海上平臺燃料氣壓縮機改造優化

梁建斌，楊澤軍，侯辰光，尹旭明，把全龍

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油研究總院有限責任公司，北京 100027；3.中海油能源發展股份有限公司安全環保分公司，天津 300450）

1 項目背景及介紹

海上W 油田II 期項目新建4 腿導管架平臺。平臺分為上層甲板、中層甲板和下層甲板，主要設施有蒸汽熱采配套設備、油氣生產系統設備、除砂設備、水源井系統設備、計量設施、動力液注入系統、冷放空系統、開閉排系統、電氣房間等。

項目新建平臺及老平臺外輸含水原油在海上平臺E 摻混20%油田F 的原油后，經原油加熱器加熱后進入靜電聚結分離器，處理為含水20%的原油。含水原油經電脫進料泵增壓和電脫入口加熱器加熱后，進入電脫水器處理為合格原油。海上平臺E 平臺需要新增1 臺原油加熱器、1 臺電脫入口加熱器、1 臺靜電聚結分離器，以及對應的電脫進料泵和生產水增壓泵。

海上油田W 項目的燃料氣引自海上油田E 平臺，主要供熱采鍋爐和熱介質鍋爐使用。由于海上油田R 平臺的天然氣管網操作壓力調整，無法滿足本項目建設后將天然氣輸送至W 項目新建平臺的要求，需要在海上油田E 平臺增加壓縮機將天然氣增壓后輸送至W 項目新建平臺。新增設備包括壓縮機入口分離器、燃料氣壓縮機橇、燃料氣緩沖罐，同時需要更換現有氣體發球筒。

2 燃料氣壓縮機改造基礎數據研究

海上油田W 項目的燃料氣用戶為注汽鍋爐和熱介質鍋爐，由于本油田伴生氣產量和熱值較低，無法滿足燃料氣消耗，需要將海上油田R 平臺的天然氣從海上油田E 平臺引到W 項目新建平臺，以滿足海上油田W 項目的燃料氣需求。海上W 油田I期油田開發項目建設1 條干氣管道，用于將來自海上油田R 平臺的高壓天然氣送往海上W 油田。R 平臺—W 油田干氣管道設計年限25 年，設計腐蝕裕量1.5 mm，輸送介質為來自R 平臺經TEG 脫水的干氣。海上W 油田I 期項目中，海上油田R 平臺天然氣依靠自身的壓力直接輸往W 油田。

海上油田E 平臺燃料氣平衡。E 平臺接收5 座井口平臺物流，另外來自海上油田T 平臺的返輸氣在降壓后被摻入了來自G 平臺的物流中，進入E 平臺的生產系統，隨伴生氣一起進入燃料氣系統。目前油田自產伴生氣量約每日13 萬立方米，海上油田T 平臺返輸氣氣量約6 萬立方米/天。E 平臺向透平、油田F 和油田W 供氣，4 臺透平同時運行耗氣量約26 萬立方米/天，油田W 耗氣量約20.6 萬立方米/天，油田F 耗氣量約10 萬立方米/天。E 平臺自產伴生氣和T 平臺返輸氣無法滿足氣量要求，不足部分由來自R 平臺的天然氣提供。

海上W 油田II 期擬建供氣設施。海上W 油田II 期接入后，外引氣量增加到20.6 萬立方米/天，天然氣外輸壓力上升到3.6 MPa（G）。來自R 平臺的天然氣壓力無法滿足輸送的要求，II期項目新增天然氣壓縮機增壓輸送。海上W 油田所引氣體全部為來自R 平臺的干氣。E 平臺自產伴生氣和T 平臺返輸氣進入E 平臺平臺的燃料氣系統，供透平和油田F 使用。為降低成本，計劃取消海上W 油田II 期在E 平臺新增加天然氣壓縮機，改為利用E 平臺現有3 臺燃料氣壓縮機向W 油田供氣[1]。

所需的基礎數據包括油田配產和返輸氣量（表1），海上A 油田伴生氣、E 平臺燃料氣、T 平臺返輸氣、R 平臺伴生氣組分[2]（表2）。

表1 E 平臺處理量萬立方米/天

表2 油田氣體組分

E 平臺平臺新增壓縮機方案中，外引氣的供氣壓力為2.8 MPa（G）。新增壓縮機使用R 平臺氣體組分。W 油田利用E平臺原燃料氣壓縮機后，從R平臺外引氣的氣量和壓力滿足透平和F 油田發電使用。

3 燃料氣壓縮機改造方案

3.1 壓縮機取消方案

在3 臺燃料氣壓縮機與燃料氣儲罐之間新增1 座燃料氣緩沖罐，接收來自燃料氣壓縮機的壓力為3935 kPa（A）的氣體，由燃料氣緩沖罐向W 油田供氣。當燃料氣壓縮機排量不足W 油田需求量時，R 平臺天然氣補入燃料氣壓縮機。當燃料氣壓縮機排量超過W 油田需求量時，富裕天然氣經節流降壓后引作透平燃料。流程改造后，E 平臺現有透平的氣源將改為以R 平臺天然氣。

3.1.1 改造工程量

新增1 臺外輸氣滌氣罐橇用于除去氣體中的凝液。隔離現有的燃料氣壓縮機至燃氣儲罐管線，將壓縮機出口管線連接到新增的外輸氣滌氣罐上，并連通新增滌氣罐及現有的燃氣儲罐。新增壓力控制閥1 臺。

3.1.2 系統校核

取消壓縮機方案改動E 平臺燃料氣的來源和走向，II 期基設對燃料氣量/組成、燃料氣壓縮機、外輸管線進行校核：流程改造后，E 平臺燃料氣熱值（36.5 MJ/m3）低于來自R 平臺（38.6 MJ/m3）和T 平臺返輸氣的熱值（39.3 MJ/m3）[3]，W 油田的外引氣量將從20.6 萬立方米/天增加到22.1 萬立方米/天。E 平臺燃料氣為濕氣，且CO2和H2S 含量高于R 平臺（38.6 MJ/m3）和T 平臺返輸氣。

3.1.3 壓縮機校核

W 油田外引氣量增加到22.1 萬立方米/天，E 平臺—W 油田燃料氣管道的天然氣外輸壓力增加到3735 kPa（A）。根據原設計文件及廠家資料，E 平臺燃料氣壓縮機出口的操作壓力為4250 kPa（G），能夠滿足天然氣外輸的壓力要求；3 臺燃氣壓縮機排量均為10 萬立方米/天（單臺），2025—2038 年間有52 個月的外引氣量高于20 萬立方米/天，此時需要啟動全部3 臺壓縮機才能滿足W 油田的用氣需求，無備用。

E 平臺燃料氣壓縮機能夠滿足將天然氣輸送到W 油田的排量和壓力要求，但部分月份無備用。經校核，燃料氣壓縮機上游的燃料氣洗滌罐能夠滿足同時運行3 臺燃氣壓縮機（30 萬立方米/天）的要求。

3.1.4 海管防腐校核

E 平臺—W 油田天然氣海管設計工況為輸送干氣，CO2含量為0.13%，改為輸送E 平臺油田伴生氣后，輸送介質變濕氣，且CO2含量增加。在轉為濕氣運行情況下管道腐蝕速率較高，考慮85%的緩釋效率，依托年限內的腐蝕量為2.21～2.79 mm，超出了原腐蝕裕量1.5 mm；且冬季海管入口內外溫差超過40 ℃（海管內40 ℃，海管外-21 ℃），存在一定的頂部腐蝕風險。考慮緩蝕劑無法有效作用到頂部，一旦出現頂部腐蝕，腐蝕速率會遠超設計值。

3.1.5 海管結構校核

經海管結構校核，按照3 mm 腐蝕裕量，W 油田平臺側的立管膨脹彎經過校核，立管底部應力過大，UC值為1.1[4]，不滿足要求。

3.2 壓縮機取消備用方案

W 油田II 期僅在E 平臺設置1 臺天然氣外輸壓縮機，由E 平臺原燃料氣壓縮機作為備用（流程管線改造）。利用R 平臺天然氣海管的壓力直接外輸的輸氣量能夠達到17.4 萬立方米/天（I 期工況）。W 油田外輸壓縮機的例行維檢修盡量選擇在外輸氣量較低的月份進行，可利用R 平臺天然氣海管的壓力直接外輸。高引氣量情況下壓縮機故障，短期利用E 平臺的燃料氣壓縮機向W 油田供氣。E 平臺—W 油田的輸氣海管短期濕氣輸送，可有效控制腐蝕情況。

改造工程量包括：①在取消壓縮機方案的基礎上新增一臺排量為26 萬方/天的外輸天然氣壓縮機橇以及一座壓縮機入口滌氣罐橇；②在取消壓縮機方案的基礎上增加連接新增壓縮機入口滌氣罐及天然氣外輸壓縮機的管線；③在取消壓縮機方案的基礎上增加1 臺關斷閥。

為滿足本項目的依托，需要對E 平臺中層、下層甲板和工作甲板進行改造。在中層甲板西北側，1 軸與2.1 軸間的位置新增外建17.3 m×6.85 m+8 m×3 m 的甲板，布置新增的靜電聚結分離器撬及卸貨區。在原平臺A 軸東南側，4 軸和4.1 軸之間的位置新增兩個外擴甲板分上下層，主要用于開關間及電氣V.F.D（變頻電機）間使用。具體尺寸為：下層標高25 m 層7.5 m×9 m；上層標高29 m 層6.4 m×9 m，空白區域內布置新增的生產水增壓泵和濾器。在下層甲板北側，2 軸與2.1 軸間的位置新增外擴8.15 m×6.85 m 的甲板，布置新增的卸貨區。工作甲板在原平臺北側1 軸和3 軸之間新增外擴甲板25 m×6.85 m，布置原油加熱器、電脫水器加熱器及卸貨區。在原平臺2.1 軸至4 軸、A、B軸空白區域內增加22 m×18.9 m 的甲板，安裝新增的2 臺燃氣壓縮機及其附屬設施。新增電脫水進料泵橇及生產水增壓泵橇在燃氣壓縮機安裝在原平臺北側2.1 軸和3 軸之間的位置。去W 油田平臺的清管球發射器橇原地換新。

新增設備后，E 平臺的最大應急放空量未超過火炬泄放能力，現有的火炬系統滿足要求，平臺開排罐、閉排罐可以滿足本項目接入要求，熱介質系統滿足改造后總熱負荷需求。

4 總結

綜合考慮E 平臺至W 油田燃料氣管線的腐蝕風險、結構校核和備用問題，結合其投產前實際試壓情況，燃料氣壓縮機替換方案風險較大。推薦采用新增1 臺燃料氣壓縮機，利用E 平臺原燃料氣作為備用的方案。該方案能夠滿足W 油田熱采鍋爐和熱介質鍋爐使用需求，并保證天然氣海管和關聯平臺的安全運行。