海油陆地终端改造LPG贸易二级库再利用研究

潘迁伟

（中海油能源发展股份有限公司销售服务分公司，天津 300450）

海洋油气产品由海上平台进行开发，主要通过海管输送至海油陆地终端[1]，在陆地终端进行分离处理，可形成干气和液化气、丙烷、丁烷、凝析油、稳定轻烃、液态二氧化碳等多种副产品，其中，干气通过管道输送至下游用户，液化气等副产品储存在相应储罐中，再通过装车或装船系统从储罐中外输至槽罐车或船舶，运往下游用户。随着海洋石油勘探开发力度的不断加大，我国海域在生产、建设和在研的油气田已有上百个。部分油气田逐渐进入后期生产阶段，油气生产设施逐渐达到使用寿命年限[2]。

本文通过对海油陆地终端设备设施情况进行分析，探讨了改造为LPG贸易二级库的再利用方向，分析了可再利用设备和市场资源，旨在对海油陆地终端闲置后再利用提供可行性方案和方向，同时对目前运行或新建陆地终端提高LPG储罐仓储周转能力、扩大LPG贸易提供一定的参考借鉴。

一、我国海油陆地终端现状及存在的问题

（一）现状及基本情况

国内海油陆地终端目前有12个，其中，涉及天然气及副产品处理终端有11个，主要分布在我国沿海地区。海油陆地终端由于属于危化品行业，原建设地多处于较偏僻地区，需要远离居民区，但随着地方经济的飞速发展，陆地终端所处位置可能与地方政府进一步规划和管理政策不符，加上陆地终端的超期服役、上游油气田衰减等影响，部分陆地终端已停产或进行搬迁，未来在多重因素影响下，闲置陆地终端数量可能继续增长，但对目前处于闲置状态的已停产或旧址陆地终端，尚缺乏较好的再利用措施。

（二）海油陆地终端设备设施情况

海油陆地终端主要职能是对海上平台开发生产的混输油气进行分离处理，得到合格的原油、天然气及副产品，再通过管道、汽运或船运进行外输。根据上游油气田特点不同，海油陆地终端设备设施不尽相同，一般包含原油处理系统、天然气进站预处理及脱碳装置、凝析油稳定装置、轻烃回收装置、二氧化碳利用装置、外输气增压装置、产品储运系统、供热系统、消防/喷淋系统、燃料气系统、供电系统、自动控制系统等[3]。其中产品储运系统包括各类副产品储罐、外输管线、装车鹤管或对接法兰、装车厂及地磅、靠泊码头等。

（三）海油陆地终端再利用存在的问题

海洋油气开采特殊性较强，海油陆地终端设备设施是专为海上平台开采的油气产品进行处理和外输的，目前国内尚未有实施的陆地终端再利用措施。陆地终端如进行设备设施拆除和转移，处置成本较高，若长期闲置，容易造成资源浪费，也与地方的高质量发展目标不符。

二、海油陆地终端与LPG贸易二级库共同点

（一）LPG贸易二级库的构造及特点

液化石油气简称LPG，是从油气田开采或者石油和煤炭深加工过程中获得的一种无色无味的气体。因液化气具有热值高、无烟尘、无炭渣，使用方便，易于运输等优点，已广泛地应用于工业、商业和民用燃料[4]。目前，我国液化石油气库主要分为一级库和二级库，以贸易库为主，部分二级库为企业自有深加工装置的配套库[5]。LPG贸易二级库作为LPG中转贸易使用，设备设施包括LPG储罐、卸船/装船LPG码头或汽运装车外输系统、消防系统、火炬系统、燃料气系统、水电等公共工程系统。

（二）LPG贸易二级库的运行模式

在运营的LPG二级库主要分布在我国山东省及华东、华南地区，多以贸易为主，供应燃料市场。由于二级库主要采用陆上接货，周转量有限，因此库容相对较小，单座库容一般在1万m3以下。主要运营方式为LPG船运至LPG贸易二级库，卸货至LPG储罐中，再按照市场需求进行汽运分销或船运销售，仓储周转效率是影响LPG贸易二级库运营效益的重要指标。

三、海油陆地终端改造LPG贸易二级库的优势

（一）设备资源优势

以L陆地终端为例，海油陆地终端一般均具备成熟的装车系统、储罐资源和码头资源以及消防、水电公共工程等，与LPG贸易二级库对设备设施要求契合度极高，并且LPG贸易二级库工艺路线简单，能够充分利用L陆地终端设备资源，需要改造的项目较少，改造成本较低。

（二）LPG市场优势

以L陆地终端为例，L陆地终端运行期间即生产LPG，年产销量约4万吨，汽运销售周边液化气客户10余家，积累了丰富的市场和客户资源。改造为LPG贸易二级库后，可实现与原市场和客户资源的衔接，确保LPG贸易的顺利销售。LPG通过船运一级承销卸货至由L陆地终端改造的LPG贸易二级库，再进行汽运分销，可通过LPG区域市场变化、LPG资源与区域市场匹配度不同以及船运LPG与汽运运费价差，可实现LPG销售进一步向终端市场利润空间延伸，获得LPG中转仓储贸易利润。

（三）地方政策支持优势

陆地终端闲置与地方政府高质量发展相关规划必然不符，改造为LPG贸易二级库，可实现闲置陆地终端的再利用，因而在地方政府审批、监管等能够获得地方政府的相应支持，实现闲置陆地终端再利用并为地方经济发展和能源保障做出贡献。

四、L陆地终端改造LPG贸易二级库的方案

（一）L陆地终端基本情况

L陆地终端是天然气处理终端，运行期间产品有干气、液化气、凝析油、稳定轻烃和液态二氧化碳，干气由管道外输，其余产品装车汽运外输，有液化气储罐2座共1300m³、凝析油储罐2座共1400m³、稳定轻烃储罐2座共200m³、液态二氧化碳储罐4座共5200m³，装车台有液化气装车鹤管2套、凝析油装车鹤管2套、稳定轻烃装车鹤管2套、液态二氧化碳装车鹤管2套，终端配套码头可靠泊2000吨船舶。由于上游气田衰减，已于2021年6月停产闲置。

（二）工艺流程

LPG压力船到达码头后，船上的常温压力LPG由船泵送出，经码头泊位上的液相装卸臂及液相管线送至L陆地终端内的压力储罐储存，压力储罐气相通过气相管线和码头气相臂与船舱连通，用于卸船期间的气相平衡。储存在压力储罐的LPG通过装车泵送至槽车装车，槽车气相通过气相臂、气相管线与储罐连通。主要工艺流程见图1。

图1 主要工艺流程图

LPG储存在压力球罐期间，因外部吸热造成导致温度升高，使球罐压力升高接近设计压力，将启动消防喷淋降温。当事故工况球罐达到设计压力，超压气体将排至火炬燃烧。

（三）LPG储存系统

码头接卸主力船型为3400m3LPG压力船，设计卸船流速500m3/h，配置6寸液相臂（带4寸回气管线），码头至储罐配置10寸液相管线和6寸回气线，液相管线上配置流量计，用于卸船计量。L陆地终端内现有2座650m³LPG球罐，总库容为1300m3，无法整艘接卸3400 m³LPG压力船，需对LPG总库容进行扩建。由于液态二氧化碳储罐在罐体材质、压力等级、保温等方面均高于LPG储罐，并且现场罐体间符合安全距离，可将2座1300m³CO2压力球罐改造为LPG储罐，改造后合计LPG库容3900m³。

保留2座650m³LPG压力球罐，拟对4座1300m³CO2压力球罐进行改造，其中2座改造为LPG压力球罐，另外两台停用，改造后合计液化气库容3900m³，改造后1300m³液化气球罐参数详见表1。

表1 1300m³液化气球罐参数

经上述设计参数复核，CO2压力球罐原设计参数可满足装液化气产品的需求，外保冷需拆除。LPG储罐采用常温压力储存，储罐设计压力为1.77MPaG，设计温度-19/50℃，压力球罐设置安全阀及放空管。储罐设就地及远传液位计，设高、低液位报警，高液位报警并联锁切断进料阀。储罐设远传温度计，高温报警时开启储罐喷淋减温系统。储罐设就地及远传压力表，设高、低压报警。储罐气相管、进出料管均设置紧急切断阀，以满足紧急工况下的快速切断。

计算全年周转次数如下：

G——年储运总量，取8万吨/年；

V总——总库容3；

Ρ——取15℃下丙烷密度，508.6 kg/ m3；

Фh—— 最高温度下的允许充装率，取0.85；

n——全年周转次数；

计算年周转次数47.5次，按年操作330天计算，储罐周转天数为6.95天。

（四）装车系统

L陆地终端内现有2台液化气装车泵和装车站台，装车站台现有2套液化气装车鹤管，现有设施可满足项目改造后对液化气装车外销的需求。

现有装车设施周转能力计算如下：

G——年装卸物料量；

N——装卸臂台数，取2；

τ——年操作时间，按330天计算；

ρ——取15℃下丙烷重度，508.6 kg/m3；

t——汽车槽车日作业时间，取8 h/d；

K——运输不均衡系数，取1.4；

F——每台液体装卸臂每小时灌装能力，取50 m3/h；

计算现有装车设施周转能力9.59万吨/年，可满足本项目设计要求，无须改造。

（五）火炬系统

L陆地终端内现有1座焚烧炉，用于处理事故工况下，现有各区装置的排放，主要为天然气排放，现有火炬系统分为高压排放和低压排放两条管线，高压排放处理能力144×104Nm3/d（折约42t/h），低压排放处理能力33×104Nm3/d，设计温度-70℃，配置一个分液罐，设计压力0.6MPa，Φ=2800mm，L=8000mm。改造为LPG贸易二级库后，压力液化气库容扩展后，现有焚烧炉需要接收事故工况下，压力球罐的高压液化气排放气排入高压气体。高压排放系统用于收集压力球罐的安全排放、超压气体排放，此外，还要考虑压力球罐发生火灾时安全阀的排放，按最大液化气压力球罐的泄放量估算，一座1300m3压力球罐火灾工况泄放量为100 t/h。泄放量远大于已有焚烧炉处理能力，因此，需新增一套高压排放管线及地面火炬（焚烧炉），在最大事故工况下，新增火炬将与已有火炬焚烧炉同时使用，需新增一套60 t/h地面火炬。

（六）现实意义

将L陆地终端改造为LPG贸易二级库，能够充分利用L陆地终端原有副产品储罐、工艺流程、管线、消防设施、装车鹤管、火炬放空设施和码头资源，实现L陆地终端闲置资产的充分利用。并且相比新建设LPG贸易二级库，设备设施再利用可大幅节省项目投入成本，改造工程小，技术要求简单，需要成本低，故将L陆地终端改造为LPG贸易二级库，方案具备高度可行性。

五、结语

传统的弃置处置模式已经难以满足当前海洋油气资源开采行业高质量发展的要求，因而探讨更加先进、科学、高效的替代处置模式具有重要的现实意义。综上所述，对闲置海油陆地终端改造为LPG贸易二级库进行再利用具备较高的可行性，能够实现闲置陆地终端设备资产的有效利用，并且在一定情况下可以满足LPG贸易的市场需求。