LNG-FPSO基本技术介绍.doc

LNG-FPSO基本技术介绍[1] 以下文章为转载：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。 LNG-FPSO基本技术介绍[2] 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， BlackVeitch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