馬磊

[摘? ? 要]現(xiàn)役海上平臺開采原油的同時會有大量的伴生氣一同開采出來，目前伴生氣的處理方式主要有3種：輸送至陸地終端處理廠、供平臺燃?xì)馔钙饺紵?、平臺火炬放空。為響應(yīng)國家低碳排放的號召以及從能源回收利用的角度出發(fā)，開展平臺低壓放空天然氣的回收工藝及控制技術(shù)研究。低壓氣的回收基于文丘里效應(yīng)，由高壓氣帶動低壓氣，實(shí)現(xiàn)低壓氣的回收利用。為保證低壓氣回收的穩(wěn)定，回收過程采用PID控制技術(shù)，在線整定控制參數(shù)，確?；厥者^程的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

[關(guān)鍵詞]海上平臺;天然氣回收;PID控制

[中圖分類號]TE95 [文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A [文章編號]2095–6487（2022）04–00–03

Research on Recovery and Control Technology of Low

Pressure Natural Gas on Offshore Platform

Ma Lei

[Abstract]A large amount of associated gas will be mined together when crude oil is mined on the active offshore platform. At present， there are three main treatment methods of associated gas， namely， transportation to the land terminal treatment plant， combustion of platform gas turbine and venting of platform flare. In response to the national call for low-carbon emission and from the perspective of energy recovery and utilization， research on the recovery process and control technology of low-pressure vent natural gas on the platform is carried out. The recovery of low-pressure gas is based on venturi effect， and the high-pressure gas drives the low-pressure gas to realize the recovery and utilization of low-pressure gas. In order to ensure the stability of low-pressure gas recovery， PID control technology is adopted in the recovery process， and the control parameters are set online to ensure the safe and stable operation of the recovery process.

[Keywords]offshore platform; natural gas recovery; PID control

目前海上油田設(shè)置油氣水處理流程，地層開采的原油經(jīng)過海上工藝處理設(shè)備進(jìn)行脫水、脫氣處理后輸送至陸地終端處理廠進(jìn)行進(jìn)一步的處理，多余的伴生氣主要有3種處理辦法：①經(jīng)過燃?xì)庀礈旃廾撍稍铮?jīng)過燃?xì)鈮嚎s機(jī)加壓處理后供海上燃?xì)馔钙绞褂?②處理合格的天然氣經(jīng)過混輸海管輸送至陸地處理廠進(jìn)行處理，然后接入供氣管網(wǎng)，供用戶使用;③多余的伴生氣經(jīng)火炬分液罐脫水處理后放空燃燒。為了積極響應(yīng)國家關(guān)于“節(jié)能減排、降本增效”的號召，不斷對生產(chǎn)流程進(jìn)行探索、調(diào)整、優(yōu)化，開展海上油田天然氣回收利用研究。

1 平臺現(xiàn)狀分析

渤海某平臺通過生產(chǎn)流程及控制技術(shù)優(yōu)化等手段，很大程度上降低了天然氣的放空量，但是目前火炬仍有一定氣量的放空。經(jīng)過現(xiàn)場流量計(jì)顯示，火炬放空量大約為1.4萬m3/d，放空天然氣來源主要包括以下5個部分。

（1）電脫入口分離器分離出的天然氣。經(jīng)生產(chǎn)分離器處理的原油（300～350 kPaG）經(jīng)過原油加熱器升溫至80 ℃后，進(jìn)入電脫入口分離器（40～60 kPaG），溶解在原油中的天然氣在壓力下降后析出，分離出的天然氣進(jìn)入火炬分液罐放空，放空量約為1萬m3/d。

（2）原油緩沖罐。來自天然氣處理系統(tǒng)燃?xì)庀礈旃?，用于調(diào)整容器壓力，起到密封和穩(wěn)壓的作用，氣量約0.05萬m3/d。

（3）斜板除油器密封氣。來自天然氣處理系統(tǒng)燃?xì)庀礈旃?，用于調(diào)整容器壓力，起到密封和穩(wěn)壓的作用，氣量約0.05萬m3/d。

（4）燃?xì)庀礈旃薹趴盏奶烊粴?。燃?xì)庀礈旃藿邮丈a(chǎn)分離器分離出的天然氣，對天然氣進(jìn)行除液、穩(wěn)壓，為天然氣壓縮機(jī)提供穩(wěn)定的氣源。由于混輸海管段塞流嚴(yán)重，導(dǎo)致生產(chǎn)分離器分離出的天然氣量不穩(wěn)定，燃?xì)庀礈旃迚毫Σ▌印榱讼蛱烊粴鈮嚎s機(jī)提供穩(wěn)定的氣源，流程設(shè)計(jì)通過壓力調(diào)節(jié)閥調(diào)整天然氣放空量來確保天然氣壓縮機(jī)入口壓力穩(wěn)定，放空量約為0.2萬m3/d。

（5）燃?xì)饨邮展薹趴盏奶烊粴?。燃?xì)饨邮展藿邮战?jīng)天然氣壓縮機(jī)壓縮的高壓天然氣和其他平臺輸送過來的高壓氣，進(jìn)行除液、穩(wěn)壓，為透平機(jī)組提供穩(wěn)定的燃料氣。由于高壓天然氣量較穩(wěn)定，故通過壓力調(diào)節(jié)閥放空的天然氣量較少，約為0.1萬m3/d。表1為各系統(tǒng)天然氣放空量統(tǒng)計(jì)。

2 回收方案研究

根據(jù)某平臺目前流程現(xiàn)狀，對天然氣放空回收做如下可行性分析：

電脫入口分離器火炬放空：根據(jù)生產(chǎn)流程實(shí)際情況，四臺電脫入口分離器從放空壓力調(diào)節(jié)監(jiān)測顯示均有部分天然氣到火炬系統(tǒng)放空，且放空調(diào)節(jié)閥的開度相對比較平穩(wěn)，放空量約為1萬m3/d。

原油緩沖罐覆蓋氣：來自天然氣處理系統(tǒng)燃?xì)庀礈旃蓿糜谡{(diào)整容器壓力，起到密封和穩(wěn)壓的作用，目前覆蓋氣出口調(diào)節(jié)閥開度較小，但是仍有部分放空，因此考慮進(jìn)行低壓氣回收;斜板除油器密封氣：由于斜板除油器距離新增射流裝置較遠(yuǎn)，且處于運(yùn)行狀態(tài)的四臺斜板除油器覆蓋氣放空閥開度較小，且含有一部分水蒸氣，可能會對天然氣壓縮機(jī)及透平造成影響，放空量較小，故可暫時不考慮回收此部分天然氣。

燃?xì)庀礈旃薹趴盏奶烊粴猓喝細(xì)庀礈旃藿邮丈a(chǎn)分離器分離出的天然氣，由于混輸海管段塞流嚴(yán)重，導(dǎo)致生產(chǎn)分離器分離出的天然氣量不穩(wěn)定，燃?xì)庀礈旃迚毫Σ▌印榱讼蛱烊粴鈮嚎s機(jī)提供穩(wěn)定的氣源，流程設(shè)計(jì)通過壓力調(diào)節(jié)閥調(diào)整天然氣放空量來確保天然氣壓縮機(jī)入口壓力穩(wěn)定，目前實(shí)際操作壓力為210 kPaG，根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際觀察和中控壓力調(diào)節(jié)閥開度顯示，在0～50 %頻繁波動，對于回收存在一定難度，回收后的氣體對射流裝置壓力系統(tǒng)將會產(chǎn)生較大影響，從而影響平臺原有燃?xì)庀到y(tǒng)穩(wěn)定，此處氣體可考慮暫時不做回收。

燃?xì)饨邮展薹趴盏奶烊粴猓喝細(xì)饨邮展薏僮鲏毫? 200 kPaG。由于高壓天然氣量較穩(wěn)定，故通過壓力調(diào)節(jié)閥放空的天然氣量較少，約為0.1萬m3/d。從新增射流裝置流程穩(wěn)定考慮，對于回收存在一定難度，回收后的氣體對射流裝置壓力系統(tǒng)將會產(chǎn)生較大影響，從而影響平臺原有燃?xì)庀到y(tǒng)穩(wěn)定，故此處氣體可考慮暫時不做回收。

為進(jìn)一步降低天然氣放空量，平臺火炬放空低壓氣回收的對象主要為電脫入口分離器降壓后分離出的天然氣和原油緩沖罐的天然氣。低壓氣回收后，火炬仍有部分放空，能滿足火炬最小放空量0 m3/d的要求（平臺火炬有長明燈流程），低壓氣回收具備可行性。平臺準(zhǔn)備回收低壓氣約1萬m3/d，但考慮到后期其他新油田的加入，射流器及其管線、容器再預(yù)留1萬方/天的處理能力，按照2萬m3/d回收能力進(jìn)行設(shè)計(jì)，見表2。

目前的回收技術(shù)以增壓壓縮機(jī)回收為主，該技術(shù)應(yīng)用成熟，可選擇的壓縮機(jī)形式較多，但前期投資較大，平臺改造工作量大，后期操作維護(hù)成本較高。本次低壓氣回收采用射流裝置，低壓氣回收流程圖如圖1所示，新增射流裝置的入口氣分別為平臺高壓氣以及回收的低壓天然氣，通過文丘里效應(yīng)由高壓氣帶動低壓氣，實(shí)現(xiàn)天然氣的回收利用。

射流裝置應(yīng)用于低壓天然氣回收，相比增壓壓縮機(jī)具有比較明顯的優(yōu)勢，見表3，但是射流增壓裝置在海上平臺應(yīng)用也有其局限性：①要有足夠流量的高壓天然氣引射低壓天然氣，一般來講高壓天然氣壓力是低壓氣的5倍以上才能實(shí)現(xiàn)低壓介質(zhì)的增壓需求。其專業(yè)名詞：引射比指回收低壓氣流量與所需高壓氣流量之比。一般情況下，引射比為0.2以上較為經(jīng)濟(jì)，但不絕對，還需要根據(jù)具體工況和需求來確定;②低壓天然氣增壓能力受限，即升壓比，指射流增壓后混合氣體壓力與低壓天然氣壓力的比值。一般情況下，升壓比小于7，在3.5左右最為經(jīng)濟(jì);回收后的天然氣有明確的去處，或者進(jìn)入燃料氣系統(tǒng)或者再增壓后進(jìn)入海底管網(wǎng)外輸;待回收的低壓氣壓力、流量相對穩(wěn)定。

本次研究的相關(guān)數(shù)據(jù)參數(shù)滿足射流回收的要求，因此采用射流增壓技術(shù)進(jìn)行平臺低壓氣的回收利用?；厥展に嚵鞒倘鐖D2所示。

低壓氣的回收控制共分為兩部分：①生產(chǎn)流程的控制;②緊急關(guān)斷系統(tǒng)的控制。生產(chǎn)流程控制采用經(jīng)典的PID控制模式，檢測射流裝置低壓氣入口管線的壓力值，設(shè)定低報(bào)警點(diǎn)為10 kPaG，高報(bào)警點(diǎn)為300 kPaG，設(shè)定點(diǎn)為30 kPaG。相關(guān)信號接入平臺中控系統(tǒng)，在中控組態(tài)畫面進(jìn)行工程整定，設(shè)置PID調(diào)控的各項(xiàng)參數(shù)，經(jīng)現(xiàn)場反饋射流器運(yùn)行平穩(wěn)，能夠有效地回收平臺富余低壓氣。

由于天然氣屬于易燃易爆的危險(xiǎn)氣體，因此生產(chǎn)流程上設(shè)置緊急關(guān)斷系統(tǒng)，由壓力變送器、緊急關(guān)斷閥構(gòu)成，基于安全儀表系統(tǒng)相關(guān)規(guī)范要求，緊急關(guān)斷系統(tǒng)的壓力檢測裝置不應(yīng)與過程控制系統(tǒng)的壓力檢測裝置工用，因此在低壓氣入口管線設(shè)置單獨(dú)的壓力變送器，用于檢測低壓氣入口管線的壓力高高低低報(bào)警值。當(dāng)?shù)蛪簹馊肟趬毫χ颠_(dá)到低低設(shè)定點(diǎn)50 kPaG時，考慮低壓氣管線泄漏工況，此時由中控的緊急關(guān)斷系統(tǒng)觸發(fā)關(guān)斷指令，關(guān)斷低壓氣入口關(guān)斷閥。當(dāng)?shù)蛪簹馊肟趬毫χ颠_(dá)到高高設(shè)定點(diǎn)300 kPaG時，考慮低壓氣管線超壓工況，此時由中控的緊急關(guān)斷系統(tǒng)觸發(fā)關(guān)斷指令，關(guān)斷低壓氣入口關(guān)斷閥。射流器出口設(shè)置壓力變送器，檢測到壓力值到低低報(bào)警點(diǎn)50 kPaG時，考慮管線及設(shè)備泄漏工況，需要關(guān)斷射流器出口關(guān)斷閥，同時也要關(guān)閉射流器高低壓入口管線上的關(guān)斷閥，以保證平臺的安全生產(chǎn)。當(dāng)射流器的高壓氣入口關(guān)斷閥以及出口關(guān)斷閥采用同樣的控制邏輯，實(shí)現(xiàn)對低壓氣回收流程的應(yīng)急保護(hù)功能。

4 結(jié)術(shù)語

海上低壓天然氣回收及控制技術(shù)，成功實(shí)現(xiàn)了平臺富余低壓天然氣的回收利用，在很大程度上降低了平臺放空量，積極響應(yīng)國家和總公司降低碳排放的號召，且在一定程度上了緩解了冬天燃?xì)庑枨罅客蝗辉黾訉?dǎo)致的氣荒。該項(xiàng)回收控制技術(shù)已經(jīng)逐步趨于成熟，且已經(jīng)逐步在海上平臺得到推廣應(yīng)用，具有一定的推廣應(yīng)用價(jià)值。

參考文獻(xiàn)

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