海上天然气生产平台水循环调试方案优化

海上天然气生产平台水循环调试方案优化

王腾飞1，张宏彬2，廖 强2，范沥元3，张卫涛2

（1. 海洋石油工程（珠海）有限公司，广东珠海 519055；2. 海洋石油工程（青岛）有限公司，山东青岛 266520；3. 海洋石油工程股份有限公司，山东青岛 266520）

摘 要：海洋石油生产平台在建造阶段需要进行生产系统水循环调试，模拟正常的生产流程以检验生产系统的完整性和功能性，对于天然气田的生产平台，其生产系统压力高，同时存在气液两相，使得水循环试验条件苛刻，技术要求高。基于天然气平台生产系统水循环调试的安全性、可行性和经济性，通过现场实践——以丽水36-1CEP天然气生产平台生产系统的水循环流程模拟调试优化为例，从临时管线连接方式、氮气加注方案和仪表功能测试方案三个方面提出最优化调试方案，以期对此类调试工作产生指导和借鉴作用。

关键词：海上天然气生产平台；水循环调试；优化

中图分类号：TE934

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2015.02.102

文章编号：1008-2336（2015）02-0102-05

收稿日期：2014-03-24；

作者简介：第一王腾飞，男，1985年生，工程师，学士，从事海洋石油工程项目工程师工作。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

海洋石油生产平台在建造调试阶段，根据详细设计要求会进行水循环模拟调试，水循环模拟调试是用水、压缩空气或氮气模拟井产流体、由压力源向流程输入压力，投入尽可能多的流程设备和仪表，建立与正常操作时尽量相同的压力、温度、流量，模拟正常生产，并在水循环过程中，对控制仪表和关断系统进行调试[1]。

一般情况下，工艺生产系统、计量系统、原油处理系统、原油外输系统、注水系统应进行水循环试验[2]。对于海上油田生产平台，原油处理

系统压力一般在0.5～1 MPa，系统中各处理罐内以液相为主，气相比例很小，水循环模拟调试危险性低，难度较小。而对于海上气田生产平台，天然气系统压力一般在5 MPa以上，系统中各处理罐内以气相为主，液相占一定比例，水循环模拟调试危险性高，难度较大[3，4]。

本文以丽水36-1CEP天然气生产平台为实例，以详细设计的调试大纲为依据，结合现场实际情况，进行优化分析，制定可行、安全、经济的水循环模拟调试方案。

1　水循环流程介绍

丽水36-1CEP天然气生产平台生产系统的水循环流程示意如图1所示。

水循环操作过程是分别向闭排罐、生产分离器、测试分离器注淡水至正常操作液位，然后向开排罐注入淡水建立一定的液位，开启开排泵，将淡水泵入闭排罐。当闭排罐液位上升到一定液位时，闭排泵自动启动，闭排罐中的流体经闭排泵增压进入测试管汇、测试分离器、生产分离器、凝析油过滤器、凝析油聚结分离器、清管球发射器，通过闭排管线进入闭排罐，形成循环。

根据设计文件P&ID，水循环内各罐体和泵出口的最高操作压力分别为：闭排罐400 kPa；闭排泵7 850 kPa，测试管汇7 650 kPa，测试分离器7 650 kPa，生产分离器7 550 kPa，凝析油过滤器7 550 kPa，凝析油聚结分离器7 450 kPa，清管球发射器7 300 kPa。

2　水循环调试优化

2.1 优化临时管线连接方式

如图1中所示，若要形成封闭循环，需要从闭排泵出口连接一根临时管线至测试管汇，此临时管线最高要承受7 850 kPa的压力，因此必须考虑临时管线的连接方法、管线及管件的材质、安全性、稳固性和经济性[5]。

通过查阅设计资料和现场勘查，发现闭排泵和测试管汇不在同一层甲板，各设备所在甲板位置如图2所示，如果从闭排泵出口直接连接临时管线至测试管汇，需要穿甲板，所需临时管线长度约25 m，预制和安装临时管线的工作量较大。

正式生产过程中，闭排罐的油相经闭排泵注入生产分离器加工分离，而生产分离器与测试管汇在同一层甲板且距离较近，则考虑利用闭排泵至生产分离器的正式工艺管线，减少临时管线连接长度和工作量。如图2所示，从闭排泵至生产分离器的入口管线处拆掉一个阀门，生产分离器管口端用盲板封堵，工艺管线管口端用弯头换向，连接至测试管汇，形成封闭循环，此优化方案临时管线仅需约7 m，管件需求也相应减少，并大大

降低管线加工与安装工作量，并提高了安全性。

图1　水循环流程示意图

优化前与优化后需求对比见表1。

图2　水循环流程优化后示意图

表1　水循环临时管线优化前后需求对比

2.2 论证及优化氮气加注方案

依照调试大纲要求，在测试分离器和生产分离器上部空间加注氮气至最高操作压力，以建立整个循环系统的压力，模拟天然气生产。经计算，测试分离器需要7 650 kPa的氮气4.853 m3，生产分离器需要7 550 kPa的氮气12.870 m3。氮气源有两种提供方式，一种是常见的氮气瓶，每瓶规格为40 L、13 500 kPa，通过减压阀、高压软管等连接氮气瓶与被加注容器，另一种是液氮，需通过专业设备气化后，再由泵加压注入。选择何种方式进行本次水循环调试氮气加注，论证和优化选择过程如下。

（1）选用氮气瓶：

假定氮气注入过程符合理想气体状态，根据理想气体状态方程：

式中：p瓶为氮气瓶气体压力，kPa；V瓶为氮气瓶体积，m3；p罐为罐体的压力，kPa；V气为罐体中气体的体积，m3；n为氮气瓶的数量，个。

可叠代计算出如选用氮气瓶，测试分离器加注一次需氮气瓶77个，生产分离器加注一次需氮气瓶200个，由于气体为非理想状态，加之过程中微量损耗，综合考虑一次加注两个分离器需氮气瓶约300个。

（2）选用液氮：

液氮气化为氮气比约为1∶700，即1 m3的液氮可以气化为700 m3的标准大气压（约100 kPa）氮气，同样将此过程视为理想气体状态，根据理想气体状态方程转化公式：

式中：p标为标准大气压，kPa；V液为液氮体积，m3；p罐为罐体的压力，kPa；V罐为罐体中气体体积，m3。

经计算可得出测试分离器加注一次液氮约需0.53 m3，生产分离器加注一次液氮约需1.39 m3，加上氮气泵、管线内气体置换和微量损耗，则一次加注两个分离器需液氮约2.5 m3。液氮装载于槽罐中运输，一般槽罐体积大于6 m3，因此一个槽罐液氮可加注2次以上。

根据基础计算，进行两种氮气加注方式的优劣势比较，如表2所示。

表2　氮气加注方式优劣势对比

因此，综合安全、经济、工期、空间因素，选择液氮作为注入气源进行水循环调试为最佳方案。

2.3 优化仪表功能测试方案

仪表功能测试是通过水循环调试，检测罐体上的液位计、液位报警计、液位高度与液位调节阀开关及泵启停之间的控制逻辑。

在详细设计的调试大纲中，仪表功能测试的主要过程为（以测试分离器为例）：

（1）检测流程中各阀门开关状态，确保与流程图一致。

（2）旁通一些影响调试流程的信号，如SDV关断阀关断、部分液位计等。

（3）连接注水软管。

（4）向罐内的水室注入淡水，至罐体的水室液位报警计低低液位报警线上停止，恢复水室液位报警计信号，通过罐体的闭排管线手动排水调整液位，检查并调试水室液位报警计。

（5）水室液位报警计调试完成后，继续注水，罐内液位上升并溢过油堰板，直至液位高过油室液位计低低油位报警线停止，恢复油室液位报警计信号，通过罐体的闭排管线手动排水调整油室液位，检查并调试油室液位报警计。

（6）油室液位报警计调试完成后，关闭油室输出管线液位控制阀前端的出口阀门，继续注水，当罐内液位上升至水室液位控制阀开启设定值后停止，恢复水室液位控制计及液位控制阀信号，检查并调试水室液位控制计和控制阀。

（7）水室液位控制计和控制阀调试完成后，关闭水室输出管线液位控制阀前端的出口阀门，继续注水，当罐内液位上升至油室液位控制阀开启设定值后停止，恢复油室液位控制计及液位控制阀信号，检查并调试油室液位控制计和控制阀。

由以上步骤可以看出，如果要完成液位计、液位报警计、液位控制计、液位控制阀的调试工作，需要反复向罐体注入和排放淡水，而且根据实际经验，这些仪表在安装后总会出现一些问题，包括仪表本身以及与中控的连接和通讯控制。因此为了完成某个仪表的调试，在逐项解决问题的过程中，会出现多次反复向罐体注入及排放淡水情况，在罐体比较大的情况下，从而造成淡水需求多，加注和排放时间长，工期延长，工作量大。另外，以上测试过程没有液位控制计和报警计的高液位、高高液位报警测试，而为实现仪表功能测试的完整性，高液位、高高液位报警测试是必要的，如果通过向罐体注入和排放淡水进行测试，将增加淡水需求量以及调试工作量。

在液位计类仪表计量标定时，计量工程师将液体直接注入液位柱里，通过排放和注入液体完成液位计类仪表计量标定，简单快捷、液体用量少。由此过程，调试工程师联想运用，优化水循环过程中液位计类仪表调试，具体优化措施为：

（1）关闭罐体与液位计联通阀门，直接从液位计的液位柱顶部向里加注淡水，底部泄放阀门排放淡水。

（2）通过液位柱加注和排放淡水，测试液位计、液位报警计、液位控制计的功能，包括液位高度值显示、低低液位报警、低液位报警、高液位报警、高高液位报警，并完成液位控制计与液位控制阀开关和泵启停的逻辑测试。

（3）确定所有仪表功能正常后，再按调试大纲要求，逐项完成各仪表功能测试，确保一次通过，以此减少水资源需求和所需人工工时。

通过以上优化，避免反复向罐体注入和向外

排放淡水，可快捷解决所有仪表本身、与中控的连接和通讯控制问题，从而节约大量淡水，并缩短了工期和工作量。

3　总结

由于海洋石油生产平台建造方案和进度限制，大部分海上天然气生产平台的水循环调试都在海上安装完成后进行，丽水36-1CEP水循环调试同样如此。因调试过程中涉及动态高压作业，根据安全要求，调试过程中相关区域禁止交叉施工作业，此次水循环调试作业面几乎占据所有下甲板和中甲板，而且海上施工阶段，资源获取的成本和各方面施工成本都远高于陆地，所以尽量缩短工期将带来海上生活、资源、设备及船舶等其他各方面一系列的连环经济效益。

通过临时管线连接方案优化，节约了管线、管件等材料；通过氮气加注方案选择优化，提高了安全性、可实施性并缩短了工期；通过仪表功能测试方案优化，节约了水资源并缩短了工期。最后在现场调试实施过程中，实现了节约材料和资源、缩短工期的目的，达到了优化方案的预期。

参考文献：

[1] 《海洋石油工程设计指南》编委会．《海洋石油工程设计指南》第七册《海洋石油工程配管、机械、电仪信加工设计及调试》[M]．北京：石油工业出版社，2007：194.

[2] 邱峻峰．海上油气生产平台上部模块设施浅议[J]．海洋石油，2007，27（2）：103-108.

[3] 崔晓明．海上平台油气工艺系统调试检验[J]．中国石油和化工标准与质量，2013（9）：14.

[4] LANDRY D. Reduce risk in commissioning[J]. E&P，2005（6）：61-63.

[5] 戴磊，王彦瑞，赵喜峰，等．海上某大型气田凝析油外输泵配置研究[J]．海洋石油，2013，33（3）：106-109.