海上浮式LPG生產系統分析

俞進

(中國海洋石油集團有限公司,北京 100010)

原油從地下開采出來的過程中會產生大量的伴生氣,其組分較重,且含有大量的C3+輕烴組分,對于陸地油田或采用“半海半陸”開發模式的海上油田,一般會將伴生氣集中至油氣處理廠的輕烴回收裝置,回收其中的C3+組分,生產合格的丙烷、丁烷、LPG以及穩定輕烴產品銷售,來進一步提升伴生氣產品附加值。但在“全海式”模式開發海上油田中,因海上平臺面積和經濟效益限制,伴生氣一般直接作為燃料氣或回注而不回收C3+組分,富余部分冷放空或燒掉,在損失寶貴輕烴同時也造成火炬燃燒不充分發生冒“黑煙”現象。在“全海式”模式中,當采用浮式石油生產儲卸裝置(以下簡稱“FPSO”)作為全油田油氣水處理中心時,其船體上部甲板空間面積相對較大,近年來隨著輕烴回收技術不斷成熟應用,中國海油也在積極探索其在FPSO上應用的可行性,先后在中國海上的南海西部文昌油田“奮進號”舊船和南海東部流花油田“海洋石油119號”新船上先后改造和新建了LPG生產系統,項目投產后運行良好,經濟和環保效益顯著。在上述項目實施過程中也總結和積累了一定的海上浮式LPG生產系統的設計、建造、調試生產、工程管理、安全管理等方面的經驗。本文主要針對LPG系統設計中的關鍵要點進行總結。

1 LPG生產工藝

陸地常規LPG生產系統氣源穩定,且運行年限長,因此常設計較為復雜的工藝流程來盡可能地提高產品的回收率,獲得最大的產品經濟效益。中海油目前已建或在建陸上終端天然氣輕烴回收裝置中,LPG生產系統采用了“膨脹機”、“丙烷輔助制冷+膨脹機”或“丙烷輔助制冷+膨脹機+重接觸塔”等工藝,制冷溫度一般能達到-70℃～-90℃,天然氣中90%以上C3+組分被冷凝下來,再經分餾系統對凝液進行逐級分餾,生產合格的LPG、丙烷、丁烷和穩定輕烴等產品。中海油某陸地終端采用“丙烷輔助制冷+膨脹機+重接觸塔”工藝的LPG生產系統中僅制冷單元的工藝流程見圖1,其工藝復雜、動靜設備多,運行功耗大。

圖1 中海油某陸上終端制冷單元工藝流程

在FPSO上設置LPG 生產系統通常以解決燃料氣熱值以及火炬燃燒污染等問題為主要目標,不過分追求產品收率從而導致設計流程復雜化,基于浮式裝置的尺寸和空間的限制,過于復雜的 LPG 回收處理工藝在浮式裝置上并不適用。“海洋石油119號”FPSO上新建LPG回收單元工藝流程見圖2,其流程簡單,設備少,運行能耗低。

圖2 “海洋石油119號”FPSO LPG生產工藝流程

在進行FPSO上LPG生產系統處理工藝選擇時,首要關鍵點應是要考慮系統原料輸入及產品輸出兩個關鍵因素,先行判斷LPG生產工藝是否要制冷、制冷溫度、采用何種制冷和分餾方式,再在此基礎上通過開展不同工藝方案經濟性比選,最終確定LPG生產工藝流程。本文僅針對系統原料輸入和產品輸出展開分析,相關工藝方案經濟比選已有文獻述及[1-2]。

1.1 原料輸入

中海油某陸上終端與“奮進號”和“海洋石油119號”FPSO進LPG生產系統進料的組成、溫度、壓力和氣化分率參數見表1。

表1 同項目LPG回收裝置進料參數

陸上終端進料因其是凝析氣田伴生氣,組分最輕,其C3+含量遠低于油田伴生氣的FPSO,進料狀態為氣態。“奮進號”和“海洋石油119號”的LPG生產系統進料組分中,“C3+C4”差異不大,“海洋石油119號”進料主要為原油處理系統生產分離器氣相增壓后分離的凝液,因此其C5+組分含量是“奮進號”的5倍多,且為純液態。

在保持進料壓力下不變情況下降低進料溫度,C3冷凝率與溫度關系見圖3。

圖3 C3冷凝率與溫度關系

據此可初步判斷某陸上終端要完成80%以上C3+組分回收,其溫度需降低至-58℃以下,“奮進號”僅需降低至-20℃以下,而“海洋石油119號”在40℃就為液態。基于上述分析,高欄終端采用了壓力能轉換為冷能的“膨脹機制冷”工藝,“奮進號”采用了丙烷輔助制冷工藝,而“海洋石油119號”無需制冷。

1.2 產品輸出

針對海上空間有限且油田伴生氣組分較重易冷凝的特點,從節省空間和減少海上生產設備角度,亦可考慮采用“海上+陸上”接力處理的模式完成合格LPG產品生產,即在海上僅完成C3+輕烴的冷凝回收,不追求LPG產品的質量合格,通過LPG運輸船將不合格產品運到陸上終端進一步處理或與陸上合格產品摻混滿足產品質量要求合格后外銷,以期減少海上設施數量和生產能耗,處理流程見圖4。

圖4 “海上+陸上”接力處理模式生產合格;LPG產品流程示意

在“奮進號”LPG生產系統改造設計中進行上述方案比選,原料通過主冷器冷凍至冷凝溫度后再進入低溫分離器實現氣液分離,低溫分離器的液相進入液烴儲罐,定期通過LPG運輸船運送至潿洲某陸上終端處理的模式,“奮進號”上LPG處理工藝流程見圖5。

圖5 奮進號“海上+陸上”接力處理模式;LPG生產系統工藝流程

經濟性分析表明,因其增加了不合格LPG的運輸費、二次加工費以及損耗,5年生產期內額外增加1億多元人民幣,而整套合格LPG生產系統改造費用約為2億元人民幣。

在“海洋石油119號”LPG生產系統設計中也考慮了“海上+陸上”接力處理模式。在FPSO上僅設置1座精餾塔,完成不合格LPG和穩定輕烴產品的分離,合格輕烴與產品原油摻混,不合格LPG通過運輸船運送至中海油廣西某終端進行處理合格后外銷,工藝流程見圖6。經模擬計算采用該簡易流程不僅減少LPG和穩定輕烴產量約67 t/d,按合格LPG產品4 000元/t銷售價格,年損失收益近1億元,此外,按照231 m3/d產量不合格LPG產品單方售價降低600元/m3(項目采用買方負責運輸和后續處理,產品降價銷售模式),年損失收益近5 000多萬元,而海上流程簡化后裝置投資僅可節省5 000萬元左右,經濟性差。

圖6 119號“海上+陸上”接力處理模式;LPG生產系統工藝流程

通過在“奮進號”和“海洋石油119號”對“海上+陸上”接力處理模式生產LPG方案比選可知,該模式因其受產品產量、損耗和再次處理費用大幅增加的影響,遠高于設備設施優化的投資,經濟性較差。因此,在不引起FPSO船體或海工結構方案大調整導致費用大幅增加的情況下,不建議考慮采用該模式。

2 LPG儲存

目前海上LPG儲存方式有低溫存儲和全壓存儲兩種方式,日本IHI公司建造的世界上第一艘Sanha號LPG-FPSO將天然氣中的丙烷、丁烷分離后,通過制冷裝置將LPG低溫儲藏至-50 ℃船艙內。儲藏艙由左右共計6對艙組成,具有在-50 ℃環境下儲存135 000 m3LPG的能力[4]。此外,FLNG液化副產品中通常也包括LPG,也是通過低溫儲藏在專用船艙中。低溫下LPG飽和蒸汽壓低,可利用船艙進行儲存,儲存容積大,但需要增加制冷模塊和采用保冷措施,一般適用于海上大規模LPG生產。全壓儲存即在常溫帶壓(40 ℃,1 430 kPa)下存儲LPG,優點是無需大量制冷設備,且儲罐無需設置保溫層,長期儲存也不會有揮發物,在陸上LPG儲罐中廣泛應用,中海油所有陸上終端采用了壓力球罐,目前國內陸上最大全壓式LPG儲罐單罐容積為6 000 m3,其用在FPSO上缺點是LPG常溫下飽和蒸汽壓高,不適用船艙儲存,需單獨設置LPG儲罐,占地空間大,一般配套用于中小型LPG生產系統。

儲罐設計總容積應根據LPG最大日產量,考慮充裝系數、LPG運輸船噸位及外輸頻率等因素綜合確定。目前我國海上浮式LPG主要是回收原油伴生氣或凝析油穩定氣中的重組分,屬于海上小型輕烴回收裝置,文昌油田“奮進號”、流花油田“海洋石油119”均在甲板單獨設置LPG臥式儲罐,主體船艙為儲油艙和壓載艙。“海洋石油119號”作業南海海域的環境條件統計,1979-2013年統計最長連續壞天氣數平均值約為8 d,按照外輸周期不低于最長連續壞天氣數平均值原則,結合全壓式LPG運輸船噸位,在FPSO甲板設4個700 m3全壓臥式罐可滿足LPG生產及外輸的需求。

后續生產實踐證明,設置多組臥式儲罐對于原油伴生氣及原油穩定氣LPG回收最為可行。

相對于陸上儲罐,海上LPG儲罐受甲板海浪及船體運動影響較大,發生泄漏產生的危險性更高,目前國內外尚未有針對海上浮式LPG儲罐設計的規范,因此海上LPG儲罐設計需重點考慮儲罐板厚設計、鞍座設計及強度校核、破波板和支撐板設計。相應儲罐安全上應考慮儲罐注水注氮氣設計,防止罐底、罐頂液化氣泄漏。LPG儲罐區應設置冷卻水系統和滅火系統,宜采用消防水噴淋作為冷卻保護措施,采用固定式干粉滅火系統作為滅火設施,著火罐冷卻水噴淋供給強度不應小于9 L/(min·m2)。

3 LPG外輸

LPG在FPSO上作業的最后一道工序就是外輸,有旁靠外輸、串靠外輸和串旁靠聯合外輸三種方式。目前國內陸上LPG過駁運輸一般在碼頭作業,通常采用旁靠外輸作業的方式。由于海上LPG外輸船噸位較小,在南海惡劣環境條件下會存在與FPSO相對運動較大,從安全角度及中國海油多年成功的操作經驗,LPG在南海適合采用串靠外輸,如果采用旁靠外輸,發生斷管或者船舶碰撞等時候,將會產生嚴重后果。“奮進號”和“海洋石油119號”均采用了串靠外輸模式,圖7為“119號”LPG產品外輸作業現場。

圖7 “海洋石油119號”FPSO LPG產品外輸

相對陸上LPG外輸設置氣相平衡線,文昌油田“奮進號”首次采用艉掛單管外輸作業模式,通過FPSO消解大的涌浪,用一根漂浮軟管將LPG輸送至運輸船上。海上LPG外輸應設計軟管液化氣回收流程,設置殘液回收壓縮機、殘液回收泵,避免軟管超壓。

考慮海上外輸作業工況復雜性,外輸過程中需注意外輸流量控制、外輸管線壓力控制和LPG儲罐的壓力控制,設置LPG儲罐補壓流程。為確保外輸系統安全,應設置LPG外輸系統的壓力保護和LPG軟管的安全保護,在LPG儲罐管線上安裝壓力保護開關,對設施進行超壓或欠壓保護。在LPG外輸軟管上設置破斷節和快關閥,當破斷節斷開后,快關閥自動快速關閉。

4 總體布置

LPG生產系統主要包括LPG處理模塊、儲罐模塊和外輸模塊,總體布置的主要目標為充分利用FPSO有限的空間,將LPG回收裝置安全、合理、經濟布置在有限的甲板空間上,便于海上施工與吊裝,并使重心分布滿足下部船體總體性能的影響。

FPSO設備設施應根據其危險性分區布置,LPG火災危險等級為甲A類,因此LPG處理撬塊及LPG儲罐應布置在危險區,盡可能遠離非危險區及生活區。“奮進號”和“海洋石油119號”LPG處理撬塊和儲罐均布置在FPSO船艏一側。

LPG處理撬塊具有尺寸大、重量重、位置高等特點,需考慮對該撬塊甲板空間和吊裝位置的要求;海上浮式裝置的晃動,無論是橫搖還是縱搖,尤其會對LPG回收塔產生諸多影響。設計中應從工藝和機械等角度充分評估晃動帶來的影響,并以工藝模型為基礎、塔器設計為核心等進行設計優化和調整,以保證LPG回收塔的抗風浪能力和在晃動條件下的平穩安全生產[5];尤其是LPG回收系統塔器設備宜布置在船體長度方向中軸線附近,以避免船體晃動影響設備處理效果。

LPG儲罐作為危險源宜集中布置,便于分區管理。各儲罐之間應適當采取分隔措施以減少次生災害發生的概率[6]。“海洋石油119”FPSO在設計時考慮LPG儲罐布置,將LPG儲罐并列布置在FPSO艏部,見圖8。

圖8 “海洋石油119號”儲罐位置照片

奮進號FPSO的新增LPG儲罐是后期改造增加的,從現場安裝及作業安全考慮,LPG儲罐布置在FPSO艏部左右舷,見圖9。

圖9 “奮進號”儲罐位置照片

LPG儲罐重量較大,對FPSO的性能影響較大,以“海洋石油119”為例,從表2可以看出,由于LPG儲罐布置在上部組塊,導致上部組塊的操作重、吃水、船體重量、排水量和重心高度均有所增加,需要分析和考慮其對船體的影響。

表2 LPG儲罐對船體參數影響表

考慮到LPG工藝系統對FPSO的運動較敏感,在設計階段應合理規劃艙室布置,以此降低FPSO運動。“海洋石油119號”增加LPG生產系統后,經核算其運動性能參數良好。具體參數見表3。

表3 “海洋石油119號”重心處運動幅值

外輸系統中的外輸泵撬、外輸計量和真空回收撬布置應靠近罐區,方便管線布置和操作,應考慮LPG儲罐和外輸泵相對安裝位置,避免泵發生汽蝕。LPG運輸船在船艉串接停靠,因此外輸滾筒撬需布置在船艉。

5 結論

中國海油“奮進號”在油田不停產,FPSO不進塢的情況下在海上就地改造加裝LPG生產系統,將FPSO直接升級為LPG-FPSO,屬于世界首創。LPG生產系統從2006年11月一次投產成功至2022年8月停產以來,整套裝置運行平穩可靠,未出現任何重大安全生產事故,累計從油田伴生氣中回收LPG超38萬m3,減少CO2排放3.2億m3,接近1 000萬畝森林一年的碳匯能力,取得了巨大的經濟效益與環保效益。后續“海洋石油119號”上部新建的LPG生產系統也于2021年9月一次順利投產,在浮式LPG生產系統的實踐上又向前邁進了一步。

結合項目實踐,對浮式LPG生產系統的工藝生產模式、儲運方案及總體布置原則等總結具體建議如下。

1)浮式LPG生產系統設計中,首先應分析其進料組成和物性,選擇合理的制冷和分餾工藝,通過技術和經濟性對比分析,確定最優工藝流程。

2)“海上+陸上”接力處理模式可簡化海上工藝流程,減少設備數量和降低處理能耗,但后續不合格產品運輸、依托陸上設施二次處理過程中的損耗和費用較高,整體經濟性較差,在不引起海工結構方案和投資發生大調整的前提下不推薦。

3)海上油田伴生氣規模一般較小,回收LPG產量較低,一般考慮全壓常溫LPG儲罐儲存,儲罐總容積除考慮項目使用的LPG運輸船一次裝載量外,還應綜合考慮所在海域影響外輸的環境條件。

4)LPG產品外輸應優先考慮串靠外輸模式,可有效避免外輸過程中發生斷管或者船舶碰撞等事故時對于FPSO的影響。

5)LPG屬于甲A類物質危險性極高,其處理撬塊和儲罐應盡量布置遠離非危險區及生活區的船艏一側,易受晃動影響的塔器等設備應盡量布置在船體長度方向中軸線附近,最大限度降低其對設備處理能力的影響。