一种新型海上平台凝析油自动回收系统

尤英萃，秦晓光，柯兰茜

（中海油能源发展装备技术有限公司南海工程分公司，广东 湛江 524057）

0 引言

根据国际上先进的深海和远海油气田的开发经验、现状及发展趋势来看，为了提高系统设备的安全性、可靠性、环保性以及尽量降低工程投资，系统设备以及大型油气处理系统工艺包及模块化将成为必然，并且需求量将大幅度提升[1]。新型凝析油自动回收系统与传统海上平台凝析油回收直接进闭排系统相比，具有不干扰下游工况，无机械旋转动设备，安全可靠等优势。全自动控制，减少人力投入和误操作风险，全回收过程周期自动检测，避免设备故障、人员操作失误导致风险发生，而且投资低，不仅解决了眼前的问题，而且将会产生较大的经济效益，然而新型凝析油自动回收的推广应用还存在困难，有一点就是在不同的压力等级进行切换时，存在操作失误、阀门内漏风险，造成高压系统压力窜到低压设备，发生设备关停或容器超压事件，需要采取相应改造去防止超压问题[2-3]。

1 当前海上平台凝析油回收现状

目前南海海域某海上油田开发平台原油处理中心平台的凝析油回收系统主要是进入压缩机组的涤气罐进行三相分离后，气相部分进入火炬系统的火炬分液罐进行放空燃烧，则液相部分按照不同压力等级进入闭排系统或者原油缓冲罐或者下海管，进入闭排系统的经过三相分离后，经闭排泵增压到海管，通过海管输送到下游某终端接受系统。而这类闭排系统和原油缓冲罐等具有低压，温度高的特点，一般来说是闭排系统处于50 kPaG，70 ℃的工作环境下，原油缓冲罐处于350 kPaG，70 ℃的工作环境下，由于所处的环境温度较高，大量的凝析油就会蒸发进入火炬系统的火炬分液罐后再放空燃烧，此外由于低压凝析油的高碳组分较多，在火炬放空量有所减小情况下，其气相空间的气流就无法充分搅动燃烧，就会产生大量的黑烟现象，此外对于下游某终端接受系统来说，1300 kPaG 级的凝析油需要通过凝析油泵增压输送至海管，其设计排量为5 方/时，排量较大，在启泵输送对终端工艺流程会造成较大波动，为解决波动问题，如果该等级凝析油排至闭排罐，压力就会迅速降低加上闭排罐的高温，这部分的凝析油就会迅速重新蒸发进入火炬系统放空燃烧，和以上低压系统的凝析油回收情况一样[4-5]。

2 新型凝析油自动回收系统

通过对新型海上平台凝析油系统自动回收系统的研究，可以设计一种凝析油自动回收系统和设备，特别适合用于海上平台存在多级压力的凝析油回收系统，如图1 的新增凝析油自动回收系统的工艺流程为按顺序接受50 kPaG 压力等级，350 kPaG 压力等级，1300 kPaG 压力等级的凝析油，当接受50 kPaG压力等级的凝析油时，关闭原凝析油排放流程，打开控制阀，50 kPaG 压力等级的凝析油通过通过调节凝析油自动回收管汇上与大气相连的PV 阀来控制压差，使得凝析油能进入新增的凝析油自动回收管汇，接受完凝析油后，上游分液罐的液位计的低液位信号传至控制阀，关闭50 kPaG 压力等级的控制阀，开启350 kPaG 压力等级的凝析油回收流程，通过调节凝析油自动回收管汇上与大气相连的PV 阀来控制压差，使得凝析油能进入新增的凝析油自动回收管汇，待接受完后，关闭350 kPaG 压力等级的控制阀，同理，开启1300 kPaG 压力等级的凝析油回收流程。接受完后，开启新一轮的回收流程，此间，当新型凝析油自动回收管汇接受满后，管汇上设置液位计，触发相关信号后，关闭凝析油接受流程的控制阀，打开燃料气动力外输流程，将凝析油通过海管输送至下游终端处理接受系统，当凝析油自动回收管汇的液位计触发低低液位信号的时候，关闭外输流程，开启新的凝析油回收流程。

图1 新增凝析油自动回收系统流程

3 风险分析及解决措施

在海上油田开发平台里面，空间受限是一个很关键的问题，这套新型不同压力等级凝析油自动回收系统的优点在于只是需新增一根16 寸300lb 的凝析油自动回收管汇，就可以通过调整回收管汇的操作压力，通过压差实现对不同压力等级的凝析油进行有效回收，同时利用平台现在的燃料气作为动力源，通过改造部分流程，实现将回收管汇凝析油通过海底管道外输至下游终端接受系统进行处理。但是由于不同的压力等级的物流最终汇合在一起，可能会存在不同压力等级的物流互窜等运行风险。

3.1 无法连续接收的风险

凝析油自动回收管汇需要在50 kPaG、350 kPaG、1300 kPaG 级别的凝析油回收流程之间进行智能切换，无法实现对来液的连续接收，尤其是50 kPaG 级别的凝析油无预收集罐，比较容易造成原流程的低压压缩机、放空气回收管汇的液位高等风险。

解决措施：按要求保留原流程低压压缩机、放空气收集管汇至闭排排液流程，当新型凝析油自动回收管汇无法进行收集时，可通过原排放流程泄放至闭排系统，从而降低分液罐出现液位高高的风险。

3.2 发生不同压力等级窜压的风险

凝析油自动回收管汇在不同的压力等级回收流程进行切换的时候，需要海上平台的现场操作人员进行手动频繁的操作，如果相关操作人员存在人为失误，就极易造成高压系统压力的物流窜到低压系统的设备上，可能会造成低压设备关停甚至损坏等一些严重安全事故的发生。解决措施：1）进一步完善可视话操的规程，加强相关操作人员的技能培训，提高相关操作人员的作业安全素养；2）在各路不同压力等级的凝析油自动回收流程进入道新增的16 寸凝析油回收管汇前的管线上设置一个SDV 紧急关断阀，并在中控系统中设置其相应的逻辑，当凝析油自动回收管汇的操作压力超过本路凝析油回收管线上的操作压力时，管线上设置的SDV 紧急关断阀就会触发相关关断逻辑而自动进行关闭动作。

3.3 系统流程中的控制阀发生冰堵的风险

当每次凝析油自动回收管汇中储存的凝析油通过海底管道进行外输至下游终端接受处理系统的流程结束后，需要将凝析油自动回收管汇的操作压力从2800 kPaG 泄放到50 kPaG 的压力，这中间的压降过大，很容易使的自动回收管汇上的压力控制阀出现冰堵的现象。

解决措施：冰堵现象，即形成了天然气水合物堵塞了管道，可以通过控制压力泄放的速度，避免瞬间压降过大导致出现冰堵现象。

3.4 海底管道的输送量过大，超出下游处理终端系统处理能力的风险

风险：凝析油回收满后再通过海底管道外输至下游终端接受系统处理时，瞬间的输送量过大，或者由于存在大量天然气进入海底管道，造成海底管道压力高，出现终端无法接受外输物流等风险。

解决措施：当回收满的凝析油在海底管道进入外输前，与下游的终端设施这边先进行联系，得到终端的允许后，再按照原计划进行凝析油外输。另外在凝析油外输管线上设置一个SDV 紧急关断阀，当海底管道的操作压力高于设定值时触发相关信号关闭该SDV，以保证安全外输。

3.5 温度变化大，管线变形、损坏等

风险：凝析油回收的管汇跨度大，凝析油外输结束后，压力泄放时，出现收集管汇温度下降明显，产生温度应力，容易造成管线、法兰应力过大而变形甚至破坏等风险的发生。

解决措施：控制压力泄放速度；项目建造时，应充分考虑温度应力的存在，同时保证安全的余量。

4 新型凝析油自动回收系统设备设计

本设备是针对现有海上平台凝析油回收多处于高温低压环境，大量凝析油闪蒸到放空系统燃烧，因本身特性燃烧不充分而造成环境污染和经济损失等不足，从而发明的一种适用于海上平台凝析油回收系统的设备，具有自动控制的功能，降低减少人力投入和误操作风险，全回收过程周期自动检测，避免设备故障、人员操作失误导致风险发生。

如图2 所示，装置由凝析油回收管汇1，直径16寸，高度16 米；1 号开关阀3，阀体是球阀，具有关断功能；1 号压力控制器7，连接压力传感器；1 号压力控制阀8，阀体是球阀，具有关断功能；1 号液位计10，具有传感功能，2 号液位计13，具有传感功能等部件组成。

图2 新型凝析油自动回收装置设计图

5 应用场景

目前在我国南海西部某海域上某中心处理平台油田天然气处理分为50 kPaG 级、350 kPaG 级，1300 kPaG 级、2800 kPaG 级，每一级都会析出凝析油，需要回收。油田此前只回收了1300 kPaG 级和2800 kPaG 级的凝析油，50 kPaG 级凝析油回收到闭排系统，350 kPaG 凝析油排放到原油缓存罐，由于存在明显的压降，因此50 kPaG、350 kPaG 级凝析油最终闪蒸到放空系统，通过火炬燃烧，不仅仅造成极大的浪费，同时也导致火炬燃烧不充分，产生很浓烈的黑烟现象。现在平台已设计安装该套新型海上平台凝析油自动回收系统，实现将各个等级的凝析油全部回收。

6 结语

凝析油回收在我国的海上油田平台开发过程是不可浪费的一部分能量。目前南海海域某海上油田开发平台原油处理中心平台有压力等级为50 kPa，350 kPa，1300 kPa 的凝析油，在平时的回收工艺过程中，由于其低压力等级的凝析油进入闭排罐和缓冲罐后，易蒸发进入火炬系统，回收率低且燃烧不充分影响环境，因此设计这套一套新型不同压力等级的凝析油的自动回收系统，分级回收汇总后统一外输的设计，具有创新性和可靠性，有效解决了海上凝析油回收时的闪蒸问题，火炬燃烧产生黑烟问题等环境问题，还能产生比较大的经济效益，在未来通过实际的生产数据和实验分析研究，还可以进一步优化和提升其回收效率，减少风险措施。