浮式浮式 LNG 生产储卸装置关键设计技术对比分析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1.1 FPSO 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 Bouygues Offshore 为首的几家欧洲公司,在欧盟 Thermie 计划资助和几家支持过 GURF 研究的石油天然气公司的支持下,完成了 Azure 项目。
该项目主要针对中小型规模的FPSO,设计规模为 3Mt·a-1(百万吨每年)主要完成了以下方面的研究: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,液体充装物的晃动是薄膜结构承受的主要外力;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;开发了 LNG-FPSO 刚制船体设计;开发了干舷布置方式来满足安全和操作性要求,并提出了海上接收终端(浮式储存气化单元 FSRU)的概念1999 年, Chevron 公司与其他几家石油天然气公司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2001 年, Shell 进行了几项针对特定可能项目的概念设计其中最先进的是 Sunrise 项目,该设计方案同时生产原油和 LNGLNG 设计产量达 5Mt·a-1工艺设备布置在一艘大型驳船上(400m× 70m), LNG 和 NGL(凝析液)的储存量分别为 240000、85000m3天然气液化采用氮膨胀流程为保证安全性,各撬块之间保证合适的间距,采用电力驱动。
LNG 卸载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 个旋转接头该方案最初是为西非地区设计的由于多方面的原因,油田投资方和潜在客户选择了建设陆上设施,现在由 Conocophillips 在实施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,项目未能进行下去基于安全性和可靠性的考虑, Mobil 曾提出了一个浮式 LNG 生产概念,该装置主体呈矩形,位于一个带月池的大型正方形混凝土结构之上,在混凝土主体外布置有 4 个互相联结的驳船该设计通常被称为“甜甜圈”,它具有内在的稳定性,可以确保该装置在环境恶劣的海域进行生产作业由于其独特的外形,驳船在大多数情况下没有横摇和纵摇,这对 LNG 的卸货非常有利另外,人们还提出了一种基于混凝土重力基础机构(GBS)的离岸LNG-FPSO 流程设计方案,严格来说这不是一个 FPSO其中研究的较为深入的是 BHP,为在帝汶海(Timor Sea)Bayu-Undan 海域某一可能位置生产 LNG 而提出的,规模为 1. 5Mt·a-1,拟建 170000m3 常规圆柱形 LNG 储罐,液化流程采用经改进的氮膨胀循环。
对 FLNG 概念更进一步的工作是 Shell 和 Statoil 为几内亚海湾项目展开的那里有几处浅海气田和大量伴生气Statoil 联合 Linde和 AkerKvaerner 公司提出了基于混合流体级联式(MFC)流程的概念设计,作为 Sn hvit 项目的流程该项目设计思路是: LNG 设施建在一艘位于西班牙的驳船上,目的是向北挪威 Melk ya 输送 LNG尽管该项目还不能算一个海上项目,但采用了大量“海洋化”的思路关于 LNG-FPSO 最新的概念设计是 ABB 提出的 ABB Lummus Niche LNG[13]该方案同时生产 LNG 和 LPGLNG 生产能力为 1. 5Mt· a- 1LNG 和 LPG 的储存量分别为 170000m3和 35000m3,分别储存在 4 个和 1 个自支撑的 SPB 型舱室中整个装置在甲板上的总体布局也便于安装和卸货浮船通过位于船尾的一个外接塔式停泊系统固定在所要求的位置,卸货装置位于船尾,采用一前一后串联布置包括总体布局,甲板和系统集成,操作和运行流程等都获得了 ABS 的认可1.2 气体接收与净化原料气体通过以某种形式连接到一海床模板上的上升/旋转构件进入 FPSO。
即使是伴生气的情况,气体也很可能会被再压缩后送到这样一个模板准备再注入, FPSO 的原料气即可取自这一模板这样的配置可使石油 FPSO 和 LNG-FPSO 有效分隔,保证两者可独立运行把原料气体转化为 LNG 前,首先需要对原料气进行预处理,即脱除一系列杂质,包括:二氧化碳(CO2)和硫化物如 H2S、重烃 C+5、水及其他从井中带出的固体杂质和流体脱水脱酸的主要方法是吸收法和吸附法目前,大多数陆地天然气液化装置中都采用吸收法进行气体预处理,与吸附法相比有更高的技术成熟度但是海上环境的特殊性可能会对部分预处理工艺和设备造成影响,并不能达到预期的效果对于浮式 LNG 生产装置,净化流程和工艺要充分考虑波浪引起的晃动对设备性能可能产生的不良影响对于 FPSO 来说,首先,吸收塔和再生塔应设计为能在运动状态工作,这必然使其比陆上同样规模的装置尺寸更大其次,吸收塔很可能是 FPSO 上最高和最重的容器,并按原料气压力设计因而这个容器布置的位置十分关键,最好选择接近 FPSO 中线的位置一般来说,由于填料塔工作性能稳定,比塔盘塔有利于传质,且减小了塔径和整体高度最小化塔尺寸和质量对于减小 FPSO 上弯曲挠度和因船体晃动引起的剪切力非常必要。
因此酸气脱除模块中的吸收塔和再生塔应优先选择填料塔,分配器的类型和塔径也要合理选择,以保证工质在填料中的合理分配尽管如此,考虑到海上的浮式天然气预处理装置与陆地项目比较处理气量小很多,受到场地的限制要求预处理工艺设备少、体积小加之吸收法的吸收剂为液体工质,在船体晃动影响下易分布不均,吸收效率下降因此,通过对天然气净化工艺的综合分析,结合 LNG-FPSO的自身特点以及对所采用的净化工艺的要求,本项目提出吸附法更适合海上小型浮式天然气预处理,吸附法的设备数量较少且占用空间小,并且处理过程无液态工质,船体运动引起填料塔塔身的摇摆对吸附效果影响不大目前,正在对吸附法所采用的吸附剂进行针对性的测试,希望确定变压吸附过程适合脱水脱酸的吸附剂,在油田伴生气不同杂质含量条件下,合理设计复合吸附床以达到对杂质的最佳吸附效果,并在相同工况条件下与技术上较为成熟的吸收法方法进行比较1.3 液化流程和工艺天然气液化设备是浮式 LNG 装置的关键生产设备,直接影响到整个装置的合理性和适用性已有多种液化流程被建议用于 FPSO上Mobil 的设计是采用单一混合制冷剂液化流程(MRC)[9],以板翅式换热器作为冷箱主换热器,结构紧凑,性能稳定。
Shell 和 APCI 为Sunrise 项目建议采用双级混合制冷剂(DMR)流程[15]Azure 项目的风险分析提出,采用 DMR 流程引起的风险对于 FPSO 的整体风险来讲是很小的并推荐这一技术Statoil 也对混合制冷剂液化流程进行了分析并认为其可成功地用于海上 LNG 装置基于安全性的考虑, BHP 公司建议采用改进的氮膨胀液化循环作为浮。