SDPSO平臺儲油系統(tǒng)油水置換工藝設計

劉巍巍

(北京高泰深海技術有限公司， 北京100029)

SDPSO平臺儲油系統(tǒng)油水置換工藝設計

劉巍巍

(北京高泰深海技術有限公司， 北京100029)

新型Spar鉆井生產儲油平臺(SDPSO)是一種新型的集“鉆-采-儲-運”四大功能為一體，具有干樹鉆井和干樹采油能力的Spar平臺。由于采用了經典Spar平臺形式，新型SDPSO平臺深吃水的浮體結構中部存在很大的自然空間，具備大量儲油條件，因此可利用其進行原油儲存，擺脫對浮式儲油輪的依賴。利用Spar的結構空間進行原油儲存涉及油水置換問題，需進行試驗驗證油水置換工藝的可行性。針對中輕質原油，進行新型SDPSO平臺浮式儲油裝置油水置換系統(tǒng)的工藝方案設計。

SDPSO平臺；油水置換；工藝設計；界面監(jiān)測

0 引言

SDPSO儲油系統(tǒng)主要利用一個立式儲油艙通過油水置換方法來儲存處理合格的原油。立式儲油艙是儲油系統(tǒng)的關鍵設備，利用Spar的浮體結構設置。一個油沉箱連接到儲油艙頂部，一個水沉箱連接到儲油艙的底部。油沉箱頂部至上部組塊之間設有中心井，各鉆井/生產立管布置在中心井內。采油樹位于Spar平臺上部組塊的中心位置，共設有9口生產井及鉆井/生產立管[1]。單根立管穿過儲油艙的部分設置有隔水套管，以隔水套管內的環(huán)空作為外水管。外水管的頂端穿過油沉箱頂部的水密甲板至上部中心井靠近底部的位置。外水管的底端穿過水沉箱底部至儲油艙外部，外水管將中心井內設置的水沉降艙與外部大海相連通。在儲油艙與水沉降艙之間設置了1根30″(1″=0.025 4 m)的內水管，內水管頂端位于積水槽內液面以下的位置，底端則位于儲油艙下部的水沉箱靠近底部的位置，內水管將儲油艙和水沉降艙相連通，進油管從平臺上部設施經中心井進入油沉箱。位于儲油艙之上,中心井與Spar艙壁之間的環(huán)空部分設有多個艙室，利用部分艙室作為泵艙，用于放置原油外輸泵、乳化油泵、浮油泵、開排槽和開排泵，泵艙布置于-21.3 m的位置。儲油艙結構如圖1所示。

圖1 儲油艙結構示意圖

1 設計參數

Spar儲油艙的設計進油量為4萬桶/天(265 m3/h)，外輸油量為50萬桶/天(3 312.5 m3/h)。儲油艙有效容積約50萬桶(79 493.5 m3)，水沉降艙有效容積約4.1萬桶(6 532 m3)。

油品特性參考南海幾個典型油田的原油特性進行設計，原油物性見表1，海水密度為1.025 g/cm3，南海海域海水溫度見表2。

表1 原油物性參數

表2 南海海域水溫度

2 原油存儲工藝方案設計

Spar平臺上部組塊處理合格的原油經過位于上部組塊的原油進料泵(Spar-P-2001A/B/C)增壓后，經進油管由上部組塊向下進入Spar平臺儲油艙(Spar-T-2001)進行儲存。原油進料泵設計流量為4萬桶/天(約265 m3/h)，當合格原油以設計流量進入儲油艙時，儲油艙內的油水界面將以0.35 m/h的速度下降。實際生產時的進油流量將隨平臺產油量的變化而變化。

當合格原油以一定流量進入儲油艙時，艙內相應流量的海水在壓力作用下首先通過水沉箱底部至水沉降艙頂部的內水管被置換進入水沉降艙(Spar-T-2002)。水沉降艙內的海水則在海水靜壓作用下，以同樣的流量通過水沉降艙下部至儲油艙底部排水口的內水管排入大海。

從儲油艙排到水沉降艙中的海水可能含有微量原油，但由于水沉降艙的容量大(超過6 500 m3)、深度深(超過50 m)，海水從儲油艙被置換到水沉降艙后，至少能在水沉降艙停留25 h以上，才會最終由水沉降艙外排至大海，足夠長的停留時間給海水中的微量原油提供了充分的二次分離時間。由于不斷被置換出來的海水進入，海水在水沉降艙中慢慢向下沉降，海水中的微量原油在油水比重差的作用下逐漸上浮并最終聚積在水沉降艙頂部，實現了油水的二次分離。經過長時間的二次分離，由水沉降艙經外水管排放入海的海水將達到排放標準，確保不會對海洋環(huán)境造成污染，而在水沉降艙頂部聚集的浮油，可定期通過浮油排放泵打入平臺上部組塊的閉排系統(tǒng)，進而進入處理流程。工藝系統(tǒng)設計流程如圖2所示。

圖2 工藝系統(tǒng)設計流程圖

3 原油外輸工藝方案設計

在平臺生產期間，合格原油將不斷通過原油進料泵進入儲油艙儲存，油水界面隨之下降。當油水界面到達-171.8 m時，立即協(xié)調穿梭油輪在24 h內抵達Spar平臺準備外輸卸油作業(yè)。當油水界面達到-180.2 m ～-177.4 m時，應及時啟動原油外輸流程進行卸油。原油外輸時，啟動布置在泵艙的原油外輸泵(Spar-P-2002A/B/C/D)中的三臺，另外一臺備用。儲油艙內存儲的原油通過原油外輸泵增壓后進入上部組塊，經計量后進入穿梭油輪。等量的海水在靜壓作用下將由水沉降艙經內水管進入儲油艙下部，補充置換被外輸的原油。同時，等量的海水在壓力作用下將由外水管的底端經外水管補充進入上部中心井的水沉降艙。設計的外輸流量為3 300 m3/h，對應的油水界面上升速度為4.39 m/h。當油水界面到達儲油艙上部-75.7 m的位置時，關停原油外輸泵，結束原油外輸流程。

4 監(jiān)測系統(tǒng)的設計

Spar平臺原油儲存和油水置換工藝實現的關鍵是能對儲油艙油水界面實現有效地監(jiān)測和控制。油水界面過高，會導致原油外輸時外輸泵將海水外輸至穿梭油輪，造成外輸原油不合格。油水界面過低，會導致原油經內水管、外輸管溢流排入海中，造成環(huán)境污染。因此，需將油水界面控制在儲油艙內大約10%(EL-75.7 m)～90%(EL-180.2 m)深度的位置，保證Spar平臺在儲油和外輸過程中不會出現環(huán)境污染事故，也不會出現外輸原油不合格的情況。實際項目中，油水界面的上下極限位置可根據Spar結構的具體形式及艙容要求進行適當地調整[2]。

儲油艙內海水進入油水界面在儲油艙上部時，采用雷達式界面檢測儀進行檢測。當油水界面在儲油艙下部時，目前沒有成熟的工業(yè)產品可實現對油水界面的直接測量。經過進一步研究，推薦采用間接測量方法對下部油水界面進行測量，即通過密度、壓力與流量計算三種方法進行下部油水界面的測量。三種方法相互校驗，確保檢測結果的可靠性。

4.1 密度測量方案

在儲油艙90%深度位置附近由上往下設置五個取樣點，各取樣點通過取樣管分別向上連接至泵艙位置。在泵艙內，五個取樣管均設置一個電動隔離閥，并匯入取樣管匯、取樣管匯下游設置兩個密度檢測儀(AE-2001A/B)，用于檢測對應取樣位置的密度。

由于泵艙位置位于海平面以下(EL-21.3 m)，打開某個取樣管線上的隔離閥，則對應取樣點的液體在靜壓的作用下可自流到泵艙位置，經過取樣管匯進入密度檢測儀進行密度檢測。如果檢測到的密度為海水密度，則證明油水界面未達到對應取樣點位置，原油進料泵可繼續(xù)注油。如果檢測到的密度小于海水密度到一定程度，則證明乳化層或油層已到達該點，應采用相應的報警和處置工藝。

實際生產時進油速度通常低于設計流量，油水界面下降的速度也會低于0.35 m/s，對于給定的進油速度，用進油流量除以儲油艙有效截面積，即可計算出相應的界面下降速度。用儲油艙高度方向上任意兩點的高差除以界面下降速度，即可計算出界面經過這兩點所需的時間。

當油水界面以0.35 m/s的最大速度下降時，由儲油艙上部10%的位置下降至下部90%的位置，需要經過13天。因此，以設計流量進油時，每次外輸之后，可在油水界面經過儲油艙10%位置之后的第11天(264 h后)，啟動下部油水界面位置檢測流程。實際的進油速度低于設計流量時，油水界面由油艙10%的位置下降至90%位置所經歷的時間會更長。進行下部油水界面監(jiān)測時，當密度分析結果為1.0或以上時，說明被檢測位置為海水，油水界面尚未到達該位置，當密度分析結果減小到一定程度時(具體數值應根據原油物性、含水量及分析儀精度綜合考慮確定)，說明油水界面已下降至此處。這時應在中控進行報警并進行生產關斷，避免原油經內水管進入水沉降艙后最終排入大海，造成污染。

4.2 壓力測量方案

為防止由于密度測量的誤差或故障造成儲卸油系統(tǒng)誤操作，同時采用壓力測量方案對油水界面進行監(jiān)測。在水面以下5 m處設置一個壓力傳感器PIT2010，另外在-66.9 m處(儲油艙與壓載艙的交接處)設置兩個壓力傳感器PIT2011A/B。由于油水界面在儲油艙的不同位置時，壓力傳感器檢測到的壓力值不同，因此，根據壓力值可反推油水界面的位置。設置相應的報警關斷值，即可實現對油水界面的監(jiān)控。

4.3 流量測量方案

擬采用流量計算測量的方法對油水界面進行分析評估。原油進料泵出口設有質量流量計FIT-2001，可實現對進入儲油艙原油的實時流量以及累計流量的檢測計量。如密度測量方案的相關描述，對于給定的進油流量，用進油流量除以儲油艙有效截面積，即可計算出相應的界面下降速度。用儲油艙高度方向上任意兩點的高度差除以界面下降速度，即可計算出界面經過這兩個點所需的時間。用某個時間段的累積流量除以儲油艙的有效截面積，即可得出該段時間內油水界面的高度。該方案可作為密度測量的指導和補充。

5 其他配套工藝方案設計

5.1 乳化油處理方案設計

儲油艙內的油水界面處由于平臺晃動和界面的不斷移動可能會產生原油乳化現象并形成乳化油。如果乳化油長期得不到處理，乳化油層的厚度將隨時間的累積不斷增加，這樣勢必增加進油和輸油時的摩阻，減小儲油艙能夠利用的有效艙容，甚至造成外輸原油和外排海水不達標。因此，為了及時排出乳化油層，在泵艙設置了乳化油排放泵(Spar-P-2004A/B)，用于乳化油的排放。排放泵的吸入口設定在儲油艙10%深度的位置附近，即油水界面在儲油艙上部的目標控制點。每次輸油操作結束后，油水界面到達這個位置，作業(yè)者可根據需要將形成的乳化油打回上部組塊的生產流程進行再處理[3]。乳化油處理工藝流程如圖2所示。

5.2 浮油處理方案設計

隨著合格原油進入儲油艙，等量的海水由儲油艙經內水管被置換到水沉降艙。這部分海水可能含有微量原油，在進入水沉降艙后利用其巨大的容量可進行數十小時的二次沉降分離。微量原油會逐漸上浮并聚積在積水槽頂部，隨著時間的推移，浮油層會逐漸增厚，需要及時處理這些浮油，避免浮油過多污染排海海水，或是在原油外輸時被攜帶進入儲油艙的海水部分。因此設置了浮油輸送泵(Spar-P-2003A/B)，實際生產中根據需要將浮油打回上部組塊生產流程進行再處理[4]。

6 結語

該文主要介紹了Spar儲油艙的結構，根據進油量為4萬桶/天，外輸油量為50萬桶/天以及南海的原油特性，對Spar儲油艙的儲卸油工藝進行了設計。雷達液位檢測儀的量程無法達到油水界面的下界面，所以使下界面的監(jiān)測密度測量法、壓力測量法和流量測量法三種方法相互校驗，以確保檢測結果的可靠性。對SDPSO平臺儲油系統(tǒng)的設計是對水下儲油的基本設計，在以后的科研研究中還需對油水界面乳化層的形成，增長速度的影響、儲油艙溫度場的變化對乳化層的影響、含蠟及低凝原油物性對儲油艙下部油水界面取樣監(jiān)測的影響做進一步研究。

[1] 盧佩瓊，陳毓琛，王惟成，等.水下油罐貯存高凝原油采用油水置換工藝可行性研究[J].石油學報，1987(3)：100-108.

[2] 趙雅芝, 全燮, 薛大明，等. 水下貯油技術油水置換技術工藝模擬實驗[J]. 中國海洋平臺, 1999(1): 18-22.

[3] 徐松森. 油水隔離置換水下儲油技術探討[J]. 船海工程, 2008,37(4):62-65.

[4] 初新杰，徐松森. 海上儲油技術現狀及水下無污染儲油模式探討[J]. 裝備制造技術, 2011(4):141-143.

Oil-water Displacement Process Design of SDPSO Oil Storage System

LIU Wei-wei

(COTEC Offshore Engineering Co., Ltd, Beijing 100029, China)

A new concept Spar(spar drilling production storage offloading, SDPSO) with the capability of dry-tree drilling and dry-tree oil recovery has “drilling- recovery-storage-transport” functions. As a result of the classic Spar platform, there is a great of natural space in the center of the deep draft floating structure SDPSO platform, which have a large number of oil-storage conditions. It can be used for crude oil storage, away from dependence on floating storage tanker. Using the structure space for Spar to carry on the oil storage and oil-water displacement, the feasibility of oil-water displacement process was verified by experiment.This paper is SDPSO oil-water displacement process design for the light crude oil.

SDPSO platform; oil-water displacement; process design; interface monitoring

1001-4500(2016)06-0042-06

2016-07-15

劉巍巍(1981-)，女，工程師。

P75

A