙。

圖2 LNG工藝流程

3.2 圍護(hù)系統(tǒng)

選用合適的圍護(hù)系統(tǒng)對FLNG來說是極其重要的。圍護(hù)系統(tǒng)大致由以下幾部分組成：屏蔽層、絕緣層、其他介質(zhì)層、支撐結(jié)構(gòu)[7-8]。

為了確定陵水22-1 FLNG項目最合適的圍護(hù)系統(tǒng)，對比分析以下幾個關(guān)鍵技術(shù)：船體艙容利用率、主甲板面積利用率、圍護(hù)系統(tǒng)的可靠性、圍護(hù)系統(tǒng)的建造、檢驗及維修、圍護(hù)系統(tǒng)的晃蕩問題、船體結(jié)構(gòu)鋼級及加熱系統(tǒng)。

圍護(hù)系統(tǒng)的主要作用是將超低溫的LNG與船體結(jié)構(gòu)隔離并實現(xiàn)保溫存儲的作用，經(jīng)過對現(xiàn)有艙型的性能分析和比較，適合陵水FLNG的液艙圍護(hù)系統(tǒng)有IHI公司的SPB型艙，(見圖3)和GTT公司的薄膜型艙(見圖4)，2種艙的特點比較見表3。

圖3 SPB型艙

圖4 薄膜型艙

表3 SPB艙和薄膜型艙的特點比較

從技術(shù)角度選擇，2種圍護(hù)系統(tǒng)均可應(yīng)用于FLNG裝置上。但目前采用薄膜型技術(shù)的LNG運(yùn)輸船已超過300艘，另有80余艘LNG運(yùn)輸船和10艘FSRU正在建造。在FLNG方面，正在建造

的Prelude和PFLNG1項目均采用薄膜型液貨艙。中海油氣電集團(tuán)建造和租賃的多艘LNG運(yùn)輸船同樣采用了薄膜型液貨艙。而SPB現(xiàn)僅有2艘LNG運(yùn)輸船在運(yùn)營。借鑒LNG運(yùn)輸船和在建FLNG圍護(hù)系統(tǒng)的選擇情況，同時考慮上部模塊布置、建造成本和國內(nèi)自主建造等因素，且鑒于SPB型圍護(hù)系統(tǒng)的建造與供貨還存在一定的風(fēng)險，F(xiàn)LNG采用薄膜型(GTT NO96型)圍護(hù)系統(tǒng)。

3.3 外輸方式

LNG外輸系統(tǒng)應(yīng)滿足氣田所要求的最大外輸能力，并實現(xiàn)最短的外輸時間[10-12]。

海上旁靠剛性臂卸料系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與傳統(tǒng)陸上卸料系統(tǒng)相近。為克服2船相對運(yùn)動帶來的影響，在陸上卸料系統(tǒng)的基礎(chǔ)上增加輔助連接系統(tǒng)。目前技術(shù)相對成熟，但在應(yīng)用時受波浪及2船相對運(yùn)動的制約。主要優(yōu)點： 成本低、無需對標(biāo)準(zhǔn)LNG運(yùn)輸船進(jìn)行任何改造、全部采用陸上LNG項目的成熟技術(shù)；主要缺點和不足：2船距離較近，船舶運(yùn)動補(bǔ)償能力較弱。能夠適應(yīng)的波高較低，一般為2.5 m。

海上串靠剛性臂卸料系統(tǒng)是近年開發(fā)的新型卸料系統(tǒng)，見圖5。其采用的關(guān)鍵部件已廣泛應(yīng)用于旁靠剛性臂卸料系統(tǒng)，在FLNG船尾和LNGC的船首加裝了一套支撐結(jié)構(gòu)，用于FLNG和LNGC的串聯(lián)連接。串靠剛性臂卸料系統(tǒng)具有較強(qiáng)的運(yùn)動補(bǔ)償能力，兩船間距離可達(dá)60-115 m。能夠在有效波高達(dá)5.5 m的狀況下正常工作。主要優(yōu)點：兩船間安全距離較大；能夠適應(yīng)高達(dá)5.5 m的波高。主要缺點和不足：設(shè)備費用高昂；需要對LNGC進(jìn)行改造；缺乏工程項目應(yīng)用業(yè)績。

圖5 串靠剛性臂卸料系統(tǒng)

旁靠和串靠外輸系統(tǒng)比較見表4。

表4 旁靠和串靠系統(tǒng)的比較

海域年平均浪高1.79 m，最大浪高9.88 m，每年浪高≥2.5 m的頻率為21.6%，總天數(shù)99.8 d。受季風(fēng)影響，浪高分布很不均勻，每年3～9月份，浪高大于2.5 m的頻率較低，維持在15%以下。每年10月份至次年2月份，浪高大于2.5 m的頻率較高，維持在25%以上，最高月份(12月份)高達(dá)56%。根據(jù)現(xiàn)有基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和條件，從滿足FLNG作業(yè)天數(shù)(特別是海況條件惡劣的10月份到次年2月份)要求考慮，串靠剛性臂卸料系統(tǒng)適合南海海域氣田。

3.4 臺風(fēng)期間不解脫BOG處理問題

FLNG在臺風(fēng)期間不解脫方案能夠得以實施需解決人員避臺撤離后的BOG處理問題。目前中海油南海運(yùn)營的大部分FPSO在面臨強(qiáng)臺風(fēng)的正面襲擊時，通常采用不解脫、只撤人的避臺策略，一般的操作程序如下。

1)在主發(fā)電機(jī)組運(yùn)行的情況下，先人工啟動應(yīng)急發(fā)電機(jī)組，再人工停止主發(fā)電機(jī)組，并將相關(guān)系統(tǒng)進(jìn)行排空或放空。

2)30 min后，再手動停止應(yīng)急發(fā)電機(jī)、并切斷UPS供電。

3)最后一批人員乘直升機(jī)撤離FPSO。

4)避臺期間(96 h以內(nèi))，霧笛、障礙燈和標(biāo)志燈系統(tǒng)由蓄電池供電，對周圍船舶進(jìn)行航空和障礙警告，其他系統(tǒng)包括應(yīng)急發(fā)電機(jī)組和UPS均處于鎖閉狀態(tài)。

對于FPSO，貨艙主要存儲原油，性質(zhì)穩(wěn)定，在常溫下不需要對原油及其蒸發(fā)氣進(jìn)行處理。而對于FLNG，由于存儲低溫LNG，超低溫度，性質(zhì)不穩(wěn)定，常溫下會產(chǎn)生大量的蒸發(fā)氣(BOG)，必須對BOG進(jìn)行處理。

3.4.1 BOG處理方式一：貨艙蓄壓

由于存在LNG與貨艙之間的熱交換，低溫液貨艙內(nèi)的少量LNG會因吸熱而變成BOG。隨著BOG的不斷產(chǎn)生，液貨艙內(nèi)的壓力就會持續(xù)升高，如果對BOG不做任何處理(如再液化、焚燒或通過安全閥直接釋放等)，不斷升高的壓力很有可能會導(dǎo)致液貨艙破損。

根據(jù)IGC規(guī)則，LNG液貨艙的設(shè)計壓力一般為25 kPa。當(dāng)液貨艙壓力上升至設(shè)計壓力時，安全閥就會起跳。當(dāng)液貨艙壓力降至25 kPa以下，系統(tǒng)會按照預(yù)先設(shè)定的各組壓力進(jìn)行自動運(yùn)行或保護(hù)/報警，可以認(rèn)為液貨(艙)系統(tǒng)是在一定的背壓波動范圍內(nèi)進(jìn)行自動調(diào)整的。

如果LNG液貨艙的壓力按70 kPa設(shè)計，初步的內(nèi)部測算表明其蓄壓時間約為42 h(見圖6)。因此，如果撤人避臺期間不超過42 h，BOG不需要作特別處理，可將其直接儲存在液貨艙內(nèi)。

圖6 液貨艙蓄壓

3.4.2 BOG處理方式二：直接放空

當(dāng)避臺超過42 h，就需要將BOG通過透氣桅進(jìn)行放空。每個LNG貨艙都設(shè)有透氣管系，連接到透氣桅，實現(xiàn)對貨艙壓力進(jìn)行控制。臺風(fēng)期間貨艙產(chǎn)生的BOG，在達(dá)到貨艙的設(shè)計壓力時，透氣閥開啟，將BOG直接排入大氣中，但存在BOG因其他因素引起爆炸風(fēng)險，需做風(fēng)險分析。

按不同的風(fēng)速、風(fēng)向和透氣桅位置(包括高度)，需要用CFD軟件作進(jìn)一步分析，以確定甲烷擴(kuò)散、并達(dá)到5%～15%可燃體積分?jǐn)?shù)的分布范圍，確保在此期間不會因火星、雷電引燃而發(fā)生燃燒、爆炸。在BOG溫度-140 ℃、速度30 m/s、BOG排放桅高出工藝甲板25 m條件下，BOG擴(kuò)散范圍達(dá)40 m(見圖7)。而生活樓、透平進(jìn)氣口距離排放桅最近距離112 m，BOG不會進(jìn)入生活樓、直升機(jī)平臺及動力模塊，避臺期間BOG擴(kuò)散無爆炸風(fēng)險。

圖7 BOG擴(kuò)散分析

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On the Key Technologies of FLNG in South China Sea

XUYe-jun

(CNOOC Energy Technology & Services-Oil Production Services Company, Tianjin 300457, China)

The adaptability of the floating liquefied natural gas (FLNG) in developing gas field in the China south sea was analyzed. Considering the conditions of deep water and severe sea, the suitable technical scheme of gas field development in South China Sea was put forward from aspects of process system, LNG storage and transportation mode. The BOG problem of FLNG during the typhoon period was also discussed.

FLNG; process system; LNG storage; offloading; BOG

P751

A

1671-7953(2017)05-0148-05

2017-07-12

修回日期：2017-08-31

徐業(yè)峻(1981—)，男，碩士，工程師

研究方向：海上設(shè)施及關(guān)鍵設(shè)備