LPG回收工藝在FPSO的應(yīng)用研究

郭欣，劉云，胡冬

（中海油研究總院，北京，100028)

1 引言

因為南海A油田的油品密度非常低，屬于輕質(zhì)油。對于輕質(zhì)油來說，采用PVT數(shù)據(jù)更能真實的代表其油藏特性，因此南海A油田FPSO開發(fā)項目采用井下PVT數(shù)據(jù)（井流物、閃蒸氣、閃蒸油）作為設(shè)計的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。根據(jù)該物性進行流程模擬發(fā)現(xiàn)，其伴生氣中丙丁烷含量非常高，達到了24%～43%，見表1。

表1 南海A油田的伴生氣組分含量

這部分伴生氣在給透平和鍋爐使用時，伴生氣中的丙烷和丁烷經(jīng)過壓縮機增壓壓縮，冷凝器冷卻之后，產(chǎn)生大量的凝液，一部分丙烷和丁烷以液態(tài)的形式進入閉排系統(tǒng)，另一部分以氣態(tài)形式供透平機組和鍋爐機組燃燒，使得丙丁烷未能回收，不僅經(jīng)濟效益受到嚴(yán)重影響，還導(dǎo)致FPSO上火炬燃燒產(chǎn)生黑煙現(xiàn)象十分嚴(yán)重，污染周邊大氣環(huán)境。在以往的油田開發(fā)過程中，為了減少投資，往往忽視了對這部分丙烷及丁烷的回收。

丙烷和丁烷是LPG（液化石油氣）的重要組成，國標(biāo)GB 11174-2011《液化石油氣》合格的LPG產(chǎn)品對于商品丙丁烷混合物指標(biāo)要求如下：

a.蒸汽壓@37.8℃：1380kPa；

b.C3+C4：≥95%；

c.C5及C5+以上：≤3%；

可以看出，丙烷和丁烷的含量需要達到95%以上。因此，將高含丙丁烷的伴生氣回收生產(chǎn)成合格的LPG產(chǎn)品，可以非常好的解決現(xiàn)有的疑難問題。既能增儲上產(chǎn)提高丙丁烷的收率，亦可踐行綠色生產(chǎn)，減少火炬冒黑煙嚴(yán)重的問題。在習(xí)總書記和國家提出的“綠水青山就是金山銀山”的碧海藍(lán)天的政策指向下，當(dāng)前對環(huán)境保護非常重視的背景之下，回收LPG就顯得尤為重要。本文結(jié)合作者進行設(shè)計的南海某油田FPSO開發(fā)項目，對LPG回收工藝進行深入研究，對日后生產(chǎn)和其他類似油田開發(fā)起到指導(dǎo)性作用。

2 南海A油田原油和伴生氣處理工藝流程簡述

地處中國南海的某區(qū)域的油田開發(fā)，是采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)和FPSO（浮式生產(chǎn)儲油外輸系統(tǒng)）開發(fā)，F(xiàn)PSO的上部組塊設(shè)施主要包括原油處理系統(tǒng)、污水處理、透平發(fā)電機組、鍋爐機組以及其他輔助公用設(shè)施等。原油處理采用常規(guī)的段塞流捕集器加三級處理流程，油氣水分離后，對原油進行穩(wěn)定，處理成合格油儲存在FPSO的貨油艙中。其油田伴生氣經(jīng)過往復(fù)式壓縮機增壓供FPSO上的透平機組發(fā)電和鍋爐供熱使用，其余的氣去火炬系統(tǒng)燃燒放空。

具體原油及伴生氣處理工藝流程見圖1，原油四級處理流程示意圖。

圖1 南海A油田FPSO原油四級處理流程示意圖

以及圖2，伴生氣處理流程示意圖。

圖2 南海A油田FPSO伴生氣處理流程示意圖

3 不回收LPG的后果及影響

從伴生氣處理流程圖中可以看出，經(jīng)過壓縮機壓縮的氣體供給透平和鍋爐使用，經(jīng)流程模擬發(fā)現(xiàn)，如果不回收LPG產(chǎn)品，有以下幾點影響，將對FPSO的正常運轉(zhuǎn)產(chǎn)生致命影響。

a.因為伴生氣組分較富，熱值很高，見表2。很難滿足透平、鍋爐供氣指標(biāo)要求。透平無法正常工作，而鍋爐即使可以燃燒，但因為氣質(zhì)熱值太高，仍然會有焦化和黑煙的問題。

表2 各級分離器的伴生氣低熱值

b.伴生氣量很大，電站和熱站消耗不完，正常放空氣量達到70000多m3/d，應(yīng)急放空氣量達到120000m3/d。不僅氣量大，并且熱值很高，根本無法滿足國家環(huán)境影響評價的合理排放要求。

c.產(chǎn)生的凝液量很大，高峰氣量年份凝液量達到1600m3/d，如此大液量的不穩(wěn)定凝液進入閉排系統(tǒng)或者回到原油處理流程中，都會對正常的原油生產(chǎn)產(chǎn)生嚴(yán)重的干擾，無法保證FPSO正常生產(chǎn)合格原油，且合格原油的飽和蒸氣壓很難滿足35度下70kpa的要求。原油穩(wěn)定的目的是脫除油品中輕組分，降低油品的飽和蒸汽壓，減少油品在儲存過程中的蒸發(fā)損耗[1-4]。但將不穩(wěn)定凝液摻回合格原油，將對貨油艙存儲帶來嚴(yán)重的風(fēng)險，甚至很有可能威脅到整個平臺的生產(chǎn)安全。

d.火炬將常年產(chǎn)生很嚴(yán)重的黑煙現(xiàn)象，導(dǎo)致大氣污染，必定會受到國家海洋局督察和整改。

如果不回收LPG將面臨上述如此之多的不利影響，因此，南海A油田FPSO開發(fā)項目非常有必要并且必須要在FPSO上回收LPG。

4 在FPSO上回收LPG的難點分析

在FPSO上回收LPG并不同于陸地上回收LPG，其主要受制于海洋石油開采風(fēng)險高，成本高，空間布局和重量控制受限，船體穩(wěn)定性以及LPG的儲存和外運等多方面因素。

a. 回收LPG需要塔器設(shè)備對液烴進行處理，塔器高度為28m左右，其在FPSO上的安裝固定需特殊考慮，設(shè)計時應(yīng)考慮船體運動的影響，塔器的穩(wěn)定性對于產(chǎn)品是否能合格有著至關(guān)重要的作用。因此，如何能夠在FPSO上保證高塔器的平穩(wěn)是一個難題之一。

b. 為了提高LPG收率，采用的手段通常為降低溫度，讓更多的凝液析出，這樣以來，海水冷卻所帶來的換熱可能就不足以滿足，需要增加循環(huán)復(fù)冷裝置，這對海上維護及操作都帶來考驗。

c. 合格LPG產(chǎn)品需要帶壓儲存，需要新設(shè)置容積很大的儲罐，這對FPSO的空間要求很高，需要足夠的位置來布置，并且LPG這種危險品對于安全距離的要求是否能夠滿足。

d. 合格LPG儲存在儲罐中，如何采取安全措施，以防止其泄露或者爆炸等風(fēng)險的發(fā)生。

e. LPG外輸過程對于海況/頻次/外輸船是否滿足等要求。

可以看出，在FPSO上回收LPG絕非易事，所面臨的挑戰(zhàn)和困難很多，需要從各方面周全考慮解決各種復(fù)雜的難題。但盡管如此，正如前所說，F(xiàn)PSO上回收LPG依然利大于弊，并且非常有必要。

5 在FPSO上回收LPG的工藝方法對比

本文結(jié)合南海A油田FPSO開發(fā)為例，重點分析回收LPG的工藝方法優(yōu)缺點?；陧椖康奶攸c和背景，主要產(chǎn)品是合格原油，副產(chǎn)品是LPG，目的主要是解決火炬黑煙污染環(huán)境以及重組分對原油生產(chǎn)流程的影響方面。因此，南海A油田FPSO開發(fā)項目的伴生氣中LPG回收確定了以下幾點大原則：

a.應(yīng)首先確保滿足FPSO自身鍋爐及透平燃料氣的需求，不能為了回收LPG而使得透平和鍋爐用氣不夠，反而得不償失；

b.LPG回收流程不一味追求LPG產(chǎn)品收率，旨在解決正常生產(chǎn)工況時火炬冒黑煙的問題；

c. 南海A油田原油產(chǎn)量很大，F(xiàn)PSO處理主要以提高原油收率為主要目的，LPG回收裝置以考慮回收重?zé)N為主，盡可能的簡化流程，生產(chǎn)的穩(wěn)定輕油與合格油摻混后需滿足FPSO原油處理指標(biāo)要求（小于70kPaA@35℃）；

d.在不改變FPSO船體主尺度的前提下，盡可能多回收LPG，提高經(jīng)濟效益。

e.優(yōu)先使用高熱值的富伴生氣，以減小凝液量，及火炬放空氣熱值，避免冒黑煙的問題。

基于以上原則，擬采用回收壓縮機凝液和伴生氣中的輕烴，通過精餾塔回收LPG和穩(wěn)定輕油。推薦以下三種方案。

方案1：凝液回收單塔流程

僅回收低壓伴生氣（二級分離器和三級分離器分出的伴生氣）增壓、冷卻后產(chǎn)生的天然氣凝液，見圖3。

圖3 回收低壓伴生氣中凝液

之后凝液經(jīng)一個精餾塔處理成穩(wěn)定輕油和不合格LPG產(chǎn)品，見圖4。

圖4 單塔回收穩(wěn)定輕油及不合格LPG產(chǎn)品

方案2：凝液回收雙塔流程

僅回收低壓伴生氣（二級分離器和三級分離器分出的伴生氣）增壓、冷卻后產(chǎn)生的天然氣凝液，經(jīng)兩個精餾塔處理成穩(wěn)定輕油和合格LPG產(chǎn)品。

在回收低壓伴生氣中凝液的流程同方案1，見圖3。不同于方案1的是回收的凝液經(jīng)過兩個精餾塔處理，先經(jīng)過脫乙烷塔，再經(jīng)過脫丁烷塔后，回收穩(wěn)定輕油和合格的LPG產(chǎn)品。見圖5。

圖5 雙塔回收穩(wěn)定輕油及合格LPG產(chǎn)品

方案3：伴生氣全回收處理雙塔流程

回收原油處理流程中分離器分出的中壓伴生氣（段塞流捕集器和一級分離器分出的伴生氣）和低壓伴生氣（二級分離器和三級分離器分出的伴生氣），經(jīng)兩個精餾塔處理成穩(wěn)定輕油和合格LPG產(chǎn)品。

與方案1和方案2不同之處在于，前兩者均只回收低壓伴生氣，準(zhǔn)確來講是只回收低壓伴生氣經(jīng)增壓冷凝后產(chǎn)生的凝液。而方案3則是對FPSO上所有的伴生氣進行全回收，其中既包括中壓伴生氣又包括凝液。見圖6。

圖6 伴生氣全回收工藝

中壓伴生氣經(jīng)增壓冷卻后，進入分子篩脫水系統(tǒng)完全脫水后，再經(jīng)丙烷制冷撬換熱冷凝后進入脫乙烷塔。見圖7。

圖7 具有分子篩脫水及制冷裝置的LPG全回收工藝-脫乙烷塔

脫乙烷塔塔底凝液匯同低壓氣壓縮機凝液再進入脫丁烷塔處理，生產(chǎn)出合格LPG產(chǎn)品和穩(wěn)定輕油。見圖8。

圖8 具有分子篩脫水及制冷裝置的LPG全回收工藝-脫丁烷塔

經(jīng)過工藝模擬分析，以上三種方案雖都能解決一定的冒黑煙問題，且都能回收重組分。但方案一單塔流程無法生產(chǎn)合格的LPG產(chǎn)品，后期需要通過特種運輸船將不穩(wěn)定的不合格LPG產(chǎn)品運送到陸上終端進行再加工和再處理。方案二只回收低壓伴生氣中的重組分。方案三是完全回收了FPSO上的所有伴生氣中的重組分。

從表3中也可以看出，方案3回收的LPG量最多，但是冷熱負(fù)荷及設(shè)備投入也最大。方案2次之，冷熱負(fù)荷最小，投入設(shè)備也較少。

表3 不同方案下的輕油及LPG產(chǎn)量和收率對比

表4列舉了不同方案的優(yōu)缺點對比。

表4 不同回收LPG方案的優(yōu)缺點對比

6 結(jié)論

本案最終選定方案2作為推薦方案，其較大限度的回收了低壓伴生氣中的LPG，減緩了火炬冒黑煙的問題，提高了經(jīng)濟效益，并且對FPSO現(xiàn)有組塊設(shè)施影響較小。

從本文分析可知，對于伴生氣中丙丁烷含量高的油田，回收LPG是十分有必要的，但回收工藝流程的選定應(yīng)當(dāng)結(jié)合FPSO上的空間布置，存儲及外輸能力及安全防護等一系列因素綜合考慮。