基于天然氣液化加注技術的海上油田伴生氣回收方案

(中海油能源發展股份有限公司 采油服務分公司，天津 300452)

渤海油田現有已建油氣生產平臺(包括陸地終端等)近180座，每年約3 000萬t產量，多數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和環境污染[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，回收工藝復雜、費用高、安全控制難度大，未能形成有效的產業規模。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外的研究熱點。海洋石油支持船(如：三用工作船、守護船、供應船等)一直是服務海上油田開發生產的重要裝備，LNG燃料的推廣和應用將使海洋石油支持船的運營更加經濟、環保。利用油田富裕伴生氣為LNG動力海洋石油支持船提供LNG燃料海上補給，既可保障船舶燃料供應，又可保護環境，具有雙重作用。

1 總體思路及平臺基本情況

方案以保證現役海上生產平臺安全生產為前提。

通過在平臺空余甲板區域新增天然氣液化儲存系統、加注系統，將平臺生產期間富裕的伴生氣液化處理成合格的LNG產品，LNG儲存于LNG儲罐內，通過加注系統向海上LNG動力海洋石油支持船進行燃料加注，形成現役海上生產平臺+天然氣液化、加注系統+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區的中心處理平臺，為鋼質8樁腿導管架結構平臺，共4層甲板，見圖1。

圖1 渤海油田某平臺

平臺生產的合格原油通過海底管道外輸，生產期間的伴生氣主要用作燃氣透平、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 技術方案

渤海油田某平臺作為在產中心處理平臺，其工藝系統、公用系統等設備繁多、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備與LNG加注設備采用小型化、模塊化、分散布置的原則，盡量利用平臺危險區內甲板空間，且具有充分通風，不積累可燃氣體的區域。經調研分析評估，平臺頂層甲板可利用區域滿足新增設備布置需求，結合原設計資料LNG生產、儲存、加注計量裝置布置于頂層甲板，LNG加注操作區布置于平臺下甲板外延吊裝區域。新增設備布置見圖2。

圖2 新增設備布置

2.1 平臺改造分析

2.1.1 取氣點選取

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

根據API 521標準規范，典型的火炬氣回收系統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。

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

圖3 API規范推薦的火炬氣回收系統

2.1.2 結構

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，經初步分析原平臺桿件強度、節點沖剪及樁基余量均滿足要求；在后續設計階段將根據設備底座形式和精確的設備重量，進行詳細核算。結構計算三維模型見圖4。

圖4 結構三維模型

2.1.3 配管

為減少漏點，管道應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構的影響。當此類管路保溫需要經常被拆開或者有拆卸點時，需采取保護措施，比如在儲罐連接端設置集液盤，以防止LNG泄漏時甲板結構不會被低溫損傷。

2.1.4 儀表

1)中控系統。改造新增點位及LNG裝置所有控制點位均接入現場就地控制系統，由就地控制系統統一處理。并將LNG裝置運行狀態，故障報警，故障關斷，可燃氣體報警接入中控系統并顯示，同時接收平臺中控一二級關斷信號。

2)火氣布置?？紤]平臺現有火焰探頭布置，對新增LNG生產設備、儲罐及加注操作站等區域增設火焰探頭，滿足火焰探測要求。

2.1.5 其他

經核算平臺可對外提供的電力、冷卻水、導熱油等公用系統能力滿足新增天然氣液化加注系統的生產需求。

安全、通訊及電氣等專業按照規范、規則的要求進行評估設計和施工改造，滿足平臺安全生產的要求。

2.1.6 低溫防護

在LNG生產及對外加注過程中，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生低溫液體滴漏的風險，在各風險點設置低溫集液盤收集低溫泄漏的液體，防止因LNG泄露造成平臺結構的低溫損傷。

2.1.7 泄漏防爆

LNG泄漏氣化或天然氣泄漏擴散濃度達到極限會造成爆炸的危險。在LNG生產、加注區域新增可燃氣體探頭，接入就地控制系統，當該區域可燃氣濃度達到20%爆炸下限時報警，達到50%爆炸下限時進行生產關斷。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險，需要在生活樓靠近LNG生產區的外圍壁一側新增設防爆墻進行安全防護。

2.2 天然氣液化方案

天然氣液化方案采用小型LNG生產裝置，該裝置滿足現行標準及規范、規則的要求，適合在海上高鹽霧、高濕度、日溫差大的環境里生產。小型LNG生產裝置具有小型化、輕量化、模塊化、分散化的特性，適合在油氣生產平臺有限空間內布置；對平臺生產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生產裝置生產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裝置為適應海上平臺復雜的生產需要，滿足規范要求，采用LNG領域成熟的凈化工藝，選擇MDEA吸收法脫除酸性氣體、分子篩脫水、浸硫活性炭脫汞、及洗滌法脫重烴。

液化工藝的設計應適應海上特殊環境的需要[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，如單級氮氣膨脹流程、雙級氮氣膨流程、氮氣-甲烷膨脹流程和帶預冷的雙級氮膨脹流程[4]。參照同規模陸上小型LNG裝置成熟的液化工藝，經分析比對選用比較節能的單混合冷劑液化流程。

2.2.2 小型LNG生產裝置組成

小型LNG裝置包括對原料氣的計量及增壓，預處理凈化系統、液化系統、消防安全系統及電氣、儀表等自動控制系統和配套公用工程。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產品主要規格見表3。

表3 LNG產品規格

2.3 LNG儲存方案

本方案設置2臺立式LNG儲罐，總容量滿足每6天對外加注一次的需要，加注期間生產裝置不停機，并滿足相關標準、規范的要求。儲罐外形見圖6，相關設計主要參數取值見表4。

圖6 LNG儲罐外形

表4 LNG儲罐主要參數設計值

2.4 NGL儲運方案

平臺伴生氣在進行凈化過程中將產生副產品重烴(NGL)，其產品參數見表5。

表5 NGL產品規格

按照《國際海運危險貨物規則》相關規定NGL屬于S2.1類危險品，為安全經濟地實現NGL的儲存和海陸周轉運輸，經方案分析對比，確定采用罐式集裝箱(簡稱罐柜)進行NGL儲運。該NGL罐柜滿足便攜式罐體規范T50 的要求，由具有載運S2.1類危險品證書的平臺供應船負責由平臺運輸至沿海?；反a頭，完成裝卸和陸地分銷，從而實現海陸周轉。

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，本方案LNG加注系統由加注計量裝置，控制系統，吹掃系統，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和設備組成，將儲罐中的LNG通過加注軟管泵送到受注船儲罐中。

加注操作分為準備階段、加注階段和完成階段[5]。在加注作業前，需要對加注軟管進行惰化、凈化和預冷；加注時按先用頂部加注管路預冷降溫后，再轉換到底部管路快速加注的順序進行，期間受注船須保持船位，并不得進行直升機操作等風險作業；加注完成后，排干軟管中的LNG，再用氮氣吹掃加注軟管和回氣管。加注操作應遵循國家主管機關法律法規和標準規范的要求。本方案加注作業示意，見圖7。

圖7 LNG加注作業示意

3 結論及建議

通過方案分析，認為利用天然氣液化和加注技術實現平臺富裕伴生氣的回收利用，技術是可行的。目前本方案尚處于項目前期研究階段，對后續研究設計工作建議如下。

1)對LNG生產、加注作業安全進行深入分析，進一步完善安全設備配置和作業規程。

2)國內陸地LNG生產、儲存和加注設備制造技術成熟，目前雖無海工應用案例，但為使項目具有更好的經濟性，應促進設備國產化。

3)受現役海上平臺甲板空間和公用系統限制，結合目前海工船舶LNG燃料補給需求，伴生氣處理規模宜在3萬m3/d以下。

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