邵海龍

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

0 引言

隨著我國(guó)海洋石油由近海逐漸向遠(yuǎn)海發(fā)展，原油儲(chǔ)存也由陸上儲(chǔ)油向海上儲(chǔ)油發(fā)展[1]。海上儲(chǔ)油主要有水上儲(chǔ)油、水面儲(chǔ)油和水下儲(chǔ)油3種方式[2]。其中，水下儲(chǔ)油的油罐位于水下，避開(kāi)了波浪、火源、風(fēng)暴、雷電等影響，使用更安全，在惡劣天氣下也能保證平臺(tái)的正常生產(chǎn)[3-6]。與儲(chǔ)罐平臺(tái)相比，水下儲(chǔ)油可省去昂貴的平臺(tái)建造費(fèi)用，而且罐容不受平臺(tái)建造限制，具有很好的發(fā)展前景[7-9]。

水下儲(chǔ)油設(shè)施的油水界面監(jiān)測(cè)一直是制約水下儲(chǔ)油技術(shù)發(fā)展的一個(gè)技術(shù)難題。本文在充分研究了現(xiàn)有油水界面測(cè)量方法的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)現(xiàn)有測(cè)量方法進(jìn)行組合應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)了水下百米以上量程范圍的油水界面測(cè)量。

1 油水界面測(cè)量需求簡(jiǎn)介

水下儲(chǔ)油一般通過(guò)油水置換實(shí)現(xiàn)。水下儲(chǔ)油裝置尺寸較平臺(tái)儲(chǔ)油罐尺寸大很多，高度一般在百米以上。本項(xiàng)目中，水下儲(chǔ)油裝置總高214.9 m，分為水上、水下2個(gè)部分。在裝置兩側(cè)設(shè)置空腔。由于油輕水重，所以裝置底部為海水，海水上部為原油。通過(guò)上部組塊進(jìn)油管線向儲(chǔ)油裝置中注油，通過(guò)外輸管線向外出油，有時(shí)油多水少，有時(shí)油少水多，但封層以下海水、原油和乳化層的總液位保持不變。油水界面隨著注油和出油上下浮動(dòng)，所以需要監(jiān)測(cè)并控制油水界面不超過(guò)上報(bào)警點(diǎn)-75.7 m，否則會(huì)導(dǎo)致外輸原油含水量超標(biāo)。同時(shí)，需要監(jiān)測(cè)并控制油水界面不低于下報(bào)警點(diǎn)-180.2 m，否則會(huì)導(dǎo)致原油溢出，流入海洋，污染海洋環(huán)境。

由于水下儲(chǔ)油裝置體積很大，所以上、下2個(gè)報(bào)警點(diǎn)之間的距離也很大，小則幾十米，大則上百米。在本項(xiàng)目中，上、下2個(gè)報(bào)警點(diǎn)之間的距離為104.5 m，所以需要配置一套量程范圍至少能夠達(dá)到104.5 m的油水界面測(cè)量裝置。

現(xiàn)有的油水界面測(cè)量方法中，最大測(cè)量范圍僅能達(dá)到幾十米，均無(wú)法實(shí)現(xiàn)水下百米以上量程范圍的油水界面測(cè)量。如何監(jiān)測(cè)深水儲(chǔ)油裝置油水界面的位置，已成為深水儲(chǔ)油的一個(gè)技術(shù)難題。

2 油水界面測(cè)量解決方案

在本項(xiàng)目中，為了解決水下大量程范圍油水界面無(wú)法測(cè)量的技術(shù)難題，采用了主測(cè)量和輔助測(cè)量2種測(cè)量方法。

2.1 主測(cè)量方法

由于現(xiàn)有的油水界面測(cè)量方法均無(wú)法實(shí)現(xiàn)水下間距百米以上2個(gè)報(bào)警點(diǎn)的同時(shí)監(jiān)測(cè)，所以采用分段測(cè)量作為主測(cè)量方法，即上界面和下界面分開(kāi)測(cè)量。

2.1.1 上界面測(cè)量

導(dǎo)波雷達(dá)液位變送器測(cè)量范圍如圖1所示。

圖1 測(cè)量范圍示意圖Fig.1 Schematic diagram of measure ranges

由于封層位于水下-51.7 m，空腔底部位于水下-66.9 m，上報(bào)警點(diǎn)位于水下-75.7 m，即上報(bào)警點(diǎn)距離空腔底部位置8.8 m，所以上界面測(cè)量可以考慮采用頂裝式的導(dǎo)播雷達(dá)液位變送器進(jìn)行測(cè)量。采用導(dǎo)播雷達(dá)液位變送器進(jìn)行油水界面測(cè)量時(shí)，不同的油、水厚度和介電常數(shù)會(huì)對(duì)測(cè)量范圍產(chǎn)生一定影響。

海水介電常數(shù)為80。如果原油介電常數(shù)按照極端值3考慮，也能夠滿(mǎn)足上界面的監(jiān)測(cè)需求，所以上報(bào)警點(diǎn)油水界面監(jiān)測(cè)采用導(dǎo)波雷達(dá)來(lái)實(shí)現(xiàn)。

2.1.2 下界面測(cè)量

由于現(xiàn)有的測(cè)量方法均無(wú)法實(shí)現(xiàn)水下-180.2 m處油水界面的直接測(cè)量，所以本文研究了一種間接測(cè)量方法。利用原油、乳化層和海水3者之間的物性差異，如密度，通過(guò)檢測(cè)3者之間的物性差異來(lái)判斷油水界面的位置[10]。

由于需要控制油界面不低于水下-180.2 m，所以每隔2.8 m設(shè)置一個(gè)報(bào)警點(diǎn)，即分別在-171.8 m、-174.6 m、-177.4 m、-180.2 m和-183 m處，共設(shè)置了5個(gè)監(jiān)測(cè)點(diǎn)。其中：-171.8 m、-174.6 m、-177.4 m均為預(yù)警位置，-180.2 m為報(bào)警位置，-183 m為關(guān)斷位置。根據(jù)本項(xiàng)目中設(shè)計(jì)的注油泵注油量計(jì)算，油水界面每經(jīng)過(guò)2個(gè)監(jiān)測(cè)點(diǎn)需要時(shí)間為8 h，所以油水界面從第一個(gè)預(yù)警點(diǎn)到關(guān)斷點(diǎn)的過(guò)程中，有充足的時(shí)間來(lái)協(xié)調(diào)陸上船舶資源將成品原油運(yùn)走。當(dāng)然，監(jiān)測(cè)點(diǎn)位置也可以結(jié)合具體項(xiàng)目實(shí)際需求進(jìn)行設(shè)置。

本項(xiàng)目中，通過(guò)設(shè)置各個(gè)監(jiān)測(cè)點(diǎn)的采樣管路，對(duì)監(jiān)測(cè)點(diǎn)處的液體進(jìn)行采樣，再通過(guò)設(shè)置空腔位置的密度變送器(每個(gè)采樣管路設(shè)置一套，共5套)進(jìn)行密度測(cè)量，從而確定油水界面位置。在測(cè)量過(guò)程中，通過(guò)控制電動(dòng)球閥(每個(gè)采樣管路設(shè)置一套，共5套)開(kāi)關(guān)來(lái)實(shí)現(xiàn)對(duì)取樣點(diǎn)的選擇。

開(kāi)始時(shí)，僅打開(kāi)對(duì)-171.8 m位置進(jìn)行采樣的電動(dòng)球閥。當(dāng)乳化層或原油層未到達(dá)水下-171.8 m位置時(shí)，密度變送器測(cè)量密度為海水密度，注油泵可以繼續(xù)向儲(chǔ)油裝置中注油；當(dāng)密度變送器測(cè)量密度小于海水密度時(shí)，證明乳化層或原油層已經(jīng)到達(dá)水下-171.8 m，此時(shí)協(xié)調(diào)陸上船舶資源進(jìn)行原油外輸，繼續(xù)向儲(chǔ)油裝置中注油。此時(shí)，關(guān)閉對(duì)-171.8 m位置采樣的電動(dòng)球閥，開(kāi)啟對(duì)-174.6 m位置采樣的電動(dòng)球閥。當(dāng)乳化層或原油層未到達(dá)水下-174.6 m位置時(shí)，密度變送器測(cè)量的密度為海水密度；當(dāng)密度變送器測(cè)量的密度小于海水密度時(shí)，證明乳化層或原油層已經(jīng)到達(dá)水下-174.6 m位置。此時(shí)，關(guān)閉對(duì)-174.6 m位置采樣的電動(dòng)球閥，開(kāi)啟下一個(gè)采樣點(diǎn)的電動(dòng)球閥。依次類(lèi)推，當(dāng)檢測(cè)結(jié)果顯示乳化層已經(jīng)到達(dá)水下-180.2 m，但船舶資源暫未具備時(shí)，則由中央控制器發(fā)出控制信號(hào)，控制注油泵停止向儲(chǔ)油裝置中繼續(xù)注油。

注油過(guò)程中，注油泵的注油量為256 m3/h。由于整個(gè)儲(chǔ)油裝置容積較大，所以注油過(guò)程中油面下降速度較慢，每小時(shí)油水界面下降約0.35 m，即0.097 mm/s。由于采樣位置距離測(cè)量點(diǎn)位置最遠(yuǎn)約120 m，如果采樣液體按照2 m/s流速上升計(jì)算，則采樣液體從采樣位置到測(cè)量位置需行進(jìn)60 s。按照分析時(shí)間5 s考慮，采樣液體從采樣位置到分析結(jié)束的這段時(shí)間內(nèi)，油水界面下降約0.097 mm/s×65 s=6.305 mm。所以采樣和分析延時(shí)對(duì)界面下降所產(chǎn)生的影響可以忽略不計(jì)，即可認(rèn)為這個(gè)時(shí)間內(nèi)油水界面位置保持不變。

當(dāng)然，采樣點(diǎn)設(shè)置越多，界面的位置測(cè)量越準(zhǔn)確。在本項(xiàng)目中，僅設(shè)置5個(gè)采樣位置。

2.2 輔助測(cè)量方法

當(dāng)油水界面位置發(fā)生變化時(shí)，儲(chǔ)油裝置封層以上某一固定位置和封層以下某一固定位置的壓力差也將隨之變化，所以輔助測(cè)量方法是通過(guò)檢測(cè)這2個(gè)固定位置的壓力差值來(lái)監(jiān)測(cè)油水界面位置，作為主測(cè)量方法的補(bǔ)充。

裝置中，油層頂部壓力P0為：

P0=ρ1gh1+(ρ1-ρ3)gh3+(ρ1-ρ2)gh2

(1)

式中：ρ1為海水密度；ρ2為原油密度；ρ3為乳化層密度；h1為封層距離海平面高度,h1=51.7 m；h2為封層距離乳化層上界面高度，即原油油柱高度；h3為乳化層厚度，不固定，通常為0～2 m。

油層中A點(diǎn)(封層以下5 m)處壓力PA、封層以上海水層中B點(diǎn)(水下5 m)處的壓力PB分別為：

PA=P0+ρ2ghA=ρ1gh1+(ρ1-ρ3)gh3+

(ρ1-ρ2)gh2+ρ2ghA

(2)

PB=ρ1ghB

(3)

式中：hA、hB均為5 m。需要注意的是，A、B這2點(diǎn)需安裝于裝置的同側(cè)。

A、B這2點(diǎn)壓力差值為：

ΔP=PA-PB=ρ1gh1+(ρ1-ρ3)gh3+

(ρ1-ρ2)gh2+ρ2ghA-ρ1ghB

(4)

則h2為：

(5)

由于h1、hA、hB不變，乳化層厚度h3在一定范圍內(nèi)可以認(rèn)為固定不變，所以ΔP將隨h2的變化而變化。通過(guò)ΔP，可以反推出油柱的高度。

由于A點(diǎn)與B點(diǎn)安裝于整個(gè)儲(chǔ)油裝置的同側(cè)，當(dāng)風(fēng)浪作用導(dǎo)致儲(chǔ)油裝置上升、下降或者晃動(dòng)時(shí)，A、B這2點(diǎn)的壓力值將按照同樣的規(guī)律變化，同時(shí)增大或同時(shí)減小，而且增大量或減小量數(shù)值相等。所以，利用A、B這2點(diǎn)壓力的差值來(lái)反推油柱高度，可以有效地避免由于風(fēng)浪造成裝置晃動(dòng)而帶來(lái)的系統(tǒng)誤差。當(dāng)油水界面不變時(shí)，如因風(fēng)浪作用導(dǎo)致儲(chǔ)油裝置上升、下降或者晃動(dòng)傾斜，將不會(huì)影響對(duì)油水界面位置的判斷。

3 結(jié)束語(yǔ)

本文以分段測(cè)量為主測(cè)量方法，避免了上、下2個(gè)報(bào)警點(diǎn)由同一測(cè)量設(shè)備進(jìn)行測(cè)量時(shí)無(wú)法選型的問(wèn)題。通過(guò)采樣分析監(jiān)測(cè)下報(bào)警點(diǎn)的方法，解決了水下大量程油水界面無(wú)法監(jiān)測(cè)的技術(shù)難題。輔助測(cè)量法則通過(guò)巧妙地設(shè)置壓力監(jiān)測(cè)點(diǎn)位置，計(jì)算出2點(diǎn)差壓值反推油水界面位置。以上2種測(cè)量方法簡(jiǎn)單、可行、經(jīng)濟(jì)、有效，相互補(bǔ)充和驗(yàn)證，共同實(shí)現(xiàn)了水下大量程范圍油水界面的準(zhǔn)確監(jiān)測(cè)，對(duì)促進(jìn)深水儲(chǔ)油技術(shù)進(jìn)一步發(fā)展具有極其重要的意義。

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