深海天然气田开发工程模式探讨

传统深海天然气田开发工程模式是通过铺设海底管道将天然气田产物输送至陆地,由于受水深、海底地形、技术可行性及天然气田经济效益等多种因素的制约,限制了其在深海天然气田开发中的应用。FLNG装置或CNG船与海上天然气生产设施组合为新型的深海天然气田开发工程模式,以投资相对较低、建设周期短、灵活机动性好及目标市场可选范围广等优点备受关注。通过调研FLNG装置及CNG船的技术发展概况,详细分析了三种适合深海天然气田开发工程模式的特点,对比总结出深海天然气田开发工程模式优选的参考条件。以FLNG装置及CNG船为代表的深海天然气田新型开发技术将打破传统深海天然气田开发工程模式,成为深海油气开发技术发展的重要里程碑。

深水油气开发工程模式与南海油气开发方案探讨

在对深水油气开发技术发展现状及开发工程案例进行较详细分析的基础上,把当前典型的深水油气开发工程模式划分为9个类型,并指出了各种开发模式的适用条件。而后结合国内外技术现状及南海环境条件,给出了南海油气应采取以下模式进行开发的建议:大型气田开发可采用Jacket+水下井口模式或岛礁固定式平台+水下井口模式;小型气田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到现有设施模式;大型油田开发可采用Se m i-FPS/Spar+FPSO模式;小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到现有设施的模式。

巴西深水盐下油田开发工程模式探讨及对我国南海深水油气田开发的借鉴意义

巴西Libra油田是近年发现的世界级深水盐下油田,目前低油价条件对其开发工程模式选择提出了挑战。分析了Libra油田的油藏、钻采和流动安全保障特点,探讨了巴西深水油田标准开发模式"FPSO+水下生产系统"在Libra油田的适用性;介绍了Libra油田开发工程项目FPSO上部生产流程及水下生产系统优化方案,并总结了巴西深水油气田开发工程模式及工程设施标准化特点。本文研究成果对其他深水油田,特别是我国南海深水油气田开发工程方式选择具有重要的借鉴意义。

深远海气田开发工程模式及最小经济储量分析

在对深水、超深水气田开发工程案例分析的基础上,系统归纳出4种典型的开发工程模式,结合深远海地理环境条件,从技术、经济、安全等方面综合分析,给出了深远海气田开发模式的选型建议。提出了深远海气田开发最小经济储量计算方法,并应用该方法分析了深远海ZJ气田的最小经济储量,对未来深远海气田的开发具有指导意义。

南海神狐海域天然气水合物全海式开发工程模式

针对南海神狐海域天然气水合物商业化开发计划,研究其开发工程模式十分必要。基于天然气水合物矿藏离岸距离大于300 km,列出两种典型的用于深水油气田开发的全海式开发工程模式。在此基础上,通过天然气水合物采出气与常规天然气田采出气的差异性和生产处理要求的不同,对2种全海式开发工程模式用于天然气水合物开发的适用性进行分析,并对开发工程模式中关键装备的适用性和选型进行了探讨。研究结果表明:①"FPU+FLNG"(浮式生产装置+浮式液化天然气生产储卸装置)的全海式开发工程模式,可以作为未来天然气水合物全海式开发的推荐模式;②用于天然水合物开发的水下生产系统,可以在常规水下生产系统的基础上,结合水合物采出气特点进行简化和改造,向轻小型方向发展;③优选半潜式生产平台作为天然气水合物开发的深水浮式生产装置类型;④推荐单混合制冷剂液化技术作为FLNG(浮式液化天然气生产储卸装置)搭载的液化工艺。研究成果对于南海神狐海域天然气水合物转入商业化开发的工程模式选择和关键装备选型具有一定的参考意义。

FLNG/FLPG工程模式及其经济性评价

大型浮式液化天然气FLNG(Floating Liquid Natural Gas)船/浮式液化石油气FLPG(Floating Liquid Pe-troleum Gas)船是近年来海洋工程界提出的、主要用于深远海气田开发的工程装置,是集海上天然气液化、储存和装卸为一体的新型装置,具有开采周期短、开采灵活、可独立开发、可回收和可运移、无需管道输送等特点,有可能是开发我国南海深远海气田重要的工程应用模式之一。为此,以南海某深水气田作为目标气田,对比分析了传统的开发工程模式与FLNG/FLPG开发工程模式的经济性,结果表明,采用该装置开发深水天然气田可节省投资。同时还分析了不同离岸距离对投资的影响,结论认为,使用该装置对离岸距离不敏感。因此,FLNG/FLPG开发工程模式对离岸距离较远的深远海气田具有较好的经济性,是一种值得推广的深远油气田开发工程模式。