一種新型海上平臺凝析油自動回收系統

尤英萃，秦曉光，柯蘭茜

（中海油能源發展裝備技術有限公司南海工程分公司，廣東 湛江 524057）

0 引言

根據國際上先進的深海和遠海油氣田的開發經驗、現狀及發展趨勢來看，為了提高系統設備的安全性、可靠性、環保性以及盡量降低工程投資，系統設備以及大型油氣處理系統工藝包及模塊化將成為必然，并且需求量將大幅度提升[1]。新型凝析油自動回收系統與傳統海上平臺凝析油回收直接進閉排系統相比，具有不干擾下游工況，無機械旋轉動設備，安全可靠等優勢。全自動控制，減少人力投入和誤操作風險，全回收過程周期自動檢測，避免設備故障、人員操作失誤導致風險發生，而且投資低，不僅解決了眼前的問題，而且將會產生較大的經濟效益，然而新型凝析油自動回收的推廣應用還存在困難，有一點就是在不同的壓力等級進行切換時，存在操作失誤、閥門內漏風險，造成高壓系統壓力竄到低壓設備，發生設備關停或容器超壓事件，需要采取相應改造去防止超壓問題[2-3]。

1 當前海上平臺凝析油回收現狀

目前南海海域某海上油田開發平臺原油處理中心平臺的凝析油回收系統主要是進入壓縮機組的滌氣罐進行三相分離后，氣相部分進入火炬系統的火炬分液罐進行放空燃燒，則液相部分按照不同壓力等級進入閉排系統或者原油緩沖罐或者下海管，進入閉排系統的經過三相分離后，經閉排泵增壓到海管，通過海管輸送到下游某終端接受系統。而這類閉排系統和原油緩沖罐等具有低壓，溫度高的特點，一般來說是閉排系統處于50 kPaG，70 ℃的工作環境下，原油緩沖罐處于350 kPaG，70 ℃的工作環境下，由于所處的環境溫度較高，大量的凝析油就會蒸發進入火炬系統的火炬分液罐后再放空燃燒，此外由于低壓凝析油的高碳組分較多，在火炬放空量有所減小情況下，其氣相空間的氣流就無法充分攪動燃燒，就會產生大量的黑煙現象，此外對于下游某終端接受系統來說，1300 kPaG 級的凝析油需要通過凝析油泵增壓輸送至海管，其設計排量為5 方/時，排量較大，在啟泵輸送對終端工藝流程會造成較大波動，為解決波動問題，如果該等級凝析油排至閉排罐，壓力就會迅速降低加上閉排罐的高溫，這部分的凝析油就會迅速重新蒸發進入火炬系統放空燃燒，和以上低壓系統的凝析油回收情況一樣[4-5]。

2 新型凝析油自動回收系統

通過對新型海上平臺凝析油系統自動回收系統的研究，可以設計一種凝析油自動回收系統和設備，特別適合用于海上平臺存在多級壓力的凝析油回收系統，如圖1 的新增凝析油自動回收系統的工藝流程為按順序接受50 kPaG 壓力等級，350 kPaG 壓力等級，1300 kPaG 壓力等級的凝析油，當接受50 kPaG壓力等級的凝析油時，關閉原凝析油排放流程，打開控制閥，50 kPaG 壓力等級的凝析油通過通過調節凝析油自動回收管匯上與大氣相連的PV 閥來控制壓差，使得凝析油能進入新增的凝析油自動回收管匯，接受完凝析油后，上游分液罐的液位計的低液位信號傳至控制閥，關閉50 kPaG 壓力等級的控制閥，開啟350 kPaG 壓力等級的凝析油回收流程，通過調節凝析油自動回收管匯上與大氣相連的PV 閥來控制壓差，使得凝析油能進入新增的凝析油自動回收管匯，待接受完后，關閉350 kPaG 壓力等級的控制閥，同理，開啟1300 kPaG 壓力等級的凝析油回收流程。接受完后，開啟新一輪的回收流程，此間，當新型凝析油自動回收管匯接受滿后，管匯上設置液位計，觸發相關信號后，關閉凝析油接受流程的控制閥，打開燃料氣動力外輸流程，將凝析油通過海管輸送至下游終端處理接受系統，當凝析油自動回收管匯的液位計觸發低低液位信號的時候，關閉外輸流程，開啟新的凝析油回收流程。

圖1 新增凝析油自動回收系統流程

3 風險分析及解決措施

在海上油田開發平臺里面，空間受限是一個很關鍵的問題，這套新型不同壓力等級凝析油自動回收系統的優點在于只是需新增一根16 寸300lb 的凝析油自動回收管匯，就可以通過調整回收管匯的操作壓力，通過壓差實現對不同壓力等級的凝析油進行有效回收，同時利用平臺現在的燃料氣作為動力源，通過改造部分流程，實現將回收管匯凝析油通過海底管道外輸至下游終端接受系統進行處理。但是由于不同的壓力等級的物流最終匯合在一起，可能會存在不同壓力等級的物流互竄等運行風險。

3.1 無法連續接收的風險

凝析油自動回收管匯需要在50 kPaG、350 kPaG、1300 kPaG 級別的凝析油回收流程之間進行智能切換，無法實現對來液的連續接收，尤其是50 kPaG 級別的凝析油無預收集罐，比較容易造成原流程的低壓壓縮機、放空氣回收管匯的液位高等風險。

解決措施：按要求保留原流程低壓壓縮機、放空氣收集管匯至閉排排液流程，當新型凝析油自動回收管匯無法進行收集時，可通過原排放流程泄放至閉排系統，從而降低分液罐出現液位高高的風險。

3.2 發生不同壓力等級竄壓的風險

凝析油自動回收管匯在不同的壓力等級回收流程進行切換的時候，需要海上平臺的現場操作人員進行手動頻繁的操作，如果相關操作人員存在人為失誤，就極易造成高壓系統壓力的物流竄到低壓系統的設備上，可能會造成低壓設備關停甚至損壞等一些嚴重安全事故的發生。解決措施：1）進一步完善可視話操的規程，加強相關操作人員的技能培訓，提高相關操作人員的作業安全素養；2）在各路不同壓力等級的凝析油自動回收流程進入道新增的16 寸凝析油回收管匯前的管線上設置一個SDV 緊急關斷閥，并在中控系統中設置其相應的邏輯，當凝析油自動回收管匯的操作壓力超過本路凝析油回收管線上的操作壓力時，管線上設置的SDV 緊急關斷閥就會觸發相關關斷邏輯而自動進行關閉動作。

3.3 系統流程中的控制閥發生冰堵的風險

當每次凝析油自動回收管匯中儲存的凝析油通過海底管道進行外輸至下游終端接受處理系統的流程結束后，需要將凝析油自動回收管匯的操作壓力從2800 kPaG 泄放到50 kPaG 的壓力，這中間的壓降過大，很容易使的自動回收管匯上的壓力控制閥出現冰堵的現象。

解決措施：冰堵現象，即形成了天然氣水合物堵塞了管道，可以通過控制壓力泄放的速度，避免瞬間壓降過大導致出現冰堵現象。

3.4 海底管道的輸送量過大，超出下游處理終端系統處理能力的風險

風險：凝析油回收滿后再通過海底管道外輸至下游終端接受系統處理時，瞬間的輸送量過大，或者由于存在大量天然氣進入海底管道，造成海底管道壓力高，出現終端無法接受外輸物流等風險。

解決措施：當回收滿的凝析油在海底管道進入外輸前，與下游的終端設施這邊先進行聯系，得到終端的允許后，再按照原計劃進行凝析油外輸。另外在凝析油外輸管線上設置一個SDV 緊急關斷閥，當海底管道的操作壓力高于設定值時觸發相關信號關閉該SDV，以保證安全外輸。

3.5 溫度變化大，管線變形、損壞等

風險：凝析油回收的管匯跨度大，凝析油外輸結束后，壓力泄放時，出現收集管匯溫度下降明顯，產生溫度應力，容易造成管線、法蘭應力過大而變形甚至破壞等風險的發生。

解決措施：控制壓力泄放速度；項目建造時，應充分考慮溫度應力的存在，同時保證安全的余量。

4 新型凝析油自動回收系統設備設計

本設備是針對現有海上平臺凝析油回收多處于高溫低壓環境，大量凝析油閃蒸到放空系統燃燒，因本身特性燃燒不充分而造成環境污染和經濟損失等不足，從而發明的一種適用于海上平臺凝析油回收系統的設備，具有自動控制的功能，降低減少人力投入和誤操作風險，全回收過程周期自動檢測，避免設備故障、人員操作失誤導致風險發生。

如圖2 所示，裝置由凝析油回收管匯1，直徑16寸，高度16 米；1 號開關閥3，閥體是球閥，具有關斷功能；1 號壓力控制器7，連接壓力傳感器；1 號壓力控制閥8，閥體是球閥，具有關斷功能；1 號液位計10，具有傳感功能，2 號液位計13，具有傳感功能等部件組成。

圖2 新型凝析油自動回收裝置設計圖

5 應用場景

目前在我國南海西部某海域上某中心處理平臺油田天然氣處理分為50 kPaG 級、350 kPaG 級，1300 kPaG 級、2800 kPaG 級，每一級都會析出凝析油，需要回收。油田此前只回收了1300 kPaG 級和2800 kPaG 級的凝析油，50 kPaG 級凝析油回收到閉排系統，350 kPaG 凝析油排放到原油緩存罐，由于存在明顯的壓降，因此50 kPaG、350 kPaG 級凝析油最終閃蒸到放空系統，通過火炬燃燒，不僅僅造成極大的浪費，同時也導致火炬燃燒不充分，產生很濃烈的黑煙現象。現在平臺已設計安裝該套新型海上平臺凝析油自動回收系統，實現將各個等級的凝析油全部回收。

6 結語

凝析油回收在我國的海上油田平臺開發過程是不可浪費的一部分能量。目前南海海域某海上油田開發平臺原油處理中心平臺有壓力等級為50 kPa，350 kPa，1300 kPa 的凝析油，在平時的回收工藝過程中，由于其低壓力等級的凝析油進入閉排罐和緩沖罐后，易蒸發進入火炬系統，回收率低且燃燒不充分影響環境，因此設計這套一套新型不同壓力等級的凝析油的自動回收系統，分級回收匯總后統一外輸的設計，具有創新性和可靠性，有效解決了海上凝析油回收時的閃蒸問題，火炬燃燒產生黑煙問題等環境問題，還能產生比較大的經濟效益，在未來通過實際的生產數據和實驗分析研究，還可以進一步優化和提升其回收效率，減少風險措施。