油田老区块增压点改造一体化橇装装置研制

周元甲 郭亚红 杨建东 王 勇

西安长庆科技工程有限责任公司，陕西 西安 710018

0 前言

随着油田开发，部分油田区块先后进入开发的中后期，采出原油具有劣质化、高含水、伴生气少等特点。目前长庆油田老区块主要集中在陇东地区的马岭油田、华池油田，陕北地区的靖安油田和安塞油田等。这些区块原油的综合含水已达70%以上，部分区块已接近甚至超过90%，随着油田含水增加，原油劣质化加剧，采油能耗随之大幅增长，因此对油田老区块地面系统改造迫在眉睫。

1 油田老区块增压点生产现状

增压点主要存在问题：

a）生产设备多，主要生产设备有：总机关、收球装置、加热炉、分离缓冲罐、事故油箱、输油泵、循环泵、污油箱、水箱等。这些设备布置分散，占地面积大，操作维护不便。

b）自动化程度低，目前站内设备操作及生产流程切换基本依靠人工完成，需要员工有较强的责任心和熟练的操作技术，如果操作稍有不当就可能影响生产甚至引发安全事故。

c）人工成本高，目前增压点需要配置5名现场操作员工，增加了企业人工劳动成本支出。

d）能耗大、污染重，油田老区块采出原油中伴生气少，无法利用自身伴生气对原油进行加热，如果周围没有天然气供给源，那么只能依靠煤作为燃料对原油加热，煤的采购及运输成本高，燃烧热效率低且燃烧后产生有毒有害气体，造成成本增加、资源浪费和环境污染。

2 解决方案

针对油田老区块增压点生产现状，在改造中需要着手解决三个问题：

a）将设备小型化、集成化、橇装化，降低成本、节约用地，满足生产需要。

b）利用电能代替煤炭作为燃料，对原油进行加热。

c）实现集成装置远程自动化控制，现场无人值守。

初步设想装置主要由加热、缓冲、增压、控制四部分组成。将这四部分橇装化，形成一个占地面积小、自动化程度高、生产运行成本低、满足油田老区块增压点生产需要的一体化橇装装置［1］。

在生产流程设置上，我们参考现有增压点主要生产流程，确定装置生产流程为：第1套，加热→缓冲→增压→外输至下一级站；第2套，缓冲→增压→外输至下一级站；第3套，利用自压直接外输至下一级站。

第1套流程主要在秋冬季气温低原油较黏稠情况下使用；第2套流程主要在春夏季气温较高原油流动性好情况下使用；第3套流程为装置发生故障或检修时使用。

加热部分的设备为导热油电加热器，考虑到原油具有腐蚀性且加热时易产生结垢、结焦，影响设备使用功能。因此采用间接加热方式，避免原油直接与加热元件接触。在加热载体选择上，由于导热油具有加热温度高、性能稳定、损耗小等优点，所以选用导热油作为电加热器的加热载体。

缓冲部分的设备采用密闭缓冲罐，该设备主要是对原油进行缓冲，沉降原油的泥沙等杂质，避免外输时杂质对输油泵的损害，同时满足输油泵进口端对输送介质压力的要求［2］。

增压部分的设备选用多级离心输油泵，该泵高效、节能、购置成本低，针对油田老区块采出原油含水高、伴生气少等特点，使用该型式输油泵既经济又高效［3-4］。

控制部分要求对装置内原油的压力、温度等进行实时监测和控制，可以远程启停集成装置和生产流程切换，实现无人值守，降低劳动成本。

3 装置主要设计参数核算

以长庆胡尖山油田某增压点作为研究一体化橇装装置的实验站，该站的生产现状见表1。

表1 增压点生产现状

3.1 确定密闭缓冲罐容积

结合长庆油田缓冲罐现场使用经验，确定缓冲时间为25～30min，正常液面控制在罐体直径2/3处［5］，见图1。

假定缓冲罐整个容积为1份，根据图1，计算得出有效容积约为0.67份。

图1 缓冲罐有效容积

按照增压点日产液量158m3计算得出缓冲罐需要有效容积为3.3m3，那么缓冲罐实际所需容积为

3.2 多级离心输油泵选型

3.2.1 输油泵轴功率计算

式中：P为输油泵轴功率，kW；qv为输送温度下泵的排量，m3/s；ρ为输送温度下原油密度，kg/m3；H为输油泵排量为qv时的扬程，m；η为输送温度下泵的排量为qv时的输油泵效率。

通过计算得出P=7.6 kW。

3.2.2 输油泵电机功率计算

式中：N为输油泵电机功率，kW；P为输油泵轴功率，kW；ηe为传动系数；k为电机额定功率安全系数。

通过计算得出N=9.0 kW。

根据上述计算数据结合泵生产厂家提供产品样本，确定选用的多级离心输油泵型号为：FDYD10-40×6，具体参数见表2。

表2 多级离心输油泵主要参数

3.3 电加热器热负荷计算

式中：P为电加热器热负荷，W；qm为进入加热设备的介质流量，kg/s；C为加热介质的比热容，J/kg·℃；ΔT为加热后温度与初始温度之差，℃；η为安全系数；k为经验值；Q为热损失系数。

通过计算得出P=177.6×103W。

3.4 控制系统监测的参数

控制系统主要实现装置远程启停操作，监测并控制装置的温度、压力、液位等工作参数。

3.4.1 装置进口端温度、压力监测

在装置进口端管线上安装压力变送器，监测原油进入装置前的温度及压力。

3.4.2 导热油电加热器温度、液位监测

电加热器筒体上安装K型热电偶监测导热油温度；电加热元件上安装K型热电偶监测电加热元件工作时的温度；电加热器出口端管线上安装温度变送器监测原油被加热后的温度；电加热器的膨胀槽上安装防爆电热液位计监测导热油液位。

3.4.3 缓冲罐液位监测

缓冲罐安装防爆电热液位计，实时监测缓冲罐液位，并为输油泵变频控制提供信号。

3.4.4 输油泵变频控制

输油泵电机安装变频控制器，使得输油泵可根据缓冲罐液位测量信号实现启停和连续输油等功能［6］。

3.4.5 输油泵进出口压力监测

输油泵进、出口管线安装压力变送器，监测输油泵前后压力状况。

3.4.6 装置流程切换

2台输油泵进口前端装有电动三通球阀，通过电磁控制阀实现2台泵外输流程切换。

4 一体化橇装装置结构

将导热油电加热器、密闭缓冲罐、外输泵等设备合理地布置在橇座上面，通过管线、阀门连接后，配套远程控制系统，形成一体化橇装装置。该装置现已在长庆胡尖山油田增压点上使用，通过一段时间观察，装置运行平稳，实时监控效果良好，性能优越［7］。一体化橇装装置见图2。

图2 一体化橇装装置现场应用

5 结论

通过分析长庆油田老区块增压点生产现状和存在问题，提出了针对性的解决方案。以长庆油田采油六厂胡尖山油田增压点为改造试验站，通过核算装置主要设计参数，建立三维模型，提出了一体化橇装装置的设计结构。该装置的成功投运，将增压点的改造周期由原来25 d缩短到现在10 d左右，降低了改造成本。同时，装置的智能化控制，满足了油田数字化管理要求。目前，装置生产运行平稳、各项运行指标均达到预期要求，取得了良好的经济效益和社会效益。

［1］何茂林，郭亚红，王文武，等.橇装增压集成装置的研究、应用与展望［J］.石油工程建设，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，李成红，王 喆.油气分离缓冲罐的改进［J］.中国设备工程，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，油气集输设计规范［S］.GB 50350-2005，Code for Design of Oil-Gas Gathering and Transportation Systems［S］.

［4］张国钊，李铁军.原油离心泵性能曲线的换算［J］.天然气与石油，2011，29（6）：4-6.Zhang Guozhao，Li Tiejun.Conversion of Performance Curves of Centrifugal Crude Oil Pump［J］.Natural Gasand Oil， 2011，29（6）：4-6.

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