混输泵房工艺设计_邵艳波

图 1 传统油田集输模式
多相混输系统是以一台多相混输泵代替离心泵和压缩 机，采用一条管道，将多相混合物输送到中心处理站（见图 2） 。 多相混输系统减少了一整套繁杂的分离设备和气、 液输 送专用管道， 用多相混输泵可将自然条件恶劣的油田或者老 油田油井产出物输至中心处理站。 这样， 既简化了工艺流程， 又减少了站库的设置数量， 降低了工程投资和管理费用， 又 降低了井口回压， 提高了油井采收率， 使油气集输系统发生 重大变化， 因此更适用于边际油田、 沙漠油田等自然条件恶 劣的油田和老油田的开发，从而获得较大的经济效益。 5.2.2 结构特点 图 3 工作原理图
3 3 3
3
3
对于鄚二站——鄚三站油气混输总压降损失计算， 首先 假设输油管径为 D114×4。已知：输油距离 L＝5.5km，泵进 口压力按 0.2MPa(表压)考虑；油气比：52m /t，油水混合液
4 量 G 液＝8.0×10 t/a=219.2 t/d＝9.13t/h。 3
参考文献
根据如下公式计算
→联合站→油库的模式建设。 一般说来， 油井产出物是依靠 油层能量进行短距离输送的， 当油层能量不足时， 传统的输 送方法是先将气体、液体、砂粒分离，然后分别用泵和压缩 机对液体和气体加压输送， 条件差的站将气体放掉， 其传统 的油气集输模式如图 1 所示。整个系统规模大、投资高，这 种常规的输送技术显然十分落后。 特别是在自然条件恶劣的 油田或者老油田，采用这种落后的方式建设油气集输系统， 其经济效益更差。
3 4
站名 鄚二站 鄚三站
20℃密度 g/cm
3
50℃密度 g/cm3 0.8306 0.8379
50℃粘度 mPa·s 8.055 9.495
凝固点 ℃ 30 31
蜡含量 % 14.47 15.15
胶质+沥青质 % 10.58 12.32
0.8506 0.8577
4.2
设计参数 根据采油一厂提供的产量预测 （重点是前 5 年） 和目前
代传统的气、液分输的集输方法，缩短油田建设周期，对油 田生产起到了推动作用。 本文结合鄚二站安全隐患治理调整 改造项目， 将其外输泵房进行改造， 对混输泵规格选型进行 了计算， 结合项目设计的要求进行了分析， 确定了混输泵房 的合理安装尺寸，为今后混输方面的设计提供参考。 2 工程概况 鄚二站位于河北任丘市鄚州镇境内，于 1989 年建成投 产， 该站是 1 座接转站， 隶属于华北油田公司第一采油厂管 辖；原设计规模 5×10 t/a(纯油)，计量站 2 座，采油井共 13 口（开井 11 口） ，原平均日产液 170m 、日产油 55.9t、 综合含水 67%。该站接收计量站来油（三管伴热流程） ，在 站内进行油气分离，液相经升温升压后由鄚 34 计干线输至
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化学工程与装备 Chemical Engineering & Equipment 邵艳波：混输泵房工艺设计
2011 年 第 11 期 2011 年 11 月
混输泵房工艺设计
邵艳波，南子龙，薛爱芹
（中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司，河北 沧州 062552） 邵艳波：混输泵房工艺设计
摘 要：本文综合介绍了混输泵的原理和特点，给出了输油管线混输总压降和混输泵选型的计算方法。本 文以鄚二站改造泵房为例进行了工艺设计，概述了本次工艺设计的设计参数和工艺流程，对设备选型、尺 寸安装等也做出了详细的阐述，为以后气液混输设计提供了宝贵的实践经验和重要参考。 关键词：油气混输；双螺杆油气混输泵；泵房
219.2 5.5 10 14 96.1 0.1065
2
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3 2
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110 的吸上能力。
邵艳波：混输泵房工艺设计 满足工艺要求。 5.3.2 油气混输泵流量计算
（4）双螺杆泵在输送过程中无剪切、无乳化作用，因 此不会破坏分子链结构和工况流程中所形成的特定的流体 性质， 而且依靠同步齿轮的传动， 泵运转振动小， 工作平稳。 5.3 双螺杆油气混输泵选型计算 混输泵的选型要考虑液量、气量、泵入口压力、进出口 压差、 输送介质温度、 输送介质黏度等参数对泵工作性能的 影响。 泵的额定流量是指在泵入口条件下的排量， 尽管压力有 一定的变化范围， 但额定排量是不变的。 由于输送介质是气 液混合物， 应根据泵入口工况条件下液体与气体流量之和来 选择泵的排量。 由于气体的体积流量随压力、 温度的变化而 不同， 因此泵的气体流量应根据所测定的标准状态下的数值 换算为运行工况下的流量值。 对于气液混输泵， 含气率是影响泵的增压能力、 效率和 流量等参数的重要因素。 因此在选泵过程中应注意泵的特性， 充分了解泵对含气 率的适应性， 要求泵生产厂家给出有关资料， 如含气率与压 力、输量和效率的关系数据或曲线等。 5.3.1 鄚二站——鄚三站油气混输总压降损失ΔP：
（1）鄚二站气量： 混输泵进口压力按 0.1MPa～0.5MPa（表压）考虑，取 进口压力 0.2MPa（表压） G 气＝3561.64m /d÷3（绝压）＝49.5Nm /h（气量） （2）鄚二站混合液量：
3 按 50℃鄚二液量的密度 0.8306t/m 考虑 3 3
G 液＝9.13t/h÷0.8306t/m ＝10.99m /h（油水混合液 量） （3）鄚二站液气混合量： ， G 混＝G 气＋G 液＝49.5＋10.99＝60.5m /h（实际液量） 再加 10%的裕量 G 混取 65m /h 根据所计算的流量 65m3/h，总摩阻损失 0.6+0.5=1.1MPa(绝压)，所以，选油气混输泵 2 台(开 1 备 ，P＝75kW（电机功率） 。 1)，qv＝65m /h，p＝2.0MPa（表压） 6 结语 使用双螺杆多相混输泵实现气、 液混合物在同一根管线 中输送， 与过去常规的输送方式相比， 既节省了分离系统的 设置，也节省了设备、管线敷设及场地建设等工程投资。 此混输泵的设计选型， 为将来混输方面的设计提供重要 参考。
注水井： 8 口（开井 4 口） ； 井口出油温度： 18～35℃； 井口压力： 1.0～1.5 MPa； 原油进鄚三站油温： 33℃；
4
实际生产情况，确定鄚二站建设规模及主要设计参数： 鄚二站： ； 建设规模： 2.5×10 t/a（纯油） 产液量： 8.0×10 t/a； 油气比： 52 m /t； 注水量： 2.87×10 m /a； 采油井数： 13 口（开井 11 口） ；
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液增压， 输送到相对更远的距离。 这在某种程度上可以替代 传统的气、液分输的集输方法，缩短油田建设周期，对油田 生产起到了推动作用。 近几年， 国内混输泵的制造技术较为 成熟的是螺杆泵，泵型主要有单螺杆、双螺杆泵等。
5 5.1
设备选型 泵的选择 我国的陆上油田原先大都采用油井→计量间→中转站
混输泵的选用由多种因素确定， 主要是泵的质量、 性能、 价格、 售后服务以及操作等方面的因素。 由于单螺杆泵占地 面积比较大， 双螺杆泵占地面积相对较小， 所以在工程项目 改造当中一般选用双螺杆泵。 5.2 5.2.1 双螺杆油气混输泵工作原理及结构特点 工作原理
1
概述 在油气集输工艺中， 用油气混输泵在某种程度上可以替
鄚三站。由于近年来城市的迅速发展，居住区逐渐靠近，致 使站内卸油箱及加热炉距周边安全距离不符合相关要求， 存 在安全隐患，因此，对鄚二站进行改造降级缩减其功能。 3 改造方案 停用鄚二站注水系统， 其所辖水井注水由鄚三站注水系 统提供； 停用鄚二站站内热力系统及原油加热炉， 其热力系 统由鄚三站提供。保持鄚二站原有集油系统不变（三管伴 热） ，热水由鄚三站提供，在鄚二站增加 2 台管道泵为热水 增压， 为鄚二站所辖油井进行伴热。 鄚二站原油外输系统增 加 2 台油气混输泵， 将鄚二站油气混合液密闭输送至鄚三站 进行处理。 4 4.1 基础数据及工艺流程 原油物性
2 2 2 ，P P P 52 96.1 11kg/cm3 (绝对压 1 P 2 P 1 P 2
力) 当输油管径 D114×4 时， 管线压降损失不大， 管线的起 终点压力 P2＝0.5MPa(绝压)， 管 点压力 P1＝1.1MPa(绝压)， 线压降损失ΔP=0.6MPa(绝压)，因此选输油管经为 D114×4
P1 2 P22 8 .9 0 (1 0 3 0 )
G 2L 1 0 14 d5
2 2
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4 3 3 4
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
原油进鄚三站压力： 0.4MPa； 年工作天数： 365d。 4.3 主要生产流程 鄚二站接受站外1座计量站 （鄚38计） 和站内1座计量站 （鄚32计） 的油气水混合液后， 混合液由油气混输泵经发球
邵艳波：混输泵房工艺设计 筒输送至鄚三站（密闭输送） 。 计量站来油气混和液 → 混输泵 → 发球筒 → 鄚三站