黃輝

東北油氣分公司地面集輸與處理工藝

周晶1黃輝1任曉光2

1中國石化石油勘探開發(fā)研究院2中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司

東北油氣分公司油田屬于典型的低滲透、特低滲透油田，為了有效地開發(fā)新區(qū)油田地面建設(shè)，節(jié)約地面投資，優(yōu)化集輸與處理工藝，開展了油氣集輸工藝及配套技術(shù)的研究，提出了適合東北油氣分公司不同類型油田切實可行、經(jīng)濟高效、簡單易行的工藝技術(shù)及新區(qū)的地面建設(shè)模式。

低滲透油田；集輸工藝；處理工藝；地面建設(shè)模式

東北油氣分公司油田屬于典型的低滲透、特低滲透油田，隨著油田勘探開發(fā)的不斷深入，總結(jié)老區(qū)油田的地面集輸工藝特點，優(yōu)化集輸與處理工藝技術(shù)，提出新區(qū)的地面建設(shè)模式是十分必要的。針對東北油氣分公司不同類型的油田，開展了油氣集輸工藝及配套技術(shù)的研究，提出了適合東北油氣分公司不同類型油田切實可行、經(jīng)濟高效、簡單易行的工藝技術(shù)及新區(qū)的地面建設(shè)模式。

1 集油工藝優(yōu)化

目前東北油氣分公司油田站外集油工藝主要采用雙管摻水、單管環(huán)狀摻水、單管局部不加熱和單井拉油4種方式。

（1）雙管摻水流程。東北油氣分公司的雙管摻水流程分雙管輻射摻水和雙管樹狀摻水兩種形式。雙管輻射摻水的單井產(chǎn)出液輸至計量間集中計量，如秦家屯油田大部分油井；雙管樹狀摻水不設(shè)計量間，但需要在集油、摻水干線上分別設(shè)置多個節(jié)點閥池，管理分散且操作不方便，其單井采用遠傳在線計量，如七棵樹油井和腰英臺油田大部分油井。雙管摻水流程適用于原油黏度較高、含蠟較高、凝固點較高，而環(huán)境溫度和井口出油溫度較低、產(chǎn)液含水率較低、產(chǎn)液量較小的區(qū)塊。但雙管摻水流程能耗高，管線用量大，同時增大站場設(shè)備處理液量的規(guī)模。腰英臺、七棵樹及秦家屯油田（除秦家屯油田個別油井外）的原油物性較好，產(chǎn)量低（單井平均產(chǎn)液量4～12t/d，產(chǎn)油量1～5t/d），隨著產(chǎn)液含水率的上升和產(chǎn)液溫度的上升，可逐漸減少摻水量，以簡化生產(chǎn)，減少能耗。

（2）單管環(huán)狀摻水流程。單管環(huán)狀摻水是將3～5口油井的出油管線直接串聯(lián)成環(huán)狀，各井口安裝定向閥，環(huán)線的首端和末端分別接至集油閥組間的熱水匯管和生產(chǎn)匯管；單井計量采用遠傳在線計量或便攜式示功圖量油儀計量。2000年秦家屯油田油井集油采用此流程，后逐漸改為雙管摻水流程；目前僅有幾口油井采用此流程。單管環(huán)狀摻水流程是外圍偏遠斷塊主要采用的集油工藝，適合于油井密度較大，產(chǎn)量較低，需要加熱輸送的油田。單管環(huán)狀流程具有節(jié)省鋼材、節(jié)省投資等優(yōu)點。

（3）單管局部不加熱流程。腰英臺油田腰西區(qū)塊油井采用單管局部不加熱集輸，即井口至計量站為單管不加熱集輸，但進計量站仍需加熱后再輸送。由于腰西油井原油凝固點高、產(chǎn)量低，其適應(yīng)范圍窄，集輸半徑小；腰西區(qū)塊單管不加熱集油半徑控制在400m以內(nèi)，對于超出400m以外的油井，需設(shè)井口電加熱器進行加熱。國內(nèi)單管不加熱流程一般指從井口經(jīng)計量站、接轉(zhuǎn)站至聯(lián)合站均為單管不加熱集輸，油井混合液以樹狀管網(wǎng)方式進計量站，再混輸至接轉(zhuǎn)站、聯(lián)合站。該流程常溫輸送，節(jié)省投資；在滿足集輸條件的情況下，此流程為首選推薦的集油工藝。

（4）單井拉油工藝。井場設(shè)置1臺或多臺高架油罐，油井產(chǎn)出液通過集油管線進入儲油罐進行加熱儲存，拉油車定期拉運產(chǎn)液至聯(lián)合站或集油站。油井計量采用活動式計量（液面儀或功圖儀）。東北油氣分公司所圖、十屋油田等邊遠油井采用此流程。對于遠離已建集輸系統(tǒng)的單井或小斷塊零散井，以及試采階段，采用單井或多井集中拉油工藝是適合的。

2 原油處理工藝優(yōu)化

目前東北油氣分公司已建聯(lián)合站3個（腰英臺、秦家屯和所圖聯(lián)合站）。根據(jù)其原油物性凝固點（17～34℃）、密度（20℃時0.821～0.932g/cm3）、黏度（50℃時6～599mPa?s）和含蠟量（17.8%～38.7%）較高，以及處理后的原油就近外運外銷的特點，已建聯(lián)合站原油處理采取了加熱+三相分離器脫水、高效三相分離器脫水和大罐沉降脫水3種處理工藝。

（1）加熱+三相分離器脫水工藝。腰英臺聯(lián)合站采用了加熱+三相分離器脫水工藝，即站外來液→加熱爐→三相分離器→原油儲罐→裝車泵→外銷。此流程是將站外30～35℃來液全部加熱至55℃后，再進三相分離器進行油、氣、水三相分離，這樣既增大了加熱爐的熱負荷，又使三相分離器分離出的污水進入污水處理站生化系統(tǒng)前，再需用冷卻塔冷卻到35℃左右才能進入生化池，造成了大量能源的浪費；同時增加了冷卻塔和換熱器的熱負荷及維護工作量，運行成本高。建議在今后的建設(shè)中，推薦采用先分離后加熱處理工藝。

（2）高效三相分離器脫水工藝。秦家屯聯(lián)合站采用了高效三相分離器脫水工藝，即站外來液→高效三相分離器→原油儲罐→裝車泵→外銷。高效三相分離器最適合于高含蠟的石蠟基原油，在適宜的脫水溫度和破乳劑的加入下，一般有效沉降時間40min左右，可以達到原油含水率≤0.5%，分離出的污水含油量≤1000mg/L。實踐證明，高效三相分離器與常規(guī)三相分離器相比，具有體積小、重量輕、處理量大、分離效率高、一次脫水合格、簡化了脫水流程、自動化水平高、運行平穩(wěn)等優(yōu)點，它替代了三相分離器和原油加熱爐功能，是低滲透油田較好的脫水設(shè)備。

（3）大罐沉降脫水工藝。所圖聯(lián)合站采用了大罐沉降脫水工藝，即汽車拉油→油罐→提升泵→沉降罐（內(nèi)設(shè)加熱盤管）→原油儲罐→裝車泵→外銷。所圖油田單井原油具有高含蠟、高含水、中凝固點、低黏度、低密度的特點，同時產(chǎn)液量低（單井平均產(chǎn)液量5.4t/d，產(chǎn)油量0.7t/d），所圖聯(lián)合站處理拉油井的來液，采用大罐沉降脫水工藝，處理后的原油滿足要求。

3 建議

3.1 工藝模式

3.1.1 站外集油工藝

對于產(chǎn)液量較大，高含水的油井，根據(jù)集輸條件，優(yōu)先選擇不加熱集油工藝，即井口經(jīng)計量站、接轉(zhuǎn)站至聯(lián)合站均為單管不加熱集輸。對于具有一定規(guī)模的油田，不能滿足冷輸條件的，建議首選單管環(huán)狀摻水流程、遠傳在線計量或便攜式示功圖法計量。此流程成功地滿足了高寒地區(qū)低產(chǎn)井的集輸需要，是值得推薦的集油工藝。對于原油黏度較高，井口出油溫度較低的油田，建議采用雙管摻水流程。對于遠離已建集輸系統(tǒng)的單井或小斷塊零散井，以及在試采階段，采用單井或多井集中拉油工藝。

3.1.2 原油處理工藝

對于東北油氣分公司低滲透油田具有一定規(guī)模的、產(chǎn)液量大的老區(qū)油田，建議繼續(xù)采用高效三相分離器脫水工藝。對于區(qū)塊較小、產(chǎn)液量不大的油田，聯(lián)合站采用五合一脫水處理工藝；高效合一裝置可簡化工藝流程，縮小占地面積，節(jié)省投資。對于稠油區(qū)塊推薦采用三相分離器+大罐沉降的脫水工藝。

3.2 新區(qū)采用的技術(shù)和設(shè)備

（1）蘇家屯油田推薦采用五合一裝置處理工藝。五合一裝置是大慶油田針對外圍低滲透油田設(shè)計、推廣的多功能組合設(shè)備，適應(yīng)原油含水率為10%～95%，熱效率達85%。五合一裝置把油氣分離、沉降、加熱、電脫水、緩沖5項功能集于一體，取代了常規(guī)流程中的三相分離器、加熱爐、電脫水器、摻水爐和緩沖罐等設(shè)備。五合一裝置與高效三相分離器相比，該裝置自帶加熱和電脫水功能，適應(yīng)性更強，且處理后的凈化油含水率＜0.3%。

（2）雙龍接轉(zhuǎn)站推薦采用四合一裝置處理工藝。四合一裝置把油氣分離、沉降、加熱、緩沖4項功能集于一體，取代了常規(guī)流程中的三相分離器、加熱爐、摻水爐和緩沖罐等設(shè)備，相比五合一裝置少了電脫功能。該設(shè)備是低滲透油田接轉(zhuǎn)站較好的原油處理設(shè)備。

（3）油田摻水爐推薦采用真空加熱爐。真空加熱爐設(shè)備具有安全可靠、熱效率高（高達91%）、自動化程度高、體積小和節(jié)能等特點。與常規(guī)熱效率為85%的加熱爐相比，可節(jié)省大量的天然氣；并有效地解決了常規(guī)加熱爐在生產(chǎn)過程中易結(jié)垢、結(jié)焦等問題，延長了加熱爐的使用壽命和設(shè)備利用率。

（4）蘇家屯油田采用天然氣除油干燥組合裝置。天然氣除油干燥組合裝置將天然氣除油器與干燥器組合為一個設(shè)備，天然氣通過天然氣除油器中的捕霧器、除油器等分離元件進行油、氣、水分離后，再通過干燥器二次冷凝分離，冷凝液返回到天然氣除油器中，降低了天然氣含水率。該設(shè)備更有利于加熱爐燃燒用氣，且設(shè)備結(jié)構(gòu)緊湊，安全、經(jīng)濟合理。

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.035