FLNG／FLPG工程模式及其經濟性評價

謝彬 王世圣 喻西崇 黃霞

中海油研究總院

FLNG／FLPG工程模式及其經濟性評價

謝彬 王世圣 喻西崇 黃霞

中海油研究總院

大型浮式液化天然氣FLNG（Floating Liquid Natural Gas）船／浮式液化石油氣FLPG（Floating Liquid Petroleum Gas）船是近年來海洋工程界提出的、主要用于深遠海氣田開發(fā)的工程裝置，是集海上天然氣液化、儲存和裝卸為一體的新型裝置，具有開采周期短、開采靈活、可獨立開發(fā)、可回收和可運移、無需管道輸送等特點，有可能是開發(fā)我國南海深遠海氣田重要的工程應用模式之一。為此，以南海某深水氣田作為目標氣田，對比分析了傳統的開發(fā)工程模式與FLNG／FLPG開發(fā)工程模式的經濟性，結果表明，采用該裝置開發(fā)深水天然氣田可節(jié)省投資。同時還分析了不同離岸距離對投資的影響，結論認為，使用該裝置對離岸距離不敏感。因此，FLNG／FLPG開發(fā)工程模式對離岸距離較遠的深遠海氣田具有較好的經濟性，是一種值得推廣的深遠油氣田開發(fā)工程模式。

FLNG／FLPG裝置 開發(fā)工程模式 深水天然氣田 經濟評價

隨著陸上可采天然氣資源越來越少，開發(fā)海上天然氣田特別是深海天然氣田已成為天然氣資源勘探和開發(fā)的必然趨勢［1］。大型浮式液化天然氣船FLNG（Floating Liquid Natural Gas）和浮式液化石油氣船FLPG（Floating Liquid Petroleum Gas）是近年來海洋工程界提出的、主要用于深遠海氣田開發(fā)的工程裝置。該裝置是集海上天然氣的液化、儲存和裝卸為一體的新型裝置，具有開采周期短、開采靈活、可獨立開發(fā)、可回收和可運移、無需管道輸送等特點，有可能是開發(fā)南海深遠海氣田重要的工程應用模式之一。FLNG／FLPG裝置目前還處于前沿技術研究階段，世界上還沒有正式投入運行，而且相關應用的關鍵技術都處在國外專利的保護中，世界上第一艘FLNG／FLPG裝置預計2013年正式投入使用。

我國近海天然氣資源豐富，總地質資源量約為5.9 ×1012m3，但資源分散，廣泛分布于珠江口盆地、鶯歌海盆地、瓊東南盆地、東海陸架盆地和渤海灣盆地，且其中相當一部分為深海氣田、邊際氣田和低品位天然氣資源。如南海北部陸架深水區(qū)天然氣地質資源量約1.6×1012m3，已發(fā)現探明儲量中約10.4%為邊際小氣田，此外尚有相當一部分為海上油田的伴生氣資源［2］。對于這些邊際氣田、深海天然氣及伴生氣資源，如采用傳統的平臺加外輸管線的建設方式，很多小氣田將因成本限制無法投入開采。但若采用FLNG技術，則可根據海上天然氣田的生產狀況靈活配置FLNG，在船上液化天然氣，再運至目的地，這對促進我國海域尤其是深海氣田、小型氣田開發(fā)，充分利用我國油氣資源具有重要意義。本文以我國南海某深水氣田為目標，分析了深海天然氣及伴生氣資源開發(fā)的工程模式并進行了經濟性評價，將傳統的開發(fā)工程方案與采用浮式液化天然氣生產儲卸裝置為主要設施開發(fā)工程方案進行了對比，得到了采用FLNG更為經濟的結論。

筆者涉及的FLNG／FLPG裝置實際上是一種深遠海天然氣田開發(fā)裝置，在該裝置上將原料氣經過預處理后得到LNG、LPG和凝析油3種產品，至于單獨的FLPG裝置不在本文的考慮范圍。

1 FLNG／FLPG技術與發(fā)展現狀

1.1 FLNG裝置系統及其關鍵技術

浮式液化天然氣生產儲卸裝置系統包括FLNG、LNG穿梭船和FSRU裝置。FLNG為浮式液化裝置，可代替岸上傳統的浮式液化天然氣工廠，LNG FPSO能夠漂浮在海上，具有處理和液化天然氣的功能，并可儲存和裝卸LNG。穿梭LNG船用于運輸和裝卸LNG。FSRU為浮式儲存和再氣化裝置，可取代傳統的LNG終端。FLNG、LNG穿梭船和FSRU裝置聯合起來可以實現海上天然氣的開采和運輸，替代傳統的天然氣開發(fā)方式。

浮式液化天然氣裝置系統的開發(fā)需解決一系列關鍵技術［3－4］，主要包括：①FLNG液化工藝；②FLNG設備和儲存；③FLNG裝載技術；④FLNG安全生產［5］。

1.2 技術發(fā)展現狀

FLNG技術基本成熟并已進入商業(yè)應用階段。已有多家船廠表示能夠設計建造FLNG，而且已經有船東正式訂造了FLNG［6］，表1給出了部分在建FLNG船的技術參數。

表1 部分在建FLNG船的技術參數表

2 該工程模式在南海深水氣田應用的經濟性評價

在國外深水石油天然氣傳統的開采技術已經成熟，天然氣開發(fā)的傳統工程模式都是采用管道外輸天然氣。傳統的開發(fā)模式與采用FLNG／FLPG裝置系統的區(qū)別是天然氣的外輸方式不同，因此經濟成本核算只是對比管道鋪設費用與FLNG／FLPG裝置設計、建造和安裝費用。

我國南海某深水氣田的開發(fā)工程方案為由水下生產系統采集的天然氣通過管道輸送到淺水平臺，經處理后再通過管道輸送到岸上終端［7－8］。

為了把傳統的天然氣開發(fā)模式與浮式液化天然氣裝置系統相對比，筆者以我國南海某深水氣田為目標，開采模式假定采用浮式液化天然氣裝置系統，設定不同的離岸距離進行經濟性評價，以獲得采用浮式液化天然氣裝置系統開發(fā)模式的最優(yōu)方案和兩種不同開發(fā)工程模式的對比結果。

2.1 FLNG／FLPG裝置投資分析

FLNG／FLPG裝置投資分析的各系統工程估價依據FLNG概念設計所確定的各個系統工程量清單，主要包括主工藝系統（預處理模塊、液化模塊）；船體及儲倉；系泊系統；操作費等，經過估算，大型FLNG／FLPG裝置總投資合計約為15.5億美元。

2.2 總體開發(fā)工程方案投資分析

以我國南海某深水氣田作為開發(fā)目標，將FLNG／FLPG開發(fā)工程模式應用于我國南海某深水氣田的開發(fā)，以此來比較和說明FLNG／FLPG工程模式在深水氣田開發(fā)中的優(yōu)勢。

2.2.1 兩種總體開發(fā)工程方案的投資分析

目前我國南海某深水氣田采用水下井口＋增壓平臺＋管道＋終端總體開發(fā)工程方案，對于該方案已形成經濟評價結果?，F依據實際工程的經濟評價基礎數據，對采用FLNG／FLPG＋水下井口＋氣化終端總體開發(fā)方案進行經濟評價，通過投資估算可以得出，采用FLNG／FLPG＋水下井口＋氣化終端的開發(fā)方案較我國南海某深水所采用的總體開發(fā)工程方案更為經濟，據經濟估算可節(jié)省約10多億美元，非常具有應用前景，但目前FLNG／FLPG尚無實際應用，還有待通過實踐檢驗后推廣應用。

2.2.2 不同離岸距離對投資的影響分析

分別對離岸距離為180、500和1 000海里（1海里＝1.852 km，下同）的FLNG／FLPG工程應用模式進行供應鏈分析（表2）。

表2 不同離岸距離的供應鏈分析表

可以看出，不同離岸距離LNG運輸船的凈艙容、運輸船的數量沒有變化，因此對投資沒有影響，只是在操作費上有差異。

2.2.3 配產

分年配產表見表3。

2.2.4 操作費

分析了離岸距離為180、500、1 000海里的年平均操作費分別為1.503 1、1.537 4和1.591 2億美元，結果表明，離岸距離對年平均操作費影響不明顯。

如果采用我國南海某深水氣田現有的水下井口＋增壓平臺＋管道＋終端的工程模式，距離為180海里時，年平均操作費為1.213 7億美元（主要包括淺水增壓平臺、終端和碼頭、水下生產系統維護等），比FLNG／FLPG工程模式年操作費稍小。

表3 產品產量表

2.2.5 氣價測算結果

假定項目在滿足基準收益率條件下，按照規(guī)定的評價參數，依據估算的投資和操作費測算出項目的氣價（倒算氣價），表4給出了兩種不同開發(fā)模式條件下的氣價測算結果。

可以看出，相同的離岸距離（180海里），采用FLNG／FLPG工程應用模式的全過程氣價（2.92元／m3天然氣）低于我國南海某深水氣田現有的水下井口＋增壓平臺＋管道＋終端的工程模式的氣價（3.4元／m3天然氣）；離岸距離對FLNG／FLPG工程應用模式的氣價影響不大，說明FLNG／FLPG裝置對于離岸距離不敏感，是深遠海深水氣田開發(fā)重要的工程應用模式。

表4 兩種不同開發(fā)模式條件下的氣價測算結果表 元／m3

2.2.6 評價結果

1）與傳統的開發(fā)模式相對比，采用FLNG／FLPG更為經濟，具有良好的應用前景，但目前由于FLNG／FLPG尚無實際應用，還有待通過實踐檢驗后推廣應用。

2）相同的離岸距離（180海里），采用FLNG／FLPG工程應用模式的全過程氣價（2.92元／m3天然氣）低于我國南海某深水氣田現有的水下井口＋增壓平臺＋管道＋終端的工程模式的氣價（3.4元／m3天然氣）；離岸距離對FLNG／FLPG工程應用模式的氣價影響不大；如果采用我國南海某深水氣田現有的水下井口＋增壓平臺＋管道＋終端的工程模式，距離為180海里時，年平均操作費為1.2137億美元（主要包括淺水增壓平臺、終端和碼頭、水下生產系統維護等），可以看出，比FLNG／FLPG工程模式年操作費稍小。

3）FLNG／FLPG裝置對于離岸距離不敏感，是深遠海氣田開發(fā)重要的工程應用模式。

3 結論

1）我國南海天然氣資源雖然豐富，但對于邊際小氣田、深海天然氣及伴生氣資源，若采用傳統的平臺加外輸管線的建設方式，很多小氣田將因成本限制無法投入開采。因此采用FLNG技術開發(fā)深海氣田、小型氣田，對充分利用我國油氣資源具有重要意義。

2）目前國外FLNG技術已基本成熟，并已開始建造FLNG船。我國應加大力度開展FLNG技術研究，為南海天然氣田開發(fā)做好技術儲備。

3）FLNG／FLPG工程應用模式對于開發(fā)深水和邊際天然氣田有較大優(yōu)勢，以我國南海某深水氣田作為目標氣田的經濟性評價結果表明，FLNG／FLPG裝置對于離岸距離不敏感，與傳統的開發(fā)模式相對比，采用FLNG／FLPG更具有經濟性，應用前景良好。

4）通過對離岸距離為180、500、1 000海里進行了操作費分析，結果表明，離岸距離對年平均操作費影響不明顯。

［1］陸家亮.中國天然氣工業(yè)發(fā)展形勢及發(fā)展建議［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（1）：8－12.

［2］張鳳久.我國南海天然氣開發(fā)前景展望［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（1）：17－20.

［3］萬波，李明亮，陳瑞峰，等.海上浮式裝置天然氣生產、凈化和液化工藝系統探討［J］.中國造船，2010，51（增刊2）：281－285.

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［5］趙文華，胡志強，楊建民，等.頻域范圍內液艙晃蕩對FLNG運動影響的研究［J］.船舶力學，2011，15（3）：227－237.

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［7］陳宏舉，周曉紅，王軍.深水天然氣管道流動安全保障設計探討［J］.中國海上油氣，2011，23（2）：122－125.

［8］周曉紅，郝蘊，衣華磊.荔灣3－1深水氣田開發(fā)中心平臺工藝設計若干問題研究［J］.中國海上油氣，2011，23（5）：340－343.

FLNG／FLPG engineering modes and their economy evaluation

Xie Bin，Wang Shishen，Yu Xichong，Huang Xia
（CNOOC Research Institute，Beijing 100027，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.99－102，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Large Floating Liquefied Natural Gas（FLNG）and Floating Liquefied Petroleum Gas（FLPG）units，suggested by the ocean engineering circle，are floating facilities for LNG／LPG production，storage and offloading.These floating facilities will become an important engineering mode for the development of deep and pelagic gas fields in South China Sea due to their advantages of short recovery circle，flexible recovery method，independent development，recoverability，mobility and non－pipeline transmission.Therefore，in a case study conducted in a certain deep water gas field in South China Sea，the economical efficiency is compared between the traditional development mode and the FLNG／FLPG development mode.The result shows that the latter can help save costs in developing deep－water gas fields.This study also demonstrates that there is no impact of different distances away from the bank on the investment when the FLNG／FLPG is actually adopted.In conclusion，the FLNG／FLPG units are with good economic efficiency especially for the development of those deep and pelagic oil and gas fields，thus is worth applying widely in such fields.

FLNG／FLPG，development engineering mode，deepwater gas field，economic evaluation

謝彬等.FLNG／FLPG工程模式及其經濟性評價.天然氣工業(yè)，2012，32（10）：99－102.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.024

國家“十一五”重大專項課題“大型FLNG／FLPG、FDPSO關鍵技術”（編號：2008ZX05026－006）。

謝彬，1962年生，教授級高級工程師，碩士；中國海洋石油總公司深水工程重點實驗室副主任，中海油研究總院技術研發(fā)中心副主任，總公司級專家；先后參與20余個海上油氣田開發(fā)工程建設，曾擔任國家高技術研究發(fā)展計劃（863計劃）、國家科技重大專項和中國海洋石油總公司重大項目負責人。地址：（100027）北京市東城區(qū)東直門外小街6號海油大廈技術研發(fā)中心。電話：（010）84523662。E－mail：xiebin＠cnooc.com.cn

2012－06－05 編輯 趙 勤）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.024

Xie Bin，professor－level senior engineer，born in 1962，holds an M.Sc.Degree.He is also associate director of the CNOOC Key La－boratory of Deepwater Projects.

Add：No.6，Dongzhimenwai Street，Dongcheng District，Beijing 100027，P.R.China

E－mail：xiebin＠cnooc.com.cn