SDPSO油水置換工藝與油水界面控制策略研究

邵海龍，劉鴻雁，王 強

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

0 引言

干樹立柱式鉆井生產(chǎn)儲卸油平臺（Spar Drilling Production Storage Offshore Loading，SDPSO），是一種集國外成熟的Spar平臺技術(shù)與傳統(tǒng)FPSO技術(shù)于一體的新型深水浮式平臺形式，其深吃水的主體內(nèi)部有巨大的空間可以通過油水置換技術(shù)來對上部組塊生產(chǎn)出的原油進行儲油和卸油[1-4]，如圖1所示。

圖1 干樹立柱式鉆井生產(chǎn)儲卸油平臺Fig.1 Dry-up column drilling, production, storage and unloading platform

作為一種新型的集鉆井、儲油、卸油為一體的多功能平臺，其強大的存儲能力大大降低了海洋石油開采成本。水下儲油可以有效地避開波浪、火源、風(fēng)暴、雷電等影響，使用更安全，在惡劣天氣下也能保證平臺正常生產(chǎn)[5-8]，連續(xù)生產(chǎn)能力強，有效降低了儲油成本，在一定程度上簡化了海洋石油開發(fā)系統(tǒng)。

水下儲油一般通過油水置換實現(xiàn)[9]，本文研究的油水置換分離技術(shù)及油水界面監(jiān)測技術(shù)為該儲油方式的關(guān)鍵性技術(shù)。

1 油水置換工藝

本 項 目 中，Spar裝 置 高214.9 m，水 上16.8 m、水下198.1 m，由儲油艙、水沉降艙和泵艙3部分組成。泵艙設(shè)置在水沉降艙外側(cè)，儲油艙與水沉降艙物理分隔，通過一根一端設(shè)置在儲油倉底部，另一端設(shè)置在水沉降艙頂部的16寸內(nèi)水管1，將兩艙相連；通過一根一端設(shè)置在水沉降艙底部貫穿儲油倉，且另一端與大海相通的16寸外水管2，使水沉降艙與大海相連。儲油倉與8寸進油管3和20寸出油管4相連，進油時油增多水減少，出油時油減少水增多，但總?cè)莘e不變，如圖2所示。

圖2 Spar裝置結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 Schematic diagram of Spar device structure

1.1 儲油流程油水置換

上部組塊生產(chǎn)的合格原油，經(jīng)過位于上部組塊的進油泵增壓后，由進油管進入儲油艙。由于艙內(nèi)原油和海水兩種介質(zhì)不相溶且存在密度差，所以原油聚集在儲油艙頂部空間，海水聚集在儲油艙底部空間，海水與原油直接接觸，接觸面之間將形成油水界面。

當(dāng)合格原油進入儲油艙時，儲油艙內(nèi)的海水在壓力作用下，通過設(shè)置于儲油艙底部的內(nèi)水管被置換進入水沉降艙；水沉降艙內(nèi)的海水則在海水靜壓作用下，以同樣的流量通過設(shè)置于水沉降艙底部至儲油艙底部的外水管排入大海。

注油泵注油量為256m3/h，由于儲油裝置容積較大，所以注油過程中油水界面下降速度較慢，約為0.35m/h。隨著原油的不斷進入，儲油艙內(nèi)原油逐漸增多，海水相應(yīng)減少，形成油水置換過程。

從儲油艙置換到水沉降艙中的海水可能含有微量原油，但由于水沉降艙容量大且深度深，所以海水從儲油艙被置換到水沉降艙后，經(jīng)歷了足夠長的停留時間，給海水中的微量原油提供了充分的二次分離時間。

在時間和油水比重差的作用下，不斷被置換出來的海水在水沉降艙中慢慢向下沉降，最終由水沉降艙底部外水管外排至大海，而海水中的微量原油逐漸上浮，并最終聚積在水沉降艙頂部，實現(xiàn)了油水二次分離。

經(jīng)過長時間的二次分離，由水沉降艙經(jīng)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，而位于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流程進行處理。

當(dāng)儲油艙內(nèi)油水界面達到儲油艙下部控制點時，即油水界面達到預(yù)定位置時，關(guān)停注油泵，結(jié)束注油流程。

1.2 卸油流程水油置換

當(dāng)儲油艙內(nèi)的原油接近儲滿，即油水界面達到預(yù)定艙容位置時，啟動原油外輸流程進行卸油。

外輸卸油時，啟動布置在泵艙內(nèi)部的原油外輸泵，儲油艙內(nèi)的原油通過原油外輸泵增壓后泵入上部組塊，經(jīng)計量后輸入穿梭油輪。此時，等量的海水在靜壓作用下，由水沉降艙經(jīng)內(nèi)水管進入儲油艙的下部，補充置換被外輸?shù)脑汀Ｍ瑫r，等量的海水在靜壓作用下，將由外水管的下端經(jīng)外水管補充進入上部的水沉降艙。

原油外輸時，儲油艙內(nèi)原油逐漸減少，海水逐漸增加，形成水油置換過程。儲油艙內(nèi)油水界面隨著原油外輸而不斷上升，由于外輸流量較大，儲油艙內(nèi)油水界面上升速度較快，所以為避免儲油艙內(nèi)油水界面乳化，應(yīng)控制儲油艙內(nèi)油水界面上升速度在一定范圍之內(nèi)。

當(dāng)儲油艙內(nèi)油水界面達到儲油艙上部控制點時，即油水界面達到預(yù)定位置時，關(guān)停原油外輸泵，結(jié)束原油外輸流程。

2 油水界面測量方案

儲油艙中有時油多水少，有時油少水多，但艙中海水、原油和乳化層總液位保持不變。儲油時，需要測量并控制油水界面不低于下報警點-180.2 m，否則原油溢出，進入海洋，污染海洋環(huán)境。卸油時，需要測量并控制油水界面不超越上報警點-75.7 m，否則外輸原油含水量超標，這就需要配置一套能測量104.5 m量程范圍的油水界面測量裝置。目前，現(xiàn)有油水界面測量方法均無法實現(xiàn)水下百米以上量程范圍的油水界面測量，所以如何測量深水儲油裝置油水界面的位置，成為深水儲油的另一個技術(shù)難題。

本項目中，為解決水下大量程油水界面無法測量的技術(shù)難題，探索了主測量方案和輔助測量方案兩種方法。

2.1 主測量方案

主測量方案采用上界面和下界面分開測量的分段式測量方式。

Spar裝置封層位于水下-51.7 m，泵艙底部位于水下-66.9 m，上報警點位于水下-75.7m，即上報警點距離泵艙底部8.8 m，所以通過在泵艙底部設(shè)置一套頂裝式導(dǎo)波雷達液位變送器即可實現(xiàn)上界面油水界面測量。

下報警點位于水下-180.2 m，現(xiàn)有測量方法均無法實現(xiàn)下報警點油水界面的直接測量。本文研究了一種間接測量方法，即利用原油、乳化層和海水三者之間的物性差異（如密度、電導(dǎo)率、含水率），通過檢測三者之間的物性差異來判斷油水界面的位置。

分 別 在 水 下-171.8 m、-174.6 m、-177.4 m、 -180.2 m和-183 m等位置各設(shè)置一個采樣點，其中-171.8 m、-174.6 m、-177.4 m為 預(yù) 警 點， -180.2 m為報警點，-183 m為關(guān)斷點。根據(jù)注油泵設(shè)計注油量計算，油水界面經(jīng)過相鄰兩個采樣點的時間間隔為8h。通過設(shè)置在各個采樣點的采樣管路對采樣點處液體進行采樣，采樣至設(shè)置在泵倉的密度計（或電導(dǎo)率或含水分析儀）進行物性測量，從而確定油水界面位置。通過控制每個管路上的電動球閥開關(guān)來實現(xiàn)對采樣點的選擇[10]。

注油時，當(dāng)油水界面越過上報警點后，僅打開控制對-171.8 m位置進行采樣的采樣管路上的電動閥，對-171.8 m位置進行采樣。當(dāng)乳化層或原油層未到達該位置時，測得的物性為海水物性，可以繼續(xù)向儲油裝置中注油；測得物性為非海水物性時，證明乳化層或原油層已經(jīng)到達-171.8 m位置，此時協(xié)調(diào)陸上船舶資源進行原油外輸，繼續(xù)向儲油裝置中注油。同時，關(guān)閉對-171.8 m位置采樣管路上的電動閥，開啟控制對-174.6 m位置采樣管路上的電動閥，對-174.6 m位置進行采樣。依次類推，油水界面每到達一個預(yù)警點時進行一次報警。當(dāng)檢測結(jié)果顯示乳化層已經(jīng)到達關(guān)斷點時，則進行生產(chǎn)關(guān)斷動作，停止注油?？梢愿鶕?jù)實際需要設(shè)置采樣點數(shù)量，采樣點越多，油水界面位置確定越準確。

如前所述，注油過程中，油面下降緩慢，約為0.097 mm/s。最遠的采樣點距離測量點約為120m，如果采樣液體以2 m/s流速上升，那么采樣液體從采樣點到測量點需60s，按5s分析時間計算，則從采樣開始到分析結(jié)束，油水界面下降約0.097mm/s×65s=6.305mm，所以采樣延時和分析延時對油水界面下降產(chǎn)生的影響可以忽略不計，可以認為這段時間內(nèi)油水界面位置基本不變。

2.2 輔助測量方案

油水界面位置是儲油艙油柱某一點壓力的函數(shù)，所以可以通過該點壓力值來計算油水界面位置。但由于整個裝置漂浮在海中，潮起潮落和海浪沖擊均會引起壓力變化，所以本文通過測量水沉降艙中某一固定位置和油倉中某一固定位置的壓力差來確定油水界面位置，巧妙地避開了潮起潮落和海浪沖擊帶來的測量誤差，作為主測量方法的補充。

儲油艙中，油層頂部壓力為：

其中：ρ1、ρ2、ρ3分別為海水、原油和乳化層密度；h1為水沉降艙底距離海平面高度，h1=51.7m為定值；h2為油艙頂距離乳化層上界面高度，即原油油柱高度；h3為乳化層厚度，不固定，可按照0m～2m考慮。

油艙中A點（油艙頂以下8m）處壓力PA和水沉降倉中B點（水平面以下10m）處的壓力PB分別為：

其中：P0為油艙頂部壓力；hA=8m、hB=10m，A、B兩點需嚴格位于裝置同一側(cè)。

A、B兩點壓力差值為：

h1、hA、hB為定值，乳化層厚度h3在一定時間內(nèi)可以認為固定不變，所以△P是油柱高度h2的函數(shù)，通過△P的數(shù)值即可得出油柱高度。

由于A、B兩點位于Spar同一側(cè)，當(dāng)風(fēng)浪作用導(dǎo)致儲油裝置上升、下降或者晃動時，A、B兩點壓力值將按同樣規(guī)律變化，同時增大或同時減小，而且變化量相同，所以利用A、B兩點壓力差來反推油柱高度可以有效地避免由于風(fēng)浪造成的系統(tǒng)誤差。當(dāng)油水界面不變時，由于風(fēng)浪作用導(dǎo)致Spar上升、下降或者晃動傾斜時，將不會影響對油水界面位置的判斷。

3 實驗結(jié)果分析

中試實驗采用的模擬Spar儲油裝置與實尺度縮尺比為1:15，如圖3和圖4所示，對SDPSO平臺的儲卸油功能和油水置換工藝可行性進行驗證。通過取樣檢測沉降分離后的外輸油中含水和外排水中含油量是否達標，來驗證立式儲油系統(tǒng)儲卸油過程的油水置換效果和油水分離方法合理性，并以此指導(dǎo)實尺度的設(shè)計和實施。

圖3 3D模擬圖Fig.3 3D Simulation diagram

圖4 實物圖Fig.4 Physical image

通過以上實驗?zāi)M裝置進行試驗，得出如下結(jié)論：

1）油水置換過程中，該試驗工況下油水界面清晰，無乳化現(xiàn)象。

2）當(dāng)油水置換系統(tǒng)在適當(dāng)工況及條件下運行時（油水溫度、油水界面高度、油品性質(zhì)等），置換次數(shù)對水中含油量影響不明顯。

3）水中含油量檢測結(jié)果低于0.35 mg/l，符合GB4914-2008《海洋石油勘探開發(fā)污染物排放濃度限值》相關(guān)要求。

4）初始階段，油中含水量較少，為0.0843wt%，隨著置換次數(shù)增加，油中含水量逐漸增加，第5次置換含水量為0.1114wt%，第9次置換含水量為0.2529wt%。第9次置換之后，油中含水量趨于穩(wěn)定。在實際運行中，原油通常經(jīng)過一次油水置換即進行外輸，一般參與置換的次數(shù)不會超過5次。根據(jù)規(guī)定，商品原油含水率不大于1%，出口原油不大于0.5%，所以經(jīng)過油水置換過程的原油滿足交易要求。

4 結(jié)束語

本文研究的深水儲油裝置油水置換工藝解決了深水儲

油油水置換的問題，實現(xiàn)了儲油流程的油水置換和卸油流程的水油置換。實驗結(jié)果表明，油水置換過程中置換出來的海水滿足排放要求，水油置換過程中置換出來的原油滿足外輸交易要求。本文研究的油水界面測量方法解決了水下大量程油水界面無法測量的技術(shù)難題，實現(xiàn)了準確測量，精確控制，避免了海洋污染的同時又滿足了外輸要求，對促進深水儲油技術(shù)進一步發(fā)展具有極其重要的意義。