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(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

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(yuǎn)海氣田開發(fā)的工程裝置，是集海上天然氣液化、儲(chǔ)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(dú)立開發(fā)、可回收和可運(yùn)移、無需管道輸送等特點(diǎn)，有可能是開發(fā)我國(guó)南海深遠(yuǎn)海氣田重要的工程應(yīng)用模式之一。為此，以南海某深水氣田作為目標(biāo)氣田，對(duì)比分析了傳統(tǒng)的開發(fā)工程模式與FLNG／FLPG開發(fā)工程模式的經(jīng)濟(jì)性，結(jié)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(shí)還分析了不同離岸距離對(duì)投資的影響，結(jié)論認(rèn)為，使用該裝置對(duì)離岸距離不敏感。因此，F(xiàn)LNG／FLPG開發(fā)工程模式對(duì)離岸距離較遠(yuǎn)的深遠(yuǎn)海氣田具有較好的經(jīng)濟(jì)性，是一種值得推廣的深遠(yuǎn)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(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

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(shì)［1］。大型浮式液化天然氣船F(xiàn)LNG（Floating Liquid Natural Gas）和浮式液化石油氣船F(xiàn)LPG（Floating Liquid Petroleum Gas）是近年來海洋工程界提出的、主要用于深遠(yuǎn)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(chǔ)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(dú)立開發(fā)、可回收和可運(yùn)移、無需管道輸送等特點(diǎn)，有可能是開發(fā)南海深遠(yuǎn)海氣田重要的工程應(yīng)用模式之一。FLNG／FLPG裝置目前還處于前沿技術(shù)研究階段，世界上還沒有正式投入運(yùn)行，而且相關(guān)應(yīng)用的關(guān)鍵技術(shù)都處在國(guó)外專利的保護(hù)中，世界上第一艘FLNG／FLPG裝置預(yù)計(jì)2013年正式投入使用。

我國(guó)近海天然氣資源豐富，總地質(zhì)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(dāng)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(zhì)資源量約1.6×1012m3，已發(fā)現(xiàn)探明儲(chǔ)量中約10.4%為邊際小氣田，此外尚有相當(dāng)一部分為海上油田的伴生氣資源［2］。對(duì)于這些邊際氣田、深海天然氣及伴生氣資源，如采用傳統(tǒng)的平臺(tái)加外輸管線的建設(shè)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(shù)，則可根據(jù)海上天然氣田的生產(chǎn)狀況靈活配置FLNG，在船上液化天然氣，再運(yùn)至目的地，這對(duì)促進(jìn)我國(guó)海域尤其是深海氣田、小型氣田開發(fā)，充分利用我國(guó)油氣資源具有重要意義。本文以我國(guó)南海某深水氣田為目標(biāo)，分析了深海天然氣及伴生氣資源開發(fā)的工程模式并進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)，將傳統(tǒng)的開發(fā)工程方案與采用浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置為主要設(shè)施開發(fā)工程方案進(jìn)行了對(duì)比，得到了采用FLNG更為經(jīng)濟(jì)的結(jié)論。

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

1 FLNG／FLPG技術(shù)與發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 FLNG裝置系統(tǒng)及其關(guān)鍵技術(shù)

浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置系統(tǒng)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(tǒng)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(chǔ)存和裝卸LNG。穿梭LNG船用于運(yùn)輸和裝卸LNG。FSRU為浮式儲(chǔ)存和再氣化裝置，可取代傳統(tǒng)的LNG終端。FLNG、LNG穿梭船和FSRU裝置聯(lián)合起來可以實(shí)現(xiàn)海上天然氣的開采和運(yùn)輸，替代傳統(tǒng)的天然氣開發(fā)方式。

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

1.2 技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

FLNG技術(shù)基本成熟并已進(jìn)入商業(yè)應(yīng)用階段。已有多家船廠表示能夠設(shè)計(jì)建造FLNG，而且已經(jīng)有船東正式訂造了FLNG［6］，表1給出了部分在建FLNG船的技術(shù)參數(shù)。

表1 部分在建FLNG船的技術(shù)參數(shù)表

2 該工程模式在南海深水氣田應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

在國(guó)外深水石油天然氣傳統(tǒng)的開采技術(shù)已經(jīng)成熟，天然氣開發(fā)的傳統(tǒng)工程模式都是采用管道外輸天然氣。傳統(tǒng)的開發(fā)模式與采用FLNG／FLPG裝置系統(tǒng)的區(qū)別是天然氣的外輸方式不同，因此經(jīng)濟(jì)成本核算只是對(duì)比管道鋪設(shè)費(fèi)用與FLNG／FLPG裝置設(shè)計(jì)、建造和安裝費(fèi)用。

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

為了把傳統(tǒng)的天然氣開發(fā)模式與浮式液化天然氣裝置系統(tǒng)相對(duì)比，筆者以我國(guó)南海某深水氣田為目標(biāo)，開采模式假定采用浮式液化天然氣裝置系統(tǒng)，設(shè)定不同的離岸距離進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)，以獲得采用浮式液化天然氣裝置系統(tǒng)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(duì)比結(jié)果。

2.1 FLNG／FLPG裝置投資分析

FLNG／FLPG裝置投資分析的各系統(tǒng)工程估價(jià)依據(jù)FLNG概念設(shè)計(jì)所確定的各個(gè)系統(tǒng)工程量清單，主要包括主工藝系統(tǒng)（預(yù)處理模塊、液化模塊）；船體及儲(chǔ)倉；系泊系統(tǒng)；操作費(fèi)等，經(jīng)過估算，大型FLNG／FLPG裝置總投資合計(jì)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(guó)南海某深水氣田作為開發(fā)目標(biāo)，將FLNG／FLPG開發(fā)工程模式應(yīng)用于我國(guó)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(shì)。

2.2.1 兩種總體開發(fā)工程方案的投資分析

目前我國(guó)南海某深水氣田采用水下井口＋增壓平臺(tái)＋管道＋終端總體開發(fā)工程方案，對(duì)于該方案已形成經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果。現(xiàn)依據(jù)實(shí)際工程的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，對(duì)采用FLNG／FLPG＋水下井口＋氣化終端總體開發(fā)方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，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(guó)南海某深水所采用的總體開發(fā)工程方案更為經(jīng)濟(jì)，據(jù)經(jīng)濟(jì)估算可節(jié)省約10多億美元，非常具有應(yīng)用前景，但目前FLNG／FLPG尚無實(shí)際應(yīng)用，還有待通過實(shí)踐檢驗(yàn)后推廣應(yīng)用。

2.2.2 不同離岸距離對(duì)投資的影響分析

分別對(duì)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(yīng)用模式進(jìn)行供應(yīng)鏈分析（表2）。

表2 不同離岸距離的供應(yīng)鏈分析表

可以看出，不同離岸距離LNG運(yùn)輸船的凈艙容、運(yùn)輸船的數(shù)量沒有變化，因此對(duì)投資沒有影響，只是在操作費(fèi)上有差異。

2.2.3 配產(chǎn)

分年配產(chǎn)表見表3。

2.2.4 操作費(fèi)

分析了離岸距離為180、500、1 000海里的年平均操作費(fèi)分別為1.503 1、1.537 4和1.591 2億美元，結(jié)果表明，離岸距離對(duì)年平均操作費(fèi)影響不明顯。

如果采用我國(guó)南海某深水氣田現(xiàn)有的水下井口＋增壓平臺(tái)＋管道＋終端的工程模式，距離為180海里時(shí)，年平均操作費(fèi)為1.213 7億美元（主要包括淺水增壓平臺(tái)、終端和碼頭、水下生產(chǎn)系統(tǒng)維護(hù)等），比FLNG／FLPG工程模式年操作費(fèi)稍小。

表3 產(chǎn)品產(chǎn)量表

2.2.5 氣價(jià)測(cè)算結(jié)果

假定項(xiàng)目在滿足基準(zhǔn)收益率條件下，按照規(guī)定的評(píng)價(jià)參數(shù)，依據(jù)估算的投資和操作費(fèi)測(cè)算出項(xiàng)目的氣價(jià)（倒算氣價(jià)），表4給出了兩種不同開發(fā)模式條件下的氣價(jià)測(cè)算結(jié)果。

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

表4 兩種不同開發(fā)模式條件下的氣價(jià)測(cè)算結(jié)果表 元／m3

2.2.6 評(píng)價(jià)結(jié)果

1）與傳統(tǒng)的開發(fā)模式相對(duì)比，采用FLNG／FLPG更為經(jīng)濟(jì)，具有良好的應(yīng)用前景，但目前由于FLNG／FLPG尚無實(shí)際應(yīng)用，還有待通過實(shí)踐檢驗(yàn)后推廣應(yīng)用。

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

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

3 結(jié)論

1）我國(guó)南海天然氣資源雖然豐富，但對(duì)于邊際小氣田、深海天然氣及伴生氣資源，若采用傳統(tǒng)的平臺(tái)加外輸管線的建設(shè)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(shù)開發(fā)深海氣田、小型氣田，對(duì)充分利用我國(guó)油氣資源具有重要意義。

2）目前國(guó)外FLNG技術(shù)已基本成熟，并已開始建造FLNG船。我國(guó)應(yīng)加大力度開展FLNG技術(shù)研究，為南海天然氣田開發(fā)做好技術(shù)儲(chǔ)備。

3）FLNG／FLPG工程應(yīng)用模式對(duì)于開發(fā)深水和邊際天然氣田有較大優(yōu)勢(shì)，以我國(guó)南海某深水氣田作為目標(biāo)氣田的經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)結(jié)果表明，F(xiàn)LNG／FLPG裝置對(duì)于離岸距離不敏感，與傳統(tǒng)的開發(fā)模式相對(duì)比，采用FLNG／FLPG更具有經(jīng)濟(jì)性，應(yīng)用前景良好。

4）通過對(duì)離岸距離為180、500、1 000海里進(jìn)行了操作費(fèi)分析，結(jié)果表明，離岸距離對(duì)年平均操作費(fèi)影響不明顯。

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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(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià).天然氣工業(yè)，2012，32（10）：99－102.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.024

國(guó)家“十一五”重大專項(xiàng)課題“大型FLNG／FLPG、FDPSO關(guān)鍵技術(shù)”（編號(hào)：2008ZX05026－006）。

謝彬，1962年生，教授級(jí)高級(jí)工程師，碩士；中國(guó)海洋石油總公司深水工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室副主任，中海油研究總院技術(shù)研發(fā)中心副主任，總公司級(jí)專家；先后參與20余個(gè)海上油氣田開發(fā)工程建設(shè)，曾擔(dān)任國(guó)家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃（863計(jì)劃）、國(guó)家科技重大專項(xiàng)和中國(guó)海洋石油總公司重大項(xiàng)目負(fù)責(zé)人。地址：（100027）北京市東城區(qū)東直門外小街6號(hào)海油大廈技術(shù)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