SDPSO油水置换工艺与油水界面控制策略研究

邵海龙，刘鸿雁，王 强

（1.海洋石油工程股份有限公司，天津 300451；2.中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津 300452）

0 引言

干树立柱式钻井生产储卸油平台（Spar Drilling Production Storage Offshore Loading，SDPSO），是一种集国外成熟的Spar平台技术与传统FPSO技术于一体的新型深水浮式平台形式，其深吃水的主体内部有巨大的空间可以通过油水置换技术来对上部组块生产出的原油进行储油和卸油[1-4]，如图1所示。

图1 干树立柱式钻井生产储卸油平台Fig.1 Dry-up column drilling, production, storage and unloading platform

作为一种新型的集钻井、储油、卸油为一体的多功能平台，其强大的存储能力大大降低了海洋石油开采成本。水下储油可以有效地避开波浪、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正常生产[5-8]，连续生产能力强，有效降低了储油成本，在一定程度上简化了海洋石油开发系统。

水下储油一般通过油水置换实现[9]，本文研究的油水置换分离技术及油水界面监测技术为该储油方式的关键性技术。

1 油水置换工艺

本 项 目 中，Spar装 置 高214.9 m，水 上16.8 m、水下198.1 m，由储油舱、水沉降舱和泵舱3部分组成。泵舱设置在水沉降舱外侧，储油舱与水沉降舱物理分隔，通过一根一端设置在储油仓底部，另一端设置在水沉降舱顶部的16寸内水管1，将两舱相连；通过一根一端设置在水沉降舱底部贯穿储油仓，且另一端与大海相通的16寸外水管2，使水沉降舱与大海相连。储油仓与8寸进油管3和20寸出油管4相连，进油时油增多水减少，出油时油减少水增多，但总容积不变，如图2所示。

图2 Spar装置结构示意图Fig.2 Schematic diagram of Spar device structure

1.1 储油流程油水置换

上部组块生产的合格原油，经过位于上部组块的进油泵增压后，由进油管进入储油舱。由于舱内原油和海水两种介质不相溶且存在密度差，所以原油聚集在储油舱顶部空间，海水聚集在储油舱底部空间，海水与原油直接接触，接触面之间将形成油水界面。

当合格原油进入储油舱时，储油舱内的海水在压力作用下，通过设置于储油舱底部的内水管被置换进入水沉降舱；水沉降舱内的海水则在海水静压作用下，以同样的流量通过设置于水沉降舱底部至储油舱底部的外水管排入大海。

注油泵注油量为256m3/h，由于储油装置容积较大，所以注油过程中油水界面下降速度较慢，约为0.35m/h。随着原油的不断进入，储油舱内原油逐渐增多，海水相应减少，形成油水置换过程。

从储油舱置换到水沉降舱中的海水可能含有微量原油，但由于水沉降舱容量大且深度深，所以海水从储油舱被置换到水沉降舱后，经历了足够长的停留时间，给海水中的微量原油提供了充分的二次分离时间。

在时间和油水比重差的作用下，不断被置换出来的海水在水沉降舱中慢慢向下沉降，最终由水沉降舱底部外水管外排至大海，而海水中的微量原油逐渐上浮，并最终聚积在水沉降舱顶部，实现了油水二次分离。

经过长时间的二次分离，由水沉降舱经外水管排放入海的海水将达到排放标准，确保不会对海洋环境造成污染，而位于水沉降舱顶部聚集的浮油，可定期通过浮油排放泵打入平台上部组块的流程进行处理。

当储油舱内油水界面达到储油舱下部控制点时，即油水界面达到预定位置时，关停注油泵，结束注油流程。

1.2 卸油流程水油置换

当储油舱内的原油接近储满，即油水界面达到预定舱容位置时，启动原油外输流程进行卸油。

外输卸油时，启动布置在泵舱内部的原油外输泵，储油舱内的原油通过原油外输泵增压后泵入上部组块，经计量后输入穿梭油轮。此时，等量的海水在静压作用下，由水沉降舱经内水管进入储油舱的下部，补充置换被外输的原油。同时，等量的海水在静压作用下，将由外水管的下端经外水管补充进入上部的水沉降舱。

原油外输时，储油舱内原油逐渐减少，海水逐渐增加，形成水油置换过程。储油舱内油水界面随着原油外输而不断上升，由于外输流量较大，储油舱内油水界面上升速度较快，所以为避免储油舱内油水界面乳化，应控制储油舱内油水界面上升速度在一定范围之内。

当储油舱内油水界面达到储油舱上部控制点时，即油水界面达到预定位置时，关停原油外输泵，结束原油外输流程。

2 油水界面测量方案

储油舱中有时油多水少，有时油少水多，但舱中海水、原油和乳化层总液位保持不变。储油时，需要测量并控制油水界面不低于下报警点-180.2 m，否则原油溢出，进入海洋，污染海洋环境。卸油时，需要测量并控制油水界面不超越上报警点-75.7 m，否则外输原油含水量超标，这就需要配置一套能测量104.5 m量程范围的油水界面测量装置。目前，现有油水界面测量方法均无法实现水下百米以上量程范围的油水界面测量，所以如何测量深水储油装置油水界面的位置，成为深水储油的另一个技术难题。

本项目中，为解决水下大量程油水界面无法测量的技术难题，探索了主测量方案和辅助测量方案两种方法。

2.1 主测量方案

主测量方案采用上界面和下界面分开测量的分段式测量方式。

Spar装置封层位于水下-51.7 m，泵舱底部位于水下-66.9 m，上报警点位于水下-75.7m，即上报警点距离泵舱底部8.8 m，所以通过在泵舱底部设置一套顶装式导波雷达液位变送器即可实现上界面油水界面测量。

下报警点位于水下-180.2 m，现有测量方法均无法实现下报警点油水界面的直接测量。本文研究了一种间接测量方法，即利用原油、乳化层和海水三者之间的物性差异（如密度、电导率、含水率），通过检测三者之间的物性差异来判断油水界面的位置。

分 别 在 水 下-171.8 m、-174.6 m、-177.4 m、 -180.2 m和-183 m等位置各设置一个采样点，其中-171.8 m、-174.6 m、-177.4 m为 预 警 点， -180.2 m为报警点，-183 m为关断点。根据注油泵设计注油量计算，油水界面经过相邻两个采样点的时间间隔为8h。通过设置在各个采样点的采样管路对采样点处液体进行采样，采样至设置在泵仓的密度计（或电导率或含水分析仪）进行物性测量，从而确定油水界面位置。通过控制每个管路上的电动球阀开关来实现对采样点的选择[10]。

注油时，当油水界面越过上报警点后，仅打开控制对-171.8 m位置进行采样的采样管路上的电动阀，对-171.8 m位置进行采样。当乳化层或原油层未到达该位置时，测得的物性为海水物性，可以继续向储油装置中注油；测得物性为非海水物性时，证明乳化层或原油层已经到达-171.8 m位置，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。同时，关闭对-171.8 m位置采样管路上的电动阀，开启控制对-174.6 m位置采样管路上的电动阀，对-174.6 m位置进行采样。依次类推，油水界面每到达一个预警点时进行一次报警。当检测结果显示乳化层已经到达关断点时，则进行生产关断动作，停止注油。可以根据实际需要设置采样点数量，采样点越多，油水界面位置确定越准确。

如前所述，注油过程中，油面下降缓慢，约为0.097 mm/s。最远的采样点距离测量点约为120m，如果采样液体以2 m/s流速上升，那么采样液体从采样点到测量点需60s，按5s分析时间计算，则从采样开始到分析结束，油水界面下降约0.097mm/s×65s=6.305mm，所以采样延时和分析延时对油水界面下降产生的影响可以忽略不计，可以认为这段时间内油水界面位置基本不变。

2.2 辅助测量方案

油水界面位置是储油舱油柱某一点压力的函数，所以可以通过该点压力值来计算油水界面位置。但由于整个装置漂浮在海中，潮起潮落和海浪冲击均会引起压力变化，所以本文通过测量水沉降舱中某一固定位置和油仓中某一固定位置的压力差来确定油水界面位置，巧妙地避开了潮起潮落和海浪冲击带来的测量误差，作为主测量方法的补充。

储油舱中，油层顶部压力为：

其中：ρ1、ρ2、ρ3分别为海水、原油和乳化层密度；h1为水沉降舱底距离海平面高度，h1=51.7m为定值；h2为油舱顶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，可按照0m～2m考虑。

油舱中A点（油舱顶以下8m）处压力PA和水沉降仓中B点（水平面以下10m）处的压力PB分别为：

其中：P0为油舱顶部压力；hA=8m、hB=10m，A、B两点需严格位于装置同一侧。

A、B两点压力差值为：

h1、hA、hB为定值，乳化层厚度h3在一定时间内可以认为固定不变，所以△P是油柱高度h2的函数，通过△P的数值即可得出油柱高度。

由于A、B两点位于Spar同一侧，当风浪作用导致储油装置上升、下降或者晃动时，A、B两点压力值将按同样规律变化，同时增大或同时减小，而且变化量相同，所以利用A、B两点压力差来反推油柱高度可以有效地避免由于风浪造成的系统误差。当油水界面不变时，由于风浪作用导致Spar上升、下降或者晃动倾斜时，将不会影响对油水界面位置的判断。

3 实验结果分析

中试实验采用的模拟Spar储油装置与实尺度缩尺比为1:15，如图3和图4所示，对SDPSO平台的储卸油功能和油水置换工艺可行性进行验证。通过取样检测沉降分离后的外输油中含水和外排水中含油量是否达标，来验证立式储油系统储卸油过程的油水置换效果和油水分离方法合理性，并以此指导实尺度的设计和实施。

图3 3D模拟图Fig.3 3D Simulation diagram

图4 实物图Fig.4 Physical image

通过以上实验模拟装置进行试验，得出如下结论：

1）油水置换过程中，该试验工况下油水界面清晰，无乳化现象。

2）当油水置换系统在适当工况及条件下运行时（油水温度、油水界面高度、油品性质等），置换次数对水中含油量影响不明显。

3）水中含油量检测结果低于0.35 mg/l，符合GB4914-2008《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》相关要求。

4）初始阶段，油中含水量较少，为0.0843wt%，随着置换次数增加，油中含水量逐渐增加，第5次置换含水量为0.1114wt%，第9次置换含水量为0.2529wt%。第9次置换之后，油中含水量趋于稳定。在实际运行中，原油通常经过一次油水置换即进行外输，一般参与置换的次数不会超过5次。根据规定，商品原油含水率不大于1%，出口原油不大于0.5%，所以经过油水置换过程的原油满足交易要求。

4 结束语

本文研究的深水储油装置油水置换工艺解决了深水储

油油水置换的问题，实现了储油流程的油水置换和卸油流程的水油置换。实验结果表明，油水置换过程中置换出来的海水满足排放要求，水油置换过程中置换出来的原油满足外输交易要求。本文研究的油水界面测量方法解决了水下大量程油水界面无法测量的技术难题，实现了准确测量，精确控制，避免了海洋污染的同时又满足了外输要求，对促进深水储油技术进一步发展具有极其重要的意义。