中海油某油田天然气透平停机主因分析与处理

高 永

中海油能源发展股份有限公司，天津 300452

LD32-2油田位于渤海东部海域[1]，由1座四腿井口平台（WHPA）、1座八腿生产储油平台（PSP）、2座系缆平台（MOP）组成。PSP平台为中海油第一次使用的集动力、生产、储油、外输于一体的八腿平台，有效储油能力达1.276 8万m3，配备了美国产的2台原油发电机组和美国卡特彼勒产的3台天然气发电机组。原油+天然气发电机组在海上平台为第一次使用[2]，此次2台原油发电机及3台天然气发电机为并车使用，作为生产平台的主动力源。电站采用PMS管理系统，实现了天然气发电机组及原油发电机组在海上平台的第一次联合电站设计应用。

1 导致天然气发电机停机的原因分析

2009年9月27日，LD32-2油田的设施全部通过机械完工验收。2009年10月15日，LD32-2油田提前46 d投产，2台原油发电机的使用情况良好。

自投产开始到2011年11月，美国卡特彼勒生产的3台天然气发电机（单台额定发电量3000kW，单台额定耗气量为580 m3/h，天然气发电机外观见图1） 一直处于开机或运行时间不长即进入停机的状态，最初工作人员认为是天然气发电机自身存在问题，因而反复对天然气发电机的各个机械系统进行检查，期间还多次组织国内天然气发电机方面的相关专家与美国卡特彼勒方面的技术专家进行交流，对天然气发电机的原料供应、润滑、冷却、点火、启动、电子调速、中控等系统进行逐一分析，排除了机械、控制、电气、仪表等方面的原因，最终确定是由于燃料组成成分的原因而导致天然气发电机无法正常使用。因此对天然气发电机的燃料即海洋石油天然气进行取样化验，有代表性的海洋石油天然气取样检测数据如表1所示。

图1 美国卡特彼勒生产的天然气发电机外观

表1 有代表性的海洋石油天然气取样检测数据

从表1的海洋石油天然气检测数据发现，样品中甲烷的含量只有72.27%（摩尔分数），与美国卡特彼勒天然气透平的燃料要求即甲烷含量在73%（摩尔分数）以上略有差距。

为此需要对海洋石油天然气进行技术处理以提高其甲烷含量，也就是通过脱除海洋石油天然气中的重碳烃（含C5、C6的烃类），以达到绝对提高海洋石油天然气中甲烷含量的目的，为LD32-2油田引进的3台美国卡特彼勒天然气透平提供合格的燃料。

2 海洋石油天然气透平停机问题的解决方案设计及论证

按照专家建议，拟依据天然气中各组分性质的不同，通过冷却[3]降低天然气的温度，把重碳烃即C5/C6的烃类从天然气中分离出来。

在580 kPa（G） 条件下，天然气中重碳烃（C5/C6的烃类）的含量随温度的变化见图2。

图2 天然气中重碳烃 （C5/C6的烃类）的含量随温度的变化曲线

从图2中可以看出，当天然气的温度下降到3℃时，天然气中重碳烃（C5/C6烃类）的含量下降到2.5%（摩尔分数）以下；当天然气温度下降到-25℃时，天然气中重碳烃（C5/C6的烃类） 的含量下降到0.5%（摩尔分数）以下，同时天然气中C4的碳烃含量也略有下降。依据这一特性，可以考虑采取对天然气进行冷却处理的方法，脱除海洋石油天然气中的部分重碳烃（C5/C6的烃类），从而提高海洋石油天然气中甲烷的含量，以此满足海洋石油天然气作为美国卡特彼勒天然气透平的燃料气的要求。

2.1 海洋石油天然气的处理方案一

（1）海洋石油天然气处理方案一的工艺流程见图3。该工艺流程通过采用制冷技术，降低海洋石油天然气温度至略高于天然气冰点及水合物形成的温度，从而达到脱除部分重碳烃的目的。

图3 海洋石油天然气处理方案一的工艺流程

（2）海洋石油天然气冷却温度（制冷系统出口温度）的选定。由图2的天然气中重碳烃（C5/C6的烃类）的含量随温度的变化曲线可以看出，温度越低，越有利于重碳烃（C5/C6的烃类） 的脱除。但是，由于天然气中存在微量的气相水，随着温度的降低，天然气中的气相水会以自由水的形式析出，当降低到一定的温度时，析出的自由水还会凝结成冰，因此需要考虑海洋石油天然气的冰点温度和天然气中析出的自由水与天然气组分形成水合物的温度。

第一，在本处理方案中，制冷系统出口的压力为：580 kPa（G） -20 kPa-20 kPa=540 kPa（G） =641.3 kPa（A），由于气相中水蒸气的含量为0.118 3%（摩尔分数），因而水蒸气的分压为：641.3 kPa（A） ×0.118 3%=758.7 Pa（A）。758.7 Pa（A） 介于 610.5 Pa（A） 和 101.325×103Pa（A）之间，由表2的水的凝固点温度随压力的变化数据[4]可知，本研究项目的海洋石油天然气的冰点在0.01～0.002 5℃之间，即在0℃附近。

表2 水的凝固点温度随压力的变化 （水的液固平衡曲线数据）

第二，在某一温度条件下，天然气中析出的自由水存在着与天然气组分形成水合物的可能性。通过模拟，在580 kPa（G）的条件下，天然气水合物形成的温度为1℃。

综合考虑海洋石油天然气的冰点温度和天然气中水合物形成的温度，并考虑留有一定的余量，本研究项目的海洋石油天然气冷冻系统出口温度设定为3℃。

以上为对海洋石油天然气进行冷却处理而添加的制冷系统以及海上安装等全部费用合计500万元。考虑到在本文所论证的三种技术方案中，方案一的投入费用相对较低，而对海洋石油天然气的冷却处理又基本能够满足美国卡特彼勒天然气透平的燃料气要求，因此工程中最终实施了方案一。

2.2 海洋石油天然气处理方案二

通过在天然气制冷工艺中注入乙二醇，利用乙二醇降低天然气冰点及水合物形成温度的特性，使海洋石油天然气降温至-25℃，从而达到把天然气中C5/C6烃类的含量降至0.5%（摩尔分数）以下的目的。在制冷工艺中加入乙二醇的天然气处理工艺流程见图4。

图4 在制冷工艺中注入乙二醇的方案二工艺流程

对海洋石油天然气进行处理的方案二所需要投入的制冷系统、海上安装、乙二醇添加等全部费用合计为1 000万元。由于所需费用较大，因而该工艺未在实际中实施，如果实施，其实际运行效果将比方案一好。

2.3 海洋石油天然气处理方案三

通过在天然气制冷工艺中添加分子筛脱水系统，运行时海洋石油天然气在经过分子筛脱水后，降低了其水露点（天然气露点低于-25℃），而后通过制冷工艺流程将天然气中的重碳烃（C5/C6的烃类）含量降至0.5%（摩尔分数）以下。采用分子筛和制冷工艺方案对海洋石油天然气进行处理的工艺流程见图5。

图5 采用分子筛和制冷工艺的天然气处理方案三工艺流程

对海洋石油天然气进行处理的方案三所需要投入的制冷系统、海上安装、分子筛等全部费用合计为1 000万元。由于费用较大，因而该工艺未在实际中实施，如果实施，其运行效果将比方案二好。

3 方案一工艺实施的详细介绍

3.1 方案一天然气冷却处理的详细设计流程

方案一的详细设计流程见图6[5]。

图6 方案一天然气冷却处理的详细设计流程

（1）燃料气处理系统。增加1套燃料气处理设施，其主要流程为：在原燃料气管道上引出一路管道去新加的换热器（PSP-E-3151），使燃料气温度降至17℃左右，从换热器出来的燃料气再经过燃料气冷却器进口涤气罐（PSP-V-3151）、燃料气冷却器撬（PSP-X-3153），使燃料气温度降至3℃左右，脱除C5、C6后的燃料气在再经过换热器（PSP-E-3151）、加热器（PSP-H-3151）、燃料气过滤器（PSP-F-3151） 后，进入原燃料气管道为发电机提供燃料气。

新增设备的参数如下。第一，PSP-V-3151（燃料气冷却器进口涤气罐）：处理能力为4.8万m3/h，尺寸为500 mm（ID） ×2 000 mm（T/T），设计参数为1 100 kPa（G） /65℃，操作参数为540 kPa（G）/17℃。第二，PSP-V-3152（燃料气冷却器出口涤气罐）：处理能力为4.8万m3/h，尺寸为500 mm（ID） ×2 000 mm（T/T），设计参数为1 100 kPa（G） /65℃，操作参数为 520 kPa（G）/3℃。第三，PSP-F-3151A/B（燃料气过滤器）：处理能力4.8万m3/h，尺寸为500 mm（ID）×2 000 mm（T/T），设计参数为1 100 kPa（G）/65℃，操作参数为520 kPa（G）/3℃。第四，PSP-E-3151（燃料气换热器）：壳层设计参数为1 100 kPa（G）/65℃，壳层操作参数为540 kPa（G） /（3～25℃），管层设计参数为1 100 kPa（G）/65℃，管层操作参数为560 kPa（G） /（32～17℃）。第五，PSP-X-3153（燃料气冷却器撬），功率为31 kW，尺寸为2 000 mm（ID）×4 000 mm（T/T），设计参数为1 100 kPa（G）/65℃，操作参数为540 kPa（G）/2℃。第六，PSP-H-3151（燃料气加热器），功率为34kW，壳层设计参数为1 100 kPa（G）/250℃，壳层操作参数520 kPa（G）/（3～35℃），管层设计参数为1 250 kPa（G）/250℃，管层操作参数为680 kPa（G） /（220～170℃）。

（2）热介质系统。热介质油接入点和回流管道接入点在主机房采暖热介质进出口阀门处。

（3）燃料气火炬放空系统。燃料气放空管道的接入点在PSP-X-4102注水缓冲罐去火炬放空管道的压力安全阀后。

（4）闭排系统。闭排管道接入点在PSP-V-3101燃料气涤气罐闭排管道上，管道走向顺着天然气管道。

3.2 天然气的冷却方式及计算

燃料气冷却器撬内部流程见图7。

图7 燃料气冷却器撬内部流程示意

（1）天然气冷却工艺设计的基础数据。进气温度为17℃，进气压力为0.6 MPa，气体最大流量为2 000 m3/h，气体最小流量为500 m3/h，环境最高温度为33.5℃，环境最低温度为-14.5℃，出气温度为3℃。

（2）天然气冷却设计的热量计算（按小时计算）。天然气自17℃降至3℃时释放的热量按以下公式计算：

式中：Q为天然气自17℃降至3℃时释放的热量，kJ；C为天然气的比热容，kJ/（kg·℃）；M为天然气的质量，kg；t为入口天然气的温度，℃；t0为出口天然气的温度，℃。

代入相关数据，则Q=CM（t-t0） =2.16×1 886×（17-3） =5.7×104kJ。

（3）天然气冷却工艺的制冷压缩机功率计算。由制冷功率与热量的换算关系：1 kW·h=3.599 7×103kJ得到，天然气冷却工艺的制冷压缩机功率=5.7×104/（3.599 7×103） =15.83 kW。考虑到制冷压缩机的一用一备，因此天然气冷却工艺设计的制冷压缩机总功率为31 kW。

（4）天然气透平对燃料气品质的一般要求。在标准状态下：0℃/1.013 bar/10（kW·h/m3）（1 bar=105Pa），燃料气品质：耗气量为580 m3/h，进气压力为241～276 kPa，进气温度为10～60℃。

方案一天然气冷却处理工艺的施工现场安装照片见图8。

图8 方案一天然气冷却处理工艺的现场安装

4 方案一实施的效果评价

在实施方案一的天然气冷却处理方案后，对进入透平的海洋石油天然气进行取样分析，分析结果显示了天然气中重碳烃组分（C5/C6的烃类）的脱除情况，其数据见表3。

表3数据表明，处理后的海洋石油天然气中甲烷含量达到73.945%（摩尔分数），超过了美国卡特彼勒天然气透平对燃料甲烷含量73%（摩尔分数） 的要求；处理后海洋石油天然气中重碳烃（C5/C6的烃类） 的含量为：1.581%+0.596%=2.177%＜2.5%（摩尔分数）。

2012年4月，3台美国卡特彼勒天然气透平在使用以上经过处理的海洋石油天然气后，一直运转正常，极大地保证了平台生产对电力的需求。以上的故障处理过程共耗时2.5年，问题终于得以解决。

表3 处理后海洋石油天然气检测数据

5 结束语

LD32-2油田安装使用的3台美国卡特彼勒天然气透平自第一次引入国内海上油田使用后，历时两年半左右，反复出现开机、停机情况，最后经专家分析，确认了作为燃料的海洋石油天然气中的甲烷含量低而重碳烃（C5/C6的烃类）的含量较高是导致停机的原因。据此，通过采用冷却技术对海洋石油天然气进行处理，最终得到较好品质的海洋石油天然气，满足了3台美国卡特彼勒天然气透平对燃料的要求，极大地保证了海洋平台生产对电力的需求。