中國海油伊拉克有限公司

M油田是伊拉克的一個大型油田，油田設施建成于20 世紀70 年代，建成后油田一直是溫和開采，沒有進行過大的設施增產改造。近年，由于產量增長速度較快，已建設施無法滿足油田上產需要，為解決產量和處理能力不匹配的問題，該油田采取優(yōu)化挖潛油田處理系統(tǒng)能力、升級完善工藝流程和設備改造等技術措施，建設AGS1-AGS2 脫氣站站間平衡管線、增設三級分離器并啟用電動外輸泵等，很好地解決了提產面臨的處理流程瓶頸問題。本文以較為典型的AGS1-AGS2 脫氣站為例，介紹M油田通過老設施技術改造[1-2]，提高油田地面處理設施的整體處理能力，成功實現(xiàn)油田提產。

1 M油田項目概況

1.1 地面工程總體布局

M油田處于伊拉克東南部兩伊邊境，包含3個油田，9個脫氣站，油井的產液經脫氣站初步脫氣后，通過氣動或電動外輸泵輸送至處理終端，進行脫水脫鹽分離。

1.2 工藝流程及建設規(guī)模

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

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

井口來液流入管匯，管匯有四個去向：測試分離器、一級分離器、二級分離器、排放池。正常情況下，來液經一級分離器后，進入二級分離器，再經三級分離器逐級分氣后，通過氣動或電動外輸泵輸送至終端。計量時，來液從管匯進入測試分離器，然后進入二級分離器。一、二、三級分離器的運行壓力分別為10 bar、5 bar和0。

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

1.3 存在的問題

由于油價大幅下跌，考慮到項目的收益風險，推遲脫氣站的擴容改造。但是隨著產液的增加，脫氣站處理能力不足的瓶頸問題逐步顯現(xiàn)，AGS1-AGS2脫氣站產量分布不均衡，從而導致AGS1脫氣站處理及外輸能力無法滿足生產需要。

2 流程瓶頸問題的解決與實踐

油田前期為了快速提高產量，在地質狀況較好的AG 地區(qū)加大開采力度，提高產能，導致AGS1脫氣站的處理負荷過大，不能滿足生產需求，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流程的瓶頸問題[3-4]。

2.1 建設平衡管線

ASG1-AGS2 兩站核實處理能力大約為40 000 bbl/d，由于AGS1-AGS2 兩站的產量分配不均，AGS1 產量已達45 000 bbl/d，超過設計處理能力和設計外輸能力，而AGS2產量為16 000 bbl/d，遠低于設計處理能力和設計外輸能力。為挖掘現(xiàn)有設施的處理潛力，計劃利用平衡管線平衡AGS1-AGS2兩站的產量。

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，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14 in（1 in=25.4 mm）、16 in和18 in的管線分別進行壓力核算，結果見表1。結合經濟效益，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

通過平衡管線把AGS1 閑置的二級分離器入口管匯與AGS2 的一級分離器入口管匯連接起來。運行時，在AGS1 端把需要在AGS1 處理的產液導入AGS1 的一級分離器，把AGS1 中需要AGS2 處理的產液導入AGS1 的二級分離器入口管匯，同時關閉該管匯去往AGS1 二級分離器的總閥，打開平衡管線中AGS1 和AGS2 兩端的閥門，即可實現(xiàn)AGS1-AGS2 產量平均分配（圖2）。產液的計量仍然在AGS1進行。

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

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

2.2 啟用電動外輸泵

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

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

在嘗試投用電動外輸泵的過程中發(fā)現(xiàn)電動泵的機封經常損壞，有時更換新機封100 h 后就因機封泄漏嚴重造成電動泵停機。檢查失效的機械密封未見明顯損傷，但發(fā)現(xiàn)機封腔室和補償彈簧有較硬的小顆粒結晶和高黏度的膠質物。分析認為，隨著產出液性質變化，析出的膠質物和晶體不能被及時沖洗，從而造成密封間隙過大和密封彈簧調節(jié)度降低，使機械密封失效[5-6]。為解決此問題，新增外沖洗系統(tǒng)，將機封沖洗液的取液口堵塞，加裝一個1 m3水罐和水泵，在水泵機封進液口連接一個外接泵供水系統(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，延長電動泵機封的使用壽命。在現(xiàn)場對機封原有沖洗系統(tǒng)進行壓力測試可知，機封的沖洗壓力為12 bar，每臺泵的沖洗流量為6.3 L/h，根據以上參數(shù)配備合適的沖洗水泵。為防止機械密封沖洗不徹底導致的機封損壞，新的沖洗水系統(tǒng)加裝了壓力保護裝置，在沖洗水壓低于10 bar時會自動關停電動外輸泵。

2018年9月，按上述設計改造完成后，電動外輸泵運行穩(wěn)定，機械密封基本能連續(xù)運行1 年以上，滿足提產后的外輸需求。

2.3 加裝三級分離器

原有的三級分離器最大處理量是40 000 bbl/d，增產后，因電動外輸泵和氣動外輸泵同時運行，需增加流程的油氣分離能力[7]，計劃在AGS1 脫氣站增加三級分離器。

有些脫氣站經流程改造后實現(xiàn)了一、二級分離器并聯(lián)直輸，導致三級分離器閑置未用。2018 年已對脫氣站內所有分離器進行了清罐及壁厚檢查，確認所有分離器的壁厚都滿足API 要求。為提高AGS1 的脫氣能力，計劃將閑置的三級分離器轉移到AGS1脫氣站。

閑置三級分離器和AGS1 的三級分離器規(guī)格相同，所以計劃將2臺三級分離器并聯(lián)。在波動系數(shù)為1.3 的工況下，經計算，在AGS1 增加1 臺三級分離器，脫氣站的液處理能力可達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 的產液量，滿足脫氣站升級改造后的處理需求。

在改造設計中，綜合考慮以下幾個方面：①新增三級分離器的安裝方式和原有的三級分離器相同，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，從而導致泵的氣蝕[10]；②由于二級分離器原有的12 in出口管線距離很短（小于5 m），通過核算能滿足處理能力60 000 bbl/d 的要求，為不影響二級分離器的完整性，不對原有的出口做擴孔改造，只在管線下游連接分支到新三級分離器；③為了控制好二級分離器的液位，分別在新、老三級分離器的入口處加裝液位控制閥來調節(jié)二級分離器的液位。老三級分離器可通過調節(jié)出口氣動外輸泵的流量來控制液位，新三級分離器通過在電動外輸泵的出口處安裝液位控制閥調節(jié)回流來控制液位。

自2018 年10 月改造投產后，為保持流程的穩(wěn)定運行，對老三級分離器的入口液位調節(jié)閥設置一個恒定的開度。用新三級分離器的液位調節(jié)閥調節(jié)二級分離器的液位，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題。

3 結論

本文針對M 油田AGS1-AGS2 脫氣站生產及處理能力不均衡這一問題，進行了一系列的流程改造和實施驗證，得到以下結論：

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

（2）新設計的外沖洗系統(tǒng)能有效沖洗結晶顆粒和膠質物，延長電動泵使用壽命，為后續(xù)泵的應用提供參考。

（3）加裝的三級分離器有效解決了因產量上升導致脫氣不徹底造成的電泵氣蝕問題。