海上油田放空氣回收研究

陳可營（中海石油（中國）有限公司湛江分公司）

海上油田放空氣回收研究

陳可營（中海石油（中國）有限公司湛江分公司）

某新投產的合作油田，在投產初期火炬放空量非常大，達到每天10×104m3。通過對工藝處理流程進行梳理，同時考慮未來新油田投產情況，設計了放空氣回收的綜合改造方案，整個方案根據需要改造的迫切程度及投資收益共分為四個部分。目前已完成分離器獨立生產控制閥、放空氣回收系統、低壓海管連接流程等三個部分的改造。為了充分利用回收氣，設計了第四部分改造內容：新增注氣壓縮機。通過實施改造，可將每日放空量降低到1×104m3以內，保護環境的同時，創造了經濟效益。

分離器；放空氣；天然氣壓縮機；伴生氣

某合作油田為新開發的海上油田，有一個中心處理平臺（PB平臺），2座井口平臺（A平臺和B平臺）。油田旁邊還有一個老油田的中心處理平臺（PA平臺）。PB平臺只進行油氣水的處理，本身無生產井，其處理系統分合營和自營兩個系統。自營系統每天處理原油近萬m3，并且隨后期油田的開發還在不斷增加。合營系統只處理A及B平臺的來液，由于B平臺所生產的原油中硫化氫含量較高，因此，B段塞流捕集器的氣相放空去火炬燃燒。同時由于PA平臺放空系統已經超負荷，因此在合作油田建成后，PA平臺將部分放空氣導入了PB平臺的放空系統中。投產初期，PB平臺每日放空量近10×104m3，造成了巨大的浪費。油田梳理工藝流程，對放空氣進行回收，設計了分四部分進行實施的改造方案。

1 問題分析

1.1 工藝處理系統及放空氣來源

PB平臺的合營系統和自營系統的原油處理工藝是相同的，均是從上游平臺來液后進入一級分離器（設計操作壓力350 kPa），二級分離器（設計操作壓力50 kPa）進行兩級分離脫水及降壓脫氣，然后經過電脫增壓泵增壓后進入電脫水器進一步脫水后外輸。天然氣的處理工藝為從自營二級分離器脫除的天然氣經過天然氣一級壓縮機（共2臺，使用1臺，單臺處理能力10×104m3/d）壓縮到350 kPa，與自營及合營一級分離器脫除的天然氣匯合后進入天然氣二級壓縮機（共4臺，使用1臺，單臺處理能力12×104m3/d）壓縮到1300 kPa，然后與A段塞流捕集器脫除的天然氣匯合后，一部分天然氣輸送到PA平臺，一部分進入燃氣壓縮機（共2臺，使用1臺，單臺處理能力12.5×104m3/d）繼續壓縮到2900 kPa，供透平使用。合營一級分離器脫除的部分天然氣供低壓燃氣系統使用（主要為熱媒系統），合營二級分離器脫除的天然氣主要用來作為常壓操作容器的覆蓋氣。

PB平臺的火炬放空系統一方面用于處理事故工況（包括火災工況）以及停產檢修等工況下的氣體放空[1]。另外，主要用于接收生產處理過程中來自A及B段塞流捕集器、合營一二級分離器、自營一二級分離器、原油緩沖罐、天然氣一二級壓縮機、燃氣壓縮機、合營及自營生產水緩沖罐、合營及自營污油罐、注水緩沖罐、閉排罐、發電機、PA火炬放空氣等排放來的氣體，經過火炬分液罐進行氣液分離后，氣體經計量后排去火炬頭燃燒，液體經液位控制閥排去閉排系統。放空系統的設計按進入平臺的最大伴生氣量考慮[2]，最大瞬時放空量約90.4×104m3/d。

1.2 存在的問題

油田通過對工藝處理流程進行梳理，找到了造成火炬放空量大的幾個主要原因。

1）B平臺的段塞流捕集器脫除的油田伴生氣中含有大量硫化氫（1500×10-6），此部分氣全部放空，每天放空量近3×104m3。

2）合營及自營一、二級分離器的氣相出口均直接連接壓縮機入口管匯，未設計壓力控制閥。當上游氣液來量波動時，壓縮機的壓縮氣量無法跟著快速調整，造成分離器壓力升高時，部分氣從分離器的放空控制閥處放空。

3）通過排查發現部分容器的放空控制閥存在漏失現象，如A段塞流捕集器、自營二級分離器等。

4）PA平臺作為另外一個中心處理平臺，每天油氣處理過程中放空氣量也非常大，且在PB平臺進行放空。

另外，自營生產處理系統還存在一個問題：隨著下游油田不斷開發，自營系統的一級及二級分離器在設計操作壓力下油水處理量已經接近設計處理量，造成分離后的生產水排出不及時，從而進入下游電脫系統。

2 放空氣回收方案

2.1 工藝改造

油田針對所存在的問題，同時考慮未來開發的油田投用時處理液量的增加，制定了針對放空氣回收的綜合改造方案[3]（圖1）。方案按照投資的大小及需要改造的迫切程度分四部分進行。

第一部分：自營系統的外輸中，下游裝置對原油中是否含氣沒有要求，因此，自營系統可以不進行深度脫氣處理。通過改造對合營及自營一、二級分離器增加壓力控制閥（圖1中控制閥4～7），增加控制閥后，分離器實現了壓力的自主控制，不再受制于壓縮機吸入口的壓力。同時，新增了自營二級分離器到天然氣二級壓縮機的流程（圖中紅色實線），并將自營一級分離器操作壓力由350 kPa提高到550 kPa，自營二級分離器操作壓力由50 kPa提高到350 kPa。分離器操作壓力提高后，游離水的排出速度加快，解決了油水處理量不能滿足生產要求的問題；同時，自營二級分離器分離出的天然氣由一級壓縮機壓縮變為由二級壓縮機壓縮，降低了一級壓縮機的負荷，為對回收的放空氣進行壓縮騰出了余量。

第二部分：天然氣一級壓縮機的入口管匯有24 in，約30 m，可以起到氣體緩沖罐的作用。因此，設計了放空氣的回收流程，對火炬分液罐前的匯管進行改造，由一路變為了三路，爆破片設計爆破壓力為100 kPa，可防止放空氣突然大量釋放時憋壓；手動控制閥可人為操作連通火炬分液罐直接放空；BDV泄放閥為生產系統發生關停時，可連鎖打開實現緊急泄放。火炬放空氣匯管的另外一端新增管線連接現有的24 in管匯，管匯壓力由一級壓縮機入口壓力來決定，為50 kPa，可實現對操作壓力超過100 kPa的容器的放空氣回收。火炬放空氣匯管的壓力升高至50 kPa后，在火炬分液罐與放空氣回收流程之間新增設一條管線，新增隔離閥1，與原放空管線隔離，解決合營及自營生產水緩沖罐、注水緩沖罐、合營及自營污油罐、閉排罐等常壓容器（操作壓力為0～10 kPa）無法放空的問題。

圖1 放空氣回收綜合改造方案

第三部分：現在放空的氣量便是未來需要回收的氣量?，F在PB平臺燃氣壓縮機及PA平臺的壓縮機均滿負荷運行，但PA平臺的低壓海管尚有外輸余量。同時考慮所輸送天然氣中攜帶的凝析液對PA平臺的影響，新增一條燃氣壓縮機滌氣罐后去PA平臺的管線，新增控制閥2，新增PA平臺1300 kPa壓力等級的管線連接低壓海管（800 kPa）的管線，新增控制閥3、減壓閥1，使回收的放空氣滌液后通過低壓海管外輸至下游裝置。

第四部分：由于B平臺捕集器放空量每天可達3×104m3，因此考慮未來增加脫硫裝置，回收此部分天然氣。由于未來新油田投產后，會陸續有1300 kPa壓力等級的天然氣補充到天然氣處理系統中來，且增加放空氣回收項目后，PA低壓海管也的外輸余量已很小，因此，未來在PB平臺增加2臺注氣壓縮機，將富余的氣回注地層或進行氣舉采油。

通過以上改造，可實現對PA及PB平臺的放空氣及富余氣回收利用。

2.2 現狀及經濟性分析

目前PB平臺已經完成了前三部分的改造內容。第一部分與第三部分改造已經投入使用，減少了上游來液變化造成壓力波動引起的放空，同時減輕了PA平臺壓縮機的負荷。第二部分改造，根據調試情況，目前每天可回收低壓放空氣6×104m3。前三部分改造設計、材料、人工共花費300萬元。目前一年可回收放空氣約2000×104m3。按照1元/m3的銷售價格計算，僅需50天便可收回投資[4]。

第四部分改造完成后，最終每天最大回收低壓放空氣10×104m3，可將放空氣量進一步降低到每天1×104m3以內，到時每年可創造價值3000多萬元。

3 結論

PB油田的改造項目為其他需要進行放空氣回收的油田提供了借鑒。

1）在進行改造時充分考慮了本平臺及鄰近平臺的設備容量，最大程度地利用現有的設備及管線流程，解決現有生產問題；同時，將之前一級壓縮機的負荷轉移到到閑置的二級壓縮機，使用一級壓縮機進行放空氣回收，降低投資，并獲得最佳的收益。

2）在對放空氣進行回收時，將安全放在了第一位，增加了爆破片、手動控制閥、BDV泄放閥等，在緊急情況下三路均可實現壓力的泄放，確保生產安全。

3）回收改造時考慮了油田未來的發展，為未來新增的放空氣回收及利用做好了準備。整個改造過程具有資源綜合利用、盤活設備、安全第一、可持續發展的特點。

[1]楊秀發，張維華.火炬氣回收[J].國外油田工程，2000（6）：30-31.

[2]陳永江.火炬氣回收系統的設計[J].石油化工設計，2002，19（3）：11-13.

[3]束長好.煉油廠火炬氣回收利用的分析[J].化學工業與工程技術，2009，30（6）：52-54.

[4]索晨霞，梁海霞.火炬氣回收裝置的技術經濟分析[J].技術經濟，2000（4）：57-60.

[5]張旭霞，李秀賓.火炬氣回收利用技術的研究[J].現代化工，2010（S2）：12-14.

[6]李成龍.火炬氣回收技術[J].節能，2002（11）：12-13.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.06.004

2017-03-22

（編輯 張興平）

陳可營，工程師，2009年畢業于中國石油大學（華東）（油氣儲運和工程管理專業），從事海上原油與天然氣開采與集輸處理工作，E-mail：Chenky5@cnooc.com.cn，地址：廣東省湛江市南油一區北苑11棟，524057。