海上油氣田火炬放空氣回收利用技術研究進展

肖 宇，汪本武，代齊加

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

1 陸地放空氣回收技術

1.1 技術進展

1996年，中國石化出臺《石油化工企業熄滅火炬考核驗收標準》，石油化工行業回收利用火炬氣、熄滅火炬工作全面展開。經過二十多年的發展，火炬氣回收技術在陸地化工廠、聯合站等已有廣泛應用。現有的火炬氣回收技術包括：壓縮冷凝法、吸附法、水合物法和膜分離法等[1]。

壓縮冷凝法是應用最為廣泛，也相對成熟的技術方法。該技術所使用設備包括：水封罐、火炬分液罐、氣柜、壓縮機等。在正常工況下，火炬氣經火炬管網匯入分液罐除液，氣體不足以突破水封罐水封壓力，從而進入燃氣回收系統。在事故及非正常工況下，火炬氣壓力升高，突破水封進入火炬頭燃燒放空，避免系統高壓及燃氣聚集引發的安全風險。吐哈油田的溫米、鄯善、丘陵等聯合站，通過新增水封罐、螺桿壓縮機等改造措施，在火炬氣回收方面取得了良好的應用效果[2]。

吸附法、水合物法和膜分離法可以實現火炬氣不同組分的分別回收。雖然原理不盡相同，但都是利用不同氣體組分的物理化學性質不同，達到不同組分分別回收的目的[3]。

1.2 應用于海上的適用性分析

吸附法、水合物法和膜分離法為實現不同氣體組分分別回收的技術，這與海上油田將火炬氣回收作為燃料氣或者外輸氣的目的不符，不適合在海上油田應用。

壓縮冷凝法能夠實現火炬氣壓縮回收，作為燃料氣或者外輸氣進行利用。但是由于海上平臺空間極度受限，該方法的關鍵設備-氣柜，無法裝備在海上平臺。以海上油田日均放空火炬氣5.0×103Sm3為例，至少儲存3小時放空量，氣柜所需空間至少為600.0 m3，占用空間巨大[4-5]，難以適應海上油氣田環境。因此，需研究新的技術方法，或者對現有技術進行改造，以適應海上平臺回收火炬氣的需求。

2 海上平臺放空氣回收技術

2.1 氣液分離工藝流程

目前，海上油田的氣液分離設備一般分為三級，即：生產分離器、熱化學處理器、原油緩沖罐。油井產出物流進入生產分離器（550 kPaG，55 ℃），油氣水初步分離，大部分氣體進入燃氣洗滌罐待用，其余進入火炬系統。生產分離器分離得到的油相，經熱化學加熱器升溫后，進入熱化學處理器（50 kPaG、80 ℃），低壓高溫條件下，部分氣體析出，這部分氣體被稱為低壓伴生氣（以下稱“低壓氣”）。熱化學處理器分離得到的油相，經電脫水器進行油水深度分離后得到原油，進入原油緩沖罐（30 kPaG、70 ℃），溶解氣析出進入火炬系統，得到飽和蒸汽壓合格的原油，經外輸泵輸送至陸岸終端。

2.2 低壓氣回收技術

2.2.1 氣田低壓閃蒸氣回收

海上氣田的氣液分離工藝與油田類似，亦可分為三級。主要工藝流程包括高壓生產分離器、低壓分離器和凝析油緩沖罐[6]。

在高壓、低壓分離器分離過程中，會伴生大量凝析油，凝析油在穩定過程中釋放出的氣體，被稱為低壓閃蒸氣。目前，低壓閃蒸氣的回收方法有：經壓縮機增壓后作為燃料氣或商品氣，供海上平臺透平發電機使用或銷售；經壓縮機增壓后，經外輸海管至陸地終端進行進一步處理或回收。在南海某新建平臺上，確定了在凝析液緩沖罐氣相出口設置壓縮機的方案[7]，低壓閃蒸氣壓縮回收進入工藝流程，最終形成合格商品氣用于平臺發電或銷售。經對比，發現無油螺桿壓縮機在南海某新建平臺的工況下優勢明顯。

2.2.2 油田低壓氣回收

2.2.2.1 壓縮機回收

低壓氣具有溫度高、壓力低、流量波動大、含有重質組分和水的特點。因此，采用以壓縮機為核心設備的處理系統，處理流程為：熱化學處理器分離出的低壓氣，經過海水前冷卻器冷卻后，通過壓縮機壓縮，經海水冷卻器冷卻后和低壓燃氣洗滌器的除液，進入燃料氣系統完成回收。

在渤海某油田的技術改造中，將熱化學處理器氣相出口設置了一套低壓氣回收裝置，獲得了良好的應用效果[8]。研究發現，設備覆蓋氣損失是火炬氣的重要來源，通過將斜板除油器覆蓋氣改造進入低壓壓縮機回收，獲得了良好的經濟效益[9]。在壓縮機的優選方面，研究人員分析了海上油田低壓氣回收的一般方法，通過對比，提出了雙螺桿壓縮機在低壓氣回收上有明顯優勢，使用噴油雙螺桿壓縮機或是無油雙螺桿壓縮機應根據低壓氣的參數特征確定[10]。

2.2.2.2 天然氣增壓射流裝置回收

天然氣射流增壓技術很早即得到了應用。該技術應用的是文丘里效應原理，高壓流體抽吸低壓流體，輸出介于高壓和低壓之間某一壓力值的混合流體，達到低壓流體增壓回收的目的[11]。增壓射流裝置具有體積小、投資小、無運動部件易于維護的特點，適用于海上平臺空間受限的工作環境。渤海某油田在熱化學處理器出口增設射流裝置[12]，利用油田自產氣作為高壓氣源回收低壓氣，形成的混合氣體供透平發電機使用，日均回收天然氣1.0×104Sm3。

2.2.2.3 基于加注技術的伴生氣回收

通過在平臺空余空間，加裝小型撬裝天然氣液化裝置，實現低壓氣的液化回收利用[13]。液化天然氣（LNG）通過加注系統向海上LNG動力支持船提供燃料，形成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運行模式。

2.2.3 增壓凝析液的再回收

在低壓氣的壓縮回收過程中，較富組分（C3～C5），經增壓、冷卻形成大量凝析液。較富組分不滿足透平供氣要求，火炬放空也將產生大量黑煙，而混入合格原油將降低原油穩定性，其處理應用是油田生產的一個難題。研究人員提出了凝液回收雙塔流程的方案[14]，通過增設LPG（C3+C4）回收和儲存裝置，天然氣凝液經兩個精餾塔處理成輕油和合格LPG，解決了低壓氣深度回收的問題，同時給出了LPG的外輸方案及儲罐的安全防護措施。

2.3 火炬放空氣整體回收技術

海上平臺應用比較多的是回收熱化學處理器的低壓氣，這些氣體數量可觀，但不是火炬氣的全部來源[15]。為保持生產工藝流程壓力穩定，油氣處理及緩存設備不可避免地會泄放氣體進入火炬系統。海上火炬氣的整體回收是近幾年發展起來的新課題。2016年，海上平臺火炬氣回收利用技術引發關注，開始出現一些文獻報道[16]。

2.3.1 水封罐回收法

水封罐回收法是基于陸地已有的壓縮冷凝法向海上應用的技術轉化。壓縮冷凝法無法用于海上油田的主要原因是無法裝備體積巨大的氣柜。因此，可以討論不加裝氣柜實現火炬氣回收的可能性。

以渤海某平臺為例，設火炬氣回收系統最高操作壓力為40 kPaG，根據液體壓強的計算公式，所需液柱高度為4.08 m，考慮到預留，罐體的高度大約在6.0 m以上。這樣的高度對平臺來說還是比較高的，但可以考慮使用立式罐或密度更大的液體作為密封液，達到節約空間的目的。

該平臺火炬氣系統龐大，又與事故罐（閉式排放罐）連通，考慮用火炬管網和事故罐作為簡易的氣柜。火炬管網體積難以準確核算，僅考慮事故罐體積做保守計算。該平臺事故罐體積為218.3 m3，為方便計算以200.0 m3計。工作壓力范圍設定在10～40 kPaG，經計算，火炬系統內氣體的量至少可以在199.34～253.08 Sm3波動，有一定的緩存功能。因此，該方法應用于海上平臺在技術上可行。

2.3.2 壓力控制系統回收法

在某深海FPSO項目中[17]，火炬分液罐氣相出口設置兩組并列的氣動快開閥。正常工況下，快開閥門關閉，使火炬系統有一定背壓，火炬氣進入液環式壓縮機，增壓回收進入燃氣洗滌罐實現回收。異常工況下，快開閥門開啟，火炬氣泄放至火炬頭燃燒。另外，兩組氣動閥門并聯爆破片裝置，提高了系統的安全性[18]。在某海上油田，研究人員進行了一系列技術改造，包括生產分離器獨立壓力控制，油田群天然氣能力合理配比和流程優化，在火炬系統至火炬分液罐管路增設并聯的控制閥、泄放閥、爆破片等，實現了6.0×104m3/d的氣體回收，同時解決了閉排罐、污油罐、污水罐等常壓罐體氣體無法進入壓力調整后的火炬系統的問題[19]，為實現火炬氣整體回收提供了解決方案（表1）。

3 總結

（1）目前，低壓氣回收技術在海上油氣田應用較多。包括在氣田應用的低壓閃蒸氣回收技術和油田使用的壓縮機、增壓射流裝置低壓氣的回收技術。另外，增壓凝析液的再回收，為低壓氣深度回收提供了思路。

（2）火炬放空在保證油田安全生產的同時，也造成了資源的浪費和環境的破壞。加強火炬放空氣回收技術的研究，符合國家環保要求不斷提高和低碳可持續發展的大趨勢。

（3）為保證海上油田工藝流程的穩定，火炬氣不可避免地要產生，因此，減少火炬放空的最終方法是整體回收火炬氣。近年來，海上火炬氣的回收利用逐漸受到研究人員的重視，目前也有一些成功應用的案例。

表 1 放空氣整體回收方案適用性對比Table 1 Comparisons of applicability of the overall vented gas recovery technology

（4）立足海上油氣田實際環境，研究安全性高、體積小的火炬系統背壓控制設備，能夠適應火炬氣氣量波動大的壓縮裝置或流程控制體系，是未來該項技術發展的方向。