西峰油田油氣混輸技術應用情況及分析

摘 要:油氣混輸工藝是實現伴生氣資源有效回收的關鍵技術，西峰油田高氣油比下的油氣混輸工藝是油氣密閉集輸的難點，也是實現系統優化和工藝簡化的關鍵點。本文通過介紹和分析西峰油田油氣混輸泵的應用情況，指出高氣油比下油氣混輸工藝的關鍵是控制進液率，對油氣混輸流程提出了相應的改進意見，并對油氣混輸泵的選型確定時機提出了具體的要求。

關鍵詞:油氣混輸氣油比進液率限流調節冷卻與潤滑

中圖分類號:TE866文獻標識碼:A文章編號:1674-098X(2011)08(c)-0057-02

西峰油田是長慶油田公司繼靖安油田之后的一個百萬噸級整裝油田，主力儲層為長8，屬低孔、特低滲儲層，油藏埋深2000～2200m。與長慶其它已開發油田相比，西峰油田的伴生氣資源更加豐富，地層原始氣油比達到了78.8(董志區)～106.4m3/t(白馬區)。為實現“安全、環保、高效、節能”開發，西峰油田采用了從井口至聯合站的全過程密閉集輸工藝來回收和利用伴生氣資源。與以接轉站為骨架、增壓點為補充的系統布局相適應，伴生氣集輸采用了接轉站油氣分輸為主、增壓點油氣混輸為輔的集氣工藝。

油氣混輸工藝是實現集輸系統優化和伴生氣資源有效回收的重要技術之一。西峰油田增壓點一般位于地勢低、地形復雜的偏遠區域，實現油氣混輸可以達到以下目的:(1)減少自壓集氣管線長度，降低井口回壓;(2)避免了地形起伏造成集氣管線集液嚴重、影響正常輸氣的情況，減少了清管作業量和凝析油排放點;(3)增壓點規模較小，再加上油田伴生氣遞減速度較快，無法保證接替的氣源和氣量，油氣混輸工藝避免了當后期伴生氣量下降時集氣管線能力過大造成的風險和浪費;(4)簡化了流程，節省了建設投資，實現了油氣連續輸送。

1 西峰油田油氣混輸泵應用情況

油氣混輸泵，屬于轉子式容積泵，常見的結構形式主要有單螺桿、雙螺桿、雙轉子等，在長慶油田均有應用，是油氣混輸工藝中關鍵設備。根據靖安油田油氣混輸泵的應用情況，混輸泵輸送氣油比較低的介質原油時(20～30Nm3/m3)運行效果較好。西峰油田高氣油比情況下的混輸泵應用尚缺乏經驗，目前還處于試驗階段。

2004年以來，西峰油田先后試驗應用了單螺桿、雙螺桿、旋轉式活塞油氣混輸泵。其中，單螺桿泵因攜氣能力有限，無法達到油氣混輸的目的。另兩類泵應用情況相對較好。

1.1 西六增壓點

西6增設計規模150m3/d(氣油比60Nm3/m3)，高差比下游站低90m，配套2LYQB-80/2.0雙螺桿油氣混輸泵1臺，額定排量80m3/h，額定壓力2.0Mpa，外輸管線規格為20-114×4-2.4km。投產初期日產液量69m3，日產油54t，生產氣油比約90Nm3/t。

按照設計，來油經總機關、收球筒后直接進入混輸泵實現外輸。

如圖1所示。

試運行時，總機關來油壓力0.4Mpa。啟動混輸泵，在泵出口壓力尚未平穩的情況下(不足15分鐘)，泵體發燙，機械密封損壞，無法正常運行，初步判斷是由于泵腔內無液體所致。后雖經數次整改，故障仍無法消除，油氣混輸難以實現。

隨著新井投產，西六增日產液量達到240m3/d，日產油173t，生產氣油比下降至約70Nm3/t。為繼續試驗油氣混輸工藝，將原混輸泵更換為1臺2LYQB-240/2.0型油氣混輸泵，額定排量240m3/h，額定壓力2.0Mpa。改造時，在混輸泵出口增加了回流罐，并輔以獨立的機油冷卻系統，同時配套變頻調速工藝。

投運以來，基本達到了油氣混輸目的。正常運行時，泵進口0.38-0.4Mpa，出口1.3-1.9Mpa，下游站獲得伴生氣1×104Nm3/d左右。機械密封仍不過關，偶爾有油氣竄出或機油漏失。

1.2 西2增壓點

西二增與下游西一聯合站高差數十米，外輸管線規格20-89×4，長度2.0Km;日產液97m3/d，日產油60t/d，初期氣油比90Nm3/t，目前約70Nm3/t。

初期使用2LYQB-15/2.0油氣混輸泵，情況與西六增相似，運行不足30分鐘泵體即發熱，機械密封漏失，無法正常運行。

更換為YQB16-60型油氣混輸泵，額定排量60m3/h，額定壓力1.6Mpa，冷卻系統采用獨立的外沖洗方式。試運行一年多來，系統正常。泵進口壓力0.3～0.4MPa、出口0.5～0.8MPa，未出現泵體過熱、機械密封漏失問題。由于西2增需要的增壓幅度較小，高出口壓力下的運行情況尚需進一步測試。

鑒于YQB型油氣混泵運行相對穩定，2006年以來地面配套建設中擴大了試驗應用規模，相繼在西八增、莊一增、莊二增等二十余座場站應用，出口增設了回流罐，同時配套變頻調速工藝。各站投運后長期運轉正常。

2 問題分析及對策

在西峰油田高氣油比條件下，混輸泵運行的主要問題是:

(1)混輸泵選型不當，和實際產油、產氣量不匹配，造成大馬拉小車現象或設備能力不足，影響油氣混輸運行。

這類現象是由于油田滾動開發過程中產建調整過大和油井產油、產氣量預測不準所致。伴生氣量對于油氣混輸泵選型大小起主導作用，但根據2009年1月到10月期間對西峰油田93井次伴生氣測試情況來看，氣油比變化幅度相當大(33.5～109.2 Nm3/m3)，對于局部區域(增壓點所轄范圍)內的伴生氣產量就更加難以準確預測。油氣混輸泵一般自帶變頻調速裝置，通過泵吸入端壓力變化實現變頻調節以適應不穩定的工況，電機頻率可由50Hz降至25Hz，泵的流量變化范圍為100％～50％。但相對于產建調整和伴生氣量變化幅度，這種變頻調節的能力相當有限，建議在增壓點建設時預留混輸泵位置，待所轄油井產油、產氣量基本確定后再進行混輸泵的選型，可以有效避免設備選型不當造成的浪費。

(2)機械密封磨損快，易燒毀，導致混輸泵無法正常運轉。混輸泵對油氣的增壓過程中會產生大量的熱量，通過HYSYS軟件模擬混輸泵運行，油氣經混輸泵增壓后一般溫升10～18℃。含氣量越高，摩擦產生的熱量越大。

如表1所示。

注:1.混輸泵進口壓力0.4MPa(表1)，混輸泵出口壓力2.0MPa(表1)。

混輸泵一般利用所輸送的液相介質進行冷卻和潤滑，當混輸泵進液率不足時(進液率是指介質在進泵時，液相成分的量占流量的體積百分比)，由于缺少液體的冷卻和潤滑作用，機械密封壽命會大大降低。根據廠家試驗及油田運行數據初步分析確認，一般進液率在不小于5～10%時，液體可以把運轉過程中產生的摩擦熱量帶走，也能起到潤滑作用，確保混輸泵正常運行。

據測試，西峰油田白馬區平均氣油比為67.5Nm3/m3，董志區和白馬南區平均氣油比為50Nm3/m3，此條件下混輸泵的進液率在10％左右(進口壓力0.3MPa)，達到混輸泵允許要求的上限。油井在間歇出油和集油管線有較大起伏的情況下，來油流態呈段塞流，無法保證液相的持續供給，混輸泵在一段時間內純輸氣，發熱嚴重，導致無法正常運行。

針對西峰油田高氣油比情況，保持混輸泵進液率的大小和穩定是保證混輸泵正常運行的關鍵，可采取以下措施保障混輸泵的運行:

(1)避免和減緩段塞流的產生。對間歇出油嚴重的油井可通過有效調節抽油機的沖程和沖次來實現連續出油，同時也可以節約抽油機的運行費用，這在推廣應用功圖法計量的西峰油田，還是比較容易實現的。在增壓點站址和出油管線線路走向的選擇上，盡量避免因地形起伏誘發段塞流的可能。當段塞的產生不可避免時，可增加增壓點的轄井數，使各井組的油氣相互補充平衡，進入混輸泵的介質盡量均勻。

(2)增加混輸泵輔助設施，保證混輸泵的進液率。有以下兩種方案可供選擇，或結合應用。

①泵前管路中增設緩沖罐，緩沖罐里儲存一定量的原油，并用一條獨立的限流管路給混輸泵定量供液。無論來油來氣量如何變動，都可保證最低進液率，使混輸泵能夠正常工作。限流管路流量由調節閥控制，通過流量應為混輸泵額定流量的1/20，即混輸泵的最小進液量。調節閥也可選擇電磁調節閥，自動控制機械密封的溫度。

②泵后管路中增設回油罐，并用一條獨立的限流管路把罐中的部分液體返回到混輸泵入口，保證油氣的進液率，使混輸泵能夠正常工作。限流管路流量控制方式與泵前緩沖罐限流管路的控制方式相同，可以手動或自動控制。這種工藝因回流部分液體，會有所降低系統效率。

(3)對混輸泵采用強制循環冷卻、潤滑系統，以保障進液率低時乃至純輸氣時的混輸泵正常運行。

西2增壓點油氣混輸泵利用了該技術，目前應用效果較好，短時間純輸氣也可以正常運行。該混輸泵由于對流體增壓幅度較小，發熱量相對較小。至于該工藝是否適合高增壓、高發熱情況下的運行，尚需進一步檢驗。

(4)提高進口壓力，以提高混輸泵的進液率。由于泵進口壓力的提高將導致所有井口回壓相應的提高，該措施不宜在較大規模的增壓點采用，一般用于單個井組的增壓點。混輸泵相當于井口接力泵，增壓點的流程簡化為:井口→增壓泵(混輸泵)→外輸管線。泵進口壓力可提高至1MPa左右，進液率可由不足10％提高至近20％，同時泵進口壓力的提高一方面充分利用了抽油機能量，另一方面也使混輸泵的選型減小近65％，可大大節省設備投資。該工藝在西峰殘塬地貌油區和超長距離集油管線上有很好的利用前景，對全油田系統優化也有積極作用。

3 結語

油氣混輸工藝是實現伴生氣資源有效回收利用的關鍵技術，西峰油田高氣油比下的油氣混輸工藝是油氣密閉集輸的難點，也是實現系統優化和工藝簡化的關鍵，目前尚處于研究和摸索階段。在設計增壓點油氣混輸流程時，須根據油區的具體情況，綜合分析油氣混輸量、油氣產量、氣油比、采油回壓、輸送距離等諸多因素，多方面調查研究，多方案對比分析，選擇合適的混輸泵型，制定出合理的流程布局，才能實現油氣混輸安全、科學、可靠、經濟的運行。

參考文獻

[1]油氣水多相管流.石油大學研究生院.