油田老區塊增壓點改造一體化橇裝裝置研制

周元甲 郭亞紅 楊建東 王 勇

西安長慶科技工程有限責任公司，陜西 西安 710018

0 前言

隨著油田開發，部分油田區塊先后進入開發的中后期，采出原油具有劣質化、高含水、伴生氣少等特點。目前長慶油田老區塊主要集中在隴東地區的馬嶺油田、華池油田，陜北地區的靖安油田和安塞油田等。這些區塊原油的綜合含水已達70%以上，部分區塊已接近甚至超過90%，隨著油田含水增加，原油劣質化加劇，采油能耗隨之大幅增長，因此對油田老區塊地面系統改造迫在眉睫。

1 油田老區塊增壓點生產現狀

增壓點主要存在問題：

a）生產設備多，主要生產設備有：總機關、收球裝置、加熱爐、分離緩沖罐、事故油箱、輸油泵、循環泵、污油箱、水箱等。這些設備布置分散，占地面積大，操作維護不便。

b）自動化程度低，目前站內設備操作及生產流程切換基本依靠人工完成，需要員工有較強的責任心和熟練的操作技術，如果操作稍有不當就可能影響生產甚至引發安全事故。

c）人工成本高，目前增壓點需要配置5名現場操作員工，增加了企業人工勞動成本支出。

d）能耗大、污染重，油田老區塊采出原油中伴生氣少，無法利用自身伴生氣對原油進行加熱，如果周圍沒有天然氣供給源，那么只能依靠煤作為燃料對原油加熱，煤的采購及運輸成本高，燃燒熱效率低且燃燒后產生有毒有害氣體，造成成本增加、資源浪費和環境污染。

2 解決方案

針對油田老區塊增壓點生產現狀，在改造中需要著手解決三個問題：

a）將設備小型化、集成化、橇裝化，降低成本、節約用地，滿足生產需要。

b）利用電能代替煤炭作為燃料，對原油進行加熱。

c）實現集成裝置遠程自動化控制，現場無人值守。

初步設想裝置主要由加熱、緩沖、增壓、控制四部分組成。將這四部分橇裝化，形成一個占地面積小、自動化程度高、生產運行成本低、滿足油田老區塊增壓點生產需要的一體化橇裝裝置［1］。

在生產流程設置上，我們參考現有增壓點主要生產流程，確定裝置生產流程為：第1套，加熱→緩沖→增壓→外輸至下一級站；第2套，緩沖→增壓→外輸至下一級站；第3套，利用自壓直接外輸至下一級站。

第1套流程主要在秋冬季氣溫低原油較黏稠情況下使用；第2套流程主要在春夏季氣溫較高原油流動性好情況下使用；第3套流程為裝置發生故障或檢修時使用。

加熱部分的設備為導熱油電加熱器，考慮到原油具有腐蝕性且加熱時易產生結垢、結焦，影響設備使用功能。因此采用間接加熱方式，避免原油直接與加熱元件接觸。在加熱載體選擇上，由于導熱油具有加熱溫度高、性能穩定、損耗小等優點，所以選用導熱油作為電加熱器的加熱載體。

緩沖部分的設備采用密閉緩沖罐，該設備主要是對原油進行緩沖，沉降原油的泥沙等雜質，避免外輸時雜質對輸油泵的損害，同時滿足輸油泵進口端對輸送介質壓力的要求［2］。

增壓部分的設備選用多級離心輸油泵，該泵高效、節能、購置成本低，針對油田老區塊采出原油含水高、伴生氣少等特點，使用該型式輸油泵既經濟又高效［3-4］。

控制部分要求對裝置內原油的壓力、溫度等進行實時監測和控制，可以遠程啟停集成裝置和生產流程切換，實現無人值守，降低勞動成本。

3 裝置主要設計參數核算

以長慶胡尖山油田某增壓點作為研究一體化橇裝裝置的實驗站，該站的生產現狀見表1。

表1 增壓點生產現狀

3.1 確定密閉緩沖罐容積

結合長慶油田緩沖罐現場使用經驗，確定緩沖時間為25～30min，正常液面控制在罐體直徑2/3處［5］，見圖1。

假定緩沖罐整個容積為1份，根據圖1，計算得出有效容積約為0.67份。

圖1 緩沖罐有效容積

按照增壓點日產液量158m3計算得出緩沖罐需要有效容積為3.3m3，那么緩沖罐實際所需容積為

3.2 多級離心輸油泵選型

3.2.1 輸油泵軸功率計算

式中：P為輸油泵軸功率，kW；qv為輸送溫度下泵的排量，m3/s；ρ為輸送溫度下原油密度，kg/m3；H為輸油泵排量為qv時的揚程，m；η為輸送溫度下泵的排量為qv時的輸油泵效率。

通過計算得出P=7.6 kW。

3.2.2 輸油泵電機功率計算

式中：N為輸油泵電機功率，kW；P為輸油泵軸功率，kW；ηe為傳動系數；k為電機額定功率安全系數。

通過計算得出N=9.0 kW。

根據上述計算數據結合泵生產廠家提供產品樣本，確定選用的多級離心輸油泵型號為：FDYD10-40×6，具體參數見表2。

表2 多級離心輸油泵主要參數

3.3 電加熱器熱負荷計算

式中：P為電加熱器熱負荷，W；qm為進入加熱設備的介質流量，kg/s；C為加熱介質的比熱容，J/kg·℃；ΔT為加熱后溫度與初始溫度之差，℃；η為安全系數；k為經驗值；Q為熱損失系數。

通過計算得出P=177.6×103W。

3.4 控制系統監測的參數

控制系統主要實現裝置遠程啟停操作，監測并控制裝置的溫度、壓力、液位等工作參數。

3.4.1 裝置進口端溫度、壓力監測

在裝置進口端管線上安裝壓力變送器，監測原油進入裝置前的溫度及壓力。

3.4.2 導熱油電加熱器溫度、液位監測

電加熱器筒體上安裝K型熱電偶監測導熱油溫度；電加熱元件上安裝K型熱電偶監測電加熱元件工作時的溫度；電加熱器出口端管線上安裝溫度變送器監測原油被加熱后的溫度；電加熱器的膨脹槽上安裝防爆電熱液位計監測導熱油液位。

3.4.3 緩沖罐液位監測

緩沖罐安裝防爆電熱液位計，實時監測緩沖罐液位，并為輸油泵變頻控制提供信號。

3.4.4 輸油泵變頻控制

輸油泵電機安裝變頻控制器，使得輸油泵可根據緩沖罐液位測量信號實現啟停和連續輸油等功能［6］。

3.4.5 輸油泵進出口壓力監測

輸油泵進、出口管線安裝壓力變送器，監測輸油泵前后壓力狀況。

3.4.6 裝置流程切換

2臺輸油泵進口前端裝有電動三通球閥，通過電磁控制閥實現2臺泵外輸流程切換。

4 一體化橇裝裝置結構

將導熱油電加熱器、密閉緩沖罐、外輸泵等設備合理地布置在橇座上面，通過管線、閥門連接后，配套遠程控制系統，形成一體化橇裝裝置。該裝置現已在長慶胡尖山油田增壓點上使用，通過一段時間觀察，裝置運行平穩，實時監控效果良好，性能優越［7］。一體化橇裝裝置見圖2。

圖2 一體化橇裝裝置現場應用

5 結論

通過分析長慶油田老區塊增壓點生產現狀和存在問題，提出了針對性的解決方案。以長慶油田采油六廠胡尖山油田增壓點為改造試驗站，通過核算裝置主要設計參數，建立三維模型，提出了一體化橇裝裝置的設計結構。該裝置的成功投運，將增壓點的改造周期由原來25 d縮短到現在10 d左右，降低了改造成本。同時，裝置的智能化控制，滿足了油田數字化管理要求。目前，裝置生產運行平穩、各項運行指標均達到預期要求，取得了良好的經濟效益和社會效益。

［1］何茂林，郭亞紅，王文武，等.橇裝增壓集成裝置的研究、應用與展望［J］.石油工程建設，2010，36（1）：131-133.He Maolin，Guo Yahong，Wang Wenwu，et al.Research，Application and Prospect of Skid Mounted Supercharging Integrated Equipment［J］.Petroleum Engineering Construction，2010， 36（1）：131-133.

［2］田新民，李成紅，王 喆.油氣分離緩沖罐的改進［J］.中國設備工程，2011，27（11）：51-52.Tian Xinm in，Li Chenghong，Wang Zhe.Improvement of Oil and Gas Separation Buffer Tank ［J］.China Plant Engineering，2011，27（11）：51-52.

［3］GB 50350-2005，油氣集輸設計規范［S］.GB 50350-2005，Code for Design of Oil-Gas Gathering and Transportation Systems［S］.

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