SDPSO油水置換模擬試驗(yàn)研究

劉巍巍, 王　晉, 張益公, 高　爽, 倪明晨

(北京高泰深海技術(shù)有限公司, 北京 100029)

?

SDPSO油水置換模擬試驗(yàn)研究

劉巍巍, 王晉, 張益公, 高爽, 倪明晨

(北京高泰深海技術(shù)有限公司, 北京 100029)

摘要：SDPSO 是一種集國外成熟的Spar平臺技術(shù)與傳統(tǒng)FPSO技術(shù)于一體的新型深水浮式平臺形式，其深吃水的主體內(nèi)部有巨大的空間可以通過油水置換技術(shù)來對生產(chǎn)出的原油進(jìn)行儲油和卸油。為了驗(yàn)證該儲油系統(tǒng)的實(shí)用性，該項(xiàng)目在完成1∶83縮尺比的模型試驗(yàn)后，又進(jìn)行了1∶50縮尺比的模型試驗(yàn)，旨在通過油水置換工藝模擬試驗(yàn)，對新概念Spar深水鉆井生產(chǎn)儲卸油平臺(SDPSO)的儲油系統(tǒng)油水置換工藝進(jìn)行功能驗(yàn)證，通過檢測并分析兩次油水分離后水中含油量和油中含水量，確定SDPSO在滿足儲油功能的同時(shí)，置換出的水達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)且不致油中含水量過高。

關(guān)鍵詞：SDPSO平臺；油水置換；模擬試驗(yàn)

0引言

干樹立柱式鉆井生產(chǎn)儲卸油平臺(Spar Drilling Production Storage Offshore Loading，SDPSO)作為一種新型的集鉆井、儲卸油為一體的多功能平臺，其較強(qiáng)的存儲能力大大降低了海洋石油開采成本，如圖1所示，其中油水置換分離技術(shù)為該存儲方式關(guān)鍵性技術(shù)。

圖1　干樹立柱式鉆井生產(chǎn)儲卸油平臺

油水置換儲油技術(shù)可將原油貯存置于水下，避開風(fēng)浪和雷電襲擊，使用安全；避免“油氣呼吸”現(xiàn)象，降低了空氣污染和作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)；降低了水下儲油成本，便于大噸位置換存儲，且連續(xù)生產(chǎn)能力強(qiáng)；在一定程度上簡化了海洋石油開發(fā)系統(tǒng)，對結(jié)構(gòu)強(qiáng)度要求低，無需昂貴的轉(zhuǎn)塔系統(tǒng)；利于平臺實(shí)現(xiàn)“自采自儲自輸”功能，且成效高，經(jīng)濟(jì)性好，利于邊際油田的開采和存儲。但油水置換需要考慮高凝原油的保溫問題，以及海陸對Spar平臺艙體渦激振動等，而對油水置換工藝，國內(nèi)技術(shù)尚不成熟，亟待通過開展相關(guān)試驗(yàn)來完善關(guān)鍵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化。

對于油水置換過程的研究，由于其屬于復(fù)雜的非牛頓流體多相流問題，很難通過解析方法獲得理論解，一般通過試驗(yàn)方法進(jìn)行模擬。該文針對SDPSO平臺的儲油卸油關(guān)鍵技術(shù)—油水置換工藝進(jìn)行模型試驗(yàn)研究。

1試驗(yàn)原理及試驗(yàn)?zāi)Ｐ?/p>

1.1實(shí)驗(yàn)原理

模擬試驗(yàn)裝置的設(shè)計(jì)盡可能符合SDPSO平臺儲卸油系統(tǒng)實(shí)際特征。試驗(yàn)主罐體滿足幾何相似，因?yàn)閷?shí)際管徑的限制，使得無法保證動力相似中諧時(shí)準(zhǔn)數(shù)相等。由于罐體中流場主要受重力影響，保證動力學(xué)相似中的弗里德準(zhǔn)數(shù)相似，粘性阻力不是主要影響因素，不考慮雷諾數(shù)相似。

整個試驗(yàn)裝置主要包括主罐體、儲油罐、注油罐、集水罐、注水罐和儲水罐。主罐體被隔水板分成上下兩個空間，下罐體較大，主要實(shí)現(xiàn)油水的第一次分離，上罐體較小，油水在此完成第二次分離，進(jìn)一步降低排出水中油含量。油水置換工藝如圖2所示。

圖2　油水置換工藝示意圖

油水置換試驗(yàn)包括注水、注油排水和排油注水三個主要流程，并測量一次和二次油水分離后水中含油量，以及排出的油中含水量。

(1) 注水

注水流程是將10℃的海水注入主罐體的過程。首先，利用水泵將海水從海水池導(dǎo)入儲水桶中，并用加熱器加熱海水到10℃左右，以模擬南海海域的海水溫度?？紤]到海水沿管線流動會有一定的熱量損失，所以一般將海水加熱到20℃左右，再通過水泵抽到試驗(yàn)臺架上的集水槽中。為控制注水流量，在水泵處加1個三通回流裝置調(diào)節(jié)注水流量。

上方集水槽的主要作用是模擬實(shí)際海平面，具體原理是通過控制集水槽注水Qc和排水流量Qa、Qb滿足Qa≤Qc≤Qa+Qb關(guān)系，使得集水槽水位穩(wěn)定在模擬海平面附近。注水時(shí)需保持細(xì)罐體的出水管路關(guān)閉，細(xì)罐體內(nèi)的海水會通過罐體外部管線自上而下流入粗罐體中，同時(shí)打開出油管路的三通放氣閥，將罐體內(nèi)的空氣排出。

(2) 注油排水

注油排水流程是將50℃的原油注入主罐體并排出海水的過程。加熱后的原油經(jīng)油泵、控制閥等緩慢注入罐體中，同時(shí)關(guān)閉注水管路和出油管路，罐體內(nèi)的海水會從粗罐體經(jīng)外部管線自下而上排入細(xì)罐體中，并沿出水管路進(jìn)入臺架上的廢水收集桶中，當(dāng)油水界面下降到安全高度后即可停止注油。

在此過程中，可在粗罐體下部出水口取樣，測量1次油水分離的水中含油量，在廢水收集桶中取樣測量2次油水分離的水中含油量，同時(shí)可以讀取罐體內(nèi)不同高度處的溫度T，以及油水界面下降速率V。

(3) 排油注水

排油注水流程是將罐體內(nèi)的原油排入原油收集桶中，同時(shí)向罐體注入海水的過程。該過程中可采樣測量排出原油中的含水量。

1.2試驗(yàn)?zāi)Ｐ?/p>

油水置換系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)組成主要包括注水管路、出水管路、注油管路、出油管路、水浴加熱系統(tǒng)、高臺塔架、設(shè)備平臺及儲水池。油水置換系統(tǒng)三維布置圖如圖3所示。

圖3　油水置換系統(tǒng)三維布置圖

2試驗(yàn)內(nèi)容

油水置換工藝主要包括注油排水和抽油注水兩個工藝流程。在注油排水流程中，注油量要維持恒定，儲油艙罐體內(nèi)油水界面由頂部70%處開始向下緩慢移動，至儲油艙底部40%處停止注油排水，整個試驗(yàn)流程設(shè)計(jì)耗時(shí)120 min；在抽油注水流程中，抽油量依然維持恒定，抽油流量大約為2.588 cm/min，油水界面運(yùn)動為注油排水的逆過程，試驗(yàn)設(shè)計(jì)耗時(shí)30 min。

油水置換試驗(yàn)參數(shù)檢測主要是對水中含油量、油中含水量、原油特性參數(shù)和海水特性參數(shù)的檢測。水中含油量檢測主要參照《GB/T 17923-1999》，即《海洋石油開發(fā)工業(yè)含油污水分析方法》的要求進(jìn)行檢測；油中含水量的檢測按照《GBT 11146-2009》，即《原油水含量測定 卡爾.費(fèi)休庫侖滴定法》中規(guī)定的方法進(jìn)行檢測。檢測水沉箱取樣中的第一次油水置換后水中含油量、排水管內(nèi)水樣為第二次油水置換后的水中含油量和每完成一個置換周期(包括一次注油排水和一次抽油注水)后的油中含水量測量。試驗(yàn)用原油特性參數(shù)檢測，主要包括試驗(yàn)用原油密度、粘度、凝點(diǎn)等參數(shù)。試驗(yàn)用海水應(yīng)確保所有置換周期內(nèi)所用海水為新海水，其密度、水中含油量及溫度等均需預(yù)先檢測。

3試驗(yàn)結(jié)果分析

根據(jù)試驗(yàn)工藝流程，在注油排水過程中，需要對不同置換周期的不同油水界面高度(距儲油艙底距離70%，60%，50%及40%)下的一些主要參數(shù)進(jìn)行測試：水沉箱水中含油量(一次置換水中含油量)、 出水管水中含油量(二次置換水中含油量)、水浴油箱內(nèi)油中含水量、油水界面運(yùn)動時(shí)程。圖4、圖5分別為油水界面至70%位置處和油水界面至40%位置處時(shí)樣品水中含油量的變化曲線。

圖4　油水界面至70%時(shí)水中含油量分布　　　　　　　　　　圖5　油水界面至40%時(shí)水中含油量分布

從4、圖5中可以看出，所有取樣的水中含油量均低于0.4 ppm，且當(dāng)油水界面至70%處取樣時(shí)，外排水的水中含油量一直在0.2 ppm～0.35 ppm之間變動。樣品2水中含油量變化幅度最大，這是由于樣品2為二次分離后的頂部取樣，該空間位置受到水通道水流的擾動較大。

為方便看出每個取樣點(diǎn)在不同油水界面高度取樣時(shí)隨置換周期的變化趨勢，將檢測數(shù)據(jù)結(jié)果整理如圖6～圖8所示。

圖6　不同取樣高度(70%、40%)時(shí)樣1水中含油量隨置換周期變化　　　　　圖7　不同取樣高度(70%、40%)時(shí)樣2水中含油量隨置換周期變化

圖8　不同取樣高度(70%、40%)時(shí)樣3水中含油量隨置換周期變化

由圖6～圖8可以看出，對于同一個取樣點(diǎn)，其樣品的水中含油量呈現(xiàn)以下特點(diǎn)：油水界面越高，其外排水的水中含油量越高。出現(xiàn)這種現(xiàn)象的主要原因是：(1) 原油存在嚴(yán)重掛壁現(xiàn)象；(2) 注水出油過程歷時(shí)較短。

由于原油粘度較大，在注水出油過程中，有機(jī)玻璃罐體內(nèi)壁存在“嚴(yán)重掛壁”現(xiàn)象，且注水出油時(shí)間較短，儲油艙下部的海水流動性較強(qiáng)，海水中摻雜著少許原油微粒，待進(jìn)入下次循環(huán)的取樣周期時(shí)(油水界面70%處)，立即取樣致使少許原油微粒進(jìn)入樣品，導(dǎo)致測得水中含油量略大。此外，油水界面由70%運(yùn)動至40%處，歷時(shí)約1.5 h，夾雜在海水中的少許原油微粒已靜置分離，海水中含油量略有下降；由于原油粘度較大，且?guī)缀醪蝗苡谒?，在注油出水過程中，油水界面平緩下移，可視為油水置換的“靜置分離”過程，這也間接說明了油水界面幾乎無乳化現(xiàn)象存在，在水層厚度較小情況下，罐體內(nèi)的海水含油量不會因此有所增加。

(1) 誤差分析

依據(jù)檢測實(shí)驗(yàn)室的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，經(jīng)過計(jì)算分析，在該試驗(yàn)的水中油含量濃度下，實(shí)驗(yàn)室檢測的誤差率為8%～10.5%，考慮到油水置換現(xiàn)場試驗(yàn)和取樣過程對結(jié)果的影響，正常情況下濃度誤差范圍為0.025 mg/L～0.045 mg/L?？傮w來說，由于該試驗(yàn)樣品的水中含油濃度較低，因此相對誤差值對結(jié)果的影響不容忽視，在分析數(shù)據(jù)時(shí)應(yīng)當(dāng)注意。

(2) 置換次數(shù)對水中含油量的影響情況

由圖6～圖8可知，隨著油水置換次數(shù)的增多，不同油水界面以及不同取樣點(diǎn)的水中含油量未見明顯上升。具體原因分析如下：

a) 試驗(yàn)用油為原油與潤滑油的調(diào)和油品，粘度較小、凝點(diǎn)較低，因此原油粘壁效應(yīng)較弱，且試驗(yàn)過程不存在凝固現(xiàn)象。

b) 試驗(yàn)的安全距離較大，油水界面在最下端時(shí)距離罐體底面也有40%的垂直高度距離。由于取樣口距離油水界面較遠(yuǎn)，置換次數(shù)對最終的濃度影響非常微弱。

(3) 取樣點(diǎn)位置對水中含油濃度的影響

由于試驗(yàn)的水中油含量較低，因此難以體現(xiàn)集水槽二次分離的效果，不同取樣點(diǎn)的水中含油量呈現(xiàn)波動趨勢。

(4) 相關(guān)濃度標(biāo)準(zhǔn)

按照《GB 4914-2008》，即《海洋石油勘探開發(fā)污染物排放濃度限值》，在海洋石油勘探中生產(chǎn)水的排放標(biāo)準(zhǔn)見表1。

表1　海洋石油勘探工業(yè)污水排放標(biāo)準(zhǔn)

其中：一級標(biāo)準(zhǔn)適用于渤海、北部灣，國家劃定的其他海洋保護(hù)區(qū)域和其他距最近陸地4海里以內(nèi)的海域；二級標(biāo)準(zhǔn)適用于除渤海、北部灣，國家劃定的其他海洋保護(hù)區(qū)域外，其他距最近陸地大于4海里且小于12海里的海域；三級標(biāo)準(zhǔn)適用于一級和二級海區(qū)以外的其他海域。

4結(jié)論

(1) 在油水置換過程中，該試驗(yàn)工況下油水界面清晰，無乳化現(xiàn)象。

(2) 當(dāng)油水置換系統(tǒng)在適當(dāng)工況及條件下運(yùn)行時(shí)(油水溫度，油水界面高度，油品性質(zhì)等)，置換次數(shù)對水中含油量的影響并不明顯。具體原因?yàn)椋涸撛囼?yàn)用油為原油與潤滑油的調(diào)和油品，粘度較小，凝點(diǎn)較低，因此原油粘壁效應(yīng)較弱，且試驗(yàn)過程不存在油品凝固現(xiàn)象；此次試驗(yàn)的安全距離較大，油水界面在最下端時(shí)距離罐體底面有40%的垂直高度距離。由于取樣口距離油水界面較遠(yuǎn)，置換次數(shù)對最終的濃度影響非常微弱。

(3) 水中含油量檢測結(jié)果均低于0.35 mg/L，符合《GB 4914-2008》，即《海洋石油勘探開發(fā)污染物排放濃度限值》的相關(guān)要求。

(4) 初始階段，油中含水量較少，為0.084 3 wt%，隨著置換次數(shù)的增加，油中含水量逐漸增加，第5次置換的含水量為0.111 4 wt%，第9次置換的含水量為0.252 9 wt%。第9次置換之后，油中含水量趨于穩(wěn)定。在實(shí)際工況中，原油通常經(jīng)過一次油水置換就進(jìn)行外輸過程，一般原油參與置換的次數(shù)不會超過5次。依據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)，規(guī)定商品原油的含水量不得大于1%，出口原油不得大于0.5%。因此，經(jīng)過油水置換過程的原油符合相關(guān)輸運(yùn)要求。

(5) 水中油含量檢測值遠(yuǎn)低于國家相關(guān)排放標(biāo)準(zhǔn)，可以進(jìn)行更加惡劣工況下的試驗(yàn)，如降低原油輸運(yùn)溫度，選用高凝原油，減小油水界面安全距離，加速油水流動速度，考慮罐體進(jìn)氣等工況。

參考文獻(xiàn)

[1]盧佩瓊，陳毓琛.水下油罐貯存高凝原油采用油水置換工藝可行性研究[J].石油學(xué)報(bào)，1987，8(3)：100-108.

[2]趙雅芝, 全燮, 薛大明,等. 水下貯油技術(shù)油水置換技術(shù)工藝模擬實(shí)驗(yàn)[J]. 中國海洋平臺, 1999,14(1): 18-22.

[3]徐松森. 油水隔離置換水下儲油技術(shù)探討[J]. 船海工程, 2008,37(4):62-65.

[4]初新杰，徐松森. 海上儲油技術(shù)現(xiàn)狀及水下無污染儲油模式探討[J]. 裝備制造技術(shù), 2011,31(4):141-143.

SDPSO Oil-water Displacement Model Test Study

LIU Wei-wei, WANG Jin, ZHANG Yi-gong, GAO Shuang, NI Ming-chen

(COTEC Offshore Engineering Co., Ltd， Beijing 100029, China)

Abstract：SDPSO (Spar Drilling Production Storage Offloading) is a newly developed type of deep-water floating platform in-built with proven techniques of Spar and traditional FPSO techniques. It is equipped with sufficient space in main body of the draft part which can be used for produced oil storage and offloading using oil-water displacement technique. In order to verify the feasibility of the process, two model tests had performed, one is 1∶83 model scale test, the other is 1:50 model scale test. The oil-water displacement process of new concept Spar deepwater drilling production storage and offloading oil platform (SDPSO) is verified by conducting oil-water displacement process model test. Through testing and analyzing oil content in water and water content in oil after two oil/water displacement process, we could confirm that the displacing water meet discharge standards while SDPSO can meet storage function.

Keywords：SDPSO platform； oil-water displacement process； model test

中圖分類號:P75

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1001-4500(2016)02-0049-06

作者簡介：劉巍巍(1981-)， 女，工程師。

收稿日期：2015-12-14