单螺杆泵混输降压技术.pdf

第34卷第1期(2015.01)〈集输处理〉
单螺杄泵混输降压技术
马玉华中亮赵雄徐景山新疆油田公司石西油田作业区
摘要:石西油田作业区莫北转油站泥输泵于2009年试运行,针对混输泵试投用达不到预期
的效果,严重影响莫109的外输量这一问题,石西油田作业区通过对混输泵能力校核和合理优化
集油干线,以及对集油干线エ艺放造,合理利用莫北单螺杄混输泵,达到了扩大集输半径,降
低井口和计量站回压的目的。
关键词:单螺杅泵;油气混输;能力校核;工艺改造;计量站
doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.026
1集输现状
2混输泵降压技术研究与应用
石西油田作业区莫北转油站混输泵站主要包括2.1混输泵降压技术原理
混输泵1台,能力(排量)170mh、扬程240m、
油田开发过程中,需要对从油井直接采出的含
出ロ最大压力3.1~3.4MPa、转速236rmin,变频有油、气、水及各种杂质的多相混合物进行集输。
运行。混输泵于2009年试运行,士要负责油区这种混合物的气液比已经超过了普通的泵和压缩机
16、17计显站液相、部分气相及莫109输液管线的工作范固,因而在集输时泵和床缩机的效率大幅
液体的转输。16、17计量站油气水、莫109输液降低。虽然采用油气分输可以解決这些油田中遇到
管线液体经混输泵提升后由莫109转输线输至莫北的问题,但是建设分离器和油、气管线会加大投资
转油站处理。混输泵试投用达不到预期的效果,
和运营管理,采用油气多相混输技术就可以解决这
重影响莫109的外输量。主要原因是16、17“计量
个难题,而油气混输泵是油气混输技术的核心。油
站气量(5.3×10)-~5.9×10(md)远超过原设计气
井生产中往往伴随着一定量的天然气、水和固体颗
粒。为实现降低井口回压、增加原油产量、提高开
量(2.0×10~2.8×10-m3/d),泵能力严重不足。
发效谧及达到油气密闭输送目的,必须采用油气多
混输泵一直处于停用状态。
相混输泵对油气等多相混合介质増压输送,以达到
16、17计量站油气水和莫109输液管线的液利用混输泵能量降低流程前端系统压力的作用。
体经混输泵提升后由莫109转输线输至莫北转油站
单螺杄泉可以输送气、液、固多相介质,并
处理。因为混输泵能力不足,试投用达不到预期的以在短时间内输送纯气体介质,实现多相混输的目
效果,16、17计量站系统压力在混输泵试投用前的。工作原理:单螺杆泵是一种内啮合偏心回转的
后没有明显的变化。于是将流程切换为原流程:莫容积泵,泵的主要构件:一根单头螺旋的转子和
109来液和16、17计量站油气水不经过混输泵增个通常用弹性材料制造的具有双关螺旋的定子。当
压,莫109液通过莫109~莫北输液管线输送至莫北转子在定于型腔内绕定子的轴线做行星回转时,
转油站,16、17计量站油气水通过站场集油干线转、定子之间形成的密闭腕就沿转子螺线产生位
输送至莫北转油站(17-16-15-12莫北转油移;就将介质连续、匀速而且容积恒定地从吸人口
站)。2011年莫北远端计量站15、16、17计量站送到压出端,从而达到降低混输泵前端压力目的
系统压力升高,严重影响油区正常生产,最远端计
单螺杄式油气混输泵采用橡胶定子,它与转子
量站系统压力达到2.9MPa,超过管线运行的安全啮合需要一定的过盈量,使其产生可靠的密封性。
当泵工作时密封线可有效阻止.气体通过,从而达到
压力,而且因为压力高造成了计量站计量分离器的输送气体的目的。当介质含有固体颗粒时,固定颗
停用,影响了单井的计量和地质动态分析。根据这
粒则挤在密封线中间,此时定子橡胶表面被压缩
种现状,石西油田作业区提出充分利用闲置已停用当固体颗粒越过密封线,定子橡胶回弹恢复至原
混输泵,采用混输泵降压技术达到降低15、16、形,便形成输送含有微量固体颗粒介质的能力。单
17“计量站系统压力,扩大集输半径的目的。
螺杅式油气混输泵适合腐蚀性介质、含气介质、含
油气?地面エ程(http://www.yatdmgc.com)
第34卷第1期(2015.01)〈樂输处理
泥砂固体颗粒介质和高黏度介质的输送。含气量可模型进行计算。通过水力计算结果可知,将15、
达95%,介质黏度可达50000mPa?s,含固量可16、16计量站油气水改人混输泵进口,将混输泵
达60%,允许固定颗粒直径<3.5~32m,流量与出口改至16-15-12一莫北转油站集油干线,可
转速成正比,在低转速、低流量下可保持压力的稳以满足降低远端计量站回压的目的。
定,具有良好的调节性能,便于实现自动化控制。
应用效果分析
2.2混输泵能力校核
石西油田作业区在通过对混输泵能力校核、合
要成功投用混输泵,解决莫北油区计量站系统理优化集油于线以及对集油干线工艺改造后,混输
压力高的问题,必须根据15"、16、17计量站生产
泵于2012年8月15日投用成功,设定混输泵入门
参数对混输泵能力进行校核。能力校核,相当于把
压力为0.7MPa。混输泵成功投用后,混输泵启用
气相体积折合到人口压力和温度条件下的体积再和后系统压力変低,最远端计量站系统压力从2.9
液相体积相加,来验证泵的排量是否满足。同时为MPa降到13MPea,而且混输泵后端计量站(12
了保障螺杆的正常运行,能够使螺杆定于的温站)压力保持稳定。因系统压力高关井的开井数7
度不过高,对进液率也有要求,进液率是指进泵ロ,増油量4.4vd
时,液相成分的体积量占体积流量的百分比,基本
能反映泵的运行状况。根据试验及现场运行数据分4结论
析确认,进液率不小于5%,单螺杆泵就能正常工
莫北转油站通过对混输泵能力校核和集油管网
作。5%的液体就能把转子与定子村对运动产生的优化改造,可大大降低莫北远端计量站系统压力,
摩擦热带走,也能对转子和定子啮合面起到润滑作从而实现生产安全平稳运行,能对单井油气水产量
用,确保螺杄泵正常运行。
进行计量,达到增储上产的目的
表1为12°、15"、16°、17计量站生产参数。由
混输泵在莫北转油站的成功应用得到了如下认
表1可以看出,最远端计量站17站系统压力已达识:①降低泵输入端压力,即降低了各井的油压
到2.9MPa,超过计量分离器设计压力,且集油千从而提高了各井約油气产量;②扩大转油站至采油
线所用闸门承压等级都是25MPa,存在重大的生站的集输辐射半径,从而降低地面基础建设投入;
产安全隐患。通过混输泵厂家提供的计算软件计算③)降低井口压力,从而降低了单井机械设备的能
结果,在混输泵入口压力设定为1MPa时,温度为耗;④降低支线管路压力,从而延长支线管道的寿
28C时,折算进口流量为134mh,进液率为命,降低穿孔造成的损失。
12%,混输泵排量能够满足现场要求;当混输泵入
混输泵在莫北转油站运行过程中容易出现的问
口压力设定为0.7MPa时,排量基本能满足现场题:①混输泵建于混输泵棚内,沙漠自然气候恶
需求
劣,橡胶件易老化,单螺杄泵定子更换周期较短,
表112、15、16、17计量站生产参数
维护费用较高;②混输泵正常运行,要保障泵入口
密号液量?d油?d气量、回压入Pに压力变送器、定子温度变送器传输信号的稳定与准
22.8
3880
确性,否则,易出现