海上登陆原油终端及其清管区流程与设计

（中海油石化工程有限公司，山东  青岛 266100）

摘  要：海洋油气田经过开采，生产出原油，经过一系列初步的流程进行处理之后，经过海管运输登陆上岸后续处理，陆地原油终端是处理登陆原油的主要设施。清管区作为海上登陆原油上岸处理的第一步，在整个终端的流程中都至关重要。本文介绍了登陆处理主要工艺和清管区的流程与设计，为读者了解登陆终端、设计清管区流程进行归纳和总结。

关键词：终端;清管区;收球筒

前言

海洋油气田开采出的原油，需要经过油田登陆终端进行处理。油田开采初期，经过海底管线将海上初步处理之后的原油输送上岸；当经过一段时间的开采之后，油田产量会逐年递减，甚至到后期无法满足管线的最小输量，需要增加掺水措施继续输送。经过初步处理后的原油登陆后，陆地终端将原油加热并运输至库区储存；原油掺水输送后，登陆终端需对原油进行一系列的处理，经过处理合格后，运送至库区储存。清管区作为海上登陆原油处理的第一步，主要包含收球筒、快开盲板、水击泄压阀、原油自动采样器、若干仪表、阀门、管道等设施。

1 海上登陆原油终端的主要工艺和设备

 1.1 终端生产工艺流程

海管来油登陆进终端后，终端生产区内设原油脱水及污水处理设施，主体工程包括进站加热、大罐沉降、原油增压、加热、电脱水、合格原油换热降温及外输等；辅助生产装置主要包括原油事故罐、加药装置、排污系统、污水处理系统等。

海上油田投产初期合格原油进站后，通过加热炉对原油油品进行升温，温度加热至55℃，通过流量计进行计量后向外运送；油温高于55℃时，直接计量、外输；含水率小于0.3的原油进站时，通过加热炉提高温度至70℃后，再进入电脱水器（停留时间约1h），将原油含水率降至0.5％之下，降温至55℃后计量、外输；含水率大于0.3的原油油品进站时，通过升温措施，将温度提升至55℃，分两次进入沉降罐进行热化学沉降脱水，一次沉降时间约8h，一次罐溢油含水<10%，二次罐出油含水约5～8%，低含水原油经提升泵提升后升温到70℃后进电脱水器（停留时间约1h），脱水合格的原油（含水<0.5%）降温至55℃后计量、外输；清管工况或事故状态下海上来油进事故油罐储存、经脱水沉降后合格原油输送到原油库区。一次沉降罐和二次沉降罐脱出的含油污水送至污水处理系统进行处理。水中含油量≤600mg/L。

辅助流程包括站内循环流程、燃料油流程和加药流程。

站内循环系统：为维持终端事故油罐内原油温度不低于35℃，事故油罐中存储的原油经循环泵增压后进加热炉升温至55℃后返回事故油罐。

燃料油系统：终端内燃料油采用站内脱水合格的原油，经换热器降温至55℃后进入燃料油罐储存，经燃料油泵增压、电加热器升温至80℃后进入加热炉燃烧器，回油经管线进入燃料油罐。

加药系统：原油脱水投加的药剂品种为破乳剂，药剂投加点分别设在一次沉降罐进口管线和提升泵进口管线上，改善沉降脱水和电脱水效果。

1.2 主要设备

加热炉：由于终端原油仅需升温到55～70℃，炉型选择水套加热炉，终端进站原油为稳定原油，不含气，加热炉采用终端处理合格的原油做燃料油。根据热负荷计算，统筹考虑进站原油的最大加热负荷为和终端场区内生产和辅助用房的采暖负荷从而选择加热炉型式。加热单元辅助设施有燃料油泵、电加热器、燃料油罐等设施。

换热器：由于原油储存和外输温度不能超过55℃，所以脱水后需要将原油的温度降低到55℃，外输原油与进站原油换热。根据热油侧设计参数和冷油侧设计参数，选择终端合格原油外输降温需要的换热器型式。

沉降罐：终端投产初期为合格原油上岸，不需要沉降，进站加热、计量后直接外输至原油库区，脱水单元设计时仅需考虑掺水输送工况。根据原油静态沉降实验结果，低含水原油沉降效果较差，需要延长沉降时间、提高沉降温度或增加破乳剂用量。综合考虑运行费用后采用延长沉降时间并适当加大破乳剂用量。终端内原油沉降为动态沉降，考虑到沉降罐进油对脱水的扰动影响，沉降时间选择为8h，温度为55℃，考虑2座沉降罐并联运行，一次沉降后低含水原油溢流到二次沉降罐，溢油含水<10%，二次沉降罐主要起缓冲作用。

提升泵：海上来油是合格原油时，一般情况下进站压力可以满足终端内加热、计量、外输的压力需要，不需要提升；当海上来油掺水输送、在终端脱水处理合格，由二次沉降罐进加热炉升温后电脱水、换热、计量外输时需要提升，根据规范要求，泵的总排量按设计液量的1.1～1.2倍确定，从而确定提升泵的选型。

电脱水器：根据电脱水实验，电脱水器的停留时间选择为1h，操作温度70℃。根据最大脱水量的参数，考虑含水为3～30%的原油进入电脱水器，进油含水<30%，出油含水<0.5%，对电脱水进行选型。

 事故油罐：事故油罐选取时按1d天的设计油量考虑，事故油罐宜选择固定顶油罐，装量系数0.85。终端投产初期清管作业和海管停输再启动时会导致污水上岸，清管工况及停输再启动工况下污水最大量，考虑到投产工况和事故工况下的原油含水超标时需要进事故油罐储存、沉降，在事故工况下需要启动污水处理系统，将进站污水处理达标后排放至市政管网，事故罐需要满足一次事故工况的污水储存，在事故罐内污水处理并排放市政期间，终端将无法接收其它事故工况来油或来水。

循环泵：为维持终端事故油罐内原油温度不低于35℃，事故油罐中存储的原油经循环泵增压后进加热炉升温至55℃后返回事故油罐。根据净化油罐储存温度、极端环境温度、最大风速等参数计算从而对循环泵进行选型。

2 清管区的流程简介与主要设备说明

2.1 清管区工艺流程简介

海上原油登陆进入终端站内后，设置ESDV紧急切断阀，紧急切断阀与主管道压力变送器联锁；压力变送器三取二压力高、低报警，压力高高复合报警和压力低低复合报警联锁切断进站管线紧急切断阀。主管道上设置安全阀、压力表、通球指示仪。

如果出现压力超限的情况，进站紧急切断阀关闭，则通过水击泄压阀泄放至污油管道，送至污油池处理。

进站紧急切断阀之前设置跨线，跨线与自计量外输管线来的合格外输原油相连，可跨过终端工艺处理直接输送至原油库区。

进站主管线进收球筒之前，设置跨线与去换热器/加热炉管线相接，可跨过收球筒直接送至后续装置处理。

经过收球区的管线送去换热器/加热炉等后续装置处理，管线上设置原油自动取样器和腐蚀检测仪。  

2.2 清管区主要设备

2.2.1 收球筒

收球筒，应用于各种介质输送管道，用于接收清管器，在管道使用前和使用后可以清洁管道。收球筒顶部安装安全阀，防止收球后管道超压，通过压力泄放进行泄压，收球筒下方设置排污口，可以将收球筒内的积存的污油、污水等杂志排净。

2.2.2 快开盲板

快开盲板与收球筒配合使用，保证清管器收发筒在维护检修或清管时实现设备的快速开闭。快开盲板应按照GB150、SY/T0556-2010 及本技术规格书进行制造、检验和验收。在最大工作压力和最高操作温度下可以稳定、有效的操作；快开盲板的连接尺寸需与收球筒的连接尺寸相同，以保证安装要求。除此之外，快开盲板还需要设置安全工艺联锁，以保证使用安全。

进行清管作业时，清管器会产生一定的冲击力，要求快开盲板能够安全稳定的承受该冲击力；锁定机构指示需要简介清楚，一目了然，方便现场操作人员进行生产操作和检维修。

2.2.3 水击泄压阀

水击泄压阀需要满足快速开启的要求，行程动作时间不大于0.1秒。水击泄压阀对精度有着严格的要求，上下浮动一般可取2％。应考虑防气蚀措施，流速不宜超过17.5m/s。水击泄压阀回座压力大于等于0.9 倍设定压力，回座时间短。水击泄放阀不允许在泄放流道中加装可能堵塞泄放流道的部件；泄压阀必须具有现场调整其设定值的功能。

2.2.4 原油自动取样器

原油自动取样系统应采用先进的机电技术，应确保外观、密封性、取样精度、安全、不受外界影响、具备通讯功能等方面，具有良好的特性。自动取样系统能够方便的将取样油品从主管道内接出，并且可以通过接收器接受、储存这些样品。所有与介质接触的仪表、管件、配管、导管等部分要用不锈钢或优于不锈钢的材质。取样油品的管输量、操作压力、操作温度可能会随着生产状况的不同而发生变化，自动取样系统及其相关的附件需要具备良好的适用性，能够针对生产工况的变化而进行稳定取样。应提供对环境气温和天气等条件具有一定的防护方法。自动取样系统采用的所有仪表及电气设备的防爆等级应满足要求。

自动取样系统应选用强制循环方式的快速回路，不受管道中结蜡、杂质、粘度的影响，具有非常低的维护要求，安装便捷、测量精准。为确保自动取样系统在正常运行条件下，所测油品拥有较高的参考性，系统应满足《石油液体管线自动取样法》和《石油液体手工取样法》对取样系统的要求，参考ISO 3171有关取样系统的内容。应满足要求：

①取样口：取样口为减少流体干扰，取样口宜在汇管或者减压装置下游5~10m处。取样器的安装应该能够避开工艺连接件还要能方便冲洗取样管线。取样口的位置应该能通过过程连接来清洗取样管线。设置混合器时，供货商根据工况提供适合的混合器。混合器和取样口间距有着严格的要求，既要防止混合器发生的液面波动对取样造成干扰，又要防止间距过大导致混合效果不足而导致无法精准测量。系统内要提供一个取样口，该取样口能批量为实验室的分析仪取样。

②取样器：取样器是取样系统的核心部分，是把介质提取出并置换到样品接收器中的设备，其结构及取样工作原理应保证取到的样品具有代表性。取样器要能根据工艺条件的设定按照流量比例采样或者按照时间比例采样（配合取样控制器实现）。

③取样控制器是配合取样器完成取样的控制设备，取样控制器可以控制取样器每次取样的体积，根据需要设定取样器是按照流量比例取样或者按照时间比例取样，并应具备故障报警功能。取样控制器需要根据现场实际情况进行安装，现场安装时需注意其防爆等级。为加强取样作业管控，及时发现故障报警，取样控制器宜优先考虑安装在有人值守的场所。

④取样探头：取样探头在水平管道或竖直的管道上都可以进行安装，取样探头开口直径应不小于6mm，坡口角度应为45°。样品从管道中心处接出，取样探头安装在管道内。

⑤样品收集器：分液装置和样品收集器安装的时候需要注意，各个组分之前不得出现分层，并且要要求应该尽可能缩短安装间距，全部需要采用合格短管，容积应不小于4L。

⑥快速回路系统：快速回路系统是为从取样口把样品输送到取样设备设计的，要求滞后时间≤30s。为了保证最短的响应时间，回路内的设备体积应尽可能小，并可简单、快速的维护（如清理过滤器等）。

⑦取样泵：取样泵将油品从被测管道中吸出，接入旁路管道进行取样分析，经加压后再打入到主管线，使其流速增加，以便在取样头提取的试样具有良好的代表性。取样泵的控制盘应安装在取样箱内，该控制盘应具有如下功能：

就地启/停泵、就地显示泵的运行状态，就地/远控切换；并能将泵的运行状态、就地/远控状态、故障状态等信号传送至控制室，同时能接收控制室发出的启/停泵命令；

远距离启/停泵及显示泵的运行状态；

控制盘应设置为就地优先。

⑧样品处理设备：在取样回路中的设备应该能承受泵出口最大压力的1.5倍。为了适应环境要求，确保取样回路中管路介质的流动，应具有保温伴热及其他安全设备。样品处理设备将要安装在危险区，因此所有的设备和安装都必须有相应的安全措施。

3 结语

本文介绍了海上登陆终端的主要流程及其设备，并就清管区内的流程和重点设备选型进行的总结归纳和分析，为读者在海上原油登陆终端设计和清管区的设计及设备选型提供了较为系统的思路。

参考文献：

[1] 杨炳华.海上油田清管球收球器工艺优化改造实践[J].石油和化工设备. 2016,19(1):25-28.