海上气田区域开发多工况外输压缩机设计

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(中海油研究总院, 北京 100028)

海上气田区域开发多工况外输压缩机设计

杨风允，秦小刚，侯广信，王文祥，杜佳

(中海油研究总院,北京100028)

分析海上气田外输压缩机不同运行工况的工艺参数特点，综合考虑设备初始投资、设备总投资、燃料消耗、设备占地面积、设备重量以及后期改造的施工费用等影响因素，对不同方案进行比选分析，提出数量少、投资低的优化方案，节省项目投资。

海上气田；天然气；外输压缩机；选型设计

0 引 言

区域开发是海上气田开发的必然趋势，其开发模式有带FLNG的全海式开发和通过海底管线上岸的半海半陆式的开发等[1-5]，其中，FLNG装置目前还处于技术研究阶段，暂未投入使用，现阶段采用半海半陆式的气田开发模式较多[6-8]。

海底管线成本较高，且随着水深和离岸距离的增加，成本问题更加凸显。将区域内的天然气统一输送至外输中心平台，通过共同的海底管线输往陆地终端是海上气田区域开发模式的显著特征之一[9]，但同时也使得外输中心平台的天然气外输压缩机选型设计变得更为复杂。外输压缩机的出口压力由海管背压决定，随着区域内气田的逐步开发，海管输量逐步变大，输送压力逐步提高，达到区域的规模产量时必然导致天然气外输压缩机的出口压力较高，远大于区域开发初期的外输压力，外输压缩机设计时需选择合理的配置以满足这些工况。

本文通过分析该气田外输压缩机不同运行工况的工艺参数特点，综合考虑设备初始投资、设备总投资、燃料消耗、设备占地面积、设备重量以及后期改造的施工费用等影响因素，对不同方案进行比选分析后，提出了台数少、投资低的优化方案，节省项目投资。

1 压缩机选型基础及设计思路

1.1 压缩机选型基础

某海上气田区域开发中新建中心平台作为区域的外输中心，平台上配置有天然气压缩机，其特点是须满足气田区域开发过程中的多种工况。中心平台实际天然气配产最大为25亿m3/a，典型年份产量和外输压力见表1。

表1 天然气外输压缩机逐年运行工况

天然气外输压缩机工艺设计参数见表2。考虑一定的工艺设计系数，中心平台的设计规模为30亿m3/a，即表2中的规模工况1。外输压缩机应满足区域全部投产后集中外输时的高外输压力25 MPaA，即表2中的规模工况2。

表2 天然气外输压缩机工艺设计参数

1.2 设计思路

分析压缩机不同工况下的工艺参数，确定压缩机的形式、驱动形式和串并联方式等；根据不同工况分别进行压缩机设计，初步进行方案排除，以减少后续方案比选的工作量。

分析并总结影响海上平台压缩机方案选型设计的因素，对不同方案进行进一步对比分析，综合考虑推荐出优选方案。

2 压缩机方案设计

2.1 外输压缩机的特点和初步选型

经过初步的压比、压缩机进出口实际体积流量、压缩功等计算，该气田项目压缩机的特点和初步选型如下：(1)压缩机压比适中，所有工况下压比均小于3，压缩功较高，总的压缩功约为16 MW，宜配置离心压缩机组。考虑到电驱离心压缩机在国内海上平台的应用较少，推荐采用燃气轮机驱动离心压缩机组作为外输压缩机。(2)规模工况2中压缩机出口压力达25 MPaA，在此压力下实际体积流量相对较小，需采用小直径的叶轮，单级叶轮的压比和效率较低，在不足3的压比下需要7～8级叶轮才能满足要求。经与多个压缩机厂家核实，仅一级压缩较难实现，即无法通过一根转子带动所需的7～8级叶轮实现压缩(部分厂家的back-to-back机组能够实现，但是考虑压缩机需适应复杂的工况以及更多的厂家选择性，暂不考虑该情况)，而需要串级压缩。(3)经压缩机工艺参数的初步分析，可以将逐年实际配产下的压缩机工况和规模工况1的选型统一考虑，达到规模工况2时再进行改造或增加压缩机。

2.2 压缩机方案

通过初步分析，该气田外输压缩机推荐采用燃气轮机驱动的离心压缩机组作为外输压缩机，且需要串级压缩。根据不同工况的工艺参数，确定压缩机方案。

2.2.1 两级串联(方案1)

以典型年份实际配产和规模工况1考虑配置压缩机，鉴于逐年的流量相差不大，压比相对稳定，配置2台压缩机，1用1备，压缩机配置方案如图1a)所示。

图1 方案1压缩机配置

为满足规模工况2，需在此基础上串联一级压缩机，以满足25 MPaA的出口压力，此时共配置4台压缩机，2用2备，如图1b)所示。

需要说明的是，由于第1级和第2级压缩机的入口、出口压力相差较大，且压缩机实际体积流量较小，单级叶轮压比和效率都较低，2种压缩机皆为多级小叶轮压缩机，经咨询多个压缩机厂家，第1级和第2级压缩机无法互相作为备用机，因此为第1级和第2级压缩机找1台共同的备用机而节省1台机组的方案在技术上不可行，不予考虑[10-12]。

2.2.2 一拖二(方案2)

前期为满足实际配产和规模工况1，只需要先上每台压缩机组中的第1级压缩机，预留串联的第2级压缩机和齿轮箱(如果需要)，并考虑相应橇座的空间和滑油、控制等辅助系统。配置3台压缩机，2用1备。方案如图2a)所示。

选型主要考虑最终的规模工况2，达到规模工况2时配置3台压缩机组，2用1备，每台机组包含1台透平驱动2台串联的压缩机。配置如图2b)所示。

图2 方案2压缩机配置

2.2.3 一拖二换芯(方案3)

考虑到方案1和方案2中驱动器基本一致，方案3将前期实际工况和规模工况1按照方案1进行配置，2台压缩机组，1用1备，驱动器按照方案2中的驱动器配置，这样可以优化前期的压缩机组台数和总的压缩机台数。

实际工况和规模工况1的配置为2台压缩机组，1用1备，单台30亿m3/a，需考虑一拖二相应橇座的空间和滑油、控制等辅助系统。压缩机配置如图3a)所示。

图3 方案3压缩机配置

达到规模工况2时，为已配置的2台压缩机换芯，满足单台15亿m3/a的能力，并增加这2台压缩机组的第2级压缩机和第3台压缩机组。配置如图3b)所示。

2.2.4 小机组一拖二(方案4)

鉴于方案2中配置的透平机组较大，实际工况和规模工况1时，透平的负荷率很低，基本在30%以下，方案4的配置思路是配置较小的透平。当达到规模工况2时，出口压力增加，由于驱动器的功率不足，需要降低单系列机组的处理量，在增加第2级压缩机的同时还需要增加1个压缩机组系列。

实际工况和规模工况1时的压缩机配置为3台小的透平驱动压缩机，2用1备，同时考虑好一拖二相应橇座的空间和滑油、控制等辅助系统。压缩配置如图4a)所示。

图4 方案4压缩机配置

达到规模工况2时，出口压力增加，由于驱动器的功率不足，需要降低单系列机组的处理量，在增加第2级压缩机的同时还需要增加1个压缩机组系列，共4台，3用1备。配置如图4b)所示。

2.3 方案对比

海上平台的压缩机方案设计，不仅受初始投资、设备总投资以及燃料消耗的影响，还应考虑海上施工(包括前期平台安装和后期改造施工)的影响。

海上平台的安装一般有吊装和浮拖2种方式。不论哪种方式，都对安装重量有严格的限制要求。燃气轮机驱动离心压缩机组设备的自重及其占用平台面积带来的钢结构重量对海上平台安装方案有直接影响。因此，应尽量优化压缩机组的台数以及前期配置的数量，将其对海上安装的影响降至最低。

压缩机后期的改造，不仅涉及到设备自身的改造费用，还涉及到海上施工的工程量，海上平台的吊机最大吊装能力一般在30 t左右，可以完成压缩机换芯等工作，但基本无法完整大型燃气轮机驱动离心压缩机组的安装，此时需要考虑动用大型浮吊资源的施工费用，并考虑相关的动复员费用等。不同压缩机方案的比选见表3。

表3 中心平台外输干气压缩机配置方案对比

由表3可以看出：(1)方案1的特点是初始投资最低、前期运行工况较好、透平负荷率较高、燃料消耗最省、不需要压缩机的改造，但是存在总体投资高、设备占地和重量最大、低流量工况下操作灵活性差、后期达到规模工况2时增加二级压缩机需要动用浮吊资源等缺点。

(2)方案2的优点是所需透平驱动器数量少、压缩机组数量少、总投资最低、压缩机组总占地面积少、总重量轻、不需要压缩机的改造，且达到规模工况2时增加第2级压缩机时不需要动用浮吊资源，使用平台吊机即可完成第2级压缩机的安装，但是存在初始投资最高、前期透平负荷率较低、燃料消耗高、运行稳定性差、需要进气节流或者先打高压力再节流运行的缺点。

(3)方案3的优点是所需透平驱动器数量少、压缩机组数量少，实际工况和规模工况1下透平负荷率相对较高、燃料消耗相对较少，压缩机组总占地面积少、总重量轻，初始投资较低，仅比方案1多了2台加长底座和扩容辅助系统的费用，但是存在达到规模工况2时压缩机需要换芯，在增加第3台压缩机组时需要动用浮吊资源的缺点。

(4)方案4的优点是前期运行工况较好，后期假如存在低流量工况操作灵活性较高，单台15亿m3/a的压缩机基本能够适应单台10亿m3/a的工况，达到规模工况时无需换芯，但是存在所需透平台数多，压缩机组台数多，初始投资较高，总占地面积大，总重量大，达到规模工况2增加第4台压缩机时需要动用浮吊资源的缺点。

综合考虑上述不同方案优缺点，本文推荐采用方案3：前期配置2台30亿m3/a的机组，后期对已配置的2台压缩机换芯，满足单台15亿m3/a的能力，并增加这2台压缩机组的第2级压缩机和第3台压缩机组的最优方案。

3 结 语

本文基于某海上气田区域开发新建中心平台外输压缩机的设计，分析其多工况下出口压力的需求，总结海上平台用压缩机选型设计时需要考虑的因素，包括设备初始投资、设备总投资、燃料消耗，设备占地面积、设备重量以及后期改造的施工费用等。最后经过比选研究，提出1种方案，该方案前期配置满足实际工况，并预留串联第2级压缩机空间，在达到规模工况后对第1级压缩机进行改造，并新增第2级压缩机，为后续的海上气田区域开发压缩机选型提供参考。

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Multi-ConditionNatureGasExportCompressorDesignofOffshoreGasFieldRegionalDevelopment

YANG Fengyun, QIN Xiaogang, HOU Guangxin, WANG Wenxiang, DU Jia

(China National Offshore Oil Corporation Research Institute, Beijing 100028, China)

There are more factors needed to consider when designing compressor of offshore platform such as initial equipment investment,overall equipment investment,fuel consumption,area occupied,weight,cost of future reconstruction, and so on. After detailed comparison,the less number of the compressors and low investment optimization scheme are recommended, which saves a lot of investment for the project.

offshore gas field; nature gas; export compressor； selection and design

1001-4500(2017)06-0020-06

2017-02-10

杨风允(1987-)，男，工程师

TE977

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