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1、浮式LNG生产储卸装置关键设计技术对比分析海洋蕴藏着丰富的天然气资源,已探明的储量大约是60×1012m3,约占世界天然气储量1/3。在能源需求紧张、环境污染加剧的双重压力下,世界各国都对开采和利用海上天然气资源高度重视。由于海底铺设天然气输送管道的技术难度、生态环境及高额费用等问题,多年来,研究人员一直致力于实现在浮动生产储卸装置(FPSO)上使海洋天然气直接液化并储存,然后通过LNG船运输到世界各地。但是,相对于陆上天然气,海上天然气的开发不仅环境严峻、技术难度大,且投资巨大、建设周期长、风险性较大。另外,自20世纪90年代以来,海洋天然气开发已从大规模集中型逐渐转向小规
2、模分散型,油田伴生气和边际气田开发日益受到重视。油田伴生气,即海上石油生产的“副产品”气体,这类气体通常不能以经济可行的方法进行处理并送到岸上。除了很少一部分得到应用(主要是用作采油平台上的能源),通常被燃烧后放散。这种方式已越来越不被接受,替代的方式似乎只能是将其重新回注到地下。从近期来说,这种方法在提高石油产量方面可能是有益的,但是当气油比不可避免地增加时,最终也将是有害的。油田伴生气的典型状况是,气体储量小于280亿立方米并富含天然气液体(NGL)/凝析液,其中的一些成分可被在生产石油的FPSO上经处理后脱除。边际气田,即通常从远离陆地或其他任何气田设施的分散气田开采出
3、的气体,这类气田经经济论证往往不宜建设管线将气体输送到岸上进行处理和使用。边际气体经常在深水(深度超过1000m)或与其他任何设施相距遥远(超过250km)的区域被发现。边际气田一般是不开采的,因为在没有技术和经济可行的手段外输气体时钻井采气是没有意义的。目前认为,伴生气田和边际气田的开采需要一种直接在海上进行处理的解决方案。作为一种新型边际气田开发技术,浮式LNG生产储卸装置FPSO(LNG-FPSO),集LNG生产、储存与卸载于一身,简化了边际气田的开发过程。该装置因为投资低、建造周期短、便于迁移的优点而备受青睐。LNG-FPSO可看作一座浮动的LNG生产接收终端,直接系
4、泊于气田上方进行液化并储存,不需要先期进行海底输气管道、LNG工厂和码头的建设,降低了开发成本。LNG-FPSO装置可采用生产工艺流程模块化技术,各工艺模块可在全球范围内选择厂家同时进行加工制造,然后在保护水域进行总体组装,缩短建造安装周期,加快气田的开发速度。另外,浮式LNG装置远离人口密集区,对环境的影响较小。该装置便于迁移,可重复使用,当开采的气田枯竭后,可由拖船拖曳至新的气田投入生产,特别适合边际气田的开发利用。近年来世界主要油气公司对开采利用油田伴生气日益重视,投入力量进行研究开发,针对不同环境和气源组分情况,提出了回收海洋油田伴生气的流程和装置,包括浮式油气综合开
5、采FPSO和浮式液化天然气(FLNG)方案。浮式LNG装置可分为在驳船、油船基础上改装的LNG生产储卸装置和海上平台上新建的LNG生产储卸装置,并在气体净化和液化工艺流程、储存系统、卸载方式及总体布局等各环节进行了一系列的开发工作,积累了一定的经验。但是,海上石油伴生气的液化及储存是一个复杂的系统工程,对装置有特殊的要求,主要体现在:(1)在狭小场地上LNG流程选择及设备管路布置;(2)海浪和船体的晃动对设备运行带来的不利影响因素;(3)海上LNG储槽中液体晃动构成特殊的安全问题;(4)LNG从FPSO向运输船的卸载外输;(5)FPSO上动力自给问题。虽然已经提出了一些专利和
6、概念设计,但由于上述关键技术问题没有得到有效解决,目前世界上还没有浮式LNG装置。基于上述研究背景,根据我国近海海域情况,特别是南海海域的自然条件及油田伴生气源组分特点,针对浮式LNG生产储卸装置的关键技术开展了一系列的研究,包括FPSO总体方案、净化流程工艺、液化流程工艺、LNG储存、LNG卸载运输、FPSO动力、安全与平面布局等。图1为浮式LNG生产储卸装置系统流程示意图。本文将对上述问题做扼要阐述。图1 浮式LNG生产储卸装置系统流程示意图1.1FPSO总体方案作为一项复杂的系统工程,首先需要考虑浮式LNG-FPSO的总体方案。装置的总体设计还取决于地理位置、供气量、船
7、运距离、用户对气体的品质要求等。在此考察LNG生产能力在1~1.5Mt·a-1范围(这是目前多数概念设计选取的范围)的中型液化装置相关的问题。通过对所需相关技术进行对比分析,以此确定一个按照目前的技术在条件合适时可以实现的合理方案。原料气来自位于南海的一座石油FPSO,因富含液化石油气(LPG)组分,该组分需要分离并外输。要把气体转化为LNG和其他产品需要克服许多技术挑战。国外各大油气公司在这方面开展了大量卓有成效的工作,可以参考借鉴。1992～2000年,以BouyguesOffshore为首的几家欧
