基于无人值守的橇装油气混输装置设计.pdf

电力与电子技术Power&Electronical Technology电子技术与软件工程Electronic Technology&Software Engineering561 问题提出安塞油田已勘探开发40年，地处“五河三库”流域，点多面广、区域分散，目前有 51%的站点处理液量不足 120m3/d，仍有 70%以上的站点采用传统三级布站模式，所有站点必需通过缓冲、分离、增压、伴生气加热等流程，且部分区域伴生气小，无法满足站内加热需求，导致管理层级多、运行效率低、用工数量大、安全风险高等矛盾日益突出。近年来，虽然推行站点无人值守改造，但传统集输工艺的实质未发生变化：（1）系统负荷率低，40%以上的站场负荷率不足50%，运行成本高。部分站场液量持续下降，导致管道输量与管径不匹配现象严重，冬季管道运行存在一定的风险。（2）管道、站场腐蚀老化，安全环保管控难度大，存在较高的安全和环保风险。设备超期服役，部分静设备安全风险高、动设备可靠性差，需持续推进管道及站场完整性管理。国家新颁布的安全生产法和环境保护法的实施，本质安全环保面临巨大挑战。（3）油气资源利用率低，油气损耗大。部分区块密闭率、原油稳定率和伴生气回收率低，造成油气损耗大、资源利用率低。部分边缘分散区块规模小，没有实现油气开采过程全密闭。部分临时输油点仍采用开式流程生产，油气挥发损耗大、不满足 VOCs 排放标准1-3。（4）常温集油普及率低，处理系统能耗高。目前单管常温集油井仅占总井数的 1/3，要充分利用高含水期水力和热力发生变化的有利条件，进一步简化集油工艺，节能降耗。（5）数字化应用程度普遍较低，设备无人值守运行风险高。本文设计基于无人值守的橇装油气混输装置，弥补上述不足。2 设计思路及应用范围2.1 总体思路针对油田处理液量低、伴生气不能满足本站燃气加热需求、冬季运行困难的低效站点，采用管对管（泵对泵）的方式进行处理与外输，即井组来油总机关收球筒加药装置电加热油气混输泵电加热。油气混输装置采用橇装集成，设计能力 120m3/d，站内设 30m3应急储罐，泵进出口通过安装电动三通阀及电动球阀实现远程流程切换与紧急切断等控制。2.2 橇装设计将总机关-收球筒-加药泵集成，电加热-混输泵-电加热集成，2个集成装置可采用螺栓、卡箍等进行拼接。新建站点采用拼接后的一体化集成装置，老站改造时根据功能、地理位置等需求，将 2 个集成装置分开进行安装，满足不同条件下的站场灵活布局。2.3 仪表设计橇装油气混输装置所有自控仪表、阀门均采用双保险的方式进行设计，即机械压力表和压力变送器进行配套，电动阀与机械泄放阀进行配套，现场手动流程与远程控制系统相配套，最大限度保障输油橇的正常运行。混输泵前加装耐用性较强的三相流量计，使介质压力、基于无人值守的橇装油气混输装置设计王义1惠新阳2葛溪3谭广杰1袁耀东4（1.长庆油田第一采油厂 陕西省延安市 716000 2.长庆油田第三采油厂 宁夏回族自治区银川市 750006）（3.宁波合力机泵股份有限公司 浙江省宁波市 315100 4.长庆油田第十二采油厂 甘肃省庆阳市 745000）摘要：本文针对现有的数字化橇装集成增压装置工艺流程复杂、占地面积大、运行问题多等难题，提出新型油气混输一体化集成装置设计，通过停用原有橇装缓冲罐、加热炉等特种设施，简化集油收球加药一体化装置，将收球、加药、电加热、混输泵、三相流量计等装置集成一体化设计，配套电控一体化智能控制系统，实现站场无人值守。相比传统数字化橇装集成增压装置，在满足站点基本功能需求的前提下，装置体积更小、工艺流程更加简化，通过油气混输工艺升级，消除加热炉、压力容器等特种设备运行和管理风险。通过配套先进的三相计量工艺、高效的电磁加热技术、安全的智能控制系统，消除现有站点无人值守安全顾虑。关键词：无人值守；智能控制系统；电磁加热技术；三相计量电力与电子技术Power&Electronical Technology电子技术与软件工程Electronic Technology&Software Engineering57温度与下游进站端压力、温度保持一致，便于管道泄漏监测。2.4 备用流程设计油气混输橇选择在常规增压站进行试验，保留原有站内工艺流程，试验过程中如遇混输橇故障，可启动站内原有流程运行，确保站点运行更加安全。3 主要改造内容3.1 优化总机关与加药装置（1）存在问题：一是总机关设计压力不能满足后期清水试压要求；二是井组管线泄漏后站内液体可能倒流出站，导致泄漏量加大；三是加药装置选型过大，运行中增加了现场员工的工作量4,5。（2）改造方案：一是对总机关来油管线增加止回阀、试压控制阀，试压控制阀门按照管线设计压力设计，总机关仍然按照站内设计压力设计,止回阀选用可通清蜡球；二是合理选择加药装置，按照加药量 2-15L/d 选型，加药罐满足 5-10 天纯药量库存，加药采取不稀释，定时定点投加纯药品。3.2 燃气加热炉更换为电磁换热器（1）存在问题：相当一部分低效站点伴生气不足，不能满足加热炉用气需求，只能铺设管网引入天然气。（2）改造方案：一是站点加热全部改用电加热，在外输泵进出口各安装一套，满足泵进口过滤网运行及输油要求，防止站内出现加热装置故障后不能输油问题。电加热根据不同液量进行定制，可根据出口温度和设定油温自动变频调整功率，实现外输温度恒定。3.3 输油泵更换为油气混输泵3.3.1 同步回转同步回转压缩机主要由气缸和与之内切的转子两个柱形体组成，转子通过滑块带动气缸转动，此时气缸和转子间由滑块分割成容积不断变化的吸入腔和压缩腔，从而实现介质的不断吸入和压缩排出过程。从运行效果看，该装置井组降回压效果显著，扩大了管线集输半径，最远输送距离超过 10km，有效解决了以往偏远井组无法归站的问题。缺点是设备故障频繁、维护周期较长、维护费用高。设备连续运行时间最短的为 3 个月，其主要原因为机泵卡死（40%）、机封漏油（60%），且大多需要进行整体更换。设备运行每半年需要进行强制停机维护，运行成本较高。3.3.2 偏心回转通过摆轴在油缸中以往复摆动的方式引起容积变化，吸油腔的容积不断增大、形成真空，介质通过吸油口不断进入吸油腔，滑板另一侧排油腔的容积不断减小，工作介质通过排油口排出，完成吸油、排油过程。通过现场试验，该橇能够替代 100m3/d 以下的低效站点，装置采用一用一备，输送压力高，适用于气油比较低的站点。缺点是泵的携气能力较差，试验期间多次出现过泵进口压力上升超过 0.5Mpa 的情况，导致站内总机关以及上游井组压力过高。且泵故障率较高，平均运行 22天维修 1 次，主要集中在泵无法启动、启动后快速停机、泵体密封件损坏等问题6,7。3.3.3 双螺杆启动电动机通过联轴器带动主动螺杆，经轴端一对同步齿轮传动，使主、被动螺杆产生相互啮合转动使泵腔两端吸口产生真空，介质被输入泵腔两端，在主、被动螺杆旋面推动下，将介质推向泵体中部出口排出。该设备日产液量 120m3/d，伴生气量 1000m3/d，使用双螺杆泵后平均排量 5.7m3/h，压缩比约为 8:1。理论上双螺杆泵存在齿轮、轴承磨损率较高、使用寿命短、维护成本高等问题，需进一步评价。3.3.4 柱塞式采用由三缸双作用往复式油气混输装置、抗气阻混合稳压器、喷射回流自润滑器、气液混合过滤器和控制系统等组成。突破往复泵与压缩机单向阀输送介质结构型式束缚，设计双流道立式单向气液组合阀，液量300m3/d，伴生气量 2580m3/d，平均气油比 31.8m3/t，压缩比约为 7.1。该柱塞泵运行三年多，未出现故障，日常维修仅需要清理液力端，携气能力强、维护费用低、可靠性高、连续使用时间长。如表 1 所示。综合考虑经济性、稳定性与安全性，推荐选用柱塞式油气混输泵做为橇装油气混输装置的主用泵，输油装置必须配备一拖一的变频装置，采用双泵配套，日常运行一台，备用一台。3.4 配套三相计量实现首末端输差监控根据多相流中是否含气，可将现有的油气水三相计量装置分为分离式和不分离式两种，分离式计量是常用的计量方法，通过三相分离器将原油中的油气水分离后电力与电子技术Power&Electronical Technology电子技术与软件工程Electronic Technology&Software Engineering58单独计量，该技术容易实现，但需加装三相分离器，体积和占地面积较大，尤其是卧式结构的分离器耗用大量空间资源，不适用于目前老油田井站空间有限的场地，并且与油气混输装置的设计初衷不相符。油气水三相混合流在管道中不经任何分离直接测量各相参数，需要对气液多相、混合液流量在线检测、数据采集分析及误差修正等技术研究，实现精确计量，常用的多相流在线检测方法有相分率与速度计量法以及流行识别法2。本次设计流量对比采用的是基于放射性吸收技术测量相分率的不分离式文丘里三相流量计。相比体积式流量计，放射性流量计更容易识别出介质中的气相，计量出的液相数据更为准确、累计输差得到的曲线更为平稳，需要累计对比的时间更短，更有利于多相流管道输差监控。3.4.1 主要构成该流量计主要由文丘里管、伽马传感器、豁免级放射源、多参量仪表等关键设备组成。如图 1 所示。3.4.2 工作原理通过文丘里流量计测量多相流的总体积流量，利用伽马传感器放射性吸收技术测量多相流的相分率。根据总流量和相分率即可得到油流量、水流量和气流量。相分率和各相的流量通过以下系列的测量和计算得到的。用文丘里流量计测量多相流的总体积流量 Qt。双能伽马传感器测量总流量的体积含气率 GVF 和总液量含水率 WC；测量得到 GVF 和 WC 被用来计算多相流的混合密度。多参量仪表 MVT 装在合适的位置来采集压力，差压和温度被用来转换测量值到标况值。气流量Qg=QtGVF，最终用标况条件下的体积表示。总液量 Ql=Qt(1-GVF)。油量 Qo=Qt(1-GVF)(1-WC)；水量 Qw=Qt(1-GVF)WC3.4.3 放射源的安全性国际原子能机构（IAEA）根据放射性核素的能量与活度大小，将放射源分为 5 个等级，其中，第 5 类对人体造成的危害已经很小了，本项目选用的豁免源活度比第 5 类放射源的活度还要低，具有很好的安全性。3.4.4 现场试验试验管道为某作业区增压点至接转站集油管道，管道规格为 764.5mm，全长 2.5km，材质为 L245N 无缝钢管，输送液量 135m3/d，其中液相 86.3m3/d，气相456m3/d。通过对管道首末端液相流量的瞬时流量、瞬时输差、1分钟累计输差进行对比，1分钟累计输差波动小，容易发现管线泄漏。在靠近末端流量计附近使用排液阀门进行模拟管道泄漏，经过 5 分钟排液约 0.12m3，末端流量计累计流量有了明显的阶梯式下降。在 SCADA 系统设置输差曲线报警提示，可及时发现混输管线出现泄漏事故。试验表明，应用三相流量计对多相流管道进行表 1：油气回收装置优缺点对比设备同步回转压缩机偏心回转摆动油气混输泵双螺杆油气混输泵柱塞式油气混输泵设计排量(m3/h)12.561050油气比(Nm3/t)100 100 100 100设计压力(MPa)4534优点能有效降低井组回压，携气能力较强，输送距离远。双泵橇装集成，能替代传统低效站点，适用于液量与气量低的井站。携气能力强、压缩比高、密封性好、两轴啮合间隙小对介质清洁度要求高，能降低井组回压。压缩比高、排量大、携气能力强、故障率低、单台购置成本及维护费低。缺点能耗较高，故障高，维护费用较高；无维护所需配件。携气能力差，抗杂质能力弱，故障率高。存在齿轮、轴承磨损率高、使用寿命短、维护成本高，需进一步验证。数字化程度不高，需要升级完善 PLC 控制系统。伽马传感器；源仓防护盖；MVT（多参量仪表）；五阀组；文丘里；温度传感器图 1：文丘里流量计结构示意图电力与电子技术Power&Electronical Technology电子技术与软件工程Electronic Technology&Software Engineering59累计输差对比、实现管道泄漏监控的方法是可行的。3.5 配套应急储罐实现连续生产考虑井组扫线降压、站内应急等情况。需配备应急储罐 1 具，应急罐统一选用 30m3方罐。储罐只设置一个进油口与一个出油口，进油管线进入罐内后垂直向上到达罐顶以发散管的形式进行设计。要求事故罐安全阀、阻火器等附件齐全，配备电加热器及雷达液位计。3.6 PLC控制系统装置运行采用无人值守，远程控制，需在泵进出口安装压力、温度等传感器，预留布线位置，通过 PLC进行控制，进口压力传感器选用最大量程 1.0MPa，出口压力传感器选用最大量程 6.0MPa。各项预警参数的阈值根据站点具体情况设置，主要控制设备包括电动三通阀、电动球阀以及 2 个机械超压泄放阀。电动三通阀：实现紧急情况下站内流程的自动切换。电动球阀：实现紧急情况下外输流程的自动切断。超压泄放阀：实现网络故障及电动阀出现故障后的自动机械切换，确保双保险。正常情况下：采用密闭输油，通过变频自动调节排量，实现站内压力运行平稳。即泵进口压力保持在 0.1-0.2MPa，泵出口压力小于泵的额定压力。异常一：输油泵进口压力高于设定范围，而且泵的频率已调至最大，立即关停在用输油泵、启动备用泵，同时平台设置报警，如果压力在规定时间内不下降，将自动切换电动三通阀，来油全部进入应急罐，如果该系统失灵，机械超压泄放装置将起到第二道保护屏障作用。异常二：输油泵出口压力高于设定范围，系统自动关停输油泵，外输管线电动球阀自动关闭，平台设置报警，等待进口压力上升超过设定值后，电动三通阀自动打开进应急罐，或者是机械超压泄放启动，工作人员到现场故障排除后恢复正常输油流程。异常三：总机关或站内管线发生泄漏，主要通过可燃气体探头进行预警，再加上中心站视频监控及人工巡检判断，三是通过分析系统运行参数进行综合判断。一旦发现异常，马上启动应急预案。输油管线泄漏需要重新编写一个诊断程序，确认泄漏后马上停泵、关出口电动阀，减少泄漏量。4 小结传统增压站以及现有数字化橇一次性投资 200 万元以上，而采用本文橇装设计，投资不超过 120 万元，且随着站点油气比越低、液量越小，橇装设计费用更低。由于没有缓冲罐、加热炉等设施，占地面积将节约 70%以上。橇装油气混输运行费用主要为电加热能耗与输油泵电能耗，相比传统增压站虽然增加了电能耗，但由于是按需加热，在 120m3规模以内，站点加热增加能耗远比节约的运行成本低，通过停用站内缓冲罐、加热炉等特种设备，还消减了站内运行风险。随着油田含水持续上升以及油气混输工艺的发展，油田进入高含水阶段后，站点输送能耗进一步降低，实现泵-泵不加热油气混输，对于后期地面集输工艺，解决前端逐级增压和稳定输送问题，可大幅提高管理效能。参考文献1 云庆,等.油气田地面工程“十四五”发展设想J石油规划设计,2020,31(6):14-18.2 蔡珂盈,等.油气水三相流量计发展现状 J.中国石油和化工标准与质量,2018(24):2.3 班智博,等.用于测量电动增压器流量特性的文丘里管流量计设计 J.西华大学学报(自然科学版),2021,40(3):71-77.4 刘伟,等.流量法测量文丘里管流量系数的误差研究 J.山西水利科技,2013,190(4):56 59.5 罗惕乾.流体力学 M.北京:机械工业出版社,2007:15-42.6 陈明海,等.一种适用于气、液或液混合多项介质压缩泵用多流道进口单向阀 P.ZL201710257922.4.7 陈明海,等.一种可同步输送气液的过滤器 P.ZL201821901944.6.作者简介王义，长庆油田第一采油厂，高级工程师。研究方向为采油工艺。惠新阳，长庆油田第三采油厂，高级工程师。研究方向为采油工艺葛溪，宁波合力机泵股份有限公司，工程师。研究方向为机械工程。谭广杰，长庆油田第一采油厂，高级工程师。研究方向为采油工艺。袁耀东，长庆油田第十二采油，工程师。研究方向为生产管理。