海上油田壓縮機回流閥凍堵分析與處理

劉 影，賀衛剛，曲 直，胡 松

(中海石油(中國)有限公司天津分公司遼東作業公司 天津300457)

1 低壓壓縮機流程簡介

海上某油田冬季平均氣溫為-10℃左右，冰期長達30～35d。該油田綜合處理平臺上設置一套天然氣處理系統，對油井伴生氣進行壓縮，一部分供透平主機用氣，另一部分通過天然氣海管外輸至陸地終端處理廠。該天然氣處理系統包含 2臺低壓壓縮機(下文簡稱低壓機)，運行狀態為一用一備，其生產流程如圖1所示。

圖1 低壓壓縮機流程示意圖Fig.1 Flow chart of low pressure compressor

原油二級分離器分離出的低壓伴生氣壓力為20～25kPaG，溫度為 20～25℃。低壓伴生氣首先進入低壓機，經壓縮后溫度上漲至100～110℃，壓力上漲至 450～460kPaG；然后進入海水冷卻器 WC-2530，將高溫天然氣冷卻至 30～35℃，然后再與原油一級分離器分離出的伴生氣混合后進入海水冷卻器WC-2531，經過第2次冷卻后進入下一級壓縮機。

冬季環境氣溫下降，低壓機回流閥門及管線多次出現凍堵情況，入口壓力降低，低壓機持續卸載。回流閥動作卡滯，補氣受阻，導致低壓機持續抽吸原油二級分離器伴生氣，引發二級分離器低壓報警，甚至逼近低低壓關斷值，對油田生產造成了干擾。

2 低壓機回流閥凍堵分析及治理

2.1 回流閥凍堵原因分析

按照 ODP設計要求，低壓機的入口操作溫度為35～40℃。由于冬季環境氣溫降至-10℃以下，雖然管線、閥門、接頭各處均安裝了伴熱保溫，但是由于管線較長，散熱速度快，實際天然氣入口溫度只有17～23℃(圖 2)。

圖2 低壓機入口溫度曲線圖Fig.2 Inlet temperature curve of low pressure compressor

天然氣水化物(圖 3)是一種由天然氣中的小分子與游離態水分子形成的類冰狀疏松結晶化合物，它會引發管道堵塞，增大管線壓差，進而損壞管件本體結構，甚至會導致嚴重的管道事故。

水化物的生成有兩大原因：一是天然氣中存在相當部分的游離水，這是天然氣形成水化物的決定因素；二是在高壓、低溫條件下，容易形成水化物。另外，由于高速流動、攪動、高壓脈動等因素的影響，天然氣在管道彎頭、變徑、針閥、孔板、粗糙的管壁等特定位置也很容易形成水化物。

從圖4可知，相對密度相同的天然氣在壓力一定的條件下，溫度越高越不易生成水化物；在溫度一定的條件下，壓力越低越不易生成水化物。該油田伴生天然氣相對密度為0.7007(空氣為1)，回流閥處壓力基本穩定在400～450kPaG范圍內，使用點溫槍測得回流閥處氣溫在-2～7℃之間波動。根據此壓力溫度數據查詢可知，氣溫低于 0℃時，就會產生水化物。所以，在壓力基本不變的情況下，提高天然氣的溫度是減少水化物生成的有效途徑。

圖3 天然氣水化物Fig.3 Natural gas hydrate

圖4 天然氣生成水化物的壓力-溫度圖Fig.4 P-T diagram of hydrate generated from natural gas

2.2 回流閥凍堵問題的治理措施

2.2.1 海水冷卻器運行工況優化

提高回流閥處天然氣溫度的首要思路就是優化海水冷卻器的運行工況，降低出口冷卻器的冷卻效果，即關小海水入口閥的開度，避免過度冷卻。操作人員發現將海水冷卻器入口閥逐漸關小直至全關后，天然氣進出口溫差仍然達到 70～80℃，經過點溫槍測溫排查，判斷入口截止閥存在內漏情況。操作人員將運行中的低壓B機切換至A機，然后對B機內漏的截止閥進行了更換。

更換新的截止閥后，通過小范圍調節閥開度即可將天然氣溫度精確地控制在 30～40℃范圍內，回流閥處天然氣溫度能夠保持在 15℃以上，有效地抑制了水化物的產生(圖 5)。換閥之后至今 36d，回流管線未再出現凍堵的問題。

圖5 換閥后低壓機入口溫度曲線圖Fig.5 Inlet temperature curve of low pressure compressor after valve replacement

2.2.2 二次儀表測溫位置優化

中控人員從遠程上位機觀察到低壓機冷卻后出口溫度較低，通知現場人員關小閥門。調整之后，現場發現低壓機出口排氣溫度與進氣溫度都在上漲，而冷卻后溫度變化不大。經過現場排查，發現溫度變送器 TT-2514位于 WC-2531的出口管線上，顯示的是一級分離器伴生氣與低壓機出口天然氣混合后再經過二次冷卻的溫度，與中控上位機位置不符，不能顯示低壓機出口冷卻后天然氣的真實溫度。維修專業人員對此變送器進行了移位。

新的測溫點位于冷卻器 WC-2530的出口管線上，距離回流閥更近，能夠更準確地反映出口天然氣的真實溫度(圖 6)。測溫位置的優化實現了低壓機出口冷卻后天然氣的溫度精準控制，避免了現場人員的操作誤差。

圖6 溫度變送器位置圖Fig.6 Location of temperature transmitter

2.3 高溫天然氣回摻提溫

操作人員繼續探討如何進一步提高天然氣回流閥處天然氣溫度。考慮到低壓機壓縮后的天然氣排氣溫度達到 105～115℃，操作人員從出口引出一路管線，將一部分高溫天然氣越過出口冷卻器直接回摻至回流閥處，嘗試采取高溫熱氣回流的方式提高回流閥處天然氣的溫度(圖7)。

針對管線改造及投用時可能存在氣體泄漏引發火氣報警、泄漏量較大觸發低壓機出口低壓關停等風險，現場人員在測試過程中采取了可燃氣濃度持續檢測、各接頭處噴涂高發泡性檢漏液等防范措施，并對新增管線加裝了伴熱保溫，降低熱量損失，保證加熱效果。

圖7 高溫天然氣回摻管線圖Fig.7 High temperature natural gas back mixing pipeline

臨時管線投用后，經過一周時間觀察，低壓機回流天然氣的溫度變化不大，沒有得到進一步提升。分析原因是排氣溫度和壓力隨著低壓機自動加載有所波動，而且臨時管線管徑較小，高溫熱氣回摻量有限，所以此項高溫熱氣回摻提溫方案有待于進一步研究改進。

3 結 論

該油田低壓機回流閥凍堵問題對油氣穩定生產造成了一定的影響。現場人員從天然氣水化物的物性出發，結合現場流程進行了系統分析和排查。采取了海水冷卻器入口截止閥更換等措施，低壓機出口冷卻后溫度提高了 16～18℃；隨后又對二次儀表測溫點位置進行優化，實現中控人員對節點溫度的遠程精確把控，消除了流程關斷隱患，并進一步探索高溫天然氣回摻提溫方案。水化物的消除有力地保證了油田的安全平穩生產，具有良好的環保效益、經濟效益，并對其他油田壓縮機的類似問題具有一定的參考意義。■