海上油田燃料氣系統與LPG回收系統燃氣循環應用研究與實踐

殷立云，王賢成，張藝臏（中海石油（中國）有限公司文昌13-1/2油田作業公司，廣東湛江524057）

海上油田燃料氣系統與LPG回收系統燃氣循環應用研究與實踐

殷立云，王賢成，張藝臏
（中海石油（中國）有限公司文昌13-1/2油田作業公司，廣東湛江524057）

文昌13-1/2油田投產13a，原油產量逐年減少，伴生氣量也下降明顯。一方面油田主發電機需要穩定的伴生氣源發電，另一方面伴生氣也是油田液化石油氣（LPG）生產的主要原料。伴生氣量決定油田電力穩定和LPG產量，通過對燃料氣系統和LPG回收系統工藝流程進行整體的深入的研究，建立燃氣大循環概念，通過摸索實驗和改造，讓兩個系統關聯起來，使有限的伴生氣在兩個系統中循環。既滿足三臺主發電機滿負荷發電所需氣量，又挖掘了燃料氣系統伴生液，提高了LPG的產量。最終讓放空火炬最小化，達到碳排放最小化和經濟利益最大化的雙豐收。

燃料氣；LPG；循環應用

1背景簡介

文昌13-1/2油田有兩個井口平臺和一艘FPSO，在FPSO上有兩套燃氣處理系統，一套是處理油田高壓（450kPa）伴生氣的燃料氣處理系統，供給透平發電機使用，一套是用于回收低壓（50kPa）放空氣的LPG回收裝置。油田投產初期，伴生氣量充足，兩套系統并列運行平穩。但是油田進入開發中后期后，隨著產量的遞減，伴生氣量逐漸減少，兩套系統均因為“缺氣”出現問題。LPG回收系統問題表現比較突出，設備故障率高，生產時效低，回收率低等；燃料氣系統問題表現為3臺發電機無法同時用氣發電。

2系統存在問題

2.1 LPG系統存在主要問題

(1)處理能力受限：進口壓縮機設計最小處理能力為6×104Nm3/d，隨著油田原油產量下降，伴生氣產量也隨同下降。至2011年底，扣除燃料氣后的火炬放空氣下降至5.5×104Nm3/d，低于LPG進口壓縮機處理能力下限。

(2)滑油系統弊端：進口壓縮機的壓縮介質為富含水氣的油田伴生氣，富含C+3，在壓縮過程中將有大量油水凝液析出，而且設計選用的進口壓縮機為有油潤滑的螺桿壓縮機，在其工作過程中會有油水凝析液進入潤滑油系統，使潤滑油變質，降低了有油螺桿壓縮機潤滑油潤滑和冷卻的功效，從而影響機組的正常運行。

(3)增本低效：從投產至今的運行情況來看，該機組經常出現問題，嚴重影響LPG系統的穩定運行，常見的問題還包括軸封不嚴、潤滑油泄漏、振動高停機和潤滑油泵故障等，甚至還曾經發生過振動高導致滑油管線斷裂等事故，導致維護及維修費用達到人民幣500萬元/a，年平均時效在52.9%以下。

2.2燃料氣處理系統存在主要問題

(1)組分分離不足：LPG回收系統投用后，油田伴生氣用戶主要為透平發電主機、熱介質鍋爐和LPG回收系統。燃氣透平發電機、熱介質鍋爐、LPG回收系統對原料氣的要求逐次降低，但現有流程不能實現不同組分燃料氣的優化調配。熱介質鍋爐由于長期使用富含重烴組分的燃料氣，導致爐膛內壁積碳比較嚴重，每年必須清理一次，耗費大量的人力物力資源。

(2)柴油消耗：同時隨著伴生氣產量的下降，在原油外輸作業期間，油田用電負荷上升，用氣量上升30%。從一級分離器分離出的伴生氣已不能滿足透平主機和鍋爐用氣要求，導致一臺透平發電機必須采用燃油模式，每次提油作業需消耗30m3柴油，每年增加近400m3柴油消耗。

3技術思路

3.1進口壓縮機優化

3.1.1選型優化

要求新LPG進口壓縮機能更安全、可靠，并能滿足緊湊的現場安裝空間和未來伴生氣產量下降后的處理要求。經過對壓縮機機型對比分析和國內外市場充分調研，新LPG進口壓縮機最終選擇中國船舶重工第711研究所生產的無油噴液潤滑螺桿式兩級壓縮機。該機組采用獨立的潤滑油回路對軸承進行潤滑，解決了重組分氣對潤滑油的影響問題。

3.1.2機封的選型和優化研究

對于LPG回收系統區域，我們對壓縮機軸封的可靠性提出了更高的要求。通過綜合現場使用經驗，我們和廠家共同研制出一種新型軸封裝置（圖1、圖2），對壓縮機陰、陽轉子的進端和排端都采用迷宮密封與集成式雙端面機械密封的復合密封結構，極大的提高了密封的可靠性，使介質沿軸承方向泄漏的可能性極低。

集裝式雙端面機械密封是一種依靠彈性元件對動、靜環端面密封副的預緊和介質壓力與彈性元件壓力的壓緊而達到密封的軸向端面密封裝置。雙端面機械密封兩個端面摩擦副之間充滿密封油，當中間阻塞流體壓力大于被密封流體壓力和大氣壓時，雙端面密封用作阻塞密封。由于進口壓縮機組的潤滑油系統與密封油系統分開，有效的避免了由于密封油受污染而導致潤滑油對軸承的損害，從而保護了軸承。

圖1 集裝式雙端面機械密封結構

圖2 無油噴液潤滑螺桿壓縮機剖面圖

3.1.3噴液螺桿壓縮機機封防反沖擊優化改造

LPG回收系統進口壓縮機為噴液螺桿壓縮機，在失電、火災等應急關停情況下，潤滑油泵關停后密封油壓力迅速下降，機封無法潤滑冷卻，同時由于機封兩端壓差較大，容易導致密封面損壞失效，燃料氣竄入到滑油系統，污染滑油并形成燃氣泄漏、聚集等安全隱患。

通過對生產工藝流程和壓縮機工作模式的研究分析，設計在壓縮機出口增加BDV（放空閥）及SDV（關斷閥），修改相關邏輯控制參數，當系統應急關停后，BDV立即打開，SDV關閉（圖3），為防止SDV關閉速度太慢或失效，在管線上增加單流閥，確保壓縮機內壓力能迅速下降，減小機封兩端壓差，防止機封兩端因壓差過大而失效，同時避免大量放空氣體進入放空總管。

圖3 防反沖擊優化改造邏輯圖及現場BDV

3.2低伴生氣量下LPG回收系統的整體優化

3.2.1吸收塔工作模式的研究與優化

由于循環水冷卻系統換熱效果不佳，制冷吸收塔單元流程（圖4）上的丙烷制冷系統低溫級丙烷制冷壓縮機未投用，在對吸收塔頂部出氣的組分進行分析時，發現吸收塔頂部出氣中的C3+含量偏高，甚至超過了原料氣中的含量，吸收塔工作異常。

圖4 制冷吸收塔單元

通過綜合分析認為，由于低溫級丙烷制冷壓縮機未投用，油田伴生氣進入丙烷蒸發冷凝器時不能進一步制冷，吸收塔也就失去了吸收C3+重質組分和脫除C1、C2-輕質組分的功能。經過工藝調整，在低溫級丙烷制冷壓縮機停運時，關閉吸收塔底重沸器加熱氣源，降低吸收塔塔底溫度，減少塔底重組分的蒸發。吸收塔運行模式優化后，LPG回收系統各關鍵指標得到明顯改善（表1），液化氣產量提高約17%，輕油產量提高約4%，與設計工況（開啟低溫級丙烷制冷壓縮機）相比，液化氣產量僅降低7%。

表1 吸收塔塔底重沸器停用前后關鍵指標對比

3.2.2燃料氣系統優化

A、主機燃料氣滌氣罐液烴處理方式優化

燃料氣滌氣罐工作壓力為2000kPa，在此壓力條件下，形成大量的C3+重烴。通過現場分析，利用壓力差，可以直接將此部分重烴接入常溫分離器，再進入精餾單元，分離出輕質油和LPG（圖5），從而徹底解決直接放空到放空總管時形成大量冷凝水及冰堵問題，同時LPG產量增產15m3/d。

圖5 燃料氣后滌氣罐底部液烴優化改造（虛線為改造部分）

B、實現了以透平發電機用氣為中心的碳元素精細化管理模式

建立油田伴生氣系統大循環工作模式。在LPG正常生產情況下，將回收后的殘余放空氣體供給透平和鍋爐進行循環使用；當油田伴生氣產量降低至不能滿足LPG回收系統最低氣量要求時，可將進口壓縮機從兩級壓縮改為單級壓縮工作模式，將低壓放空氣進行增壓、凈化，作為燃氣壓縮機的原料氣，最大化供給透平發電機使用，延長透平供氣年限。

建立LPG系統不同工況下的各種操作模式，實現效益最大化。針對油田用電負荷的變化，對LPG回收系統采用不同的工作模式。在正常生產期間，以LPG產量最大化為主的工作模式；在油田外輸期間，隨著用電負荷的增大，采用以透平發電機用氣為主的工作模式，減少LPG生產使更多的天然氣通過回流管線供給燃氣系統，避免一臺透平用油帶載，節約柴油消耗，達到“降本增效”的工作目的。

進一步通過對油田伴生氣總量分析和預測，研究得出了不同階段伴生氣處理系統總體運行的最優模式（表2）。

4實施效果及經濟效益

表2 油田各年份伴生氣處理系統運行模式

4.1生產時效顯著提升

LPG回收系統完成綜合改造后，及時排除了隱患，各項優化改造措施增產效果明顯。截止2015年3月底，改造后系統已累計安全運行6617h，回收液化氣1.92萬m3，扣除臺風和計劃停產檢修時間，生產時效大大提高，達到92.6%，在伴生氣產量大幅度下降的情況下，2013年LPG產量大幅回升（表3）。

表3 近六年LPG回收系統生產情況對比

4.2 LPG產量提升

經過工藝系統多方面優化調整后，使燃氣系統內更多的C3、C4組分進入LPG系統進行生產，從而得到很多的LPG產品。相比2012、2013年產量從平均75m3/d，上升到95m3/d，產量增加20m3/d，除去油田計劃性關停以外，一年按350d生產，國內市價平均5000元/t計算，年增加經濟效益約1911萬元/a，相當于增加一口低產油井。

4.3減排效果提升

LPG產量增加就可提高天然氣回收率，減少天然氣大氣排放量。目前LPG平均日產95m3/d，相比調整前期產量提高20m3/d。除去油田計劃性關停以外，一年按350d計算，年回收LPG 33250m3，比往年同比增加回收LPG 7000m3，減少大氣排放量831.25×104m3天然氣，即9143.75t標準煤，與往年同比減少大氣排放量175×104m3，即1925t標準煤，為油田環保減排工作、完成公司任務指標做出貢獻。

4.4節能效果提升

原LPG進口壓縮機機組功率為600kW，為滿足正常生產，通過大幅度回流方式保證機組正常運轉，耗能高。新進口壓縮機機組功率僅為356kW，節能了244kW負荷，按一年350d計算，可節省電量205×104kw，即252t標準煤。

調整優化后LPG回收系統運轉更加穩定，確保貨油外輸作業期間3臺透平發電機的用氣需求，使每次提油作業可以通過停丙烷壓縮機，減少LPG生產使更多的天然氣通過回流管線提高燃氣系統的供應量，避免一臺透平用油帶載。每次提油作業平均消耗25m3柴油消耗，全年可節省柴油300m3左右，按國內市價平均6000元/m3計算，每年可節省油料費用支出180萬元左右。

4.5維護成本減低

LPG回收系統投產后，系統工況一直不太穩定，雖然經過一系列優化改造，但由于核心設備進口壓縮機設計和選型方面的缺陷，未能從根本上解決問題，后期由于伴生氣產量下降，LPG進口壓縮機故障率逐漸上升，由于振動高、滑油污染等問題導致的停機相當頻繁，年大修次數一般在4次以上，占用了油田大量的人力、物力資源。2013年新進口壓縮機投用后，已累計運轉近1年時間，機組噪聲、振動小、故障率低、運轉平穩，優勢十分明顯（表4）。

表4 LPG進口壓縮機運行工況及維修費用統計

5 結論

經過對燃料氣系統和LPG回收系統工藝流程進行整體的深入的研究，建立燃氣大循環概念，通過摸索實驗和改造，讓兩個系統關聯起來，使有限的伴生氣在兩個系統中循環。既滿足三臺主發電機滿負荷發電所需氣量，又挖掘了燃料氣系統伴生液，提高了LPG的產量。最終讓放空火炬最小化，達到碳排放最小化和經濟利益最大化的雙豐收。

10.3969/j.issn.1008-1267.2016.02.011

TE89

B

1008-1267（2016）02-0035-04

2015-12-08

·科研與生產·