海上天然氣生產(chǎn)平臺水循環(huán)調(diào)試方案優(yōu)化

王騰飛1，張宏彬2，廖 強2，范瀝元3，張衛(wèi)濤2

（1. 海洋石油工程（珠海）有限公司，廣東珠海 519055；2. 海洋石油工程（青島）有限公司，山東青島 266520；3. 海洋石油工程股份有限公司，山東青島 266520）

摘 要：海洋石油生產(chǎn)平臺在建造階段需要進行生產(chǎn)系統(tǒng)水循環(huán)調(diào)試，模擬正常的生產(chǎn)流程以檢驗生產(chǎn)系統(tǒng)的完整性和功能性，對于天然氣田的生產(chǎn)平臺，其生產(chǎn)系統(tǒng)壓力高，同時存在氣液兩相，使得水循環(huán)試驗條件苛刻，技術(shù)要求高?；谔烊粴馄脚_生產(chǎn)系統(tǒng)水循環(huán)調(diào)試的安全性、可行性和經(jīng)濟性，通過現(xiàn)場實踐——以麗水36-1CEP天然氣生產(chǎn)平臺生產(chǎn)系統(tǒng)的水循環(huán)流程模擬調(diào)試優(yōu)化為例，從臨時管線連接方式、氮氣加注方案和儀表功能測試方案三個方面提出最優(yōu)化調(diào)試方案，以期對此類調(diào)試工作產(chǎn)生指導(dǎo)和借鑒作用。

關(guān)鍵詞：海上天然氣生產(chǎn)平臺；水循環(huán)調(diào)試；優(yōu)化

中圖分類號：TE934

文獻標識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2015.02.102

文章編號：1008-2336（2015）02-0102-05

收稿日期：2014-03-24；

作者簡介：第一王騰飛，男，1985年生，工程師，學士，從事海洋石油工程項目工程師工作。E-mail：wangtf@mail.cooec.com.cn。

改回日期：2014-05-05

Optimization of Debugging Scenario for Water Cycle for Offshore Natural Gas Production Platform

WANG Tengfei1, ZHANG Hongbin2, LIAO Qiang2, FAN Liyuan3, ZHANG Weitao2

（1. Offshore Oil Engineering（ Zhuhai） Co. Ltd., Zhuhai Guangdong 519055, China; 2. Offshore Oil Engineering(Qingdao)Co. Ltd., Qingdao Shandong 266520, China; 3. Offshore Oil Engineering Co. Ltd., Qingdao Shandong 266520, China）

Abstract:It is required to conduct debugging on water cycle in offshore production system during the stage of platform construction and to simulate normal production process in order to verify the integrity and function of the offshore oil production system. In the production platform in nature gas field, the pressure in production system is high, and there exist gas-liquid two-phase at same time. Therefore, the condition for debugging on water cycle system is very harsh, and technical requirements are very high. From the point of safety, feasibility and economic of debugging on water cycle system in nature gas production platform, field practice has been conducted in simulation of water cycle debugging on in offshore production system in Lishui 36-1 CEP nature gas production platform. The debugging scenarios have been optimized from the connection way of temporary pipes, adding scenarios of nitrogen and testing scenarios on instruments function. It is expected that this can provide a guidance and reference for debugging on water cycle in this type of offshore oil production system.

Keywords:offshore natural gas production platform; debugging on water cycle; optimization

海洋石油生產(chǎn)平臺在建造調(diào)試階段，根據(jù)詳細設(shè)計要求會進行水循環(huán)模擬調(diào)試，水循環(huán)模擬調(diào)試是用水、壓縮空氣或氮氣模擬井產(chǎn)流體、由壓力源向流程輸入壓力，投入盡可能多的流程設(shè)備和儀表，建立與正常操作時盡量相同的壓力、溫度、流量，模擬正常生產(chǎn)，并在水循環(huán)過程中，對控制儀表和關(guān)斷系統(tǒng)進行調(diào)試[1]。

一般情況下，工藝生產(chǎn)系統(tǒng)、計量系統(tǒng)、原油處理系統(tǒng)、原油外輸系統(tǒng)、注水系統(tǒng)應(yīng)進行水循環(huán)試驗[2]。對于海上油田生產(chǎn)平臺，原油處理

系統(tǒng)壓力一般在0.5～1 MPa，系統(tǒng)中各處理罐內(nèi)以液相為主，氣相比例很小，水循環(huán)模擬調(diào)試危險性低，難度較小。而對于海上氣田生產(chǎn)平臺，天然氣系統(tǒng)壓力一般在5 MPa以上，系統(tǒng)中各處理罐內(nèi)以氣相為主，液相占一定比例，水循環(huán)模擬調(diào)試危險性高，難度較大[3，4]。

本文以麗水36-1CEP天然氣生產(chǎn)平臺為實例，以詳細設(shè)計的調(diào)試大綱為依據(jù)，結(jié)合現(xiàn)場實際情況，進行優(yōu)化分析，制定可行、安全、經(jīng)濟的水循環(huán)模擬調(diào)試方案。

1　水循環(huán)流程介紹

麗水36-1CEP天然氣生產(chǎn)平臺生產(chǎn)系統(tǒng)的水循環(huán)流程示意如圖1所示。

水循環(huán)操作過程是分別向閉排罐、生產(chǎn)分離器、測試分離器注淡水至正常操作液位，然后向開排罐注入淡水建立一定的液位，開啟開排泵，將淡水泵入閉排罐。當閉排罐液位上升到一定液位時，閉排泵自動啟動，閉排罐中的流體經(jīng)閉排泵增壓進入測試管匯、測試分離器、生產(chǎn)分離器、凝析油過濾器、凝析油聚結(jié)分離器、清管球發(fā)射器，通過閉排管線進入閉排罐，形成循環(huán)。

根據(jù)設(shè)計文件P&ID，水循環(huán)內(nèi)各罐體和泵出口的最高操作壓力分別為：閉排罐400 kPa；閉排泵7 850 kPa，測試管匯7 650 kPa，測試分離器7 650 kPa，生產(chǎn)分離器7 550 kPa，凝析油過濾器7 550 kPa，凝析油聚結(jié)分離器7 450 kPa，清管球發(fā)射器7 300 kPa。

2　水循環(huán)調(diào)試優(yōu)化

2.1 優(yōu)化臨時管線連接方式

如圖1中所示，若要形成封閉循環(huán)，需要從閉排泵出口連接一根臨時管線至測試管匯，此臨時管線最高要承受7 850 kPa的壓力，因此必須考慮臨時管線的連接方法、管線及管件的材質(zhì)、安全性、穩(wěn)固性和經(jīng)濟性[5]。

通過查閱設(shè)計資料和現(xiàn)場勘查，發(fā)現(xiàn)閉排泵和測試管匯不在同一層甲板，各設(shè)備所在甲板位置如圖2所示，如果從閉排泵出口直接連接臨時管線至測試管匯，需要穿甲板，所需臨時管線長度約25 m，預(yù)制和安裝臨時管線的工作量較大。

正式生產(chǎn)過程中，閉排罐的油相經(jīng)閉排泵注入生產(chǎn)分離器加工分離，而生產(chǎn)分離器與測試管匯在同一層甲板且距離較近，則考慮利用閉排泵至生產(chǎn)分離器的正式工藝管線，減少臨時管線連接長度和工作量。如圖2所示，從閉排泵至生產(chǎn)分離器的入口管線處拆掉一個閥門，生產(chǎn)分離器管口端用盲板封堵，工藝管線管口端用彎頭換向，連接至測試管匯，形成封閉循環(huán)，此優(yōu)化方案臨時管線僅需約7 m，管件需求也相應(yīng)減少，并大大

降低管線加工與安裝工作量，并提高了安全性。

圖1　水循環(huán)流程示意圖

優(yōu)化前與優(yōu)化后需求對比見表1。

圖2　水循環(huán)流程優(yōu)化后示意圖

表1　水循環(huán)臨時管線優(yōu)化前后需求對比

2.2 論證及優(yōu)化氮氣加注方案

依照調(diào)試大綱要求，在測試分離器和生產(chǎn)分離器上部空間加注氮氣至最高操作壓力，以建立整個循環(huán)系統(tǒng)的壓力，模擬天然氣生產(chǎn)。經(jīng)計算，測試分離器需要7 650 kPa的氮氣4.853 m3，生產(chǎn)分離器需要7 550 kPa的氮氣12.870 m3。氮氣源有兩種提供方式，一種是常見的氮氣瓶，每瓶規(guī)格為40 L、13 500 kPa，通過減壓閥、高壓軟管等連接氮氣瓶與被加注容器，另一種是液氮，需通過專業(yè)設(shè)備氣化后，再由泵加壓注入。選擇何種方式進行本次水循環(huán)調(diào)試氮氣加注，論證和優(yōu)化選擇過程如下。

（1）選用氮氣瓶：

假定氮氣注入過程符合理想氣體狀態(tài)，根據(jù)理想氣體狀態(tài)方程：

式中：p瓶為氮氣瓶氣體壓力，kPa；V瓶為氮氣瓶體積，m3；p罐為罐體的壓力，kPa；V氣為罐體中氣體的體積，m3；n為氮氣瓶的數(shù)量，個。

可疊代計算出如選用氮氣瓶，測試分離器加注一次需氮氣瓶77個，生產(chǎn)分離器加注一次需氮氣瓶200個，由于氣體為非理想狀態(tài)，加之過程中微量損耗，綜合考慮一次加注兩個分離器需氮氣瓶約300個。

（2）選用液氮：

液氮氣化為氮氣比約為1∶700，即1 m3的液氮可以氣化為700 m3的標準大氣壓（約100 kPa）氮氣，同樣將此過程視為理想氣體狀態(tài)，根據(jù)理想氣體狀態(tài)方程轉(zhuǎn)化公式：

式中：p標為標準大氣壓，kPa；V液為液氮體積，m3；p罐為罐體的壓力，kPa；V罐為罐體中氣體體積，m3。

經(jīng)計算可得出測試分離器加注一次液氮約需0.53 m3，生產(chǎn)分離器加注一次液氮約需1.39 m3，加上氮氣泵、管線內(nèi)氣體置換和微量損耗，則一次加注兩個分離器需液氮約2.5 m3。液氮裝載于槽罐中運輸，一般槽罐體積大于6 m3，因此一個槽罐液氮可加注2次以上。

根據(jù)基礎(chǔ)計算，進行兩種氮氣加注方式的優(yōu)劣勢比較，如表2所示。

表2　氮氣加注方式優(yōu)劣勢對比

因此，綜合安全、經(jīng)濟、工期、空間因素，選擇液氮作為注入氣源進行水循環(huán)調(diào)試為最佳方案。

2.3 優(yōu)化儀表功能測試方案

儀表功能測試是通過水循環(huán)調(diào)試，檢測罐體上的液位計、液位報警計、液位高度與液位調(diào)節(jié)閥開關(guān)及泵啟停之間的控制邏輯。

在詳細設(shè)計的調(diào)試大綱中，儀表功能測試的主要過程為（以測試分離器為例）：

（1）檢測流程中各閥門開關(guān)狀態(tài)，確保與流程圖一致。

（2）旁通一些影響調(diào)試流程的信號，如SDV關(guān)斷閥關(guān)斷、部分液位計等。

（3）連接注水軟管。

（4）向罐內(nèi)的水室注入淡水，至罐體的水室液位報警計低低液位報警線上停止，恢復(fù)水室液位報警計信號，通過罐體的閉排管線手動排水調(diào)整液位，檢查并調(diào)試水室液位報警計。

（5）水室液位報警計調(diào)試完成后，繼續(xù)注水，罐內(nèi)液位上升并溢過油堰板，直至液位高過油室液位計低低油位報警線停止，恢復(fù)油室液位報警計信號，通過罐體的閉排管線手動排水調(diào)整油室液位，檢查并調(diào)試油室液位報警計。

（6）油室液位報警計調(diào)試完成后，關(guān)閉油室輸出管線液位控制閥前端的出口閥門，繼續(xù)注水，當罐內(nèi)液位上升至水室液位控制閥開啟設(shè)定值后停止，恢復(fù)水室液位控制計及液位控制閥信號，檢查并調(diào)試水室液位控制計和控制閥。

（7）水室液位控制計和控制閥調(diào)試完成后，關(guān)閉水室輸出管線液位控制閥前端的出口閥門，繼續(xù)注水，當罐內(nèi)液位上升至油室液位控制閥開啟設(shè)定值后停止，恢復(fù)油室液位控制計及液位控制閥信號，檢查并調(diào)試油室液位控制計和控制閥。

由以上步驟可以看出，如果要完成液位計、液位報警計、液位控制計、液位控制閥的調(diào)試工作，需要反復(fù)向罐體注入和排放淡水，而且根據(jù)實際經(jīng)驗，這些儀表在安裝后總會出現(xiàn)一些問題，包括儀表本身以及與中控的連接和通訊控制。因此為了完成某個儀表的調(diào)試，在逐項解決問題的過程中，會出現(xiàn)多次反復(fù)向罐體注入及排放淡水情況，在罐體比較大的情況下，從而造成淡水需求多，加注和排放時間長，工期延長，工作量大。另外，以上測試過程沒有液位控制計和報警計的高液位、高高液位報警測試，而為實現(xiàn)儀表功能測試的完整性，高液位、高高液位報警測試是必要的，如果通過向罐體注入和排放淡水進行測試，將增加淡水需求量以及調(diào)試工作量。

在液位計類儀表計量標定時，計量工程師將液體直接注入液位柱里，通過排放和注入液體完成液位計類儀表計量標定，簡單快捷、液體用量少。由此過程，調(diào)試工程師聯(lián)想運用，優(yōu)化水循環(huán)過程中液位計類儀表調(diào)試，具體優(yōu)化措施為：

（1）關(guān)閉罐體與液位計聯(lián)通閥門，直接從液位計的液位柱頂部向里加注淡水，底部泄放閥門排放淡水。

（2）通過液位柱加注和排放淡水，測試液位計、液位報警計、液位控制計的功能，包括液位高度值顯示、低低液位報警、低液位報警、高液位報警、高高液位報警，并完成液位控制計與液位控制閥開關(guān)和泵啟停的邏輯測試。

（3）確定所有儀表功能正常后，再按調(diào)試大綱要求，逐項完成各儀表功能測試，確保一次通過，以此減少水資源需求和所需人工工時。

通過以上優(yōu)化，避免反復(fù)向罐體注入和向外

排放淡水，可快捷解決所有儀表本身、與中控的連接和通訊控制問題，從而節(jié)約大量淡水，并縮短了工期和工作量。

3　總結(jié)

由于海洋石油生產(chǎn)平臺建造方案和進度限制，大部分海上天然氣生產(chǎn)平臺的水循環(huán)調(diào)試都在海上安裝完成后進行，麗水36-1CEP水循環(huán)調(diào)試同樣如此。因調(diào)試過程中涉及動態(tài)高壓作業(yè)，根據(jù)安全要求，調(diào)試過程中相關(guān)區(qū)域禁止交叉施工作業(yè)，此次水循環(huán)調(diào)試作業(yè)面幾乎占據(jù)所有下甲板和中甲板，而且海上施工階段，資源獲取的成本和各方面施工成本都遠高于陸地，所以盡量縮短工期將帶來海上生活、資源、設(shè)備及船舶等其他各方面一系列的連環(huán)經(jīng)濟效益。

通過臨時管線連接方案優(yōu)化，節(jié)約了管線、管件等材料；通過氮氣加注方案選擇優(yōu)化，提高了安全性、可實施性并縮短了工期；通過儀表功能測試方案優(yōu)化，節(jié)約了水資源并縮短了工期。最后在現(xiàn)場調(diào)試實施過程中，實現(xiàn)了節(jié)約材料和資源、縮短工期的目的，達到了優(yōu)化方案的預(yù)期。

參考文獻：

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