專利名稱：海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)的制作方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本實(shí)用新型涉及一種天然氣采集裝置，尤指一種海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)。
背景技術(shù)：
石油天然氣是稀缺的自然資源，隨著中國未來經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，天然氣需求增速會高于其它初級能源，從而為遼河油田提供了機(jī)遇。中國天然氣市場主要是在沿海地區(qū)，沿海的天然氣供應(yīng)來源有三個即西氣東輸、海上天然氣和LNG，他們都需要強(qiáng)大的技術(shù)和資金成本做支持，天然氣高昂的運(yùn)輸成本已成為制約天然氣開采、使用的瓶頸。目前通用的海上石油天然氣生產(chǎn)均采用管道輸送，再進(jìn)行陸地化處理；或大型浮式生產(chǎn)裝置(FPSO)天然氣液化處理(LNG)。然而海管建設(shè)投資高昂，在油田開發(fā)規(guī)模足夠大的情況下方可采用；FPSO盡管生產(chǎn)方式相對靈活，但仍需要對應(yīng)的量較大的油田開發(fā)規(guī)模才適宜配置。由于管道設(shè)備、液化裝置及配套投資極其昂貴，如果某一地區(qū)儲量不多，或者當(dāng)天然氣開采完畢后，原有設(shè)施無法使用，又無法轉(zhuǎn)移，必將造成投資成本的極大浪費(fèi)。 如果某一地區(qū)處于先導(dǎo)試驗(yàn)階段、儲量不明確，或儲量處于邊際狀態(tài)，又需要動用這些天然氣，針對這種情況，現(xiàn)今世界上并沒有可借用的技術(shù)或經(jīng)驗(yàn)，因此探索新的、效益投資比更高的運(yùn)輸方式，是天然氣運(yùn)輸亟需解決的問題。隨著石油勘探開發(fā)向海上發(fā)展，越來越多在儲量上處于邊際的油田進(jìn)入開發(fā)階段。由于規(guī)模小，達(dá)不到建海底輸油管線或建液化天然氣集中處理廠的經(jīng)濟(jì)要求，又沒有經(jīng)濟(jì)可靠的回收技術(shù)，從而使邊際油田伴生的天然氣在氣液分離后采用排火炬燒掉方式除去。這種生產(chǎn)方式，既污染了環(huán)境，又大大浪費(fèi)了天然氣能源。因此，海上油氣的生產(chǎn)急需針對零散天然氣的回收技術(shù)，針對海上油田零散天然氣的回收問題，是現(xiàn)今海上石油勘探事業(yè)亟待解決的一個重要課題。

實(shí)用新型內(nèi)容本實(shí)用新型解決的技術(shù)問題是提供一種海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，有效的實(shí)現(xiàn)對海上油田零散天然氣回收作業(yè)。本實(shí)用新型的技術(shù)解決方案是—種海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，該回收系統(tǒng)包括海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)，包括油氣分離器、凈化裝置及第一輸氣裝置；所述油氣分離器的進(jìn)口與一井口連接，且其上部的天然氣出口與所述凈化裝置的進(jìn)氣口連接，所述凈化裝置的出氣口與所述第一輸氣裝置連接；自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)，包括自航船、第二輸氣裝置、壓縮裝置及儲氣裝置， 所述第二輸氣裝置、壓縮裝置、儲氣裝置分布設(shè)置于所述自航船上，所述第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)的一端能夠與所述第一輸氣裝置經(jīng)由耐高壓軟管連接，所述第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)的另一端與所述壓縮裝置的進(jìn)氣口連接，該壓縮裝置的出氣口與所述儲氣裝置的進(jìn)氣口連接，所述儲氣裝置的卸氣口與所述第二輸氣裝置卸氣側(cè)的一端連接，所述儲氣裝置的進(jìn)氣口及卸氣口分別設(shè)有閥門；所述自航船為淺吃水自航船；陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)，包括第三輸氣裝置、減壓裝置及流量計(jì)；所述第三輸氣裝置能夠經(jīng)由耐高壓軟管與所述第二輸氣裝置卸氣側(cè)的另一端連接，該第三輸氣裝置連接所述減壓裝置，所述減壓裝置經(jīng)由所述流量計(jì)與一陸地天然氣管網(wǎng)連接。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述第一、第二及第三輸氣裝置分別設(shè)有緊急切斷閥及快速接頭，所述緊急切斷閥設(shè)置于連接所述快速接頭的輸氣管路上，所述快速接頭能夠與所述耐高壓軟管直接連接。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述第二輸氣裝置的進(jìn)氣側(cè)與所述第一輸氣裝置之間、所述第二輸氣裝置的卸氣側(cè)與所述第三輸氣裝置之間分別經(jīng)由所述耐高壓軟管及快速接頭連接；所述第二、第三輸氣裝置分別于所述緊急切斷閥出氣口一側(cè)的管路中設(shè)有止回閥。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的壓縮裝置包括天然氣發(fā)電機(jī)及整體撬裝式壓縮機(jī)，其轉(zhuǎn)速為740r/min，且該天然氣發(fā)電機(jī)與該壓縮機(jī)為一體式結(jié)構(gòu)；該壓縮機(jī)為四級壓縮結(jié)構(gòu)，各級壓縮結(jié)構(gòu)設(shè)有翅片式風(fēng)冷冷卻器，該壓縮機(jī)設(shè)有水冷卻氣缸。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的儲氣裝置包括多個氣密艙以及設(shè)置于所述氣密艙內(nèi)的多組瓶撬，所述氣密艙為隔絕空氣且充填有氮?dú)獾姆辣Y(jié)構(gòu)；所述瓶撬的進(jìn)氣口設(shè)有進(jìn)氣匯管，且所述進(jìn)氣匯管與所述壓縮裝置的出氣口連通，所述瓶撬的卸氣口設(shè)有卸氣匯管，所述卸氣匯管于所述自航船船尾能夠經(jīng)由所述快速接頭及耐高壓軟管與所述第三輸氣裝置連接。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的儲氣裝置包含有兩個氣密艙，分別設(shè)置于所述自航船的甲板上及底艙內(nèi)，且所述氣密艙內(nèi)分別設(shè)有四組瓶撬。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述瓶撬的規(guī)格為12. 192米8瓶559 管束，其使用壓力為20MPa。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的第二輸氣裝置與壓縮裝置的進(jìn)氣口之間設(shè)有緩沖罐，所述壓縮裝置的出氣口與儲氣裝置進(jìn)氣口的閥門之間設(shè)有脫除天然氣中的水的脫水裝置及超壓自動卸壓裝置。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述自航船吃水深度為1. 2. 395米，航速為9 27. 8千米/小時，長56. 55米，寬10. 4米，載重量500噸，破冰0. 3 0. 5 米。上述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其中，所述陸地天然氣減壓儲運(yùn)系統(tǒng)的減壓裝置包括加熱器及調(diào)壓裝置，所述調(diào)壓裝置包括多級調(diào)壓器。由以上說明得知，本實(shí)用新型與現(xiàn)有技術(shù)相比較，具有針對性、適應(yīng)能力強(qiáng)及機(jī)動性、靈活性高等諸多優(yōu)點(diǎn)1.本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，針對探索海上探井、先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)塊、邊遠(yuǎn)/邊際油氣田天然氣回收經(jīng)驗(yàn)，能夠有效且具有針對性的為規(guī)模實(shí)施做準(zhǔn)備，解決了海上油田零散天然氣無法采集和利用的問題；2.本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，在天然氣壓縮、儲運(yùn)、減壓工藝流程中，還設(shè)置超壓放散、緊急切斷閥、止回閥等控制措施，以保證工藝的安全性； 3.本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，不僅工藝簡單，安全可靠，投資少，利用率高，而且適應(yīng)性強(qiáng)，機(jī)動性高，對天然氣儲量和開采量的要求相對較低，有效回收海上油田零散天然氣，大大節(jié)約了能源，合理利用資源，增加天然氣產(chǎn)量和商品率，保護(hù)環(huán)境，提高了油田經(jīng)濟(jì)效益。

[0024]圖1為本實(shí)用新型的海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)示意圖；[0025]圖2為本實(shí)用新型的自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)示意圖；[0026]圖3為本實(shí)用新型的陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)示意圖；[0027]圖4為本實(shí)用新型自航船上的平面布置圖。[0028]主要元件標(biāo)號說明[0029]本實(shí)用新型[0030]1 海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)[0031]11:井口 12:油氣分離器 13凈化裝置[0032]14:緊急切斷閥 15:快速接頭[0033]2:自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)[0034]21:自航船 211:甲板212 底艙[0035]22 壓縮裝置 23 儲氣裝置24,24'快速接頭[0036]Ml、Ml，閥門 25:緊急切斷閥26 止回閥[0037]27 緩沖罐 28 脫水裝置29:超壓自動泄壓閥[0038]3 陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)[0039]31 減壓裝置 311 加熱器312 調(diào)壓裝置[0040]32 快速接頭 33 緊急切斷閥34 止回閥[0041]35 流量計(jì)
具體實(shí)施方式
為了對本實(shí)用新型的技術(shù)特征、目的和效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對照附圖說明本實(shí)用新型的具體實(shí)施方式
。本實(shí)用新型提供一種海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，包括海上天然氣的生產(chǎn)、天然氣壓縮、運(yùn)輸?shù)攘鞒?。該回收系統(tǒng)包括海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)，包括油氣分離器、凈化裝置及第一輸氣裝置；油氣分離器的進(jìn)口與一井口連接，且其上部的天然氣出口與凈化裝置的進(jìn)氣口連接，凈化裝置的出氣口與第一輸氣裝置連接；自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)，包括自航船、壓縮裝置、儲氣裝置及第二輸氣裝置， 壓縮裝置、儲氣裝置及第二輸氣裝置分布設(shè)置于自航船上，第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)的一端能夠與第一輸氣裝置經(jīng)由耐高壓軟管連接，第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)的另一端與壓縮裝置的進(jìn)氣口連接，該壓縮裝置的出氣口與儲氣裝置進(jìn)氣口連接，所述儲氣裝置的卸氣口與所述第二輸氣裝置卸氣側(cè)的一端連接，所述儲氣裝置的進(jìn)氣口及卸氣口分別設(shè)有閥門；自航船為淺吃水自航船；陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)，包括第三輸氣裝置及減壓裝置；第三輸氣裝置能夠經(jīng)由耐高壓軟管與第二輸氣裝置卸氣側(cè)的另一端連接，該第三輸氣裝置連接減壓裝置，減壓裝置與一陸地天然氣管網(wǎng)連接。本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，主要通過采用機(jī)動性及靈活性較高的自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)在海上生產(chǎn)井和陸地輸氣管網(wǎng)之間進(jìn)行天然氣的儲運(yùn)作業(yè)。 海上油井生產(chǎn)的天然氣在海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)中經(jīng)油氣分離后，進(jìn)入凈化裝置，脫除其中的超標(biāo)二氧化碳，然后經(jīng)自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的壓縮裝置壓縮至設(shè)定壓力值， 進(jìn)入自航船上的儲氣裝置中儲存。該儲氣裝置儲氣到額定的壓力或氣量后，自航船將天然氣運(yùn)至陸岸，經(jīng)自航船卸氣至陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)海上油田零散天然氣的收集利用。請參照圖1至圖3所示，為本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)的一較佳實(shí)施例的海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)、自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)及陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)的示意圖。其中，如圖1所示，本實(shí)用新型的海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)1，包括油氣分離器12、 凈化裝置13及第一輸氣裝置；油氣分離器12的進(jìn)口與一井口 11連接，且其上部的天然氣出口與凈化裝置13的進(jìn)氣口連接，凈化裝置13的出氣口與第一輸氣裝置連接。如圖2所示，本實(shí)用新型的自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2，包括自航船21、壓縮裝置22、儲氣裝置23及第二輸氣裝置，壓縮裝置22、儲氣裝置23及第二輸氣裝置分布設(shè)置于自航船21上，第二輸氣裝置包括自航船上各個裝置之間的連接管路，其進(jìn)氣側(cè)的一端能夠與第一輸氣裝置經(jīng)由耐高壓軟管連接，第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)的另一端與壓縮裝置22的進(jìn)氣口連接，該壓縮裝置22的出氣口與儲氣裝置23的進(jìn)氣口連接，儲氣裝置23的卸氣口與第二輸氣裝置卸氣側(cè)的一端連接，儲氣裝置23的進(jìn)氣口及卸氣口分別設(shè)有截斷閥Ml、 241'；所述自航船21為淺吃水自航船。在實(shí)際的海上運(yùn)輸使用過程中，為了保證天然氣儲運(yùn)過程安全可靠，自航船上的壓縮裝置和儲氣裝置必須要有較高的穩(wěn)定性，并且能夠承受因風(fēng)浪造成的船身搖擺不出現(xiàn)故障，可靠的運(yùn)行。較佳的，本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2的壓縮裝置22包括天然氣發(fā)電機(jī)及整體撬裝式壓縮機(jī)，其轉(zhuǎn)速為740r/min，且該天然氣發(fā)電機(jī)與該壓縮機(jī)為一體式結(jié)構(gòu)；該壓縮機(jī)為四級壓縮結(jié)構(gòu)，各級壓縮結(jié)構(gòu)設(shè)有翅片式風(fēng)冷冷卻器，該壓縮機(jī)設(shè)有水冷卻氣缸。本實(shí)用新型的壓縮機(jī)為整體撬裝式，結(jié)構(gòu)緊湊，布置合理，便于用戶使用和安裝， 能夠抗風(fēng)浪。該壓縮機(jī)采用四級壓縮，各級壓力比小，排氣溫度低；氣缸采用水冷卻，散熱良好，有效的減小氣缸溫升，進(jìn)一步降低排氣溫度；各級冷卻器采用翅片式風(fēng)冷冷卻器，冷卻效果良好，可保證將高溫氣體冷卻到較低溫度，同時也為進(jìn)入下一級壓縮作好準(zhǔn)備，形成良性循環(huán)。另外，該壓縮機(jī)的氣閥不易積碳，延長了氣閥使用壽命。壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速較低，運(yùn)行平穩(wěn)可靠，易損件使用壽命長，從而延長壓縮機(jī)的維修周期，減少用戶的維修費(fèi)用。以下為本實(shí)用新型一較佳實(shí)施例中所采用的壓縮裝置22的規(guī)格外型尺寸7.5X2. 5X2. 3m ；[0056]自重12 噸；處理能力30000Nm3/d；標(biāo)定功率360KW；安裝方式具有基礎(chǔ)撬裝；天然氣發(fā)電機(jī)、壓縮一體式。上述發(fā)電及壓縮一體式的壓縮裝置22，無需另外設(shè)置自航船的動力能源，不僅節(jié)能環(huán)保，而且減少了設(shè)置額外動力裝置的空間和成本，使自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2的結(jié)構(gòu)更簡潔。在本實(shí)用新型的一較佳實(shí)施例中，本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)的第一、第二及第三輸氣裝置分別設(shè)有快速接頭15、24、M’、32及緊急切斷閥14、25、33，快速接頭能夠與耐高壓軟管直接連接；而緊急切斷閥設(shè)置于連接所述快速接頭的管路上，且能夠在必要時緊急切斷天然氣的輸送，保證天然氣輸送過程的安全。較佳的，本實(shí)用新型的第二輸氣裝置的進(jìn)氣側(cè)與所述第一輸氣裝置之間、所述第二輸氣裝置的卸氣側(cè)與所述第三輸氣裝置之間分別經(jīng)由所述耐高壓軟管及快速接頭連接； 第二、第三輸氣裝置分別于各自的緊急切斷閥出氣口一側(cè)的管路中設(shè)有止回閥26、34，防止異常情況發(fā)生時，天然氣的倒灌流動。另外，本實(shí)用新型的自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2通過壓縮裝置22將天然氣壓縮至設(shè)定壓力值后輸送至自航船21上的儲氣裝置23中儲存。在一較佳實(shí)施例中，自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2的儲氣裝置23包括多個氣密艙231，以及設(shè)置于氣密艙231內(nèi)的多組瓶撬232，氣密艙231為隔絕空氣且充填有氮?dú)獾姆辣Y(jié)構(gòu)；瓶撬232的進(jìn)氣口設(shè)有進(jìn)氣匯管，且進(jìn)氣匯管與壓縮裝置22的出氣口連接，而所述瓶撬232的卸氣口設(shè)有卸氣匯管，卸氣匯管于自航船船尾能夠經(jīng)由快速接頭及耐高壓軟管與第三輸氣裝置連接。較優(yōu)的，本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2的儲氣裝置23包含有兩個氣密艙231，分別設(shè)置于自航船的甲板211上及底艙212 內(nèi)，且氣密艙231內(nèi)分別設(shè)有四組瓶撬232。較佳的，本實(shí)用新型采用規(guī)格為40英尺(12. 192米)8瓶559管束，使用壓力為 20MPa的瓶撬232。以下為本實(shí)用新型一較佳實(shí)施例中所采用的儲氣裝置23的瓶撬232的各參數(shù)規(guī)格40英尺(12. 192米)8瓶559管束；尺寸12.192X2. 438X1. 4m ；總?cè)莘e17.92Nm3 ；裝氣總?cè)?500Nm3；裝氣重3. 2噸；使用溫度_50 60°C ；使用壓力JOMPa ；裝氣后總重28. 86噸。另外，本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，還設(shè)有天然氣緩沖、脫水及自動卸壓功能，具體的，于自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2的第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)的一端與壓縮裝置22的進(jìn)氣口之間設(shè)有緩沖罐27，壓縮裝置22的出氣口與儲氣裝置23進(jìn)氣口的閥門241之間設(shè)有脫除天然氣中的水的脫水裝置觀及超壓自動卸壓裝置四。本實(shí)用新型的自航船21上設(shè)置有壓縮裝置22、儲氣裝置23、緩沖罐27、脫水裝置 28及控制調(diào)整壓縮裝置22參數(shù)狀態(tài)的控制柜等，如圖4所示為自航船21上的平面布置圖。 如圖2所示，天然氣進(jìn)入淺吃水自航船21上的緩沖罐27，緩沖后的天然氣經(jīng)壓縮裝置22增壓至20MPa，進(jìn)入脫水裝置觀，脫除天然氣中的水后裝入瓶撬232中，瓶撬232安裝在氣密艙231中，用氮?dú)獗Ｗo(hù)，隔絕空氣，防爆安全；自航船上的超壓自動卸壓裝置四能夠使儲存的天然氣處于設(shè)定壓力狀態(tài)，保證儲氣裝置的運(yùn)行安全可靠。當(dāng)儲氣裝置23儲氣達(dá)到額定的壓力或氣量后，自航船21將瓶撬232拉運(yùn)至陸岸，再經(jīng)由陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)3將天然氣輸送到陸地天然氣管網(wǎng)。本實(shí)用新型的自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2采用淺吃水的自航船21，使運(yùn)輸天然氣用的船只的機(jī)動性和靈活性大大提升。較佳的，所述自航船21 吃水深度為1. M 2. 395 米，航速為9 27. 8千米/小時(5 15節(jié))，長56. 55米，寬10. 4米，載重量500噸，破冰 0. 3 0. 5 米。本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，通過將存儲于自航船21上的儲氣裝置23中的天然氣輸送到陸岸上的陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)3后，經(jīng)過減壓處理，將天然氣最終輸送到陸地天然氣管網(wǎng)(或用戶使用)。如圖3所示，本實(shí)用新型的陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)3，包括第三輸氣裝置、減壓裝置31及流量計(jì)35 ；第三輸氣裝置能夠經(jīng)由耐高壓軟管與第二輸氣裝置卸氣側(cè)的另一端連接，該第三輸氣裝置連接減壓裝置31，減壓裝置31經(jīng)由流量計(jì)35與一陸地天然氣管網(wǎng) 35連接。較佳的，本實(shí)用新型的陸地天然氣減壓儲運(yùn)系統(tǒng)3的減壓裝置31包括加熱器311 及調(diào)壓裝置312，調(diào)壓裝置312包括多級調(diào)壓器。本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)通過采用機(jī)動性及靈活性較高的自航船在海上油田生產(chǎn)井口及陸岸的天然氣管網(wǎng)(或用戶)之間進(jìn)行零散天然氣的儲運(yùn)作業(yè)，穩(wěn)定可靠，靈活方便。而自航船上的第二輸氣裝置與海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)的第一輸氣裝置及陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)的第三輸氣裝置之間采用一種耐高壓的軟管連接，采用耐高壓軟管可以在惡劣的海底條件下，承受各種流體壓力，抗擊潮汐和風(fēng)浪，使本實(shí)用新型的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)天然氣輸送的更為安全和穩(wěn)定。以下為本實(shí)用新型一較佳實(shí)施例的具體工作過程，請一并參閱圖1至圖4所示本實(shí)用新型在收集海上零散天然氣的作業(yè)過程中，自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2 的自航船21航行靠近海上油井，第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)通過快速接頭和耐高壓軟管連通海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)1的第一輸氣裝置，并打開儲氣裝置23進(jìn)氣口的閥門，同時關(guān)閉儲氣裝置23卸氣口側(cè)的閥門；而海上油井生產(chǎn)的天然氣首先在海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)1的油氣分離器12中經(jīng)油氣分離后，進(jìn)入凈化裝置13，脫除其中的超標(biāo)的二氧化碳，然后通過耐高壓軟管輸送到自航船21上，并經(jīng)由自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2的緩沖罐27緩沖后送往壓縮裝置22，壓縮裝置22將天然氣壓縮至設(shè)定壓力值(20MPa)，進(jìn)入分布設(shè)置于自航船甲板211上及底艙212內(nèi)的儲氣裝置23的瓶撬232中儲存，瓶撬232外設(shè)有具有良好防爆結(jié)構(gòu)的氣密艙231。儲氣裝置23儲氣到額定的壓力或氣量后完成天然氣自生產(chǎn)油井的采集作業(yè)，并關(guān)閉儲氣裝置23進(jìn)氣口的閥門。隨后，自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)2斷開與海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)1的連接，自航船21將采集的天然氣運(yùn)至陸岸。自航船21航行至陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)3后，其船尾的卸氣匯管通過快速接頭和耐高壓軟管連通陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)3的第三輸氣裝置，并打開儲氣裝置23卸氣口側(cè)的閥門；經(jīng)自航船21卸氣至陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)3，并根據(jù)用戶或天然氣管網(wǎng)的壓力級制，將壓縮天然氣經(jīng)過61kw的電加熱器311加熱(防止天然氣減壓時溫降過大)， 將天然氣從加熱至75V ；再通過調(diào)壓裝置312的多級調(diào)壓器將壓力從20MPa節(jié)流至 0. 6MPa，經(jīng)流量計(jì)35計(jì)量后進(jìn)入天然氣管網(wǎng)(或用戶使用)。以上所述僅為本實(shí)用新型示意性的具體實(shí)施方式
，并非用以限定本實(shí)用新型的范圍。任何本領(lǐng)域的技術(shù)人員，在不脫離本實(shí)用新型的構(gòu)思和原則的前提下所作出的等同變化與修改，均應(yīng)屬于本實(shí)用新型保護(hù)的范圍。
權(quán)利要求1.一種海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，該回收系統(tǒng)包括海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)，包括油氣分離器、凈化裝置及第一輸氣裝置；所述油氣分離器的進(jìn)口與一井口連接，且其上部的天然氣出口與所述凈化裝置的進(jìn)氣口連接，所述凈化裝置的出氣口與所述第一輸氣裝置連接；自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)，包括自航船、第二輸氣裝置、壓縮裝置及儲氣裝置，所述第二輸氣裝置、壓縮裝置、儲氣裝置分布設(shè)置于所述自航船上，所述第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)的一端能夠與所述第一輸氣裝置經(jīng)由耐高壓軟管連接，所述第二輸氣裝置進(jìn)氣側(cè)的另一端與所述壓縮裝置的進(jìn)氣口連接，該壓縮裝置的出氣口與所述儲氣裝置的進(jìn)氣口連接，所述儲氣裝置的卸氣口與所述第二輸氣裝置卸氣側(cè)的一端連接，所述儲氣裝置的進(jìn)氣口及卸氣口分別設(shè)有閥門；所述自航船為淺吃水自航船；陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)，包括第三輸氣裝置、減壓裝置及流量計(jì)；所述第三輸氣裝置能夠經(jīng)由耐高壓軟管與所述第二輸氣裝置卸氣側(cè)的另一端連接，該第三輸氣裝置連接所述減壓裝置，所述減壓裝置經(jīng)由所述流量計(jì)與一陸地天然氣管網(wǎng)連接。
2.如權(quán)利要求1所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述第一、第二及第三輸氣裝置分別設(shè)有緊急切斷閥及快速接頭，所述緊急切斷閥設(shè)置于連接所述快速接頭的輸氣管路上，所述快速接頭能夠與所述耐高壓軟管直接連接。
3.如權(quán)利要求2所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述第二輸氣裝置的進(jìn)氣側(cè)與所述第一輸氣裝置之間、所述第二輸氣裝置的卸氣側(cè)與所述第三輸氣裝置之間分別經(jīng)由所述耐高壓軟管及快速接頭連接；所述第二、第三輸氣裝置分別于所述緊急切斷閥出氣口一側(cè)的管路中設(shè)有止回閥。
4.如權(quán)利要求1所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的壓縮裝置包括天然氣發(fā)電機(jī)及整體撬裝式壓縮機(jī)，其轉(zhuǎn)速為740r/min， 且該天然氣發(fā)電機(jī)與該壓縮機(jī)為一體式結(jié)構(gòu)；該壓縮機(jī)為四級壓縮結(jié)構(gòu)，各級壓縮結(jié)構(gòu)設(shè)有翅片式風(fēng)冷冷卻器，該壓縮機(jī)設(shè)有水冷卻氣缸。
5.如權(quán)利要求1所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的儲氣裝置包括多個氣密艙以及設(shè)置于所述氣密艙內(nèi)的多組瓶撬，所述氣密艙為隔絕空氣且充填有氮?dú)獾姆辣Y(jié)構(gòu)；所述瓶撬的進(jìn)氣口設(shè)有進(jìn)氣匯管，且所述進(jìn)氣匯管與所述壓縮裝置的出氣口連通，所述瓶撬的卸氣口設(shè)有卸氣匯管，所述卸氣匯管于所述自航船船尾能夠經(jīng)由所述快速接頭及耐高壓軟管與所述第三輸氣裝置連接。
6.如權(quán)利要求5所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的儲氣裝置包含有兩個氣密艙，分別設(shè)置于所述自航船的甲板上及底艙內(nèi)，且所述氣密艙內(nèi)分別設(shè)有四組瓶撬。
7.如權(quán)利要求5或6所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述瓶撬的規(guī)格為12. 192米8瓶559管束，其使用壓力為20MPa。
8.如權(quán)利要求1所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)的第二輸氣裝置與壓縮裝置的進(jìn)氣口之間設(shè)有緩沖罐，所述壓縮裝置的出氣口與該儲氣裝置進(jìn)氣口的閥門之間設(shè)有脫除天然氣中的水的脫水裝置及超壓自動卸壓直ο
9.如權(quán)利要求1所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述自航船吃水深度為1. 24 2. 395米，航速為9 27. 8千米/小時，長56. 55米，寬10. 4米，載重量500 噸，破冰0. 3 0. 5米。
10.如權(quán)利要求1所述的海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，其特征在于，所述陸地天然氣減壓儲運(yùn)系統(tǒng)的減壓裝置包括加熱器及調(diào)壓裝置，所述調(diào)壓裝置包括多級調(diào)壓器。
專利摘要一種海上油田零散天然氣回收系統(tǒng)，包括海上平臺天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)、自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)及陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)，自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)包括自航船、壓縮裝置、儲氣裝置及第二輸氣裝置，壓縮裝置、儲氣裝置及第二輸氣裝置分布設(shè)置于自航船上，第二輸氣裝置能夠與第一輸氣裝置經(jīng)由耐高壓軟管連接，第二輸氣裝置與所述壓縮裝置的進(jìn)氣口連接，該壓縮裝置的出氣口與儲氣裝置連接；自航船為淺吃水自航船；陸地天然氣減壓輸送系統(tǒng)與一陸地天然氣管網(wǎng)連接；以此，本實(shí)用新型通過采用機(jī)動性及靈活性較高的自航船天然氣加壓儲運(yùn)系統(tǒng)在海上生產(chǎn)井口和陸地輸氣管網(wǎng)之間進(jìn)行零散天然氣的儲運(yùn)作業(yè)。
文檔編號B63B25/08GK201972673SQ20112003102
公開日2011年9月14日 申請日期2011年1月28日 優(yōu)先權(quán)日2011年1月28日
發(fā)明者任鵬承, 劉勇, 劉占廣, 劉德鑄, 劉明日, 李娟娟, 李琦, 王占勝, 袁鵬, 許寶燕, 趙雅麗, 陳穎, 馬慶 申請人:中國石油天然氣股份有限公司