LNG-FPSO基本技术介绍

LNG-FPSO基本技术介绍[1]
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集天然气生产、液化和储存为一体，结构重量20万吨，456米长，74米宽，100米高。

单艘价格50亿美元，相当于35艘超级油轮价格总和。

它能够储存45万立方米天然气，预计2016年投产后每年可以从澳洲西北海域的油气田生产350万吨天然气。

一、海上天然气利用情况
海洋蕴藏着丰富的天然气资源。

2003年世界海洋天然气生产量达685．6×ION3，占世界天然气总生产量约25．8％。

海上油田伴生气及边际油气田、陆地终端处理厂产生的伴生气，因其气量较小，就地无用户或远离输气管线及气用户等原因长期未得到有效地开发利用。

低产气井长期关井，不能形成油气田产能，油田伴生气放空烧掉，不仅极大地浪费了资源，而且严重污染了油田地区的大气。

与大型天然气田相比，地处偏远的海上中小型边际气田的数量较多，储量相当可观。

另外，海上油田伴生气放空量也是相当可观，每年烧掉的海上石油伴生气约在20亿立方米以上，这不仅造成很大的资源浪费，同时污染环境。

据对渤海，南海东部和西部等21个油田的油田伴生气产量、自用量和放空量调研发现：油田开发期若伴生气很少时，一般未考虑自用，全部放空；油田开发期伴生气较多时主要用于电站和热站燃料需求，剩余少量的伴生气放空，数量从几千方／天至数万方／天，甚至十几万方／天不等；投产运行后，部分油田伴生气增加很多。

常规海上天然气开发，包括海上平台建设、海底天然气输送管道铺设、岸上天然气处理工厂建设以及建造公路、港口等基础设施，投资大、建造周期长、投资回收期长。

相对于陆上天然气，海上天然气的开发不仅环境严峻、技术复杂、投资巨大，而且建设周期长、现金回收晚，风险性较大。

目前得到开发的一般是较大的或近海的天然气田。

90年代以来，海洋边际气田的开发及放空气回收利用日益受到重视。

海洋工程技术的不断进步，也使边际气田的开发成为可能。

天然气液化是回收海上油田放空气和海洋边际气田的开发的有效手段，特别是LNG-FPSO装置。

LNG-FPSO装置可看作一座浮动的LNG生产接收终端，直接系泊于气田上方进行作业，不需要先期进行海底输气管道、LNG工厂和码头的建设，集液化天然气的生产、储存与卸载于一身，简化了边际气田的开发过程，降低了气田的开发成本。

浮式LNG 装置远离人口密集区，对环境的影响较小。

并且该装置便于迁移，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。

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二、海上天然气液化液化装置发展
从上世纪七十年代早期开始，就开始有关海上LNG生产的研究。

海上石油生产的FPSO技术已经成熟，在世界各地已建成了大量石油FPSO设施，我国也是石油FPSO主要建造国。

一艘石油FPSO通常由流体接收、油气分离、分离气体再注入等部分组成。

石油储存在船体内的储槽内，再通过柔性接管传输至转运储槽。

用于石油生产的FPSO技术已经成熟，在世界各地已建成了大量石油FPSO设施。

而海上LNG 生产的要求通常涉及面更广，也更复杂。

LNG生产需消耗大量能量，而且与典型的陆上设施相比，需要在更拥挤的空间布置低温流程的设备及管路系统。

海上生产时LNG储存需要特殊的储存系统，因为半充满储槽中液体晃荡构成特殊的问题。

另外，LNG从FPSO向运输船的输送需要特殊的设备，目前这类设备还未经实际使用。

多年来，大量的研究人员和组织机构一直致力于LNG-FPSO项目的研究。

BlIP Billiton是较早进行海上天然气液化研究者之一，该研究是为在Timor Sea Bayu-Undan海域某一可能位置生产LNG而提出的。

这个平台是一个混凝土重力基础机构GBS，在平台上拟建170，
000m3圆柱形LNG储罐。

该研究提出了LNG生产能力为1．5Mt／a的方案，液化流程采用改进的氮膨胀循环。

1999年，Chevron与其他几家石油天然气公司出于开发边际气田的兴趣共同完成了一项重要的联合工业项目(JIP)研究。

该项目受到了燃气利用研究论坛(GURF)的鼓励，研究结果显示采用几种液化技术之一可以开发出一个紧凑型工厂。

船体内LNG储存可采用基于IHI设计的薄膜系统或棱柱形系统。

此外，Mobil提出了一个浮式LNG生产概念，生产装置位于一个大型正方形混凝土结构之上。

同年，Black&Veitch和ABB Randall都提出了适合小型生产规模的液化循环。

从1992年至2000年，以Bouygues Offshore为首的几家欧洲公司，在欧盟Thermie计划的部分资助和几家支持过GURF研究的石油天然气公司的支持下，完成了重要的Azure项目。

Azure项目研究证实了薄膜储存系统在部分充满模式下的完整性，在此条件下，液体充装物的晃荡是薄膜结构承受的主要外力，并验证了LNG输送系统控制特性，开发了创新性的混凝土船体设计、LNG-FPSO刚制船体设计及干舷布置方式来满足安全和操作性要求。

在这个时期，Shell(SGS)进行了几项针对特定可能项目的概念设计。

其中Sunrise项目设计了产量达5Mt／a的LNG生产设施，采用了Shell的双混合制冷剂(DMR)流程。

工艺设备布置在一艘大型驳船上(400m×70m)，LNG和凝析液的储存量分别为240，000ms和85，000m3。

该概念设计据称比相似规模的陆上项目减少投资40％，因为减少了海上设施和管线的投资。

Shell将同样的概念设计也用于对纳米比亚海岸的Kudu气田进行了评估，但由于海岸保护的原因，项目未能进行下去。

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该设计为同时生产原油和LNG的方案。

设计原油产量85，000桶／天，天然气处理量85×106立方英尺／天。

天然气液化采用氮膨胀流程。

采用特殊的专利技术，减少了LPG储存和卸载。

驳船空间尺度为384×70×36m。

LNG储存容积160，000ms LNG，油储量1，400，000桶。

油的卸载采用浮动软管，LNG采用并排布置方式的加料臂。

角塔布置有9根系泊缆绳，16个上升构件和11个旋转接头。

为了保证安全性，各撬块之间保证合适的间距，采用电力驱动，制冷剂采用惰性的氮气。

该方案最初是为西非地区设计的。

Statoil和Shell为几内亚海湾几处浅海气田和大量伴生气生产进行了FPSO的研究。

Statoil联合Linde和Aker Kvaerner公司提出了基于混合流体级联式(MFC)流程的概念设计，该流程被选择用于Sn巾hvit项目。

Sn巾hvit项目设计思路是：LNG设施建在一艘位于西班牙的驳船上，目的是向北挪威Melk由ya输送LNG。

Statoil认为MFC流程可成功地用于海上LNG装置。

Adrian Finn和Jorge Foglietta提出了1-3Mt／a的小型装置概念，均采用氮膨胀液化流程。

ABB提出了ABB Lummus Niche LNG的概念设计，可同时生产LNG和LPG。

LNG生产能力为1．5Mt／a。

LNG和LPG的储存量分别为1 70，000m3和35，000m3，分别储存在4个和1个SPB型舱室中。

卸载方式可根据需要设定为串联方式或并排方式。

ABB Lummus NicheLNG的天然气液化采用了氮透平膨胀机和甲烷透平膨胀机两个系统为循环提供冷量，采用一台GE
LM2500燃气轮机同时驱动氮和甲烷压缩机。

冷箱中采用一台板翅式换热器。

虽然LNG—FPSO己提出了许多概念设计方案，而且大量研究的结论是海上LNG生产并无重大技术问题，但直到现在，还没有真正开始实施一项海上LNG生产项目。

在投资方面，海上项目与陆上项目处于同等水平，这也为海上项目的实施带来一些乐观的前景
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该设计为同时生产原油和LNG的方案。

设计原油产量85，000桶／天，天然气处理量85×106立方英尺／天。

天然气液化采用氮膨胀流程。

采用特殊的专利技术，减少了LPG储存和卸载。

驳船空间尺度为384×70×36m。

LNG储存容积160，000ms LNG，油储量1，400，000桶。

油
的卸载采用浮动软管，LNG采用并排布置方式的加料臂。

角塔布置有9根系泊缆绳，16个上升构件和11个旋转接头。

为了保证安全性，各撬块之间保证合适的间距，采用电力驱动，制冷剂采用惰性的氮气。

该方案最初是为西非地区设计的。

Statoil和Shell为几内亚海湾几处浅海气田和大量伴生气生产进行了FPSO的研究。

Statoil联合Linde和Aker Kvaerner公司提出了基于混合流体级联式(MFC)流程的概念设计，该流程被选择用于Sn巾hvit项目。

Sn巾hvit项目设计思路是：LNG设施建在一艘位于西班牙的驳船上，目的是向北挪威Melk由ya输送LNG。

Statoil认为MFC流程可成功地用于海上LNG装置。

Adrian Finn和Jorge Foglietta提出了1-3Mt／a的小型装置概念，均采用氮膨胀液化流程。

ABB提出了ABB Lummus Niche LNG的概念设计，可同时生产LNG和LPG。

LNG生产能力为1．5Mt／a。

LNG和LPG的储存量分别为1 70，000m3和35，000m3，分别储存在4个和1个SPB型舱室中。

卸载方式可根据需要设定为串联方式或并排方式。

ABB Lummus NicheLNG的天然气液化采用了氮透平膨胀机和甲烷透平膨胀机两个系统为循环提供冷量，采用一台GE
LM2500燃气轮机同时驱动氮和甲烷压缩机。

冷箱中采用一台板翅式换热器。

虽然LNG—FPSO己提出了许多概念设计方案，而且大量研究的结论是海上LNG生产并无重大技术问题，但直到现在，还没有真正开始实施一项海上LNG生产项目。

在投资方面，海上项目与陆上项目处于同等水平，这也为海上项目的实施带来一些乐观的前景
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四、液化装置的方案
1．LNG储存
LNG储存设施应为浮式LNG装置稳定生产提供足够的缓冲容积。

其容量取决于LNG产量和LNG 运输船的数量、大小、往返时间。

受海上平台具体条件的限制，LNG储存方式要细致地加以考虑。

LNG储存方式主要有三种：球罐型(MOSS)，薄膜型(GTT)和棱型(SPB)。

LNG运输船最常见的储存方式有：MossRosenburg铝质球罐，或者不锈钢或殷钢(Invar)薄膜制作的膜式液舱。

一种解决方案是再布置一座平行系泊的专用于储存的FPSO，但这会显著增加投资。

2．LNG装卸
LNG—FPSO作为一项新型的边际气田开发技术，还有很多未解决的技术问题，包括LNG的卸货方式。

由于液化天然气是低温流体，其卸载装置相较于石油卸载更为严格和复杂。

现在一些国家正在研究LNG—FPSO的液货卸载方式，已有一些方案提出，并出现了一些专利。

陆上装置使用的装载臂通常需要运输船系泊在距码头很近的距离，海上LNG的输送需要特殊设计的低温装载臂。

一种方案是使LNG运输船与FPSO平行系泊，并采用标准设计的输送臂。

但FPSO装置与LNG 运输船两者都处于运动状态，在风浪较大时两者的相对运动大。

普通的单根缆绳系泊缺乏稳定性，不容易定位。

另外，可能发生的危险是卸货臂LNG的泄漏，这主要是由于FPSO装置与LNG运输船之间存在相互运动造成的。

实测表明，这种方式在温和的海域环境是可行的，允许浪高能达到1-1．5m。

另一种方案是采用首尾相接的串联系泊。

这种方案需要配置能跨越50一lOOm距离的管线和结构。

并采用动态定位装置控制LNG运输船首部管汇与浮式LNG装置尾部的距离在容许工作范围以内，从而避免了停泊和卸货作业中可能出现的危险。

优点：能在较为恶劣的海况条件下进行卸货作业，极限平均波高可达4．5米。

但是传输距离远，输送管长，投资大。

也可采用低温软管，这种软管是钢制的，必须有足够的绝热措施以尽可能减少冰的生成。

3．动力提供
与陆地工厂的另一个显著不同是FPSO上的动力必须自给。

对主要动力消耗装置(如压缩机)的动力提供有两种方式：膨胀透平直接驱动压缩机或燃气轮机发电，以电力带动压缩机。

膨胀透平直接驱动压缩机结构紧凑，减小了占用海上平台的空间，而且其提供动力过程比较简单直接，是一种以提供机械能设备来驱动需要机械能工作的设备，但膨胀机所能提供的功量有限，必要时仍需要电能补充工作。

燃气轮机发电，以电力带动压缩机是以气体作为工质，将燃料燃烧时释放出来的热量转变为有用功的、高速回转的叶轮式动力机械。

由于燃气轮机使用的原料可以是海上开采的产品，因此资源容易得到(以天然气作为燃料)，并且由于发电的电能不会受到太大制约，通过加大燃气轮机所作的功可以满足压缩机大功率的要求。

但设备增加了天然气燃烧的装置，因此设备较多，加重大了对于海上平台空间的压力。

4．公辅设施
LNG装置的运行还需要其他几种公辅系统，包括冷却水、氮气吹扫系统、燃气轮机发电机所需的燃气、仪表和维修用压缩空气、饮用水、事故系统用燃料、紧急燃烧放散与吹净系统等。

5．生活设施
生活设施区占地应尽量小，在平台上的人越少越好。

技术支持和管理人员应该是以陆地为基地的，主要检修工作由系泊在附近的支持船负责。

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五、结论
由于LNG生产储卸的技术要求以及投资成本等问题，海上天然气液化回收还未能实现。

但是，海上伴生气回收已成为实现我国总体节能目标的重要部分，因此浮式LNG装置的生产、储卸技术亟待研究，这对我国的能源开发和利用具有重大意义。

目前，在海上天然气液化装置方面亟待解决的问题有以下几个方面：
①海上天然气液化装置流程的选择与优化。

海上生产环境非常特殊，应研究各类天然气净化与制冷液化流程在海上天然气液化装置的适用性，并利用工艺模拟软件进行净化与液化流程的模拟，研究各类流程的适用性、流程的优选与优化。

②海上天然气液化装置优化组合及紧凑化化设计。

海上平台或FPSO空间有限，应优化利用，因此应研究海上天然气液化装置的设备配置方案与优化组合，研究装置的合理布局与紧凑化设计。

③海上LNG储存与卸载技术。

④关键设备、设施海上生产适应性研究。