海上油田燃料气系统与LPG回收系统燃气循环应用研究与实践

殷立云，王贤成，张艺膑（中海石油（中国）有限公司文昌13-1/2油田作业公司，广东湛江524057）

海上油田燃料气系统与LPG回收系统燃气循环应用研究与实践

殷立云，王贤成，张艺膑
（中海石油（中国）有限公司文昌13-1/2油田作业公司，广东湛江524057）

文昌13-1/2油田投产13a，原油产量逐年减少，伴生气量也下降明显。一方面油田主发电机需要稳定的伴生气源发电，另一方面伴生气也是油田液化石油气（LPG）生产的主要原料。伴生气量决定油田电力稳定和LPG产量，通过对燃料气系统和LPG回收系统工艺流程进行整体的深入的研究，建立燃气大循环概念，通过摸索实验和改造，让两个系统关联起来，使有限的伴生气在两个系统中循环。既满足三台主发电机满负荷发电所需气量，又挖掘了燃料气系统伴生液，提高了LPG的产量。最终让放空火炬最小化，达到碳排放最小化和经济利益最大化的双丰收。

燃料气；LPG；循环应用

1背景简介

文昌13-1/2油田有两个井口平台和一艘FPSO，在FPSO上有两套燃气处理系统，一套是处理油田高压（450kPa）伴生气的燃料气处理系统，供给透平发电机使用，一套是用于回收低压（50kPa）放空气的LPG回收装置。油田投产初期，伴生气量充足，两套系统并列运行平稳。但是油田进入开发中后期后，随着产量的递减，伴生气量逐渐减少，两套系统均因为“缺气”出现问题。LPG回收系统问题表现比较突出，设备故障率高，生产时效低，回收率低等；燃料气系统问题表现为3台发电机无法同时用气发电。

2系统存在问题

2.1 LPG系统存在主要问题

(1)处理能力受限：进口压缩机设计最小处理能力为6×104Nm3/d，随着油田原油产量下降，伴生气产量也随同下降。至2011年底，扣除燃料气后的火炬放空气下降至5.5×104Nm3/d，低于LPG进口压缩机处理能力下限。

(2)滑油系统弊端：进口压缩机的压缩介质为富含水气的油田伴生气，富含C+3，在压缩过程中将有大量油水凝液析出，而且设计选用的进口压缩机为有油润滑的螺杆压缩机，在其工作过程中会有油水凝析液进入润滑油系统，使润滑油变质，降低了有油螺杆压缩机润滑油润滑和冷却的功效，从而影响机组的正常运行。

(3)增本低效：从投产至今的运行情况来看，该机组经常出现问题，严重影响LPG系统的稳定运行，常见的问题还包括轴封不严、润滑油泄漏、振动高停机和润滑油泵故障等，甚至还曾经发生过振动高导致滑油管线断裂等事故，导致维护及维修费用达到人民币500万元/a，年平均时效在52.9%以下。

2.2燃料气处理系统存在主要问题

(1)组分分离不足：LPG回收系统投用后，油田伴生气用户主要为透平发电主机、热介质锅炉和LPG回收系统。燃气透平发电机、热介质锅炉、LPG回收系统对原料气的要求逐次降低，但现有流程不能实现不同组分燃料气的优化调配。热介质锅炉由于长期使用富含重烃组分的燃料气，导致炉膛内壁积碳比较严重，每年必须清理一次，耗费大量的人力物力资源。

(2)柴油消耗：同时随着伴生气产量的下降，在原油外输作业期间，油田用电负荷上升，用气量上升30%。从一级分离器分离出的伴生气已不能满足透平主机和锅炉用气要求，导致一台透平发电机必须采用燃油模式，每次提油作业需消耗30m3柴油，每年增加近400m3柴油消耗。

3技术思路

3.1进口压缩机优化

3.1.1选型优化

要求新LPG进口压缩机能更安全、可靠，并能满足紧凑的现场安装空间和未来伴生气产量下降后的处理要求。经过对压缩机机型对比分析和国内外市场充分调研，新LPG进口压缩机最终选择中国船舶重工第711研究所生产的无油喷液润滑螺杆式两级压缩机。该机组采用独立的润滑油回路对轴承进行润滑，解决了重组分气对润滑油的影响问题。

3.1.2机封的选型和优化研究

对于LPG回收系统区域，我们对压缩机轴封的可靠性提出了更高的要求。通过综合现场使用经验，我们和厂家共同研制出一种新型轴封装置（图1、图2），对压缩机阴、阳转子的进端和排端都采用迷宫密封与集成式双端面机械密封的复合密封结构，极大的提高了密封的可靠性，使介质沿轴承方向泄漏的可能性极低。

集装式双端面机械密封是一种依靠弹性元件对动、静环端面密封副的预紧和介质压力与弹性元件压力的压紧而达到密封的轴向端面密封装置。双端面机械密封两个端面摩擦副之间充满密封油，当中间阻塞流体压力大于被密封流体压力和大气压时，双端面密封用作阻塞密封。由于进口压缩机组的润滑油系统与密封油系统分开，有效的避免了由于密封油受污染而导致润滑油对轴承的损害，从而保护了轴承。

图1 集装式双端面机械密封结构

图2 无油喷液润滑螺杆压缩机剖面图

3.1.3喷液螺杆压缩机机封防反冲击优化改造

LPG回收系统进口压缩机为喷液螺杆压缩机，在失电、火灾等应急关停情况下，润滑油泵关停后密封油压力迅速下降，机封无法润滑冷却，同时由于机封两端压差较大，容易导致密封面损坏失效，燃料气窜入到滑油系统，污染滑油并形成燃气泄漏、聚集等安全隐患。

通过对生产工艺流程和压缩机工作模式的研究分析，设计在压缩机出口增加BDV（放空阀）及SDV（关断阀），修改相关逻辑控制参数，当系统应急关停后，BDV立即打开，SDV关闭（图3），为防止SDV关闭速度太慢或失效，在管线上增加单流阀，确保压缩机内压力能迅速下降，减小机封两端压差，防止机封两端因压差过大而失效，同时避免大量放空气体进入放空总管。

图3 防反冲击优化改造逻辑图及现场BDV

3.2低伴生气量下LPG回收系统的整体优化

3.2.1吸收塔工作模式的研究与优化

由于循环水冷却系统换热效果不佳，制冷吸收塔单元流程（图4）上的丙烷制冷系统低温级丙烷制冷压缩机未投用，在对吸收塔顶部出气的组分进行分析时，发现吸收塔顶部出气中的C3+含量偏高，甚至超过了原料气中的含量，吸收塔工作异常。

图4 制冷吸收塔单元

通过综合分析认为，由于低温级丙烷制冷压缩机未投用，油田伴生气进入丙烷蒸发冷凝器时不能进一步制冷，吸收塔也就失去了吸收C3+重质组分和脱除C1、C2-轻质组分的功能。经过工艺调整，在低温级丙烷制冷压缩机停运时，关闭吸收塔底重沸器加热气源，降低吸收塔塔底温度，减少塔底重组分的蒸发。吸收塔运行模式优化后，LPG回收系统各关键指标得到明显改善（表1），液化气产量提高约17%，轻油产量提高约4%，与设计工况（开启低温级丙烷制冷压缩机）相比，液化气产量仅降低7%。

表1 吸收塔塔底重沸器停用前后关键指标对比

3.2.2燃料气系统优化

A、主机燃料气涤气罐液烃处理方式优化

燃料气涤气罐工作压力为2000kPa，在此压力条件下，形成大量的C3+重烃。通过现场分析，利用压力差，可以直接将此部分重烃接入常温分离器，再进入精馏单元，分离出轻质油和LPG（图5），从而彻底解决直接放空到放空总管时形成大量冷凝水及冰堵问题，同时LPG产量增产15m3/d。

图5 燃料气后涤气罐底部液烃优化改造（虚线为改造部分）

B、实现了以透平发电机用气为中心的碳元素精细化管理模式

建立油田伴生气系统大循环工作模式。在LPG正常生产情况下，将回收后的残余放空气体供给透平和锅炉进行循环使用；当油田伴生气产量降低至不能满足LPG回收系统最低气量要求时，可将进口压缩机从两级压缩改为单级压缩工作模式，将低压放空气进行增压、净化，作为燃气压缩机的原料气，最大化供给透平发电机使用，延长透平供气年限。

建立LPG系统不同工况下的各种操作模式，实现效益最大化。针对油田用电负荷的变化，对LPG回收系统采用不同的工作模式。在正常生产期间，以LPG产量最大化为主的工作模式；在油田外输期间，随着用电负荷的增大，采用以透平发电机用气为主的工作模式，减少LPG生产使更多的天然气通过回流管线供给燃气系统，避免一台透平用油带载，节约柴油消耗，达到“降本增效”的工作目的。

进一步通过对油田伴生气总量分析和预测，研究得出了不同阶段伴生气处理系统总体运行的最优模式（表2）。

4实施效果及经济效益

表2 油田各年份伴生气处理系统运行模式

4.1生产时效显著提升

LPG回收系统完成综合改造后，及时排除了隐患，各项优化改造措施增产效果明显。截止2015年3月底，改造后系统已累计安全运行6617h，回收液化气1.92万m3，扣除台风和计划停产检修时间，生产时效大大提高，达到92.6%，在伴生气产量大幅度下降的情况下，2013年LPG产量大幅回升（表3）。

表3 近六年LPG回收系统生产情况对比

4.2 LPG产量提升

经过工艺系统多方面优化调整后，使燃气系统内更多的C3、C4组分进入LPG系统进行生产，从而得到很多的LPG产品。相比2012、2013年产量从平均75m3/d，上升到95m3/d，产量增加20m3/d，除去油田计划性关停以外，一年按350d生产，国内市价平均5000元/t计算，年增加经济效益约1911万元/a，相当于增加一口低产油井。

4.3减排效果提升

LPG产量增加就可提高天然气回收率，减少天然气大气排放量。目前LPG平均日产95m3/d，相比调整前期产量提高20m3/d。除去油田计划性关停以外，一年按350d计算，年回收LPG 33250m3，比往年同比增加回收LPG 7000m3，减少大气排放量831.25×104m3天然气，即9143.75t标准煤，与往年同比减少大气排放量175×104m3，即1925t标准煤，为油田环保减排工作、完成公司任务指标做出贡献。

4.4节能效果提升

原LPG进口压缩机机组功率为600kW，为满足正常生产，通过大幅度回流方式保证机组正常运转，耗能高。新进口压缩机机组功率仅为356kW，节能了244kW负荷，按一年350d计算，可节省电量205×104kw，即252t标准煤。

调整优化后LPG回收系统运转更加稳定，确保货油外输作业期间3台透平发电机的用气需求，使每次提油作业可以通过停丙烷压缩机，减少LPG生产使更多的天然气通过回流管线提高燃气系统的供应量，避免一台透平用油带载。每次提油作业平均消耗25m3柴油消耗，全年可节省柴油300m3左右，按国内市价平均6000元/m3计算，每年可节省油料费用支出180万元左右。

4.5维护成本减低

LPG回收系统投产后，系统工况一直不太稳定，虽然经过一系列优化改造，但由于核心设备进口压缩机设计和选型方面的缺陷，未能从根本上解决问题，后期由于伴生气产量下降，LPG进口压缩机故障率逐渐上升，由于振动高、滑油污染等问题导致的停机相当频繁，年大修次数一般在4次以上，占用了油田大量的人力、物力资源。2013年新进口压缩机投用后，已累计运转近1年时间，机组噪声、振动小、故障率低、运转平稳，优势十分明显（表4）。

表4 LPG进口压缩机运行工况及维修费用统计

5 结论

经过对燃料气系统和LPG回收系统工艺流程进行整体的深入的研究，建立燃气大循环概念，通过摸索实验和改造，让两个系统关联起来，使有限的伴生气在两个系统中循环。既满足三台主发电机满负荷发电所需气量，又挖掘了燃料气系统伴生液，提高了LPG的产量。最终让放空火炬最小化，达到碳排放最小化和经济利益最大化的双丰收。

10.3969/j.issn.1008-1267.2016.02.011

TE89

B

1008-1267（2016）02-0035-04

2015-12-08

·科研与生产·