海上平台往复式压缩机工艺配置方案

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(中海油研究总院，北京 100027)

0 引 言

海上油气田开采出的天然气可通过管线输送到陆上或用作平台燃料，有时也用于气举、注气等。天然气在开采后需进行压缩，达到可用压力。天然气压缩机在油气田中主要有3个用途：低压气的回收、天然气处理中间过程的增压和外输气的输送。海上平台往复式压缩机，最主要的应用工况为透平电站燃料气增压和中小型气田的干/湿气增压处理和外输。

燃料气压缩机的运行工况相对简单，主要用于将海上平台一级分离器(或其他来源)的伴生气增压至燃气透平电站燃料需要的压力。燃料气压缩机的入口压力由一级分离器的压力确定，一般为150～300 kPaG，出口压力由不同燃气透平机型的供气压力确定。海上油田一般伴生气产量随着油田的开采会有较大变化。因此，在燃料气压缩机的运行周期内，气量的变化幅度较大。为了尽可能利用伴生气、节能减排，压缩机的配置要考虑适应不同年份伴生气量增压的要求。当伴生气产量小于压缩机的最小工作气量时，富余的伴生气进入火炬系统放空处理。

海上中小型气田干/湿气压缩机的配置必须与平台的工艺处理流程相匹配，工况相对复杂。根据用户的气质要求不同，海上平台的主要天然气处理工艺包括油气分离、天然气脱水、天然气烃露点控制等。井口的物流首先进入生产分离器进行气液分离，分出的液相进入油处理流程。分出的天然气经脱水、烃露点控制处理后，通过干气压缩机增压外输。生产后期气井的井口压力下降，为了维持天然气处理系统的操作压力，必须启用湿气压缩机对湿天然气进行增压。天然气处理系统的压力体系，压缩机配置和预留原则，必须根据各气田井口压力的变化情况以及外输压力的要求确定，无法一概而论。中小型气田的基本特点为气田产量规模较小，气井压力后期下降较快，在同一平台的不同井之间的压力差别也较大，因此对压缩机工艺方案的确定，尤其是干/湿压缩机的配置方案带来了一定的难度。本文以油田A和气田B为例，对海上往复式压缩机应用配置方案进行研究。

1 海上油田燃料气压缩机配置方案

海上油田伴生气回收用于平台燃气透平发电机的燃料气采用往复式压缩机组。其典型工艺流程如图1所示。以油田A为例，中心处理平台的生产井产物经过一级分离器三相分离后分出的天然气进入燃料气系统，经过压缩机增压后，用于透平发电机的燃料气，透平发电机燃料气需求不足的部分由其他平台新建海底天然气管线进行补充。燃料气压缩机工况相对简单，平台一级分离器气相出口压力约300 kPaA，利用燃料气压缩机增压至4 150 kPaA，燃料气压缩机设置三级压缩，处理能力为36×104Sm3/d。

图1 海上油田燃料气压缩机典型工艺流程

2 中小型气田干/湿气压缩机配置方案

海上中小型气田典型的工艺流程如图2所示，井口物流经生产分离器和气液分离器，分离出的凝析油和水进入油处理系统，分离出的天然气经过天然气脱水和烃露点控制系统处理后增压外输。

图2 海上中小型气田典型工艺流程

2.1 湿气压缩机压力体系设定

图3 逐年井口压力变化曲线

以气田B为例，井口压力逐年的变化趋势如图3所示。可以看到其中一口井的生产年限较短，且压力较高。有3口井的井口压力下降趋势较缓，呈逐年递减的趋势。剩下的大部分井，在前3年井口压力较高，第4年开始井口压力大幅下降。各井口之间的压力范围相差较大。在较多年份存在高压井和低压井同时存在的情况。为了尽量利用井口压力，一方面可以节省能耗，另一方面可以避免高压井口过度节流产生低温水合物的风险，考虑井口设置不同等级的压力体系，适应井口逐年变化的情况。根据气田井口压力的变化特点，低压系统的操作压力设定为1.8 MPaA。对低压系统的天然气需要考虑设置湿气压缩机增压，参考一级湿气压缩机的增压能力，中压系统操作压力设定为5.2 MPaA。为了应对气井前3年井口压力较高、第4年部分井口突然出现压力大幅下降的情况，考虑尽可能利用前3年井口压力，设定高压系统操作压力为9.2 MPaA。由于井口压力体系存在3个等级，因此考虑湿气压缩机两级、干气压缩机一级(方案A)和湿气压缩机一级、干气压缩机两级(方案B)2个方案进行天然气处理，工艺流程如图4和图5所示。

图4 方案A天然气处理流程图(两级湿气压缩机、一级干气压缩机)

图5 方案B天然气处理流程图(一级湿气压缩机、两级干气压缩机)

方案A将各井口划分为高、中、低3个独立的压力系列。前3年各井口压力较高，可以进入高压分离器(9.2 MPaA)处理，从第4年开始井口压力大幅下降，须启用湿气压缩机。井口压力低于5.2 MPaA的气井进入低压分离器处理，井口压力为5.2～9.2 MPaA的气井进入中压分离器，井口压力仍然高于9.2 MPaA的气井进入高压分离器处理。中压分离器分离出的天然气须考虑级间进气的方式，进入二级湿气压缩机进行增压。由于仅有较少的气井可以维持高压，绝大部分的天然气都需要进入湿气压缩机进行增压处理。方案A的湿气压缩机典型时间下的参数见表1。压缩机的最大排量为187万m3/d，为了适应生产后期低产量的要求，须设置3台湿气压缩机(2用1备)。另外在生产的第4年，湿气压缩机的级间进气量为133万m3/d，是一级进口气量的2倍以上，这给湿气压缩机的选型和操作都带来了很大的困难。

表1 方案A湿气压缩机典型时间下的参数

方案B将工艺流程简化为高压和低压2个系列。同样，为了兼顾最低压力井的增压要求，低压系统的压力体系设定为1.8 MPaA，对低压系统的天然气须考虑设湿气压缩机增压至高压系统，参考一级湿气压缩机的增压能力，高压系统设定为5.2 MPaA。由于在生产第4年有的井才会出现压力低于5.2 MPaA的情况，因此湿气压缩机可以在投产后第4年再启用。在气田生产的前3年，各井口压力都较高，如果直接节流至5.2 MPaA，出现低温水合物的风险较大。因此，前3年设定高压系统的操作压力为9.2 MPaA。前3年所有气井都可以利用井口压力进入高压系统(9.2 MPaA)。生产第4年集中进行压力调整，将高压系统降压至5.2 MPaA，并启用湿气压缩机将低压系统(1.8 MPaA)的天然气增压至高压系统。方案B工艺系统设备较少，仅设高压分离器和低压分离器2个罐体就可以适应全周期内的气井生产需求。另外，方案B集中在湿气压缩机启用年进行压力调整，可减少现场工作量。方案B湿气压缩机典型时间下的参数见表2，可以看到：由于考虑了高压系统分2个阶段调整操作压力，更多的气井可以直接进入高压系统，不需要进入湿气压缩机增压；湿气压缩机的最大排量为132万m3/d，比方案A降低30%，经过优化，湿气压缩机可以减少为2台(1用1备)。

图6 干气压缩机进出口压力逐年变化曲线

表2 方案B湿气压缩机典型时间下的参数

2.2 干气压缩机压力体系设定

针对方案A和方案B，考虑天然气脱水处理、烃露点控制系统压降后，烃露点控制系统的出口压力及天然气外输的压力要求如图6所示。为满足平台的外输需求，根据下游用户的背压，压缩机需要满足3个外输工况：工况1为低背压工况，工况2为中背压工况，工况3为高背压工况。

对于方案A，干气压缩机的入口压力常年稳定在5.4 MPaA，经过一级增压可以满足工况2、工况3的外输压力要求，生产后期针对工况1还须适当节流后外输。对于方案B：前3年烃露点控制系统出口压力维持在5.4 MPaA，经过一级干气压缩机增压，即可达到外输压力需求；从第4年开始，烃露点控制系统出口压力降低至2.2 MPaA，须两级干气压缩机增压，以达到外输压力要求；设置两级干气压缩机，前3年第1级压缩机仅通过不做功，仅第2级压缩机工作即可满足增压要求，从第3年开始，必须两级压缩。方案A和方案B所有外输天然气都需要经过干气压缩机增压，因此2个方案的干气压缩机最大排量都为178万m3/d，为了适应生产后期低排量时的增压要求，干气压缩机都需要设置3台(2用1备)。

2.3 2种方案的对比

方案A和方案B的对比见表3，可以看到：方案B在生产分离器台数和湿气压缩机台数上都具有优势，设备较少，因此方案B的设备投资较低。方案A湿气压缩机级间进气量较大，选型比较困难。由于方案B必须在投产第4年调整高压系统的操作压力，可以考虑与湿气压缩机启用和干气压缩机的调整工作同时进行，以减少现场的调整工作量。

表3 方案A和方案B的对比

3 结 论

本文对海上往复式压缩机应用工况和配置方案进行研究。分别以油田A和气田B为例，针对海上油田燃料气压缩机配置方案和中小型气田干/湿气压缩机配置方案开展研究。针对中小型气田干/湿气压缩机配置开展2个方案的对比研究。研究发现：气田的压缩机配置须根据各井口压力的变化情况以及外输压力的要求确定，需要具体分析。根据气田B的研究结论，一级湿气压缩和两级干气压缩的配置方案在生产分离器台数和湿气压缩机台数上都具有优势，设备较少，且没有级间进气的要求，选型方便，在设备投资和操作可靠性上较优。

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