張萬兵 劉小偉 陳柱 彭遠志 肖鵬

中海石油（中國）有限公司湛江分公司東方氣田作業(yè)區(qū)

關(guān)停濕氣壓縮機對外輸天然氣組成的影響及改造方案

張萬兵 劉小偉 陳柱 彭遠志 肖鵬

中海石油（中國）有限公司湛江分公司東方氣田作業(yè)區(qū)

鶯歌海盆地東方1－1氣田是我國海上最大的自營氣田，日產(chǎn)天然氣800×104m3，共32口氣井，每口氣井CO2含量差異較大，當濕氣壓縮機關(guān)停后由于壓差的變化會造成外輸天然氣組成的波動而影響下游用戶的生產(chǎn)穩(wěn)定性。為此，對設(shè)備及工藝流程進行了優(yōu)化改造，增加了壓縮機意外關(guān)停觸發(fā)中心平臺高碳井自動關(guān)井邏輯，增設(shè)了自動油嘴，并在生產(chǎn)分離器增設(shè)了PV閥遙控放空。優(yōu)化改造后，氣田經(jīng)歷過多次壓縮機意外關(guān)停，都順利將天然氣組分CO2的含量波動幅度控制在8%以內(nèi)，使得工藝系統(tǒng)更加穩(wěn)定，對下游用戶的沖擊也降到了最低，每年創(chuàng)造近600萬元的經(jīng)濟效益。

鶯歌海盆地 東方1－1氣田 濕氣壓縮機 自動關(guān)井 CO2含量 自動關(guān)井邏輯 自動油嘴 PV閥遙控放空

1 氣田概況

東方1－1氣田位于中國南海北部鶯歌海海域，由中心平臺CEP、井口A平臺、井口B平臺、井口E平臺組成（圖1），日產(chǎn)天然氣800×104m3，伴生少量水與凝析油，處理后的天然氣經(jīng) 558.8 mm海底管線外輸至東方終端。

圖1 東方1－1氣田各平臺及東方終端位置示意圖

目前東方1－1氣田共32口氣井，每口氣井所產(chǎn)天然氣的CO2含量差異較大，所產(chǎn)天然氣中CO2含量低于40%的稱為低碳井，所產(chǎn)天然氣中CO2含量高于40%的稱為高碳井。中心平臺6口高碳井和2口低碳井（混合后呈高碳），井口E平臺2口高碳井和4口低碳井（混合后呈低碳），井口A與B平臺18口井全為低碳井。A平臺、B平臺、E平臺的天然氣分別通過 304.8 mm的海管進入中心平臺，經(jīng)過捕集器重力分離后與中心平臺高含CO2天然氣匯集，一并進入壓縮機組進行增壓，增壓后進入天然氣過濾分離器過濾去除游離態(tài)水和雜質(zhì)，之后進入三甘醇接觸塔與貧甘醇逆向接觸脫去飽和態(tài)水，水露點合格后的天然氣通過長度105 km、 558.8 mm的海管外輸?shù)綎|方終端。東方1－1氣田各平臺氣井天然氣組分含量情況見表1。

表1 東方1－1氣田各平臺氣井天然氣組分含量表

天然氣在東方終端先經(jīng)天然氣進站分離系統(tǒng)初步得以分離［1］，一部分天然氣經(jīng)過天然氣烴露點控制系統(tǒng)（丙烷制冷系統(tǒng)）、脫CO2和脫水系統(tǒng)、天然氣壓縮冷卻系統(tǒng)后供應給化學公司一部（所需天然氣量為15 ×104m3／d，要求甲烷含量高于76%）和管輸公司（所需天然氣量為340×104m3／d，要求甲烷含量高于76%）。另一部分天然氣與脫碳后的天然氣簡單調(diào)配后直接供應給建滔甲醇廠（所需天然氣量為295×104m3／d，要求甲烷含量為60.5%～66.0%）和化學公司二部（所需天然氣量為250×104m3／d，要求甲烷含量61.5%～66.0%），其中化學公司二部對天然氣組成的要求很高，否則會對化學公司二部合成氨燃料氣系統(tǒng)和工藝系統(tǒng)及尿素生產(chǎn)帶來一定的影響［2－7］。

東方1－1氣田天然氣濕氣壓縮機運行模式為串聯(lián)模式，共3臺壓縮機，每臺壓縮機控制模式為手動控制NGP模式，目前運行2臺，每級增壓約1 MPa，將管匯天然氣壓力從4.5 MPa增壓至7.2 MPa。

2 關(guān)停濕氣壓縮機對外輸天然氣組成的影響

正常生產(chǎn)時，壓縮機有降低管匯壓力、提高出口壓力的作用，此時前級壓縮機進口壓力為4.5 MPa，前級機組出口壓力為5.5 MPa，后級機組出口壓力為7.2 MPa，外輸天然氣CO2約占27%，CH4約占55%，N2約占17%。

2.1 單機關(guān)停對外輸天然氣組成的影響

當有計劃地關(guān)停壓縮機時，中控主操作人員可根據(jù)壓縮機進出口變化情況，有步驟地調(diào)節(jié)對應氣井的油嘴，進而調(diào)節(jié)天然氣組成，天然氣組分變化波動較小，基本上對下游沒有任何影響。

當某級壓縮機意外停機時，壓縮機出口海管長約105 km，緩沖能力較強，因此壓力下降的速度較?。?.03 MPa／min）。壓縮機進口為3個井口捕集器與中心平臺生產(chǎn)分離器經(jīng)總管匯集混合后的來氣，進口壓力迅速上升至5.5 MPa，且由于中心平臺氣井至生產(chǎn)分離器的管線較短，而井口平臺氣井至捕集器的管線較長（A平臺海管長5.6 km，B平臺海管長9.2 km，E平臺海管長3.6 km），上升速度差異極大。根據(jù)多次壓縮機停機經(jīng)驗來看，中心平臺壓力上升至5.5 MPa需要1～2 min，捕集器E壓力上升至5.5 MPa需要3～4 min，捕集器A壓力上升至5.5 MPa需要5～6 min，捕集器B壓力上升至5.5 MPa需要6～8 min，因壓力恢復時間的差異造成在一定時間內(nèi)（2～3 min）外輸天然氣只含中心平臺的高碳氣，而不是正常生產(chǎn)時調(diào)配好的合格天然氣，外輸天然氣CO2含量迅速升高20%左右（即CO2含量從27%升至47%）。

2.2 關(guān)停2臺機組對外輸天然氣組成的影響

當壓縮機串聯(lián)運行2臺壓縮機同時意外停機時，壓縮機組出口海管長約105 km，緩沖能力較強，因此壓力下降的速度較?。?.03 MPa／min）。壓縮機進口為3個井口捕集器與中心平臺生產(chǎn)分離器經(jīng)總管匯集混合后的來氣，壓力迅速上升至6.4 MPa，且由于中心平臺氣井至生產(chǎn)分離器的管線較短，井口平臺氣井至捕集器的管線較長（A平臺海管長5.6 km，B平臺海管長9.2 km，E平臺海管長3.6 km），上升速度差異極大，根據(jù)多次壓縮機關(guān)停經(jīng)驗來看，中心平臺壓力上升至6.4 MPa需要3～4 min，捕集器E壓力上升至6.4 MPa需要6～7 min，捕集器A壓力上升至6.4 MPa需要9～10 min，捕集器B壓力上升至6.4 MPa需要12～15 min，因壓力恢復時間的差異造成在一定時間內(nèi)（3～4 min）外輸天然氣只含中心平臺高碳氣，而不是正常生產(chǎn)時調(diào)配好的合格天然氣，外輸天然氣CO2含量迅速升高25%左右（即CO2含量從27%升至52%），高含CO2的天然氣進入外輸海管輸送至東方終端，對下游天然氣用戶影響極大，容易引起下游化肥廠停車，造成重大損失。

3 改造方案

3.1 非臺風模式時的改造方案

根據(jù)數(shù)據(jù)分析，壓縮機意外停機導致的外輸天然氣組分含量波動始于壓縮機轉(zhuǎn)速開始降低那一時刻，控制外輸天然氣組分含量波動亦需從此時著手，從CO2含量開始上升時即對其進行調(diào)節(jié)［8－10］。根據(jù)這一思路，儀表部門與中控系統(tǒng)廠家聯(lián)系，討論了關(guān)于增加壓縮機轉(zhuǎn)速降低觸發(fā)單井自動關(guān)井邏輯的可行性，并利用2010年大修增加了該邏輯功能，達到了預期效果。在中控服務器上對每一臺壓縮機組都做了一個邏輯關(guān)停中心平臺與各井的關(guān)聯(lián)按鈕，每個按鈕下包含關(guān)聯(lián)的8口井（3個按鈕關(guān)聯(lián)的8口井都一樣，為D1—D8井）。操作人員在操作站上點擊這些按鈕，可以根據(jù)實際情況選中每一臺壓縮機組關(guān)停時需要關(guān)聯(lián)關(guān)停的哪幾口井（D1—D8井），選中以后即可按照邏輯功能進行控制。根據(jù)需要，可以隨時選中或取消某單井的關(guān)聯(lián)關(guān)停邏輯。

在如何選擇觸發(fā)關(guān)井的數(shù)量與井號方面，按配產(chǎn)方法計算所需減產(chǎn)高碳氣氣量，再根據(jù)目前各井的產(chǎn)能決定所需關(guān)的井號。根據(jù)目前情況，D3井CO2含量為70.43%且產(chǎn)量最高（41.44×104m3／d），其次是D5井CO2含量最高（71.56%），產(chǎn)量為29.50×104m3／d，當單臺壓縮機意外關(guān)停時，關(guān)D3井是最好選擇。當兩臺壓縮機同時意外關(guān)停時，需同時關(guān)停D3與D5井才能有效控制外輸天然氣組分含量波動。同時，考慮到后級機組影響比前級機組影響大，因此，將前級壓縮機關(guān)停觸發(fā)井號設(shè)置為D5井，后級壓縮機關(guān)停觸發(fā)井口設(shè)置為D3井，此舉可使單臺或兩臺機組同時停機時外輸天然氣質(zhì)量都有保證，又可以避免調(diào)控過度。

具體操作方法如下：

1）在壓縮機串聯(lián)正常生產(chǎn)時，設(shè)定前級壓縮機關(guān)停觸發(fā)井號為D5井，后級壓縮機關(guān)停觸發(fā)井口為D3井。

2）當前級機組停機時，自動觸發(fā)關(guān)D5井，生產(chǎn)分離器中CO2含量從55%降至52%，壓力上升速度減小，上升至穩(wěn)定壓力5.5 MPa需要2～3 min，此時捕集器E壓力已基本建立，捕集器A、B壓力正在建立，外輸天然氣組分含量波動值不會太高。當捕集器壓力建立時，井口低碳氣與生產(chǎn)分離器的高碳氣混合，CO2含量開始下降，其含量波峰值過去，與此同時中控室主要操作人員旁通該關(guān)井信號，使D5井電磁閥通電，現(xiàn)場操作人員可立即開井并調(diào)大該氣井油嘴恢復氣量，使配氣合格。

3）同理，當后級機組停機時，自動觸發(fā)關(guān)D3井，步驟與前級機組大致相同。

4）當前后級機組同時停機時，自動觸發(fā)關(guān)D3與D5井，生產(chǎn)分離器中CO2含量從55%降至49%，壓力上升速度減小，上升至穩(wěn)定壓力6.5 MPa需要5～6 min，此時捕集器E壓力已基本建立，捕集器A、B壓力正在建立，外輸天然氣組分含量波動值不會太高。當捕集器壓力建立時，井口低碳氣與生產(chǎn)分離器的高碳氣混合，CO2含量開始下降，其含量波峰值過去，與此同時中控室主要操作人員旁通D3井、D5井關(guān)井信號，使D3、D5電磁閥通電，現(xiàn)場操作人員可立即開D3與D5井并調(diào)大至關(guān)停前油嘴恢復氣量，使配氣合格。

3.2 臺風模式時的改造方案

壓縮機關(guān)停后外輸天然氣的組分含量將發(fā)生波動，CO2含量將從26%升到60%左右。正常生產(chǎn)時壓縮機關(guān)停后氣田采取先關(guān)兩口高碳井（D5和D6）、待井口平臺海管壓力和中心平臺管匯壓力平衡后再將兩口高碳井開起來的方式來避免外輸天然氣組分含量的波動。但在臺風期間遙控生產(chǎn)后，若采取關(guān)D5、D6井的措施，將會出現(xiàn)外輸天然氣組分含量的二次波動（因為在終端不能及時遙控開井），對生產(chǎn)帶來更大的危害，因此，需要采取新的應急措施來解決外輸天然氣組分含量波動的問題。

3.2.1 增設(shè)自動油嘴

設(shè)置自動關(guān)井邏輯能有效控制壓縮機關(guān)停時的外輸天然氣組分含量波動，但仍有弊端。在臺風多發(fā)季節(jié)，人員撤離至東方終端遙控生產(chǎn)，當壓縮機意外關(guān)停觸發(fā)關(guān)井之后，無法遙控開井，待各捕集器壓力完全建立之后，CO2含量會因為D3、D5井關(guān)井而大幅降低至不可接受范圍。為此，增設(shè)了自動油嘴。常規(guī)自動油嘴的外形尺寸和安裝尺寸與普通油嘴完全一致。內(nèi)部結(jié)構(gòu)上，普通油嘴只有1個固定孔徑的流油孔，而自動油嘴設(shè)計有固定孔徑的小流油孔，也有隨油壓增大而增大的卸壓孔［11］。根據(jù)東方1－1氣田采油樹的具體特點，可選擇氣動方式控制的自動油嘴。氣動油嘴安裝到采油樹出口管線上，原手動油嘴繼續(xù)保留。改造后的操作方式如下。

1）正常生產(chǎn)時將手動油嘴調(diào)至合適的位置，用氣動油嘴調(diào)節(jié)氣井產(chǎn)量。

2）正常生產(chǎn)時一旦自動油嘴控制部分出現(xiàn)故障，可以拆掉控制部分，手動全部打開，繼續(xù)利用原采油樹上的油嘴控制流量。

3）當壓縮機出現(xiàn)關(guān)停時立即關(guān)閉D5、D6井的自動油嘴，壓力平衡后再遙控打開自動油嘴。

此方案改造費用高達150萬元，從經(jīng)濟角度考慮不可??；同時，在終端進行遙控關(guān)開井存在反饋滯后的問題，也不一定能完全解決外輸天然氣組分含量波動的問題。

3.2.2 生產(chǎn)分離器增加PV閥遙控放空改造

為了解決臺風期間壓縮機意外關(guān)停時外輸天然氣組分含量控制問題，決定在生產(chǎn)分離器罐頂利用原有放空管線，增加一個PV閥，實現(xiàn)對生產(chǎn)分離器的遙控放空。此方案用材少、耗時短，可不停產(chǎn)改造，管線預制工作全部可在機械間完成，對生產(chǎn)沒有影響。

改造方案內(nèi)容是在生產(chǎn)分離器放空BDV閥的前隔離閥后安裝三通管線，接入新PV閥PV－1404，并配置50.8 mm的前后隔離閥作為維修之用，出口接入50.8 mm的放空管線。具體操作為：當臺風期間人員撤離至東方終端遙控生產(chǎn)時，將壓縮機意外關(guān)停觸發(fā)關(guān)井邏輯信號旁通改為手動遙控放空生產(chǎn)分離器PV－1404，當前級或后級壓縮機意外關(guān)停時可逐步開大PV－1404的開度至50%，當兩臺壓縮機同時意外關(guān)停時，可迅速將PV－1404打開至100%排放，放空的時間和流量可以根據(jù)質(zhì)量守恒定律及氣體狀態(tài)方程計算［12］。排放的時間和流量選擇要讓生產(chǎn)分離器壓力降低速度保持與捕集器壓力上升同步，以保證外輸天然氣氣質(zhì)的穩(wěn)定。

4 改造效果及經(jīng)濟效益分析

4.1 改造效果

經(jīng)過上述改造之后，氣田經(jīng)歷過多次壓縮機意外關(guān)停，都能順利將外輸天然氣的CO2含量波動幅度控制在8%以內(nèi)，收到良好的效果，改造和優(yōu)化后的工藝系統(tǒng)更加穩(wěn)定，風險大幅度減小，對下游天然氣用戶的沖擊降至最低。

4.2 經(jīng)濟效益分析

優(yōu)化改造項目只增加了1個PV閥、3個50.8 mm隔離閥和一小段管線，增加自動關(guān)井的邏輯僅需廠家對控制邏輯進行組態(tài)，總共成本不到5萬元，卻使困擾氣田幾年的最大風險點得到有效的控制，保證了天然氣下游東方終端與化學公司二部合成氨和尿素裝置的連續(xù)平穩(wěn)生產(chǎn)，創(chuàng)造了較大的經(jīng)濟效益。

5 結(jié)束語

對設(shè)備及工藝流程進行了改造和優(yōu)化，包括增加壓縮機意外關(guān)停觸發(fā)中心平臺高碳井自動關(guān)井的邏輯及在生產(chǎn)分離器增設(shè)PV閥遙控放空。改造和優(yōu)化后，氣田經(jīng)歷過多次壓縮機意外關(guān)停，都能順利將外輸天然氣中CO2含量的波動幅度控制在8%以內(nèi)，使得工藝系統(tǒng)更加穩(wěn)定，對下游天然氣用戶的沖擊也降到了最低，每年創(chuàng)造了近600萬元的經(jīng)濟效益。

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Impact of wet compressor shutdown on the component of pipeline natural gas and modification schemes

Zhang Wanbing，Liu Xiaowei，Chen Zhu，Peng Yuanzhi，Xiao Peng
（Dongfang Gas Field Operation Area，Zhanjiang Sub－company of China National Offshore Oil Corporation，Zhangjiang 524257，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.44－47，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The Dongfang 1－1 Gas Field in the Yinggehai Basin is China＇s largest independently operated offshore gas field with 32 gas wells and daily gas output of 8000 thousand m3.The CO2contents of different gas wells vary greatly.When the wet compressor is shut down，the pipeline gas components will fluctuate due to the changes in pressure difference，accordingly the industrial production of downstream gas users will be badly affected.Therefore，the facilities and process are first optimized and modified.The high－carbon well automatic shut－in logic for the unexpected shutdown of compressor is then added at the trigger center platform，and the automatic nozzle is equipped as well.Besides，the remote control venting of a PV valve for the production separator is also established.After the above measures are taken，this gas field has experienced several times of compressor shutdown but the content fluctuation degree of CO2has been successfully controlled to be less than 8%，which not only makes the process system more stable，but minimizes the impact on downstream users and creates nearly RMB 6 million Yuan in economic benefits each year.

Yinggehai Basin，Dongfang 1－1 Gas Field，wet compressor，automatic well shut－in，CO2content，automatic shut－in logic，automatic choke，remote control venting，PV valve

張萬兵等.關(guān)停濕氣壓縮機對外輸天然氣組成的影響及改造方案.天然氣工業(yè)，2012，32（8）：44－47.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.010

張萬兵，1973年生，工程師，工程碩士；主要從事海洋石油天然氣生產(chǎn)管理工作，現(xiàn)任中海石油（中國）有限公司湛江分公司東方氣田作業(yè)區(qū)生產(chǎn)經(jīng)理。地址：（524257）廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱。電話：（0759）3911581，13802824010。E－mail：zhangwanbing＠cnooc.com.cn

2012－06－01 編輯 何 明）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.010

Zhang Wanbing，engineer，born in 1973，is mainly engaged in offshore oil and gas production management.

Add：Mail Box 22，Potou District，Zhanjiang，Guangdong 524057，P.R.China

E－mail：zhangwanbing＠cnooc.com.cn