LPG回收工艺在FPSO的应用研究

郭欣，刘云，胡冬

（中海油研究总院，北京，100028)

1 引言

因为南海A油田的油品密度非常低，属于轻质油。对于轻质油来说，采用PVT数据更能真实的代表其油藏特性，因此南海A油田FPSO开发项目采用井下PVT数据（井流物、闪蒸气、闪蒸油）作为设计的基础数据。根据该物性进行流程模拟发现，其伴生气中丙丁烷含量非常高，达到了24%～43%，见表1。

表1 南海A油田的伴生气组分含量

这部分伴生气在给透平和锅炉使用时，伴生气中的丙烷和丁烷经过压缩机增压压缩，冷凝器冷却之后，产生大量的凝液，一部分丙烷和丁烷以液态的形式进入闭排系统，另一部分以气态形式供透平机组和锅炉机组燃烧，使得丙丁烷未能回收，不仅经济效益受到严重影响，还导致FPSO上火炬燃烧产生黑烟现象十分严重，污染周边大气环境。在以往的油田开发过程中，为了减少投资，往往忽视了对这部分丙烷及丁烷的回收。

丙烷和丁烷是LPG（液化石油气）的重要组成，国标GB 11174-2011《液化石油气》合格的LPG产品对于商品丙丁烷混合物指标要求如下：

a.蒸汽压@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达到95%以上。因此，将高含丙丁烷的伴生气回收生产成合格的LPG产品，可以非常好的解决现有的疑难问题。既能增储上产提高丙丁烷的收率，亦可践行绿色生产，减少火炬冒黑烟严重的问题。在习总书记和国家提出的“绿水青山就是金山银山”的碧海蓝天的政策指向下，当前对环境保护非常重视的背景之下，回收LPG就显得尤为重要。本文结合作者进行设计的南海某油田FPSO开发项目，对LPG回收工艺进行深入研究，对日后生产和其他类似油田开发起到指导性作用。

2 南海A油田原油和伴生气处理工艺流程简述

地处中国南海的某区域的油田开发，是采用水下生产系统和FPSO（浮式生产储油外输系统）开发，FPSO的上部组块设施主要包括原油处理系统、污水处理、透平发电机组、锅炉机组以及其他辅助公用设施等。原油处理采用常规的段塞流捕集器加三级处理流程，油气水分离后，对原油进行稳定，处理成合格油储存在FPSO的货油舱中。其油田伴生气经过往复式压缩机增压供FPSO上的透平机组发电和锅炉供热使用，其余的气去火炬系统燃烧放空。

具体原油及伴生气处理工艺流程见图1，原油四级处理流程示意图。

图1 南海A油田FPSO原油四级处理流程示意图

以及图2，伴生气处理流程示意图。

图2 南海A油田FPSO伴生气处理流程示意图

3 不回收LPG的后果及影响

从伴生气处理流程图中可以看出，经过压缩机压缩的气体供给透平和锅炉使用，经流程模拟发现，如果不回收LPG产品，有以下几点影响，将对FPSO的正常运转产生致命影响。

a.因为伴生气组分较富，热值很高，见表2。很难满足透平、锅炉供气指标要求。透平无法正常工作，而锅炉即使可以燃烧，但因为气质热值太高，仍然会有焦化和黑烟的问题。

表2 各级分离器的伴生气低热值

b.伴生气量很大，电站和热站消耗不完，正常放空气量达到70000多m3/d，应急放空气量达到120000m3/d。不仅气量大，并且热值很高，根本无法满足国家环境影响评价的合理排放要求。

c.产生的凝液量很大，高峰气量年份凝液量达到1600m3/d，如此大液量的不稳定凝液进入闭排系统或者回到原油处理流程中，都会对正常的原油生产产生严重的干扰，无法保证FPSO正常生产合格原油，且合格原油的饱和蒸气压很难满足35度下70kpa的要求。原油稳定的目的是脱除油品中轻组分，降低油品的饱和蒸汽压，减少油品在储存过程中的蒸发损耗[1-4]。但将不稳定凝液掺回合格原油，将对货油舱存储带来严重的风险，甚至很有可能威胁到整个平台的生产安全。

d.火炬将常年产生很严重的黑烟现象，导致大气污染，必定会受到国家海洋局督察和整改。

如果不回收LPG将面临上述如此之多的不利影响，因此，南海A油田FPSO开发项目非常有必要并且必须要在FPSO上回收LPG。

4 在FPSO上回收LPG的难点分析

在FPSO上回收LPG并不同于陆地上回收LPG，其主要受制于海洋石油开采风险高，成本高，空间布局和重量控制受限，船体稳定性以及LPG的储存和外运等多方面因素。

a. 回收LPG需要塔器设备对液烃进行处理，塔器高度为28m左右，其在FPSO上的安装固定需特殊考虑，设计时应考虑船体运动的影响，塔器的稳定性对于产品是否能合格有着至关重要的作用。因此，如何能够在FPSO上保证高塔器的平稳是一个难题之一。

b. 为了提高LPG收率，采用的手段通常为降低温度，让更多的凝液析出，这样以来，海水冷却所带来的换热可能就不足以满足，需要增加循环复冷装置，这对海上维护及操作都带来考验。

c. 合格LPG产品需要带压储存，需要新设置容积很大的储罐，这对FPSO的空间要求很高，需要足够的位置来布置，并且LPG这种危险品对于安全距离的要求是否能够满足。

d. 合格LPG储存在储罐中，如何采取安全措施，以防止其泄露或者爆炸等风险的发生。

e. LPG外输过程对于海况/频次/外输船是否满足等要求。

可以看出，在FPSO上回收LPG绝非易事，所面临的挑战和困难很多，需要从各方面周全考虑解决各种复杂的难题。但尽管如此，正如前所说，FPSO上回收LPG依然利大于弊，并且非常有必要。

5 在FPSO上回收LPG的工艺方法对比

本文结合南海A油田FPSO开发为例，重点分析回收LPG的工艺方法优缺点。基于项目的特点和背景，主要产品是合格原油，副产品是LPG，目的主要是解决火炬黑烟污染环境以及重组分对原油生产流程的影响方面。因此，南海A油田FPSO开发项目的伴生气中LPG回收确定了以下几点大原则：

a.应首先确保满足FPSO自身锅炉及透平燃料气的需求，不能为了回收LPG而使得透平和锅炉用气不够，反而得不偿失；

b.LPG回收流程不一味追求LPG产品收率，旨在解决正常生产工况时火炬冒黑烟的问题；

c. 南海A油田原油产量很大，FPSO处理主要以提高原油收率为主要目的，LPG回收装置以考虑回收重烃为主，尽可能的简化流程，生产的稳定轻油与合格油掺混后需满足FPSO原油处理指标要求（小于70kPaA@35℃）；

d.在不改变FPSO船体主尺度的前提下，尽可能多回收LPG，提高经济效益。

e.优先使用高热值的富伴生气，以减小凝液量，及火炬放空气热值，避免冒黑烟的问题。

基于以上原则，拟采用回收压缩机凝液和伴生气中的轻烃，通过精馏塔回收LPG和稳定轻油。推荐以下三种方案。

方案1：凝液回收单塔流程

仅回收低压伴生气（二级分离器和三级分离器分出的伴生气）增压、冷却后产生的天然气凝液，见图3。

图3 回收低压伴生气中凝液

之后凝液经一个精馏塔处理成稳定轻油和不合格LPG产品，见图4。

图4 单塔回收稳定轻油及不合格LPG产品

方案2：凝液回收双塔流程

仅回收低压伴生气（二级分离器和三级分离器分出的伴生气）增压、冷却后产生的天然气凝液，经两个精馏塔处理成稳定轻油和合格LPG产品。

在回收低压伴生气中凝液的流程同方案1，见图3。不同于方案1的是回收的凝液经过两个精馏塔处理，先经过脱乙烷塔，再经过脱丁烷塔后，回收稳定轻油和合格的LPG产品。见图5。

图5 双塔回收稳定轻油及合格LPG产品

方案3：伴生气全回收处理双塔流程

回收原油处理流程中分离器分出的中压伴生气（段塞流捕集器和一级分离器分出的伴生气）和低压伴生气（二级分离器和三级分离器分出的伴生气），经两个精馏塔处理成稳定轻油和合格LPG产品。

与方案1和方案2不同之处在于，前两者均只回收低压伴生气，准确来讲是只回收低压伴生气经增压冷凝后产生的凝液。而方案3则是对FPSO上所有的伴生气进行全回收，其中既包括中压伴生气又包括凝液。见图6。

图6 伴生气全回收工艺

中压伴生气经增压冷却后，进入分子筛脱水系统完全脱水后，再经丙烷制冷撬换热冷凝后进入脱乙烷塔。见图7。

图7 具有分子筛脱水及制冷装置的LPG全回收工艺-脱乙烷塔

脱乙烷塔塔底凝液汇同低压气压缩机凝液再进入脱丁烷塔处理，生产出合格LPG产品和稳定轻油。见图8。

图8 具有分子筛脱水及制冷装置的LPG全回收工艺-脱丁烷塔

经过工艺模拟分析，以上三种方案虽都能解决一定的冒黑烟问题，且都能回收重组分。但方案一单塔流程无法生产合格的LPG产品，后期需要通过特种运输船将不稳定的不合格LPG产品运送到陆上终端进行再加工和再处理。方案二只回收低压伴生气中的重组分。方案三是完全回收了FPSO上的所有伴生气中的重组分。

从表3中也可以看出，方案3回收的LPG量最多，但是冷热负荷及设备投入也最大。方案2次之，冷热负荷最小，投入设备也较少。

表3 不同方案下的轻油及LPG产量和收率对比

表4列举了不同方案的优缺点对比。

表4 不同回收LPG方案的优缺点对比

6 结论

本案最终选定方案2作为推荐方案，其较大限度的回收了低压伴生气中的LPG，减缓了火炬冒黑烟的问题，提高了经济效益，并且对FPSO现有组块设施影响较小。

从本文分析可知，对于伴生气中丙丁烷含量高的油田，回收LPG是十分有必要的，但回收工艺流程的选定应当结合FPSO上的空间布置，存储及外输能力及安全防护等一系列因素综合考虑。