冷涛田，王亚楠，韩冲，于生渊，延磊

（海洋石油工程股份有限公司， 天津 300452）

随着海洋石油工业的发展，大型海上油气田不断增加，浮式储油卸油装置（FPSO）的投入随之增多。浮式储油卸油装置（FPSO）具有高投资、高风险、高回报的特点。巴西国家石油公司在西桑托斯盐下油田项目投资了两艘相同规模的30万吨级FPSO：P67与P70。中国海洋石油工程股份有限公司与巴西国家石油公司签署了P67/P70总包合同，共涉及两艘30万吨级FPSO的部分详细设计、部分采办、部分上部模块的建造及所有的集成与调试、运输及海上交付工作。

它的排水量及生产能力均位居世界最大FPSO之列，堪称海上“巨无霸”：最大排水量达35万t，总长超过300m，总宽约74m，作业水深2200m，最大产油量15万桶/天，储油量160万桶，天然气处理能力600万标方/天。对于如此大的天然气处理量，天然气干燥脱水系统发挥着至关重要的作用，是FPSO建造完工合格交付业主的重要指标。

以往建造阶段，天然气干燥脱水系统受制于测试方法的限制，陆地无法完成调试工作，一般在海上进行，要待海上天然气井口投用后用井流天然气进行调试测试。主要的缺陷有：，占用大量海上施工资源；海上主电站所需的天然气燃料需经过此系统处理后才能使用，而主电站是海上所有工装的动力核心设备，属于海上调试关键路径。为此，本文以液氮替代天然气在陆地阶段进行调试为切入点，一举突破了长期以来陆地资源无法满足测试对高压、大体积天然气处理量需求的瓶颈，探索了一种新的测试方法，成功应用于本项目。

1 天然气干燥脱水系统简介

天然气干燥脱水系统（GDU）是FPSO主要的气体干燥脱水处理单元，井流分离出的气体首先要经此系统干燥脱水后再经二氧化碳脱除单元分离出天然气中的二氧化碳，最终经压缩机外输及为船上主电站提供燃料气。

30万吨级PFSO的GDU在实际生产过程中处理气体能力极强，它将温度在25-28℃的主给天然气流与热再生气混合后脱水使其含水量小于1ppm。主给气流流量在300万立方米/天到600万立方米/天（20℃/101.3kPa）之间，混流入口压力在65bar到81bar之间。

2 陆地测试方案

2.1 系统测试流程图设计

测试方案主要包括14个子系统：仪表气系统、热水系统、开闭排系统、天然气生产管汇等。8台/套大型设备：过滤凝聚器、凝液加热器、颗粒捕集器等（见表1）。根据设计参数，锁定高压力和高流量的氮气：65bar以上、液氮消耗量400m3，系统测试循环流程如图1所示。

图1 GDU循环流程图

表1 GDU主要设备构成

2.2 GDU调试的关键—控制模块测试

GDU模拟的主要目的是验证控制模块（UCP）中实现的气体脱水装置的正确顺序、控制功能的一致性。气体脱水装置有六种操作模式（停止模式、加载模式、空载模式、卸载模式、再生模式、运行模式），每一种模式之间有11个过渡步骤，操作过程复杂，程序繁多，测试工作量较大，测试期间仅阀门状态确认就有300多个。控制要点如下：

(1)根据顺序逻辑控制过程需要在PLC上强制信号/设定值防止跳闸和警报来执行每个操作模式和每个转换。

(2)位于循环的下游装置露点控制单元需要缓冲从GDU释放过来的压力，因此，开始测试需要将露点控制单元的PDIT的值强制设定低于2bar。当投产天然气运行时，露点装置的运行是GDU验收试验的必要条件。

(3)在初始启动前，需要对整个GDU系统和任何与氮气相连的管道进行吹扫，去除空气，以便防止腐蚀及排除在输送天然气时形成爆炸性混合物的可能性。

图2 UCP控制模块转换示意图

3 创新效果及未来推广前景

该测试方法主要亮点如下：

（1）陆地调试方案设计准确，完整实现了GDU运行的各种工况。P70燃气干燥系统测试是用临时氮气、淡水、压缩风代替实际生产的可燃气体，从而保证工艺模拟循环过程的安全和测试正常进行。首次实现了陆地阶段天然气干燥脱水系统（GDU）气循环测试，在陆地阶段既实现了GDU的6种操作功能全部实现。

（2）实现了降本增效，节省项目投入100余万元。若在巴西海上调试，需要动员厂家、调试人员、设备等资源投入，并且按照当地法律，现场施工工作要分包给当地承包商。

（3）为后续类似项目进行陆地调试奠定了技术基础。打破了常规，实现陆地阶段完成调试，并将此陆地调试方案标准化，可以为后续类似测试提供参考。

◆参考文献

[1] 徐正斌编译，颜映霄编译，胡淑娟审校. 超声波脱水装置在马来西亚海上平台的应用[J].国外油田工程，2006，22(4)：40-41.

[2] 蒋洪，杨昌平，吴敏，等. 天然气三甘醇脱水装置节能分析[J].石油与天然气化工，2010，39(2)：122-127.