半贫液脱酸工艺应用于浮式天然气液化装置中的可行性研究

浮式天然气液化装置(FLNG)是近年来海洋工程界提出的解决深海天然气田开发利用的有效途径,但与传统的陆上天然气液化装置相比,浮式天然气液化装置中脱酸工艺设计和设备选型布置都面临新的技术要求和挑战。设计了一种适用于FLNG的半贫液脱酸工艺,并通过模拟优化和工艺计算对半贫液脱酸工艺与传统液化工厂脱酸工艺在系统能耗、设备数量、设备质量、工艺复杂性和海洋环境适应性等方面进行了分析比较,结果表明半贫液脱酸工艺适用于浮式天然气液化装置,特别是在处理高酸气负荷的天然气方面具有很大的应用潜力。     

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。     

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。     

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     

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。     

新型液化天然气浮式生产储卸装置

新型液化天然气浮式生产储卸装置(FPSO)用于边际气田开发,具有投资低、建造周期短、可重复使用等优点。结合国际上最新的设计方案,分别对该装置的液化流程、储存系统、卸货系统及总体布局进行了论述。     

新型液化天然气浮式生产储卸装置

新型液化天然气浮式生产储卸装置(FPSO)用于边际气田开发,具有投资低、建造周期短、可重复使用等优点.结合国际上最新的设计方案,分别对该装置的液化流程、储存系统、卸货系统及总体布局进行了论述.     

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目前，世界海洋天然气年产量4500×108m3，占世界天然气年总产量的21％。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。到目前为止，开发的都是一些大型的商业性天然气田。而大量的边际气田一般为地处偏远的海上中小型气田，如采用常用的固定式平台进行开发，收益较低，风险太大，对投资者无足够的吸引力。浮式液化天然气生产储卸装置(FPSO)是一种新型的边际气田开发技术，具有投资低、建造周期短、可重复使用的优点。文章介绍了浮式液化天然气生产储卸装置的概念，结合国际上最新的设计方案对该装置的液化流程、LNG储存系统、卸货系统以及总体布局进行了说明。     

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。     

浮式液化天然气装置上部模块加热系统的选择

浮式液化天然气(FLNG)装置是开采和加工深海天然气的一种新型海上装置,但其上部工艺模块受空间限制,须集约化布置,对其加热系统的选择显得尤为重要。通过对热媒油系统和蒸汽系统在海上装置的应用适应性分析,选择投资低、热效率高、操作简单、空间占用率低的热媒油加热系统,并以某海湾气田年产240×104t LNG热媒油废热系统的计算和设备选型为例,论证选择热媒油系统为佳。     

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/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。     

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。     

LNG浮式气化装置(FSRU)组块设计

随着大型LNG项目进入发展的黄金期,FLNG项目成为液化天然气产业的新热点。浮式储存及再气化装置(FSRU)是FLNG工程技术一个新的发展方向。FSRU是集LNG接收、存储、转运、再气化外输等多种功能于一体的特种装备,配备推进系统并兼具LNG运输船功能。与传统陆上LNG接收终端相比,其具有投资小、建设周期短、地理条件限制少等优点。结合孟加拉国某FSRU项目案例,对FSRU上的LNG储存单元、BOG处理单元、再气化单元进行对比优选分析,探讨了FSRU的优化设计。     

LNG-FSRU再气化工艺方案探讨

主要讲述了典型浮式液化天然气存储再气化装置(LNG-FSRU)再气化工艺技术方案,主要包括液化天然气(LNG)再气化工艺和闪蒸汽(BOG)处理方式。近年来,LNG-FSRU数量快速增长,是布局天然气产业有效途径,其核心装备是LNG再气化系统。为此本文阐述了典型LNG再气化原理及关键设备组成,通过对闭式循环和开式循环在工艺流程、海水温度需求、加热中间介质、撬块尺寸及成本等方面的对比分析,总结典型再气化装置的适用情况,可为设计初期再气化装置选型提供参考和借鉴。对于不同气化能力或海况需根据实际工况,分析对比后形成最适合项目的技术方案。     

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。     

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。     

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。     

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。