我国在海外油田的地面建设工艺技术

*易成高，男，1967年生，高级工程师。1989年毕业于江汉石油学院采油工程专业，获学士学位，现在CNODC海外研究中心工程技术室任项目经理。获部级、局级优秀工程设计奖及科技进步奖6项，发表论文多篇。通信地址：北京市学院路20号910信箱中国石油天然气勘探开发公司海外研究中心，100083.摘要我国在秘鲁1-AB油田和阿塞拜疆K＆K油田的中、后期开发建设中进行了地面生产设施建设，介绍了这两个油田充分依托和最大限度地利用已有生产设施和配套系统的情况。通过采取整体优化、新建产能及局部改造等措施，将这2个油田新建与已有设施有机结合，降低了油田中后期开发建设的投资，满足了油田生产需要，提高了油田的整体开发效益。关键词国外油田地面工程油气集输原油脱水外输天然气集中处理站注水污水处理经济合理的高效开发不同国家、不同地区及不同年代投入开发的老油田是新世纪我国海外石油开发工作者所面临的新课题。如何发挥油田已有生产设施潜力，最大限度利用已有配套系统工程，努力减低老（中后期）油田开发建设投资，是目前需解决的问题。根据对2个海外油田的开发评估和技术配合中对其地面生产设施系统的了解和认识，谈谈笔者的看法和体会。秘鲁1-AB油田中国石油天然气集团公司（CNPC）的秘鲁1-AB油田是已开发近30年的老油田，位于秘鲁东北部的热带雨林区。秘鲁1-AB油田由12个不同类型的油田组成，包含轻质（密度0.825～0.898）、中质（密度0.904～0.947）和重质（密度0.953～1.00）3种类型原油的油田。1秘鲁1-AB区油田的油气集输系统秘鲁1-AB区油田主要采用单裸管集输（轻质及中质油）和双管掺稀油集输流程（重质油）、一级布站。其原油总的集输流程（见图1）是：西部油区生产的轻质油直接进入拔头装置（位于Shiviyacu油田的集中处理站内）或到重质油田作掺油用；中部油区生产的中质原油直接进入拔头装置或输到交油站；其它油区生产的重质油经掺轻质油处理后输送到交油站。经拔头装置提出柴油后的原油经混合后输到交油站。如处理后原油密度＜0.943，需在返输罐（容积为2385m3）中掺凝析油调和，再由提升泵返输到原集中处理站混合；必要时可能需暂时部分关井，以保证外输原秘鲁1-AB区Andoas交油处理站NorthCaphahuari油田SouthCapahuari油田Dorissa油田Huayuri油田Tambo油田轻质原油油田3座集中处理站合格原油进外输管线Shiviyacu汽提柴油装置混合油装置轻油补充轻油去回掺轻油去拔头Shiviyacu输油站2座集中处理站中质原油油田Carmen油田Shiviyacu油田Forestal油田混合油Jibarito油田Jibaro油田SanJacinto油田Bartra油田重质原油油田3座集中处理站掺轻油混合油混合油油的质量。经掺合后的原油泵输到Andoas交油站统一处理、计量和外输。油区内部主要集输管网由2条输油管道、1条轻油管道和1条柴油管道组成，输油能力达500万t/a。2秘鲁1-AB区独特的污水处理处理技术1-AB油田产出污水的特点是：产出污水量大（产液平均含水约95%），产液温度高（85～93℃）。油田处于热带雨林深处，湿热多雨，周边河流纵横密布，水系发达，为其污水处理的简化处理创造了条件。其目前污水处理的基本处理流程是：三相分离器和水洗罐→油气比（GOR）高时，设置污水缓冲罐除油除气→二级隔油池或大型污水池（PIT）除油→（二级）污水沉降池（PIT）→（达标）排放或管输到小溪和干线河流。目前大部分排放污水的实际测试指标：年平均含油小于20mg/L。由于产出水对当地环境的影响是国家政府部门在亚马逊河流域取水样进行监测的，油田生产排出的污水水体相对于亚马逊河的水体非常小（比例1∶300～5000）。因此，目前油田排放水的标准基本符合当地政府对油田的要求。因2004年遇到近几十年罕见的干旱季节，油田区域的亚马逊河流域水体量减少，油田污水排放受限制，一定程度影响了油田生产。目前，正在开展油田的部分污水浅层回注以减轻外排污水量。秘鲁1-AB油田污水处理工艺简化、规范、投资少，污水自然沉降时间长。加上露天的大型污水池（PIT）伴有天然微生物再生等复合作用，处理后的水质指标满足所在国环保法规要求，污水全部外排进入附近地区河流。Carmen新区部署开发丛式井4口，采用电潜泵采油，产能规模为1050～1200t/d，综合含水70%～78%。新区离附近的Shiviyacu集中处理站较远（约18.5km），新区建设有2个方案可选择：方案一是沿用已有布站模式即在井场附近建1座新的集中处理站、输油管线及配套电厂、管理营地等，Shiviyacu集中处理站需要进行扩建。其建设内容多，管理复杂，造成投资高，生产费用高，与油田后期开发效益不匹配。方案二是采用一级半布站，即井口→转油站→集中处理站，需在井场附近新建转油站1座（建配套发电机），就地脱出部分游离水，低含水原油经新建的输油管道输到18.5km外的Shiviyacu站。该集中处理站需要进行适当扩建。经过技术经济比较，方案二虽然与原油田整体布局有区别，但投资比方案一要减少近50%，而且方便新区的生产管理和今后扩建，减轻已有Shiviyacu集中处理站的油水处理负荷。3交油站简化处理、储运流程Andoas交油处理站的生产流程是：各集中处理站来油（60℃，含水1%～2%）→换热器→加热炉（93.9℃）→脱盐脱水合一设备（电化学法）→换热器（60℃，含水≤0.4%）→储罐（原油密度0.943）→外输泵—经计量后直接进外输油管道。因污水盐含量高，故原油需水洗脱盐。目前原油处理能力为4290t/d。处理后净化油（外输油）指标是：含水≤0.60%；密度≥0.943；含盐≤10.0mg/L。全站仅设一台容积为2385m3（缓冲时间仅7h）的净化油储存罐，其设计外输能力为9885t/d，其设计净化油缓冲时间仅为4.5h。外输计量采用质量流量计计量。热带雨林油田原油脱水、储运设施，主要采用二/三段热化学脱水工艺；净化油储存时间为14～24h，含水及低含水油储存时间为13～24h；事故状态靠临时停产，不设事故油罐。故在这类油田的开发后期，以清洗、维护油罐为主，基本不需新建储罐设施，即可满足开发生产要求。41-AB热带雨林地区油田天然气利用技术1-AB油田伴生天然气含量较丰富，油田周边热带雨林地区及外部均无天然气用户，唯一可行及现实的途径是考虑油田自用。（1）天然气用于气举采油秘鲁1-AB区在Capahuari油田，对油气比高（600～107m3/m3）的生产井，由于泡点压力高（P＞17.2MPa），如采用电潜泵（ESP）采油容易发生气蚀，可通过采用气举采油工艺解决该问题，保持油田稳产。故在其集中处理站建有气举压缩机站1座。目前该站有压缩机4台，吸入口压力0.30MPa，出口压力11.03MPa，温度48℃，日处理气量为34.6万m3，供8口气举井生产。（2）天然气用于发电为适应油田高含水生产需要，已建的加热炉和近几年来新建的发电机均为油气两用型，很好地利用了天然气（该区天然气利用率达95%以上），一定程度上减少了油田生产操作成本。阿塞拜疆K＆K油田地面生产设施1传统原油脱水设施的保留和改进K＆K油田的地面主要生产设施已投运40年以上，其技术水平相当于我国20世纪60、70年代水平。采用大罐多级沉降的开式流程，大罐及设备多且结构简单，但其生产设施，特别是油水输送管道和储存及处理油罐等处理能力较大。为适应油田计划原油产量从500t/d增加到1430t/d以上和油田含水上升的开发生产要求，需要对已有生产设施主要是原油转输及脱水设施进行改扩建。改扩建主要内容在Kursenge转油站和Kirovdag中心处理站。Kursenge转油站负责K&K油田主产油区的油气处理及转输任务。该转油站改扩建包括新建2套加热炉系统和将2座2000m3油罐改造为游离水水洗脱除罐。改造后该站最大处理液量从1950m3/d增加到3400m3/d。其油气处理流程采用先脱气，再水洗（沉降脱游离水）、缓冲、外输，并在外输液和水洗罐中采用加热炉加热提高油温，适应了中质石蜡基、中等油气比原油的处理及转输要求。其改造后的生产流程是：各计量站来油气水混合物→气液分离器（P为0.35MPa）→缓冲罐（2000m3，部分脱游离水）→外输泵（P为0.9～1.0MPa）→水套加热炉（二级加热，0℃→25℃→65℃，P为0.47MPa）→外输管道。在Kursenge转油站对初脱水缓冲的产液增加一级加热，既有利于原油的沉降脱水，又提高了加热炉的热能利用率；加上脱水罐的设置有利于减少外输油水混合液量，提高外输油量；同时又提高了外输液温度，降低外输液黏度，减少外输管道的压力降，有利于节能。该转油站改造工程以较小投资工程量，使其处理量大大增加，可满足今后5～10年油田开发增产及含水上升的生产要求。油田原油净化处理在Kirovdag油气处理站完成。该中心处理站改扩建主要包括新建5000m3净化处理油罐一座，原有2座2000m3处理油罐改为净化油储存罐。其改造后的处理工艺流程采用化学热沉降脱水，即：转油站来液→缓冲罐（400m3）→提升泵→加热炉（三级加热，0～8℃→30℃→50℃→63℃，P为1.1MPa）→脱水罐（1×5000m3）→原油储存罐（2×2000m3）→外输泵（46℃，P为1.35MPa）→计量仪表→经管道外输至A.Bayramli油库外卖。该站改造后其原油处理能力从1950m3/d增加到4000m3/d。转油站来液在缓冲罐的停留时间达到5.5～9h；净化油在原油储存罐的停留时间为27～36h；在脱水罐（5000m3）中的停留时间达到31～51h。这样既有利于原油的热沉降净化脱水，又有利于来液的脱砂和水洗脱盐，保证了原油外输运行平稳和外输原油质量。同时，充分利用自产天然气进行产液加热，节约能源。2K＆K油田污水简化处理法Kirovdag油气处理站、Karabagli转油站和Kursenge转油站所脱出的污水经污水输送管道统一输送到Kursenge油田的敞口地面污水池中。夏天进入敞口污水池的污水大部分被蒸发掉；在冬天因温度低，污水蒸发量有限，污水进入敞口污水池后，部分溢出，污染周边环境。中国石油天然气勘探开发公司（CNODC）接管该油田后，开始考虑如何以经济、合理的方法整治污水问题。考虑的污水治理方案主要有2个：方案一是利用沉降缓冲池加基本处理流程（除油和一级过滤）处理，将达到注水标准的污水有选择地通过注水泵升压后，在报废井中注入地（油）层。为充分利用闲置设施，其注水管采用经试压检验合格的旧油管。其主要指标为：污水处理量为1300m3/d，出口水杂质含量＜5.0～10.0mg/L，出口水含油＜10.0～30.0mg/L。其需增加的设备有：撬装式含油污水处理装置，高压注水泵3套，配电及其它配套设备等，约需投资50万美元。方案二是就地改造已有的污水池为二级隔油池，除油沉降后的污水经注水泵升压后，有选择地在报废井中，通过试压检验后的旧油管注入地（油）层。其主要指标为处理量约为1300m3/d；出口水杂质含量＜10.0mg/L；出口水含油＜30.0mg/L。其需增加的设备仅为高压注水泵2套及配电等设备，投资约15万美元。2003年K＆K油田采用方案二建成投产后，污水处理效果良好，各项指标达到设计要求。收稿日期：2005-02-16编辑：PetroleumPlanning&EngineeringVol.16No.3May.2005ResearchonTechnologiesforProcessingSourCrudeOilQianBozhangThecharacteristicsofsourcrudeoilfromtheMiddleEastAsiaandtencombinedtechnologiesforprocessingsourcrudeoilareintroduced.Theschemesforprocessingsourcrudeoilandproduci