在役油气生产平台天然气压缩系统可靠性分析

刘国恒 吕松松 中海石油（中国）有限公司北京研究中心

段兴锋 赵笑辉 集美大学航海学院

在海上，天然气的开采有两种方式，一种是气井开采，天然气作为一次开采北采出，二是伴随这油井作为伴生气被开采出来。被开采出来的天然气可通过专用的输气管线输送到陆地上的终端设备上，或者用作气举、注气，或作为平台燃料。开采出来的天然气一般要进行压缩，使压力增至可用的水平。因此，天然气压缩系统的可靠性，对在役钻井平台的正常营运和安全非常重要。国内外对于在役钻井平台设备的可靠性分析都给予了高度的重视，挪威石油安全署早在上个世纪八十年代初就发起了OREDA项目，用来采集海上钻井平台在营运过程中的各种设施的可靠性数据，在此基础上对各设备进行优化和改进，OREDA数据库目前是研究钻井平台设备可靠性的最重要的数据来源之一。对于设备可靠性分析，失效模式、影响及危害性分析方法（FMECA）是常用的方法之一，目前在钻井平台的其他设备可靠性研究中已经广泛应用，并且取得了良好的效果，而对于在役钻井平台天然气压缩系统的可靠性分析，还鲜有相关的报道，因此，本文采用FMECA方法分析天然气压缩系统的可靠性，为油气平台的安全管理提供理论依据。

1.在役钻井平台天然气压缩系统概况

钻井平台上天然气压缩机在油气田中主要用于三个目的：低压气的回收、天然气的中间过程的加压和外输气的输送，其主要设备有分离器、段塞流捕集器、冷却器和压缩机。从钻井平台来的天然气经清管球接收器进入段塞流捕集器，在海底管线流动过程中，由于压力和温度的下降，将有凝析油析出。天然气在进入段塞流捕集器后，将天然其中的气体和液体进行分离，其中，分离出来的液体被排到闭式排放罐，分离出来的气与来自低压处理系统伴生气一起进入气洗涤器。经过以上流程处理过的天然气经压缩机压缩增压和一级冷却器冷凝后，再与来自高压处理系统的伴生气一起进入二级压缩机压缩增压和二级冷却器冷凝。从二级压缩机出来的天然气经过进口涤气器后，进入三甘醇接触塔中，高纯度的贫甘醇和湿气逆向充分接触，同贫甘醇在接触中逐渐失去水分，变成干燥的气体最后从塔顶出来，而贫甘醇则吸收了相当于它本身质量4.2%的水分后变成富甘醇，从塔下部流出去再生器。

2.FMECA主要步骤和参数

2.1 FMECA主要步骤

FMECA的基本原理为：根据以往的历史资料、相关的各种技术文件以及用户需求及使用意见反馈进行前期资料准备，在对分析对象的功能结构、系统接口类型及工作环境与时间影响进行分析后，鉴别失效模式，确定引起各个失效模式的的原因，并依据以往失效资料统计估算故障模式产生时其最终影响的严酷度，继而计算危害度，然后根据危害度值的大小对故障模式进行排序，从而针对性地采取相应的措施，提高系统可靠性。

表1 海洋石油设备相关系统的严酷度类别及定义

表2 天然气压缩系统FMECA分析表

FMECA的分析流程是一个不断迭代和完善的过程，主要包括资料收集调研的准备阶段、系统功能结构及可靠性的标识阶段、故障模式识别和故障原因及影响的分析阶段、检查方法与改进措施及危害性分析阶段。

FMECA通用的基本步骤主要包括以下内容：

（1）准备工作：收集被分析设备的有关信息，设计FMECA分析的总要求。

（2）系统定义：确定需要进行FMECA分析的设备范围，描述系统的功能任务，对设备进行功能分析、绘制相关的框图，确定设备机器组成构件的正常与故障的准则等。

（3）进行FMEA工作：主要内容有故障模式的判断、故障原因的分析及其发生概率、各种故障模式可能产生的后果及其严酷的等级等。

（4）进行危害性（CA）分析，根据计算所得到设备的每种故障模式发生的概率及及其对应的严酷度等级，确定系统中设备的薄弱环节和关键项目，进行系统的可靠性分析。

（5）编制FMECA报告，绘制系统功能和可靠性框图、结论与建议等。

2.1 FMECA主要参数

失效模式和失效影响分析以及危害性分析主要以表格的方式进行，一般来说，需要根据《系统可靠性分析技术失效模式和影响分析（FMEA）程序》设计工作表和确定相关参数。其主要参数包括：潜在失效模式、潜在失效影响、严酷度等级、失效模式的失效率、失效模式危害度和设备危害度。在役钻井平台天然气压缩系统失效模式的失效率可从OREDA数据库查询，严酷度的等级根据在役油气生产平台上部设施海洋石油设备产品的特点确定，见表1。其他参数根据相关数据计算。

图1 各故障模式的故障率

图2 各故障模式的危害度

图3 天然气脱水系统危害性矩阵示意图

3.天然气压缩系统可靠性分析

结合天然气压缩系统的工作流程，对其系统中的主要设备分离器、段塞流捕集器、冷却器、压缩机所产生的影响进行分析并计算危害度，得到的FMECA工作表见表2。表中，α是发生故障的百分比，按OREDA数据库中统计的钻井平台中相关设备的故障模式发生次数计算出每种故障模式发生的百分比；β为发生故障而导致任务失败的条件概率，采用GJB/Z 1391的推荐值，即实际丧失时值为1，很有可能丧失时值为0.1-1，有可能丧失时值为0-0.1，不发生时值为0。λ是设备故障率，从OREDA数据库中查询；t为工作总时间（量级为106）从OREDA数据库中查询，C为故障模式危害度，C＝α×β×λ×t。

根据表2得出不同设备各个构建故障模式的故障率和故障模式危害度见图1和图2，从图中可以看出，故障率最高的模式分别是段塞流捕集器中的结构缺陷、冷却器中的插入/阻塞、参数偏差和外部泄露。而故障模式危害度最高的是段塞流捕集器中的结构缺陷、冷却器中的内部泄露和外部泄露、压缩机设备中的未按需启动。

根据表2绘制的在役钻井平台天然气压缩系统设备危害性矩阵见图1。从图1可以直观看出系统各设备危害度的排序，寻找导致设备产生较大危害度的失效模式，从而为设备的使用和维护提供良好的依据。

4.结论

通过对在役天然气压缩系统可靠性FMECA表格进行统计、分析，结合危害性矩阵图可得如下结论：

（1）天然气压缩系统35个故障模式，其中严酷度为Ⅰ类有5个，Ⅱ类有8个，Ⅲ类有19个，Ⅳ类有3个，这说明大部分故障造成的后果可能导致相关系统预定功能下降，造成短时间停机，增加非计划性维护和修理，对环境和人员无害。

（2）天然气压缩系统中的分离器、冷却器和压缩机这三个设备存在严酷度等级为Ⅰ类的灾难性故障，危害性影响比较大的单元设备依次是压缩机的未按需启动、冷却器的内部泄露和外部泄露以及段塞流捕集器的结构缺陷。

（3）考虑模式发生概率等级，危害性较大的设备是压缩机，该设备的严酷度为I类的值达到1.8268，因此，可设备可定为关键设备。其中压缩机的未按需启动危害度最大，达到1.2908，属于潜在决定性故障模式；压缩机中插入/阻塞的危害度达到0.536，为致命性故障，但是由于发生概率较低，危害度次于前者。