高 永

中海油能源發(fā)展股份有限公司，天津 300452

LD32-2油田位于渤海東部海域[1]，由1座四腿井口平臺（WHPA）、1座八腿生產(chǎn)儲油平臺（PSP）、2座系纜平臺（MOP）組成。PSP平臺為中海油第一次使用的集動力、生產(chǎn)、儲油、外輸于一體的八腿平臺，有效儲油能力達1.276 8萬m3，配備了美國產(chǎn)的2臺原油發(fā)電機組和美國卡特彼勒產(chǎn)的3臺天然氣發(fā)電機組。原油+天然氣發(fā)電機組在海上平臺為第一次使用[2]，此次2臺原油發(fā)電機及3臺天然氣發(fā)電機為并車使用，作為生產(chǎn)平臺的主動力源。電站采用PMS管理系統(tǒng)，實現(xiàn)了天然氣發(fā)電機組及原油發(fā)電機組在海上平臺的第一次聯(lián)合電站設(shè)計應(yīng)用。

1 導(dǎo)致天然氣發(fā)電機停機的原因分析

2009年9月27日，LD32-2油田的設(shè)施全部通過機械完工驗收。2009年10月15日，LD32-2油田提前46 d投產(chǎn)，2臺原油發(fā)電機的使用情況良好。

自投產(chǎn)開始到2011年11月，美國卡特彼勒生產(chǎn)的3臺天然氣發(fā)電機（單臺額定發(fā)電量3000kW，單臺額定耗氣量為580 m3/h，天然氣發(fā)電機外觀見圖1） 一直處于開機或運行時間不長即進入停機的狀態(tài)，最初工作人員認(rèn)為是天然氣發(fā)電機自身存在問題，因而反復(fù)對天然氣發(fā)電機的各個機械系統(tǒng)進行檢查，期間還多次組織國內(nèi)天然氣發(fā)電機方面的相關(guān)專家與美國卡特彼勒方面的技術(shù)專家進行交流，對天然氣發(fā)電機的原料供應(yīng)、潤滑、冷卻、點火、啟動、電子調(diào)速、中控等系統(tǒng)進行逐一分析，排除了機械、控制、電氣、儀表等方面的原因，最終確定是由于燃料組成成分的原因而導(dǎo)致天然氣發(fā)電機無法正常使用。因此對天然氣發(fā)電機的燃料即海洋石油天然氣進行取樣化驗，有代表性的海洋石油天然氣取樣檢測數(shù)據(jù)如表1所示。

圖1 美國卡特彼勒生產(chǎn)的天然氣發(fā)電機外觀

表1 有代表性的海洋石油天然氣取樣檢測數(shù)據(jù)

從表1的海洋石油天然氣檢測數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，樣品中甲烷的含量只有72.27%（摩爾分?jǐn)?shù)），與美國卡特彼勒天然氣透平的燃料要求即甲烷含量在73%（摩爾分?jǐn)?shù)）以上略有差距。

為此需要對海洋石油天然氣進行技術(shù)處理以提高其甲烷含量，也就是通過脫除海洋石油天然氣中的重碳烴（含C5、C6的烴類），以達到絕對提高海洋石油天然氣中甲烷含量的目的，為LD32-2油田引進的3臺美國卡特彼勒天然氣透平提供合格的燃料。

2 海洋石油天然氣透平停機問題的解決方案設(shè)計及論證

按照專家建議，擬依據(jù)天然氣中各組分性質(zhì)的不同，通過冷卻[3]降低天然氣的溫度，把重碳烴即C5/C6的烴類從天然氣中分離出來。

在580 kPa（G） 條件下，天然氣中重碳烴（C5/C6的烴類）的含量隨溫度的變化見圖2。

圖2 天然氣中重碳烴 （C5/C6的烴類）的含量隨溫度的變化曲線

從圖2中可以看出，當(dāng)天然氣的溫度下降到3℃時，天然氣中重碳烴（C5/C6烴類）的含量下降到2.5%（摩爾分?jǐn)?shù)）以下；當(dāng)天然氣溫度下降到-25℃時，天然氣中重碳烴（C5/C6的烴類） 的含量下降到0.5%（摩爾分?jǐn)?shù)）以下，同時天然氣中C4的碳烴含量也略有下降。依據(jù)這一特性，可以考慮采取對天然氣進行冷卻處理的方法，脫除海洋石油天然氣中的部分重碳烴（C5/C6的烴類），從而提高海洋石油天然氣中甲烷的含量，以此滿足海洋石油天然氣作為美國卡特彼勒天然氣透平的燃料氣的要求。

2.1 海洋石油天然氣的處理方案一

（1）海洋石油天然氣處理方案一的工藝流程見圖3。該工藝流程通過采用制冷技術(shù)，降低海洋石油天然氣溫度至略高于天然氣冰點及水合物形成的溫度，從而達到脫除部分重碳烴的目的。

圖3 海洋石油天然氣處理方案一的工藝流程

（2）海洋石油天然氣冷卻溫度（制冷系統(tǒng)出口溫度）的選定。由圖2的天然氣中重碳烴（C5/C6的烴類）的含量隨溫度的變化曲線可以看出，溫度越低，越有利于重碳烴（C5/C6的烴類） 的脫除。但是，由于天然氣中存在微量的氣相水，隨著溫度的降低，天然氣中的氣相水會以自由水的形式析出，當(dāng)降低到一定的溫度時，析出的自由水還會凝結(jié)成冰，因此需要考慮海洋石油天然氣的冰點溫度和天然氣中析出的自由水與天然氣組分形成水合物的溫度。

第一，在本處理方案中，制冷系統(tǒng)出口的壓力為：580 kPa（G） -20 kPa-20 kPa=540 kPa（G） =641.3 kPa（A），由于氣相中水蒸氣的含量為0.118 3%（摩爾分?jǐn)?shù)），因而水蒸氣的分壓為：641.3 kPa（A） ×0.118 3%=758.7 Pa（A）。758.7 Pa（A） 介于 610.5 Pa（A） 和 101.325×103Pa（A）之間，由表2的水的凝固點溫度隨壓力的變化數(shù)據(jù)[4]可知，本研究項目的海洋石油天然氣的冰點在0.01～0.002 5℃之間，即在0℃附近。

表2 水的凝固點溫度隨壓力的變化 （水的液固平衡曲線數(shù)據(jù)）

第二，在某一溫度條件下，天然氣中析出的自由水存在著與天然氣組分形成水合物的可能性。通過模擬，在580 kPa（G）的條件下，天然氣水合物形成的溫度為1℃。

綜合考慮海洋石油天然氣的冰點溫度和天然氣中水合物形成的溫度，并考慮留有一定的余量，本研究項目的海洋石油天然氣冷凍系統(tǒng)出口溫度設(shè)定為3℃。

以上為對海洋石油天然氣進行冷卻處理而添加的制冷系統(tǒng)以及海上安裝等全部費用合計500萬元?？紤]到在本文所論證的三種技術(shù)方案中，方案一的投入費用相對較低，而對海洋石油天然氣的冷卻處理又基本能夠滿足美國卡特彼勒天然氣透平的燃料氣要求，因此工程中最終實施了方案一。

2.2 海洋石油天然氣處理方案二

通過在天然氣制冷工藝中注入乙二醇，利用乙二醇降低天然氣冰點及水合物形成溫度的特性，使海洋石油天然氣降溫至-25℃，從而達到把天然氣中C5/C6烴類的含量降至0.5%（摩爾分?jǐn)?shù)）以下的目的。在制冷工藝中加入乙二醇的天然氣處理工藝流程見圖4。

圖4 在制冷工藝中注入乙二醇的方案二工藝流程

對海洋石油天然氣進行處理的方案二所需要投入的制冷系統(tǒng)、海上安裝、乙二醇添加等全部費用合計為1 000萬元。由于所需費用較大，因而該工藝未在實際中實施，如果實施，其實際運行效果將比方案一好。

2.3 海洋石油天然氣處理方案三

通過在天然氣制冷工藝中添加分子篩脫水系統(tǒng)，運行時海洋石油天然氣在經(jīng)過分子篩脫水后，降低了其水露點（天然氣露點低于-25℃），而后通過制冷工藝流程將天然氣中的重碳烴（C5/C6的烴類）含量降至0.5%（摩爾分?jǐn)?shù)）以下。采用分子篩和制冷工藝方案對海洋石油天然氣進行處理的工藝流程見圖5。

圖5 采用分子篩和制冷工藝的天然氣處理方案三工藝流程

對海洋石油天然氣進行處理的方案三所需要投入的制冷系統(tǒng)、海上安裝、分子篩等全部費用合計為1 000萬元。由于費用較大，因而該工藝未在實際中實施，如果實施，其運行效果將比方案二好。

3 方案一工藝實施的詳細(xì)介紹

3.1 方案一天然氣冷卻處理的詳細(xì)設(shè)計流程

方案一的詳細(xì)設(shè)計流程見圖6[5]。

圖6 方案一天然氣冷卻處理的詳細(xì)設(shè)計流程

（1）燃料氣處理系統(tǒng)。增加1套燃料氣處理設(shè)施，其主要流程為：在原燃料氣管道上引出一路管道去新加的換熱器（PSP-E-3151），使燃料氣溫度降至17℃左右，從換熱器出來的燃料氣再經(jīng)過燃料氣冷卻器進口滌氣罐（PSP-V-3151）、燃料氣冷卻器撬（PSP-X-3153），使燃料氣溫度降至3℃左右，脫除C5、C6后的燃料氣在再經(jīng)過換熱器（PSP-E-3151）、加熱器（PSP-H-3151）、燃料氣過濾器（PSP-F-3151） 后，進入原燃料氣管道為發(fā)電機提供燃料氣。

新增設(shè)備的參數(shù)如下。第一，PSP-V-3151（燃料氣冷卻器進口滌氣罐）：處理能力為4.8萬m3/h，尺寸為500 mm（ID） ×2 000 mm（T/T），設(shè)計參數(shù)為1 100 kPa（G） /65℃，操作參數(shù)為540 kPa（G）/17℃。第二，PSP-V-3152（燃料氣冷卻器出口滌氣罐）：處理能力為4.8萬m3/h，尺寸為500 mm（ID） ×2 000 mm（T/T），設(shè)計參數(shù)為1 100 kPa（G） /65℃，操作參數(shù)為 520 kPa（G）/3℃。第三，PSP-F-3151A/B（燃料氣過濾器）：處理能力4.8萬m3/h，尺寸為500 mm（ID）×2 000 mm（T/T），設(shè)計參數(shù)為1 100 kPa（G）/65℃，操作參數(shù)為520 kPa（G）/3℃。第四，PSP-E-3151（燃料氣換熱器）：殼層設(shè)計參數(shù)為1 100 kPa（G）/65℃，殼層操作參數(shù)為540 kPa（G） /（3～25℃），管層設(shè)計參數(shù)為1 100 kPa（G）/65℃，管層操作參數(shù)為560 kPa（G） /（32～17℃）。第五，PSP-X-3153（燃料氣冷卻器撬），功率為31 kW，尺寸為2 000 mm（ID）×4 000 mm（T/T），設(shè)計參數(shù)為1 100 kPa（G）/65℃，操作參數(shù)為540 kPa（G）/2℃。第六，PSP-H-3151（燃料氣加熱器），功率為34kW，殼層設(shè)計參數(shù)為1 100 kPa（G）/250℃，殼層操作參數(shù)520 kPa（G）/（3～35℃），管層設(shè)計參數(shù)為1 250 kPa（G）/250℃，管層操作參數(shù)為680 kPa（G） /（220～170℃）。

（2）熱介質(zhì)系統(tǒng)。熱介質(zhì)油接入點和回流管道接入點在主機房采暖熱介質(zhì)進出口閥門處。

（3）燃料氣火炬放空系統(tǒng)。燃料氣放空管道的接入點在PSP-X-4102注水緩沖罐去火炬放空管道的壓力安全閥后。

（4）閉排系統(tǒng)。閉排管道接入點在PSP-V-3101燃料氣滌氣罐閉排管道上，管道走向順著天然氣管道。

3.2 天然氣的冷卻方式及計算

燃料氣冷卻器撬內(nèi)部流程見圖7。

圖7 燃料氣冷卻器撬內(nèi)部流程示意

（1）天然氣冷卻工藝設(shè)計的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。進氣溫度為17℃，進氣壓力為0.6 MPa，氣體最大流量為2 000 m3/h，氣體最小流量為500 m3/h，環(huán)境最高溫度為33.5℃，環(huán)境最低溫度為-14.5℃，出氣溫度為3℃。

（2）天然氣冷卻設(shè)計的熱量計算（按小時計算）。天然氣自17℃降至3℃時釋放的熱量按以下公式計算：

式中：Q為天然氣自17℃降至3℃時釋放的熱量，kJ；C為天然氣的比熱容，kJ/（kg·℃）；M為天然氣的質(zhì)量，kg；t為入口天然氣的溫度，℃；t0為出口天然氣的溫度，℃。

代入相關(guān)數(shù)據(jù)，則Q=CM（t-t0） =2.16×1 886×（17-3） =5.7×104kJ。

（3）天然氣冷卻工藝的制冷壓縮機功率計算。由制冷功率與熱量的換算關(guān)系：1 kW·h=3.599 7×103kJ得到，天然氣冷卻工藝的制冷壓縮機功率=5.7×104/（3.599 7×103） =15.83 kW?？紤]到制冷壓縮機的一用一備，因此天然氣冷卻工藝設(shè)計的制冷壓縮機總功率為31 kW。

（4）天然氣透平對燃料氣品質(zhì)的一般要求。在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下：0℃/1.013 bar/10（kW·h/m3）（1 bar=105Pa），燃料氣品質(zhì)：耗氣量為580 m3/h，進氣壓力為241～276 kPa，進氣溫度為10～60℃。

方案一天然氣冷卻處理工藝的施工現(xiàn)場安裝照片見圖8。

圖8 方案一天然氣冷卻處理工藝的現(xiàn)場安裝

4 方案一實施的效果評價

在實施方案一的天然氣冷卻處理方案后，對進入透平的海洋石油天然氣進行取樣分析，分析結(jié)果顯示了天然氣中重碳烴組分（C5/C6的烴類）的脫除情況，其數(shù)據(jù)見表3。

表3數(shù)據(jù)表明，處理后的海洋石油天然氣中甲烷含量達到73.945%（摩爾分?jǐn)?shù)），超過了美國卡特彼勒天然氣透平對燃料甲烷含量73%（摩爾分?jǐn)?shù)） 的要求；處理后海洋石油天然氣中重碳烴（C5/C6的烴類） 的含量為：1.581%+0.596%=2.177%＜2.5%（摩爾分?jǐn)?shù)）。

2012年4月，3臺美國卡特彼勒天然氣透平在使用以上經(jīng)過處理的海洋石油天然氣后，一直運轉(zhuǎn)正常，極大地保證了平臺生產(chǎn)對電力的需求。以上的故障處理過程共耗時2.5年，問題終于得以解決。

表3 處理后海洋石油天然氣檢測數(shù)據(jù)

5 結(jié)束語

LD32-2油田安裝使用的3臺美國卡特彼勒天然氣透平自第一次引入國內(nèi)海上油田使用后，歷時兩年半左右，反復(fù)出現(xiàn)開機、停機情況，最后經(jīng)專家分析，確認(rèn)了作為燃料的海洋石油天然氣中的甲烷含量低而重碳烴（C5/C6的烴類）的含量較高是導(dǎo)致停機的原因。據(jù)此，通過采用冷卻技術(shù)對海洋石油天然氣進行處理，最終得到較好品質(zhì)的海洋石油天然氣，滿足了3臺美國卡特彼勒天然氣透平對燃料的要求，極大地保證了海洋平臺生產(chǎn)對電力的需求。