石涵 楊勇 楊葉 杜洋洋 付峻 李春輝

石涵楊勇楊葉杜洋洋付峻李春輝

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司白云天然氣作業(yè)公司）

南海某深水氣田群包括A、B、C、D四個深水氣田，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)，水下生產(chǎn)系統(tǒng)將所有井流匯合后經(jīng)深水海管輸送至中心平臺進一步處理，通過預(yù)增壓、脫水合格后的干氣，與上游平臺輸送的合格干氣增壓后同增壓后的凝析油混輸至陸岸終端進行深度處理[1]，平臺設(shè)置有兩套三甘醇脫水裝置，每天產(chǎn)生約5 000 Sm3低壓火炬氣，同時通過凝析油分離器和緩沖罐閃蒸的高壓火炬氣達到2×104Sm3/d，由于閃蒸氣氣量大壓力低，低壓閃蒸氣烴重溫度高等特性，給平臺的火炬系統(tǒng)帶來了一系列問題，如：火炬黑煙嚴(yán)重，火炬燃燒量大，大量的溫室氣體被排放等問題[2]，與海油集團公司的“綠色、低碳”發(fā)展戰(zhàn)略相違背，火炬氣回收項目勢在必行[3]。

目前已建成的海上油氣開采平臺，因受制于設(shè)施面積，大多未設(shè)置火炬氣回收裝置。在部分海上油田設(shè)施中通過后期的流程改造和新增設(shè)備實現(xiàn)了火炬氣回收，并取得了良好的經(jīng)濟和社會效益。例如，渤海某油田通過增設(shè)壓縮機回收裝置，每年回收天然氣約1.05×104Sm3減少碳排放量約2 500 t[4]；渤海某油田通過增設(shè)射流增壓回收裝置[5]，日均可回收天然氣1.0×104Sm3。此外，在陸岸氣田處理廠火炬氣回收項目也有一定的應(yīng)用，如蘇里格天然氣處理廠通過火炬氣回收每年可節(jié)省約200×104Sm3的天然氣[6]，大大降低了火炬放空氣量，收益顯著，但在海上氣田設(shè)施中火炬氣回收項目暫未得到成功應(yīng)用。基于南海某深水氣田處理平臺開發(fā)特點，研究適用于本項目的火炬氣回收方案，包括低壓火炬氣回收和高壓火炬氣回收等，在減排增效的同時也為后期天然氣處理設(shè)施提供借鑒。

1 高壓火炬氣回收方案選擇

1.1 凝析油處理系統(tǒng)

基于氣田凝析油的特性，凝析油處理選用二級處理加過濾聚結(jié)流程，高壓火炬氣回收處理流程方案1如圖1所示，既段塞流捕集器和三相分離器完成兩級分離，再通過凝析油分離器和凝析油聚結(jié)器完成過濾和深度脫水，再進入凝析油緩沖罐完成增壓外輸，來自上游平臺的凝析油進入緩沖罐。三相分離器通過閃蒸氣穩(wěn)壓，緩沖罐通過覆蓋氣和上游平臺凝析油閃蒸氣穩(wěn)壓，壓力超過設(shè)定點后進入高壓火炬系統(tǒng)燃燒排放。

圖1 高壓火炬氣回收處理流程方案1Fig.1 High pressure flare gas recovery process scheme 1

1.2 高壓火炬氣組分分析

高壓火炬氣來源有二，一為凝析油閃蒸氣，二為緩沖罐覆蓋氣，覆蓋氣來源于干氣。通過組分分析可知，高壓火炬氣以C1～C3為主，約占92.59%，低熱熱值較高（34.54 MJ/m3），經(jīng)過現(xiàn)場實際測算，高壓火炬氣放空量日均2×104Sm3，回收價值可觀。

1.3 高壓火炬氣回收處理流程方案選擇

針對大量閃蒸氣排放燃燒問題，高壓火炬氣回收處理流程初步確定為以下兩種方案：

方案1：新增一臺高壓閃蒸氣壓縮機，將高壓閃蒸氣由2 000 kPaG增壓至2 500 kPaG，以滿足濕氣壓縮機入口壓力，從而通過濕氣壓縮機回收高壓閃蒸氣，如圖1虛線所示。

方案2：新增一臺凝析油增壓泵，提高二級分離系統(tǒng)和凝析油閃蒸罐壓力，保證高壓閃蒸氣壓力高于2 500 kPaG，并新增管線將閃蒸氣引入濕氣壓縮機入口，從而達到回收的目的，如圖2虛線所示。

圖2 高壓火炬氣回收處理流程方案2Fig.2 High pressure flare gas recovery process scheme 2

兩種方案中，高壓閃蒸氣均通過濕氣壓縮機完成最后的回收。

方案1：高壓氣體分開進入新增的高壓縮機增壓后回收至濕氣壓縮機入口；需要設(shè)置一臺處理量為2×104Sm3/d（天然氣）的高壓閃蒸氣壓縮機；凝析油系統(tǒng)有預(yù)留接口，改造相對容易。

方案2：新增凝析油增壓泵，提高凝析油處理系統(tǒng)壓力，實現(xiàn)高壓放空氣回收；凝析油增壓泵處理量為120 m3/h液量；凝析油增壓泵體積小，操維簡單，可考慮備用；凝析油系統(tǒng)有預(yù)留接口，改造相對容易。

對于已投產(chǎn)設(shè)施的后期改造應(yīng)遵循盡量少增加設(shè)備、少改造流程的原則，同時盡可能減少設(shè)備的操維難度，保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。兩種方案均可以達到100%回收的目的，但是對比壓縮機和離心泵的控制邏輯和操作難度，使用離心泵對系統(tǒng)操作壓力增壓可大大降低系統(tǒng)的復(fù)雜性。此外，通過校核計算，凝析油增壓泵在系統(tǒng)增壓后的入口壓力由2 000 kPaG提高至2 500 kPaG，流量、揚程均未超設(shè)計范圍，因此選擇方案2作為平臺高壓火炬氣回收方案。

2 低壓火炬氣回收方案選擇

平臺低壓火炬氣主要來源有三甘醇再生系統(tǒng)汽提氣和乙二醇再生系統(tǒng)的放空氣，單日放空氣量為5000 Sm3，其中汽提氣占比60%以上，汽提氣溫度最高可達90℃，在低壓火炬分液罐中混合后，溫度約為50℃，因此部分重?zé)N（C4及以上含量達13.74%）進入火炬燃燒，產(chǎn)生大量黑煙。低壓火炬放空氣壓力10 kPaG，需要增壓至2 500 kPaG后進入濕氣壓縮機，增壓比達250，回收難度大，為此對低壓火炬整體回收技術(shù)進行了研究并確定了基本方案。

2.1 低壓火炬放空氣常用回收方法研究

海上低壓火炬氣的整體回收是近幾年發(fā)展起來的新工藝、新課題，經(jīng)過多年的研究和實踐基本形成了水封罐回收法和壓力控制系統(tǒng)回收法兩種較為成熟的方案[7]，近年來新型的等離子隨即引燃火炬技術(shù)逐步被推廣應(yīng)用。

水封罐回收法是在火炬管線中間端加裝三通，一端引入火炬氣回收壓縮機，一端通過設(shè)置合適水位的水封罐來實現(xiàn)火炬分液罐與火炬頭之間的隔離，并實現(xiàn)壓縮機穩(wěn)定的入口壓力，當(dāng)大氣量泄放天然氣時火炬氣能順利沖破水封液柱阻力，保證安全生產(chǎn)[8]，如圖3左所示。吐哈油田下屬的三個聯(lián)合站分別采用了水封罐回收法回收成功的實施火炬氣回收項目，回收天然氣單日可達5.2×104Sm3，取得了具有良好的經(jīng)濟和社會效益[9]。

壓力控制系統(tǒng)回收法通過在火炬管線上設(shè)置快開閥、爆破片以及壓力控制閥中的兩種或者三種的組合體，使得火炬分液罐與火炬頭隔離，同時將低壓火炬氣引入回收壓縮機。在異常情況下快開閥根據(jù)設(shè)定的邏輯開啟將火炬氣泄放至火炬，若快開閥失效則爆破片打開達到雙重保護的功能[10]，低壓火炬整體回收方案示意圖見圖3。某海上油田通過使用壓力控制法，在火炬管線上設(shè)置控制法、快開閥、爆破片三者并聯(lián)，實現(xiàn)了6×104Sm3/d的火炬氣回收。

圖3 低壓火炬整體回收方案示意圖Fig.3 Overall recovery scheme of low pressure flare

等離子體點火助燃是利用氣體放電形成局部高溫區(qū)域，并激發(fā)大量的活性粒子，實現(xiàn)快速的點燃可燃混合氣或強化燃燒的進程，高溫持續(xù)等離子火焰溫度高達6 000℃以上，等離子閃電瞬間溫度高達20 000℃以上。對應(yīng)的火炬頭采用微正壓升降式燃燒器，為同心雙管籠套式結(jié)構(gòu)，在無火炬氣時依靠自身重力達到密封的效果，升降器可根據(jù)實際的開啟壓力、摩阻力等進行設(shè)計。為此，新型的等離子隨即引燃火炬在點火和密封上具有一定的優(yōu)勢，如圖4所示為微正壓升降式燃燒器的效果示意圖。該技術(shù)在普光氣田得到實際應(yīng)用，經(jīng)過調(diào)研確認(rèn)，普光等離子隨即引燃火炬投運三年來，運行狀況良好，2021年該技術(shù)已在南海某小型天然氣平臺得到實際推廣應(yīng)用，運行效果有待進一步確認(rèn)。

圖4 微正壓升降式燃燒器效果示意圖Fig.4 Effect diagram of micro positive pressure lifting burner

2.2 低壓火炬氣回收放案選擇

該天然氣平臺屬于深水天然氣開采平臺，日產(chǎn)天然氣峰值可達2 000×104Sm3/d，緊急情況時天然氣泄放量大，為此平臺決定保持火炬長明，舍棄新型的等離子隨即引燃技術(shù)。在水封罐回收法和壓力控制回收法兩種方法對比優(yōu)選：

1）水封罐回收法。主要設(shè)備采用水封罐、補水系統(tǒng)、低壓氣回收壓縮機，該方法優(yōu)點是在陸地油田得到廣泛應(yīng)用，安全系數(shù)高；缺點是設(shè)備占用空間大，海上推廣應(yīng)用受限。

2）壓力控制回收法。主要設(shè)備采用壓力控制系統(tǒng)，該方法優(yōu)點是改造簡單，占地空間小，且海上油田有實際應(yīng)用案例；缺點是設(shè)備占用空間大，事故工況下對閥門的性能要求高，爆破片損壞后需要停產(chǎn)進行更換。

水封罐高度設(shè)計需考慮系統(tǒng)最高操作壓力、最大泄放氣量、液體沉降高度（避免火雨）等多種因素，經(jīng)過核酸水封罐尺寸為ID2.5 m×9.0 m T/T，同時還需增設(shè)相應(yīng)的配套補水系統(tǒng)，設(shè)備多且體積大，因此水封罐一般適用于新建平臺或者空間較大的設(shè)施。如圖5所示為基于壓力控制回收法進行設(shè)計的低壓火炬氣回收方案，可實現(xiàn)如下功能：

圖5 壓力控制回收法進行設(shè)計的低壓火炬氣回收方案Fig.5 Low pressure flare gas recovery scheme designed by pressure control recovery method

1）安裝通徑的快開閥，應(yīng)急情況下在規(guī)定的時間內(nèi)打開，可滿足正常泄壓。

2）當(dāng)快開閥故障或者打開時間過慢，上游壓力上升時觸發(fā)爆破片破裂，完成緊急泄壓。

3）安裝小尺寸的壓力控制閥，控制壓縮機入口壓力穩(wěn)定在一定值，保證壓縮機的穩(wěn)定運行，同時保證瞬間泄放量超過壓縮機設(shè)計值（隔離泄壓等）時不至于關(guān)停壓縮機。

4）在爆破片和PV上下游安裝隔離閥，可以保證PV和爆破片的檢修不影響正常生產(chǎn)。

5）快開閥和PV均采用FO（故障開），故障時可以自動全開。

6）PV一路采用小管徑可以減少空間和成本的投入。

7）火炬下游采用氮氣或者燃料氣小流量吹掃（或使用PV小開度）可保證火炬微正壓。

3 經(jīng)濟效益分析

該平臺的高壓和低壓火炬氣回收項目總投資約為1 000萬元，在解決了火炬黑煙問題的同時，每年共計回收火炬氣約800×104Sm3，預(yù)計每年節(jié)能減排9 300 t標(biāo)煤，直接減少CO2排放2.27×104t。可見，該平臺火炬氣回收項目是一項既有經(jīng)濟效益又有社會效益的工程，對促進海洋石油向綠色經(jīng)濟和可持續(xù)發(fā)展有著積極的推動作用。

4 結(jié)束語

該項目屬于國內(nèi)海上天然氣平臺首個火炬氣改造項目，為其他海上氣田進行火炬氣回收提供了借鑒。

1）在進行方案選擇時充分考慮自身流程和鄰近平臺的處理壓力，最大限度的減少壓力損失、設(shè)備的數(shù)量以及操維難度；盡量利用原有壓力，避免系統(tǒng)增壓、降壓再增壓的情況，增設(shè)凝析油增壓泵提高操作壓力進行高壓火炬氣回收，降低投資，并獲得最大的收益。

2）在對低壓火炬氣進行回收時，創(chuàng)新性對壓力控制法進行了改造，采用了爆破片、壓力控制閥、快開閥三者并聯(lián)，實現(xiàn)了壓縮機入口壓力自動調(diào)整、爆破片在線更換、閥門在線檢修等，保證了氣田的生產(chǎn)安全。

3）該平臺的火炬氣回收處理流程是在基于天然氣特有的處理工藝設(shè)計而成，該處理流程使得95%以上的火炬氣得到增壓，以滿足濕氣壓縮機入口壓力從而實現(xiàn)火炬氣回收，徹底解決了火炬氣冒黑煙的問題，大大減少了火炬的放空氣量。