(中海油能源發(fā)展股份有限公司 采油服務(wù)分公司，天津 300452)

渤海油田現(xiàn)有已建油氣生產(chǎn)平臺(包括陸地終端等)近180座，每年約3 000萬t產(chǎn)量，多數(shù)油田原油屬于低氣油比，每年伴生氣約有16.7億m3。伴生氣除部分作為燃料氣或回注外，很大一部分因為無管輸系統(tǒng)或管輸能力不足等原因都被冷放空或燒掉，造成巨大的能源浪費(fèi)和環(huán)境污染[1-2]。目前對海上油氣田富裕伴生氣的回收，因放空氣量差異大，回收工藝復(fù)雜、費(fèi)用高、安全控制難度大，未能形成有效的產(chǎn)業(yè)規(guī)模。將小型橇裝天然氣液化裝置用于海上零散天然氣資源回收是近年來國內(nèi)外的研究熱點(diǎn)。海洋石油支持船(如：三用工作船、守護(hù)船、供應(yīng)船等)一直是服務(wù)海上油田開發(fā)生產(chǎn)的重要裝備，LNG燃料的推廣和應(yīng)用將使海洋石油支持船的運(yùn)營更加經(jīng)濟(jì)、環(huán)保。利用油田富裕伴生氣為LNG動力海洋石油支持船提供LNG燃料海上補(bǔ)給，既可保障船舶燃料供應(yīng)，又可保護(hù)環(huán)境，具有雙重作用。

1 總體思路及平臺基本情況

方案以保證現(xiàn)役海上生產(chǎn)平臺安全生產(chǎn)為前提。

通過在平臺空余甲板區(qū)域新增天然氣液化儲存系統(tǒng)、加注系統(tǒng)，將平臺生產(chǎn)期間富裕的伴生氣液化處理成合格的LNG產(chǎn)品，LNG儲存于LNG儲罐內(nèi)，通過加注系統(tǒng)向海上LNG動力海洋石油支持船進(jìn)行燃料加注，形成現(xiàn)役海上生產(chǎn)平臺+天然氣液化、加注系統(tǒng)+LNG動力海洋石油支持船的工程模式。

該平臺是渤海油田作業(yè)區(qū)的中心處理平臺，為鋼質(zhì)8樁腿導(dǎo)管架結(jié)構(gòu)平臺，共4層甲板，見圖1。

圖1 渤海油田某平臺

平臺生產(chǎn)的合格原油通過海底管道外輸，生產(chǎn)期間的伴生氣主要用作燃?xì)馔钙?、鍋爐的燃料氣，富裕伴生氣約2×104m3/d。伴生氣組分見表1。

表1 平臺伴生氣組分

2 技術(shù)方案

渤海油田某平臺作為在產(chǎn)中心處理平臺，其工藝系統(tǒng)、公用系統(tǒng)等設(shè)備繁多、布置緊湊，可用甲板空間極為有限。為減少平臺改造量，降低整體投資，新增天然氣液化儲存設(shè)備與LNG加注設(shè)備采用小型化、模塊化、分散布置的原則，盡量利用平臺危險區(qū)內(nèi)甲板空間，且具有充分通風(fēng)，不積累可燃?xì)怏w的區(qū)域。經(jīng)調(diào)研分析評估，平臺頂層甲板可利用區(qū)域滿足新增設(shè)備布置需求，結(jié)合原設(shè)計資料LNG生產(chǎn)、儲存、加注計量裝置布置于頂層甲板，LNG加注操作區(qū)布置于平臺下甲板外延吊裝區(qū)域。新增設(shè)備布置見圖2。

圖2 新增設(shè)備布置

2.1 平臺改造分析

2.1.1 取氣點(diǎn)選取

為充分回收平臺富裕伴生氣，將原料氣的接入點(diǎn)確定在進(jìn)入火炬分液罐的伴生氣總管線上。

根據(jù)API 521標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，典型的火炬氣回收系統(tǒng)位于所有裝置總管連接的主火炬總管的下游和總管壓力大體上不隨載荷變化的某一處。

經(jīng)過分析，最終確定采用API規(guī)范推薦的可供選擇的系統(tǒng)2，見圖3。即采用爆破膜片+PV閥控制火炬管匯的氣體進(jìn)入火炬氣回收系統(tǒng)。

圖3 API規(guī)范推薦的火炬氣回收系統(tǒng)

2.1.2 結(jié)構(gòu)

平臺新增荷載僅占平臺總荷載的1.61%，對平臺整體影響較小，經(jīng)初步分析原平臺桿件強(qiáng)度、節(jié)點(diǎn)沖剪及樁基余量均滿足要求；在后續(xù)設(shè)計階段將根據(jù)設(shè)備底座形式和精確的設(shè)備重量，進(jìn)行詳細(xì)核算。結(jié)構(gòu)計算三維模型見圖4。

圖4 結(jié)構(gòu)三維模型

2.1.3 配管

為減少漏點(diǎn)，管道應(yīng)盡可能采用焊接形式，盡少的使用法蘭連接。對低溫端做好保溫隔熱處理，避免低溫管道對平臺結(jié)構(gòu)的影響。當(dāng)此類管路保溫需要經(jīng)常被拆開或者有拆卸點(diǎn)時，需采取保護(hù)措施，比如在儲罐連接端設(shè)置集液盤，以防止LNG泄漏時甲板結(jié)構(gòu)不會被低溫?fù)p傷。

2.1.4 儀表

1)中控系統(tǒng)。改造新增點(diǎn)位及LNG裝置所有控制點(diǎn)位均接入現(xiàn)場就地控制系統(tǒng)，由就地控制系統(tǒng)統(tǒng)一處理。并將LNG裝置運(yùn)行狀態(tài)，故障報警，故障關(guān)斷，可燃?xì)怏w報警接入中控系統(tǒng)并顯示，同時接收平臺中控一二級關(guān)斷信號。

2)火氣布置。考慮平臺現(xiàn)有火焰探頭布置，對新增LNG生產(chǎn)設(shè)備、儲罐及加注操作站等區(qū)域增設(shè)火焰探頭，滿足火焰探測要求。

2.1.5 其他

經(jīng)核算平臺可對外提供的電力、冷卻水、導(dǎo)熱油等公用系統(tǒng)能力滿足新增天然氣液化加注系統(tǒng)的生產(chǎn)需求。

安全、通訊及電氣等專業(yè)按照規(guī)范、規(guī)則的要求進(jìn)行評估設(shè)計和施工改造，滿足平臺安全生產(chǎn)的要求。

2.1.6 低溫防護(hù)

在LNG生產(chǎn)及對外加注過程中，天然氣液化裝置與LNG儲罐、加注裝置存在管線閥門和法蘭連接口處發(fā)生低溫液體滴漏的風(fēng)險，在各風(fēng)險點(diǎn)設(shè)置低溫集液盤收集低溫泄漏的液體，防止因LNG泄露造成平臺結(jié)構(gòu)的低溫?fù)p傷。

2.1.7 泄漏防爆

LNG泄漏氣化或天然氣泄漏擴(kuò)散濃度達(dá)到極限會造成爆炸的危險。在LNG生產(chǎn)、加注區(qū)域新增可燃?xì)怏w探頭，接入就地控制系統(tǒng)，當(dāng)該區(qū)域可燃?xì)鉂舛冗_(dá)到20%爆炸下限時報警，達(dá)到50%爆炸下限時進(jìn)行生產(chǎn)關(guān)斷。因存在泄漏的天然氣引起爆炸后對生活樓造成損毀和人員傷害的風(fēng)險，需要在生活樓靠近LNG生產(chǎn)區(qū)的外圍壁一側(cè)新增設(shè)防爆墻進(jìn)行安全防護(hù)。

2.2 天然氣液化方案

天然氣液化方案采用小型LNG生產(chǎn)裝置，該裝置滿足現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)范、規(guī)則的要求，適合在海上高鹽霧、高濕度、日溫差大的環(huán)境里生產(chǎn)。小型LNG生產(chǎn)裝置具有小型化、輕量化、模塊化、分散化的特性，適合在油氣生產(chǎn)平臺有限空間內(nèi)布置；對平臺生產(chǎn)期間低壓排放的伴生氣具有增壓、凈化、液化的功能。

2.2.1 主工藝流程

利用小型LNG生產(chǎn)裝置生產(chǎn)LNG的主要工藝流程包括：伴生氣的增壓、凈化和液化，見圖5。

圖5 主工藝流程示意

本方案原料氣為油田伴生氣(屬于濕氣)，C3+烴類含量較高。小型LNG裝置為適應(yīng)海上平臺復(fù)雜的生產(chǎn)需要，滿足規(guī)范要求，采用LNG領(lǐng)域成熟的凈化工藝，選擇MDEA吸收法脫除酸性氣體、分子篩脫水、浸硫活性炭脫汞、及洗滌法脫重?zé)N。

液化工藝的設(shè)計應(yīng)適應(yīng)海上特殊環(huán)境的需要[3]。適用于小型LNG裝置的流程有以下兩大類：①單混合制冷劑流程SMR；②各類膨脹流程，如單級氮?dú)馀蛎浟鞒?、雙級氮?dú)馀蛄鞒獭⒌獨(dú)?甲烷膨脹流程和帶預(yù)冷的雙級氮膨脹流程[4]。參照同規(guī)模陸上小型LNG裝置成熟的液化工藝，經(jīng)分析比對選用比較節(jié)能的單混合冷劑液化流程。

2.2.2 小型LNG生產(chǎn)裝置組成

小型LNG裝置包括對原料氣的計量及增壓，預(yù)處理凈化系統(tǒng)、液化系統(tǒng)、消防安全系統(tǒng)及電氣、儀表等自動控制系統(tǒng)和配套公用工程。為滿足分散布置需要，確定各撬塊組成，見表2。

表2 各撬塊組成

富裕伴生氣通過小型LNG裝置回收處理后，得到的LNG產(chǎn)品主要規(guī)格見表3。

表3 LNG產(chǎn)品規(guī)格

2.3 LNG儲存方案

本方案設(shè)置2臺立式LNG儲罐，總?cè)萘繚M足每6天對外加注一次的需要，加注期間生產(chǎn)裝置不停機(jī)，并滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范的要求。儲罐外形見圖6，相關(guān)設(shè)計主要參數(shù)取值見表4。

圖6 LNG儲罐外形

表4 LNG儲罐主要參數(shù)設(shè)計值

2.4 NGL儲運(yùn)方案

平臺伴生氣在進(jìn)行凈化過程中將產(chǎn)生副產(chǎn)品重?zé)N(NGL)，其產(chǎn)品參數(shù)見表5。

表5 NGL產(chǎn)品規(guī)格

按照《國際海運(yùn)危險貨物規(guī)則》相關(guān)規(guī)定NGL屬于S2.1類危險品，為安全經(jīng)濟(jì)地實現(xiàn)NGL的儲存和海陸周轉(zhuǎn)運(yùn)輸，經(jīng)方案分析對比，確定采用罐式集裝箱(簡稱罐柜)進(jìn)行NGL儲運(yùn)。該NGL罐柜滿足便攜式罐體規(guī)范T50 的要求，由具有載運(yùn)S2.1類危險品證書的平臺供應(yīng)船負(fù)責(zé)由平臺運(yùn)輸至沿海?；反a頭，完成裝卸和陸地分銷，從而實現(xiàn)海陸周轉(zhuǎn)。

2.5 LNG加注方案

參考目前船-船加注，槽車-船加注，岸站-船加注技術(shù)，本方案LNG加注系統(tǒng)由加注計量裝置，控制系統(tǒng)，吹掃系統(tǒng)，緊急脫離裝置，干式快速接頭，氣、液相低溫軟管和軟管絞盤等系統(tǒng)和設(shè)備組成，將儲罐中的LNG通過加注軟管泵送到受注船儲罐中。

加注操作分為準(zhǔn)備階段、加注階段和完成階段[5]。在加注作業(yè)前，需要對加注軟管進(jìn)行惰化、凈化和預(yù)冷；加注時按先用頂部加注管路預(yù)冷降溫后，再轉(zhuǎn)換到底部管路快速加注的順序進(jìn)行，期間受注船須保持船位，并不得進(jìn)行直升機(jī)操作等風(fēng)險作業(yè)；加注完成后，排干軟管中的LNG，再用氮?dú)獯祾呒幼④浌芎突貧夤?。加注操作?yīng)遵循國家主管機(jī)關(guān)法律法規(guī)和標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范的要求。本方案加注作業(yè)示意，見圖7。

圖7 LNG加注作業(yè)示意

3 結(jié)論及建議

通過方案分析，認(rèn)為利用天然氣液化和加注技術(shù)實現(xiàn)平臺富裕伴生氣的回收利用，技術(shù)是可行的。目前本方案尚處于項目前期研究階段，對后續(xù)研究設(shè)計工作建議如下。

1)對LNG生產(chǎn)、加注作業(yè)安全進(jìn)行深入分析，進(jìn)一步完善安全設(shè)備配置和作業(yè)規(guī)程。

2)國內(nèi)陸地LNG生產(chǎn)、儲存和加注設(shè)備制造技術(shù)成熟，目前雖無海工應(yīng)用案例，但為使項目具有更好的經(jīng)濟(jì)性，應(yīng)促進(jìn)設(shè)備國產(chǎn)化。

3)受現(xiàn)役海上平臺甲板空間和公用系統(tǒng)限制，結(jié)合目前海工船舶LNG燃料補(bǔ)給需求，伴生氣處理規(guī)模宜在3萬m3/d以下。

4)平臺作為海上加注站點(diǎn)，應(yīng)提前分析評估受注船的靠泊定位能力和燃料補(bǔ)給需求。