深水储油装置油水界面监测系统的设计

邵海龙

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

0 引言

随着我国海洋石油由近海逐渐向远海发展，原油储存也由陆上储油向海上储油发展[1]。海上储油主要有水上储油、水面储油和水下储油3种方式[2]。其中，水下储油的油罐位于水下，避开了波浪、火源、风暴、雷电等影响，使用更安全，在恶劣天气下也能保证平台的正常生产[3-6]。与储罐平台相比，水下储油可省去昂贵的平台建造费用，而且罐容不受平台建造限制，具有很好的发展前景[7-9]。

水下储油设施的油水界面监测一直是制约水下储油技术发展的一个技术难题。本文在充分研究了现有油水界面测量方法的基础上，通过对现有测量方法进行组合应用，实现了水下百米以上量程范围的油水界面测量。

1 油水界面测量需求简介

水下储油一般通过油水置换实现。水下储油装置尺寸较平台储油罐尺寸大很多，高度一般在百米以上。本项目中，水下储油装置总高214.9 m，分为水上、水下2个部分。在装置两侧设置空腔。由于油轻水重，所以装置底部为海水，海水上部为原油。通过上部组块进油管线向储油装置中注油，通过外输管线向外出油，有时油多水少，有时油少水多，但封层以下海水、原油和乳化层的总液位保持不变。油水界面随着注油和出油上下浮动，所以需要监测并控制油水界面不超过上报警点-75.7 m，否则会导致外输原油含水量超标。同时，需要监测并控制油水界面不低于下报警点-180.2 m，否则会导致原油溢出，流入海洋，污染海洋环境。

由于水下储油装置体积很大，所以上、下2个报警点之间的距离也很大，小则几十米，大则上百米。在本项目中，上、下2个报警点之间的距离为104.5 m，所以需要配置一套量程范围至少能够达到104.5 m的油水界面测量装置。

现有的油水界面测量方法中，最大测量范围仅能达到几十米，均无法实现水下百米以上量程范围的油水界面测量。如何监测深水储油装置油水界面的位置，已成为深水储油的一个技术难题。

2 油水界面测量解决方案

在本项目中，为了解决水下大量程范围油水界面无法测量的技术难题，采用了主测量和辅助测量2种测量方法。

2.1 主测量方法

由于现有的油水界面测量方法均无法实现水下间距百米以上2个报警点的同时监测，所以采用分段测量作为主测量方法，即上界面和下界面分开测量。

2.1.1 上界面测量

导波雷达液位变送器测量范围如图1所示。

图1 测量范围示意图Fig.1 Schematic diagram of measure ranges

由于封层位于水下-51.7 m，空腔底部位于水下-66.9 m，上报警点位于水下-75.7 m，即上报警点距离空腔底部位置8.8 m，所以上界面测量可以考虑采用顶装式的导播雷达液位变送器进行测量。采用导播雷达液位变送器进行油水界面测量时，不同的油、水厚度和介电常数会对测量范围产生一定影响。

海水介电常数为80。如果原油介电常数按照极端值3考虑，也能够满足上界面的监测需求，所以上报警点油水界面监测采用导波雷达来实现。

2.1.2 下界面测量

由于现有的测量方法均无法实现水下-180.2 m处油水界面的直接测量，所以本文研究了一种间接测量方法。利用原油、乳化层和海水3者之间的物性差异，如密度，通过检测3者之间的物性差异来判断油水界面的位置[10]。

由于需要控制油界面不低于水下-180.2 m，所以每隔2.8 m设置一个报警点，即分别在-171.8 m、-174.6 m、-177.4 m、-180.2 m和-183 m处，共设置了5个监测点。其中：-171.8 m、-174.6 m、-177.4 m均为预警位置，-180.2 m为报警位置，-183 m为关断位置。根据本项目中设计的注油泵注油量计算，油水界面每经过2个监测点需要时间为8 h，所以油水界面从第一个预警点到关断点的过程中，有充足的时间来协调陆上船舶资源将成品原油运走。当然，监测点位置也可以结合具体项目实际需求进行设置。

本项目中，通过设置各个监测点的采样管路，对监测点处的液体进行采样，再通过设置空腔位置的密度变送器(每个采样管路设置一套，共5套)进行密度测量，从而确定油水界面位置。在测量过程中，通过控制电动球阀(每个采样管路设置一套，共5套)开关来实现对取样点的选择。

开始时，仅打开对-171.8 m位置进行采样的电动球阀。当乳化层或原油层未到达水下-171.8 m位置时，密度变送器测量密度为海水密度，注油泵可以继续向储油装置中注油；当密度变送器测量密度小于海水密度时，证明乳化层或原油层已经到达水下-171.8 m，此时协调陆上船舶资源进行原油外输，继续向储油装置中注油。此时，关闭对-171.8 m位置采样的电动球阀，开启对-174.6 m位置采样的电动球阀。当乳化层或原油层未到达水下-174.6 m位置时，密度变送器测量的密度为海水密度；当密度变送器测量的密度小于海水密度时，证明乳化层或原油层已经到达水下-174.6 m位置。此时，关闭对-174.6 m位置采样的电动球阀，开启下一个采样点的电动球阀。依次类推，当检测结果显示乳化层已经到达水下-180.2 m，但船舶资源暂未具备时，则由中央控制器发出控制信号，控制注油泵停止向储油装置中继续注油。

注油过程中，注油泵的注油量为256 m3/h。由于整个储油装置容积较大，所以注油过程中油面下降速度较慢，每小时油水界面下降约0.35 m，即0.097 mm/s。由于采样位置距离测量点位置最远约120 m，如果采样液体按照2 m/s流速上升计算，则采样液体从采样位置到测量位置需行进60 s。按照分析时间5 s考虑，采样液体从采样位置到分析结束的这段时间内，油水界面下降约0.097 mm/s×65 s=6.305 mm。所以采样和分析延时对界面下降所产生的影响可以忽略不计，即可认为这个时间内油水界面位置保持不变。

当然，采样点设置越多，界面的位置测量越准确。在本项目中，仅设置5个采样位置。

2.2 辅助测量方法

当油水界面位置发生变化时，储油装置封层以上某一固定位置和封层以下某一固定位置的压力差也将随之变化，所以辅助测量方法是通过检测这2个固定位置的压力差值来监测油水界面位置，作为主测量方法的补充。

装置中，油层顶部压力P0为：

P0=ρ1gh1+(ρ1-ρ3)gh3+(ρ1-ρ2)gh2

(1)

式中：ρ1为海水密度；ρ2为原油密度；ρ3为乳化层密度；h1为封层距离海平面高度,h1=51.7 m；h2为封层距离乳化层上界面高度，即原油油柱高度；h3为乳化层厚度，不固定，通常为0～2 m。

油层中A点(封层以下5 m)处压力PA、封层以上海水层中B点(水下5 m)处的压力PB分别为：

PA=P0+ρ2ghA=ρ1gh1+(ρ1-ρ3)gh3+

(ρ1-ρ2)gh2+ρ2ghA

(2)

PB=ρ1ghB

(3)

式中：hA、hB均为5 m。需要注意的是，A、B这2点需安装于装置的同侧。

A、B这2点压力差值为：

ΔP=PA-PB=ρ1gh1+(ρ1-ρ3)gh3+

(ρ1-ρ2)gh2+ρ2ghA-ρ1ghB

(4)

则h2为：

(5)

由于h1、hA、hB不变，乳化层厚度h3在一定范围内可以认为固定不变，所以ΔP将随h2的变化而变化。通过ΔP，可以反推出油柱的高度。

由于A点与B点安装于整个储油装置的同侧，当风浪作用导致储油装置上升、下降或者晃动时，A、B这2点的压力值将按照同样的规律变化，同时增大或同时减小，而且增大量或减小量数值相等。所以，利用A、B这2点压力的差值来反推油柱高度，可以有效地避免由于风浪造成装置晃动而带来的系统误差。当油水界面不变时，如因风浪作用导致储油装置上升、下降或者晃动倾斜，将不会影响对油水界面位置的判断。

3 结束语

本文以分段测量为主测量方法，避免了上、下2个报警点由同一测量设备进行测量时无法选型的问题。通过采样分析监测下报警点的方法，解决了水下大量程油水界面无法监测的技术难题。辅助测量法则通过巧妙地设置压力监测点位置，计算出2点差压值反推油水界面位置。以上2种测量方法简单、可行、经济、有效，相互补充和验证，共同实现了水下大量程范围油水界面的准确监测，对促进深水储油技术进一步发展具有极其重要的意义。

参考文献:

[1] 王文立.深水和超深水区油气勘探难点技术及发展趋势[J].中国石油勘探，2010，15(1)：71-75.

[2] 陈毓琛,冯旅平,张树深,等.油水置换贮存高凝原油的传质研究[J].大连工学院学报,1987,28(2)：53.

[3] 卢佩琼,陈毓琛,王惟诚,等.水下油罐贮存高凝原油采用油水置换工艺可行性研究[J].石油学报,1987,8(3)：100.

[4] 赵雅芝，全燮，薛大明，等．水下贮油技术油水置换技术工艺模拟实验[J]．中国海洋平台,1999,14(1)：18-22.

[5] 刘巍巍，王晋，张益公，等.SDPSO油水置换模拟试验研究[J].中国海洋平台,2016,31(2)：50-51.

[6] 徐松森．油水隔离置换水下储油技术探讨[J].船海工程,2008,37(4)：62-65.

[7] 卢佩琼.浅谈水下贮油技术的应用价值及其可行性[J].中国海洋平台,1992,7(5)：210.

[8] 初新杰，徐松森．海上储油技术现状及水下无污染储油模式探讨[J]．装备制造技术,2011,31(4)：141-143.

[9] 张宁.海底管线油水置换方案的研究[D].阜新：辽宁工程技术大学,2002.

[10]邵海龙,刘鸿雁,陈欣,等.用于深水储油装置的油水界面的监测装置:ZL 2016 2 1176995.8[P].2017-06-13.