油田集输系统节能技术浅析

2017.10.14 来源: 互联网大字

目前，我国东部陆上油田大部分已进入开发后期，综合含水都已达到80%以上，部分油田已超过90%。随着含水率的上升，采出液总液量也不断增加，能耗随之迅速增长，因而，地面系统需要大量改造或改进，主要表露出的问题有：

①油气集输和处理系统负荷增大,现有的工艺流程复杂,系统能力不能满足开发后期的生产要求。各油田现有设备主要是针对开发中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，原油集输方式、设备结构不能适应这一变化的需要。

②污水处理系统主要是处理量的增加和水质标准的提高，现有流程和设备落后，按常规的处理方式已不能满足生产要求。

③进入开发后期，为了进一步提高采收率，各油田都在进行三次采油矿场试验，有的已进入工业性**应用阶段，如大庆、大港、河南等油田。由于驱注液对原油乳化液特性有较大的影响，为地面处理工艺带来了新的课题。

④注水系统由于注入量的增加，电力负荷急剧增长，注水井洗井次数增多，造成洗井能耗和污水处理系统的负担增大。

⑤油田开发后期防腐问题日益突出。由于东部油田开发建设较早，地面工艺管线设备运行时间长，防腐措施破坏严重，经常性的管线穿孔、设备腐蚀已严重影响了油田的正常生产运行。

根据以上分析，为适应油田开发后期集输系统改造及节能降耗技术的需要，应主要开展以下课题的研究：①原油脱水节能工艺研究;②污水系统节能工艺研究;③注水处理节能工艺研究;④三次采油节能技术研究;⑤油田地面综合防腐技术研究。

针对油田开发后期的生产特点，通过地面工艺的系统配套攻关，研制能耗低、效益高、投资省的工艺设备和合适的节能降耗工艺技术，使开发后期原油集输处理、污水处理，三次采油工艺、注水工艺及油田防腐工艺技术达到一个新水平。从而达到实现油田地面工艺在开发后期的技术改造投资省、效益高的目的。

二、国内外现状及认识

目前，国内外针对油田开发后期的需要，在地面工艺各个系统都进行了许多有益的探索和研究，提出了一定的研究方向和理论，开发了一些新设备、新材料和新工艺等。

1、原油处理工艺方面

国外一些国家原油脱水只在矿场条件下进行，原油脱水所采用的工艺通常根据系统的特点、原油物性、含水率、伴生水的矿化度、油田的生产方式和开采条件及气候条件等因素决定。同时各国对净化油质量指标的要求也不尽一致。如美国洛杉矶附近的西格奈尔希油田是一高含水期开发油田，由壳牌公司开发，年产油量在50×104t，综合含水88%，其产品收集和处理工艺是：各井来油经过汇管，加入破乳剂之后，经两级分离(**级为预脱气，第二级为三相分离)后，进入大罐沉降(配套大罐抽气)，即用大罐代替电脱水器。其工艺特点是，系统处理在一个场地配套进行(油气分离、原油脱水、污水净化及回注等)。利用罐作为末级分离器，同时具备沉降罐和成品油储罐的功能。在自然温度(21℃)下脱水，没有加热设备和换热器，油田生产过程**密闭。

而且，国外各石油公司在脱水工艺方面，一是注重研制并应用**脱水破乳剂，认为依靠破乳剂来降低热耗是比较经济的。如德国的BACΦ公司研制的分离剂28，在某工程中应用，在15℃条件下，经一级处理后，可把原油含水从30%降至1~2%;二是注重分离器等设备的功能的提高和结构优化。为提高分离效率而大量研制开发强化分离填料，目前常用的有脉动消除器、蝶形转向器、旋风进料口、迪克松雾沫捕集结构、各种形式的聚结填料等等。

我国国内的情况是，“七五”期间，结合中高含水期技术改造需要，开展了低耗节能油气集输配套技术研究，在原油处理方面，**了河南江河油田高凝原油不加热一段脱水获合格净化油的***。工艺配套了阀组加药、管道破乳和**沉降分离技术，研制出的HNS型**三相分离器，采用了预脱气技术、水洗破乳技术等多项新工艺，在来液温度50～55℃，停留时间10min条件下，出口原油平均含水≤0.5%，达到了净化油标准。

在化学破乳剂研究方面，国内存在着应用现场与研制脱节的现象，针对性的产品研制工作仅少数油田开展得较好，其它油田普遍是采用筛选应用。

因此，可以这么认为，我国油田在高含水开发期脱水工艺的研究上已取得较高水平的成果，今后应继续完善一段脱水工艺，进一步提高分离器对全国各油田处理的适应能力，要加大常温脱水破乳剂研制、新型聚结填料开发的力度，以适应开发后期技术改造的需要。

投稿作者：孤芳不自赏46

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