伊拉克M油田脫氣站處理工藝流程優(yōu)化

中國(guó)海油伊拉克有限公司

M油田是伊拉克的一個(gè)大型油田，油田設(shè)施建成于20 世紀(jì)70 年代，建成后油田一直是溫和開(kāi)采，沒(méi)有進(jìn)行過(guò)大的設(shè)施增產(chǎn)改造。近年，由于產(chǎn)量增長(zhǎng)速度較快，已建設(shè)施無(wú)法滿足油田上產(chǎn)需要，為解決產(chǎn)量和處理能力不匹配的問(wèn)題，該油田采取優(yōu)化挖潛油田處理系統(tǒng)能力、升級(jí)完善工藝流程和設(shè)備改造等技術(shù)措施，建設(shè)AGS1-AGS2 脫氣站站間平衡管線、增設(shè)三級(jí)分離器并啟用電動(dòng)外輸泵等，很好地解決了提產(chǎn)面臨的處理流程瓶頸問(wèn)題。本文以較為典型的AGS1-AGS2 脫氣站為例，介紹M油田通過(guò)老設(shè)施技術(shù)改造[1-2]，提高油田地面處理設(shè)施的整體處理能力，成功實(shí)現(xiàn)油田提產(chǎn)。

1 M油田項(xiàng)目概況

1.1 地面工程總體布局

M油田處于伊拉克東南部?jī)梢吝吘常?個(gè)油田，9個(gè)脫氣站，油井的產(chǎn)液經(jīng)脫氣站初步脫氣后，通過(guò)氣動(dòng)或電動(dòng)外輸泵輸送至處理終端，進(jìn)行脫水脫鹽分離。

1.2 工藝流程及建設(shè)規(guī)模

油井的產(chǎn)液通過(guò)單井輸送管線輸送至脫氣站，在脫氣站進(jìn)行脫氣分離后外輸。脫氣站的流程如圖1所示。

圖1 脫氣站流程Fig.1 Process of degas station

井口來(lái)液流入管匯，管匯有四個(gè)去向：測(cè)試分離器、一級(jí)分離器、二級(jí)分離器、排放池。正常情況下，來(lái)液經(jīng)一級(jí)分離器后，進(jìn)入二級(jí)分離器，再經(jīng)三級(jí)分離器逐級(jí)分氣后，通過(guò)氣動(dòng)或電動(dòng)外輸泵輸送至終端。計(jì)量時(shí)，來(lái)液從管匯進(jìn)入測(cè)試分離器，然后進(jìn)入二級(jí)分離器。一、二、三級(jí)分離器的運(yùn)行壓力分別為10 bar、5 bar和0。

脫氣站流程中除測(cè)試分離器外各分離器的處理能力經(jīng)核算均為40 000 bbl/d。AGS1 脫氣站配置的外輸泵為3臺(tái)電動(dòng)泵和4臺(tái)氣動(dòng)泵，AGS2脫氣站配置的外輸泵為3臺(tái)氣動(dòng)泵。其中電動(dòng)泵的額定排量為17 360 bbl/d，工作壓力為40 bar；氣動(dòng)泵的額定排量為20 400 bbl/d，工作壓力為10 bar。

1.3 存在的問(wèn)題

由于油價(jià)大幅下跌，考慮到項(xiàng)目的收益風(fēng)險(xiǎn)，推遲脫氣站的擴(kuò)容改造。但是隨著產(chǎn)液的增加，脫氣站處理能力不足的瓶頸問(wèn)題逐步顯現(xiàn)，AGS1-AGS2脫氣站產(chǎn)量分布不均衡，從而導(dǎo)致AGS1脫氣站處理及外輸能力無(wú)法滿足生產(chǎn)需要。

2 流程瓶頸問(wèn)題的解決與實(shí)踐

油田前期為了快速提高產(chǎn)量，在地質(zhì)狀況較好的AG 地區(qū)加大開(kāi)采力度，提高產(chǎn)能，導(dǎo)致AGS1脫氣站的處理負(fù)荷過(guò)大，不能滿足生產(chǎn)需求，而AGS2 還有很大的處理能力空間未被利用，因此采取以下方法消除了AGS1流程的瓶頸問(wèn)題[3-4]。

2.1 建設(shè)平衡管線

ASG1-AGS2 兩站核實(shí)處理能力大約為40 000 bbl/d，由于AGS1-AGS2 兩站的產(chǎn)量分配不均，AGS1 產(chǎn)量已達(dá)45 000 bbl/d，超過(guò)設(shè)計(jì)處理能力和設(shè)計(jì)外輸能力，而AGS2產(chǎn)量為16 000 bbl/d，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)處理能力和設(shè)計(jì)外輸能力。為挖掘現(xiàn)有設(shè)施的處理潛力，計(jì)劃利用平衡管線平衡AGS1-AGS2兩站的產(chǎn)量。

AGS1-AGS2兩站高程分別為144 m和170 m，AGS1-AGS2 兩站之間的距離較近（約3.8 km），AGS1 輸送到AGS2 的產(chǎn)液含水率為20%～30%，氣油比約為100。按AGS2 脫氣站處理能力最大的富余 量 為24 000 bbl/d 時(shí)，在15 000 bbl/d 和20 000 bbl/d 兩種工況下，利用PIPESIM 管線模擬軟件[4]對(duì)14 in（1 in=25.4 mm）、16 in和18 in的管線分別進(jìn)行壓力核算，結(jié)果見(jiàn)表1。結(jié)合經(jīng)濟(jì)效益，最終選擇了16 in API 5L X52管線作為平衡管線。

表1 平衡管線壓降Tab.1 Pressure drop of balance pipeline

通過(guò)平衡管線把AGS1 閑置的二級(jí)分離器入口管匯與AGS2 的一級(jí)分離器入口管匯連接起來(lái)。運(yùn)行時(shí)，在AGS1 端把需要在AGS1 處理的產(chǎn)液導(dǎo)入AGS1 的一級(jí)分離器，把AGS1 中需要AGS2 處理的產(chǎn)液導(dǎo)入AGS1 的二級(jí)分離器入口管匯，同時(shí)關(guān)閉該管匯去往AGS1 二級(jí)分離器的總閥，打開(kāi)平衡管線中AGS1 和AGS2 兩端的閥門，即可實(shí)現(xiàn)AGS1-AGS2 產(chǎn)量平均分配（圖2）。產(chǎn)液的計(jì)量仍然在AGS1進(jìn)行。

考慮到油田的原油黏度在含水率為50%～60%時(shí)最大，同時(shí)電泵井的回壓對(duì)產(chǎn)量的影響較小，因此為降低長(zhǎng)距離輸送的壓力損失，在生產(chǎn)中將含水率較低的電潛泵井的產(chǎn)液輸送至AGS2脫氣站處理。

該平衡管線自2016年3月投產(chǎn)后，最大的日輸送量達(dá)到18 000 桶，有效平衡了AGS1-AGS2 兩站的處理能力和外輸能力。

2.2 啟用電動(dòng)外輸泵

由于氣動(dòng)外輸泵具有穩(wěn)定性好的特點(diǎn)，所以初期外輸主要使用氣動(dòng)外輸泵，但氣動(dòng)外輸泵是用自產(chǎn)天然氣作為動(dòng)力源驅(qū)動(dòng)，經(jīng)多年使用后氣泵的效率降低，很難滿足增產(chǎn)后的外輸需求，因此需同時(shí)使用電動(dòng)外輸泵和氣動(dòng)外輸泵。

圖2 AGS1-AGS2脫氣站流程Fig.2 Process of AGS1-AGS2 degas station

在嘗試投用電動(dòng)外輸泵的過(guò)程中發(fā)現(xiàn)電動(dòng)泵的機(jī)封經(jīng)常損壞，有時(shí)更換新機(jī)封100 h 后就因機(jī)封泄漏嚴(yán)重造成電動(dòng)泵停機(jī)。檢查失效的機(jī)械密封未見(jiàn)明顯損傷，但發(fā)現(xiàn)機(jī)封腔室和補(bǔ)償彈簧有較硬的小顆粒結(jié)晶和高黏度的膠質(zhì)物。分析認(rèn)為，隨著產(chǎn)出液性質(zhì)變化，析出的膠質(zhì)物和晶體不能被及時(shí)沖洗，從而造成密封間隙過(guò)大和密封彈簧調(diào)節(jié)度降低，使機(jī)械密封失效[5-6]。為解決此問(wèn)題，新增外沖洗系統(tǒng)，將機(jī)封沖洗液的取液口堵塞，加裝一個(gè)1 m3水罐和水泵，在水泵機(jī)封進(jìn)液口連接一個(gè)外接泵供水系統(tǒng)，在連續(xù)的水沖洗下，能夠降低泵的工作溫度，減少顆粒物殘留，延長(zhǎng)電動(dòng)泵機(jī)封的使用壽命。在現(xiàn)場(chǎng)對(duì)機(jī)封原有沖洗系統(tǒng)進(jìn)行壓力測(cè)試可知，機(jī)封的沖洗壓力為12 bar，每臺(tái)泵的沖洗流量為6.3 L/h，根據(jù)以上參數(shù)配備合適的沖洗水泵。為防止機(jī)械密封沖洗不徹底導(dǎo)致的機(jī)封損壞，新的沖洗水系統(tǒng)加裝了壓力保護(hù)裝置，在沖洗水壓低于10 bar時(shí)會(huì)自動(dòng)關(guān)停電動(dòng)外輸泵。

2018年9月，按上述設(shè)計(jì)改造完成后，電動(dòng)外輸泵運(yùn)行穩(wěn)定，機(jī)械密封基本能連續(xù)運(yùn)行1 年以上，滿足提產(chǎn)后的外輸需求。

2.3 加裝三級(jí)分離器

原有的三級(jí)分離器最大處理量是40 000 bbl/d，增產(chǎn)后，因電動(dòng)外輸泵和氣動(dòng)外輸泵同時(shí)運(yùn)行，需增加流程的油氣分離能力[7]，計(jì)劃在AGS1 脫氣站增加三級(jí)分離器。

有些脫氣站經(jīng)流程改造后實(shí)現(xiàn)了一、二級(jí)分離器并聯(lián)直輸，導(dǎo)致三級(jí)分離器閑置未用。2018 年已對(duì)脫氣站內(nèi)所有分離器進(jìn)行了清罐及壁厚檢查，確認(rèn)所有分離器的壁厚都滿足API 要求。為提高AGS1 的脫氣能力，計(jì)劃將閑置的三級(jí)分離器轉(zhuǎn)移到AGS1脫氣站。

閑置三級(jí)分離器和AGS1 的三級(jí)分離器規(guī)格相同，所以計(jì)劃將2臺(tái)三級(jí)分離器并聯(lián)。在波動(dòng)系數(shù)為1.3 的工況下，經(jīng)計(jì)算，在AGS1 增加1 臺(tái)三級(jí)分離器，脫氣站的液處理能力可達(dá)60 000 bbl/d[8-9]，再加上平衡管線，AGS1 脫氣站可以處理75 000～78 000 bbl/d 的產(chǎn)液量，滿足脫氣站升級(jí)改造后的處理需求。

在改造設(shè)計(jì)中，綜合考慮以下幾個(gè)方面：①新增三級(jí)分離器的安裝方式和原有的三級(jí)分離器相同，分離器架高4 m以防止原油中的殘余氣體在泵的吸入口脫出，從而導(dǎo)致泵的氣蝕[10]；②由于二級(jí)分離器原有的12 in出口管線距離很短（小于5 m），通過(guò)核算能滿足處理能力60 000 bbl/d 的要求，為不影響二級(jí)分離器的完整性，不對(duì)原有的出口做擴(kuò)孔改造，只在管線下游連接分支到新三級(jí)分離器；③為了控制好二級(jí)分離器的液位，分別在新、老三級(jí)分離器的入口處加裝液位控制閥來(lái)調(diào)節(jié)二級(jí)分離器的液位。老三級(jí)分離器可通過(guò)調(diào)節(jié)出口氣動(dòng)外輸泵的流量來(lái)控制液位，新三級(jí)分離器通過(guò)在電動(dòng)外輸泵的出口處安裝液位控制閥調(diào)節(jié)回流來(lái)控制液位。

自2018 年10 月改造投產(chǎn)后，為保持流程的穩(wěn)定運(yùn)行，對(duì)老三級(jí)分離器的入口液位調(diào)節(jié)閥設(shè)置一個(gè)恒定的開(kāi)度。用新三級(jí)分離器的液位調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)二級(jí)分離器的液位，AGS1 脫氣站的最大液處理能力提升到60 000 bbl/d，有效解決了脫氣站處理和外輸能力不足的問(wèn)題。

3 結(jié)論

本文針對(duì)M 油田AGS1-AGS2 脫氣站生產(chǎn)及處理能力不均衡這一問(wèn)題，進(jìn)行了一系列的流程改造和實(shí)施驗(yàn)證，得到以下結(jié)論：

（1）搭建平衡管線能有效平衡ASG1 和ASG2的產(chǎn)量分配，解決兩站產(chǎn)量分配不均的問(wèn)題，有效地挖掘兩站處理能力和輸送能力。

（2）新設(shè)計(jì)的外沖洗系統(tǒng)能有效沖洗結(jié)晶顆粒和膠質(zhì)物，延長(zhǎng)電動(dòng)泵使用壽命，為后續(xù)泵的應(yīng)用提供參考。

（3）加裝的三級(jí)分離器有效解決了因產(chǎn)量上升導(dǎo)致脫氣不徹底造成的電泵氣蝕問(wèn)題。