海上平台放空火炬燃冒黑烟问题原因分析与处理

李 飞，胡 松，朱梦影，孔 冰

（1.中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300459；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司辽东作业公司，天津 300459；3.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

海上平台放空火炬系统中，由于放空气体中重组分的存在，燃烧时常会出现冒黑烟现象，文献和现场燃冒黑烟平台伴生气组分测试结果表明，当C3+含量大于5%时，黑烟现象比较明显，C3+含量大于6%时，黑烟现象比较严重[1，2]。放空的烷烃燃烧完全时，在氧气氧化作用下生成CO2和H2O，伴随着浅蓝色火焰，肉眼不易察觉；重组分含量过高或者氧气供应不足会造成燃烧不充分，产生碳颗粒，而碳颗粒不能进一步燃烧或者处理时会形成宏观的黑烟现象。

结合现场实施工艺，海上平台放空火炬燃冒黑烟的原因可以归纳为以下几点：

（1）重组分含量高，燃烧不充分，C3+组分含量超过5%；

（2）流程分离器捕液能力差，天然气携带原油和重烃液滴进入火炬放空系统；

（3）火炬分液罐温度高，除液效果差也会导致黑烟；

（4）火炬放空管线或者火炬分液罐积液多也会导致产生黑烟；

（5）放空量超过火炬放空设计能力导致携液量增大。

1 放空火炬冒黑烟常用解决方法

1.1 增设液烃回收流程

从前期设计角度出发，如果油田伴生气中重组分含量高，流程分离效果不佳，火炬放空罐中积液太多，都会造成天然气携带原油和重烃液滴进入火炬放空系统从而造成黑烟现象，其本质原因来自于液烃的累计，为此可设置液烃回收流程来将气体中夹带的液烃分离出来。液体回收流程主要是单独回收液烃的压力容器及转液系统。

液烃的主要来源为天然气低压、中压、高压压缩机、天然气外输洗涤器、天然气生产分离器、燃料气洗涤器、燃料气过滤器、高压火炬分液罐以及气系统各流量计低点集液管。将上述容器、设备至闭排的排放点汇集成另一条总管线至液烃回收系统，进而通过转输泵转液至海管输进行外输，或者容器罐储存再由船舶送至陆地[3]。

1.2 增设配套火炬辅助设备

从处理角度考虑，可以通过改进火炬头，提高火炬头供氧能力，或者采取措施提高火炬头除烟能力来解决火炬燃冒黑烟问题[2]。实践中可利用消烟风机或者来文丘里引射器消烟，或设置预混火炬头，利用火炬气的压力引入空气混合后实现无烟燃烧，预混火炬头需根据火炬气的排放压力专门设计。高压火炬可以选用音速火炬头实现无烟燃烧，高压火炬无烟燃烧范围是0～100%[2]。

1.3 蒸汽消烟

蒸汽消烟的主要原理是利用蒸汽与游离碳发生水煤反应：

蒸汽消烟火炬头主要由稳焰器、火炬中心蒸汽喷嘴以及顶部环形消烟喷嘴三部分构成。火炬中心蒸汽喷嘴将蒸汽喷射至火焰中部，在表面附着力的作用下将自身10～30倍的空气引入放空气体中使之充分混合。中心蒸汽喷嘴的具体作用主要有两点，一是通过喷射作用增大了易产生黑烟的重组分气体的扰动，使可燃气和空气充分接触，促进燃烧充分；二是蒸汽可以使火焰的燃烧温度维持在一个较低的温度，不仅可以降低火炬头温度，提高其使用寿命，同时也降低了重组分气体裂解成碳的可能性。顶部环形消烟喷嘴喷射蒸汽的主要作用是卷吸周围的空气，从而提高放空气体的燃烬率，与此同时，环形喷射的蒸汽可以搅拌并提高火焰高度、降低火炬头温度，延长火炬头使用寿命[4]。

1.4 补充燃料提高反应热值

实际生产中发现在放空量低的情况下也会发生燃冒黑烟现象。对这个现象，一种解释是因为放空气量小、流速慢，导致放空气与空气混合不充分，导致不充分燃烧；文献[5]提到的充分燃烧所需“热值”问题也是一个重要理由。对于热值不够的问题，通常可以设置长明灯等手段提高燃烧充分性。

2 案例分析

2.1 研究背景

渤海某油田的天然气处理系统主要分为伴生气处理和天然气处理两部分。该油田在燃料气系统和天然气压缩机系统相继启动后，有大量的液烃从天然气系统中析出。该油田液烃回收系统未投用之前，大量液烃产出后，全部排放至闭排，同流程其他排放液体混合，通过离心泵转运至原油处理流程。由于液烃易挥发，闭排泵转液过程中不能建立压力，气蚀严重，影响了液烃收集和转液；其中一部分挥发至火炬系统燃烧，产生黑烟，造成环境污染；另一部分进入原油处理系统转运至终端，给下游终端处理厂的生产增加了安全隐患，同时无法对其合理利用也势必造成液烃的浪费。

2.2 设计思路与方案

针对伴生气中压压缩机两级压力体系，制作两组由两条竖直管段组成的油水两相分离装置。增加单独回收液烃的压力容器及转液系统。液体主要来源于天然气低压、中压、高压压缩机、天然气外输洗涤器、天然气生产分离器、燃料气洗涤器、燃料气过滤器、高压火炬分液罐以及气系统各流量计低点集液管。将上述容器、设备至闭排的排放点汇集成另一条总管线至液烃回收系统，进而通过转输泵转液至输气海管，输送至陆地天然气处理终端。

其设计原则：

（1）为防止因不同的压力体系造成液烃的相态变化，产生气液相态转换的死循环，将中压压缩机一级进口洗涤器和中压压缩机二级进口洗涤器设计为两套回收体系[6]。

（2）为液烃的油水沉降分离提供足够时间，防止转液时将水转入气海管。

（3）结合现场实际，选择合理空间进行改造。

2.3 设计方案

液烃回收系统由操作压力分别为450 kPaG（低压系统）和1 200 kPaG（高压系统）两组集液管组成，每组集液管分别由混合室与油室组成。液烃从集液管混合室中部进入，经过油水分离，凝析油从顶部连通管线溢流至油室，沉降水手动排液至闭排。油室收集到的凝析油通过高压隔膜泵增压至6 100 kPaG后输送至天然气外输海管，随外输天然气外输至陆地处理厂处理。

450 kPaG集液管收集中压机入口涤气器液烃和原油一级分离器流量计低点排液，油室顶部与中压压缩机入口洗涤器相连；1 200 kPaG集液管收集高压机入口涤气器液烃，油室顶部与中压压缩机二级洗涤器顶部相连，确保液烃收集过程中压力保持一致，避免液烃因压力变化造成气液相态转换。对伴生气外输流量计、天然气生产分离器、天然气外输洗涤器排液管线排液连接管线至1 200 kPaG集液管。方案流程简图（见图 1）。

通过液烃回收系统改造，已经成功完成了对中压压缩机机组及入口流量计低点排放处液烃回收处理，每天液烃产量约3 m3，有效解决了中压压缩机液烃回收利用问题，消除了流程生产安全隐患。

2.4 应用效果

系统投用后，压缩机排放由闭排转至集液系统，而集液系统气相与分离器进行连通，能够将凝析油再次回收，避免了挥发性重组分挥发至火炬造成火炬黑烟问题；同时凝析油进入集液系统随转输泵输送至气海管，避免了闭排泵转液困难及对流程和下游的影响。

该油田液烃回收装置年回收液烃1 044 m3，按照能耗折算标准，1 t原油=1.428 6 t标准煤，液烃回收量相当于 1 044 m3×0.7 t/m3×1.714 3 t标准煤×800 元人民币=100.2万元人民币，实现可观经济效益。液烃回收系统投用以来，年转液烃量达1 044 m3，转液前经化验含水为0%，气海管上下游压差未见异常，为陆地终端销售带来了经济效益。

图1 油田液烃回收改造流程示意图

3 小结

黑烟问题是天然气放空火炬面临的一个普遍现象，通过理论以及现场实践综合收集出可能造成黑烟的可能，根据原因提出合理治理措施，并且通过海上平台实际案例分析，有效解决前期液烃未能合理处理带来的隐患与问题，为油田现场治理黑烟现象提供了有用的参考，对于其他同类油气田引入液烃回收技术具有一定的参考意义。