根据BZ34油田现场数据统计，来液中无伴生气的持续时间不超过10min，再结合该油田今后35年的产量递减情况，因此确定新增调储罐容积按满足透平发电机运转20min的用气量计算。优化改造后的透平发电机燃料气系统工艺流程如所示，其中在稳压罐和调储罐间的管线上安装了调节阀PC1，控制稳压罐压力在3000kPaG左右；在稳压罐回流到压缩机入口的管线上安装了调节阀PC2，控制压缩机入口压力不低于400kPaG；在调储罐向火炬放空的管线上安装了调节阀PC3，控制调储罐压力保持在3000kPaG；在调储罐的出口管线上安装了调节阀PC4，控制透平发电机入口压力1200kPaG保持稳定。
当海管段塞流严重时，一级分离器提供的天然气流量将降低，此时压缩机入口压力随之下降，调节阀PC2开启，稳压罐内的燃气回流到压缩机入口，同时调节阀PC1关闭，可保证压缩机的进出口压力，使其运行状态稳定；调储罐内的燃气供透平发电机使用，随着罐内压力的下降，调节阀PC4开度逐渐增大，可保证透平发电机入口压力，使其正常运行（调储罐内燃气量可维持透平发电机运行10min）。这样，在下一个来气高峰之前，既可避免发电机的燃料切换，也可保证压缩机的正常运行。
通过对B平台生产流程压力系统进行分析与研究，认为如果将A平台到B平台的注水管线改为B平台向A平台的输油管线，则可以降低B平台海管的入口压力，增大B平台生产井的生产压差，从而提高产量。依据这种思路，在B平台上增设了2台海水提升泵，使消防海水和日用海水能够自己独立提供，同时将原来的注水海管改为输油海管，实现了B平台双管输油。实际生产效果表明，双管输油使B平台井口回压由145MPa降到了095MPa，从而增大了B平台生产井的生产压差，B平台日产液量增加了300m3，日产油量增加了36m3，取得了较好的增油效果。
结束语目前，部分海上油气田已进入开发生产后期，均不同程度地出现了一些制约生产的瓶颈问题。实践证明，生产工艺系统的优化改造是保障海上油气田正常生产的必由之路。同时，在新油气田生产设施设计与建造时，应尽可能考虑油气田生产后期可能出现的问题，为后期油气田生产工艺系统的优化改造创造条件。
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