韋曉強,莊繼澤,黃國良,孫恪成

(中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務分公司,天津 300452)

海上油田火炬氣通常具有低壓、組分復雜、氣量波動大、可采年份有限的特點,利用常規(guī)技術和工程模式(如:固定平臺+海底管道輸送)難以實現(xiàn)經濟回收。中海油所屬采油服務公司長期致力于海上火炬氣回收研究,目前已研究出適用于海上油田火炬氣回收的小型撬裝天然氣液化裝置方案,可滿足火炬氣處理規(guī)模1～10萬m3/d的回收需要。方案具有小型化,輕量化,撬裝化,低耗能,分散布置,集中控制的特點,已獲得中國船級社原則性認可證書。為滿足目前不同氣量、不同生產條件需要,以液化天然氣技術為基礎,創(chuàng)新提出5種利用回收火炬氣制取LNG工程方案,并對方案進行技術經濟可行性分析論證。

1 小型撬裝天然氣液化裝置

火炬氣的液化采用小型撬裝天然氣液化裝置(即:小型LNG生產裝置),該裝置適合在油氣生產平臺有限空間內布置,能在海上高溫、高濕、高溫差的惡劣環(huán)境里生產,滿足船級社對海工設備的取證要求,對平臺生產期間低壓排放的火炬氣具有增壓、凈化、液化的功能。

1.1 液化基本原理

火炬氣首先經過凈化(脫水、脫汞、脫重烴、脫酸性氣體)處理,達到天然氣凈化指標后,采用節(jié)流、膨脹和外加冷源制冷的工藝生產出液化天然氣(LNG)和液態(tài)烴類混合物(NGL),流程見圖1。

圖1 工藝流程(圖中數(shù)字為流程順序號)

1.2 凈化、液化工藝選取

小型LNG生產裝置為適應海上平臺復雜的生產需要,凈化工藝采用MDEA吸收法脫除酸性氣體、分子篩脫水、浸硫活性炭脫汞、及洗滌法脫重烴。液化工藝采用能耗低、設備數(shù)量少的C3MR(丙烷預冷混合冷劑)液化流程。

2 工程方案

以安全、合規(guī)為根本原則,保證現(xiàn)役海上生產平臺正常生產為前提。

2.1 LNG罐箱儲運方案

以渤海某現(xiàn)役生產平臺為研究目標。在平臺空余甲板上加裝日處理火炬氣約1萬m3的小型LNG生產裝置,生產的LNG產品由20 ft近海LNG罐箱儲運,NGL(液態(tài)烴類混合物)由10 ft近海NGL罐箱儲運。采用“現(xiàn)役平臺改造+小型LNG生產裝置+LNG罐箱”的工程模式[1]。工程方案示意于圖2。

圖2 儲運工程方案實施現(xiàn)場

2.1.1 LNG、NGL儲存周期

平臺上布置雙層20 ft近海LNG罐箱6個和10 ftNGL罐箱4個,運輸周期為5 d。

2.1.2 LNG、NGL罐箱運輸

參照國際海運危險貨物規(guī)則 (IMDG)及相關規(guī)定,LNG屬于2.1類危險貨物,LNG、NGL罐箱海上運輸須具有2.1類危險品載運證書資質的船舶才可承運,如:海洋石油230船具有相應危險貨物適裝證書,可在指定區(qū)域裝載罐箱,配貨運輸;可裝載5個LNG罐箱,2個NGL罐箱,其裝載布置,見圖3。

圖3 罐箱裝載布置示意

2.2 LNG海上加注方案

以渤海油田啟用LNG燃料動力船舶作為值班拖輪為契機。在渤海某平臺上加裝日處理伴生氣約2萬m3的小型LNG生產裝置和LNG加注系統(tǒng),建立海上固定平臺LNG加注站。LNG儲存于LNG儲罐,重烴NGL由10 ft近海NGL罐箱儲運,通過加注系統(tǒng)向LNG動力船舶提供燃料加注服務。采用“現(xiàn)役海上生產平臺+小型LNG生產、加注裝置+LNG燃料動力船”的工程模式。工程方案示意于圖4。

圖4 工程方案示意

2.2.1 LNG、NGL儲存周期

平臺上布置4個設計容積為39 m3的LNG儲罐和2個20 ft LNG罐箱;8個10 ft近海NGL重烴罐箱(或考慮NGL直接回油田生產流程)。可定期(周期約5d)向LNG燃料動力PSV提供燃料補給服務。

2.2.2 LNG加注

參考目前船-船加注,槽車-船加注,岸站-船等加注技術及現(xiàn)行法規(guī)、規(guī)范,標準、指南要求,固定平臺對船加注采用受注船兩點系泊或側靠平臺的方式進行海上LNG加注作業(yè),見圖5。

圖5 船舶側靠加注作業(yè)示意

2.3 自升式LNG加注簡易平臺方案

為解決2～5萬m3/d火炬氣回收需求及現(xiàn)役平臺甲板空間限制問題,借鑒“蜜蜂式”油田開發(fā)經驗[2],新建1座2萬m3級自升式LNG加注簡易平臺,平臺具有可移動重復利用,火炬氣回收、液化,LNG儲存、加注等功能,平臺總布置見圖6。

圖6 平臺總布置示意

平臺設計使用年限25 a,適應4.5～40 m水深的渤海海域,具有在作業(yè)海域50 a一遇環(huán)境條件下的自存能力。布置在現(xiàn)役平臺旁,水、電、氣等公用系統(tǒng)消耗及人員居住由現(xiàn)役平臺提供,依靠棧橋與現(xiàn)役平臺連接,將火炬氣液化成合格LNG,通過加注系統(tǒng)向LNG動力船舶提供燃料加注服務。該方案采用“現(xiàn)役生產平臺+自升式LNG加注平臺+LNG燃料動力船”的工程模式,平臺作業(yè)方案示意于見圖7。

圖7 自升式LNG加注簡易平臺作業(yè)方案示意

2.3.1 LNG、NGL儲存周期

LNG儲存于LNG儲罐,在平臺上布置2個設計容積為180 m3的LNG儲罐。本方案重烴NGL直接回油田生產流程,也可根據(jù)實際需要由10 ft近海NGL罐箱儲運?？啥ㄆ?周期約5 d)向LNG燃料動力PSV提供燃料補給。

2.3.2 LNG加注

加注操作遵循國家主管機關法規(guī)、規(guī)范的要求。受注船與平臺間距不小于20 m,船舶首尾兩點系泊,側靠加注,見圖8。

圖8 LNG加注作業(yè)示意

2.4 簡易型火炬氣液化回收多功能平臺方案

以處理火炬氣5萬m3/d為例,通過新建一座簡易型5萬m3級火炬氣液化回收多功能平臺,建立海上小型天然氣液化站。平臺采用箱型主體結構,導管架4樁腿,帶裙板吸力筒形基礎。具有重復利用,船舶靠泊(靠船墩),一定的抗冰能力,火炬氣回收、液化,LNG罐箱充裝、存放、裝卸,LNG加注等功能;火炬氣處理能力5萬m3/d,其中3萬m3用于罐箱運輸,2萬m3用于加注。平臺總布置示意于圖9。

圖9 平臺總布置示意

平臺設計使用年限25 a,按渤海灣50 a一遇環(huán)境條件,40 m水深設計。不設置主發(fā)電系統(tǒng)和生活樓,水、電、氣等公用系統(tǒng)消耗及人員居住由現(xiàn)役平臺提供(可根據(jù)實際需要選擇公用系統(tǒng)配置),平臺布置在現(xiàn)役生產平臺旁,依靠棧橋與平臺連接。采用“現(xiàn)役生產平臺+伴生氣回收平臺+LNG罐箱儲運、加注”的工程模式,依靠具有資質的PSV(或專用運輸船)進行LNG、NGL罐箱的周轉運輸,實現(xiàn)LNG海陸聯(lián)運,最終送至陸地終端用戶,和實現(xiàn)向LNG燃料動力PSV加注LNG燃料。工程方案示意,見圖10。

圖10 多功能平臺作業(yè)工程方案示意

2.4.1 LNG、NGL儲存周期

平臺上布置雙層20 ft近海LNG罐箱,共16個;布置雙層20 ft近海NGL儲罐2個,運輸周期為5d。230 m3臥式LNG儲罐1個,定期為LNG燃料動力船提供燃料補給服務。

2.4.2 LNG罐箱運輸及加注

近海LNG、NGL罐箱裝卸運輸及加注操作遵循國家主管機關法規(guī)、規(guī)范的要求。罐箱運輸船或受注船側靠平臺,兩點系泊輔助,完成罐箱裝卸或LNG加注作業(yè),見圖11。

圖11 船舶靠泊作業(yè)示意

2.5 自升式火炬氣液化回收生產平臺方案

為滿足油田火炬氣氣量大、開采年限短,需滾動開發(fā)、接續(xù)作業(yè),借鑒油田“蜜蜂式”開發(fā)經驗。以火炬氣處理規(guī)模10萬m3/d為例,新建一座火炬氣回收液化儲存平臺,平臺采用自升式平臺結構形式,鋼質非自航,具有可遷移、升降能力,主要由平臺主體、升降系統(tǒng)、樁腿等組成,設有天然氣液化回收裝置、LNG儲存罐箱、公用系統(tǒng)及生活設施等。

平臺設計使用年限25 a,適應4.5～40 m水深的渤海海域,具有在作業(yè)海域50 a一遇環(huán)境條件下的自存能力,站立作業(yè)期間滿足固定平臺規(guī)范要求。滿足10萬m3/d伴生氣液化裝置要求及液態(tài)產品儲存要求,通過棧橋與現(xiàn)役生產平臺連接,依靠具有資質的PSV(或專用運輸船)進行LNG罐箱的周轉運輸。采用“現(xiàn)役生產平臺+伴生氣回收平臺+LNG罐箱儲運”的工程模式,實現(xiàn)LNG海陸聯(lián)運,最終送至陸地終端用戶。作業(yè)方案示意于圖12。

圖12 生產平臺作業(yè)方案示意

2.5.1 LNG、NGL儲存周期

平臺上布置雙層20 ft近海LNG罐箱37個和20 ft NGL罐箱17個,運輸周期為5 d。

2.5.2 LNG、NGL罐箱運輸

LNG、NGL罐箱吊裝、運輸遵循國家主管機關法律法規(guī)和標準規(guī)范的要求。在平臺一側設置柔性靠船樁,專用罐箱運輸船借助首部兩點系泊輔助側靠柔性靠船樁,完成罐箱裝卸作業(yè)。

3 經濟測算及適用范圍

經測算,在平臺為項目提供便利的水、電、氣供應及人員居住、罐箱海上運輸?shù)臈l件下,各方案均具有收益,見表1。

表1 項目投資、收益表

各工程方案的適用范圍見表2。

表2 方案適用范圍

對于上述工程方案,目前國內海事監(jiān)管文件尚無專門的適用條款,建議參照現(xiàn)行法律法規(guī)[3-4],向主管機關申請“一事一議”,先試點再推廣。

4 結論

通過上述分析,表明利用天然氣液化技術回收海上油田火炬氣的各工程方案作為油田節(jié)能減排、綠色發(fā)展的一種創(chuàng)新模式,可解決海上油田1萬-15萬m3/d火炬氣回收研究中的技術、經濟難題。雖然相對常規(guī)油氣田開發(fā)項目,所述各工程方案整體經濟收益不明顯,但具有非常好的環(huán)保和社會效益,項目各相關方可通過商務合作模式的創(chuàng)新,給予項目足夠的資源支持,推動項目順利實施,實現(xiàn)海上油田火炬氣的“綠色”回收。五種不同的工程方案具有代表性和較廣泛的適用性,可根據(jù)現(xiàn)役生產平臺的實際情況進行優(yōu)化組合,建立新的工程模式滿足開發(fā)需要,具有進一步深入研究和推廣的價值。