于邦廷，刘维滨，秦小刚，王文祥，陈宏举

（中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028）

渤海某潜山凝析气田储层物性差、地露压差小、凝析油含量高，采用常规的衰竭开发容易导致反凝析现象，出现凝析油采收率降低的风险。为避免反凝析，提出循环注气开发模式，将采出的部分天然气增压后再回注地层以维持气藏压力。与衰竭开发模式相比，循环注气可大幅提高凝析油采收率，使气田的经济效益明显提升。实现循环注气开发的主要难点在于需要配置超高压注气压缩机，所需的压缩机出口压力达到50MPa，这对压缩机的选用与安全设计提出了非常高的要求。目前国内海上气田常规的外输和增压压缩机的出口压力均在25MPa以内[1-3]，高压注气的安全风险和技术风险较高，合理选择高压注气压缩机并对其辅助系统进行设计是实现该类型气田注气开发的关键。

针对该凝析气田循环注气开发的特点和难点，从满足油藏实施要求出发，进行注气压缩机的选型设计，对压缩机驱动方式、压缩机类型、冷却方式、振动分析等重点方面进行适应性分析和研究，为该气田的高效开发提供安全可靠的技术方案。同时也为本区域后续注气开发进行试验性的设计，为未来整个气田的开发提供技术支持。

1 海上平台高压注气压缩机应用现状

国内较早实施注气开发的气田有牙哈气田、吐哈气田及大港油田等陆上油气田，注气压力范围约30～52MPa[4-6]。牙哈凝析气田是采用循环注气开采的整装凝析气田，其设计注气压力高达52MPa[4]，实际注气压力小于50MPa。……