高氣油比頁巖油同步回轉(zhuǎn)混輸裝置

引用格式：鐘建偉，黃戰(zhàn)衛(wèi)，劉環(huán)宇，岳淵洲，陳康林，高佳睿，付宇鑫，孫晟. 高氣油比頁巖油同步回轉(zhuǎn)混輸裝置［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：258-266.

摘要：長慶油田慶城頁巖油單井產(chǎn)能高，原油平均氣油比大，常規(guī)油氣分輸工藝難以適應(yīng)地面集輸需求，需要探索經(jīng)濟(jì)、節(jié)能的油氣混輸新工藝。同步回轉(zhuǎn)混輸裝置是一種全新的動(dòng)力增壓設(shè)備，具有壓縮機(jī)和輸油泵的雙重特性，但存在處理能力低、故障頻發(fā)的問題。對(duì)同步回轉(zhuǎn)混輸裝置進(jìn)行了技術(shù)改造：將裝置減速機(jī)動(dòng)力輸出軸更改為雙側(cè)動(dòng)力輸出，主機(jī)布局調(diào)整為平面式組合結(jié)構(gòu)，進(jìn)出油管道安裝增強(qiáng)纖維絲柔性軟管；同時(shí)，對(duì)工藝配管進(jìn)行了管徑升級(jí)、均衡進(jìn)液改造和連接方式優(yōu)化，并配套了數(shù)據(jù)自動(dòng)采集系統(tǒng)。在HH21 等3 座平臺(tái)開展了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，油井回壓均控制在了1.0 MPa 以內(nèi)，回壓最大降幅達(dá)到70%，常溫集輸半徑延長了51%，伴生氣回收率提高了73%，實(shí)現(xiàn)了對(duì)裝置的遠(yuǎn)程操作和智能監(jiān)控。改進(jìn)后的同步回轉(zhuǎn)混輸裝置適用于頁巖油高氣油比的油氣混輸，能夠有效降低油井回壓，縮短集輸半徑，提高伴生氣回收率，該裝置在頁巖油高效開發(fā)過程中推廣應(yīng)用潛力巨大。

關(guān)鍵詞：頁巖油；高氣油比；油氣混輸；同步回轉(zhuǎn)；伴生氣；降回壓；常溫輸送；集輸半徑

中圖分類號(hào)：TE866 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A

0 引言

長慶油田慶城頁巖油開發(fā)區(qū)位于甘肅省慶城、華池兩縣，主要開發(fā)層位為長7，油品具有低密度、低黏度、低凝點(diǎn)的特點(diǎn)［1］，原油平均氣油比為107 m3/t，是常規(guī)油藏的2～3 倍，在開采過程中產(chǎn)生的伴生氣資源量極其巨大。為安全輸送原油、高效回收伴生氣，近年初步攻關(guān)形成了“井口定壓集氣、平臺(tái)油氣混輸、站點(diǎn)增壓分輸、末端集中處理、余氣回收利用”的油氣分輸工藝［2］。該工藝的主要特點(diǎn)是將油氣混合介質(zhì)加溫至40～50 ℃，經(jīng)緩沖罐進(jìn)行油氣分離，脫氣后的原油通過輸油泵增壓輸送至下游集輸站點(diǎn)，分離的伴生氣含水率為0.5%～2.0%，經(jīng)脫水裝置去除游離水，通過伴生氣壓縮機(jī)增壓輸送至下游輕烴站進(jìn)行深加工［3］。油氣分輸工藝存在三方面問題：一是平臺(tái)自壓輸油過程中管道結(jié)蠟易產(chǎn)生高回壓，嚴(yán)重影響油井正常生產(chǎn)［4］；二是平臺(tái)至聯(lián)合站布站層級(jí)多達(dá)2～3 級(jí)，相鄰層級(jí)油氣集輸過程需加溫，造成系統(tǒng)運(yùn)行能效低；三是原油和伴生氣輸送均需建設(shè)單獨(dú)的集輸系統(tǒng)，但地面建設(shè)涉及整體規(guī)劃、土地征借、物資采購、施工組織等多個(gè)環(huán)節(jié)，造成伴生氣集氣、回收系統(tǒng)建設(shè)周期長，油井投產(chǎn)后無法保障地面系統(tǒng)及時(shí)建成，大量伴生氣無效放空，產(chǎn)生了嚴(yán)重的資源浪費(fèi)和環(huán)境污染［5］。

油氣混輸技術(shù)是在一條管道中同時(shí)輸送油氣的集輸過程，這種輸送方式通常優(yōu)于使用兩條管道分別輸送原油和伴生氣［6］。目前國內(nèi)成型的主流油氣混輸泵主要為葉片式混輸泵和容積式混輸泵，其中葉片式混輸泵常用多級(jí)離心泵和螺旋軸流式多相泵［7］，雖然具有揚(yáng)程大、排量高的特點(diǎn)，但是不適合頁巖油高氣油比原油的混輸［8］。容積式混輸泵主要應(yīng)用單螺桿泵和雙螺桿泵，具有較寬的氣液比，對(duì)穩(wěn)定來液下的定常工況適應(yīng)性較強(qiáng)，但對(duì)頁巖油井口不連續(xù)來液適用性較差［9］，且因轉(zhuǎn)子和定子等機(jī)械結(jié)構(gòu)磨損嚴(yán)重，現(xiàn)場(chǎng)使用易損件壽命很短，后期維修率高、可靠性差。其他混輸裝置當(dāng)前的研究應(yīng)用主要是將油氣先進(jìn)行分離，然后通過注氣泵將伴生氣增壓后接入輸油管道內(nèi)。雖然管道內(nèi)介質(zhì)狀態(tài)為油氣混輸，但該工藝流程復(fù)雜、分離環(huán)節(jié)多、流變特征多變，未實(shí)現(xiàn)真正意義上的油氣混輸［10］。

屈宗長等發(fā)明了一種新型同步回轉(zhuǎn)混輸裝置，該裝置是一種集壓縮機(jī)、混輸泵、真空泵功能于一體的全新動(dòng)力增壓設(shè)備［11］。裝置的核心部件為混輸泵，主要由機(jī)架、轉(zhuǎn)子、油缸和滑板組成。同步回轉(zhuǎn)混輸裝置作為一種新型的容積式增壓機(jī)械結(jié)構(gòu)，從設(shè)計(jì)理念上革新了傳統(tǒng)容積式壓縮機(jī)的運(yùn)動(dòng)機(jī)理，解決了往復(fù)式壓縮機(jī)慣性力難以平衡、無法油氣混輸、軸瓦故障率高的普遍問題，以及回轉(zhuǎn)壓縮機(jī)摩擦、泄露兩大核心問題［12］，具有壓縮機(jī)和輸油泵的雙重特性。作為泵，無氣蝕現(xiàn)象，作為壓縮機(jī)，不會(huì)發(fā)生液擊現(xiàn)象。

同步回轉(zhuǎn)混輸裝置機(jī)械結(jié)構(gòu)簡單、容積效率高，近幾年已在安塞油田、姬塬油田成功應(yīng)用。經(jīng)過試驗(yàn)，裝置適用于氣油比不大于80 m3/t 的低含氣原油，而對(duì)頁巖油高氣油比混輸狀態(tài)下的段塞流加劇，裝置運(yùn)行出現(xiàn)了不穩(wěn)定工況，典型問題為設(shè)備高溫發(fā)燙、振動(dòng)造成零件損壞［13］。通過對(duì)機(jī)械結(jié)構(gòu)、工藝配管方面的優(yōu)化改造，使裝置適用于頁巖油高氣油比原油混輸，極大地降低了油井回壓，縮短了常溫集輸半徑，提高了伴生氣回收率。

1 方法和過程

1.1 室內(nèi)研究

1.1.1 機(jī)械結(jié)構(gòu)優(yōu)化

同步回轉(zhuǎn)混輸裝置由1 臺(tái)電機(jī)、1 臺(tái)減速機(jī)和2 臺(tái)混輸泵組成，設(shè)備通電后電機(jī)提供動(dòng)力，減速機(jī)通過齒輪調(diào)速機(jī)構(gòu)將主機(jī)轉(zhuǎn)速控制至46～101 r/min，油氣混合介質(zhì)經(jīng)混輸泵增壓輸送至集輸管道內(nèi)。該裝置在運(yùn)行過程中因機(jī)械結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)不合理存在振動(dòng)，造成減速機(jī)輸出軸斷裂、磨損、能耗高，針對(duì)以上問題，對(duì)裝置的機(jī)械結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化改造。

（1） 減速機(jī)動(dòng)力輸出軸更改為雙側(cè)動(dòng)力輸出。將減速機(jī)單側(cè)動(dòng)力輸出軸結(jié)構(gòu)改為雙側(cè)動(dòng)力輸出軸結(jié)構(gòu)，兩側(cè)輸出軸呈對(duì)稱式分布，每側(cè)輸出軸分別拖動(dòng)一臺(tái)混輸泵轉(zhuǎn)動(dòng)。將輸出軸直徑由42 mm 增加至60 mm，消除了減速機(jī)輸出軸應(yīng)力過大造成的軸斷裂問題。混輸泵主機(jī)軸承材質(zhì)選擇GCr15SiMn，66HRC，精度等級(jí)達(dá)到P6，每側(cè)輸出軸增加4 組軸承，減少零件之間的間隙，消除了減速機(jī)輸出軸與混輸泵傳動(dòng)軸不同心造成的振動(dòng)和磨損問題。

（2） 兩臺(tái)主機(jī)的布局由上下兩層立體式結(jié)構(gòu)調(diào)整為平面式組合結(jié)構(gòu)。選用20 mm 厚的Q235B 鋼板制作鋼制底座，將電機(jī)、減速機(jī)、混輸泵集成在同一底座平面上，消除了單個(gè)零件運(yùn)輸至現(xiàn)場(chǎng)組裝后存在的安裝偏差。鋼制底座下方是采用C25 混凝土制作的500 mm 厚的基礎(chǔ)，基礎(chǔ)與底座間用M36 地腳螺栓固定。設(shè)備安裝后重心高度由1.23 m 降至0.56 m，主機(jī)間的振動(dòng)耦合作用大幅度下降。

（3） 裝置進(jìn)出油管道安裝增強(qiáng)纖維絲柔性軟管。選取規(guī)格為DN50、10MPa，長度為1.0 m 的軟管，使用高壓連接件將軟管與來油鋼管絲扣連接。因柔性軟管存在一定的變形撓度，當(dāng)油氣混輸介質(zhì)通過軟管后起到減振和改變流向作用，段塞流對(duì)設(shè)備沖擊作用減弱，設(shè)備內(nèi)部零件的運(yùn)行趨于平穩(wěn)，改造后裝置結(jié)構(gòu)如圖1 所示。

由圖1 可以看出，裝置經(jīng)機(jī)械改造后形成了橇裝化的集成式結(jié)構(gòu)，電機(jī)和減速機(jī)運(yùn)行產(chǎn)生的振動(dòng)位置處于裝置底座中心。經(jīng)測(cè)試，裝置在50 Hz 頻率下空載連續(xù)運(yùn)行30 d 未發(fā)生任何故障，與改造前相比，噪音由89 dB 下降至53 dB，減速機(jī)運(yùn)行溫度由72 ℃ 下降至46 ℃。混輸泵運(yùn)行過程中存在壓縮機(jī)回轉(zhuǎn)做功過程，泵體溫度保持在40～45 ℃，單套設(shè)備運(yùn)行時(shí)的最大輸出功率由45 kW 增加至100kW，輸出功率增加2.2 倍，零部件損壞問題得到了有效解決，設(shè)備運(yùn)行更加穩(wěn)定。

1.1.2 工藝配管改造試驗(yàn)

單套同步回轉(zhuǎn)混輸裝置輸送能力為液量不大于50 m3/d，伴生氣量不大于3 000 m3/d，僅能滿足3 口及以下油井的油氣混輸。對(duì)3 口及以上油井平臺(tái)安裝多套裝置組合后同時(shí)運(yùn)行，在試運(yùn)行過程中發(fā)現(xiàn)裝置之間存在相互“搶液”問題，分析為各混輸泵之間進(jìn)液存在嚴(yán)重偏流，致使多機(jī)聯(lián)合運(yùn)行后裝置輸送能力無法發(fā)揮至最大限度。針對(duì)以上問題，對(duì)同步回轉(zhuǎn)混輸裝置工藝配管進(jìn)行優(yōu)化改造。

（1） 管徑升級(jí)改造。選用材料型號(hào)為CF415KDN65-Sch40 90EL L245N 焊接彎頭24 個(gè)、L245N?76mm×4 mm 無縫鋼管80 m，將同步回轉(zhuǎn)混輸裝置上DN50 工藝配管全部替換為DN65 工藝配管。

（2） 裝置均衡進(jìn)液改造。因頁巖油油品質(zhì)量差，含有大量的聚合物、壓裂砂、垢等雜質(zhì)，且原油結(jié)蠟后造成管道堵塞，裝置運(yùn)行模式及進(jìn)液口的優(yōu)選對(duì)管道運(yùn)行的通暢性存在直接影響。對(duì)于多臺(tái)裝置運(yùn)行的工藝管道進(jìn)行改造，選用材料型號(hào)為CF415KDN65-Sch40 TS L245N 等徑三通10 個(gè)、WN65-40RF S=5.0 mm A105 對(duì)焊法蘭38 片，對(duì)混輸泵進(jìn)、出油管段中點(diǎn)處割斷并安裝等徑三通，裝置上各配管之間的連接全部使用法蘭，便于多臺(tái)同步回轉(zhuǎn)混輸裝置快速拼接。工藝配管改造后對(duì)管道焊縫進(jìn)行射線缺陷檢測(cè)，并使用潔凈水試壓至4.0 MPa，穩(wěn)壓4 h 后檢查新更換的工藝配管、焊縫均未發(fā)生泄漏。

（3） 裝置連接方式優(yōu)化。考慮到設(shè)備檢修、突發(fā)故障停機(jī)等問題，對(duì)于2 套裝置連接方式選擇并聯(lián)安裝。裝置的最大處理能力按實(shí)際運(yùn)行能力的120%～150% 配套，4 套裝置組裝成兩級(jí)增壓系統(tǒng)，每級(jí)增壓模塊均由2 套裝置并聯(lián)安裝，一級(jí)增壓裝置進(jìn)口作為整個(gè)系統(tǒng)接收油氣混合介質(zhì)的總進(jìn)口，一級(jí)增壓模塊出口接入二級(jí)增壓模塊進(jìn)口，二級(jí)增壓模塊出口作為整個(gè)系統(tǒng)的總出口，改造后多套裝置聯(lián)機(jī)運(yùn)行連接方式如圖2 所示。可以看出，裝置安裝過程中全部使用法蘭連接，多套設(shè)備能夠?qū)崿F(xiàn)快速組裝，無需進(jìn)行動(dòng)火改造。油氣混合介質(zhì)從進(jìn)油管道接入后能夠均勻進(jìn)入每臺(tái)混輸泵，確保整個(gè)系統(tǒng)輸送能力達(dá)到最大。

1.1.3 數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)配套試驗(yàn)

同步回轉(zhuǎn)混輸裝置運(yùn)行過程中參數(shù)時(shí)刻發(fā)生變化，為有效監(jiān)控裝置運(yùn)行情況，對(duì)管道起點(diǎn)、裝置進(jìn)口、裝置出口和管道終點(diǎn)安裝量程0～6 MPa、精度等級(jí)0.15%FS 壓力變送器4 臺(tái)。同步回轉(zhuǎn)混輸裝置進(jìn)口、出口、設(shè)備本體、管道終點(diǎn)安裝量程?50～100℃、精度等級(jí)0.15%FS 溫度變送器4 臺(tái)，通訊方式采用RS485。對(duì)裝置配套多功能控制及通訊集成系統(tǒng)，采集的電流、電壓、頻率等數(shù)據(jù)接入PLC 組件內(nèi)，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)如圖3 所示。

從圖3 可以看出，裝置運(yùn)行時(shí)的溫度、壓力、電機(jī)參數(shù)全部采集并接入了井場(chǎng)RTU，通過油田生產(chǎn)網(wǎng)存儲(chǔ)至企業(yè)服務(wù)器，遠(yuǎn)程操作平臺(tái)可通過訪問服務(wù)器獲得設(shè)備運(yùn)行相關(guān)參數(shù)。

1.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

自2022 年7 月開始選取3 座平臺(tái)作為試驗(yàn)對(duì)象，平臺(tái)生產(chǎn)特點(diǎn)為高回壓、伴生氣散排和布站層級(jí)多，能夠代表頁巖油地面系統(tǒng)的生產(chǎn)現(xiàn)狀。現(xiàn)場(chǎng)通過流程改造后安裝同步回轉(zhuǎn)混輸裝置，試驗(yàn)前平臺(tái)生產(chǎn)運(yùn)行情況見表1。

從表1 可以看出，3 座平臺(tái)油氣輸送量均超過了單套裝置對(duì)輸送液量、氣量的要求，各平臺(tái)產(chǎn)氣量介于5 000～10 000 m3/d，屬于典型的高氣油比原油。連接管道采用規(guī)格為?76 mm×4 mm 無縫鋼管，與同步回轉(zhuǎn)混輸裝置室內(nèi)改造使用鋼管管徑保持一致，管道無縮徑存在的節(jié)流效應(yīng)。HH21、HH42 平臺(tái)自壓輸送回壓均超過1.5 MPa，大于機(jī)械采油回壓指標(biāo)要求，HH102 平臺(tái)回壓相對(duì)較低，但采取油氣分輸工藝運(yùn)行，生產(chǎn)過程中需要對(duì)原油加熱后油氣分輸至下游站點(diǎn)，整個(gè)集輸過程原油、伴生氣為單獨(dú)增壓輸送。

1.2.1 同步回轉(zhuǎn)混輸裝置現(xiàn)場(chǎng)安裝

同步回轉(zhuǎn)混輸裝置均安裝在3 座平臺(tái)井場(chǎng)內(nèi)，考慮井場(chǎng)土質(zhì)為濕陷性黃土，浸水后土的結(jié)構(gòu)破壞易造成地面下沉［14］，因此裝置基礎(chǔ)按照《濕陷性黃土地區(qū)建筑標(biāo)準(zhǔn)》（GB 50025—2018） 規(guī)范要求制作，基坑開挖深度控制在1.0 m，現(xiàn)場(chǎng)制作2∶8 灰土墊層厚0.7 m，使用強(qiáng)夯法壓實(shí)墊層，壓實(shí)系數(shù)0.98。裝置基礎(chǔ)采用C25 混凝土、HPB300 及HRB400 級(jí)鋼筋現(xiàn)澆，混凝土厚度0.5 m。

根據(jù)井口油氣產(chǎn)量，選擇在HH21、H42 平臺(tái)各安裝2 套，在HH102 平臺(tái)安裝4 套同步回轉(zhuǎn)混輸裝置，安裝方式均為平面式兩級(jí)增壓布局。裝置工藝配管為工廠預(yù)制，鋼管型號(hào)與室內(nèi)研究選型一致，規(guī)格L245N-?76 mm×4 mm，采取不動(dòng)火法蘭連接方式安裝。每套裝置進(jìn)、出口管道安裝壓力和溫度變送器，設(shè)備本體上安裝溫度變送器，單套裝置現(xiàn)場(chǎng)安裝情況如圖4 所示。

從圖4 可以看出，同步回轉(zhuǎn)混輸裝置安裝在平臺(tái)井場(chǎng)內(nèi)，裝置占地面積小，無需按照常規(guī)增壓站的建站模式單獨(dú)征借土地。裝置底部混凝土基礎(chǔ)長期運(yùn)行后未發(fā)生濕陷性下沉，減速機(jī)安裝方式為雙側(cè)動(dòng)力輸出，與室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果一致。混輸泵之間管道采用法蘭連接，多套裝置聯(lián)機(jī)運(yùn)行時(shí)便于拼接，通過增加混輸泵的數(shù)量可以實(shí)現(xiàn)輸送能力的快速擴(kuò)充，安裝過程無需動(dòng)火作業(yè)，施工改造難度小。

1.2.2 同步回轉(zhuǎn)混輸裝置接入集輸流程

3 座平臺(tái)采用同樣的流程連接同步回轉(zhuǎn)混輸裝置，從各油井出口鋪設(shè)L245N-?76 mm×4 mm 混進(jìn)匯管1 根，匯管出口與同步回轉(zhuǎn)混輸裝置距離控制在50～100 m 之間， 埋地管道彎管使用L245NDN65、4.0MPa、R=6D 熱煨彎管，從裝置出口至末端接收站點(diǎn)的輸油管道采用硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料黃夾克結(jié)構(gòu)保溫層，管道埋深距離管頂1.2 m，原油進(jìn)裝置前端安裝DN65、4.0 MPa 籃式過濾器1 臺(tái)，裝置安裝后平臺(tái)至接收站點(diǎn)工藝流程如圖5 所示。

從圖5 可以看出，在采油平臺(tái)內(nèi)原油和伴生氣經(jīng)抽油機(jī)采出后進(jìn)入混進(jìn)匯管，輸送介質(zhì)為高氣油比頁巖油，其流動(dòng)狀態(tài)為不穩(wěn)定的段塞流，在油氣進(jìn)入同步回轉(zhuǎn)混輸裝置前，加熱爐控制閥門處于關(guān)閉狀態(tài)，原油未進(jìn)行直接加熱，而是通過同步回轉(zhuǎn)混輸裝置的壓縮過程進(jìn)行換熱。在站外管道輸送過程中，硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料黃夾克結(jié)構(gòu)的保溫層有效隔絕了管道金屬外壁與土壤的熱量交換，減少了油氣輸送過程中的熱損耗，管道內(nèi)形成了穩(wěn)定的溫度場(chǎng)，有效緩解了原油因溫度過低造成蠟成分的析出和沉積。末端接收站點(diǎn)配套了緩沖、加熱一體化集成裝置，實(shí)現(xiàn)了油氣的集中處理。綜上所述，采油平臺(tái)經(jīng)站外管道，再到末端接收站點(diǎn)的整個(gè)集輸過程為不加熱常溫輸送，工藝流程處于完全密閉狀態(tài)，未發(fā)生伴生氣無效排放。

1.2.3 接入數(shù)字化監(jiān)控平臺(tái)

對(duì)井口回壓、裝置輸油溫度和壓力，以及混輸泵運(yùn)行電流、電壓、功率、頻率等運(yùn)行參數(shù)實(shí)時(shí)采集，數(shù)據(jù)接入井場(chǎng)RTU 控制柜，通過油田生產(chǎn)網(wǎng)將數(shù)據(jù)傳輸至頁巖油物聯(lián)網(wǎng)云平臺(tái)，選取HH21 平臺(tái)數(shù)據(jù)顯示界面，相關(guān)參數(shù)如圖6 所示。

從圖6 可以看出，裝置運(yùn)行數(shù)據(jù)接入物聯(lián)網(wǎng)云平臺(tái)后建立了便捷的人機(jī)交互操作界面，界面顯示裝置的工藝流程與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際安裝流程相互對(duì)應(yīng)，2 套混輸泵運(yùn)行的頻率、轉(zhuǎn)速、輸出功率基本保持一致，說明混輸泵同時(shí)運(yùn)行時(shí)的“搶液”問題得以消除。裝置進(jìn)口壓力0.8 MPa，出口壓力2.0 MPa，油氣混合后增壓效果明顯，操作界面上“停止”“啟動(dòng)”按鈕能夠?qū)崿F(xiàn)對(duì)裝置的遠(yuǎn)程操作，設(shè)備故障后可及時(shí)將報(bào)警信息推送至用戶，裝置實(shí)現(xiàn)了真正意義上的智能監(jiān)控。

2 結(jié)果現(xiàn)象討論

2.1 油井回壓下降討論

使用同步回轉(zhuǎn)混輸裝置后，平臺(tái)回壓下降明顯，HH21 平臺(tái)回壓由1.6 MPa 降至0.8 MPa，HH42 平臺(tái)回壓由2.0 MPa 降至0.7 MPa，HH102 平臺(tái)回壓由1.0 MPa 降至0.8 MPa，3 座平臺(tái)井口回壓均能保持在1.0 MPa 以內(nèi)，回壓最大下降幅度達(dá)到70%，滿足GB 50350—2015《油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》中“機(jī)械采油井口回壓宜為1.0～1.5 MPa”的要求。

試驗(yàn)前3 座平臺(tái)依靠井筒抽油泵機(jī)械舉升，油氣輸送動(dòng)力完全來源于抽油泵上下行程的動(dòng)能轉(zhuǎn)化，井口回壓受管道沿程摩阻、末端進(jìn)站壓力和井口采出液流體性質(zhì)綜合影響，經(jīng)長期運(yùn)行后，原油中的砂蠟垢等雜質(zhì)造成管道通徑變小、回壓上升［15］。3 座平臺(tái)安裝的同步回轉(zhuǎn)混輸裝置距離井口位置均在100 m 內(nèi)，這種安裝布局確保了井口至裝置進(jìn)口之間的流動(dòng)壓差最小，裝置運(yùn)行過程中不斷將油氣混合介質(zhì)增壓至管道內(nèi)，迫使井口回壓下降。

HH21 平臺(tái)試驗(yàn)前采取“井口定壓集氣+平臺(tái)油氣混輸”的集輸工藝，因管程長，結(jié)蠟嚴(yán)重，正常運(yùn)行回壓1.6 MPa，冬季回壓高達(dá)2.8 MPa，井口盤根刺漏、掃線解堵頻繁，運(yùn)行管理難度大［16］。設(shè)備改為兩級(jí)增壓的對(duì)稱式結(jié)構(gòu)后無故障運(yùn)行308 d，井口回壓下降幅度達(dá)到50%。

HH42 平臺(tái)試驗(yàn)前因管道路由地形起伏，首末站地勢(shì)高差為300 m，管道沿程摩阻大，自壓運(yùn)行回壓高達(dá)1.8～2.5 MPa。為降低運(yùn)行回壓，油井來液進(jìn)敞口罐脫氣后采用離心泵輸油，存在用電能耗高、伴生氣大量無效排放問題。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)同步回轉(zhuǎn)混輸裝置后簡化了集輸工藝流程，取締了原有的敞口罐、加熱爐、離心輸油泵等設(shè)備8 套，實(shí)現(xiàn)了原油和伴生氣從井口至末端接收站點(diǎn)的全流程密閉集輸，井口回壓下降幅度達(dá)到70%。

HH102 平臺(tái)試驗(yàn)前井口至油氣分輸一體化集成裝置輸送距離為100 m，試驗(yàn)后井口至同步回轉(zhuǎn)混輸裝置之間的出油管道距離為80 m，井口至增壓節(jié)點(diǎn)之間的管道長度變化不大。試驗(yàn)前平臺(tái)就近接入增壓站點(diǎn)，采油井口壓力為該工況下運(yùn)行的最低回壓，因此試驗(yàn)后回壓變化較小，下降幅度僅20%。

2.2 常溫集輸半徑縮短討論

頁巖油地面集輸系統(tǒng)受地形、環(huán)境溫度影響，常溫輸送的理想集輸半徑為2.0～2.5 km，超過集輸半徑的原油管道需進(jìn)行加溫、投球，定期開展管道掃線清蠟作業(yè)［17］。

試驗(yàn)前平臺(tái)來油先進(jìn)入增壓站加熱，再經(jīng)站內(nèi)緩沖罐對(duì)油氣混合介質(zhì)分離，分離后的原油、伴生氣分別輸送至聯(lián)合站。增壓站加熱設(shè)備燃料為天然氣，需將集氣管道輸送的濕氣進(jìn)行低溫增壓、脫碳、脫水，經(jīng)干氣管道反向輸送至增壓站使用［18］，整個(gè)集輸過程如圖7 所示。

從圖7（a） 中可以看出，未應(yīng)用同步回轉(zhuǎn)混輸裝置前，單座平臺(tái)至聯(lián)合站鋪設(shè)了出油管道、集油管道、集氣管道和干氣管道，增壓站和聯(lián)合站之間采取油氣分輸工藝，平臺(tái)至聯(lián)合站中間必須建設(shè)單獨(dú)的增壓站，布站方式為典型的二級(jí)布站，管道數(shù)量多，集輸半徑長。從圖7（b） 中可以看出，應(yīng)用同步回轉(zhuǎn)混輸裝置后，單座平臺(tái)至聯(lián)合站只需鋪設(shè)1 條集輸管道，輸送工藝為油氣混輸，因裝置安裝在平臺(tái)井場(chǎng)內(nèi)，無需再建設(shè)單獨(dú)的增壓站，布站方式為一級(jí)布站，管道數(shù)量和長度明顯減少。

HH21、HH42 平臺(tái)安裝同步回轉(zhuǎn)混輸裝置后停運(yùn)了原油加熱爐，HH102 平臺(tái)停運(yùn)了增壓站，同步回轉(zhuǎn)混輸裝置將井口油氣混合介質(zhì)直接增壓輸送至末端接收站點(diǎn)，取消了原流程的中間加溫、分輸增壓環(huán)節(jié)。對(duì)3 座平臺(tái)試驗(yàn)前后輸油溫度、結(jié)蠟管段變化情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，對(duì)比數(shù)據(jù)見表2。

從表2 中可以看出，3 座平臺(tái)運(yùn)行后裝置出口的起點(diǎn)油溫上升了10～15 ℃，末端溫度上升了2～4℃，結(jié)果與室內(nèi)試驗(yàn)時(shí)混輸泵溫度上升趨勢(shì)保持一致。溫度上升的主要原因?yàn)橥交剞D(zhuǎn)混輸裝置運(yùn)行過程中對(duì)氣體壓縮，產(chǎn)生的熱量與油氣介質(zhì)存在熱交換。油氣介質(zhì)通過裝置壓縮后，部分伴生氣溶解于原油，輸送過程中前段管程內(nèi)形成“泡狀流”，隨著管道沿程壓力下降，伴生氣在脫出過程存在“空化泡”破裂現(xiàn)象［19］，對(duì)管道內(nèi)結(jié)蠟產(chǎn)生剝離效應(yīng)，一定程度上對(duì)蠟晶的生長起到阻止作用［20］。對(duì)管道分段核實(shí)結(jié)蠟情況，發(fā)現(xiàn)運(yùn)行同步回轉(zhuǎn)混輸裝置后結(jié)蠟管段長度明顯縮短，HH21 平臺(tái)常溫集輸半徑增加1.4 km，HH42 平臺(tái)常溫集輸半徑增加0.9 km，HH102 平臺(tái)常溫集輸半徑增加4.8 km，3 條平臺(tái)常溫集輸半徑平均增加了51%。

2.3 提高伴生氣回收率討論

未運(yùn)行同步回轉(zhuǎn)混輸裝置時(shí)，HH21 平臺(tái)因頻繁掃線停井，使用罐車?yán)蜕a(chǎn)，伴生氣回收率僅60%。HH42 平臺(tái)因使用臨時(shí)敞口罐輸油，儲(chǔ)罐脫氣后僅5% 伴生氣進(jìn)入原油管道。HH102 平臺(tái)伴生氣管道建設(shè)周期長，初期運(yùn)行過程中使用單螺桿泵輸油僅10% 伴生氣進(jìn)入原油管道。

安裝同步回轉(zhuǎn)混輸裝置后伴生氣回收率明顯提高，3 座平臺(tái)伴生氣平均回收率由25% 增加至98%，提高了73 個(gè)百分點(diǎn)。其中，HH21 平臺(tái)生產(chǎn)趨于平穩(wěn)，完全消除了罐車?yán)图巴＞畳呔€，僅7% 伴生氣用于熱洗橇加熱爐燃料消耗，回收率達(dá)到了93%。HH42 平臺(tái)來油流程越過了敞口罐，直接接入同步回轉(zhuǎn)混輸裝置進(jìn)口，消除了原油進(jìn)入敞口罐存在的伴生氣無效排放問題， 伴生氣實(shí)現(xiàn)了100% 回收。HH102 平臺(tái)試驗(yàn)前，油氣進(jìn)入一體化集成裝置緩沖罐進(jìn)行分離，原油經(jīng)輸油泵進(jìn)入集油管道，分離的伴生氣因集氣管道未建設(shè)完畢，全部進(jìn)入火炬無效排放，試驗(yàn)后原油不需再進(jìn)行分離，以混輸狀態(tài)直接通過同步回轉(zhuǎn)混輸裝置增壓輸送至集油管道，伴生氣實(shí)現(xiàn)了全部回收［21］。

3 結(jié)論

（1） 通過對(duì)同步回轉(zhuǎn)混輸裝置機(jī)械結(jié)構(gòu)、工藝配管的改進(jìn)，減速機(jī)輸出軸斷裂、設(shè)備磨損和能耗高的問題得到解決，設(shè)備運(yùn)行趨于平穩(wěn)。對(duì)工藝配管改造增加了裝置的輸送能力，多套設(shè)備連接方式優(yōu)化后，裝置現(xiàn)場(chǎng)安裝更加快捷，解決了多機(jī)運(yùn)行存在的“搶液”問題。裝置接入數(shù)字化平臺(tái)后實(shí)現(xiàn)了參數(shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)控、遠(yuǎn)程控制，建立了安全可靠的工業(yè)物聯(lián)感知。3 座平臺(tái)應(yīng)用裝置后代替了傳統(tǒng)的加熱爐、輸油泵等設(shè)備，裝置運(yùn)行過程中對(duì)油氣壓縮提高了輸送溫度，抑制了管道結(jié)蠟，有效降控了井口回壓。平臺(tái)來液通過裝置直接輸送至聯(lián)合站，縮短了集輸半徑，實(shí)現(xiàn)了一級(jí)布站，整個(gè)集輸過程中無敞口罐輸油流程，停運(yùn)加熱爐后無燃?xì)馐褂昧浚行岣吡税樯鷼饣厥绽寐省?/p>

（2） 同步回轉(zhuǎn)混輸裝置作為一種新工藝設(shè)備，能夠滿足頁巖油高氣油比原油的輸送，在油田高效開發(fā)、快速建產(chǎn)過程中具有極大的推廣應(yīng)用前景。在試驗(yàn)過程中，油氣混合介質(zhì)通過同一條管道接入了下游集輸站點(diǎn)，增加了分離器的運(yùn)行負(fù)荷。末端接收站點(diǎn)需調(diào)整集油總機(jī)關(guān)混進(jìn)來油匯管大小，適度放大集成橇緩沖分離設(shè)備的處理能力。此外，管道在混輸狀態(tài)時(shí)，無法使用負(fù)壓波或流量平衡法對(duì)管道泄漏情況進(jìn)行監(jiān)測(cè)，造成管道運(yùn)行監(jiān)控手段單一，需探索多相流泄漏監(jiān)測(cè)技術(shù)。裝置在運(yùn)行過程中，電機(jī)頻率參數(shù)需人工設(shè)定，回壓存在一定范圍內(nèi)脈動(dòng)，對(duì)油井的平穩(wěn)生產(chǎn)造成影響，下步需持續(xù)進(jìn)行技術(shù)研究。

致謝

同步回轉(zhuǎn)混輸裝置的大量優(yōu)化改進(jìn)工作是在中國石油長慶油田分公司油田開發(fā)事業(yè)部、長慶工程設(shè)計(jì)有限公司，以及寶石豐泰能源技術(shù)服務(wù)有限責(zé)任公司技術(shù)專家的協(xié)助下完成的，在此對(duì)他們的辛勤付出表示真誠的感謝。

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（修改稿收到日期 2024-02-13）

〔編輯 景 暖〕