自升式海上油田伴生氣液化加注平臺方案研究

韋曉強

(中海油能源發展股份有限公司采油服務分公司 天津300452)

0 引 言

國際海事組織(IMO)0.5%全球限硫令已在2020年1月 1日生效。為應對日趨嚴格的船舶排放控制要求，LNG燃料的推廣和應用使船舶的運營更加經濟、環保，日益得到船東的青睞。伴生氣隨原油共生，屬于天然氣的一種，通常為富含甲烷等低分子烷烴的混合氣體[1]。將海上油田生產平臺生產期間的富余伴生氣進行回收處理，液化成合格的LNG(liquefied Natural gas)產品，直接在海上向LNG燃料動力海洋石油支持船(三用工作船、操錨船、守護船等)提供 LNG燃料加注服務，建立海上小型液化天然氣加注站，不僅可實現放空伴生氣價值轉化，保障船舶 LNG燃料供應，還可解決海上油氣生產平臺放空伴生氣燃燒排放帶來的污染和能源浪費問題。

由于現役海上油氣處理固定平臺甲板上設備布置緊湊，可利用的空間非常有限，能滿足安裝液化、加注設備需求空間的平臺非常有限，使油田伴生氣就地液化處理受到依托的固定平臺空間限制，并且需要根據固定平臺的實際情況對平臺進行技術改造，不能在油田的不同區域重復利用，項目經濟性不是很好。

本文借鑒“蜜蜂式”[2]開發邊際油氣田的技術經驗，提出了一種制造成本低廉，并能重復使用，可適宜在同一海域不同油田區塊間調遣和生產作業的海上油田伴生氣液化加注平臺技術方案，旨在實現海上油氣生產平臺放空伴生氣的回收和利用。下文將以滿足日回收、處理伴生氣能力 2萬 m3/d的平臺方案為例予以論述。

1 工程方案

根據渤海某油田現役生產平臺對伴生氣回收的實際需求，和 LNG燃料動力守護供應船對 LNG燃料補給需求量，借助海上油田伴生氣液化、加注平臺，采用“現役生產平臺＋自升式伴生氣液化、加注平臺＋LNG燃料動力守護供應船”的工程模式，工程開發示意圖見圖1。

圖1 開發示意圖Fig.1 Schematic diagram of development

2 平臺技術方案

2.1 平臺型式

自升式海上油田伴生氣液化、加注平臺是一座可移動、自升式的LNG生產、加注平臺，可將海上油氣生產平臺生產期間輸送來的伴生氣液化成合格的LNG，可定期向船舶加注 LNG燃料。平臺不設置居住艙室，不設置主發電設備，平臺就位時靠臨時發電機撬供電，平臺完成就位后臨時發電機可吊離平臺，不單獨占用發電設備，液化工藝處理系統模塊化布置，人員居住和電、工業空氣等公用系統消耗由現役油氣生產平臺提供。平臺兼具有LNG生產、儲存、加注功能。平臺總體結構和海工設備滿足現行法規、規范和標準要求，處理伴生氣能力2萬m3/d，設計使用年限 25a，作業水深 40m，具有在作業海域五十年一遇環境條件下的自存能力。

平臺主要包括主體、樁腿、樁靴、升降系統等。平臺主體為單底、單甲板的鋼質四邊形箱體結構。樁腿采用圓柱鋼質結構，分布在主體四角，樁腿下端設有樁靴。樁腿均設有液壓插銷式升降系統和插銷鎖緊裝置，通過中控室控制升降系統平臺主體可沿樁腿上升或下降，并支撐于一定高度，在拖航和站立狀態平臺通過鎖緊裝置將主體與樁腿進行連接固定。平臺的主甲板為設備布置區。平臺的主體尺度以及樁腿的型式、數量等主要量度見表1。

表1 主要尺度Tab.1 Principal particulars

2.2 平臺總布置

平臺主體的內部設有縱艙壁和橫艙壁，除艏部圍阱結構之間設置泵艙和液壓站艙外，其余均為壓載水艙。在平臺主甲板上由艉至艏分別布置有輔助定位錨泊設備、制氮撬、LNG儲罐、LNG 生產工藝模塊、加注裝置、臨時發電機撬、海水提升裝置、棧橋和起重機等裝置和設備。考慮安全區域劃分要求，制氮撬、中控室、配電間及應急發電機室均布置在遠離周圍液化設備3m以外的區域。

平臺生產作業所需海水由海水提升裝置提供，該裝置由海水提升架、海水提升絞車、海水提升泵和海水提升軟管等組成。平臺在插樁和生產期間海水提升泵通過海水提升絞車下潛至海面以下，為平臺提供足夠量的海水；平臺調遣時海水提升泵通過海水提升絞車收至海水提升架內使之穩固。

旋轉棧橋主要用于生產管線的連接和操作人員在平臺與固定平臺間的安全往返，由旋轉基座、扶梯平臺等組成，通過旋轉基座固定在平臺甲板上，由起重機輔助完成棧橋與固定平臺間的搭接。

平臺配置一臺繞樁起重機，設置在艏部左舷固樁室上，起重機吊臂擱置架設置在尾部左舷固樁室上，用于輔助 LNG加注作業及設備維修、物品吊裝，起重機采用液壓驅動。

平臺其他系統及設備如救生、消防、安全監測等按照規范要求配置。平臺總布置如圖2所示。

2.3 液化、加注方案

2.3.1 液化方案

將小型橇裝天然氣液化裝置用于海上零散天然氣資源回收是近年來國內外的研究熱點[3]。該平臺的LNG生產工藝模塊共 4個天然氣處理撬塊，包括原料氣分離調壓撬、原料氣凈化撬、深冷液化撬和冷劑壓縮撬。

圖2 總布置圖Fig.2 General arrangement plan

油田伴生氣屬于濕氣，C3+烴類含量較高，參考陸地項目經驗，LNG生產工藝方案的設計建議選擇MDEA吸收法脫除酸性氣體、分子篩脫水、浸硫活性炭脫汞及洗滌法脫重烴，選用比較節能的單混合冷劑液化流程。當伴生氣組分在 CH4含量不低于80mol.%，CO2含量不高于 3mol.%，H2S含量不高于 200/106范圍波動情況下，能將固定平臺輸送來的伴生氣經過增壓、凈化處理，液化成合格的 LNG生產，并可保持連續生產。平臺生產的 LNG產品儲存于 LNG儲罐內，生產、加注過程中產生的低溫蒸發氣 BOG經回收單元(空氣加熱器加熱)處理后，返回工藝系統的原料氣增壓入口進行回收。伴生氣液化過程中產出的副產品NGL及廢氣通過管線返輸至固定生產平臺進行處理。總工藝流程如圖3所示。

圖3 總工藝流程圖Fig.3 General process flow chart

為了確保裝置的安全穩定運行，LNG生產裝置采用冗余 PLC(控制系統)、ESD(緊急停車系統)系統，集中設置在中控室，實時監控生產過程，也能通過數據傳輸在固定平臺中控室進行遠程控制，實現現場生產高度自動化控制管理。

2.3.2 加注方案

平臺配置的加注裝置由 LNG計量加注撬、控制系統、吹掃系統、緊急脫離裝置、干式快速接頭、軟管絞車、液項低溫軟管、氣項軟管等組成，通過軟管絞車旁的控制臺控制纏繞在絞車上的液相低溫軟管和氣相軟管完成與受注船的管線連接和解脫，實現LNG的輸送和BOG的回收。在加注作業區設置集液盤、水幕保護等設施防止 LNG泄漏造成低溫損傷和火災損傷。加注操作所需氮氣由制氮撬提供。

受注船以兩點系泊方式停泊在平臺舷側，如圖 4所示。LNG加注操作分為準備階段、加注階段和完成階段[4]，整個操作過程應嚴格遵循國家相關法律法規和標準規范的要求。

圖4 受注船系泊示意圖Fig.4 Schematic diagram of fueled ship mooring

3 平臺經濟方案

自升式海上油田伴生氣液化、加注平臺作為回收海上油田伴生氣和為 LNG燃料動力船舶提供 LNG加注服務的一體化裝置，其結構形式簡單、功能性強，可有效節省建造工期和建造成本，減少項目總投資；工藝系統智能化控制，操作人員少，設備操作維護成本低。平臺回收、處理的油田放空伴生氣成本為零，液化后作為LNG動力PSV燃料可直接在海上加注，降低了 LNG 生產、加注成本。以日回收、處理伴生氣能力2萬m3/d的平臺方案為例，經測算其LNG加注成本明顯低于目前加注船加注、岸基加注等模式的船舶加注 LNG燃料成本，且具有節能減排作用，具有較好的經濟效益。同時，平臺依托現役油氣生產平臺建立海上加注站，遠離陸地人口密集區和沿海工業區，不占用陸地資源，不會增加陸地環境和安全影響，具有較好的社會效益。

4 結 語

通過對上述方案的分析介紹，自升式海上油田伴生氣液化、加注平臺采用四邊形箱型結構主體，建造難度低；四邊形甲板可用面積大，便于設備模塊的布置和更換調整。平臺依托現役油氣生產平臺資源不設置人員住艙及主電站等公用設施(可根據實際需求確定公用設施的配置)，不單獨占用發電設備，可極大節省平臺建造成本和運營成本。

平臺兼具伴生氣回收、LNG生產、LNG儲存、LNG加注外輸功能，設備模塊化便于更換，機動靈活，能在油田不同區塊重復使用，滿足淺水油氣田開發中對富余伴生氣回收和 LNG燃料動力船舶對LNG燃料加注的需求，可有效解決淺水油氣田開發中富余伴生氣難以實現回收的技術及經濟瓶頸，為油田開發節能減排、環境保護做出有力貢獻，值得深入研究和推廣。