周曉紅 劉向東 郭 欣 張 倩

（中海油研究總院有限責任公司 北京 100028）

流花油田群包括流花16-2、流花20-2及流花21-2等3個油田，分別采用3套水下生產系統(tǒng)開發(fā)，水下生產系統(tǒng)匯集各水下采油樹井流后，經新建海底管道輸往新建HYSY119 FPSO進一步處理，脫水、穩(wěn)定后的原油儲存于FPSO貨油艙，由穿梭油輪定期外輸。由于流花油田群所產原油為典型輕質原油（密度約為756～802 kg／m3），伴生氣組分較富，C3～C5含量約為39.2%～51.8%。而流花油田群開發(fā)模式采用全海式開發(fā)，油品輕、伴生氣組分較富這一特性給HYSY119 FPSO工藝流程處理帶來了挑戰(zhàn)，如：伴生氣組分較富，不能滿足透平、鍋爐供氣指標要求；富余伴生氣火炬放空，存在冒黑煙的問題；低壓伴生氣增壓、冷卻后將產生大量的凝液等問題。

目前已建成的海上油氣田開發(fā)工程中，因受平臺面積限制，大多未設置輕烴回收處理流程或僅設置了較為簡易的輕烴回收處理流程。例如，錦州25-1南中心處理平臺、黃巖1-1中心處理平臺上設置了簡易的輕烴回收處理流程，即通過伴生氣增壓、冷卻，回收部分伴生氣中的重烴，然后通過海管輸往陸上終端作進一步處理；“奮進號”FPSO火炬氣回收改造時，增加了輕烴回收、儲存及外輸流程，大大降低了火炬放空氣量，收益顯著。本文基于流花油田群開發(fā)特點，研究適用于本項目的FPSO輕烴回收方案，包括輕烴回收處理流程方案選擇、LPG外輸方案研究、LPG儲存安全保護措施制定等，以期為流花油田群減排增效及安全生產提供建議。

1 輕烴回收處理流程方案選擇

1.1 原油處理流程

針對流花油田群產油為典型輕質原油的特性，F(xiàn)PSO原油處理選用四級原油處理流程，即段塞流捕集器（2臺）＋一級分離器（3臺）＋二級分離器（1臺）＋三級分離器（1臺），如圖1所示。其中，段塞流捕集器和一級分離器分離出的中壓伴生氣（壓力為500 kPa A），經中壓氣壓縮機增壓后供FPSO透平使用；二級分離器和三級分離器分離出的低壓伴生氣（壓力為150 k PaA），經低壓氣壓縮機增壓后供FPSO鍋爐使用。

圖1 流花油田群FPSO原油處理流程Fig.1 Process flow diagram of crude treatment system in Liuhua oilfields FPSO

1.2 低壓伴生氣增壓流程

FPSO低壓伴生氣組分較富，增壓、冷卻后產生大量凝液，凝液組分以C3～C5為主，其中LPG（C3＋C4）約占40.5%，輕油C5＋約占43.84%。因低壓氣組分較富，低熱值較高（91 MJ／Sm3），為使增壓后的低壓氣低熱值能滿足鍋爐對燃氣的要求，同時盡可能回收低壓氣中的LPG和輕油，低壓氣壓縮機出口壓力選擇為2 500 kPa。流花油田群FPSO低壓伴生氣增壓流程如圖2所示。

1.3 輕烴回收處理流程方案選擇

針對低壓氣增壓、冷卻后產生的凝液回收問題，輕烴回收處理流程初步確定為以下2個方案：

1）方案1，即凝液回收單塔流程。回收低壓伴生氣增壓、冷卻后產生的天然氣凝液經一個精餾塔處理成輕油和不合格LPG產品，流程如圖3a所示。

2）方案2，即凝液回收雙塔流程。回收低壓伴生氣增壓、冷卻后產生的天然氣凝液經2個精餾塔處理成輕油和合格LPG產品，流程如圖3b所示。

圖2 流花油田群FPSO低壓伴生氣增壓流程Fig.2 Process flow diagram of low pressure gas compressor system in Liuhua oilfields FPSO

圖3 流花油田群FPSO凝液回收方案Fig.3 Process flow diagram of condensate recovery schemes of Liuhua oilfields FPSO

2個方案中，回收凝液中的輕油與原油處理流程中處理合格的原油一同下艙儲存，滿足原油儲存指標要求（在35℃下真實飽和蒸汽壓指標小于70 kPa）；回收凝液中的LPG儲存在FPSO上部組塊設置的常溫壓力儲罐中，其中合格LPG產品指標滿足《GB11174—2011液化石油氣》規(guī)范要求。2個方案具體參數見表1。相比方案1，方案2輕油產量增加80 kg／h（約1.9 t／d），LPG產量增加756 kg／h（約18 t／d），熱、冷負荷分別降低474、399 k W?？紤]到方案2較方案1僅增加1個脫乙烷塔，且能生產合格的LPG，可避免在陸上終端新增處理設備，可大大增加LPG產品收率，增加收益，因此選擇方案2作為FPSO凝液回收方案。

流花油田群FPSO按照方案2新增一套輕烴回收處理流程后，伴生氣熱值大大降低，可滿足鍋爐、透平燃料氣指標要求，降低火炬氣冒黑煙的風險，預期可減少火炬放空氣約50 000 m3／d，高峰年LPG產量約263 m3／d（約5.7 t／h），輕油產量約400 m3／d（約10.7 t／h），初步經濟評價收益率可增加1%左右?？紤]到該回收流程中LPG產量大，LPG儲罐危險性高，因此須對LPG的外輸方案、LPG儲罐的危險性及安全防護措施做進一步研究。

表1 流花油田群凝液回收方案參數比較Table1 Parameters comparison of condensate recovery schems in Liuhua oilfields

2 LPG外輸方案研究

通過調研國內現(xiàn)有的LPG運輸船舶資源，結合海上FPSO輕烴回收裝置LPG產量（263 m3／d），本項目中選定3 000 m3全壓力式LPG運輸船用于LPG的外輸，并確定LPG單次外輸時間不超過8 h，外輸速率為300 m3／h。

結合3 000 m3LPG全壓力式運輸船運動特性，分析得到LPG運輸船作業(yè)條件如下：系泊作業(yè)的最大允許風速為6級，系泊時海浪高不大于2.5 m。根據南海流花海域的環(huán)境條件，針對3 000 m3LPG全壓力式運輸船運動特性，統(tǒng)計每月連續(xù)不可外輸天數（風速大于6級或有效波高大于2.5 m）如圖4所示。由統(tǒng)計數據可知，LPG平均每月連續(xù)不可外輸天數為8 d，考慮到FPSO上部模塊可布置的LPG儲罐空間受限，故LPG儲罐容積按最大LPG產量即儲存8 d進行設計。但根據圖4數據，流花海域冬季季風季節(jié)（1～2月份，10～12月份）每月連續(xù)LPG不可外輸天數超過8 d，最長達23 d。為確保季風季節(jié)原油處理流程能正常進行，當冬季期間LPG長期無法外輸時，輕烴處理流程中則在脫丁烷塔塔頂設置LPG放空管線，即輕烴回收流程只回收脫丁烷塔塔底的C5＋組分，塔頂LPG則放空燃燒。

圖4 南海流花海域每月LPG連續(xù)不可外輸天數統(tǒng)計圖Fig.4 Days of LPG cannot be offloading per month in Liuhua water，South China Sea

3 LPG儲罐危險性及安全保護措施

3.1 LPG儲罐危險性

LPG常溫常壓下為氣態(tài)，與空氣混合易形成爆炸性物質。1 L液化氣能形成約12.5 m3爆炸混合物，其引燃能量小，最小引燃能量為0.2 MJ［1］。液態(tài)LPG密度比水輕，閃點、沸點很低，均在0℃以下；爆炸范圍較寬，為1.5%～11.7%。液態(tài)LPG一旦泄漏易引發(fā)火災爆炸事故（液態(tài)LPG火災危險性屬甲A類），因此LPG儲罐的安全至關重要。目前國內外尚未有專門針對海上FSPO LPG儲罐設計的標準規(guī)范，本文結合國內外已有類似結構的標準規(guī)范提出了適用于海上FPSO LPG儲罐的安全保護措施。

3.2 LPG儲罐注水措施

根據高峰年LPG最大產量263 m3／d、外輸周期為8 d的儲存需求，在FPSO上設置4個直徑6.5 m、長度17.5 m的臥式LPG壓力儲罐。據統(tǒng)計，LPG儲罐泄漏事故大多發(fā)生在儲罐底部［2］，而注水是LPG儲罐重要的防泄漏措施。生產實踐證明，當全壓力式儲罐發(fā)生泄漏時，向儲罐注水使LPG液面升高，將破損泄漏點置于水面以下，可減少液化石油氣泄漏，為實施堵漏和倒灌爭取時間，減少危害［3-7］，因此國內外多項標準規(guī)范對液化烴儲罐應設置防止液化烴泄漏的注水措施進行了明確規(guī)定［8-12］。LPG儲罐中采用注水防漏方案，注水水源應具備以下條件［13-14］：①注水溫度小于液化烴儲存溫度；②注水壓力須大于儲罐操作壓力；③注水流量須大于儲罐泄漏流量。

根據以上條件，參考相關標準規(guī)范，制定本項目LPG儲罐注水措施：選取工藝水艙的生產水作為注水水源，水溫約35℃，低于LPG儲罐的儲存溫度40～50℃，采用海管置換泵兼作注水泵，能滿足注水流量和注水壓力的要求。此外，LPG儲罐注水系統(tǒng)的設計通常還需滿足以下要求：①注水閥組應遠離罐區(qū)泄漏點，以便實施注水操作，且注水閥組前后應設置壓力表，只有當注水管線上游壓力大于下游壓力時方可開啟注水閥組注水，以防止LPG竄入注水管線；②注水口應盡量靠近罐底，為減少罐底開口，注水管線可接在罐底物料出口管線SDV閥前［15］；③注水管線流速不宜超過2.5 m／s，以防止產生靜電［16］；④注水管線應在最高點設置排氣閥，首次注水時應確保注水管線將管線空氣排空，以防止注水過程將空氣打入儲罐。綜合以上要求，確定流花油田群LPG儲罐注水系統(tǒng)流程如圖5所示。

圖5 流花油田群LPG儲罐注水系統(tǒng)流程圖Fig.5 Flow diagram of LPG storage tank water injection system for Liuhua oilfields

3.3 其他安全措施

為確保FPSO上LPG儲罐的安全，結合本項目FPSO現(xiàn)有條件，提出LPG儲罐的其他安全措施：①盡量減少LPG儲罐罐底開口，LPG進料管線、氣相平衡管線和儀表等管線均從罐頂開口接入；②為確保LPG外輸泵正常工作，外輸管線須從罐底出，罐底出管線第一道閥門上游部分的連接全部采用焊接方式，第一道閥門為緊急切斷閥，其一端與管道連接采用焊接，緊急關斷閥設置在儲罐投影區(qū)域外，減少儲罐區(qū)泄漏風險；③LPG儲罐罐底設置1個單獨脫水罐，以防止罐底積水產生腐蝕，脫水罐設計壓力與LPG儲罐相同；④儲罐設置2個彈簧封閉全啟式安全閥，且單個閥門能滿足事故狀態(tài)下最大泄放量的需求；⑤為避免LPG儲罐在夏季高溫環(huán)境下系統(tǒng)壓力升高，儲罐采用隔熱板隔熱；⑥為防止儲罐基礎支柱因直接受火過早失去支撐能力坍塌，對LPG儲罐支柱應采用非燃性材料進行隔熱保護，其耐火災持續(xù)時間不應小于2 h［17］；⑦儲罐設計現(xiàn)場和遠傳液位計單獨設置高液位報警和帶聯(lián)鎖的高高液位報警，儲罐入口管線須設置緊急切斷閥，并與球罐高高／低低液位報警聯(lián)鎖；⑧儲罐配置消防噴淋冷卻裝置，覆蓋整個儲罐表面，噴淋強度不小于9 L／（m2·s），另外配置一定數量的水炮，其射程應覆蓋整個罐區(qū)；⑨LPG泵選用屏蔽泵以防止泄漏。

4 結束語

針對流花油田群原油特性，設計了一套適用于該項目的輕烴回收處理流程，采用該流程可使得伴生氣熱值大大降低，滿足鍋爐、透平燃料氣指標要求，降低火炬氣冒黑煙的風險，大大減少火炬放空氣，增加LPG及輕油產量，初步經濟評價收益率可增加1%左右。此外，考慮到該輕烴回收流程中LPG產量大，LPG儲罐危險性高的問題，對LPG的外輸方案、LPG儲罐的危險性及安全防護措施做了進一步研究，提出了適用于海上FPSO液化石油氣儲罐的安全保護措施，可以滿足海上油氣田安全開發(fā)的要求。