同步回转压缩机在长庆油田油气集输工程中的应用.doc

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1、同步回转压缩机在长庆油田油气集输工程中的应用一、油气集输现状长庆油田的油区大部分分布在黄土高原，山高沟深，地形复杂，单井产量低，从井场到联合站集输半径长。油气集输一般采用2级布站，即从井场到增压站或接转站，再从接转站到联合站。1.1由于从井场到增压站油气流动阻力造成井口回压，一般低的1MPa左右，高的约2MPa，冬季部分油井井口回压约3MPa左右。高回压使得井口盘根泄漏，井底阀漏失加大，生产事故增加，另外由于井口套管气气压低于油管油压，套管气无法进入原油输油管线回收，只好在井场点火炬。1.2油气集输到增压站后加热进缓冲罐气液分离，一部分气作为本站加热炉燃料，另一

2、部分气与原油进油气混输泵增压后外输至联合站。由于目前国内油气混输泵携气能力很低，大部分分离出的伴生气无法混输而在增压站点火炬燃烧排放。1.3由于全密闭油气集输工艺不能实现，出现了油区塬上满山遍野的星星之火，而各联合站轻烃回收厂原料气不足，远低于设计生产能力，效益很差。二、同步回转压缩机的应用经过一段先导性试验后，从2010年12月开始在采油三厂油二联的池46油区的31个井场布置安装了共33台同步回转油气混输装置。经过了2年多运转和三个严冬的考验。2.1利用混输装置做到了油气全密闭集输和一级布站。井场油井油气进装置增压后外输，此时磕头机再不承担油气外输的功能。井口

3、压力即油气进装置的压力取决于油气量与装置吸入容积的平衡，所以可以很低。井口套管气都可以进入装置一起输送。由于混输装置外输压力可达4MPa左右，因此可大幅度增加集输半径。将井场的油气越过增压站直接输送至联合站，从而实现了一级布站，简化了油气集输流程。2.233台装置安装运行以来，累计回收伴生气量一百余万方，使原来油二联轻烃厂从原料气不足变为原料气过剩，轻烃回收的干气又用于了发电。2.32年多来运行时间最长的装置已运转了近700天。其中Y3-14号装置连续运转时间达330天近8000小时。33台装置运行平均时率94.41%，单台装置最高时率98.83%。2.4经过了

4、三个严冬的考验。池46井区位于陕西定边县，冬季气温可达零下二十多度，且输油管线埋地浅，冬季结蜡严重。冬季混输装置外输压力可达3.5MPa以上。通过加强进装置油气加热保温及高回压管线及时热扫等措施，33台装置经受住了三个严冬的考验。三、泵到泵的集输工艺除了一级布站流程外，在老油区集输工艺改造及部分新建油区中，将在增压站上采用泵到泵集输工艺。进增压站的油气不再经过分离缓冲罐而直接进混输装置增压后外输至联合站。增压站的工艺流程将变得十分简单，从而实现全密闭集输和无人值守，原有的进缓冲罐油气分离及间歇输油流程将取消，这是由于装置有较大的携气量及抗段塞流功能。四、增压站分

5、散、提前、小规模模式今后在长庆油田大规模推广过程中，将出现以下集输模式：相当于将现有增压站分散、提前、小型化。五、结论同步回转油气混输装置的推广、应用，真正实现了油气的全密闭集输，简化集输工艺流程，更有利实现集输工艺模块化、数字化和无人值守，将引起油气集输工艺的一场变革。