论文部分内容阅读
【摘要】一体化集成装置是标准化设计内涵更高层次的体现及深化。由大港油田公司部署研制的一体化油气混输集成装置于2011年4月份在大港油田采油三厂小六接转站试验应用并取得成功。通过应用一体化集成装置替代传统的中小型站场，优化了地面工艺、简化了地面设施，有效地控制了投资和运行成本。
【关键词】一体化集成装置 气液分离 综合信息监控 自切掺水 节能创效
根据2010年大港油田重点产能区块小10-16的开发需求，在大港油田采油三厂小集地区小六计量站周边计划布井30口（20油10水），增加产液量500m3/d，产油量300t/d，所需掺水量新增200m3/d[1]，外输液量达到1294m3/d。而由于该站投产于1986年，随着开采年限的增长，存在设备老化、处理能力不足、安全隐患较大等问题。
按照常规需要在小六站建设接转站，而传统的接转站在设计思路、建设和管理方式上大多效仿大型站场：采用单一功能设施，设备、厂房按照场站设计相关防火规范进行平面布置，站内设备多、设备间距较大，通过管网连接，设置多个管理岗位，实施专人定岗值守，从而导致工程量大、设计和建设工期长、土地占用多、用工总量多、建设投资和运行成本控制难度大。
通过技术人员的多方研究、讨论与现场勘查，结合一体化切水回掺装置成功应用的经验，由大港油田公司部署研制的一体化油气混输集成装置于2011年4月份在大港油田采油三厂小六接转站试验应用并取得成功。通过应用一体化集成装置替代传统的中小型站场，优化了地面工艺、简化了地面设施，有效地控制了投资和运行成本。
1 橇装增压脱水装置设计
橇装增压脱水装置主要由一台三相分离器、两台混输泵、远程终端控制系统（RTU）、配套阀门管道及橇座等组成。
1.1 三相分离器
三相分离器主要作用是对来液进行缓冲及气液分离，分离出的气体一部分经气液分离器进一步除油后再通过干燥器，最后供两台发电机组发电，剩余气体全部油气混输至联合站。液体进入缓冲空间停留一定时间，既能保证液面平稳，又能保证外输泵的正常运行。
三相分离器的选择首先以最大限度减少装置占地面积，保证掺水水质要求为前提，结合小六站后期配套的产能油井，预计液量可达到2360m3/d。综合官39区块和小10-16区块综合气油比（20m3/t），预计天然气处理量每天约4000m3/d。最终确定采用规格为DN2000×6000 PN0.6MPa的卧式三相分离器。主要技术参数：最高工作压力0.3MPa，设计压力0.6MPa，设计温度60℃，缓冲部分容积21.1m3。
主要特点：因接转站外输没有含水要求，因此分离器只有进液仓和油仓，进一步减小了集成装置的占地面积；配套负压排泥装置，有效解决分离器积砂问题。
1.2 混输泵
在选择混输泵时，考虑选择的设备需要实现油、气混输，因此对混输泵的制造单位及产品现场运行情况进行了详细调查，通过对运行原理、结构尺寸、性价比以及投产后的保养与维护方面进行综合对比，最终选定双螺杆油气混输泵[2]。
双螺杆泵是一种旋转式容积泵，泵工作时，液体被吸入，进入螺纹与泵壳所包围的密闭空间，在螺杆转动时，螺杆泵密封容积在螺牙的挤压下提高螺杆泵压力，并沿轴向移动，由于各螺杆相互啮合，以及螺杆与衬筒内壁紧密配合，在泵吸入口与排出口被分割成一个或者多个密闭空间，随着螺杆的移动与啮合，密闭空间在泵的吸入端不断形成，将吸入室的液体密封其中，并从吸入室连续推移至排出端，将封闭中的液体不断排出。由于螺杆等速旋转，故流量均匀。泵的主要技术参数：流量130m3/h，排出压力1.7MPa，转速1495r/min。
泵的配套采用一用一备的运行方式，两台泵可实现定期轮换运行。两台泵均具备工频/变频手动切换功能，每次只能对一台泵进行变频调速，通过在2台泵之间切换，提高变频的利用率，避免由于混输泵的运行状况而影响变频的时率。
1.3 远程终端控制系统（RTU）
通过配套远程终端控制系统对一体化油气混输集成装置实现综合信息监控，该装置可实时采集一体化集成装置的压力、温度、液位等生产数据，并将数据上传至控制中心，以便监控人员掌握一体化集成装置内分离器的运行情况。
远程计量系统的工作原理：远程终端设备将无线设备采集的数据收集后转换成可在通信媒体上发送的数据格式，并将数据储存、加密打包后，通过GPRS网络发送至综合信息监控平台，一旦一体化集成装置运行故障，管理人员可通过中控室主机及时掌握系统运行情况，并根据需要重新设定设备运行参数，保证系统平稳运行。1.4 阀门管道及集成装置规格
阀门管道负责将以上设备进行有序连接后置于集成装置内组成整装装置，使其具有分离、缓冲、增压、自控等功能，根据对集成装置内各设备功能特点的了解，考虑到各设备现场操作、维护的方便性，严格按照场站设计相关防火规范对设备进行布置，确定了集成装置的外形尺寸（长×宽×高）分别为12.6m×3.5m×3m。
一体化油气混输集成装置工作原理主要是：油井来液经集油管道进入一体化集成装置内三相分离器进行分离，分离后的油经混输泵增压后经集油系统管道进附近联合站进一步处理，分离出的水经掺水泵增压后为各油井伴掺，分离出的天然气则先后经气液两相立式分离器、干燥器处理后供两台发电机组发电。
2 应用效果
一体化油气混输集成装置的成功投运，使小六转彻底取消了联合站供掺，停用了漏失频繁的老掺水系统，避免了管道维护费用及漏失造成的环境污染。同时，该装置的成功应用，消除了联合站供掺过程中的加热环节，年节约燃气量11万余方；实现了自切掺水，自给自足，掺水压力及水量自控，有效确保了小六转所辖38口油井的正常生产，分离器分出的天然气平均日发电量12000kw. h，电费按0.74元/ kw.h计算，年可创效324万元。
3 结束语
一体化油气混输集成装置在油田规模使用后，在实现油气水就地分离增压，保证原油正常生产、外输的情况下，取消了联合站供掺，减少了伴热掺水在油井与联合站之间长距离循环往复的输送、分离、脱水、增压、加热的能耗，同时，在节约建设用地、缩短设计和建设周期、降低工程投资、减少操作人员、消除安全隐患、提高系统运行效率等多方面均取得了良好的效果，相比油田原有接转站场节约占地面积50%以上，缩短建设周期60%以上，降低工程投资20%以上，节约运行成本40%以上[3]。
参考文献
[1] 刘碧峰，王晶亚，罗晓明，等.应用橇装分离切水装置缩减掺水规模[J].石油规划设计，2012，23（4）：22-24
[2] 何茂林，郭亚红，王文武，等.橇装增压集成装置的研究、应用与展望[J].石油工程建设，2010，36（1）：132-133
[3] 杨建东，王文武，郭亚红，等.可拆卸式橇装增压集成装置在长庆油田中的应用[J].油气田环境保护，2012，22（4）：54—55
【关键词】一体化集成装置 气液分离 综合信息监控 自切掺水 节能创效
根据2010年大港油田重点产能区块小10-16的开发需求，在大港油田采油三厂小集地区小六计量站周边计划布井30口（20油10水），增加产液量500m3/d，产油量300t/d，所需掺水量新增200m3/d[1]，外输液量达到1294m3/d。而由于该站投产于1986年，随着开采年限的增长，存在设备老化、处理能力不足、安全隐患较大等问题。
按照常规需要在小六站建设接转站，而传统的接转站在设计思路、建设和管理方式上大多效仿大型站场：采用单一功能设施，设备、厂房按照场站设计相关防火规范进行平面布置，站内设备多、设备间距较大，通过管网连接，设置多个管理岗位，实施专人定岗值守，从而导致工程量大、设计和建设工期长、土地占用多、用工总量多、建设投资和运行成本控制难度大。
通过技术人员的多方研究、讨论与现场勘查，结合一体化切水回掺装置成功应用的经验，由大港油田公司部署研制的一体化油气混输集成装置于2011年4月份在大港油田采油三厂小六接转站试验应用并取得成功。通过应用一体化集成装置替代传统的中小型站场，优化了地面工艺、简化了地面设施，有效地控制了投资和运行成本。
1 橇装增压脱水装置设计
橇装增压脱水装置主要由一台三相分离器、两台混输泵、远程终端控制系统（RTU）、配套阀门管道及橇座等组成。
1.1 三相分离器
三相分离器主要作用是对来液进行缓冲及气液分离，分离出的气体一部分经气液分离器进一步除油后再通过干燥器，最后供两台发电机组发电，剩余气体全部油气混输至联合站。液体进入缓冲空间停留一定时间，既能保证液面平稳，又能保证外输泵的正常运行。
三相分离器的选择首先以最大限度减少装置占地面积，保证掺水水质要求为前提，结合小六站后期配套的产能油井，预计液量可达到2360m3/d。综合官39区块和小10-16区块综合气油比（20m3/t），预计天然气处理量每天约4000m3/d。最终确定采用规格为DN2000×6000 PN0.6MPa的卧式三相分离器。主要技术参数：最高工作压力0.3MPa，设计压力0.6MPa，设计温度60℃，缓冲部分容积21.1m3。
主要特点：因接转站外输没有含水要求，因此分离器只有进液仓和油仓，进一步减小了集成装置的占地面积；配套负压排泥装置，有效解决分离器积砂问题。
1.2 混输泵
在选择混输泵时，考虑选择的设备需要实现油、气混输，因此对混输泵的制造单位及产品现场运行情况进行了详细调查，通过对运行原理、结构尺寸、性价比以及投产后的保养与维护方面进行综合对比，最终选定双螺杆油气混输泵[2]。
双螺杆泵是一种旋转式容积泵，泵工作时，液体被吸入，进入螺纹与泵壳所包围的密闭空间，在螺杆转动时，螺杆泵密封容积在螺牙的挤压下提高螺杆泵压力，并沿轴向移动，由于各螺杆相互啮合，以及螺杆与衬筒内壁紧密配合，在泵吸入口与排出口被分割成一个或者多个密闭空间，随着螺杆的移动与啮合，密闭空间在泵的吸入端不断形成，将吸入室的液体密封其中，并从吸入室连续推移至排出端，将封闭中的液体不断排出。由于螺杆等速旋转，故流量均匀。泵的主要技术参数：流量130m3/h，排出压力1.7MPa，转速1495r/min。
泵的配套采用一用一备的运行方式，两台泵可实现定期轮换运行。两台泵均具备工频/变频手动切换功能，每次只能对一台泵进行变频调速，通过在2台泵之间切换，提高变频的利用率，避免由于混输泵的运行状况而影响变频的时率。
1.3 远程终端控制系统（RTU）
通过配套远程终端控制系统对一体化油气混输集成装置实现综合信息监控，该装置可实时采集一体化集成装置的压力、温度、液位等生产数据，并将数据上传至控制中心，以便监控人员掌握一体化集成装置内分离器的运行情况。
远程计量系统的工作原理：远程终端设备将无线设备采集的数据收集后转换成可在通信媒体上发送的数据格式，并将数据储存、加密打包后，通过GPRS网络发送至综合信息监控平台，一旦一体化集成装置运行故障，管理人员可通过中控室主机及时掌握系统运行情况，并根据需要重新设定设备运行参数，保证系统平稳运行。1.4 阀门管道及集成装置规格
阀门管道负责将以上设备进行有序连接后置于集成装置内组成整装装置，使其具有分离、缓冲、增压、自控等功能，根据对集成装置内各设备功能特点的了解，考虑到各设备现场操作、维护的方便性，严格按照场站设计相关防火规范对设备进行布置，确定了集成装置的外形尺寸（长×宽×高）分别为12.6m×3.5m×3m。
一体化油气混输集成装置工作原理主要是：油井来液经集油管道进入一体化集成装置内三相分离器进行分离，分离后的油经混输泵增压后经集油系统管道进附近联合站进一步处理，分离出的水经掺水泵增压后为各油井伴掺，分离出的天然气则先后经气液两相立式分离器、干燥器处理后供两台发电机组发电。
2 应用效果
一体化油气混输集成装置的成功投运，使小六转彻底取消了联合站供掺，停用了漏失频繁的老掺水系统，避免了管道维护费用及漏失造成的环境污染。同时，该装置的成功应用，消除了联合站供掺过程中的加热环节，年节约燃气量11万余方；实现了自切掺水，自给自足，掺水压力及水量自控，有效确保了小六转所辖38口油井的正常生产，分离器分出的天然气平均日发电量12000kw. h，电费按0.74元/ kw.h计算，年可创效324万元。
3 结束语
一体化油气混输集成装置在油田规模使用后，在实现油气水就地分离增压，保证原油正常生产、外输的情况下，取消了联合站供掺，减少了伴热掺水在油井与联合站之间长距离循环往复的输送、分离、脱水、增压、加热的能耗，同时，在节约建设用地、缩短设计和建设周期、降低工程投资、减少操作人员、消除安全隐患、提高系统运行效率等多方面均取得了良好的效果，相比油田原有接转站场节约占地面积50%以上，缩短建设周期60%以上，降低工程投资20%以上，节约运行成本40%以上[3]。
参考文献
[1] 刘碧峰，王晶亚，罗晓明，等.应用橇装分离切水装置缩减掺水规模[J].石油规划设计，2012，23（4）：22-24
[2] 何茂林，郭亚红，王文武，等.橇装增压集成装置的研究、应用与展望[J].石油工程建设，2010，36（1）：132-133
[3] 杨建东，王文武，郭亚红，等.可拆卸式橇装增压集成装置在长庆油田中的应用[J].油气田环境保护，2012，22（4）：54—55