单螺杆泵混输降压技术

新疆油田公司石西油田作业区

单螺杆泵混输降压技术

马玉华 申亮 赵雄 徐景山新疆油田公司石西油田作业区

石西油田作业区莫北转油站混输泵于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，以及对集油干线工艺改造，合理利用莫北单螺杆混输泵，达到了扩大集输半径，降低井口和计量站回压的目的。

单螺杆泵；油气混输；能力校核；工艺改造；计量站

1 集输现状

石西油田作业区莫北转油站混输泵站主要包括混输泵1台，能力（排量）170m3/h、扬程240m、出口最大压力3.1～3.4MPa、转速236 r/min，变频运行。混输泵于2009年试运行，主要负责油区16#、17#计量站液相、部分气相及莫109输液管线液体的转输。16#、17#计量站油气水、莫109输液管线液体经混输泵提升后由莫109转输线输至莫北转油站处理。混输泵试投用达不到预期的效果，严重影响莫109的外输量。主要原因是16#、17#计量站气量（5.3×104～5.9×104m3/d）远超过原设计气量（2.0×104～2.8×104m3/d），泵能力严重不足。混输泵一直处于停用状态。

16#、17#计量站油气水和莫109输液管线的液体经混输泵提升后由莫109转输线输至莫北转油站处理。因为混输泵能力不足，试投用达不到预期的效果，16#、17#计量站系统压力在混输泵试投用前后没有明显的变化。于是将流程切换为原流程：莫109来液和16#、17#计量站油气水不经过混输泵增压，莫109液通过莫109～莫北输液管线输送至莫北转油站，16#、17#计量站油气水通过站场集油干线输送至莫北转油站（17#—16#—15#—12#—莫北转油站）。2011年莫北远端计量站15#、16#、17#计量站系统压力升高，严重影响油区正常生产，最远端计量站系统压力达到2.9MPa，超过管线运行的安全压力，而且因为压力高造成了计量站计量分离器的停用，影响了单井的计量和地质动态分析。根据这种现状，石西油田作业区提出充分利用闲置已停用混输泵，采用混输泵降压技术达到降低15#、16#、17#计量站系统压力，扩大集输半径的目的。

2 混输泵降压技术研究与应用

2.1混输泵降压技术原理

油田开发过程中，需要对从油井直接采出的含有油、气、水及各种杂质的多相混合物进行集输。这种混合物的气液比已经超过了普通的泵和压缩机的工作范围，因而在集输时泵和压缩机的效率大幅降低。虽然采用油气分输可以解决这些油田中遇到的问题，但是建设分离器和油、气管线会加大投资和运营管理，采用油气多相混输技术就可以解决这个难题，而油气混输泵是油气混输技术的核心。油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、提高开发效益及达到油气密闭输送目的，必须采用油气多相混输泵对油气等多相混合介质增压输送，以达到利用混输泵能量降低流程前端系统压力的作用。

单螺杆泵可以输送气、液、固多相介质，并可以在短时间内输送纯气体介质，实现多相混输的目的。工作原理：单螺杆泵是一种内啮合偏心回转的容积泵，泵的主要构件：一根单头螺旋的转子和一个通常用弹性材料制造的具有双关螺旋的定子。当转子在定于型腔内绕定子的轴线做行星回转时，转、定子之间形成的密闭腕就沿转子螺线产生位移；就将介质连续、匀速而且容积恒定地从吸入口送到压出端，从而达到降低混输泵前端压力目的。

单螺杆式油气混输泵采用橡胶定子，它与转子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，从而达到输送气体的目的。当介质含有固体颗粒时，固定颗粒则挤在密封线中间，此时定子橡胶表面被压缩，当固体颗粒越过密封线，定子橡胶回弹恢复至原形，便形成输送含有微量固体颗粒介质的能力。单螺杆式油气混输泵适合腐蚀性介质、含气介质、含泥砂固体颗粒介质和高黏度介质的输送。含气量可达95%，介质黏度可达50 000mPa·s，含固量可达60%，允许固定颗粒直径＜3.5～32mm，流量与转速成正比，在低转速、低流量下可保持压力的稳定，具有良好的调节性能，便于实现自动化控制。

2.2混输泵能力校核

要成功投用混输泵，解决莫北油区计量站系统压力高的问题，必须根据15#、16#、17#计量站生产参数对混输泵能力进行校核。能力校核，相当于把气相体积折合到入口压力和温度条件下的体积再和液相体积相加，来验证泵的排量是否满足。同时为了保障螺杆泵的正常运行，能够使螺杆泵定子的温度不过高，对进液率也有要求，进液率是指进泵时，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析确认，进液率不小于5%，单螺杆泵就能正常工作。5%的液体就能把转子与定子相对运动产生的摩擦热带走，也能对转子和定子啮合面起到润滑作用，确保螺杆泵正常运行。

表1为12#、15#、16#、17#计量站生产参数。由表1可以看出，最远端计量站17#站系统压力已达到2.9MPa，超过计量分离器设计压力，且集油干线所用闸门承压等级都是2.5MPa，存在重大的生产安全隐患。通过混输泵厂家提供的计算软件计算结果，在混输泵入口压力设定为1MPa时，温度为28℃时，折算进口流量为134 m3/h，进液率为12%，混输泵排量能够满足现场要求；当混输泵入口压力设定为0.7 MPa时，排量基本能满足现场需求。

表1 12#、15#、16#、17#计量站生产参数

2.3集输干线工艺优化

根据各计量站产液量及管线规格，在混输泵排量进行校核后，优化远端计量站集输干线，维持目前混输泵位置不变，将泵出口调整至16#站至15#站集油管道上，莫109转油站出液仍利用莫109至莫北转液管道，新建15#站集油干线旁通管线，将15#站油气水也改入混输泵，通过混输泵对15#、16#、17#计量站油气水增压，利用Pipephase模拟软件对模型进行计算。通过水力计算结果可知，将15#、16#、16#计量站油气水改入混输泵进口，将混输泵出口改至16#—15#—12#—莫北转油站集油干线，可以满足降低远端计量站回压的目的。

3 应用效果分析

石西油田作业区在通过对混输泵能力校核、合理优化集油干线以及对集油干线工艺改造后，混输泵于2012年8月15日投用成功，设定混输泵入口压力为0.7 MPa。混输泵成功投用后，混输泵启用后系统压力变低，最远端计量站系统压力从2.9 MPa降到1.3 MPa，而且混输泵后端计量站（12#站）压力保持稳定。因系统压力高关井的开井数7口，增油量4.4 t/d。

4 结论

莫北转油站通过对混输泵能力校核和集油管网优化改造，可大大降低莫北远端计量站系统压力，从而实现生产安全平稳运行，能对单井油气水产量进行计量，达到增储上产的目的。

混输泵在莫北转油站的成功应用得到了如下认识：①降低泵输入端压力，即降低了各井的油压，从而提高了各井的油气产量；②扩大转油站至采油站的集输辐射半径，从而降低地面基础建设投入；③降低井口压力，从而降低了单井机械设备的能耗；④降低支线管路压力，从而延长支线管道的寿命，降低穿孔造成的损失。

混输泵在莫北转油站运行过程中容易出现的问题：①混输泵建于混输泵棚内，沙漠自然气候恶劣，橡胶件易老化，单螺杆泵定子更换周期较短，维护费用较高；②混输泵正常运行，要保障泵入口压力变送器、定子温度变送器传输信号的稳定与准确性，否则，易出现泵频率过高或过低和泵的保护性停机。

根据混输泵在莫北区块的应用情况，提出如下建议：①加强对混输泵的维护和保养工作，保障混输泵正常运行；②新建1台混输泵，2台混输泵一用一备；③根据油区的具体情况，综合分析油气混输量、油气产量、油气比、采油回压，优化混输泵运行参数。

（栏目主持 张秀丽）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.026