現(xiàn)役固定式平臺(tái)伴生氣回收方案設(shè)計(jì)

夏華波，王秋生，王穎，孫恪成，黃國(guó)良

(1.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；2. 海洋石油工程股份有限公司 天津建造公司，天津 300452；3.中海油能源發(fā)展工程技術(shù)公司，天津 300452)

海上油田伴生氣，大多由于其量小、氣量衰減快、氣質(zhì)不穩(wěn)定、回收經(jīng)濟(jì)效益差，往往直接排放。對(duì)于氣量稍大有回收價(jià)值，且平臺(tái)周邊有足夠容量的海管或能就地利用的，可進(jìn)行回收，此類海上已應(yīng)用的案例主要包括：①直接用作燃料，伴生氣量可支持平臺(tái)部分主機(jī)或鍋爐連續(xù)使用，經(jīng)處理并壓縮滿足主機(jī)或鍋爐的使用要求后作為燃料回收應(yīng)用；②直接進(jìn)管網(wǎng)，氣量比較大，就地?zé)o法利用或用不完，且有管網(wǎng)條件的，可以對(duì)伴生氣處理后增壓進(jìn)海管輸送至終端用戶；③LPG回收利用，對(duì)于甲烷含量相對(duì)少，重組分較高的伴生氣，若其產(chǎn)量較高，可考慮處理成LPG產(chǎn)品后船運(yùn)至LPG碼頭回收；④直接回注地層，對(duì)于周邊無(wú)去處，就地?zé)o法利用且氣量較大的，為了保護(hù)天然氣資源，同時(shí)提供地層石油開采壓力，往往采用伴生氣增壓至超高壓回注地層的方式，但此方式投資非常高，較少采用。目前的伴生氣回收方式中，需要平臺(tái)上有可燃用天然氣的主機(jī)或鍋爐、額外的伴生氣增壓裝置、周邊有足夠的管網(wǎng)。因海上石油正在全面實(shí)施岸電，伴生氣在平臺(tái)上將失去燃料用戶。對(duì)于周邊無(wú)管網(wǎng)或管網(wǎng)能力不足的區(qū)域，現(xiàn)有方案不能解決伴生氣回收問(wèn)題。為此，選定渤海無(wú)依托及伴生氣無(wú)法就地利用的某平臺(tái)為目標(biāo)，對(duì)其伴生氣回收總體思路、可回收規(guī)模、外輸方式、平臺(tái)布置、消防要求、回收工藝、公用消耗及平臺(tái)結(jié)構(gòu)進(jìn)行方案設(shè)計(jì)與校核，探討固定平臺(tái)伴生氣采用加裝液化裝置和罐箱儲(chǔ)運(yùn)回收的技術(shù)可行性。

1 設(shè)計(jì)基礎(chǔ)

目標(biāo)平臺(tái)為4腿固定式生產(chǎn)平臺(tái)，作業(yè)水深約20 m，平臺(tái)吊機(jī)能力為25 t、10 m，5 t、35 m，配備有生產(chǎn)和測(cè)試計(jì)量系統(tǒng)、生產(chǎn)水系統(tǒng)、燃料氣系統(tǒng)、柴油系統(tǒng)、火炬與放空系統(tǒng)、開閉排系統(tǒng)、化學(xué)藥劑系統(tǒng)、公用儀表風(fēng)系統(tǒng)和注水系統(tǒng)等。平臺(tái)上設(shè)有28人生活樓，2臺(tái)1 000 kW的燃?xì)獍l(fā)電機(jī)。平臺(tái)一部分伴生氣用于燃?xì)獍l(fā)電機(jī)發(fā)電，其余伴生氣進(jìn)入火炬系統(tǒng)。該平臺(tái)完成岸電改造后，燃?xì)獍l(fā)電機(jī)計(jì)劃停機(jī)。平臺(tái)氣源甲烷含量約98%，無(wú)HS，不含汞，CO含量小于1%，引氣接口壓力900 kPa，溫度40～55 ℃。

2 總體思路

如圖1所示，在目標(biāo)平臺(tái)空余甲板上加裝小型天然氣液化裝置。

圖1 現(xiàn)役固定平臺(tái)+液化裝置

目前該平臺(tái)可利用的區(qū)域?yàn)樾蘧畢^(qū)，預(yù)計(jì)在相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)間不會(huì)有修井作業(yè)，用于布置伴生氣回收設(shè)備，當(dāng)修井時(shí)，設(shè)備可拆卸，完井后，回收設(shè)備重新固定。生產(chǎn)出的產(chǎn)品為L(zhǎng)NG和NGL(液態(tài)烴類混合物)，產(chǎn)品由罐箱儲(chǔ)運(yùn)，見圖2。

圖2 罐箱運(yùn)輸

3 設(shè)計(jì)方案

3.1 回收量確定

目前平臺(tái)日排放伴生氣量約為4萬(wàn)m/d，燃?xì)庀募s為6 000 m/d，伴生氣量處理能力約為3.4萬(wàn)m/d。按照平臺(tái)上布置預(yù)處理設(shè)備、液化設(shè)備及LNG儲(chǔ)存設(shè)備的估算，3萬(wàn)m/d處理量，大約需要甲板面積20 m×15 m，新增重量需求約450 t；2萬(wàn)m/d處理量，如表1所示，大約需要甲板面積20 m×11 m，新增重量需求約350 t。該修井區(qū)可用面積為20 m×11.5 m，該平臺(tái)可承受新增重量約為425 t。通過(guò)所需甲板面積和平臺(tái)承重能力分析，確定伴生氣回收量為2萬(wàn)m/d。本平臺(tái)有一定空間、承重能力,以及公用消耗供給能力。這種現(xiàn)役固定式平臺(tái)可增加的伴生氣回收量約為2萬(wàn)m/d。

表1 2萬(wàn)m3伴生氣液化回收方案尺寸及重量預(yù)估

3.2 外輸方式確定

見圖3和圖4，伴生氣回收產(chǎn)品可用LNG罐箱儲(chǔ)存并吊裝，或者用LNG儲(chǔ)罐固定在平臺(tái)上作為海上LNG加注站。LNG罐箱有現(xiàn)成的規(guī)范可依，如IMDG CODE、CCS《集裝箱檢驗(yàn)規(guī)范》、DNV2.7-1《近海集裝箱》及交通部頒發(fā)的試行規(guī)范《整船載運(yùn)液化天然氣可移動(dòng)罐柜安全運(yùn)輸要求(試行)》。海上LNG加注目前出臺(tái)的規(guī)范有：CCS《液化天然氣燃料加注作業(yè)指南》、交通部海事局《水上液化天然氣加注作業(yè)安全監(jiān)督管理辦法》，規(guī)定的加注方式主要有加注船、加注躉船、岸基加注站、槽罐加注車等方式加注LNG燃料。

圖3 罐箱吊裝方案示意

圖4 海上平臺(tái)加注方案示意

LNG罐箱與LNG海上加注相比，技術(shù)更成熟，規(guī)范依據(jù)充分。從長(zhǎng)遠(yuǎn)看，如果伴生氣回收規(guī)?；l(fā)展，則LNG加注，采用管輸更安全，受注資源可以油田間共享，作業(yè)效率更高，風(fēng)險(xiǎn)更小。從推動(dòng)工程落地考慮，目標(biāo)平臺(tái)僅6個(gè)罐箱，吊裝時(shí)間短，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)可控，規(guī)范和技術(shù)更成熟，更易實(shí)施。

本方案采用罐箱吊裝方式。

3.3 總體布置

LNG處理模塊的危險(xiǎn)性遠(yuǎn)高出其他油氣處理設(shè)備，其布置需要嚴(yán)格按照《固定平臺(tái)安全規(guī)則》及《CCS 海上固定平臺(tái)入級(jí)與建造規(guī)范》執(zhí)行。LNG處理模塊布置主要考慮因素為：適宜放置在充分通風(fēng)區(qū)域，不積累可燃?xì)怏w；本LNG處理設(shè)備部分高達(dá)7 m，需要較高的平臺(tái)空間；布置在吊機(jī)覆蓋范圍內(nèi)，便于LNG和NGL罐箱的吊裝和倒運(yùn)；新增設(shè)備設(shè)施應(yīng)能盡量采用平臺(tái)吊機(jī)安裝，避免動(dòng)用浮吊資源?；谝陨蠗l件，將LNG處理模塊布置在頂層甲板，見圖5。

圖5 方案總體布置示意

液化設(shè)備及罐箱布置于頂層甲板井口南側(cè)。修井機(jī)需移至北側(cè)極限井位。在液化設(shè)備及公用區(qū)和生活樓之間要設(shè)置1道防爆墻。除液化設(shè)備外，包含6個(gè)20 ft的LNG罐箱，2個(gè)10 ft的NGL罐箱。其中1個(gè)20 ft LNG和1個(gè)10 ft NGL罐箱作為備用，可儲(chǔ)存2.5 d。需在頂甲板東側(cè)外擴(kuò)15.9 m×4.7 m甲板用于布置控制橇/配電橇/FM200間及發(fā)電機(jī)配電間，房間的西/北兩側(cè)為A60墻(不增加投海面積)。

平臺(tái)原配有1臺(tái)吊機(jī)，能力25 t、10 m，5 t、35 m。目前LNG罐箱最遠(yuǎn)距離吊機(jī)約15.6 m，單個(gè)LNG罐箱濕重約15 t，吊機(jī)能力約15 t、15 m，滿足LNG產(chǎn)品運(yùn)輸。根據(jù)吊機(jī)能力對(duì)設(shè)備重量進(jìn)行控制，部分設(shè)備需要廠家分撬吊裝，以滿足吊機(jī)能力。

3.4 消防水

目標(biāo)生產(chǎn)平臺(tái)消防水能力現(xiàn)狀為：主消防泵能力400 m/h；輔消防泵180 m/h與旁邊井口平臺(tái)的消防泵270 m/h共同滿足生產(chǎn)平臺(tái)消防水需求。目前，并沒(méi)有明確的關(guān)于海上平臺(tái)液化生產(chǎn)裝置消防水用量規(guī)定，通過(guò)與船級(jí)社共同研究，參考類似案例，有以下認(rèn)識(shí)：陸地LNG規(guī)范中《NFPA 59A液化天然氣LNG生產(chǎn)、儲(chǔ)存和裝運(yùn)》與《GB/T 20368液化天然氣(LNG)生產(chǎn)、儲(chǔ)存和裝運(yùn)》均規(guī)定了需考慮63 L/s的富裕水量要求，其中，陸地場(chǎng)站只能依靠蓄水池，水池容量限制了實(shí)際的消防時(shí)間及用量，因此陸地規(guī)范中的余量要求是針對(duì)水池容量條件而提出的，而船舶及海上平臺(tái)不存在水源的限制問(wèn)題。陸地天然氣處理站場(chǎng)消防水要求明顯不適合海上固定平臺(tái)。參考IGC CODE、NFPA15《水噴霧固定滅火系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)》等規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)，確定：消防系統(tǒng)能力考慮最大火區(qū)噴淋水量及至少2個(gè)軟管站用量，不考慮63 L/s的水量要求。新增液化設(shè)備后，消防水量計(jì)算見表2。

表2 新增LNG生產(chǎn)裝置消防水計(jì)算

按規(guī)范考慮2個(gè)水槍水量為50 m/h，預(yù)留15%噴淋余量，即36.36 m/h，則該區(qū)域消防用水總量為217.26 m/h，小于消防泵最大能力400 m/h，現(xiàn)有消防水能力滿足要求。

3.5 工藝

如圖6所示，伴生氣經(jīng)計(jì)量增壓后，進(jìn)行脫酸脫水凈化處理，本目標(biāo)平臺(tái)氣源較純，不需脫汞和脫HS，凈化后的天然氣進(jìn)入液化處理單元，采用填料塔洗滌法脫重?zé)N，把原料氣降至-20 ℃以下，分離液被用作洗滌液，再返至填料塔頂部自上向下流動(dòng)，原料氣則從塔底自下向上流動(dòng)，通過(guò)逆流接觸，從塔底脫出重?zé)N(NGL)。

圖6 LNG生產(chǎn)工藝流程

目前廣泛應(yīng)用于小型LNG裝置的液化工藝有高壓引射工藝、膨脹機(jī)制冷工藝和混合冷劑制冷工藝，各主流小型液化工藝特點(diǎn)見表3。

表3 小型液化工藝特點(diǎn)

其中，膨脹機(jī)制冷工藝由于設(shè)備多能耗高，在海上平臺(tái)狹小空間適用性較差；混合冷劑工藝由于適用范圍廣，能耗低，具有一定的海上適用性；高壓引射工藝，由于流程簡(jiǎn)單，空間小，無(wú)冷劑配比，海上適用性較高。分析比較后確定：高壓引射和混合冷劑液化工藝均滿足目標(biāo)平臺(tái)要求，首選高壓引射工藝。

3.6 平臺(tái)公用能力校核

目標(biāo)平臺(tái)新增液化裝置所需公用需求涉及儀表氣、氮?dú)?、冷卻水、熱負(fù)荷、電負(fù)荷等。根據(jù)調(diào)研，平臺(tái)無(wú)導(dǎo)熱油，因此加熱設(shè)備均采用電加熱器。其中，儀表氣、氮?dú)?、冷卻水需求量平臺(tái)現(xiàn)有能力均有余量，滿足新增裝置使用要求，篇幅所限，僅以電力校核為例說(shuō)明。

目標(biāo)平臺(tái)即將啟用岸電，但受制于海纜規(guī)格，生產(chǎn)平臺(tái)的變壓器額定容量為8 000 kVA，同時(shí)平臺(tái)上有2臺(tái)燃?xì)獍l(fā)電機(jī)，單機(jī)900 kW?，F(xiàn)有平臺(tái)受改造空間和海纜容量限制，且考慮后期井口平臺(tái)處需打調(diào)整井要新增約1 400 kW電力，考慮了以下3種方案。

方案一，平臺(tái)岸電+平臺(tái)2臺(tái)燃?xì)鈾C(jī)發(fā)電，此時(shí)變壓器額定容量為8 000 kVA，平臺(tái)岸電最大帶載能力為6 800 kW，發(fā)電機(jī)最大出力為1 800 kW，生產(chǎn)平臺(tái)計(jì)算負(fù)荷為4 708.5 kW，井口平臺(tái)計(jì)算負(fù)荷為3 000 kW，變壓器負(fù)荷率為87%，滿足安全要求。

方案二和三，則是岸電供給油田原生產(chǎn)及調(diào)整井，液化裝置電力由燃?xì)鈾C(jī)直接供給，均可滿足使用要求，見表4。

表4 燃?xì)鈾C(jī)供電負(fù)荷計(jì)算

分析比較結(jié)果：方案一，供電可靠性高，改造量小，施工方便，但平臺(tái)自發(fā)電，不可與國(guó)網(wǎng)岸電并網(wǎng)，此方案不可行；方案二，改造量小，定期檢修需停液化裝置，存在不穩(wěn)定可能性，基本滿足要求；方案三，可靠性好，操作靈活方便。為保證生產(chǎn)率和高可靠性，最終采用方案三。

3.7 結(jié)構(gòu)校核

由于該平臺(tái)在進(jìn)行伴生氣回收階段，將不進(jìn)行修井作業(yè)，因此管堆場(chǎng)及泥漿池等修井配套相關(guān)操作荷載減少約423 t，修井機(jī)操作荷載可以減少約233 t。新增設(shè)備荷載約348 t。新增外擴(kuò)甲板用于液化設(shè)備的公用系統(tǒng)，增加載荷約45 t。

采用SACS軟件建模，經(jīng)計(jì)算，見圖7、8，新增液化裝置后，主甲板強(qiáng)度和平臺(tái)整體強(qiáng)度UC值均小于1，滿足設(shè)計(jì)要求。

圖7 頂層甲板UC值PLOT

圖8 平臺(tái)整體結(jié)構(gòu)UC值PLOT

在伴生氣回收階段，平臺(tái)荷載將減少約656 t(423 t+233 t)，新增重量約393 t(348 t+45 t)，整體減少263 t。根據(jù)原平臺(tái)樁基計(jì)算結(jié)果，A1樁腿的樁基承載力余量最小，因此重點(diǎn)對(duì)A1樁腿進(jìn)行評(píng)估,結(jié)果顯示，改造后，A1樁腿的樁基承載力安全系數(shù)最小值為2.25，大于原平臺(tái)的樁基承載力系數(shù)2.09，其余樁腿余量較大，改造后樁基承載力滿足安全使用要求。

4 結(jié)論

海上固定式平臺(tái)由于空間有限或樁基承載力限制，可布置約2萬(wàn)m/d的伴生氣液化儲(chǔ)存裝置；這類平臺(tái)沒(méi)有液化裝置的明確消防規(guī)范，陸地規(guī)范不適用，現(xiàn)階段其消防水量需求計(jì)算按海工常規(guī)做法取值；考慮海上空間狹小、操作便利與安全，高壓引射工藝更具有優(yōu)勢(shì)；平臺(tái)若有燃?xì)鈾C(jī)，則液化裝置首選燃?xì)獍l(fā)電，不影響油田常規(guī)正常生產(chǎn)和液化生產(chǎn)的安全獨(dú)立性；平臺(tái)結(jié)構(gòu)有余量能夠安裝2萬(wàn)m的伴生氣回收裝置，具體可根據(jù)平臺(tái)實(shí)際情況做結(jié)構(gòu)局部調(diào)整以滿足伴生氣回收方案；液化回收工程示范階段宜采用罐箱儲(chǔ)運(yùn)，隨著伴生氣回收規(guī)?；l(fā)展，可逐步實(shí)施軟管傳輸，提高安全性和作業(yè)效率。以每年10個(gè)類似平臺(tái)碳排放計(jì)，每年可回收4.7萬(wàn)t LNG，可減少碳排放約12.9萬(wàn)t。