海上油田火炬气液化回收工程方案适用性分析

韦晓强,庄继泽,黄国良,孙恪成

(中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司,天津 300452)

海上油田火炬气通常具有低压、组分复杂、气量波动大、可采年份有限的特点,利用常规技术和工程模式(如:固定平台+海底管道输送)难以实现经济回收。中海油所属采油服务公司长期致力于海上火炬气回收研究,目前已研究出适用于海上油田火炬气回收的小型撬装天然气液化装置方案,可满足火炬气处理规模1～10万m3/d的回收需要。方案具有小型化,轻量化,撬装化,低耗能,分散布置,集中控制的特点,已获得中国船级社原则性认可证书。为满足目前不同气量、不同生产条件需要,以液化天然气技术为基础,创新提出5种利用回收火炬气制取LNG工程方案,并对方案进行技术经济可行性分析论证。

1 小型撬装天然气液化装置

火炬气的液化采用小型撬装天然气液化装置(即:小型LNG生产装置),该装置适合在油气生产平台有限空间内布置,能在海上高温、高湿、高温差的恶劣环境里生产,满足船级社对海工设备的取证要求,对平台生产期间低压排放的火炬气具有增压、净化、液化的功能。

1.1 液化基本原理

火炬气首先经过净化(脱水、脱汞、脱重烃、脱酸性气体)处理,达到天然气净化指标后,采用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺生产出液化天然气(LNG)和液态烃类混合物(NGL),流程见图1。

图1 工艺流程(图中数字为流程顺序号)

1.2 净化、液化工艺选取

小型LNG生产装置为适应海上平台复杂的生产需要,净化工艺采用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。液化工艺采用能耗低、设备数量少的C3MR(丙烷预冷混合冷剂)液化流程。

2 工程方案

以安全、合规为根本原则,保证现役海上生产平台正常生产为前提。

2.1 LNG罐箱储运方案

以渤海某现役生产平台为研究目标。在平台空余甲板上加装日处理火炬气约1万m3的小型LNG生产装置,生产的LNG产品由20 ft近海LNG罐箱储运,NGL(液态烃类混合物)由10 ft近海NGL罐箱储运。采用“现役平台改造+小型LNG生产装置+LNG罐箱”的工程模式[1]。工程方案示意于图2。

图2 储运工程方案实施现场

2.1.1 LNG、NGL储存周期

平台上布置双层20 ft近海LNG罐箱6个和10 ftNGL罐箱4个,运输周期为5 d。

2.1.2 LNG、NGL罐箱运输

参照国际海运危险货物规则 (IMDG)及相关规定,LNG属于2.1类危险货物,LNG、NGL罐箱海上运输须具有2.1类危险品载运证书资质的船舶才可承运,如:海洋石油230船具有相应危险货物适装证书,可在指定区域装载罐箱,配货运输;可装载5个LNG罐箱,2个NGL罐箱,其装载布置,见图3。

图3 罐箱装载布置示意

2.2 LNG海上加注方案

以渤海油田启用LNG燃料动力船舶作为值班拖轮为契机。在渤海某平台上加装日处理伴生气约2万m3的小型LNG生产装置和LNG加注系统,建立海上固定平台LNG加注站。LNG储存于LNG储罐,重烃NGL由10 ft近海NGL罐箱储运,通过加注系统向LNG动力船舶提供燃料加注服务。采用“现役海上生产平台+小型LNG生产、加注装置+LNG燃料动力船”的工程模式。工程方案示意于图4。

图4 工程方案示意

2.2.1 LNG、NGL储存周期

平台上布置4个设计容积为39 m3的LNG储罐和2个20 ft LNG罐箱;8个10 ft近海NGL重烃罐箱(或考虑NGL直接回油田生产流程)。可定期(周期约5d)向LNG燃料动力PSV提供燃料补给服务。

2.2.2 LNG加注

参考目前船-船加注,槽车-船加注,岸站-船等加注技术及现行法规、规范,标准、指南要求,固定平台对船加注采用受注船两点系泊或侧靠平台的方式进行海上LNG加注作业,见图5。

图5 船舶侧靠加注作业示意

2.3 自升式LNG加注简易平台方案

为解决2～5万m3/d火炬气回收需求及现役平台甲板空间限制问题,借鉴“蜜蜂式”油田开发经验[2],新建1座2万m3级自升式LNG加注简易平台,平台具有可移动重复利用,火炬气回收、液化,LNG储存、加注等功能,平台总布置见图6。

图6 平台总布置示意

平台设计使用年限25 a,适应4.5～40 m水深的渤海海域,具有在作业海域50 a一遇环境条件下的自存能力。布置在现役平台旁,水、电、气等公用系统消耗及人员居住由现役平台提供,依靠栈桥与现役平台连接,将火炬气液化成合格LNG,通过加注系统向LNG动力船舶提供燃料加注服务。该方案采用“现役生产平台+自升式LNG加注平台+LNG燃料动力船”的工程模式,平台作业方案示意于见图7。

图7 自升式LNG加注简易平台作业方案示意

2.3.1 LNG、NGL储存周期

LNG储存于LNG储罐,在平台上布置2个设计容积为180 m3的LNG储罐。本方案重烃NGL直接回油田生产流程,也可根据实际需要由10 ft近海NGL罐箱储运。可定期(周期约5 d)向LNG燃料动力PSV提供燃料补给。

2.3.2 LNG加注

加注操作遵循国家主管机关法规、规范的要求。受注船与平台间距不小于20 m,船舶首尾两点系泊,侧靠加注,见图8。

图8 LNG加注作业示意

2.4 简易型火炬气液化回收多功能平台方案

以处理火炬气5万m3/d为例,通过新建一座简易型5万m3级火炬气液化回收多功能平台,建立海上小型天然气液化站。平台采用箱型主体结构,导管架4桩腿,带裙板吸力筒形基础。具有重复利用,船舶靠泊(靠船墩),一定的抗冰能力,火炬气回收、液化,LNG罐箱充装、存放、装卸,LNG加注等功能;火炬气处理能力5万m3/d,其中3万m3用于罐箱运输,2万m3用于加注。平台总布置示意于图9。

图9 平台总布置示意

平台设计使用年限25 a,按渤海湾50 a一遇环境条件,40 m水深设计。不设置主发电系统和生活楼,水、电、气等公用系统消耗及人员居住由现役平台提供(可根据实际需要选择公用系统配置),平台布置在现役生产平台旁,依靠栈桥与平台连接。采用“现役生产平台+伴生气回收平台+LNG罐箱储运、加注”的工程模式,依靠具有资质的PSV(或专用运输船)进行LNG、NGL罐箱的周转运输,实现LNG海陆联运,最终送至陆地终端用户,和实现向LNG燃料动力PSV加注LNG燃料。工程方案示意,见图10。

图10 多功能平台作业工程方案示意

2.4.1 LNG、NGL储存周期

平台上布置双层20 ft近海LNG罐箱,共16个;布置双层20 ft近海NGL储罐2个,运输周期为5d。230 m3卧式LNG储罐1个,定期为LNG燃料动力船提供燃料补给服务。

2.4.2 LNG罐箱运输及加注

近海LNG、NGL罐箱装卸运输及加注操作遵循国家主管机关法规、规范的要求。罐箱运输船或受注船侧靠平台,两点系泊辅助,完成罐箱装卸或LNG加注作业,见图11。

图11 船舶靠泊作业示意

2.5 自升式火炬气液化回收生产平台方案

为满足油田火炬气气量大、开采年限短,需滚动开发、接续作业,借鉴油田“蜜蜂式”开发经验。以火炬气处理规模10万m3/d为例,新建一座火炬气回收液化储存平台,平台采用自升式平台结构形式,钢质非自航,具有可迁移、升降能力,主要由平台主体、升降系统、桩腿等组成,设有天然气液化回收装置、LNG储存罐箱、公用系统及生活设施等。

平台设计使用年限25 a,适应4.5～40 m水深的渤海海域,具有在作业海域50 a一遇环境条件下的自存能力,站立作业期间满足固定平台规范要求。满足10万m3/d伴生气液化装置要求及液态产品储存要求,通过栈桥与现役生产平台连接,依靠具有资质的PSV(或专用运输船)进行LNG罐箱的周转运输。采用“现役生产平台+伴生气回收平台+LNG罐箱储运”的工程模式,实现LNG海陆联运,最终送至陆地终端用户。作业方案示意于图12。

图12 生产平台作业方案示意

2.5.1 LNG、NGL储存周期

平台上布置双层20 ft近海LNG罐箱37个和20 ft NGL罐箱17个,运输周期为5 d。

2.5.2 LNG、NGL罐箱运输

LNG、NGL罐箱吊装、运输遵循国家主管机关法律法规和标准规范的要求。在平台一侧设置柔性靠船桩,专用罐箱运输船借助首部两点系泊辅助侧靠柔性靠船桩,完成罐箱装卸作业。

3 经济测算及适用范围

经测算,在平台为项目提供便利的水、电、气供应及人员居住、罐箱海上运输的条件下,各方案均具有收益,见表1。

表1 项目投资、收益表

各工程方案的适用范围见表2。

表2 方案适用范围

对于上述工程方案,目前国内海事监管文件尚无专门的适用条款,建议参照现行法律法规[3-4],向主管机关申请“一事一议”,先试点再推广。

4 结论

通过上述分析,表明利用天然气液化技术回收海上油田火炬气的各工程方案作为油田节能减排、绿色发展的一种创新模式,可解决海上油田1万-15万m3/d火炬气回收研究中的技术、经济难题。虽然相对常规油气田开发项目,所述各工程方案整体经济收益不明显,但具有非常好的环保和社会效益,项目各相关方可通过商务合作模式的创新,给予项目足够的资源支持,推动项目顺利实施,实现海上油田火炬气的“绿色”回收。五种不同的工程方案具有代表性和较广泛的适用性,可根据现役生产平台的实际情况进行优化组合,建立新的工程模式满足开发需要,具有进一步深入研究和推广的价值。