現役固定式平臺伴生氣回收方案設計

夏華波，王秋生，王穎，孫恪成，黃國良

(1.中海油能源發展股份有限公司 采油服務分公司，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.中海油能源發展工程技術公司，天津 300452)

海上油田伴生氣，大多由于其量小、氣量衰減快、氣質不穩定、回收經濟效益差，往往直接排放。對于氣量稍大有回收價值，且平臺周邊有足夠容量的海管或能就地利用的，可進行回收，此類海上已應用的案例主要包括：①直接用作燃料，伴生氣量可支持平臺部分主機或鍋爐連續使用，經處理并壓縮滿足主機或鍋爐的使用要求后作為燃料回收應用；②直接進管網，氣量比較大，就地無法利用或用不完，且有管網條件的，可以對伴生氣處理后增壓進海管輸送至終端用戶；③LPG回收利用，對于甲烷含量相對少，重組分較高的伴生氣，若其產量較高，可考慮處理成LPG產品后船運至LPG碼頭回收；④直接回注地層，對于周邊無去處，就地無法利用且氣量較大的，為了保護天然氣資源，同時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，需要平臺上有可燃用天然氣的主機或鍋爐、額外的伴生氣增壓裝置、周邊有足夠的管網。因海上石油正在全面實施岸電，伴生氣在平臺上將失去燃料用戶。對于周邊無管網或管網能力不足的區域，現有方案不能解決伴生氣回收問題。為此，選定渤海無依托及伴生氣無法就地利用的某平臺為目標，對其伴生氣回收總體思路、可回收規模、外輸方式、平臺布置、消防要求、回收工藝、公用消耗及平臺結構進行方案設計與校核，探討固定平臺伴生氣采用加裝液化裝置和罐箱儲運回收的技術可行性。

1 設計基礎

目標平臺為4腿固定式生產平臺，作業水深約20 m，平臺吊機能力為25 t、10 m，5 t、35 m，配備有生產和測試計量系統、生產水系統、燃料氣系統、柴油系統、火炬與放空系統、開閉排系統、化學藥劑系統、公用儀表風系統和注水系統等。平臺上設有28人生活樓，2臺1 000 kW的燃氣發電機。平臺一部分伴生氣用于燃氣發電機發電，其余伴生氣進入火炬系統。該平臺完成岸電改造后，燃氣發電機計劃停機。平臺氣源甲烷含量約98%，無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，在目標平臺空余甲板上加裝小型天然氣液化裝置。

圖1 現役固定平臺+液化裝置

目前該平臺可利用的區域為修井區，預計在相當長一段時間不會有修井作業，用于布置伴生氣回收設備，當修井時，設備可拆卸，完井后，回收設備重新固定。生產出的產品為LNG和NGL(液態烴類混合物)，產品由罐箱儲運，見圖2。

圖2 罐箱運輸

3 設計方案

3.1 回收量確定

目前平臺日排放伴生氣量約為4萬m/d，燃氣消耗約為6 000 m/d，伴生氣量處理能力約為3.4萬m/d。按照平臺上布置預處理設備、液化設備及LNG儲存設備的估算，3萬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。該修井區可用面積為20 m×11.5 m，該平臺可承受新增重量約為425 t。通過所需甲板面積和平臺承重能力分析，確定伴生氣回收量為2萬m/d。本平臺有一定空間、承重能力,以及公用消耗供給能力。這種現役固定式平臺可增加的伴生氣回收量約為2萬m/d。

表1 2萬m3伴生氣液化回收方案尺寸及重量預估

3.2 外輸方式確定

見圖3和圖4，伴生氣回收產品可用LNG罐箱儲存并吊裝，或者用LNG儲罐固定在平臺上作為海上LNG加注站。LNG罐箱有現成的規范可依，如IMDG CODE、CCS《集裝箱檢驗規范》、DNV2.7-1《近海集裝箱》及交通部頒發的試行規范《整船載運液化天然氣可移動罐柜安全運輸要求(試行)》。海上LNG加注目前出臺的規范有：CCS《液化天然氣燃料加注作業指南》、交通部海事局《水上液化天然氣加注作業安全監督管理辦法》，規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 海上平臺加注方案示意

LNG罐箱與LNG海上加注相比，技術更成熟，規范依據充分。從長遠看，如果伴生氣回收規模化發展，則LNG加注，采用管輸更安全，受注資源可以油田間共享，作業效率更高，風險更小。從推動工程落地考慮，目標平臺僅6個罐箱，吊裝時間短，作業風險可控，規范和技術更成熟，更易實施。

本方案采用罐箱吊裝方式。

3.3 總體布置

LNG處理模塊的危險性遠高出其他油氣處理設備，其布置需要嚴格按照《固定平臺安全規則》及《CCS 海上固定平臺入級與建造規范》執行。LNG處理模塊布置主要考慮因素為：適宜放置在充分通風區域，不積累可燃氣體；本LNG處理設備部分高達7 m，需要較高的平臺空間；布置在吊機覆蓋范圍內，便于LNG和NGL罐箱的吊裝和倒運；新增設備設施應能盡量采用平臺吊機安裝，避免動用浮吊資源。基于以上條件，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

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

平臺原配有1臺吊機，能力25 t、10 m，5 t、35 m。目前LNG罐箱最遠距離吊機約15.6 m，單個LNG罐箱濕重約15 t，吊機能力約15 t、15 m，滿足LNG產品運輸。根據吊機能力對設備重量進行控制，部分設備需要廠家分撬吊裝，以滿足吊機能力。

3.4 消防水

目標生產平臺消防水能力現狀為：主消防泵能力400 m/h；輔消防泵180 m/h與旁邊井口平臺的消防泵270 m/h共同滿足生產平臺消防水需求。目前，并沒有明確的關于海上平臺液化生產裝置消防水用量規定，通過與船級社共同研究，參考類似案例，有以下認識：陸地LNG規范中《NFPA 59A液化天然氣LNG生產、儲存和裝運》與《GB/T 20368液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝運》均規定了需考慮63 L/s的富裕水量要求，其中，陸地場站只能依靠蓄水池，水池容量限制了實際的消防時間及用量，因此陸地規范中的余量要求是針對水池容量條件而提出的，而船舶及海上平臺不存在水源的限制問題。陸地天然氣處理站場消防水要求明顯不適合海上固定平臺。參考IGC CODE、NFPA15《水噴霧固定滅火系統標準》等規范標準，確定：消防系統能力考慮最大火區噴淋水量及至少2個軟管站用量，不考慮63 L/s的水量要求。新增液化設備后，消防水量計算見表2。

表2 新增LNG生產裝置消防水計算

按規范考慮2個水槍水量為50 m/h，預留15%噴淋余量，即36.36 m/h，則該區域消防用水總量為217.26 m/h，小于消防泵最大能力400 m/h，現有消防水能力滿足要求。

3.5 工藝

如圖6所示，伴生氣經計量增壓后，進行脫酸脫水凈化處理，本目標平臺氣源較純，不需脫汞和脫HS，凈化后的天然氣進入液化處理單元，采用填料塔洗滌法脫重烴，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，原料氣則從塔底自下向上流動，通過逆流接觸，從塔底脫出重烴(NGL)。

圖6 LNG生產工藝流程

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

表3 小型液化工藝特點

其中，膨脹機制冷工藝由于設備多能耗高，在海上平臺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，由于流程簡單，空間小，無冷劑配比，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平臺要求，首選高壓引射工藝。

3.6 平臺公用能力校核

目標平臺新增液化裝置所需公用需求涉及儀表氣、氮氣、冷卻水、熱負荷、電負荷等。根據調研，平臺無導熱油，因此加熱設備均采用電加熱器。其中，儀表氣、氮氣、冷卻水需求量平臺現有能力均有余量，滿足新增裝置使用要求，篇幅所限，僅以電力校核為例說明。

目標平臺即將啟用岸電，但受制于海纜規格，生產平臺的變壓器額定容量為8 000 kVA，同時平臺上有2臺燃氣發電機，單機900 kW。現有平臺受改造空間和海纜容量限制，且考慮后期井口平臺處需打調整井要新增約1 400 kW電力，考慮了以下3種方案。

方案一，平臺岸電+平臺2臺燃氣機發電，此時變壓器額定容量為8 000 kVA，平臺岸電最大帶載能力為6 800 kW，發電機最大出力為1 800 kW，生產平臺計算負荷為4 708.5 kW，井口平臺計算負荷為3 000 kW，變壓器負荷率為87%，滿足安全要求。

方案二和三，則是岸電供給油田原生產及調整井，液化裝置電力由燃氣機直接供給，均可滿足使用要求，見表4。

表4 燃氣機供電負荷計算

分析比較結果：方案一，供電可靠性高，改造量小，施工方便，但平臺自發電，不可與國網岸電并網，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。為保證生產率和高可靠性，最終采用方案三。

3.7 結構校核

由于該平臺在進行伴生氣回收階段，將不進行修井作業，因此管堆場及泥漿池等修井配套相關操作荷載減少約423 t，修井機操作荷載可以減少約233 t。新增設備荷載約348 t。新增外擴甲板用于液化設備的公用系統，增加載荷約45 t。

采用SACS軟件建模，經計算，見圖7、8，新增液化裝置后，主甲板強度和平臺整體強度UC值均小于1，滿足設計要求。

圖7 頂層甲板UC值PLOT

圖8 平臺整體結構UC值PLOT

在伴生氣回收階段，平臺荷載將減少約656 t(423 t+233 t)，新增重量約393 t(348 t+45 t)，整體減少263 t。根據原平臺樁基計算結果，A1樁腿的樁基承載力余量最小，因此重點對A1樁腿進行評估,結果顯示，改造后，A1樁腿的樁基承載力安全系數最小值為2.25，大于原平臺的樁基承載力系數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 結論

海上固定式平臺由于空間有限或樁基承載力限制，可布置約2萬m/d的伴生氣液化儲存裝置；這類平臺沒有液化裝置的明確消防規范，陸地規范不適用，現階段其消防水量需求計算按海工常規做法取值；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勢；平臺若有燃氣機，則液化裝置首選燃氣發電，不影響油田常規正常生產和液化生產的安全獨立性；平臺結構有余量能夠安裝2萬m的伴生氣回收裝置，具體可根據平臺實際情況做結構局部調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運，隨著伴生氣回收規模化發展，可逐步實施軟管傳輸，提高安全性和作業效率。以每年10個類似平臺碳排放計，每年可回收4.7萬t LNG，可減少碳排放約12.9萬t。