0 引　言

目前海上油田伴生气回收多采用固定式平台^[1]，存在成本高、灵活性不足等问题。可移动平台虽具备部署优势，但受限于液化工艺集成、储罐小型化及复杂海况外输的技术瓶颈。本文针对渤海油田伴生气组分复杂、空间受限及外输安全需求，提出新型自升式回收平台方案，适用于水深≤40 m、日处理量≤15×10⁴ m³油田，重点突破液化工艺优化、紧凑储罐布置及外输技术，为海上伴生气资源化提供新路径。本文研究聚焦日处理10×10⁴～15×10⁴ m³的自升式平台设计。

1 基础信息

以渤海某油田作为目标油田，平均水深27.4 m，最大日产气量为37.40×10⁴ m³。目标油田的中心平台为固定式中心处理平台，其作业水深约25 ｍ，配有原油处理系统、天然气处理系统、水处理系统以及公用系统。平台一部分伴生气用于燃气发电，其余伴生气通过火炬燃烧。本文拟采用一座可移动自升式平台^[2]作为目标油田的伴生气液化回收平台。

2 总体方案

基于渤海海域伴生气排放现状，总体方案为固定生产平台+自升式液化回收平台^[4]+LNG运输船的方案，方案总体布置如图1所示。

本平台总体特点如下：1） 固定生产平台和伴生气回收平台站位后通过栈桥进行连接；2） 固定生产平台与伴生气回收平台通过栈桥进行伴生气管路连接；3） 伴生气回收平台配置主发电机组和应急发电机；4） 伴生气回收平台配置C型储罐；5） 通过伸缩臂+外输软管形式进行LNG卸载；6） LNG运输船通过串靠形式进行LNG过驳。

3 技术方案 3.1 平台性能及型式

本平台为一座自升式伴生气液化回收平台^{[2 − 3]}，最大作业水深35 m，能抵抗渤海百年一遇的环境条件，具备海上伴生气的液化、回收、储存、外输功能。本平台从原中心平台接收伴生气，通过处理模块将其液化成符合标准的LNG，并储存于LNG C型液货罐中。

平台主体采用长方形箱型设计，配置4根圆柱型桩腿，可通过升降装置调整平台高度，保障不同海况下的正常作业。自持力21天，外输周期25天。伴生气处理能力每天可达15×10⁴ m³，设计寿命25年。

平台总体参数如表1所示。

3.2 总体布置

平台主甲板分为3个功能区进行布置。甲板尾部布置有伴生气处理模块，主要提供伴生气净化、液化功能；中部布置C型LNG储罐，可提供25天的液化气产量；艏部布置生活楼。平台所需电力来自原中心生产平台。

平台左舷配有可拆卸式过桥，长度为20 m，主要作用为本平台与原中心生产平台之间的安全往返，以及辅助生产管线、电缆等的连接。平台配置液压驱动起重机，布置在艉部靠近右舷固桩架旁。

3.3 工艺方案研究

针对海上伴生气的特点，整体设计研究重点考虑小型化、轻量化、低能耗和低造价。伴生气组分通常包含甲烷、乙烷、丙烷、氮气、二氧化碳、硫化氢、水蒸气及微量汞等。优化方案需根据具体组分进行调整，以下为通用研究方案。

3.3.1 液化方案

液化工艺选用单级混合制冷剂（SMR，配比CH₄∶C₂H₆∶C₃H₈∶N₂=0.65∶0.2∶0.1∶0.05），其优势为流程简化、设备少、投资低^[5]，适配每年1～50×10⁴ t中小规模项目，且模块化设计便于海上安装。针对能耗较高问题，采用高效压缩机/换热器、轻量化材料（减重15%，降耗8%）及工艺优化，综合能耗较传统SMR降低20%。

3.3.2 优化方案

总体方案对比如表2所示。

优化方案工艺流程如表3所示。

优化方案具备小型化、轻量化、低能耗、低造价的特点，可适用于中小规模伴生气处理，如适用于年处理量1～30×10⁴ m³伴生气液化项目；也能够很好地适用于空间受限、对重量和能耗敏感的海上平台。

3.4 LNG液货舱选型及布置

在本平台的设计中，液货罐的选型至关重要，它直接关系到平台的安全性、经济性和运营效率。当前主流低温液货舱围护系统类型有A型舱、B型舱、C型舱和薄膜型液货舱。液货舱围护系统各类型对比见表4。

对比各类液货维护系统，从经济性、安全性及维护角度考量，本平台 LNG 液舱的最优方案是选用 IMO C 型独立液货舱，并固定于平台甲板，用作海上 LNG 加注^[6]。

LNG货罐的容量，对于本平台的尺度大小、运营成本有着直接的关系，综合考虑LNG运输船日租金、运输船舱容使用率、不同容积C型罐对平台建造成本的影响等，选定合适罐体容积。LNG单罐容积估算见表5。

LNG液货罐在主甲板上的布置可参照图2主甲板布置图。

以2×2000 m³罐为计算基础，核算罐容增加对平台建造成本的影响。随着罐容的增大，平台的总体尺寸会变大、桩腿变强、升降锁紧系统参数变大，C罐成本增加、LNG深潜泵变大、LNG外输系统变大等，以上因素会导致平台整体建造成本增加。

按照每天15×10⁴ m³的伴生气量，液化天然气LNG每天产量为240 m³。根据货罐尺寸，最终确定在甲板上布置2个3000 m³的LNG C型储罐（见表6）。结合平台主甲板布置，最终选定LNG单罐尺寸为直径11 m，总长36 m。

3.5 LNG外输方案研究

本平台针对边际小型油气田，常见的海底管线外输方式费用较高，因此本平台考虑采用LNG运输船外输模式，液货舱内的液化天然气通过LNG外输单元进行装船外输。3种LNG外输方案对比如表7所示。

对比3种外输方式，从设计寿命、连接效率，安全性及技术成熟度考虑，本平台最优外输方案是选用桁架式软管外输。

外输软管需满足低温（−163°C）、高压（设计压力0.2 MPa）及动态载荷工况要求，具体选材如下：内衬层为316 L不锈钢波纹管，增强层采用芳纶纤维编织，外包覆层为聚氨酯。疲劳寿命基于DNV-RP-F201标准，通过S-N曲线及Miner累积损伤理论计算：应力幅值σ_max=120 MPa（R=0.1），年作业200次，设计寿命35年（总循环7000次）。316 L不锈钢在LNG环境疲劳极限σ_max=80 MPa，取安全系数2.0后许用应力60 MPa，满足寿命要求。

相较于串靠外输（漂浮软管抗浪性差、绞车成本高）和旁靠外输（适应性差、风险高），桁架输送臂以高强度结构抗恶劣环境，可突破船舶大落差及远距输送限制，兼具快速回收、安全高效等优势。

LNG卸载流速设计为8.5 m/s（8英寸软管），卸货速度800 m³/h，8小时可完成6000 m³罐容卸载。依据API 17B和CCS规范，8英寸软管允许最大流速10 m/s，本文设计流速安全可控，压降0.12 MPa低于标准限值0.15 MPa，满足作业要求。

3.6 LNG外输方案研究

初步选择一艘公司自有的最小舱容1.2×10⁴ m³LNG运输船进行往返运输，分析了LNG运输船的系泊方案。

LNG外输海况设定为：最大波高3 m，风速8 m/s，流速0.8 m/s。满足覆盖目标海域80%作业窗口期。

3.6.1 分析方法

根据API RP 2SK计算相应的风流载荷系数，基于势流理论，采用SESAM/HydroD软件对水动力系数进行计算，然后使用SIMA软件对LNG运输船和系泊系统进行时域耦合分析。

风载荷的计算公式为：

$ {F_w} = {c_w}\sum {\left( {{c_s}{c_h}A} \right)} {V^2}{}_w。$

(1)

式中：F_w为风载荷，N；c_w=0.0034lb/(ft²·kt²)(0.615 N·s²/m⁴)；c_s为形状系数；c_h为高度系数；A为风作用面的垂直投影面积，m²；v_w为设计风速，m/s。

流载荷的计算公式为：

$ {F}_{cx}={C}_{cx}S{V}_{c}^{2}。$

(2)

式中：F_cx为纵向流载荷，N；C_cx为0.016 lb/(ft²·kt²)(2.89 N·s²/m⁴)；S为湿表面面积，m²；V_c为设计流速，m/s。

水动力载荷由水压面的压力积分而来，这些力包括惯性、辐射力、浮力、绕射力、海流力和非线性作用力。浮式平台的外部载荷为：

$ F_i^{\mathrm{platform}}=-A_{qj}+F_i^{\mathrm{Hydro}}+F_i^{\mathrm{line}}。$

(3)

式中：A_ij为(i,j)方向脉冲附加质量矩阵；q为系统自由度；F_i^Hydro为第i方向的水动力载荷；F_i^line为第i方向的系泊受力。

时域中真实的线性水动力模型中，浮式平台外部载荷中的水动力为：

$ \begin{split}F_i^{\mathrm{Hydro}} & =F_i^{\mathrm{waves}}+\rho gV_0\delta_{i3}- \\ & C_{ij}^{\mathrm{Hydrostatic}}q_j-\int_0^tK_{ij}(t-\tau)\dot{q}_j(\tau)\mathrm{d}\tau。\end{split} $

(4)

式中：F_i^waves为总的波浪激励力（包括入射力和绕射力）；ρgV₀δ_i3为流体静力项；−ʃ ^t₀ K_ij(t−τ)q_j(τ)dτ为辐射力项。

如果系泊线是线性的且忽略了系泊线的惯性和阻尼，则系泊线对浮式平台的总作用力为：

$ F_i^{\mathrm{line}}=F_i^{\mathrm{lines},0}-C_{ij}^{\mathrm{lines}}q_j。$

(5)

式中：$ {C}_{ij}^{\mathrm{lines}} $为系泊线线性化的回复矩阵，其由弹性刚度与水中几何刚度组成；$ F_i^{\mathrm{lines},0} $为预张力的第$i$个分量，对于中浮力的悬链线来说预张力为0。

3.6.2 系泊方案设计^{[8 - 10]}

1）方案1

LNG运输船采用四点系泊方式，艏艉部各两点。系泊缆选用R4级无档锚链（Φ76 mm×700 m），其最小破断力为6033 kN、轴向刚度为5770 62 kN、湿重为104.9 kg/m。具体系泊布置形式如图2所示。

2）方案2

LNG运输船采用单点系泊（艏部单点，艉部双缆连接平台）。Line1为R4级无档锚链（Φ58 mm×400 m），破断力1280 kN，轴向刚度343130 kN，湿重72.74 kg/m；Line2/3为聚酯缆（Φ112 mm×45.025 m），破断力2070 kN，轴向刚度828 kN，湿重9.5182 kg/m。系泊布置如图3所示。

3）方案3

LNG运输船采用单点系泊（艏部单点，艉部双缆连接平台），艉部采用三叉线布置（Stern1/Stern2长24.17 m，参数同Line1）。Line1为R4级无档锚链（Φ58 mm×400 m），破断力1 280 kN，轴向刚度343130 kN，湿重72.74 kg/m；Line2/3为聚酯缆（Φ112 mm×45.025 m），破断力2070 kN，轴向刚度828 kN，湿重9.5182 kg/m。系泊布置如图4所示。

3.6.3 计算结果

系泊设计标准：

根据CCS《海上移动平台入级规范》^[7]中关于系泊张力的设计标准，安全系数F规定为：

$ {F}=\frac{{P}_{B}}{{T}_{\rm max}}。$

(6)

式中：P_B为系泊缆的最小破断强度，kN；T_max为服役中系泊缆的最大张力。

本次仅计算完整工况。环境载荷集中在东北方向，因此LNG运输船建议锚泊在船艏艉位于东北-西南方向。

方案1系泊计算载荷方向为船首150 °/180 °/210 °，方案2和方案3的系泊计算载荷方向均为船首为0 °/15 °/345 °/180 °。3种方案均模拟3 h，统计最大系泊张力及船体偏移量，详见表8～表9。

3.7 电力供给方案研究

本平台针对渤海海域环境条件与现有固定式生产平台作业状况设计了2套可选方案，其分别为依靠外部固定式生产平台输入供电；配置独立双燃料发电机。2个方案分别在经济性、稳定性以及环保等方面各具优势。

表10中明确了独立发电机组在灵活性、稳定性方面的优势，以及其在环保和重量上的适量牺牲。而经济性具体表现通过表11中数据展示。

表11对比了供电与自发电方案的年度资源消耗及费用（电费0.6元/度，燃油费7500元/吨，天然气自供不计费），设备成本为一次性支出。在固定设备差额下，两方案资源年费差累积4年即可实现总成本平衡。结合项目25年应用期，方案2经济性更优。

通过上述对比可知：发电机组供电在灵活性、稳定性、经济性等方面都是更优选择。外输供电方案仅在环保方面优于发电机组供电方案。因此，配置独立主发电机组作为本平台的供电方案更加实用。

3.8 经济及环境效益研究 3.8.1 成本分项说明

表12中提供了投资成本费用，其中储罐成本材料费：316 L不锈钢及绝热层（1200万元/个，制造费：焊接与成型（800万元/个）安装费：吊装与固定（300万元/个），外输系统费用包括桁架式软管与输送臂，液化工艺设备包括液化模块（含压缩机、换热器等），平台建造包括主体结构、桩腿及升降系统等，其他费用包括双燃料发电机、辅助设施。

表13中提供了年运营成本费用，其中维护费用：储罐（200万元/年）、外输系统（150万元/年）、液化模块（300万元/年）。能源消耗：液化工艺模块年耗电1.2×10⁷ kWh（0.6元/ kWh，720万元/年）。运输成本：LNG船年租金与装卸费（见表6）。人工成本：32人（30万元/人·年，960万元/年）。总计：年运营成本4557.5万元。

3.8.2 环境效益评估

伴生气火炬燃烧：

CO₂=15×10⁴ m³/d×365×0.716 kg/m³×2.75 kgCO₂/kg CH₄=10.6万吨/年。

LNG替代燃煤发电，效率40%：

CO₂=15×10⁴ m³/d×365×50 kWh/m³×（1−0.4）kgCO₂/kWh=6.6万吨/年。

总减排量：17.2万吨CO₂/年。

3.8.3 极端天气影响

渤海极端天气（波高>3 m）年均发生概率8%，预计年停工7天，损失LNG产量1.68×10⁴ m³（约1 008万元）。极端海况导致设备损坏概率5%，年均维修费用增加200万元。年保费300万元，覆盖80%风险损失。总风险成本：年均增加1 508万元。

3.8.4 整体经济效益评估

表14中提供了静态收益计算，年作业天数：350天，日处理能力：15×10⁴ m³/d（伴生气回收量），其中 第一年一次性投入（含设备、安装等费用），LNG销售价格按3000元/m³考虑，按照25年经营考虑，总收益540000万元，最终静态收益393220万元。

4 结　语

本文提出一种集成伴生气液化、储存与外输功能的自升式平台设计方案，并针对渤海某油田展开深入研究。主要结论如下：创新采用SMR工艺与C型储罐组合方案，桁架式外输方案可适应波高≤3 m的海况，外输效率达800 m³/h，有效降低了LNG外输成本，同时也降低了平台的建造难度。本方案年减排CO₂ 17.2万吨，具备显著经济与环境效益，且极端天气对运营成本的影响可控。该方案为中小边际油田伴生气回收提供经济可行路径，助力海上绿色油田建设，但需强化极端环境长期稳定性验证。未来可深化自动化控制、无人巡检及低碳技术研究，实现降本增效，提升极端海况安全性与运营经济性。