試采平臺加裝伴生氣液化回收改造方案

劉劍楠

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 采油服務(wù)分公司，天津 300452)

在渤海地區(qū)，隨著雙碳要求的落實(shí)和岸電的推進(jìn)，周邊無管網(wǎng)、平臺自身無法消耗伴生氣的油田面臨伴生氣回收處理的問題?，F(xiàn)有的伴生氣處理方案，如射流增壓、CNG、用作燃料、水封罐增壓后回流程、LPG、回注地層等由于適用性等限制條件，難以完全解決問題。為此，在現(xiàn)役可移動式試采平臺的基礎(chǔ)上，開展海上伴生氣液化回收的影響因素分析，通過總體布置、工藝、電氣、消防、結(jié)構(gòu)等方面的分析計(jì)算，探討在試采平臺上加裝伴生氣液化儲存裝置的設(shè)計(jì)方案。通過適當(dāng)改造，使平臺集油氣生產(chǎn)于一體，在繼承平臺試采功能的同時(shí)，又可實(shí)現(xiàn)伴生氣液化回收、儲存、轉(zhuǎn)運(yùn)一體化功能。

1 總體方案

1.1 平臺功能拓展描述

“海洋石油162”是一座4樁腿懸臂梁海洋自升式平臺，鋼質(zhì)非自航。平臺集試采、修井、采油、油氣處理、艙室儲油、原油外輸、井口支持于一體，在邊際油田開發(fā)方面具有獨(dú)特的優(yōu)勢，平臺外觀及甲板布置見圖1、2。

圖1 海洋石油162平臺效果圖

圖2 海洋石油162工藝甲板布置

在保留平臺原功能基礎(chǔ)上，進(jìn)行伴生氣液化處理支持功能和液化產(chǎn)品儲運(yùn)功能的拓展分析。在試采平臺上加裝一套把伴生氣處理為LNG和NGL(液態(tài)烴類混合物)的生產(chǎn)裝置，并在平臺上進(jìn)行儲存。把平臺上要進(jìn)入火炬的伴生氣，引入原料氣增壓單元，增壓后的原料氣進(jìn)入凈化單元脫除其中CO、HS、HO、Hg等雜質(zhì)，然后進(jìn)入天然氣液化單元進(jìn)行液化，得到的LNG產(chǎn)品和NGL副產(chǎn)品采用罐箱儲存堆碼在平臺，定期裝船外運(yùn)。

1.2 設(shè)計(jì)難點(diǎn)

裝置包括對原料氣的預(yù)處理凈化、凈化后天然氣的液化及輔助系統(tǒng)。受到平臺條件的限制，裝置在設(shè)計(jì)主要有以下難點(diǎn)：①平臺吊機(jī)限制每個(gè)撬塊重量在15 t以內(nèi)，重的撬塊需要拆分成2個(gè)或多個(gè)撬塊，增加了裝置成撬的復(fù)雜性及制造成本；②平臺要求撬塊高度限制在8 m以內(nèi)，增加了流程和控制的復(fù)雜性、設(shè)備占地面積及制造成本；③平臺可供LNG裝置安裝的平面空間有限，成撬時(shí)設(shè)備的安裝會比較緊湊，導(dǎo)致設(shè)備的操作、檢修空間有限。

1.3 液化工藝方案比較

1.3.1 工藝

本裝置屬于小型規(guī)模的天然氣液化裝置，目前廣泛應(yīng)用于小型天然氣液化裝置的液化工藝有混合冷劑制冷循環(huán)和膨脹機(jī)制冷循環(huán)。液化工藝比較見表1、2。

表1 液化工藝能耗比較

綜合考慮能耗和液化效果，小型橇裝天然氣液化裝置序列方案選擇比較節(jié)能的C3MR(丙烷預(yù)冷混合冷劑)液化流程。

1.3.2 適用規(guī)模分析

以伴生氣排放量每天1萬、2萬、3萬m為目標(biāo)，進(jìn)行占地面積、重量、電力消耗等方面的比較(見表3)，超過3萬m，則擺放罐箱的甲板面積不夠。

表2 主流液化方式特點(diǎn)比較

表3 適用規(guī)模比較

比較可以看出，以1萬m為基礎(chǔ)，擴(kuò)大產(chǎn)能所增加的產(chǎn)品銷售收入約80%是利潤。因此，建議在平臺條件允許的范圍內(nèi)盡可能擴(kuò)大產(chǎn)能，以獲得良好的經(jīng)濟(jì)效益，有利于后續(xù)推廣，故確定將3萬m/d伴生氣作為平臺的處理規(guī)模。

1.4 平臺布置

對“海洋石油162”平臺原鉆桿堆場進(jìn)行清理，見圖3、4，二甲板原鉆桿堆場區(qū)改為了伴生氣液化裝置區(qū)和LNG罐箱堆放區(qū)，在LNG貨物區(qū)域公用設(shè)備及生活區(qū)設(shè)置防火墻，二甲板公用設(shè)備區(qū)增加雙燃料發(fā)電機(jī)組。在二甲板公用設(shè)備工程房頂增加干粉消防模塊、應(yīng)急供電模塊及主配電模塊。

圖3 改造后二甲板布置示意

圖4 改造后設(shè)備甲板及二層工程房頂部布置示意

1.5 罐箱選擇

需要考慮甲板空間，罐箱數(shù)量、價(jià)格、吊機(jī)能力等因素。原平臺起重機(jī)起吊能力為25 t，起重機(jī)的起吊能力是罐箱選擇的重要因素。見表4、5，通過對比，選定20 ft罐箱作為配置方案。

表4 LNG罐箱方案比較

表5 LNG罐箱吊裝表

按照3萬m/d伴生氣量，液化得到LNG1.65 m/h，NGL0.28 m/h。根據(jù)罐箱尺寸，最終確定有限的面積只能堆放12個(gè)LNG罐箱和3個(gè)NGL罐箱，根據(jù)每天的生產(chǎn)量，則液態(tài)產(chǎn)品轉(zhuǎn)運(yùn)周期為4.6 d，即5 d罐箱運(yùn)轉(zhuǎn)周期可以滿足生產(chǎn)需求。

1.6 電力供給

LNG生產(chǎn)所需新增電力負(fù)荷613.2 kW，新增應(yīng)急負(fù)荷192.25 kW。如果將這些負(fù)荷接入原平臺電力系統(tǒng)，見表6，主配電與應(yīng)急配電系統(tǒng)負(fù)荷率均無法滿足要求。因此，需要新增1組主發(fā)電機(jī)組，1組應(yīng)急發(fā)電機(jī)組。

表6 新增電力負(fù)荷評估

1.6.1 主發(fā)電機(jī)組配備

方案一：新增735 kW發(fā)電機(jī)組，與原平臺發(fā)電機(jī)組并網(wǎng)使用。方案二：新增735 kW雙燃料發(fā)電機(jī)組，不與原平臺組網(wǎng)，配置單獨(dú)的配電系統(tǒng)。目前市場上的天然氣發(fā)電機(jī)組的電壓主流配置為400 V，而海洋石油162所用柴油發(fā)電機(jī)組的電壓為600 V，不具備基本的并網(wǎng)條件?？紤]獨(dú)立供電能夠模塊化設(shè)計(jì)、改造工作量小，優(yōu)勢明顯，故新增1組雙燃料發(fā)電機(jī)組(735 kW)及主配電系統(tǒng)。

1.6.2 應(yīng)急發(fā)電機(jī)組配備

方案一：整體更換為630 kW較大功率的應(yīng)急機(jī)組。方案二：新增250 kW應(yīng)急機(jī)組。方案二獨(dú)立供電、造價(jià)低、模塊化設(shè)計(jì)、改造工作量小，優(yōu)勢明顯。故新增1組應(yīng)急機(jī)組(250 kW)及其應(yīng)急配電系統(tǒng)。

1.7 新增消防核算

核算依據(jù)《海上移動平臺入級規(guī)范)》《散裝運(yùn)輸液化氣體船舶構(gòu)造與設(shè)備規(guī)范》有關(guān)條款。平臺須增設(shè)一套水霧噴淋系統(tǒng)，用于伴生氣液化裝置區(qū)、LNG罐箱區(qū)的外表面水霧噴淋消防。系統(tǒng)設(shè)1臺獨(dú)立動力的潛水泵作為水霧噴淋泵，供水率應(yīng)按10 L/(m·min)計(jì)算，所需水霧噴淋消防水量為731.1 m/h。增設(shè)1套化學(xué)干粉滅火系統(tǒng)，用于撲滅伴生氣液化裝置區(qū)、LNG罐箱區(qū)的外表面的火災(zāi)。伴生氣液化裝置區(qū)、LNG罐箱區(qū)均為露天開敞處所，單位面積釋放量按1.0 kg/m計(jì)算，所需干粉用量為1 218.525 kg。

2 平臺性能分析

2.1 抗傾穩(wěn)性

計(jì)算僅考慮平臺重力抗傾，土壤作用力作為抗傾能力儲備。平臺在作業(yè)及自存工況下，風(fēng)冰流載荷組合和風(fēng)浪流載荷組合條件下的抗傾穩(wěn)性計(jì)算結(jié)果見表7，各角度和作業(yè)工況下，加裝LNG液化裝置后的平臺抗傾穩(wěn)性滿足規(guī)范要求。

表7 抗傾穩(wěn)性衡準(zhǔn)

2.2 抗滑穩(wěn)性

考慮平臺自身重量產(chǎn)生的樁靴底部摩擦力，其他作為儲備抗滑移能力，見表8，設(shè)置多個(gè)作業(yè)海域，改造后的平臺在各作業(yè)地點(diǎn)抗滑穩(wěn)性均滿足規(guī)范要求。

表8 抗滑穩(wěn)性分析

2.3 插拔樁

平臺采用對角預(yù)壓，針對渤海灣典型地質(zhì)條件進(jìn)行插拔樁能力分析(見表9)，設(shè)置多個(gè)作業(yè)地點(diǎn)，改造后的平臺插樁、拔樁能力滿足使用要求。

表9 插拔樁分析

3 結(jié)構(gòu)強(qiáng)度校核

3.1 樁腿強(qiáng)度分析

根據(jù)平臺總體布置、樁腿結(jié)構(gòu)方案，并依據(jù)渤海環(huán)境條件，估算平臺作業(yè)、自存工況下的樁腿強(qiáng)度及25 cm浮冰條件下的樁腿強(qiáng)度。

根據(jù)《海上移動平臺入級規(guī)范》要求，載荷主要考慮平臺自重、可變載荷、環(huán)境載荷、P-Delta效應(yīng)、動力響應(yīng)等因素。各工況計(jì)算結(jié)果見表10，可見平臺樁腿強(qiáng)度滿足規(guī)范要求。

表10 樁腿強(qiáng)度分析表

3.2 甲板載荷校核

計(jì)算載荷主要考慮設(shè)備載荷以及風(fēng)載荷。

罐箱：50 t/組，共5組(包含撬塊重量、液重)；脫氮撬：9 t(包含撬塊重量、液重)；液化撬：11 t(包含撬塊重量、液重)；鉆桿堆場甲板載荷：13 kPa(考慮維修平臺、防凍材料以及其他材料的重量)；風(fēng)速：51.5 m/s。

考慮改造后甲板堆場區(qū)載荷，分別將重力載荷以及風(fēng)載荷施加到新增設(shè)備對應(yīng)的位置處，有限元模型見圖5。

圖5 LNG生產(chǎn)區(qū)甲板有限元模型

計(jì)算采用《海上移動平臺入級規(guī)范》，平臺甲板所用材料材質(zhì)為CSA，屈服應(yīng)力均為235 MPa，其許用應(yīng)力為[]=/1.11=213.6 MPa。甲板骨材、強(qiáng)梁所用材料材質(zhì)為AH36，屈服應(yīng)力均為355 MPa，許用應(yīng)力為[]=/1.25=284 MPa。有限元計(jì)算結(jié)果:平臺甲板最大應(yīng)力為62.646 MPa；甲板骨材、強(qiáng)梁最大應(yīng)力為170.38 MPa。

校核結(jié)果：平臺甲板、骨材、強(qiáng)梁的最大應(yīng)力均小于許用應(yīng)力，滿足規(guī)范要求。

4 結(jié)論

“海洋石油162”試采平臺改造方案設(shè)計(jì)，擴(kuò)展了海洋石油162的新功能，形成集采油、儲油、伴生氣液化回收為一體的多功能集成平臺；可解決伴生氣放空所造成的能源浪費(fèi)與污染，節(jié)能環(huán)保；方案提出的基于LNG生產(chǎn)和罐箱儲運(yùn)技術(shù)的自升式平臺是伴生氣回收多功能平臺的補(bǔ)充；平臺適用日處理量不超過3萬m的伴生氣規(guī)模；平臺改造后最多能布置15個(gè)20 ft罐箱；推薦采用混合冷劑工藝；推薦采用獨(dú)立發(fā)電機(jī)給LNG裝置供電；平臺現(xiàn)有吊裝能力滿足LNG設(shè)備安裝及罐箱吊運(yùn)；平臺性能和結(jié)構(gòu)滿足改造要求。