單螺桿泵混輸降壓技術

新疆油田公司石西油田作業(yè)區(qū)

單螺桿泵混輸降壓技術

馬玉華 申亮 趙雄 徐景山新疆油田公司石西油田作業(yè)區(qū)

石西油田作業(yè)區(qū)莫北轉(zhuǎn)油站混輸泵于2009年試運行，針對混輸泵試投用達不到預期的效果，嚴重影響莫109的外輸量這一問題，石西油田作業(yè)區(qū)通過對混輸泵能力校核和合理優(yōu)化集油干線，以及對集油干線工藝改造，合理利用莫北單螺桿混輸泵，達到了擴大集輸半徑，降低井口和計量站回壓的目的。

單螺桿泵；油氣混輸；能力校核；工藝改造；計量站

1 集輸現(xiàn)狀

石西油田作業(yè)區(qū)莫北轉(zhuǎn)油站混輸泵站主要包括混輸泵1臺，能力（排量）170m3/h、揚程240m、出口最大壓力3.1～3.4MPa、轉(zhuǎn)速236 r/min，變頻運行。混輸泵于2009年試運行，主要負責油區(qū)16#、17#計量站液相、部分氣相及莫109輸液管線液體的轉(zhuǎn)輸。16#、17#計量站油氣水、莫109輸液管線液體經(jīng)混輸泵提升后由莫109轉(zhuǎn)輸線輸至莫北轉(zhuǎn)油站處理?；燧敱迷囃队眠_不到預期的效果，嚴重影響莫109的外輸量。主要原因是16#、17#計量站氣量（5.3×104～5.9×104m3/d）遠超過原設計氣量（2.0×104～2.8×104m3/d），泵能力嚴重不足?；燧敱靡恢碧幱谕Ｓ脿顟B(tài)。

16#、17#計量站油氣水和莫109輸液管線的液體經(jīng)混輸泵提升后由莫109轉(zhuǎn)輸線輸至莫北轉(zhuǎn)油站處理。因為混輸泵能力不足，試投用達不到預期的效果，16#、17#計量站系統(tǒng)壓力在混輸泵試投用前后沒有明顯的變化。于是將流程切換為原流程：莫109來液和16#、17#計量站油氣水不經(jīng)過混輸泵增壓，莫109液通過莫109～莫北輸液管線輸送至莫北轉(zhuǎn)油站，16#、17#計量站油氣水通過站場集油干線輸送至莫北轉(zhuǎn)油站（17#—16#—15#—12#—莫北轉(zhuǎn)油站）。2011年莫北遠端計量站15#、16#、17#計量站系統(tǒng)壓力升高，嚴重影響油區(qū)正常生產(chǎn)，最遠端計量站系統(tǒng)壓力達到2.9MPa，超過管線運行的安全壓力，而且因為壓力高造成了計量站計量分離器的停用，影響了單井的計量和地質(zhì)動態(tài)分析。根據(jù)這種現(xiàn)狀，石西油田作業(yè)區(qū)提出充分利用閑置已停用混輸泵，采用混輸泵降壓技術達到降低15#、16#、17#計量站系統(tǒng)壓力，擴大集輸半徑的目的。

2 混輸泵降壓技術研究與應用

2.1混輸泵降壓技術原理

油田開發(fā)過程中，需要對從油井直接采出的含有油、氣、水及各種雜質(zhì)的多相混合物進行集輸。這種混合物的氣液比已經(jīng)超過了普通的泵和壓縮機的工作范圍，因而在集輸時泵和壓縮機的效率大幅降低。雖然采用油氣分輸可以解決這些油田中遇到的問題，但是建設分離器和油、氣管線會加大投資和運營管理，采用油氣多相混輸技術就可以解決這個難題，而油氣混輸泵是油氣混輸技術的核心。油井生產(chǎn)中往往伴隨著一定量的天然氣、水和固體顆粒。為實現(xiàn)降低井口回壓、增加原油產(chǎn)量、提高開發(fā)效益及達到油氣密閉輸送目的，必須采用油氣多相混輸泵對油氣等多相混合介質(zhì)增壓輸送，以達到利用混輸泵能量降低流程前端系統(tǒng)壓力的作用。

單螺桿泵可以輸送氣、液、固多相介質(zhì)，并可以在短時間內(nèi)輸送純氣體介質(zhì)，實現(xiàn)多相混輸?shù)哪康?。工作原理：單螺桿泵是一種內(nèi)嚙合偏心回轉(zhuǎn)的容積泵，泵的主要構件：一根單頭螺旋的轉(zhuǎn)子和一個通常用彈性材料制造的具有雙關螺旋的定子。當轉(zhuǎn)子在定于型腔內(nèi)繞定子的軸線做行星回轉(zhuǎn)時，轉(zhuǎn)、定子之間形成的密閉腕就沿轉(zhuǎn)子螺線產(chǎn)生位移；就將介質(zhì)連續(xù)、勻速而且容積恒定地從吸入口送到壓出端，從而達到降低混輸泵前端壓力目的。

單螺桿式油氣混輸泵采用橡膠定子，它與轉(zhuǎn)子嚙合需要一定的過盈量，使其產(chǎn)生可靠的密封性。當泵工作時密封線可有效阻止氣體通過，從而達到輸送氣體的目的。當介質(zhì)含有固體顆粒時，固定顆粒則擠在密封線中間，此時定子橡膠表面被壓縮，當固體顆粒越過密封線，定子橡膠回彈恢復至原形，便形成輸送含有微量固體顆粒介質(zhì)的能力。單螺桿式油氣混輸泵適合腐蝕性介質(zhì)、含氣介質(zhì)、含泥砂固體顆粒介質(zhì)和高黏度介質(zhì)的輸送。含氣量可達95%，介質(zhì)黏度可達50 000mPa·s，含固量可達60%，允許固定顆粒直徑＜3.5～32mm，流量與轉(zhuǎn)速成正比，在低轉(zhuǎn)速、低流量下可保持壓力的穩(wěn)定，具有良好的調(diào)節(jié)性能，便于實現(xiàn)自動化控制。

2.2混輸泵能力校核

要成功投用混輸泵，解決莫北油區(qū)計量站系統(tǒng)壓力高的問題，必須根據(jù)15#、16#、17#計量站生產(chǎn)參數(shù)對混輸泵能力進行校核。能力校核，相當于把氣相體積折合到入口壓力和溫度條件下的體積再和液相體積相加，來驗證泵的排量是否滿足。同時為了保障螺桿泵的正常運行，能夠使螺桿泵定子的溫度不過高，對進液率也有要求，進液率是指進泵時，液相成分的體積量占體積流量的百分比，基本能反映泵的運行狀況。根據(jù)試驗及現(xiàn)場運行數(shù)據(jù)分析確認，進液率不小于5%，單螺桿泵就能正常工作。5%的液體就能把轉(zhuǎn)子與定子相對運動產(chǎn)生的摩擦熱帶走，也能對轉(zhuǎn)子和定子嚙合面起到潤滑作用，確保螺桿泵正常運行。

表1為12#、15#、16#、17#計量站生產(chǎn)參數(shù)。由表1可以看出，最遠端計量站17#站系統(tǒng)壓力已達到2.9MPa，超過計量分離器設計壓力，且集油干線所用閘門承壓等級都是2.5MPa，存在重大的生產(chǎn)安全隱患。通過混輸泵廠家提供的計算軟件計算結果，在混輸泵入口壓力設定為1MPa時，溫度為28℃時，折算進口流量為134 m3/h，進液率為12%，混輸泵排量能夠滿足現(xiàn)場要求；當混輸泵入口壓力設定為0.7 MPa時，排量基本能滿足現(xiàn)場需求。

表1 12#、15#、16#、17#計量站生產(chǎn)參數(shù)

2.3集輸干線工藝優(yōu)化

根據(jù)各計量站產(chǎn)液量及管線規(guī)格，在混輸泵排量進行校核后，優(yōu)化遠端計量站集輸干線，維持目前混輸泵位置不變，將泵出口調(diào)整至16#站至15#站集油管道上，莫109轉(zhuǎn)油站出液仍利用莫109至莫北轉(zhuǎn)液管道，新建15#站集油干線旁通管線，將15#站油氣水也改入混輸泵，通過混輸泵對15#、16#、17#計量站油氣水增壓，利用Pipephase模擬軟件對模型進行計算。通過水力計算結果可知，將15#、16#、16#計量站油氣水改入混輸泵進口，將混輸泵出口改至16#—15#—12#—莫北轉(zhuǎn)油站集油干線，可以滿足降低遠端計量站回壓的目的。

3 應用效果分析

石西油田作業(yè)區(qū)在通過對混輸泵能力校核、合理優(yōu)化集油干線以及對集油干線工藝改造后，混輸泵于2012年8月15日投用成功，設定混輸泵入口壓力為0.7 MPa。混輸泵成功投用后，混輸泵啟用后系統(tǒng)壓力變低，最遠端計量站系統(tǒng)壓力從2.9 MPa降到1.3 MPa，而且混輸泵后端計量站（12#站）壓力保持穩(wěn)定。因系統(tǒng)壓力高關井的開井數(shù)7口，增油量4.4 t/d。

4 結論

莫北轉(zhuǎn)油站通過對混輸泵能力校核和集油管網(wǎng)優(yōu)化改造，可大大降低莫北遠端計量站系統(tǒng)壓力，從而實現(xiàn)生產(chǎn)安全平穩(wěn)運行，能對單井油氣水產(chǎn)量進行計量，達到增儲上產(chǎn)的目的。

混輸泵在莫北轉(zhuǎn)油站的成功應用得到了如下認識：①降低泵輸入端壓力，即降低了各井的油壓，從而提高了各井的油氣產(chǎn)量；②擴大轉(zhuǎn)油站至采油站的集輸輻射半徑，從而降低地面基礎建設投入；③降低井口壓力，從而降低了單井機械設備的能耗；④降低支線管路壓力，從而延長支線管道的壽命，降低穿孔造成的損失。

混輸泵在莫北轉(zhuǎn)油站運行過程中容易出現(xiàn)的問題：①混輸泵建于混輸泵棚內(nèi)，沙漠自然氣候惡劣，橡膠件易老化，單螺桿泵定子更換周期較短，維護費用較高；②混輸泵正常運行，要保障泵入口壓力變送器、定子溫度變送器傳輸信號的穩(wěn)定與準確性，否則，易出現(xiàn)泵頻率過高或過低和泵的保護性停機。

根據(jù)混輸泵在莫北區(qū)塊的應用情況，提出如下建議：①加強對混輸泵的維護和保養(yǎng)工作，保障混輸泵正常運行；②新建1臺混輸泵，2臺混輸泵一用一備；③根據(jù)油區(qū)的具體情況，綜合分析油氣混輸量、油氣產(chǎn)量、油氣比、采油回壓，優(yōu)化混輸泵運行參數(shù)。

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.026