CN201972673U - 海上油田零散天然气回收系统 - Google Patents
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Abstract
一种海上油田零散天然气回收系统，包括：海上平台天然气生产系统、自航船天然气加压储运系统及陆地天然气减压输送系统，自航船天然气加压储运系统包括自航船、压缩装置、储气装置及第二输气装置，压缩装置、储气装置及第二输气装置分布设置于自航船上，第二输气装置能够与第一输气装置经由耐高压软管连接，第二输气装置与所述压缩装置的进气口连接，该压缩装置的出气口与储气装置连接；自航船为浅吃水自航船；陆地天然气减压输送系统与一陆地天然气管网连接；以此，本实用新型通过采用机动性及灵活性较高的自航船天然气加压储运系统在海上生产井口和陆地输气管网之间进行零散天然气的储运作业。
Description
技术领域
本实用新型涉及一种天然气采集装置，尤指一种海上油田零散天然气回收系统。
背景技术
石油天然气是稀缺的自然资源，随着中国未来经济的发展，天然气需求增速会高于其它初级能源，从而为辽河油田提供了机遇。中国天然气市场主要是在沿海地区，沿海的天然气供应来源有三个：即西气东输、海上天然气和LNG，他们都需要强大的技术和资金成本做支持，天然气高昂的运输成本已成为制约天然气开采、使用的瓶颈。
目前通用的海上石油天然气生产均采用管道输送，再进行陆地化处理；或大型浮式生产装置(FPSO)天然气液化处理(LNG)。然而海管建设投资高昂，在油田开发规模足够大的情况下方可采用；FPSO尽管生产方式相对灵活，但仍需要对应的量较大的油田开发规模才适宜配置。由于管道设备、液化装置及配套投资极其昂贵，如果某一地区储量不多，或者当天然气开采完毕后，原有设施无法使用，又无法转移，必将造成投资成本的极大浪费。如果某一地区处于先导试验阶段、储量不明确，或储量处于边际状态，又需要动用这些天然气，针对这种情况，现今世界上并没有可借用的技术或经验，因此探索新的、效益投资比更高的运输方式，是天然气运输亟需解决的问题。
随着石油勘探开发向海上发展，越来越多在储量上处于边际的油田进入开发阶段。由于规模小，达不到建海底输油管线或建液化天然气集中处理厂的经济要求，又没有经济可靠的回收技术，从而使边际油田伴生的天然气在气液分离后采用排火炬烧掉方式除去。这种生产方式，既污染了环境，又大大浪费了天然气能源。因此，海上油气的生产急需针对零散天然气的回收技术，针对海上油田零散天然气的回收问题，是现今海上石油勘探事业亟待解决的一个重要课题。
实用新型内容
本实用新型解决的技术问题是提供一种海上油田零散天然气回收系统，有效的实现对海上油田零散天然气回收作业。
本实用新型的技术解决方案是：
一种海上油田零散天然气回收系统，其中，该回收系统包括：
海上平台天然气生产系统，包括油气分离器、净化装置及第一输气装置；所述油气分离器的进口与一井口连接，且其上部的天然气出口与所述净化装置的进气口连接，所述净化装置的出气口与所述第一输气装置连接；
自航船天然气加压储运系统，包括自航船、第二输气装置、压缩装置及储气装置，所述第二输气装置、压缩装置、储气装置分布设置于所述自航船上，所述第二输气装置进气侧的一端能够与所述第一输气装置经由耐高压软管连接，所述第二输气装置进气侧的另一端与所述压缩装置的进气口连接，该压缩装置的出气口与所述储气装置的进气口连接，所述储气装置的卸气口与所述第二输气装置卸气侧的一端连接，所述储气装置的进气口及卸气口分别设有阀门；所述自航船为浅吃水自航船；
陆地天然气减压输送系统，包括第三输气装置、减压装置及流量计；所述第三输气装置能够经由耐高压软管与所述第二输气装置卸气侧的另一端连接，该第三输气装置连接所述减压装置，所述减压装置经由所述流量计与一陆地天然气管网连接。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述第一、第二及第三输气装置分别设有紧急切断阀及快速接头，所述紧急切断阀设置于连接所述快速接头的输气管路上，所述快速接头能够与所述耐高压软管直接连接。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述第二输气装置的进气侧与所述第一输气装置之间、所述第二输气装置的卸气侧与所述第三输气装置之间分别经由所述耐高压软管及快速接头连接；所述第二、第三输气装置分别于所述紧急切断阀出气口一侧的管路中设有止回阀。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述自航船天然气加压储运系统的压缩装置包括天然气发电机及整体撬装式压缩机，其转速为740r/min，且该天然气发电机与该压缩机为一体式结构；该压缩机为四级压缩结构，各级压缩结构设有翅片式风冷冷却器，该压缩机设有水冷却气缸。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述自航船天然气加压储运系统的储气装置包括多个气密舱以及设置于所述气密舱内的多组瓶撬，所述气密舱为隔绝空气且充填有氮气的防爆结构；所述瓶撬的进气口设有进气汇管，且所述进气汇管与所述压缩装置的出气口连通，所述瓶撬的卸气口设有卸气汇管，所述卸气汇管于所述自航船船尾能够经由所述快速接头及耐高压软管与所述第三输气装置连接。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述自航船天然气加压储运系统的储气装置包含有两个气密舱，分别设置于所述自航船的甲板上及底舱内，且所述气密舱内分别设有四组瓶撬。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述瓶撬的规格为12.192米8瓶559管束，其使用压力为20MPa。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述自航船天然气加压储运系统的第二输气装置与压缩装置的进气口之间设有缓冲罐，所述压缩装置的出气口与储气装置进气口的阀门之间设有脱除天然气中的水的脱水装置及超压自动卸压装置。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述自航船：吃水深度为1.24～2.395米，航速为9～27.8千米/小时，长56.55米，宽10.4米，载重量500吨，破冰0.3～0.5米。
上述的海上油田零散天然气回收系统，其中，所述陆地天然气减压储运系统的减压装置包括加热器及调压装置，所述调压装置包括多级调压器。
由以上说明得知，本实用新型与现有技术相比较，具有针对性、适应能力强及机动性、灵活性高等诸多优点：
1.本实用新型的海上油田零散天然气回收系统，针对探索海上探井、先导试验区块、边远/边际油气田天然气回收经验，能够有效且具有针对性的为规模实施做准备，解决了海上油田零散天然气无法采集和利用的问题；
2.本实用新型的海上油田零散天然气回收系统，在天然气压缩、储运、减压工艺流程中，还设置超压放散、紧急切断阀、止回阀等控制措施，以保证工艺的安全性；
3.本实用新型的海上油田零散天然气回收系统，不仅工艺简单，安全可靠，投资少，利用率高，而且适应性强，机动性高，对天然气储量和开采量的要求相对较低，有效回收海上油田零散天然气，大大节约了能源，合理利用资源，增加天然气产量和商品率，保护环境，提高了油田经济效益。
附图说明
图1为本实用新型的海上平台天然气生产系统示意图；
图2为本实用新型的自航船天然气加压储运系统示意图；
图3为本实用新型的陆地天然气减压输送系统示意图；
图4为本实用新型自航船上的平面布置图。
主要元件标号说明：
本实用新型：
1：海上平台天然气生产系统
11：井口 12：油气分离器 13：净化装置
14：紧急切断阀 15：快速接头
2：自航船天然气加压储运系统
21：自航船 211：甲板 212：底舱
22：压缩装置 23：储气装置 24、24’：快速接头
241、241’：阀门 25：紧急切断阀 26：止回阀
27：缓冲罐 28：脱水装置 29：超压自动泄压阀
3：陆地天然气减压输送系统
31：减压装置 311：加热器 312：调压装置
32：快速接头 33：紧急切断阀 34：止回阀
35：流量计
具体实施方式
为了对本实用新型的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本实用新型的具体实施方式。
本实用新型提供一种海上油田零散天然气回收系统，包括海上天然气的生产、天然气压缩、运输等流程。该回收系统包括：
海上平台天然气生产系统，包括油气分离器、净化装置及第一输气装置；油气分离器的进口与一井口连接，且其上部的天然气出口与净化装置的进气口连接，净化装置的出气口与第一输气装置连接；
自航船天然气加压储运系统，包括自航船、压缩装置、储气装置及第二输气装置，压缩装置、储气装置及第二输气装置分布设置于自航船上，第二输气装置进气侧的一端能够与第一输气装置经由耐高压软管连接，第二输气装置进气侧的另一端与压缩装置的进气口连接，该压缩装置的出气口与储气装置进气口连接，所述储气装置的卸气口与所述第二输气装置卸气侧的一端连接，所述储气装置的进气口及卸气口分别设有阀门；自航船为浅吃水自航船；
陆地天然气减压输送系统，包括第三输气装置及减压装置；第三输气装置能够经由耐高压软管与第二输气装置卸气侧的另一端连接，该第三输气装置连接减压装置，减压装置与一陆地天然气管网连接。
本实用新型的海上油田零散天然气回收系统，主要通过采用机动性及灵活性较高的自航船天然气加压储运系统在海上生产井和陆地输气管网之间进行天然气的储运作业。海上油井生产的天然气在海上平台天然气生产系统中经油气分离后，进入净化装置，脱除其中的超标二氧化碳，然后经自航船天然气加压储运系统的压缩装置压缩至设定压力值，进入自航船上的储气装置中储存。该储气装置储气到额定的压力或气量后，自航船将天然气运至陆岸，经自航船卸气至陆地天然气减压输送系统，实现海上油田零散天然气的收集利用。
请参照图1至图3所示，为本实用新型的海上油田零散天然气回收系统的一较佳实施例的海上平台天然气生产系统、自航船天然气加压储运系统及陆地天然气减压输送系统的示意图。
其中，如图1所示，本实用新型的海上平台天然气生产系统1，包括油气分离器12、净化装置13及第一输气装置；油气分离器12的进口与一井口11连接，且其上部的天然气出口与净化装置13的进气口连接，净化装置13的出气口与第一输气装置连接。
如图2所示，本实用新型的自航船天然气加压储运系统2，包括自航船21、压缩装置22、储气装置23及第二输气装置，压缩装置22、储气装置23及第二输气装置分布设置于自航船21上，第二输气装置包括自航船上各个装置之间的连接管路，其进气侧的一端能够与第一输气装置经由耐高压软管连接，第二输气装置进气侧的另一端与压缩装置22的进气口连接，该压缩装置22的出气口与储气装置23的进气口连接，储气装置23的卸气口与第二输气装置卸气侧的一端连接，储气装置23的进气口及卸气口分别设有截断阀241、241’；所述自航船21为浅吃水自航船。
在实际的海上运输使用过程中，为了保证天然气储运过程安全可靠，自航船上的压缩装置和储气装置必须要有较高的稳定性，并且能够承受因风浪造成的船身摇摆不出现故障，可靠的运行。
较佳的，本实用新型的海上油田零散天然气回收系统，其自航船天然气加压储运系统2的压缩装置22包括天然气发电机及整体撬装式压缩机，其转速为740r/min，且该天然气发电机与该压缩机为一体式结构；该压缩机为四级压缩结构，各级压缩结构设有翅片式风冷冷却器，该压缩机设有水冷却气缸。
本实用新型的压缩机为整体撬装式，结构紧凑，布置合理，便于用户使用和安装，能够抗风浪。该压缩机采用四级压缩，各级压力比小，排气温度低；气缸采用水冷却，散热良好，有效的减小气缸温升，进一步降低排气温度；各级冷却器采用翅片式风冷冷却器，冷却效果良好，可保证将高温气体冷却到较低温度，同时也为进入下一级压缩作好准备，形成良性循环。另外，该压缩机的气阀不易积碳，延长了气阀使用寿命。压缩机转速较低，运行平稳可靠，易损件使用寿命长，从而延长压缩机的维修周期，减少用户的维修费用。
以下为本实用新型一较佳实施例中所采用的压缩装置22的规格：
外型尺寸：7.5×2.5×2.3m；
自重：12吨；
处理能力：30000Nm3/d；
标定功率：360KW；
安装方式：具有基础撬装；
天然气发电机、压缩一体式。
上述发电及压缩一体式的压缩装置22，无需另外设置自航船的动力能源，不仅节能环保，而且减少了设置额外动力装置的空间和成本，使自航船天然气加压储运系统2的结构更简洁。
在本实用新型的一较佳实施例中，本实用新型的海上油田零散天然气回收系统的第一、第二及第三输气装置分别设有快速接头15、24、24’、32及紧急切断阀14、25、33，快速接头能够与耐高压软管直接连接；而紧急切断阀设置于连接所述快速接头的管路上，且能够在必要时紧急切断天然气的输送，保证天然气输送过程的安全。
较佳的，本实用新型的第二输气装置的进气侧与所述第一输气装置之间、所述第二输气装置的卸气侧与所述第三输气装置之间分别经由所述耐高压软管及快速接头连接；第二、第三输气装置分别于各自的紧急切断阀出气口一侧的管路中设有止回阀26、34，防止异常情况发生时，天然气的倒灌流动。
另外，本实用新型的自航船天然气加压储运系统2通过压缩装置22将天然气压缩至设定压力值后输送至自航船21上的储气装置23中储存。在一较佳实施例中，自航船天然气加压储运系统2的储气装置23包括多个气密舱231，以及设置于气密舱231内的多组瓶撬232，气密舱231为隔绝空气且充填有氮气的防爆结构；瓶撬232的进气口设有进气汇管，且进气汇管与压缩装置22的出气口连接，而所述瓶撬232的卸气口设有卸气汇管，卸气汇管于自航船船尾能够经由快速接头及耐高压软管与第三输气装置连接。
较优的，本实用新型的海上油田零散天然气回收系统，其自航船天然气加压储运系统2的储气装置23包含有两个气密舱231，分别设置于自航船的甲板211上及底舱212内，且气密舱231内分别设有四组瓶撬232。
较佳的，本实用新型采用规格为40英尺(12.192米)8瓶559管束，使用压力为20MPa的瓶撬232。
以下为本实用新型一较佳实施例中所采用的储气装置23的瓶撬232的各参数：
规格：40英尺(12.192米)8瓶559管束；
尺寸：12.192×2.438×1.4m；
总容积：17.92Nm3；
装气总容：4500Nm3；
装气重：3.2吨；
使用温度：-50～60℃；
使用压力：20MPa；
装气后总重：28.86吨。
另外，本实用新型的海上油田零散天然气回收系统，还设有天然气缓冲、脱水及自动卸压功能，具体的，于自航船天然气加压储运系统2的第二输气装置进气侧的一端与压缩装置22的进气口之间设有缓冲罐27，压缩装置22的出气口与储气装置23进气口的阀门241之间设有脱除天然气中的水的脱水装置28及超压自动卸压装置29。
本实用新型的自航船21上设置有压缩装置22、储气装置23、缓冲罐27、脱水装置28及控制调整压缩装置22参数状态的控制柜等，如图4所示为自航船21上的平面布置图。如图2所示，天然气进入浅吃水自航船21上的缓冲罐27，缓冲后的天然气经压缩装置22增压至20MPa，进入脱水装置28，脱除天然气中的水后装入瓶撬232中，瓶撬232安装在气密舱231中，用氮气保护，隔绝空气，防爆安全；自航船上的超压自动卸压装置29能够使储存的天然气处于设定压力状态，保证储气装置的运行安全可靠。当储气装置23储气达到额定的压力或气量后，自航船21将瓶撬232拉运至陆岸，再经由陆地天然气减压输送系统3将天然气输送到陆地天然气管网。
本实用新型的自航船天然气加压储运系统2采用浅吃水的自航船21，使运输天然气用的船只的机动性和灵活性大大提升。较佳的，所述自航船21：吃水深度为1.24～2.395米，航速为9～27.8千米/小时(5～15节)，长56.55米，宽10.4米，载重量500吨，破冰0.3～0.5米。
本实用新型的海上油田零散天然气回收系统，通过将存储于自航船21上的储气装置23中的天然气输送到陆岸上的陆地天然气减压输送系统3后，经过减压处理，将天然气最终输送到陆地天然气管网(或用户使用)。
如图3所示，本实用新型的陆地天然气减压输送系统3，包括第三输气装置、减压装置31及流量计35；第三输气装置能够经由耐高压软管与第二输气装置卸气侧的另一端连接，该第三输气装置连接减压装置31，减压装置31经由流量计35与一陆地天然气管网35连接。
较佳的，本实用新型的陆地天然气减压储运系统3的减压装置31包括加热器311及调压装置312，调压装置312包括多级调压器。
本实用新型的海上油田零散天然气回收系统通过采用机动性及灵活性较高的自航船在海上油田生产井口及陆岸的天然气管网(或用户)之间进行零散天然气的储运作业，稳定可靠，灵活方便。而自航船上的第二输气装置与海上平台天然气生产系统的第一输气装置及陆地天然气减压输送系统的第三输气装置之间采用一种耐高压的软管连接，采用耐高压软管可以在恶劣的海底条件下，承受各种流体压力，抗击潮汐和风浪，使本实用新型的海上油田零散天然气回收系统天然气输送的更为安全和稳定。
以下为本实用新型一较佳实施例的具体工作过程，请一并参阅图1至图4所示：
本实用新型在收集海上零散天然气的作业过程中，自航船天然气加压储运系统2的自航船21航行靠近海上油井，第二输气装置进气侧通过快速接头和耐高压软管连通海上平台天然气生产系统1的第一输气装置，并打开储气装置23进气口的阀门，同时关闭储气装置23卸气口侧的阀门；而海上油井生产的天然气首先在海上平台天然气生产系统1的油气分离器12中经油气分离后，进入净化装置13，脱除其中的超标的二氧化碳，然后通过耐高压软管输送到自航船21上，并经由自航船天然气加压储运系统2的缓冲罐27缓冲后送往压缩装置22，压缩装置22将天然气压缩至设定压力值(20MPa)，进入分布设置于自航船甲板211上及底舱212内的储气装置23的瓶撬232中储存，瓶撬232外设有具有良好防爆结构的气密舱231。储气装置23储气到额定的压力或气量后完成天然气自生产油井的采集作业，并关闭储气装置23进气口的阀门。随后，自航船天然气加压储运系统2断开与海上平台天然气生产系统1的连接，自航船21将采集的天然气运至陆岸。
自航船21航行至陆地天然气减压输送系统3后，其船尾的卸气汇管通过快速接头和耐高压软管连通陆地天然气减压输送系统3的第三输气装置，并打开储气装置23卸气口侧的阀门；经自航船21卸气至陆地天然气减压输送系统3，并根据用户或天然气管网的压力级制，将压缩天然气经过61kw的电加热器311加热(防止天然气减压时温降过大)，将天然气从24℃加热至75℃；再通过调压装置312的多级调压器将压力从20MPa节流至0.6MPa，经流量计35计量后进入天然气管网(或用户使用)。
以上所述仅为本实用新型示意性的具体实施方式，并非用以限定本实用新型的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本实用新型的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本实用新型保护的范围。
Claims (10)
1.一种海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，该回收系统包括：
海上平台天然气生产系统，包括油气分离器、净化装置及第一输气装置；所述油气分离器的进口与一井口连接，且其上部的天然气出口与所述净化装置的进气口连接，所述净化装置的出气口与所述第一输气装置连接；
自航船天然气加压储运系统，包括自航船、第二输气装置、压缩装置及储气装置，所述第二输气装置、压缩装置、储气装置分布设置于所述自航船上，所述第二输气装置进气侧的一端能够与所述第一输气装置经由耐高压软管连接，所述第二输气装置进气侧的另一端与所述压缩装置的进气口连接，该压缩装置的出气口与所述储气装置的进气口连接，所述储气装置的卸气口与所述第二输气装置卸气侧的一端连接，所述储气装置的进气口及卸气口分别设有阀门；所述自航船为浅吃水自航船；
陆地天然气减压输送系统，包括第三输气装置、减压装置及流量计；所述第三输气装置能够经由耐高压软管与所述第二输气装置卸气侧的另一端连接，该第三输气装置连接所述减压装置，所述减压装置经由所述流量计与一陆地天然气管网连接。
2.如权利要求1所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述第一、第二及第三输气装置分别设有紧急切断阀及快速接头，所述紧急切断阀设置于连接所述快速接头的输气管路上，所述快速接头能够与所述耐高压软管直接连接。
3.如权利要求2所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述第二输气装置的进气侧与所述第一输气装置之间、所述第二输气装置的卸气侧与所述第三输气装置之间分别经由所述耐高压软管及快速接头连接；所述第二、第三输气装置分别于所述紧急切断阀出气口一侧的管路中设有止回阀。
4.如权利要求1所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述自航船天然气加压储运系统的压缩装置包括天然气发电机及整体撬装式压缩机，其转速为740r/min，且该天然气发电机与该压缩机为一体式结构；该压缩机为四级压缩结构，各级压缩结构设有翅片式风冷冷却器，该压缩机设有水冷却气缸。
5.如权利要求1所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述自航船天然气加压储运系统的储气装置包括多个气密舱以及设置于所述气密舱内的多组瓶撬，所述气密舱为隔绝空气且充填有氮气的防爆结构；所述瓶撬的进气口设有进气汇管，且所述进气汇管与所述压缩装置的出气口连通，所述瓶撬的卸气口设有卸气汇管，所述卸气汇管于所述自航船船尾能够经由所述快速接头及耐高压软管与所述第三输气装置连接。
6.如权利要求5所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述自航船天然气加压储运系统的储气装置包含有两个气密舱，分别设置于所述自航船的甲板上及底舱内，且所述气密舱内分别设有四组瓶撬。
7.如权利要求5或6所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述瓶撬的规格为12.192米8瓶559管束，其使用压力为20MPa。
8.如权利要求1所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述自航船天然气加压储运系统的第二输气装置与压缩装置的进气口之间设有缓冲罐，所述压缩装置的出气口与该储气装置进气口的阀门之间设有脱除天然气中的水的脱水装置及超压自动卸压装置。
9.如权利要求1所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述自航船：吃水深度为1.24～2.395米，航速为9～27.8千米/小时，长56.55米，宽10.4米，载重量500吨，破冰0.3～0.5米。
10.如权利要求1所述的海上油田零散天然气回收系统，其特征在于，所述陆地天然气减压储运系统的减压装置包括加热器及调压装置，所述调压装置包括多级调压器。
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