FLNG脱酸工艺技术比选研究

天然气脱酸工艺是浮式液化天然气生产装置(FLNG)的核心工艺之一。对于FLNG的脱酸装置,面临海上气田高酸气含量及海上浮式生产装置的晃荡等问题,且甲板上部空间受限,要求装置体积小、重量轻。因此,通过FLNG上部预处理工艺热平衡计算及模块体积、重量方面的比选研究得出,在原料气中CO2含量在7%以内时,宜选择单循环胺液脱酸工艺。对于更高酸气含量的海上气田,与半贫液脱酸工艺相比,膜分离加胺液脱酸方案重量轻,体积更小,是最佳的脱酸工艺。     

浮式液化天然气工艺分析

浮式液化天然气(Floating Liquefied Natural Gas, FLNG)工艺能极大地降低海底天然气的处理负荷，在海底天然气处理方面的应用已逐渐成为焦点。FLNG工艺的发展主要受建设成本、技术条件、液化产率等方面限制，所以对FLNG工艺的改进需在FLNG装置满足质量轻、占地面积小、耐腐蚀等要求的基础上，进行工艺流程优化，降低建设成本，提高设备产能。对比研究广泛应用于FLNG工艺中的阶式制冷循环工艺、膨胀制冷循环工艺和混合制冷循环工艺。研究结果表明：混合制冷循环工艺相比其他两种工艺具有工艺流程短、液化效率较高、可处理原料气成分更广泛、节省能耗和对复杂海况适应性高的优点；将混合制冷循环工艺与有效的预处理工艺及液化天然气(Liquefied Natural Gas, LNG)卸载工艺相结合，已逐渐成为FLNG工艺的主导工艺，目前已广泛应用于海上LNG的生产工作。     

浮式液化天然气技术综述

随着能源需求的不断攀升,小型边际气田、伴生气田及深海气田开发日益受到重视。浮式液化天然气(FLNG)生产装置具有投资低、建设周期短、可重复使用等优点,可灵活应用于环境条件恶劣的深海边际气田和小气田的天然气开采,是未来接收站发展的趋势和方向。结合国内外在这一技术上的研究现状论述了FLNG的两大装置:海上液化天然气生产储卸装置(FPSO)和浮式储存再气化装置(FSRU),详细分析了该装置的液化系统、卸货系统和再气化外输系统,提出了适用于FLNG的液化技术、卸载技术及再气化技术。     

大型FLNG装置上部模块混合制冷剂液化工艺的适应性评价分析

对于大型浮式液化石油气(FLNG)装置,液化工艺是整套装置非常关键的技术之一。混合制冷剂液化工艺具有流程简单、设备少、效率高、功耗小等优点,已广泛应用于陆上液化工厂,且将用于海上FLNG装置。混合制冷剂可细分成不同的工艺,不同的液化工艺具有不同的特点和适用范围。利用HYSYS软件对不同进料流量、甲烷组分比例和重组分比例下的三种混合制冷剂工艺进行了模拟,对比了三种流程的能耗与设备特征,分析了适用于不同液化能力浮式装置的工艺流程。结果表明:在天然气进气流量为65 000m3/d的条件下,丙烷预冷混合制冷剂循环(C3MR)压缩机比功耗为0.330 9,双混合制冷剂循环(DMR)比功耗为0.225 4,单混合制冷剂循环(SMR)比功耗为0.245 1;C3MR流程关键设备数量最多,DMR次之,SMR设备最少;C3MR所需的制冷剂量最大,SMR最小;随着原料气中甲烷含量的变化,C3MR比功耗的变化最大,DMR、SMR比功耗变化较小。     

应用于中国海域的浮式天然气液化装置研究架构

国内浮式天然气液化装置(Floating Liquid Natural Gas unit,FLNG)装备技术水平尚处于初步阶段,缺乏一体化设计团队,若全部依靠进口技术装备则投资过高,项目经济性难以保证。FLNG在南海恶劣海况条件下服役,其浮式生产装备技术面临新的挑战。对于以上问题,提出:采用国内自主知识产权的浮式液化技术,建设一流的设计队伍;集中优势力量强强联合,打造国内一体化的FLNG建造团队;理论研究与实验论证相结合,开发适合海上工况的浮式液化关键设备,提高设备国产化程度。     

PRICO~?天然气液化技术在海上浮式装置上的应用

较之于岸上(陆地)天然气液化装置,海上浮式天然气液化(FLNG)装置具有投资低、建设周期短、便于迁移及可重复使用等优点,但也面临着易受海上工况及船体晃荡影响等诸多挑战。为此,借助于PRICO~?单循环混合冷剂(SMR)天然气液化工艺技术所具有的较大的灵活性,以及流程简单、易于操作、可满足不同客户的需求、成本更低等优势,运用模块化设计进行了FLNG装置的设备布置,针对海上操作环境对部分关键设备进行了改进,研发出了世界上第一个基于该工艺的浮式天然气液化装置——Exmar FLNG,并进行了现场调试及性能考核。应用效果表明:(1)PRICO~?天然气液化技术能够使FLNG从概念设计实现工程化,并获得更多的发展空间;(2)Exmar FLNG装置集合了天然气处理、天然气液化、LNG储存和装卸功能,工艺流程简短、装置设备数量少、操作简单,具有较短的开停车时间,能较好适应海上恶劣天气及原料气组成变化大的工况,其设计与建造完全符合船级社的相关规范和规定。结论认为,该技术为海洋石油伴生气处理、边际气田和深海气田开发利用提供了一种新的既安全又经济的解决方案。     

FLNG生产装置电站选型分析

浮式液化天然气装置FLNG设有天然气处理与液化装置、生活与动力设施、液化天然气储存舱及外输系统,用单点系泊或多点系泊的全海式海上天然气生产装置。主电站是整个FLNG生产装置的关键设备,可为生活及生产设施提供电力能源,可确保整个海上生产设施正常持续安全地进行生产。     

FLNG研究现状及在中国南海深远海气田开发中的应用前景

大型浮式液化天然气生产装置FLNG是一种用于深水气田的新型开发模式。本文详细阐述了FLNG应用背景及其国内外研究现状,深入剖析了FLNG装置的相关技术特点及所涉及的关键技术,分析了中国南海深远海气田开发过程中FLNG装置的应用前景。研究结果对我国FLNG研究具有指导意义。研究结论认为,只有形成FLNG关键技术和设备的本土化,形成不同规模FLNG装置系列化设计能力,打破国外关键技术和设备的专利垄断,带动国内深水工程技术和设备产业发展,才能实现FLNG装置在中国南海深远海气田开发中的实际工程应用。     

FLNG驱动方式及热介质选型技术研究

天然气液化冷剂压缩机驱动是浮式天然气液化装置(FLNG)上的核心设备之一。针对FLNG的特点,分析了电驱、燃驱和蒸汽轮机三种常规驱动方式的适应性,并重点量化对比了燃机驱动和蒸汽轮机驱动方案。提出大功率航改型燃气轮机是FLNG项目的最佳选择。配以带压热水或蒸汽作为热介质,系统压力低、不可燃,更安全,是适合大型FLNG的理想技术方案。     

海上天然气液化工艺流程优选

LNG-FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit,又称FLNG）是集海上液化天然气的生产、储存、装卸和外运为一体的新型浮式生产储卸装置。作为LNG-FPSO的核心技术,海上天然气液化工艺将对该装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性产生很大的影响,而现有的3种基本类型的天然气液化工艺（氮膨胀、混合冷剂和级联式制冷液化工艺）都不能完全符合海上天然气液化工艺的设计标准。为此,根据海上作业的特殊工况,组合模拟了6种适用于海上天然气液化的工艺流程,并从制冷剂流量、功耗、关键设备数量、天然气流量敏感性、天然气组成敏感性、易燃制冷剂储存和海上适应性等方面对各流程进行了比较,根据计算结果及对各流程的定性分析,优选出带预冷的氮膨胀液化工艺［即丙烷预冷双氮膨胀流程、混合制冷剂-氮气膨胀（并联）流程和混合制冷剂-氮气膨胀（串联）流程］为LNG-FPSO装置的首选工艺,且发现随着预冷深度的增加,该工艺的海上适应性减弱,功耗降低,处理能力增强。     

半贫液天然气脱酸工艺优化与能耗分析

为提高天然气净化品质,利用Hysys软件,在原有传统工艺的基础上,增加从再生塔到吸收塔的半贫液管线,建立了适合原料气酸性含量较大的脱酸工艺流程,并针对工艺参数进行敏感性分析,利用黑箱优化算法实现对半贫液脱酸工艺的优化和能耗分析。结果表明,MDEA含量、贫液和半贫液的循环量、再生塔回流比与总输入能耗呈正相关,再生塔富液进料温度、原料气温度、原料气压力与总输入能耗呈负相关;优化后半贫液工艺中净化气品质优于传统工艺和优化前的半贫液工艺,净化气满足二类气的质量标准,且总输入能耗分别降低了11.16%、7.52%,证明了半贫液工艺改进的有效性和实用性。研究结果可为同类型工艺流程的改进提供实际参考。     

南海浮式液化天然气生产装置运动性能预报分析

基于三维势流理论和悬链线理论,系统地对南海百年一遇海况时不同载液率下浮式液化天然气生产装置的运动性能进行研究,并与模型试验结果进行验证分析。研究结果表明,南海浮式液化天然气生产装置运动性能的数值预报和试验结果具有较好一致性。不同载液率装载工况对浮式液化天然气生产装置横摇运动性能的影响较大,而系泊缆索张力几乎不受舱内液体晃荡影响。该研究结果可为浮式液化天然气生产装置的设计提供理论依据。     

浮式液化天然气(FLNG)技术在中国海上开发应用探讨

浮式液化天然气(FLNG)装置作为一种新型的海上气田开发技术,以其投资相对较低、产能建设周期短、便于迁移和LNG市场灵活等优点越来越受重视和关注。FLNG技术体系包括海上液化工艺技术、储存技术、卸载技术、总体布置和安全等技术。对于我国的海上深水和边际气田的天然气资源,若采用传统的开发方式,很多天然气资源可能因投资费用和海上开发设施依托等因素将无法投入开发利用。采用FLNG技术,可以根据海上气田的储量规模灵活配置FLNG装置,这对促进我国海上的气田开发具有现实意义。     

FLNG液化冷剂压缩机和主制冷换热器关键技术的突破

为解决海上天然气长距离管输的问题(成本高和流动安全保障等),FLNG(floating liquefied natural gas)浮式液化天然气开发技术应运而生。目前,受国内相关行业发展水平的制约,FLNG液化核心设备均需进口,设备价格高、项目投资大。为此,基于目前FLNG主要的液化工艺,分析了国内外液化核心设备(冷剂压缩机、大型压缩机驱动器和大型液化换热器)的运用现状和关键技术——①开停车、火灾及变工况下的稳定运行技术;②FLNG晃荡工况对换热器性能和安全的影响;③采用改进后的制造技术和制造工艺,满足FLNG运用的需求;④外部管道及接口补偿技术;⑤泄露监测技术,针对性地归纳了其实现国产化的技术需求和发展方向,提出了开发设想和建议:FLNG主要液化核心设备国产化要充分依托国内企业,在设计技术、材料、制造技术上充分借鉴国外技术发展思路,加大企业与项目的联系程度,充分整合资源突破关键技术,加大试验平台建设和试验验证,实现样机突破和中试运用,为最终的工程运用和降低项目投资打下基础。     

主电站原动机选型在FLNG中的应用探讨

海洋天然气田开发过程中,浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)具有开采、液化、储存天然气等优点备受各国关注,而主电站是整个FLNG的核心设备,原动机选型关系到主电站能否可靠、连续、安全运转。由于FLNG主电站燃料来源主要为天然气,目前常选用燃气轮机作为发电的原动机。本文探讨了燃气轮机的两种选型方案,并从技术和经济上进行了分析和比选。     

FLNG发展及应用初探

浮式液化天然气生产储存外输装置(FLNG)是海洋工程领域所关注的热点之一。介绍了FLNG的概念及关键技术,分析了FLNG的发展历程及工程应用,总结了在中国南海应用中存在的问题和挑战,并给出了相应的建议。     

浅谈国内海上气田开发模式的发展趋势简

为了经济高效地开发深海气田,国际上提出了FLNG概念,FLNG技术正处于海洋工程领域的最前沿。浮式液化天然气生产储卸装置是一种用于海上天然气田开发的浮式生产装置,随着FLNG应用技术的逐步成熟,FLNG概念的工程化已被众多能源公司所接受。全世界范围内已有两艘FLNG项目正式开始,处在筹划和招标阶段的FLNG项目不下数十个,由于全球对FLNG的投资呈快速增长趋势以及FLNG应用技术的日趋成熟,全球FLNG很快将迎来大发展。图2表1参5     

丙烷预冷系统对FLNG晃动条件的适应性实验研究

通过建立一套带有液位扰动系统的丙烷预冷液化天然气实验装置,研究丙烷预冷系统对浮式液化天然气装置(FLNG)晃动条件的适用性。实验中通过对丙烷分离器不同液位进行液位扰动来模拟晃动条件,分析丙烷预冷系统换热器在晃动条件下的温度特性。结果表明:丙烷分离器液位较低时,液位扰动对换热器的温度影响较大;随着液位的升高,液位扰动对换热器的温度影响不断减小;当液位达到一定高度后,液位扰动对换热器温度影响很小。丙烷预冷系统适用于FLNG,但在FLNG上使用须提高丙烷分离器的液位高度或分离器的位置,以降低晃动时液位波动对换热器的影响,因此,在设计时须加强安全设计和危险评估。     

浅谈国内海上气田开发模式的发展趋势

为了经济高效地开发深海气田,国际上提出了FLNG概念,FLNG技术正处于海洋工程领域的最前沿。浮式液化天然气生产储卸装置是一种用于海上天然气田开发的浮式生产装置,随着FLNG应用技术的逐步成熟,FLNG概念的工程化已被众多能源公司所接受。全世界范围内已有两艘FLNG项目正式开始,处在筹划和招标阶段的FLNG项目不下数十个,由于全球对FLNG的投资呈快速增长趋势以及FLNG应用技术的日趋成熟,全球FLNG很快将迎来大发展。图2表1参5     

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 Petroleum 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。