流花油田群FPSO輕烴回收方案研究

周曉紅 劉向東 郭 欣 張 倩

（中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028）

流花油田群包括流花16-2、流花20-2及流花21-2等3個(gè)油田，分別采用3套水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)，水下生產(chǎn)系統(tǒng)匯集各水下采油樹井流后，經(jīng)新建海底管道輸往新建HYSY119 FPSO進(jìn)一步處理，脫水、穩(wěn)定后的原油儲(chǔ)存于FPSO貨油艙，由穿梭油輪定期外輸。由于流花油田群所產(chǎn)原油為典型輕質(zhì)原油（密度約為756～802 kg／m3），伴生氣組分較富，C3～C5含量約為39.2%～51.8%。而流花油田群開發(fā)模式采用全海式開發(fā)，油品輕、伴生氣組分較富這一特性給HYSY119 FPSO工藝流程處理帶來了挑戰(zhàn)，如：伴生氣組分較富，不能滿足透平、鍋爐供氣指標(biāo)要求；富余伴生氣火炬放空，存在冒黑煙的問題；低壓伴生氣增壓、冷卻后將產(chǎn)生大量的凝液等問題。

目前已建成的海上油氣田開發(fā)工程中，因受平臺(tái)面積限制，大多未設(shè)置輕烴回收處理流程或僅設(shè)置了較為簡(jiǎn)易的輕烴回收處理流程。例如，錦州25-1南中心處理平臺(tái)、黃巖1-1中心處理平臺(tái)上設(shè)置了簡(jiǎn)易的輕烴回收處理流程，即通過伴生氣增壓、冷卻，回收部分伴生氣中的重?zé)N，然后通過海管輸往陸上終端作進(jìn)一步處理；“奮進(jìn)號(hào)”FPSO火炬氣回收改造時(shí)，增加了輕烴回收、儲(chǔ)存及外輸流程，大大降低了火炬放空氣量，收益顯著。本文基于流花油田群開發(fā)特點(diǎn)，研究適用于本項(xiàng)目的FPSO輕烴回收方案，包括輕烴回收處理流程方案選擇、LPG外輸方案研究、LPG儲(chǔ)存安全保護(hù)措施制定等，以期為流花油田群減排增效及安全生產(chǎn)提供建議。

1 輕烴回收處理流程方案選擇

1.1 原油處理流程

針對(duì)流花油田群產(chǎn)油為典型輕質(zhì)原油的特性，F(xiàn)PSO原油處理選用四級(jí)原油處理流程，即段塞流捕集器（2臺(tái)）＋一級(jí)分離器（3臺(tái)）＋二級(jí)分離器（1臺(tái)）＋三級(jí)分離器（1臺(tái)），如圖1所示。其中，段塞流捕集器和一級(jí)分離器分離出的中壓伴生氣（壓力為500 kPa A），經(jīng)中壓氣壓縮機(jī)增壓后供FPSO透平使用；二級(jí)分離器和三級(jí)分離器分離出的低壓伴生氣（壓力為150 k PaA），經(jīng)低壓氣壓縮機(jī)增壓后供FPSO鍋爐使用。

圖1 流花油田群FPSO原油處理流程Fig.1 Process flow diagram of crude treatment system in Liuhua oilfields FPSO

1.2 低壓伴生氣增壓流程

FPSO低壓伴生氣組分較富，增壓、冷卻后產(chǎn)生大量凝液，凝液組分以C3～C5為主，其中LPG（C3＋C4）約占40.5%，輕油C5＋約占43.84%。因低壓氣組分較富，低熱值較高（91 MJ／Sm3），為使增壓后的低壓氣低熱值能滿足鍋爐對(duì)燃?xì)獾囊螅瑫r(shí)盡可能回收低壓氣中的LPG和輕油，低壓氣壓縮機(jī)出口壓力選擇為2 500 kPa。流花油田群FPSO低壓伴生氣增壓流程如圖2所示。

1.3 輕烴回收處理流程方案選擇

針對(duì)低壓氣增壓、冷卻后產(chǎn)生的凝液回收問題，輕烴回收處理流程初步確定為以下2個(gè)方案：

1）方案1，即凝液回收單塔流程?；厥盏蛪喊樯鷼庠鰤骸⒗鋮s后產(chǎn)生的天然氣凝液經(jīng)一個(gè)精餾塔處理成輕油和不合格LPG產(chǎn)品，流程如圖3a所示。

2）方案2，即凝液回收雙塔流程?；厥盏蛪喊樯鷼庠鰤?、冷卻后產(chǎn)生的天然氣凝液經(jīng)2個(gè)精餾塔處理成輕油和合格LPG產(chǎn)品，流程如圖3b所示。

圖2 流花油田群FPSO低壓伴生氣增壓流程Fig.2 Process flow diagram of low pressure gas compressor system in Liuhua oilfields FPSO

圖3 流花油田群FPSO凝液回收方案Fig.3 Process flow diagram of condensate recovery schemes of Liuhua oilfields FPSO

2個(gè)方案中，回收凝液中的輕油與原油處理流程中處理合格的原油一同下艙儲(chǔ)存，滿足原油儲(chǔ)存指標(biāo)要求（在35℃下真實(shí)飽和蒸汽壓指標(biāo)小于70 kPa）；回收凝液中的LPG儲(chǔ)存在FPSO上部組塊設(shè)置的常溫壓力儲(chǔ)罐中，其中合格LPG產(chǎn)品指標(biāo)滿足《GB11174—2011液化石油氣》規(guī)范要求。2個(gè)方案具體參數(shù)見表1。相比方案1，方案2輕油產(chǎn)量增加80 kg／h（約1.9 t／d），LPG產(chǎn)量增加756 kg／h（約18 t／d），熱、冷負(fù)荷分別降低474、399 k W?？紤]到方案2較方案1僅增加1個(gè)脫乙烷塔，且能生產(chǎn)合格的LPG，可避免在陸上終端新增處理設(shè)備，可大大增加LPG產(chǎn)品收率，增加收益，因此選擇方案2作為FPSO凝液回收方案。

流花油田群FPSO按照方案2新增一套輕烴回收處理流程后，伴生氣熱值大大降低，可滿足鍋爐、透平燃料氣指標(biāo)要求，降低火炬氣冒黑煙的風(fēng)險(xiǎn)，預(yù)期可減少火炬放空氣約50 000 m3／d，高峰年LPG產(chǎn)量約263 m3／d（約5.7 t／h），輕油產(chǎn)量約400 m3／d（約10.7 t／h），初步經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)收益率可增加1%左右?？紤]到該回收流程中LPG產(chǎn)量大，LPG儲(chǔ)罐危險(xiǎn)性高，因此須對(duì)LPG的外輸方案、LPG儲(chǔ)罐的危險(xiǎn)性及安全防護(hù)措施做進(jìn)一步研究。

表1 流花油田群凝液回收方案參數(shù)比較Table1 Parameters comparison of condensate recovery schems in Liuhua oilfields

2 LPG外輸方案研究

通過調(diào)研國內(nèi)現(xiàn)有的LPG運(yùn)輸船舶資源，結(jié)合海上FPSO輕烴回收裝置LPG產(chǎn)量（263 m3／d），本項(xiàng)目中選定3 000 m3全壓力式LPG運(yùn)輸船用于LPG的外輸，并確定LPG單次外輸時(shí)間不超過8 h，外輸速率為300 m3／h。

結(jié)合3 000 m3LPG全壓力式運(yùn)輸船運(yùn)動(dòng)特性，分析得到LPG運(yùn)輸船作業(yè)條件如下：系泊作業(yè)的最大允許風(fēng)速為6級(jí)，系泊時(shí)海浪高不大于2.5 m。根據(jù)南海流花海域的環(huán)境條件，針對(duì)3 000 m3LPG全壓力式運(yùn)輸船運(yùn)動(dòng)特性，統(tǒng)計(jì)每月連續(xù)不可外輸天數(shù)（風(fēng)速大于6級(jí)或有效波高大于2.5 m）如圖4所示。由統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)可知，LPG平均每月連續(xù)不可外輸天數(shù)為8 d，考慮到FPSO上部模塊可布置的LPG儲(chǔ)罐空間受限，故LPG儲(chǔ)罐容積按最大LPG產(chǎn)量即儲(chǔ)存8 d進(jìn)行設(shè)計(jì)。但根據(jù)圖4數(shù)據(jù)，流花海域冬季季風(fēng)季節(jié)（1～2月份，10～12月份）每月連續(xù)LPG不可外輸天數(shù)超過8 d，最長達(dá)23 d。為確保季風(fēng)季節(jié)原油處理流程能正常進(jìn)行，當(dāng)冬季期間LPG長期無法外輸時(shí)，輕烴處理流程中則在脫丁烷塔塔頂設(shè)置LPG放空管線，即輕烴回收流程只回收脫丁烷塔塔底的C5＋組分，塔頂LPG則放空燃燒。

圖4 南海流花海域每月LPG連續(xù)不可外輸天數(shù)統(tǒng)計(jì)圖Fig.4 Days of LPG cannot be offloading per month in Liuhua water，South China Sea

3 LPG儲(chǔ)罐危險(xiǎn)性及安全保護(hù)措施

3.1 LPG儲(chǔ)罐危險(xiǎn)性

LPG常溫常壓下為氣態(tài)，與空氣混合易形成爆炸性物質(zhì)。1 L液化氣能形成約12.5 m3爆炸混合物，其引燃能量小，最小引燃能量為0.2 MJ［1］。液態(tài)LPG密度比水輕，閃點(diǎn)、沸點(diǎn)很低，均在0℃以下；爆炸范圍較寬，為1.5%～11.7%。液態(tài)LPG一旦泄漏易引發(fā)火災(zāi)爆炸事故（液態(tài)LPG火災(zāi)危險(xiǎn)性屬甲A類），因此LPG儲(chǔ)罐的安全至關(guān)重要。目前國內(nèi)外尚未有專門針對(duì)海上FSPO LPG儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，本文結(jié)合國內(nèi)外已有類似結(jié)構(gòu)的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范提出了適用于海上FPSO LPG儲(chǔ)罐的安全保護(hù)措施。

3.2 LPG儲(chǔ)罐注水措施

根據(jù)高峰年LPG最大產(chǎn)量263 m3／d、外輸周期為8 d的儲(chǔ)存需求，在FPSO上設(shè)置4個(gè)直徑6.5 m、長度17.5 m的臥式LPG壓力儲(chǔ)罐。據(jù)統(tǒng)計(jì)，LPG儲(chǔ)罐泄漏事故大多發(fā)生在儲(chǔ)罐底部［2］，而注水是LPG儲(chǔ)罐重要的防泄漏措施。生產(chǎn)實(shí)踐證明，當(dāng)全壓力式儲(chǔ)罐發(fā)生泄漏時(shí)，向儲(chǔ)罐注水使LPG液面升高，將破損泄漏點(diǎn)置于水面以下，可減少液化石油氣泄漏，為實(shí)施堵漏和倒灌爭(zhēng)取時(shí)間，減少危害［3-7］，因此國內(nèi)外多項(xiàng)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范對(duì)液化烴儲(chǔ)罐應(yīng)設(shè)置防止液化烴泄漏的注水措施進(jìn)行了明確規(guī)定［8-12］。LPG儲(chǔ)罐中采用注水防漏方案，注水水源應(yīng)具備以下條件［13-14］：①注水溫度小于液化烴儲(chǔ)存溫度；②注水壓力須大于儲(chǔ)罐操作壓力；③注水流量須大于儲(chǔ)罐泄漏流量。

根據(jù)以上條件，參考相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，制定本項(xiàng)目LPG儲(chǔ)罐注水措施：選取工藝水艙的生產(chǎn)水作為注水水源，水溫約35℃，低于LPG儲(chǔ)罐的儲(chǔ)存溫度40～50℃，采用海管置換泵兼作注水泵，能滿足注水流量和注水壓力的要求。此外，LPG儲(chǔ)罐注水系統(tǒng)的設(shè)計(jì)通常還需滿足以下要求：①注水閥組應(yīng)遠(yuǎn)離罐區(qū)泄漏點(diǎn)，以便實(shí)施注水操作，且注水閥組前后應(yīng)設(shè)置壓力表，只有當(dāng)注水管線上游壓力大于下游壓力時(shí)方可開啟注水閥組注水，以防止LPG竄入注水管線；②注水口應(yīng)盡量靠近罐底，為減少罐底開口，注水管線可接在罐底物料出口管線SDV閥前［15］；③注水管線流速不宜超過2.5 m／s，以防止產(chǎn)生靜電［16］；④注水管線應(yīng)在最高點(diǎn)設(shè)置排氣閥，首次注水時(shí)應(yīng)確保注水管線將管線空氣排空，以防止注水過程將空氣打入儲(chǔ)罐。綜合以上要求，確定流花油田群LPG儲(chǔ)罐注水系統(tǒng)流程如圖5所示。

圖5 流花油田群LPG儲(chǔ)罐注水系統(tǒng)流程圖Fig.5 Flow diagram of LPG storage tank water injection system for Liuhua oilfields

3.3 其他安全措施

為確保FPSO上LPG儲(chǔ)罐的安全，結(jié)合本項(xiàng)目FPSO現(xiàn)有條件，提出LPG儲(chǔ)罐的其他安全措施：①盡量減少LPG儲(chǔ)罐罐底開口，LPG進(jìn)料管線、氣相平衡管線和儀表等管線均從罐頂開口接入；②為確保LPG外輸泵正常工作，外輸管線須從罐底出，罐底出管線第一道閥門上游部分的連接全部采用焊接方式，第一道閥門為緊急切斷閥，其一端與管道連接采用焊接，緊急關(guān)斷閥設(shè)置在儲(chǔ)罐投影區(qū)域外，減少儲(chǔ)罐區(qū)泄漏風(fēng)險(xiǎn)；③LPG儲(chǔ)罐罐底設(shè)置1個(gè)單獨(dú)脫水罐，以防止罐底積水產(chǎn)生腐蝕，脫水罐設(shè)計(jì)壓力與LPG儲(chǔ)罐相同；④儲(chǔ)罐設(shè)置2個(gè)彈簧封閉全啟式安全閥，且單個(gè)閥門能滿足事故狀態(tài)下最大泄放量的需求；⑤為避免LPG儲(chǔ)罐在夏季高溫環(huán)境下系統(tǒng)壓力升高，儲(chǔ)罐采用隔熱板隔熱；⑥為防止儲(chǔ)罐基礎(chǔ)支柱因直接受火過早失去支撐能力坍塌，對(duì)LPG儲(chǔ)罐支柱應(yīng)采用非燃性材料進(jìn)行隔熱保護(hù)，其耐火災(zāi)持續(xù)時(shí)間不應(yīng)小于2 h［17］；⑦儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)現(xiàn)場(chǎng)和遠(yuǎn)傳液位計(jì)單獨(dú)設(shè)置高液位報(bào)警和帶聯(lián)鎖的高高液位報(bào)警，儲(chǔ)罐入口管線須設(shè)置緊急切斷閥，并與球罐高高／低低液位報(bào)警聯(lián)鎖；⑧儲(chǔ)罐配置消防噴淋冷卻裝置，覆蓋整個(gè)儲(chǔ)罐表面，噴淋強(qiáng)度不小于9 L／（m2·s），另外配置一定數(shù)量的水炮，其射程應(yīng)覆蓋整個(gè)罐區(qū)；⑨LPG泵選用屏蔽泵以防止泄漏。

4 結(jié)束語

針對(duì)流花油田群原油特性，設(shè)計(jì)了一套適用于該項(xiàng)目的輕烴回收處理流程，采用該流程可使得伴生氣熱值大大降低，滿足鍋爐、透平燃料氣指標(biāo)要求，降低火炬氣冒黑煙的風(fēng)險(xiǎn)，大大減少火炬放空氣，增加LPG及輕油產(chǎn)量，初步經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)收益率可增加1%左右。此外，考慮到該輕烴回收流程中LPG產(chǎn)量大，LPG儲(chǔ)罐危險(xiǎn)性高的問題，對(duì)LPG的外輸方案、LPG儲(chǔ)罐的危險(xiǎn)性及安全防護(hù)措施做了進(jìn)一步研究，提出了適用于海上FPSO液化石油氣儲(chǔ)罐的安全保護(hù)措施，可以滿足海上油氣田安全開發(fā)的要求。