基于天然气液化加注技术的海上油田伴生气回收方案

(中海油能源发展股份有限公司 采油服务分公司，天津 300452)

渤海油田现有已建油气生产平台(包括陆地终端等)近180座，每年约3 000万t产量，多数油田原油属于低气油比，每年伴生气约有16.7亿m3。伴生气除部分作为燃料气或回注外，很大一部分因为无管输系统或管输能力不足等原因都被冷放空或烧掉，造成巨大的能源浪费和环境污染[1-2]。目前对海上油气田富裕伴生气的回收，因放空气量差异大，回收工艺复杂、费用高、安全控制难度大，未能形成有效的产业规模。将小型橇装天然气液化装置用于海上零散天然气资源回收是近年来国内外的研究热点。海洋石油支持船(如：三用工作船、守护船、供应船等)一直是服务海上油田开发生产的重要装备，LNG燃料的推广和应用将使海洋石油支持船的运营更加经济、环保。利用油田富裕伴生气为LNG动力海洋石油支持船提供LNG燃料海上补给，既可保障船舶燃料供应，又可保护环境，具有双重作用。

1 总体思路及平台基本情况

方案以保证现役海上生产平台安全生产为前提。

通过在平台空余甲板区域新增天然气液化储存系统、加注系统，将平台生产期间富裕的伴生气液化处理成合格的LNG产品，LNG储存于LNG储罐内，通过加注系统向海上LNG动力海洋石油支持船进行燃料加注，形成现役海上生产平台+天然气液化、加注系统+LNG动力海洋石油支持船的工程模式。

该平台是渤海油田作业区的中心处理平台，为钢质8桩腿导管架结构平台，共4层甲板，见图1。

图1 渤海油田某平台

平台生产的合格原油通过海底管道外输，生产期间的伴生气主要用作燃气透平、锅炉的燃料气，富裕伴生气约2×104m3/d。伴生气组分见表1。

表1 平台伴生气组分

2 技术方案

渤海油田某平台作为在产中心处理平台，其工艺系统、公用系统等设备繁多、布置紧凑，可用甲板空间极为有限。为减少平台改造量，降低整体投资，新增天然气液化储存设备与LNG加注设备采用小型化、模块化、分散布置的原则，尽量利用平台危险区内甲板空间，且具有充分通风，不积累可燃气体的区域。经调研分析评估，平台顶层甲板可利用区域满足新增设备布置需求，结合原设计资料LNG生产、储存、加注计量装置布置于顶层甲板，LNG加注操作区布置于平台下甲板外延吊装区域。新增设备布置见图2。

图2 新增设备布置

2.1 平台改造分析

2.1.1 取气点选取

为充分回收平台富裕伴生气，将原料气的接入点确定在进入火炬分液罐的伴生气总管线上。

根据API 521标准规范，典型的火炬气回收系统位于所有装置总管连接的主火炬总管的下游和总管压力大体上不随载荷变化的某一处。

经过分析，最终确定采用API规范推荐的可供选择的系统2，见图3。即采用爆破膜片+PV阀控制火炬管汇的气体进入火炬气回收系统。

图3 API规范推荐的火炬气回收系统

2.1.2 结构

平台新增荷载仅占平台总荷载的1.61%，对平台整体影响较小，经初步分析原平台杆件强度、节点冲剪及桩基余量均满足要求；在后续设计阶段将根据设备底座形式和精确的设备重量，进行详细核算。结构计算三维模型见图4。

图4 结构三维模型

2.1.3 配管

为减少漏点，管道应尽可能采用焊接形式，尽少的使用法兰连接。对低温端做好保温隔热处理，避免低温管道对平台结构的影响。当此类管路保温需要经常被拆开或者有拆卸点时，需采取保护措施，比如在储罐连接端设置集液盘，以防止LNG泄漏时甲板结构不会被低温损伤。

2.1.4 仪表

1)中控系统。改造新增点位及LNG装置所有控制点位均接入现场就地控制系统，由就地控制系统统一处理。并将LNG装置运行状态，故障报警，故障关断，可燃气体报警接入中控系统并显示，同时接收平台中控一二级关断信号。

2)火气布置。考虑平台现有火焰探头布置，对新增LNG生产设备、储罐及加注操作站等区域增设火焰探头，满足火焰探测要求。

2.1.5 其他

经核算平台可对外提供的电力、冷却水、导热油等公用系统能力满足新增天然气液化加注系统的生产需求。

安全、通讯及电气等专业按照规范、规则的要求进行评估设计和施工改造，满足平台安全生产的要求。

2.1.6 低温防护

在LNG生产及对外加注过程中，天然气液化装置与LNG储罐、加注装置存在管线阀门和法兰连接口处发生低温液体滴漏的风险，在各风险点设置低温集液盘收集低温泄漏的液体，防止因LNG泄露造成平台结构的低温损伤。

2.1.7 泄漏防爆

LNG泄漏气化或天然气泄漏扩散浓度达到极限会造成爆炸的危险。在LNG生产、加注区域新增可燃气体探头，接入就地控制系统，当该区域可燃气浓度达到20%爆炸下限时报警，达到50%爆炸下限时进行生产关断。因存在泄漏的天然气引起爆炸后对生活楼造成损毁和人员伤害的风险，需要在生活楼靠近LNG生产区的外围壁一侧新增设防爆墙进行安全防护。

2.2 天然气液化方案

天然气液化方案采用小型LNG生产装置，该装置满足现行标准及规范、规则的要求，适合在海上高盐雾、高湿度、日温差大的环境里生产。小型LNG生产装置具有小型化、轻量化、模块化、分散化的特性，适合在油气生产平台有限空间内布置；对平台生产期间低压排放的伴生气具有增压、净化、液化的功能。

2.2.1 主工艺流程

利用小型LNG生产装置生产LNG的主要工艺流程包括：伴生气的增压、净化和液化，见图5。

图5 主工艺流程示意

本方案原料气为油田伴生气(属于湿气)，C3+烃类含量较高。小型LNG装置为适应海上平台复杂的生产需要，满足规范要求，采用LNG领域成熟的净化工艺，选择MDEA吸收法脱除酸性气体、分子筛脱水、浸硫活性炭脱汞、及洗涤法脱重烃。

液化工艺的设计应适应海上特殊环境的需要[3]。适用于小型LNG装置的流程有以下两大类：①单混合制冷剂流程SMR；②各类膨胀流程，如单级氮气膨胀流程、双级氮气膨流程、氮气-甲烷膨胀流程和带预冷的双级氮膨胀流程[4]。参照同规模陆上小型LNG装置成熟的液化工艺，经分析比对选用比较节能的单混合冷剂液化流程。

2.2.2 小型LNG生产装置组成

小型LNG装置包括对原料气的计量及增压，预处理净化系统、液化系统、消防安全系统及电气、仪表等自动控制系统和配套公用工程。为满足分散布置需要，确定各撬块组成，见表2。

表2 各撬块组成

富裕伴生气通过小型LNG装置回收处理后，得到的LNG产品主要规格见表3。

表3 LNG产品规格

2.3 LNG储存方案

本方案设置2台立式LNG储罐，总容量满足每6天对外加注一次的需要，加注期间生产装置不停机，并满足相关标准、规范的要求。储罐外形见图6，相关设计主要参数取值见表4。

图6 LNG储罐外形

表4 LNG储罐主要参数设计值

2.4 NGL储运方案

平台伴生气在进行净化过程中将产生副产品重烃(NGL)，其产品参数见表5。

表5 NGL产品规格

按照《国际海运危险货物规则》相关规定NGL属于S2.1类危险品，为安全经济地实现NGL的储存和海陆周转运输，经方案分析对比，确定采用罐式集装箱(简称罐柜)进行NGL储运。该NGL罐柜满足便携式罐体规范T50 的要求，由具有载运S2.1类危险品证书的平台供应船负责由平台运输至沿海危化品码头，完成装卸和陆地分销，从而实现海陆周转。

2.5 LNG加注方案

参考目前船-船加注，槽车-船加注，岸站-船加注技术，本方案LNG加注系统由加注计量装置，控制系统，吹扫系统，紧急脱离装置，干式快速接头，气、液相低温软管和软管绞盘等系统和设备组成，将储罐中的LNG通过加注软管泵送到受注船储罐中。

加注操作分为准备阶段、加注阶段和完成阶段[5]。在加注作业前，需要对加注软管进行惰化、净化和预冷；加注时按先用顶部加注管路预冷降温后，再转换到底部管路快速加注的顺序进行，期间受注船须保持船位，并不得进行直升机操作等风险作业；加注完成后，排干软管中的LNG，再用氮气吹扫加注软管和回气管。加注操作应遵循国家主管机关法律法规和标准规范的要求。本方案加注作业示意，见图7。

图7 LNG加注作业示意

3 结论及建议

通过方案分析，认为利用天然气液化和加注技术实现平台富裕伴生气的回收利用，技术是可行的。目前本方案尚处于项目前期研究阶段，对后续研究设计工作建议如下。

1)对LNG生产、加注作业安全进行深入分析，进一步完善安全设备配置和作业规程。

2)国内陆地LNG生产、储存和加注设备制造技术成熟，目前虽无海工应用案例，但为使项目具有更好的经济性，应促进设备国产化。

3)受现役海上平台甲板空间和公用系统限制，结合目前海工船舶LNG燃料补给需求，伴生气处理规模宜在3万m3/d以下。

4)平台作为海上加注站点，应提前分析评估受注船的靠泊定位能力和燃料补给需求。