压缩机系统工程的流程实践

　　BZ34油田天然气压缩机系统工艺流程技术方案操作成本1工程背景BZ 34油田设施主要包括4座井口平台和1艘浮式生产储油装置（FPSU）。各井口平台产液通过海底管道输送到FPSU进行集中处理。FPSU上的透平发电机为柴油和天然气双燃料型，生产中一般以天然气为燃料；当燃料气入口压力低于1 0 MPa时，透平发电机燃料将自动切换为柴油。BZ 34油田生产过程中，部分油井相继停喷和间喷，造成油气产量大幅度下降，高压天然气日产量降至约3×10 4 m 3（与单台透平发电机的日燃气用量相当） ，原油日产量降至约320 m 3。虽然该油田的高压天然气日产量与FPSU上单台透平发电机的日燃气用量相当，但由于各井口平台连接到FPSU的油、气、水混输海管中存在段塞流现象，因此从FPSU上一级分离器分离出来的伴生气时断时续，致使透平发电机燃料频繁切换，情况严重时在12 h内切换次数达112次1）。此状况不仅影响了透平发电机的使用寿命，而且威胁到油田电力系统运转的稳定；一旦发电机燃料切换失败，油田将停电停产。当时采取的应对措施是让透平发电机完全用柴油，但这将使油田燃料费支出大幅度增加，而油田所产的大量天然气却被白白烧掉。为了降低操作成本，充分利用现有的天然气资源，中海石油（中国）有限公司天津分公司生产部联合中海石油基地集团油建公司研发中心在BZ 34油田进行了增加天然气压缩机系统工程的专题研究，包括工艺流程改造、工程技术方案优选及数值模拟分析，并在该油田取得了良好的生产实施效果和可观的经济效益。

　　2工程技术要求和设计参数在BZ 34油田增加天然气压缩机系统工程技术要求是：当混输海管中段塞流严重时，也就是当海管来液中无伴生气时，新增的天然气压缩机要能正常运行，同时透平发电机组要保持燃气状态，保证正常发电。为此，需在压缩机出口设置1个稳压罐，以维持压缩机出口压力不变，使压缩机运行平稳；此外，还需在稳压罐后设置1个调储罐，储存一定量的天然气，以使透平发电机组一直保持燃气状态。

　　在BZ 34油田增加天然气压缩机系统工程设计参数为：（1）当透平发电机组的燃料切换为柴油后，对FPSU上的工艺系统降压（将一级分离器的压力由1 35 MPa降至0 1 6 MPa） ，并根据油田生产情况2）及后期开发方案将油田天然气日产量稳定在6×10 4 m 3以上。

　　（2）根据油田用电负荷统计结果，在进行原油外输作业时需启用2台透平发电机（单台透平发电机的日燃气量为29 952 m 3） ，因此确定新增天然气压缩机的流量为60 000 m 3 / d.

　　（3）根据降压后油田现场数据统计结果1），海管来液中无伴生气的持续时间不超过10 min ，因此确定新增调储罐的储气能力为满足2台透平发电机运转10 min的用气量。

　　（4）经化验分析，BZ 34油田降压后的伴生气组分如表1所示，其含水量为92 g/ m 3。

　　3工艺流程改造B Z 34油田增加天然气压缩机系统改造后的工艺流程图如所示。

　　当混输海管中段塞流不严重时，一级分离器能够提供流量相对稳定的天然气，此时的工艺流程为：一级分离器燃料气分液罐（FPU 2 V 2 622）燃料气压缩机橇块稳压罐（FPU 2 V 2 003）调储罐（FPU 2 V 2 004）燃料气过滤器（FPU 2 F 2 621A/ B）加热器（FPU 2 E 2 621）透平发电机组。

　　当混输海管中段塞流严重时，一级分离器不能提供天然气，海管来液中无伴生气的*长持续时间为10 min ，此时要求天然气压缩机和透平发电机组仍然正常运行，其工艺流程（压力控制阀PC3处于关闭状态）为：（1）天然气压缩机部分一级入口洗涤器（FPU 2 V 2 001）天然气压缩机（FPU 2 C 2 001/ 002）稳压罐（ FPU 2 V 2 003）一级入口洗涤器（FPU 2 V 2 001）。

　　（2）透平发电机组部分调储罐（FPU 2 V 2 004）燃料气过滤器（FPU 2 F 2 621A/ B）加热器（FPU 2 E 2 621）透平发电机组。

　　4工程技术方案优选及工艺流程数值模拟分析411工程技术方案优选BZ 34油田增加天然气压缩机的工程技术方案优选主要考虑到压缩机出口压力、调储罐容积、增加设备的综合费用、增加设备的尺寸是否满足总体布置要求等因素。

　　可见：方案1费用*低，但调储罐尺寸较大，不能满足总体布置的要求（本次改造工程新增甲板面积有限） ；方案3、4能够满足总体布置的要求，但是费用较高。所以，本次改造工程选用了方案2。根据方案2选用的设备及其参数如所示。

　　412工艺流程数值模拟分析采用H YSYS 3 1软件，根据方案2设备及其参数建立模型，并进行了工艺流程模拟，从而确保了工程技术方案的可行性和工艺流程中各工艺参数的准确性。

　　（1）稳压罐（FPU2V2 003）在回流时（压力由3 1 MPa降至0 1 6 MPa ，温降为15℃） ，不会产生水合物，因此工艺流程改造中不需要添加水合物抑制剂。

　　（2）新增天然气压缩机系统需要的冷却海水量为28 m 3 / h ，现有的海水系统可以满足要求。

　　（3）新增天然气压缩机系统产生的天然气凝液为1 m 3 / h ，现有的闭排系统亦满足要求。

　　511新增天然气压缩机系统运行情况新增天然气压缩机系统投入使用后，压缩机和透平发电机运行十分平稳，BZ 34油田某时间段燃料气分液罐入口天然气流量变化和改造后的透平发电机入口天然气压力变化情况。虽然燃料气分液罐（FPU2V2 622）入口天然气流量波动较大，但透平发电机入口天然气压力基本保持一致。

　　512经济效益新增天然气压缩机系统投入使用后，BZ 34油田已节约燃料费约4 800万元（平均每年可节约近3 000万元）。另外，由于系统降压后BZ 34 2 4 2 3 L/ S油井一直处于稳定自喷生产，每年可增加原油产量3 1 69万m 3，这也带来了可观的生产效益。

　　6结束语在海上油气田开发过程中，当产量递减到一定程度时，混输海管中的段塞流会导致“某时刻”天然气的流量很低，并影响到透平发电机的正常运行。

　　这时，适当降低流程压力，并增加一套本文介绍的天然气压缩机系统，不仅可以解决问题，同时可以增加油气产量，降低油田操作成本。BZ 34油田增加天然气压缩机系统工程实践对于海上生产状况类似的油田具有一定的借鉴意义。