油田地面集输泵站设计优化研究

付艳萍 陈德珍 鲜怀忠 李洪海

摘要：地面工程设计包括油气集输加工、注水及污水处理等配套系统的设计。根据开发指标预测，地面集输系统原油生产规模为20.75×104t/a，伴生气处理规模为9.99×104m3/d，气举规模为26×104m3/d，油氣集输系统布局采用一级站配方式。布施。集输工艺为单井集中处理站外输至全油田M'Boum Ba集气站。采用新技术、新设备，对集输处理系统进行了优化。原油脱水采用一级三相分离器热化学脱水工艺，工艺短，能耗低，原油设计含水率为0.5%。

关键词：总体布局；集输处理；流程；新技术；系统设计

根据开发计划的部署、生产井的分布和自然地形的特点，合理确定站场布局；根据布局合理确定各条线的油、气、水管道和廊道带的走向和位置。油田、站场、油田主干道及现有井的走向；应节约土地，注意保护植被和生态环境。

1 建设规模与总体布局

油气集输系统布置采用一级站场配水方式。集输工艺为单井集中处理站外输至总布姆坝集气站。建设7个井组（单井）、1个集中处理站和1个转油站。从井组（单井）至集中处理站（CPF）建设集油管道和计量管道。为满足生产管理的需要，在中央处理站附近建设了生产管理区（PMF）。

2 油气集输系统设计

2.1总体流程设计

从井组进入集中处理站的油气水混合物进阀组需要计量井组进液计量分离器，不需要计量井组的气液分离器进液与进入气液分离器后的计量井组进液混合，通过气液分离器。对于油气分离（气举），分离出的含水原油经过加热炉加热（50-60摄氏度）、油气水分离三相分离器、加药等。加工后原油含水率小于0.5%，加压油（3.0Mpa）输送至区块北部转运站（距CPF约58km）。

油站进口压力为1.0Mpa。油站设置接收缸、油泵、计量台车等参数。油泵压力升至6.0Mpa，计量台车交接计量。经计量后的净化原油进入m'boum ba集气站外泵出口，输送至道达尔公司Lopez角油码头。

从气液分离器分离出来的伴生气进入旋风分离器脱水除杂（分离固体粒径（>5微米；分离液体粒径（>10微米）。部分天然气从旋风分离器出口分离出来，供站内系统使用。站场用户为生产管理区厨房、燃气发电机组、加热炉、充气罐、燃气压缩机组。剩余天然气进入压缩机四级增量。压力11-12MPa，温度55C，与脱水分离器出口天然气换热至38C，再与冷水换热至5C至23C，天然气携带凝析油进入脱水分离器，分离成换热器，压缩机出口天然气换热至39C，最后进入出口。ET管汇并输送至各井组，注入地层气举采油和井内气举气。港口与集中处理站之间的封闭系统循环。站内设置一套放空系统。高低压放空进入同一液体分离罐，再进入水封罐。原油储罐的呼吸排空分别进入另一个水封罐。将储罐的高低压放空和放空放在同一接地火炬内[1]。

2.2应用的新技术、新设备

（1）气举采油是利用天然能源，节约电能的采油方式。资源国要求不排放天然气。剩余天然气应根据地层压力需求回注。多余污水处理合格后，回灌地层，保护自然生态环境。

（2）原油属于中、轻原油，具有良好的物理性质，传热要求低。计量管道、集输管道、外输管道均采用非加热集输工艺，降低了运行成本和能耗。

（3）新建集中处理站采用就地脱水回注、就地脱气加热技术。本站的天然气发电机组、加热炉、油罐补气、压气机组、火炬燃料气等均采用脱气气，可实现伴生气的回收利用，避免气田水回注新建注水站，减少工程投资，节约用电。

（4）原油脱水过程为一级三相分离器热化学脱水。工艺流程短，能耗低。原油设计含水率为0.5%。

（5）为满足当地环保要求，原油储罐采用大罐供气工艺[2]代替传统的大罐呼吸阀工艺。当大罐内压力低时，电动阀自动打开，充入空气。当压力较高时，连接空管道的供气管线突破水封罐的水封，释放空气，实现大罐密闭储存，减少油品蒸发损失，工艺简单，设备少，减少投资[3]。

（6）气举过程采用两级换热，一级换热采用压缩机出口与两级换热之间的低温天然气换热，充分利用冷却能力，达到节能的目的；同时脱水、脱烃。注气前进行加氢，回收凝析油，保证气举质量和安全。

（7）为避免出现水锤现象，输油站进油管道内安装由氮气瓶气动控制的水锤泄压阀，保证输油顺畅、安全。

（8）根据输油方、业主和标准的要求，输油站计量采用国际公认的艾默生计量橇，以保证输油精度和指标要求。

（9）设备撬装：原油脱水处理及气举主要设备采用撬装设计，满足快速高效施工的原则。设备橇装率达85%以上，实现了国内工厂的预制，缩短了施工周期。

总结：

如何处理好投资、加工工艺、自动控制水平与环境保护的关系就显得尤为重要。在设计开始前，借鉴国外油田地面施工经验，对当地资源及周边老油田（共）进行了大量调查。根据“快、简单、高效、滚动”的开发战略，充分考虑了油田的自然地理环境。通过多种优化方案，采用了先进、成熟、可靠的技术和设备，仪表选型性能稳定。自控水平能满足现场环境和技术要求，坚持环境保护、安全生产、工业卫生和主体工程相结合，体现了安全可靠、节能减排、经济环保的原则，确保了安全生产。生产运行灵活，能耗低，有效降低投资，提高工程建设质量和效率。

参考文献

[1]左胜杰.加蓬油气工业现场与中国能源合作前景[J].国际石油经济，2004，12（10）：35-38.

[2] 苗承武，江士昂，程祖亮，等.油田油气集输设计技术手册（上册）[M].北京：石油工业出版社，1994：294-301.

[3] 中国石化工程建设公司.石油化工可燃性气体排放系统设计规范：SH3009—2013[S].北京：工业和信息化部，2013：16-17.

（作者单位：大庆油田有限责任公司第六采油厂）