一种橇装油气混输装置的制作方法

本发明涉及油气混输技术领域，具体涉及一种橇装油气混输装置。

背景技术：

在各大油田大力推行无人值守站点的大形势下，原有站点的工艺流程及设备设施，在原油伴生气产量小及产液量低的站点，缓冲罐的气液分离功能已没有意义，燃气加热炉没有就近的燃料气源供应，需专门敷设燃料天然气供气管网，或者将原油脱水后作为燃料，成本太高，甚至于部分站点还存在燃煤加热炉或锅炉，站内工艺流程及设备设施亟待做出相应改变，但目前许多站点尚未提出一套相对合理的解决方案。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种橇装油气混输装置，针对低产液量、低气油比的站点，在满足站点应有功能的前提下，简化站点的工艺流程，弃用伴生气管网、热水循环管网，停用缓冲罐、加热炉，以大幅降低站点运行风险。

为了实现上述任务，本发明采用以下技术方案：

一种橇装油气混输装置，包括橇架，橇架上设置有混输管，混输管上依次布设有总机关、收球装置、混输泵组以及外输阀组，其中：

所述的收球装置与混输泵组之间设置有第一电磁换热器，所述的混输泵组与外输阀组之间设置有第二电磁换热器；

所述的混输装置还包括应急罐，所述的总机关通过应急吹扫管连接应急罐，外输阀组连接至应急吹扫管，应急罐通过计量管连接至所述的混输泵组。

进一步地，所述的总机关包括并行设置的一组以上的混合管线，每条混合管线均包括：

依次连接的第一控制阀、第一单向阀以及第二控制阀；

所述的应急吹扫管连接在至少一组混合管线的第一单向阀和第二控制阀之间。

进一步地，所述的收球装置包括依次连接的第三控制阀、收球筒以及第四控制阀，其中，位于第三控制阀和收球筒之间依次设置有第一压力变送器、第一温度变送器，位于收球筒和第四控制阀之间设置有第二压力变送器；

所述的收球装置还包括第五控制阀，第五控制阀的两端分别连接在第三控制阀之前的混输管上和第四控制阀之后的混输管上。

进一步地，所述的收球装置与第一电磁换热器之间混输管上设置有加药泵。

进一步地，所述的第一电磁换热器与混输泵组之间的混输管上依次设置有第三压力变送器、第一超压泄放阀以及电动三通阀，其中：

所述的第一超压泄放阀、电动三通阀分别连接至所述的应急吹扫管。

进一步地，所述的混输泵组包括并行设置的一组以上的混输管组，每一组混输管组均包括：

依次连接的第六控制阀、过滤网、第九控制阀、油气混输泵、第二单向阀以及第十控制阀，其中：

位于过滤网和第九控制阀之间设置有第四压力变送器，位于油气混输泵和第二单向阀之间设置有第五压力变送器；

所述的混输泵组还包括第八控制阀，第八控制阀的两端分别连接在第六控制阀之前的混输管上和第十控制阀之后的混输管上。

进一步地，所述的计量管连接在所述的混输泵组中至少一组混输管组的第六控制阀、过滤网之间，在计量管靠近混输泵组的一端安装有第七控制阀。

进一步地，所述的外输阀组包括依次连接的第二超压泄放阀、第二温度变送器、第六压力变送器以及质量流量计，外输阀组通过第二超压泄放阀连接至应急吹扫管。

进一步地，所述的计量管靠近应急罐的一端安装有第十一控制阀，所述的应急吹扫管靠近应急罐的一端安装有第十二控制阀。

进一步地，所述的外输阀组后方的混输管上安装有电动球阀。

进一步地，所述的应急罐上安装有排污阀。

本发明具有以下技术特点：

1.本装置是为无人值守设计的，秉持双重保障的原则，主要设备电磁换热器、油气混输泵设计为一用一备；所有参数运用常规和数字化变送采集两套数据，作为人工巡检参数校验的依据；泵的进出口超过设定压力，采用数字化平台控制和机械超压泄放两套系统保障。

2.本装置中利用电磁换热器两次加热，第一次加热的目的是避免冬季油温过低，原油粘度增大或者结蜡导致的过滤网前后压差大，甚至于凝管堵塞；同时，为泵前的流量计提供一个和下游站点流量计相同的温度，减少上下游输差。第二次加热的目的是为了降低原油外输压力，提供一个合理的温升。

利用电磁换热器操作简便、能够实现精确温控的特性，大幅降低当班员工工作强度，相比于加热炉或锅炉实现低风险运行；同时，利用电磁换热器能够减缓结垢的特性，解决目前站内普遍结垢的通病。

3.本装置中采用油气混输泵，根据泵进口压力调节泵的排量，设置一个压力区间，压力降低时调小排量，压力升高时增大排量，从而实现管对管输油，达到简化工艺流程，不使用压力容器，不使用燃油或者燃气锅炉，最大程度降低站点员工工作强度及风险。

附图说明

图1为本发明的整体结构示意图；

图中标号代表：1—橇架，2—混输管，3—应急吹扫管，4—计量管，5—调节阀，6—第一控制阀，7—第一单向阀，8—第二控制阀，9—第三控制阀，10—第五控制阀，11—第一压力变送器，12—第一温度变送器，13—收球筒，14—第二压力变送器，15—第四控制阀，16—加药泵，17—第一电磁换热器，18—第三压力变送器，19—第一超压泄放阀，20—电动三通阀，21—应急罐，22—排污阀，23—第七控制阀，24—第六控制阀，25—第八控制阀，26—过滤网，27—第九控制阀，28—油气混输泵，29—第五压力变送器，30—第二单向阀，31—第十控制阀，32—第二电磁换热器，33—第二超压泄放阀，34—第二温度变送器，35—第六压力变送器，36—质量流量计，37—第十一控制阀，38—第十二控制阀，39—第四压力变送器，40—电动球阀。

具体实施方式

如图1所示，本发明公开了一种橇装油气混输装置，包括橇架1，橇架1上设置有混输管2，混输管2上依次布设有总机关、收球装置、混输泵28组以及外输阀组，其中：

所述的收球装置与混输泵28组之间设置有第一电磁换热器17，所述的混输泵28组与外输阀组之间设置有第二电磁换热器32；

所述的混输装置还包括应急罐21，所述的总机关通过应急吹扫管3连接应急罐21，外输阀组连接至应急吹扫管3，应急罐21通过计量管4连接至所述的混输泵28组。

本发明主要由总机关、收球装置、混输泵28组以及外输阀组这几大部分组成，其中总机关用于混合井组来油，并且起到整体控制的作用；收球装置为管线清扫设备，用于管线清扫；混输泵28组用于对井组来油（包括天然气、水以及各种粘稠物质、固体颗粒等）进行加压混输，外输阀组用于进行流量计量以及超压泄放等。

本发明中设置了第一电磁换热器17和第二电磁换热器32，其中第一电磁换热器17对井组来油加热后，可避免冬季油温过低，原油粘稠度增大或者结蜡导致的过滤网26前后压差大，甚至于凝管堵塞；同时，为油气混输泵28前的流量计提供一个和下游站点流量计相同的温度，减少上下游输差。第二电磁换热器32的应用目的是为了降低原油外输压力，提供一个合理的温升。

本发明中还设置了应急罐21，其主要有四个作用，一是输油泵或者管线出现问题，无法输油时，井组来油通过应急吹扫管3进入应急罐21；二是井组管线吹扫时的清水需要通过应急吹扫管3进入应急罐21；其三是井组产液量需要核对时，可进入应急罐21进行计量；第四是整条混输管2上如某个节点出现超压现象，可通过应急吹扫管3将混输管2中的原油导入到应急罐21中；同时，应急罐21中的原油可通过计量管4导入到混输泵28组中。

本发明通过以上结构设置，在满足站点原有功能的前提下，弃用了原油的伴生气管网、热水循环管网，同时停用缓冲罐、加热炉，有效地简化了站点的工艺流程，同时大幅降低站点的运行风险。

作为上述技术方案的进一步优化，可选地：

所述的总机关包括并行设置的一组以上的混合管线，每一组混合管线处理一道井组来油；如图1所示，本实施例中，设置了两组混合管线，每条混合管线均包括：

依次连接的第一控制阀6、第一单向阀7以及第二控制阀8；

所述的应急吹扫管3连接在至少一组混合管线的第一单向阀7和第二控制阀8之间；例如本实施例中，如图1所示，应急吹扫管3连接在了两组混合管线的其中一组混合管线上。

如图1所示，收球装置包括依次连接的第三控制阀9、收球筒13以及第四控制阀15，其中，位于第三控制阀9和收球筒13之间依次设置有第一压力变送器11、第一温度变送器12，位于收球筒13和第四控制阀15之间设置有第二压力变送器14；所述的收球装置还包括第五控制阀10，第五控制阀10的两端分别连接在第三控制阀9之前的混输管2上和第四控制阀15之后的混输管2上；本方案中的前、后可以通过混输管2中原油的流动方向作为参考，靠近进组来油的一端为前。

进一步地，所述的收球装置与第一电磁换热器17之间混输管2上设置有加药泵16，通过加药泵16向混输管2中投加药剂以达到降低管线回压的目的。

可选地，所述的第一电磁换热器17与混输泵28组之间的混输管2上依次设置有第三压力变送器18、第一超压泄放阀19以及电动三通阀20，其中：

所述的第一超压泄放阀19、电动三通阀20分别连接至所述的应急吹扫管3，通过压力变送器监控到混输管2内原油超压时，通过第一超压泄放阀19、电动三通阀20将原油的通过应急吹扫管3导入到应急罐21中；待超压事故解决后，再通过计量管4将应急罐21中的原油导入到混输泵28组。所述的应急罐21上安装有排污阀22。

如图1所示，所述的混输泵28组包括并行设置的一组以上的混输管2组，本实施例中设置了两组混输管2组，一用一备；也可以根据实际需求同时开启两组混输管2组；每一组混输管2组均包括：

依次连接的第六控制阀24、过滤网26、第九控制阀27、油气混输泵28、第二单向阀30以及第十控制阀31，其中：

位于过滤网26和第九控制阀27之间设置有第四压力变送器39，位于油气混输泵28和第二单向阀30之间设置有第五压力变送器29；

所述的混输泵28组还包括第八控制阀25，第八控制阀25的两端分别连接在第六控制阀24之前的混输管2上和第十控制阀31之后的混输管2上；打开第八控制阀25，关闭第六控制阀24，可使原油不经过混输泵28组。

如图1所示，所述的计量管4连接在所述的混输泵28组中至少一组混输管2组的第六控制阀24、过滤网26之间；例如在本实施例中，计量管4分别连接在了两组混输管2组上；在计量管4靠近混输泵28组的一端安装有第七控制阀23。

所述的外输阀组包括依次连接的第二超压泄放阀33、第二温度变送器34、第六压力变送器35以及质量流量计36，外输阀组通过第二超压泄放阀33连接至应急吹扫管3。

进一步地，所述的外输阀组后方的混输管2上安装有电动球阀40。

所述的计量管4靠近应急罐21的一端安装有第十一控制阀37，所述的应急吹扫管3靠近应急罐21的一端安装有第十二控制阀38，这两个控制阀用于控制原油的进出。

如图1所示，在整个装置的混输管2上还可根据需要设置多个调节阀5，用来进行压力变送器、温度变送器等仪表的安装，以及进行调节、维修、排除故障等。

本方案中，所有的控制阀可均采用中压钢闸板阀，以更好地满足管线的试压要求。

本发明可采用无人值守的远程控制方式，具体地，通过plc控制系统连接电动三通阀20、第一超压泄放阀19、第二超压泄放阀33、电动球阀40以及各个（第一至第六）压力变送器、（第一、第二）温度变送器；通过plc对传感器进行数据采集以及对阀门的控制过程属于成熟的现有技术，在此不赘述。

正常情况下：采用密闭输油，通过变频自动调节排量，实现站内压力运行平稳。即油气混输泵进口压力保持在0.1-0.2mpa，油气混输泵出口压力小于油气混输泵的额定压力。

异常一：油气混输泵进口压力高于设定范围，而且泵（油气混输泵）的频率已调至最大，马上关停在用输油泵（第一组混输管组）、启动备用泵（第二组混输管组），同时通过plc系统设置报警，如果压力在规定时间内不下降，将自动切换电动三通阀，来油全部进入应急罐，如果该系统失灵，第一超压泄放阀将起到第二道保护屏障作用。

异常二：泵出口压力高于设定范围，系统自动关停泵，电动球阀自动关闭，plc控制系统报警，等待进口压力上升超过设定值后，电动三通阀自动打开进应急罐，或者是超压泄放启动，工作人员到现场故障排除后恢复正常输油流程。

异常三：总机关或站内管线发生泄漏，主要通过可燃气体探头进行预警，再加上中心站视频监控及人工巡检判断，三是通过分析系统运行参数进行综合判断。一旦发现异常，马上停泵、关出口电动阀，减少泄漏量。

实施例：

某油田目前有123座站点液量小于120方，49座站点（23%）日处理液量小于60m³，站点运行效率低、管理难度大、安全风险高；二是随着油田低成本战略的持续开展，油水井数不断增加，而单井综合用工持续降低的现实条件下，必须从优化、简化地面工艺流程，在安全环保受控的基础上大力开展无人值守建设，最终达到减员增效的目的。

传统增压站一次性投资200万左右，占地面积2000m²。利用本发明的橇装油气混输装置对原站点进行改造，每套混输装置投资为180万左右，由于没有缓冲罐、加热炉以及值班室等设施，占地面积将节约70%以上。传统站点运行费用主要包括伴生气燃烧、输油泵电能耗以及人工成本。橇装油气混输运行费用主要为电加热能耗与输油泵电能耗，抵消掉输油泵能耗后：

传统站点运行成本：伴生气消耗285方/天×0.35元/方=100元/天；人工成本多消耗（100000元/年×2人，按照站点人员编制，正常为五人，而使用该输油橇最多只需要三人）/365天=548元/天。合计648元/天。

橇装油气混输运行成本：电加热能耗60千瓦时×0.6×0.62元/度×24小时=536元/天，相比燃气多花费436元/天，如果综合考虑减少用工两人，每天可节约112元。

相比传统增压站虽然增加了少量电能消耗，但总体上投资减少、运行费用减少、占地面积减少、站内设施及人员大幅减少，最大的优势在于大幅降低安全风险，能够实现真正意义上的站点无人值守。