瑪湖油田轉油泵頻繁氣蝕機理分析與處理對策

潘友強

（新疆油田公司百口泉采油廠油田工藝研究所，新疆克拉瑪依 834011）

0 引言

瑪湖油田發現于2018 年，榮獲國家科學技術進步獎一等獎，該油田為新疆油田公司原油生產的主戰場，由百口泉采油廠管轄，其高效開發對新疆油田公司具有舉足輕重的作用，目前該油田有轉油站4 座，轉油站內的轉油泵為多級離心泵。自投產以來，轉油泵頻繁出現氣蝕問題，機泵運行時率低、完好率低，維修費用高，工人勞動強度高，給生產工作帶來較大影響。對氣蝕原因進行排查，認為引起氣蝕的主要原因有：采出液所攜帶鉆橋塞絲狀物等雜質堵塞泵過濾器，事故流程電動閥頻繁開啟造成泵供液不足使泵轉子產生高溫使有限液體（油、水）氣化引起氣蝕；管輸壓力高，多臺離心泵同時運行時性能差的離心泵打出液不足，泵內有限液體（油、水）升溫過高，氣化引起氣蝕。提出氣蝕的新機理，采取有效措施，解決轉油泵頻繁氣蝕問題，確保轉油站的平穩運行。

1 轉油泵氣蝕的原因與機理

離心泵的氣蝕原因較常見的有液中帶氣、液位過低氣竄入液中、管道投產前氣沒有排放干凈、泵進口管道有漏洞空氣被抽進泵中、壓力過低溶解氣析出等，工人們在操作時也努力避免這方面因素的影響。技術人員對轉油泵氣蝕原因調查時發現新的原因，提出高溫氣化的氣蝕機理。

1.1 泵前過濾器堵塞

轉輸介質成分復雜，油田采出液所攜帶的鉆橋塞絲狀物、泥沙、蠟塊等堵塞轉輸泵進口過濾器，引起泵供液不足，造成泵干磨，產生高溫使油、水氣化引起氣蝕。鉆橋塞絲狀殘留物是新油田開發特有的產物，經分析約占堵塞物的40%，是造成過濾器堵塞的主要因素。堵塞的過濾器實物如圖1 所示。

圖1 堵塞的過濾網和堵塞物

1.2 事故流程設計存在缺陷

泵進口分離緩沖罐出現高液位時，根據自控原理離心泵電機工作頻率將自動增加，離心泵的轉速相應增加，排量增大，液位會有所下降。由于卸油臺卸油量有時較大，當頻率達到50 Hz時如果液位仍繼續上升到高高液位，自控事故流程上的電動閥會快速全開，緩沖罐出口液體直接流進事故油罐，而不進離心泵，此時泵無液可供，造成泵干磨，產生高溫使泵內有限的油、水氣化引起氣蝕（圖2）。

圖2 自控事故流程

1.3 管輸壓力高、性能差的離心泵有時打不出液

以油田轉輸一號線為例，該線管徑DN250，長度25.5 km，設計輸送量250 萬噸/年，設計壓力4.0 MPa，設計最大瞬時流量300 m3/h，由多臺離心泵供液。離心泵設計揚程為480 m、500 m，排量有120 m3/h、80 m3/h，啟泵數量根據來液量確定。由于泵磨損及泵性能達不到設計指標等原因，有的泵在運行時性能較弱。根據實際觀察當多臺離心泵同時運行，管線回壓達到3.5 MPa時，會出現某臺泵打不出液問題，相當于停了一臺泵，液輸送總量減少，管線回壓很快下降。

經對故障泵停泵檢查，發現泵體溫度很高，高達140 ℃，放空時可排放出大量的氣體。這些氣體就是由于泵內液體（油、水）在打不出去時，泵高速旋轉使其升溫過高氣化形成的。但該管線在投產初期，輸送量較低時（總排量在250 m3/h 以下），輸送回壓也較低，只有1.8～2.5 MPa，從未出現過泵打不液而氣蝕問題。

設計人員在設計轉油站的轉輸管線時是根據產液量的預測，通過計算確定轉輸管線的規格，一般給1.2 倍的系數。在油田開發后實際產液量高于預測量時或轉油站有持續的卸油時，管線的瞬時輸送量將高于設計輸送量，輸送回壓較高，部分離心泵的實際性能達不到額定狀態，就會出現泵打不出液問題。技術人員對131 轉油站的兩臺離心泵進行測試，這兩臺泵為同一廠的同規格、型號的離心泵，銘牌揚程為500 m，排量80 m3/h，根據離心泵的特性曲線，理論上工頻狀態泵出口壓力在5 MPa時，兩臺泵的排量之和應達到160 m3/h，泵出口壓力或回壓降低時，兩臺泵的排量之和應高于160 m3/h，但實際上工頻狀態泵出口壓力在4.1 MPa 時，兩臺泵的排量之和只達到130 m3/h，可見其實際性能與理想狀態相差甚遠。以理想狀態作為設計基礎容易導致建成的生產設施難以滿足生產要求。

1.4 高溫氣化的氣蝕機理

瑪湖油田轉油站所輸送的是含水輕質原油，含水率55%～66%，原油相對密度0.80，輕組分含量較高，約占2%～3%，水的氣化溫度是100 ℃，工況條件輕組分氣化溫度是120 ℃，當泵供液不足或打不出液時，泵內有限液體在泵高速旋轉帶動下快速升溫超過其氣化臨界溫度，就會劇烈氣化，進而造成泵頻繁氣蝕。

新疆油田公司某原油穩定裝置設計進油含水1%以內，加熱溫度140 ℃，在一次沉降罐清罐頂油時，將較高含水（經實測含水高達含水率6%）的原油輸送進該原油穩定裝置，經高溫加熱后水快速氣化，塔底泵吸進高溫的水蒸汽后很快氣蝕，塔液位快速升高報警，崗位工人趕到現場后從泵內放出大量的蒸汽。此后在清沉降罐時就將上部的油回收至另一座沉降罐處理，杜絕了高含水油進入原油穩定裝置，再也沒有出現該問題。

2 應對措施

2.1 采取措施，減少過濾器堵塞

關閉分離緩沖罐分離與緩沖段間的連通閥（圖3），使采出液中的顆粒物、泥沙、鉆橋塞絲狀殘留物等盡可能沉積在分離段，制定分離器、緩沖罐定期排污制度，改善離心泵供液狀況。

圖3 分離緩沖罐結構

2.2 改造事故流程，避免泵無液可供

將事故流程上的電動閥的進口由原來與泵進口管線相連改為與緩沖罐直接相連，避免電動閥開啟時，轉油泵無液可供的問題發生。

2.3 控制總瞬時流量，避免轉輸線回壓過高

當管線的長度與規格及輸送介質確定后，管線的回壓主要與輸送量與溫度有關，根據現場運行數據，當溫度30 ℃總瞬時流量達到330 m3/h 時，轉輸線回壓將達到3.5 MPa，此時就很容易出現某臺泵打不出液問題，并且很快氣蝕。所以必須控制總瞬時流量，總瞬時流量與泵的運行數量及各泵的配套電機頻率及出口閥門開度等因素有關。技術人員將總瞬時流量與電機的頻率聯鎖起來，設定總瞬時流量達到320 m3/h 時頻率不可再增加。

2.4 增加機組運行參數監測點，實現聯鎖保護

轉輸泵機組出廠時，機泵前后軸承、本體部位無連續檢測點，無機組的振動監測，機組運行工況只能靠每小時一次的人工巡檢，不能及時發現異常狀況。當泵出現氣蝕時泵體的溫度與振動值比正常值要高很多，如果及時發現立即停泵，就會避免設備事故的發生與擴大，從而將損失降至最低。為此技術人員增設機泵參數監測點，使機泵各部溫度、振動值、過濾器前后壓差、電機電流信號遠傳，出現異常后報警并自動聯鎖停機保護（圖4、圖5）。

圖4 機泵監測保護技術原理

圖5 現場機泵監測數據屏幕實時顯示

3 實施效果

根據原因調查與機理分析，經采取相應的處理措施與技術后，瑪湖油田轉油站的轉油泵氣蝕現象顯著減少，單泵年氣蝕由40 余次降為4 次，在發生有限氣蝕時，聯鎖保護技術發揮自動停泵作用，避免氣蝕對離心泵造成進一步的損害。降低工人勞動強度，提高設備的完好率、運行效率以及經濟效益，為瑪湖油田的高效開發打下基礎。

4 結束語

（1）瑪湖油田轉油泵頻繁氣蝕主要原因是高溫氣化，高溫氣化是由于泵供液不足或打不出液時，轉子旋轉產生高溫使有限的油、水氣化，從而引起氣蝕，這與一般認識的氣蝕機理不同。

（2）設計人員在設計轉油站時應從細節上避免泵供液不足問題的發生，尤其是新油田開發時要對鉆橋塞絲狀物有所預防；應考慮轉油站建成后實際輸送量要比預測的產量要高的可能性，卸油臺的卸油量也應考慮在內，因此在離心泵參數（揚程、排量、功率）與管道直徑設計時應留有較大的余量。

（3）瑪湖油田轉油站采用的機組參數監測與保護技術有較高的可靠性，可以在同類轉油站推廣應用。