試采平臺加裝伴生氣液化回收改造方案

劉劍楠

(中海油能源發展股份有限公司 采油服務分公司，天津 300452)

在渤海地區，隨著雙碳要求的落實和岸電的推進，周邊無管網、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，在現役可移動式試采平臺的基礎上，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、結構等方面的分析計算，探討在試采平臺上加裝伴生氣液化儲存裝置的設計方案。通過適當改造，使平臺集油氣生產于一體，在繼承平臺試采功能的同時，又可實現伴生氣液化回收、儲存、轉運一體化功能。

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，在邊際油田開發方面具有獨特的優勢，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上，進行伴生氣液化處理支持功能和液化產品儲運功能的拓展分析。在試采平臺上加裝一套把伴生氣處理為LNG和NGL(液態烴類混合物)的生產裝置，并在平臺上進行儲存。把平臺上要進入火炬的伴生氣，引入原料氣增壓單元，增壓后的原料氣進入凈化單元脫除其中CO、HS、HO、Hg等雜質，然后進入天然氣液化單元進行液化，得到的LNG產品和NGL副產品采用罐箱儲存堆碼在平臺，定期裝船外運。

1.2 設計難點

裝置包括對原料氣的預處理凈化、凈化后天然氣的液化及輔助系統。受到平臺條件的限制，裝置在設計主要有以下難點：①平臺吊機限制每個撬塊重量在15 t以內，重的撬塊需要拆分成2個或多個撬塊，增加了裝置成撬的復雜性及制造成本；②平臺要求撬塊高度限制在8 m以內，增加了流程和控制的復雜性、設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，成撬時設備的安裝會比較緊湊，導致設備的操作、檢修空間有限。

1.3 液化工藝方案比較

1.3.1 工藝

本裝置屬于小型規模的天然氣液化裝置，目前廣泛應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和膨脹機制冷循環。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能的C3MR(丙烷預冷混合冷劑)液化流程。

1.3.2 適用規模分析

以伴生氣排放量每天1萬、2萬、3萬m為目標，進行占地面積、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 主流液化方式特點比較

表3 適用規模比較

比較可以看出，以1萬m為基礎，擴大產能所增加的產品銷售收入約80%是利潤。因此，建議在平臺條件允許的范圍內盡可能擴大產能，以獲得良好的經濟效益，有利于后續推廣，故確定將3萬m/d伴生氣作為平臺的處理規模。

1.4 平臺布置

對“海洋石油162”平臺原鉆桿堆場進行清理，見圖3、4，二甲板原鉆桿堆場區改為了伴生氣液化裝置區和LNG罐箱堆放區，在LNG貨物區域公用設備及生活區設置防火墻，二甲板公用設備區增加雙燃料發電機組。在二甲板公用設備工程房頂增加干粉消防模塊、應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，罐箱數量、價格、吊機能力等因素。原平臺起重機起吊能力為25 t，起重機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。根據罐箱尺寸，最終確定有限的面積只能堆放12個LNG罐箱和3個NGL罐箱，根據每天的生產量，則液態產品轉運周期為4.6 d，即5 d罐箱運轉周期可以滿足生產需求。

1.6 電力供給

LNG生產所需新增電力負荷613.2 kW，新增應急負荷192.25 kW。如果將這些負荷接入原平臺電力系統，見表6，主配電與應急配電系統負荷率均無法滿足要求。因此，需要新增1組主發電機組，1組應急發電機組。

表6 新增電力負荷評估

1.6.1 主發電機組配備

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

1.6.2 應急發電機組配備

方案一：整體更換為630 kW較大功率的應急機組。方案二：新增250 kW應急機組。方案二獨立供電、造價低、模塊化設計、改造工作量小，優勢明顯。故新增1組應急機組(250 kW)及其應急配電系統。

1.7 新增消防核算

核算依據《海上移動平臺入級規范)》《散裝運輸液化氣體船舶構造與設備規范》有關條款。平臺須增設一套水霧噴淋系統，用于伴生氣液化裝置區、LNG罐箱區的外表面水霧噴淋消防。系統設1臺獨立動力的潛水泵作為水霧噴淋泵，供水率應按10 L/(m·min)計算，所需水霧噴淋消防水量為731.1 m/h。增設1套化學干粉滅火系統，用于撲滅伴生氣液化裝置區、LNG罐箱區的外表面的火災。伴生氣液化裝置區、LNG罐箱區均為露天開敞處所，單位面積釋放量按1.0 kg/m計算，所需干粉用量為1 218.525 kg。

2 平臺性能分析

2.1 抗傾穩性

計算僅考慮平臺重力抗傾，土壤作用力作為抗傾能力儲備。平臺在作業及自存工況下，風冰流載荷組合和風浪流載荷組合條件下的抗傾穩性計算結果見表7，各角度和作業工況下，加裝LNG液化裝置后的平臺抗傾穩性滿足規范要求。

表7 抗傾穩性衡準

2.2 抗滑穩性

考慮平臺自身重量產生的樁靴底部摩擦力，其他作為儲備抗滑移能力，見表8，設置多個作業海域，改造后的平臺在各作業地點抗滑穩性均滿足規范要求。

表8 抗滑穩性分析

2.3 插拔樁

平臺采用對角預壓，針對渤海灣典型地質條件進行插拔樁能力分析(見表9)，設置多個作業地點，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 結構強度校核

3.1 樁腿強度分析

根據平臺總體布置、樁腿結構方案，并依據渤海環境條件，估算平臺作業、自存工況下的樁腿強度及25 cm浮冰條件下的樁腿強度。

根據《海上移動平臺入級規范》要求，載荷主要考慮平臺自重、可變載荷、環境載荷、P-Delta效應、動力響應等因素。各工況計算結果見表10，可見平臺樁腿強度滿足規范要求。

表10 樁腿強度分析表

3.2 甲板載荷校核

計算載荷主要考慮設備載荷以及風載荷。

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)；風速：51.5 m/s。

考慮改造后甲板堆場區載荷，分別將重力載荷以及風載荷施加到新增設備對應的位置處，有限元模型見圖5。

圖5 LNG生產區甲板有限元模型

計算采用《海上移動平臺入級規范》，平臺甲板所用材料材質為CSA，屈服應力均為235 MPa，其許用應力為[]=/1.11=213.6 MPa。甲板骨材、強梁所用材料材質為AH36，屈服應力均為355 MPa，許用應力為[]=/1.25=284 MPa。有限元計算結果:平臺甲板最大應力為62.646 MPa；甲板骨材、強梁最大應力為170.38 MPa。

校核結果：平臺甲板、骨材、強梁的最大應力均小于許用應力，滿足規范要求。

4 結論

“海洋石油162”試采平臺改造方案設計，擴展了海洋石油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與污染，節能環保；方案提出的基于LNG生產和罐箱儲運技術的自升式平臺是伴生氣回收多功能平臺的補充；平臺適用日處理量不超過3萬m的伴生氣規模；平臺改造后最多能布置15個20 ft罐箱；推薦采用混合冷劑工藝；推薦采用獨立發電機給LNG裝置供電；平臺現有吊裝能力滿足LNG設備安裝及罐箱吊運；平臺性能和結構滿足改造要求。