塔河油田原油處理技術(shù)現(xiàn)狀及研究方向*

徐孝軒 孫國華 中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院

塔河油田原油處理技術(shù)現(xiàn)狀及研究方向*

徐孝軒 孫國華 中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院

塔河油田重質(zhì)原油的外輸采用摻稀油降黏后加熱輸送的工藝，但隨著油田的進(jìn)一步開發(fā)，摻稀油數(shù)量將不能滿足油田開發(fā)的需要。當(dāng)12區(qū)稠油與稀油比例為1∶1時(shí)，管輸原油黏度將從目前的250 mPa·s升高至約為1 041 mPa·s，從而大大降低現(xiàn)有管道的輸送能力，增加輸送過程中的熱力和動(dòng)力消耗。因此有必要研究超重質(zhì)原油的管輸技術(shù)、重質(zhì)原油輸油泵以及開發(fā)新的輸送工藝，以適應(yīng)油田開發(fā)的需要。

塔河油田；油氣集輸；超重質(zhì)原油；脫硫；輸油泵；技術(shù)現(xiàn)狀

1 地面工程建設(shè)概況

塔河油田是中國石化原油生產(chǎn)的新興主力油田，大部分地面工程生產(chǎn)設(shè)施在“十五”期間建設(shè)，地面工程建設(shè)技術(shù)水平高，在很多方面達(dá)到了先進(jìn)水平，實(shí)現(xiàn)了油氣田建設(shè)的快速發(fā)展。塔河油田位于新疆維吾爾自治區(qū)輪臺(tái)縣與庫車縣交界處，油區(qū)橫跨兩縣，距輪臺(tái)縣城約70 km，距庫車縣城約140 km，塔河從油區(qū)內(nèi)穿過。塔河油田自1997年投入開發(fā)以來，1區(qū)、2區(qū)、10區(qū)、12區(qū)及托甫臺(tái)等區(qū)塊相繼投入開發(fā)生產(chǎn)，地面工程在滾動(dòng)勘探開發(fā)中不斷建設(shè)完善。目前，塔河油田地面工程已建成原油處理規(guī)模能力770×104t/a，投產(chǎn)聯(lián)合站3座，中質(zhì)原油外輸首站及末站各1座，重質(zhì)原油外輸首站及末站各1座，油氣生產(chǎn)實(shí)現(xiàn)了密閉集輸與處理，滿足了塔河油田開發(fā)原油生產(chǎn)的需要。

塔河一號(hào)聯(lián)合站于1999年建成投產(chǎn)，脫水規(guī)模200×104t/a[1]（含水50%），包括50×104t/a中質(zhì)原油和150×104t/a重質(zhì)原油，主要處理1區(qū)、2區(qū)、3區(qū)、部分4區(qū)等區(qū)塊生產(chǎn)的原油。2000年，投產(chǎn)了一號(hào)聯(lián)天然氣處理裝置（輕烴站），設(shè)計(jì)規(guī)模30×104m3/d，最大處理能力36×104m3/d；2007年進(jìn)行了擴(kuò)建，擴(kuò)建后的天然氣處理總規(guī)模為80×104m3/d。

塔河二號(hào)聯(lián)合站于2003年建成投產(chǎn)，脫水規(guī)模為150×104t/a，主要處理6區(qū)、7區(qū)、4區(qū)西部和12區(qū)等區(qū)塊的重質(zhì)原油。2008年，塔河油田二號(hào)聯(lián)合站實(shí)施擴(kuò)建，擴(kuò)建后原油處理的總規(guī)模為390×104t/a。2005年，建成投產(chǎn)二號(hào)聯(lián)合站輕烴處理裝置，處理天然氣規(guī)模15×104m3/d，最大處理能力20×104m3/d。

塔河三號(hào)聯(lián)合站于2005年建成投產(chǎn)，脫水規(guī)模為180×104t/a，主要處理8區(qū)、10區(qū)、11區(qū)及托甫臺(tái)等區(qū)塊生產(chǎn)的原油。2007年建設(shè)天然氣處理裝置，天然氣處理規(guī)模為50×104m3/d。

2 技術(shù)現(xiàn)狀

“十五”以來，塔河油田油氣集輸技術(shù)取得了較大的進(jìn)步，有很多成果達(dá)到了中石化先進(jìn)水平，實(shí)現(xiàn)了油氣田建設(shè)的快速發(fā)展。“十五”期間建設(shè)的塔河二號(hào)聯(lián)合站和三號(hào)聯(lián)合站工程，采用了先進(jìn)、可靠的工藝技術(shù)，使塔河油田的地面工程技術(shù)水平上了一個(gè)新臺(tái)階，所采用的技術(shù)可以代表塔河油田原油集輸與處理的技術(shù)現(xiàn)狀。

2.1 塔河二號(hào)聯(lián)合站工程

塔河油田二號(hào)聯(lián)合站是一座集原油脫水、天然氣處理、污水處理和注水為一體的大型聯(lián)合站，主體工程于2003年10月建成投產(chǎn)，原油處理總規(guī)模為150×104t/a，天然氣處理規(guī)模15×104m3/d，污水處理規(guī)模5 000 m3/d。

2.1.1 原油處理系統(tǒng)

二號(hào)聯(lián)合站采用大罐沉降熱化學(xué)脫水+電脫水相結(jié)合的工藝流程。由于所處理的原油黏度較大，選擇了熱媒爐換熱工藝流程。

原油處理工藝流程：井排來液→三相分離器→一次沉降罐→二次沉降罐→加熱爐→電脫水器→凈化油罐→外輸。

采用大罐沉降工藝，沉降時(shí)間長，對于增大原油處理量有較好的適應(yīng)性；采用熱媒爐，對于加熱需在較高溫度下脫水的重質(zhì)稠油來說是比較合適的；采用電脫水工藝，減少了沉降時(shí)間，對二號(hào)聯(lián)合站重質(zhì)原油的脫水起到了很大作用。

2.1.2 天然氣處理系統(tǒng)

天然氣處理裝置采用海綿鐵法脫硫、原料氣增壓、分子篩脫水、膨脹機(jī)制冷工藝。通過對原料氣進(jìn)行脫硫、增壓、脫水、制冷及分餾等處理后，分離出液化石油氣和輕烴等高附加值產(chǎn)品。工藝裝置分7個(gè)操作單元，包括脫硫單元、原料氣增壓單元、分子篩脫水單元、制冷單元、分餾單元、儲(chǔ)運(yùn)單元以及輔助系統(tǒng)單元。

由于塔河二號(hào)聯(lián)合站是在滾動(dòng)勘探開發(fā)環(huán)境下建設(shè)的，原油性質(zhì)與投產(chǎn)實(shí)際情況有較大的出入，使得一些設(shè)施運(yùn)行參數(shù)的設(shè)計(jì)及運(yùn)行情況發(fā)生了一些變化，這也是油田建設(shè)通常存在的問題。二號(hào)聯(lián)合站總體上滿足了塔河油田產(chǎn)能建設(shè)的需要，適應(yīng)了油田滾動(dòng)勘探開發(fā)對原油脫水能力的要求，產(chǎn)品主要有原油、液化石油氣、輕油和干氣。處理后合格原油進(jìn)入二號(hào)聯(lián)合站附近的輸油首站，通過重質(zhì)原油外輸管線外輸；液化石油氣、輕油通過汽車運(yùn)輸外銷，干氣作為燃?xì)怆娬尽⒂吞锷a(chǎn)和民用的燃料氣；多余天然氣進(jìn)入火炬系統(tǒng)放空；處理后的污水就地外排或回灌。

2.2 塔河三號(hào)聯(lián)合站工程

塔河三號(hào)聯(lián)合站工程是中國石化2005年的重點(diǎn)產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目，于2005年5月開工，2005年11月投產(chǎn)。塔河三號(hào)聯(lián)原油處理規(guī)模為180×104t/a，伴生氣處理量20×104m3/d，污水處理及回灌規(guī)模為5 000 m3/d。2007年建設(shè)天然氣處理裝置，天然氣處理規(guī)模為50×104m3/d。

（1）原油處理工藝。三號(hào)聯(lián)合站脫水工藝及主要設(shè)備選擇，吸取了二號(hào)聯(lián)合站建設(shè)的經(jīng)驗(yàn)，原油處理采用三級(jí)大罐沉降脫水工藝。站外來液進(jìn)加熱爐加熱，使原油溫度由35℃升至60℃，然后進(jìn)入油、氣兩相分離器進(jìn)行氣、液分離；分出的伴生氣經(jīng)天然氣分離器除液后進(jìn)入氣體處理系統(tǒng)，液相進(jìn)入一級(jí)沉降罐進(jìn)行沉降脫水，脫水溫度60℃左右，沉降后的原油含水＜10%，污水進(jìn)入污水處理系統(tǒng)。一級(jí)沉降后的原油進(jìn)入二級(jí)沉降罐緩沖沉降，沉降后的原油含水≤5%，然后通過脫水泵提升經(jīng)加熱爐加熱，加熱溫度由60℃升至80℃，進(jìn)入三級(jí)沉降罐繼續(xù)沉降，沉降后的原油（含水≤1%）進(jìn)凈化油罐儲(chǔ)存。

（2）天然氣處理工藝。天然氣處理裝置的工藝與二號(hào)聯(lián)合站基本相同。

（3）三號(hào)聯(lián)合站主要技術(shù)特點(diǎn)。三號(hào)聯(lián)合站原油處理采用大罐沉降脫水、大罐抽氣回收工藝，操作簡單，管理人員少，技術(shù)成熟，工藝先進(jìn)，處理效果穩(wěn)定可靠。

研究設(shè)計(jì)三號(hào)聯(lián)合站的脫水工藝時(shí)，進(jìn)行了充分調(diào)研和比較，從投資、運(yùn)行費(fèi)用及操作性等方面進(jìn)行了優(yōu)選。運(yùn)行結(jié)果證明，該流程的選擇是合理的。與熱化學(xué)沉降—電脫水工藝比較，采用大罐沉降脫水節(jié)省投資360萬元，工藝運(yùn)行費(fèi)用低，操作簡單，脫水處理效果穩(wěn)定，適合三號(hào)聯(lián)合站的實(shí)際情況，但大罐沉降工藝占地面積太大。

3 油氣集輸面臨的形勢

塔河油田地面建設(shè)具有較多的成功經(jīng)驗(yàn)，廣泛地采用了新技術(shù)、新工藝。主要采用了二級(jí)布站、油氣混輸?shù)刃鹿に嚕喕思敼に?，?yīng)用先進(jìn)實(shí)用的自動(dòng)化技術(shù)進(jìn)行生產(chǎn)管理，保證了塔河油田的正常生產(chǎn)運(yùn)行。

最近幾年，隨著塔河稠油區(qū)塊的開發(fā)生產(chǎn)，油氣集輸技術(shù)面臨的形勢正在發(fā)生著一些重要的變化。油井采出液含水越來越高、稠油油田開發(fā)比例越來越大等現(xiàn)象，暴露出現(xiàn)有的技術(shù)還存在很多不適應(yīng)。

3.1 稠油更“稠”

塔河油田12區(qū)塊部分原油密度達(dá)到1.0 kg/m3，其密度與水的密度非常接近，乳狀液十分穩(wěn)定，油水分離困難，且含有H2S，這樣油品就需要特殊的油氣處理工藝，要求在新技術(shù)、新設(shè)備、新材料等方面不斷創(chuàng)新研究。

3.2 摻稀原油資源缺乏

由于塔河油田具有油藏地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、稠油流體性質(zhì)特殊、油井深等特點(diǎn)，國、內(nèi)外多項(xiàng)稠油采油工藝均不適用于塔河碳酸鹽巖油田。在廣泛調(diào)研的基礎(chǔ)上，塔河油田采用了摻稀降黏度采油工藝[2]。隨著塔河稠油比例逐步增加，油田摻稀原油資源缺乏，塔河油田重質(zhì)原油的外輸采用了摻稀油降黏后加熱輸送的工藝。管輸原油的黏度與所摻稀油的比例有較大關(guān)系。但隨著油田的進(jìn)一步開發(fā)，摻稀油數(shù)量將不能滿足油田開發(fā)的需要，需要進(jìn)一步創(chuàng)新原油處理技術(shù)。

為了適應(yīng)超稠原油、含H2S原油和沙漠油田等特點(diǎn)，在地面工程油氣集輸技術(shù)方面，需要加強(qiáng)綜合技術(shù)研發(fā)能力，使技術(shù)研究貼近油田生產(chǎn)，為油田現(xiàn)場所用，重點(diǎn)解決制約技術(shù)發(fā)展的難題，在工程實(shí)踐中將科技成果轉(zhuǎn)化為生產(chǎn)力。

4 技術(shù)研究方向

4.1 油井在線軟件計(jì)量

研究油井在線計(jì)量技術(shù)軟件，提高稠油油井生產(chǎn)計(jì)量精度。油井在線計(jì)量技術(shù)軟件在東部老油田應(yīng)用較為普遍。如大港油田采用示功圖法量油技術(shù)[3]，即在油井井口上安裝壓力、溫度傳感器等，實(shí)現(xiàn)溫度和壓力的自動(dòng)檢測，并將采集的油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)通過數(shù)據(jù)傳輸模塊傳送至生產(chǎn)站場；在生產(chǎn)站場的控制室，人工輸入油氣比、含水量等實(shí)測參數(shù)，由計(jì)算機(jī)對數(shù)據(jù)進(jìn)行分析、處理、存儲(chǔ)。應(yīng)用示功圖法量油技術(shù)計(jì)算出油井產(chǎn)量，主要適用于輕質(zhì)原油、中質(zhì)原油及油氣比不高的油區(qū)的油井計(jì)量，而對于重質(zhì)原油、稠油油井，計(jì)算計(jì)量的誤差就比較大。

塔河油田的原油多數(shù)為重質(zhì)原油、稠油，目前的計(jì)量技術(shù)軟件計(jì)算誤差比較大，有的計(jì)量誤差達(dá)到15%以上，不能滿足地質(zhì)開發(fā)的生產(chǎn)要求。需要研究適合塔河油田重質(zhì)原油、稠油的油井在線計(jì)量技術(shù)軟件，提高稠油油井生產(chǎn)計(jì)量精度，方便油井的地質(zhì)開發(fā)分析和生產(chǎn)管理。

4.2 超稠油脫水技術(shù)及脫硫設(shè)備

研究高效超稠原油脫水技術(shù)，研發(fā)含硫原油脫硫設(shè)備。塔河油田有大量的稠油，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高，輕質(zhì)烴類含量少，因此具有密度大、黏度高的特點(diǎn)，有的重質(zhì)原油還具有較高的硫和金屬含量。塔河油田12區(qū)的部分原油比重介于0.995 0～1.016 4 kg/m3（平均1.009 4 kg/m3）之間，凝固點(diǎn)介于8～60℃（平均33℃）之間，黏度11 990 mPa·s（90℃），原油流動(dòng)性能較差；原油中平均含硫2.7%，平均含蠟量為4.6%。塔河油田稠油黏度大，其密度與水的密度非常接近，油水乳狀液十分穩(wěn)定，油水分離困難。在地面工程的設(shè)計(jì)、建設(shè)、生產(chǎn)過程中，需要不斷總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，重點(diǎn)研究發(fā)展超稠原油脫水處理及輸送技術(shù)，研發(fā)含硫原油脫硫設(shè)備，降低投資和運(yùn)行費(fèi)用。

根據(jù)塔河12區(qū)原油低含水和摻稀油開發(fā)的特點(diǎn)，研究選擇適用的工藝技術(shù)和設(shè)備，成為提高12區(qū)塊開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)鍵問題。塔河油田根據(jù)6號(hào)油區(qū)原油黏度高、密度大、起泡嚴(yán)重[4]、自然消泡時(shí)間長的特點(diǎn)，對分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)進(jìn)行了改造，研制了泡沫原油油氣分離器。

塔河油田12區(qū)原油平均硫含量2.99%。已發(fā)生原油在運(yùn)輸途中揮發(fā)出高濃度H2S氣體，導(dǎo)致鐵路部門中斷塔河原油運(yùn)輸?shù)那闆r，影響了油田的正常生產(chǎn)。根據(jù)有關(guān)資料，H2S的質(zhì)量濃度常限定在10～60 mg/kg范圍內(nèi)，原油脫硫已成為油田迫切需要解決的問題[5]。

因此，研究開發(fā)高效、快速的原油脫水技術(shù)，研制高效的原油脫硫裝置，降低超稠油的預(yù)處理時(shí)間、含硫原油的生產(chǎn)成本，對于塔河油田具有重要的節(jié)能降耗作用。

4.3 超重質(zhì)原油管道技術(shù)及輸油泵

研究超重質(zhì)原油管輸技術(shù)，研制重質(zhì)油輸油泵。重質(zhì)原油的黏度高，研究輸送技術(shù)主要針對降黏減阻展開。近十幾年來，重質(zhì)原油的輸送技術(shù)呈現(xiàn)多樣化的發(fā)展趨勢，主要通過加熱、摻稀釋劑、添加減阻劑等方式，改變原油流變性進(jìn)行輸送。為了適應(yīng)重質(zhì)原油黏度高的特點(diǎn)，需要輸油泵具備較高的出站壓力和較大的排量。目前，塔河油田使用雙螺桿泵，中石油遼河油田以螺桿泵和TLB（TCB）型容積泵為主，中油國際將鉆井泵設(shè)計(jì)成輸送高黏度稠油泵，并在蘇丹長輸管道進(jìn)行現(xiàn)場應(yīng)用，遼河油田研究了GBC型轉(zhuǎn)子泵，可以對黏度為1～10 000 mPa·s的原油進(jìn)行輸送。上述設(shè)備在國內(nèi)并沒有大規(guī)模應(yīng)用，適用范圍比較窄。

塔河油田重質(zhì)原油的外輸采用稀油降黏后加熱輸送的工藝，稀油數(shù)量將不能滿足油田開發(fā)的需要，使管輸原油黏度急劇增加。例如，當(dāng)12區(qū)稠油與稀油比例為1∶1時(shí)，管輸原油黏度將從目前的250 mPa·s升高至約為1 041 mPa·s，從而大大降低現(xiàn)有管道的輸送能力，增加輸送過程中的熱力和動(dòng)力消耗，因此有必要研究超重質(zhì)原油的管輸技術(shù)，研制重質(zhì)原油輸油泵，研究開發(fā)新的輸送工藝，以適應(yīng)油田開發(fā)的需要。

[1]孫國華，侯桂華．淺談塔河油田地面工程建設(shè)[J]．石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2007，18（2）：19-21．

[2]吳振東．塔河油田超深層稠油井筒摻稀降黏技術(shù)[J]．油氣田地面工程，2009，28（12）：10-11．

[3]史明義，項(xiàng)勇，鄒曉燕，等．功圖法計(jì)量技術(shù)在大港油田的應(yīng)用[J]．石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2006，1 7（3）：9-12．

[4]喬寧，范春英．塔河油田超深層稠油井筒摻稀降黏技術(shù)[J]．油氣田地面工程，2006，25（4）：36．

[5]徐正斌，顏映霄，孫潔，等．塔河油田重質(zhì)原油脫硫工藝淺析[J]．石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2008，l 9（6）：35-36．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.5.019

基金論文：四川省教育廳資助科研項(xiàng)目“超臨界CO2管道輸送技術(shù)研究”（09ZB097）。

徐孝軒：高級(jí)工程師，博士，2006年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，現(xiàn)在中國石化石油勘探開發(fā)研究院地面所從事油氣集輸工藝，油氣田地面工程規(guī)劃、研究和咨詢工作。

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（欄目主持 張秀麗）