周元甲 郭亞紅 楊建東 王 勇

西安長(zhǎng)慶科技工程有限責(zé)任公司，陜西 西安 710018

0 前言

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

1 油田老區(qū)塊增壓點(diǎn)生產(chǎn)現(xiàn)狀

增壓點(diǎn)主要存在問(wèn)題：

a）生產(chǎn)設(shè)備多，主要生產(chǎn)設(shè)備有：總機(jī)關(guān)、收球裝置、加熱爐、分離緩沖罐、事故油箱、輸油泵、循環(huán)泵、污油箱、水箱等。這些設(shè)備布置分散，占地面積大，操作維護(hù)不便。

b）自動(dòng)化程度低，目前站內(nèi)設(shè)備操作及生產(chǎn)流程切換基本依靠人工完成，需要員工有較強(qiáng)的責(zé)任心和熟練的操作技術(shù)，如果操作稍有不當(dāng)就可能影響生產(chǎn)甚至引發(fā)安全事故。

c）人工成本高，目前增壓點(diǎn)需要配置5名現(xiàn)場(chǎng)操作員工，增加了企業(yè)人工勞動(dòng)成本支出。

d）能耗大、污染重，油田老區(qū)塊采出原油中伴生氣少，無(wú)法利用自身伴生氣對(duì)原油進(jìn)行加熱，如果周圍沒(méi)有天然氣供給源，那么只能依靠煤作為燃料對(duì)原油加熱，煤的采購(gòu)及運(yùn)輸成本高，燃燒熱效率低且燃燒后產(chǎn)生有毒有害氣體，造成成本增加、資源浪費(fèi)和環(huán)境污染。

2 解決方案

針對(duì)油田老區(qū)塊增壓點(diǎn)生產(chǎn)現(xiàn)狀，在改造中需要著手解決三個(gè)問(wèn)題：

a）將設(shè)備小型化、集成化、橇裝化，降低成本、節(jié)約用地，滿足生產(chǎn)需要。

b）利用電能代替煤炭作為燃料，對(duì)原油進(jìn)行加熱。

c）實(shí)現(xiàn)集成裝置遠(yuǎn)程自動(dòng)化控制，現(xiàn)場(chǎng)無(wú)人值守。

初步設(shè)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(gè)占地面積小、自動(dòng)化程度高、生產(chǎn)運(yùn)行成本低、滿足油田老區(qū)塊增壓點(diǎn)生產(chǎn)需要的一體化橇裝裝置［1］。

在生產(chǎn)流程設(shè)置上，我們參考現(xiàn)有增壓點(diǎn)主要生產(chǎn)流程，確定裝置生產(chǎn)流程為：第1套，加熱→緩沖→增壓→外輸至下一級(jí)站；第2套，緩沖→增壓→外輸至下一級(jí)站；第3套，利用自壓直接外輸至下一級(jí)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(dòng)性好情況下使用；第3套流程為裝置發(fā)生故障或檢修時(shí)使用。

加熱部分的設(shè)備為導(dǎo)熱油電加熱器，考慮到原油具有腐蝕性且加熱時(shí)易產(chǎn)生結(jié)垢、結(jié)焦，影響設(shè)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(dǎo)熱油具有加熱溫度高、性能穩(wěn)定、損耗小等優(yōu)點(diǎn)，所以選用導(dǎo)熱油作為電加熱器的加熱載體。

緩沖部分的設(shè)備采用密閉緩沖罐，該設(shè)備主要是對(duì)原油進(jìn)行緩沖，沉降原油的泥沙等雜質(zhì)，避免外輸時(shí)雜質(zhì)對(duì)輸油泵的損害，同時(shí)滿足輸油泵進(jìn)口端對(duì)輸送介質(zhì)壓力的要求［2］。

增壓部分的設(shè)備選用多級(jí)離心輸油泵，該泵高效、節(jié)能、購(gòu)置成本低，針對(duì)油田老區(qū)塊采出原油含水高、伴生氣少等特點(diǎn)，使用該型式輸油泵既經(jīng)濟(jì)又高效［3-4］。

控制部分要求對(duì)裝置內(nèi)原油的壓力、溫度等進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和控制，可以遠(yuǎn)程啟停集成裝置和生產(chǎn)流程切換，實(shí)現(xiàn)無(wú)人值守，降低勞動(dòng)成本。

3 裝置主要設(shè)計(jì)參數(shù)核算

以長(zhǎng)慶胡尖山油田某增壓點(diǎn)作為研究一體化橇裝裝置的實(shí)驗(yàn)站，該站的生產(chǎn)現(xiàn)狀見(jiàn)表1。

表1 增壓點(diǎn)生產(chǎn)現(xiàn)狀

3.1 確定密閉緩沖罐容積

結(jié)合長(zhǎng)慶油田緩沖罐現(xiàn)場(chǎng)使用經(jīng)驗(yàn)，確定緩沖時(shí)間為25～30min，正常液面控制在罐體直徑2/3處［5］，見(jiàn)圖1。

假定緩沖罐整個(gè)容積為1份，根據(jù)圖1，計(jì)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(diǎn)日產(chǎn)液量158m3計(jì)算得出緩沖罐需要有效容積為3.3m3，那么緩沖罐實(shí)際所需容積為

3.2 多級(jí)離心輸油泵選型

3.2.1 輸油泵軸功率計(jì)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(shí)的揚(yáng)程，m；η為輸送溫度下泵的排量為qv時(shí)的輸油泵效率。

通過(guò)計(jì)算得出P=7.6 kW。

3.2.2 輸油泵電機(jī)功率計(jì)算

式中：N為輸油泵電機(jī)功率，kW；P為輸油泵軸功率，kW；ηe為傳動(dòng)系數(shù)；k為電機(jī)額定功率安全系數(shù)。

通過(guò)計(jì)算得出N=9.0 kW。

根據(jù)上述計(jì)算數(shù)據(jù)結(jié)合泵生產(chǎn)廠家提供產(chǎn)品樣本，確定選用的多級(jí)離心輸油泵型號(hào)為：FDYD10-40×6，具體參數(shù)見(jiàn)表2。

表2 多級(jí)離心輸油泵主要參數(shù)

3.3 電加熱器熱負(fù)荷計(jì)算

式中：P為電加熱器熱負(fù)荷，W；qm為進(jìn)入加熱設(shè)備的介質(zhì)流量，kg/s；C為加熱介質(zhì)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(shù)；k為經(jīng)驗(yàn)值；Q為熱損失系數(shù)。

通過(guò)計(jì)算得出P=177.6×103W。

3.4 控制系統(tǒng)監(jiān)測(cè)的參數(shù)

控制系統(tǒng)主要實(shí)現(xiàn)裝置遠(yuǎn)程啟停操作，監(jiān)測(cè)并控制裝置的溫度、壓力、液位等工作參數(shù)。

3.4.1 裝置進(jìn)口端溫度、壓力監(jiān)測(cè)

在裝置進(jìn)口端管線上安裝壓力變送器，監(jiān)測(cè)原油進(jìn)入裝置前的溫度及壓力。

3.4.2 導(dǎo)熱油電加熱器溫度、液位監(jiān)測(cè)

電加熱器筒體上安裝K型熱電偶監(jiān)測(cè)導(dǎo)熱油溫度；電加熱元件上安裝K型熱電偶監(jiān)測(cè)電加熱元件工作時(shí)的溫度；電加熱器出口端管線上安裝溫度變送器監(jiān)測(cè)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(jì)監(jiān)測(cè)導(dǎo)熱油液位。

3.4.3 緩沖罐液位監(jiān)測(cè)

緩沖罐安裝防爆電熱液位計(jì)，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)緩沖罐液位，并為輸油泵變頻控制提供信號(hào)。

3.4.4 輸油泵變頻控制

輸油泵電機(jī)安裝變頻控制器，使得輸油泵可根據(jù)緩沖罐液位測(cè)量信號(hào)實(shí)現(xiàn)啟停和連續(xù)輸油等功能［6］。

3.4.5 輸油泵進(jìn)出口壓力監(jiān)測(cè)

輸油泵進(jìn)、出口管線安裝壓力變送器，監(jiān)測(cè)輸油泵前后壓力狀況。

3.4.6 裝置流程切換

2臺(tái)輸油泵進(jìn)口前端裝有電動(dòng)三通球閥，通過(guò)電磁控制閥實(shí)現(xiàn)2臺(tái)泵外輸流程切換。

4 一體化橇裝裝置結(jié)構(gòu)

將導(dǎo)熱油電加熱器、密閉緩沖罐、外輸泵等設(shè)備合理地布置在橇座上面，通過(guò)管線、閥門(mén)連接后，配套遠(yuǎn)程控制系統(tǒng)，形成一體化橇裝裝置。該裝置現(xiàn)已在長(zhǎng)慶胡尖山油田增壓點(diǎn)上使用，通過(guò)一段時(shí)間觀察，裝置運(yùn)行平穩(wěn)，實(shí)時(shí)監(jiān)控效果良好，性能優(yōu)越［7］。一體化橇裝裝置見(jiàn)圖2。

圖2 一體化橇裝裝置現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

5 結(jié)論

通過(guò)分析長(zhǎng)慶油田老區(qū)塊增壓點(diǎn)生產(chǎn)現(xiàn)狀和存在問(wèn)題，提出了針對(duì)性的解決方案。以長(zhǎng)慶油田采油六廠胡尖山油田增壓點(diǎn)為改造試驗(yàn)站，通過(guò)核算裝置主要設(shè)計(jì)參數(shù)，建立三維模型，提出了一體化橇裝裝置的設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)。該裝置的成功投運(yùn)，將增壓點(diǎn)的改造周期由原來(lái)25 d縮短到現(xiàn)在10 d左右，降低了改造成本。同時(shí)，裝置的智能化控制，滿足了油田數(shù)字化管理要求。目前，裝置生產(chǎn)運(yùn)行平穩(wěn)、各項(xiàng)運(yùn)行指標(biāo)均達(dá)到預(yù)期要求，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)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(yīng)用與展望［J］.石油工程建設(shè)，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(jìn)［J］.中國(guó)設(shè)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(shè)計(jì)規(guī)范［S］.GB 50350-2005，Code for Design of Oil-Gas Gathering and Transportation Systems［S］.

［4］張國(guó)釗，李鐵軍.原油離心泵性能曲線的換算［J］.天然氣與石油，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.

［5］苗承武，江士昂，程祖亮，等.油田油氣集輸設(shè)計(jì)手冊(cè)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1995.34-36.M iao Chengwu，Jiang Shiang，Cheng Zuliang，et al.Oilfield Gathering and Transportation System Design Manual［M］.Beijing：Petroleum Industry Press， 1995.34-36.

［6］于維國(guó).變頻技術(shù)在離心泵節(jié)能中的應(yīng)用［J］.科技與企業(yè)，2012，20（14）：295.Yu W eiguo.The Application of Frequency Conversion Technology in Centrifugal Pump’s Energy Saving ［J］.Technology and Enterprise， 2012，20（14）：295.

［7］王 勇，王文武，郭亞紅.蘇里格氣田凝析油穩(wěn)定工藝及橇裝化研究［J］.天然氣與石油，2010，28（6）：49-51.Wang Yong，WangWenwu，Guo Yahong.Research on Condensate Oil Stabilization Process and Skid-Mounted Equipment in Sulige Gas Field［J］.Natural Gasand Oil， 2010，28（6）：49-51.