海上油田壓縮機回流閥凍堵分析與處理

劉 影，賀衛(wèi)剛，曲 直，胡 松

(中海石油(中國)有限公司天津分公司遼東作業(yè)公司 天津300457)

1 低壓壓縮機流程簡介

海上某油田冬季平均氣溫為-10℃左右，冰期長達30～35d。該油田綜合處理平臺上設置一套天然氣處理系統(tǒng)，對油井伴生氣進行壓縮，一部分供透平主機用氣，另一部分通過天然氣海管外輸至陸地終端處理廠。該天然氣處理系統(tǒng)包含 2臺低壓壓縮機(下文簡稱低壓機)，運行狀態(tài)為一用一備，其生產(chǎn)流程如圖1所示。

圖1 低壓壓縮機流程示意圖Fig.1 Flow chart of low pressure compressor

原油二級分離器分離出的低壓伴生氣壓力為20～25kPaG，溫度為 20～25℃。低壓伴生氣首先進入低壓機，經(jīng)壓縮后溫度上漲至100～110℃，壓力上漲至 450～460kPaG；然后進入海水冷卻器 WC-2530，將高溫天然氣冷卻至 30～35℃，然后再與原油一級分離器分離出的伴生氣混合后進入海水冷卻器WC-2531，經(jīng)過第2次冷卻后進入下一級壓縮機。

冬季環(huán)境氣溫下降，低壓機回流閥門及管線多次出現(xiàn)凍堵情況，入口壓力降低，低壓機持續(xù)卸載。回流閥動作卡滯，補氣受阻，導致低壓機持續(xù)抽吸原油二級分離器伴生氣，引發(fā)二級分離器低壓報警，甚至逼近低低壓關斷值，對油田生產(chǎn)造成了干擾。

2 低壓機回流閥凍堵分析及治理

2.1 回流閥凍堵原因分析

按照 ODP設計要求，低壓機的入口操作溫度為35～40℃。由于冬季環(huán)境氣溫降至-10℃以下，雖然管線、閥門、接頭各處均安裝了伴熱保溫，但是由于管線較長，散熱速度快，實際天然氣入口溫度只有17～23℃(圖 2)。

圖2 低壓機入口溫度曲線圖Fig.2 Inlet temperature curve of low pressure compressor

天然氣水化物(圖 3)是一種由天然氣中的小分子與游離態(tài)水分子形成的類冰狀疏松結晶化合物，它會引發(fā)管道堵塞，增大管線壓差，進而損壞管件本體結構，甚至會導致嚴重的管道事故。

水化物的生成有兩大原因：一是天然氣中存在相當部分的游離水，這是天然氣形成水化物的決定因素；二是在高壓、低溫條件下，容易形成水化物。另外，由于高速流動、攪動、高壓脈動等因素的影響，天然氣在管道彎頭、變徑、針閥、孔板、粗糙的管壁等特定位置也很容易形成水化物。

從圖4可知，相對密度相同的天然氣在壓力一定的條件下，溫度越高越不易生成水化物；在溫度一定的條件下，壓力越低越不易生成水化物。該油田伴生天然氣相對密度為0.7007(空氣為1)，回流閥處壓力基本穩(wěn)定在400～450kPaG范圍內，使用點溫槍測得回流閥處氣溫在-2～7℃之間波動。根據(jù)此壓力溫度數(shù)據(jù)查詢可知，氣溫低于 0℃時，就會產(chǎn)生水化物。所以，在壓力基本不變的情況下，提高天然氣的溫度是減少水化物生成的有效途徑。

圖3 天然氣水化物Fig.3 Natural gas hydrate

圖4 天然氣生成水化物的壓力-溫度圖Fig.4 P-T diagram of hydrate generated from natural gas

2.2 回流閥凍堵問題的治理措施

2.2.1 海水冷卻器運行工況優(yōu)化

提高回流閥處天然氣溫度的首要思路就是優(yōu)化海水冷卻器的運行工況，降低出口冷卻器的冷卻效果，即關小海水入口閥的開度，避免過度冷卻。操作人員發(fā)現(xiàn)將海水冷卻器入口閥逐漸關小直至全關后，天然氣進出口溫差仍然達到 70～80℃，經(jīng)過點溫槍測溫排查，判斷入口截止閥存在內漏情況。操作人員將運行中的低壓B機切換至A機，然后對B機內漏的截止閥進行了更換。

更換新的截止閥后，通過小范圍調節(jié)閥開度即可將天然氣溫度精確地控制在 30～40℃范圍內，回流閥處天然氣溫度能夠保持在 15℃以上，有效地抑制了水化物的產(chǎn)生(圖 5)。換閥之后至今 36d，回流管線未再出現(xiàn)凍堵的問題。

圖5 換閥后低壓機入口溫度曲線圖Fig.5 Inlet temperature curve of low pressure compressor after valve replacement

2.2.2 二次儀表測溫位置優(yōu)化

中控人員從遠程上位機觀察到低壓機冷卻后出口溫度較低，通知現(xiàn)場人員關小閥門。調整之后，現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)低壓機出口排氣溫度與進氣溫度都在上漲，而冷卻后溫度變化不大。經(jīng)過現(xiàn)場排查，發(fā)現(xiàn)溫度變送器 TT-2514位于 WC-2531的出口管線上，顯示的是一級分離器伴生氣與低壓機出口天然氣混合后再經(jīng)過二次冷卻的溫度，與中控上位機位置不符，不能顯示低壓機出口冷卻后天然氣的真實溫度。維修專業(yè)人員對此變送器進行了移位。

新的測溫點位于冷卻器 WC-2530的出口管線上，距離回流閥更近，能夠更準確地反映出口天然氣的真實溫度(圖 6)。測溫位置的優(yōu)化實現(xiàn)了低壓機出口冷卻后天然氣的溫度精準控制，避免了現(xiàn)場人員的操作誤差。

圖6 溫度變送器位置圖Fig.6 Location of temperature transmitter

2.3 高溫天然氣回摻提溫

操作人員繼續(xù)探討如何進一步提高天然氣回流閥處天然氣溫度?？紤]到低壓機壓縮后的天然氣排氣溫度達到 105～115℃，操作人員從出口引出一路管線，將一部分高溫天然氣越過出口冷卻器直接回摻至回流閥處，嘗試采取高溫熱氣回流的方式提高回流閥處天然氣的溫度(圖7)。

針對管線改造及投用時可能存在氣體泄漏引發(fā)火氣報警、泄漏量較大觸發(fā)低壓機出口低壓關停等風險，現(xiàn)場人員在測試過程中采取了可燃氣濃度持續(xù)檢測、各接頭處噴涂高發(fā)泡性檢漏液等防范措施，并對新增管線加裝了伴熱保溫，降低熱量損失，保證加熱效果。

圖7 高溫天然氣回摻管線圖Fig.7 High temperature natural gas back mixing pipeline

臨時管線投用后，經(jīng)過一周時間觀察，低壓機回流天然氣的溫度變化不大，沒有得到進一步提升。分析原因是排氣溫度和壓力隨著低壓機自動加載有所波動，而且臨時管線管徑較小，高溫熱氣回摻量有限，所以此項高溫熱氣回摻提溫方案有待于進一步研究改進。

3 結 論

該油田低壓機回流閥凍堵問題對油氣穩(wěn)定生產(chǎn)造成了一定的影響?，F(xiàn)場人員從天然氣水化物的物性出發(fā)，結合現(xiàn)場流程進行了系統(tǒng)分析和排查。采取了海水冷卻器入口截止閥更換等措施，低壓機出口冷卻后溫度提高了 16～18℃；隨后又對二次儀表測溫點位置進行優(yōu)化，實現(xiàn)中控人員對節(jié)點溫度的遠程精確把控，消除了流程關斷隱患，并進一步探索高溫天然氣回摻提溫方案。水化物的消除有力地保證了油田的安全平穩(wěn)生產(chǎn)，具有良好的環(huán)保效益、經(jīng)濟效益，并對其他油田壓縮機的類似問題具有一定的參考意義?！?/p>