渤中3－2油田自安装采油平台原油处理方案研究

李艳莉

（中海油能源发展采油服务公司，天津 塘沽 300452）

渤中 3－2油田属年产量较小且周边无在生产油田可依托的边际油田，根据此类油田的特点和要求，确定其总体开发方案（工程设施）为：隔水套管支撑井口＋自安装采油平台＋穿梭油轮（＜5000 t）。

采用上述模式对渤中3－2油田进行开发，自安装采油平台原油处理方案包括以下两种设想：①来自隔水套管支撑井口的含水原油在自安装采油平台（不具备油气处理能力）上储存，再运往绥中36－1处理厂进行处理；②来自隔水套管支撑井口的含水原油经过自安装采油平台（具备油气处理能力）处理，达到合格原油指标（含水小于1 %）后利用穿梭油轮直接进行外输。

通过对绥中36－1处理厂接收边际油田的调研情况，对以上两种设想进行分析和研究，详述如下。

1 绥中36－1处理厂的原油处理储输系统现状

绥中 36－1处理厂的原油处理储输系统包括三套工艺流程，分别用以对绥中36－1油田原油的处理、储存和外输；对旅大油田以及锦州9－3油田原油的储存、外输。

2 对现有原油处理流程的总结分析

（1）按照设计要求5000 t码头满足油轮安全停靠。

（2）利用绥中36－1处理厂给锦州9－3油田设置的接油/外输管线达到上岸和外输要求。

（3）虽然接收绥中36－1油田的处理工艺系统具备脱水能力，但绥中36－1油田的原油中含有高质沥青，若渤中3－2油田的原油与其混合，由于原油物性不一致，会影响高质沥青的品牌。所以，边际油田的原油不宜进入该系统。

（4）旅大原油的处理工艺系统或锦州9－3油田原油储存工艺系统均没有设置原油脱水装置。渤中3－2油田的原油如要进入旅大原油的处理工艺系统或锦州 9－3油田原油储存工艺系统，均需要进行流程改造（增加电脱水器、流程管线改造等）后，方能满足原油外输含水小于1 %的指标。

3 改造或扩建的建议方案选择

3.1 改造

3.1.1 方案描述

（1）主要工艺流程描述：来自渤中3－2油田大于1 %的含水原油，利用5000 t级码头和绥中36－1处理厂给锦州9－3油田设置的接油/外输管线进入罐，罐内含水原油经锦州 9－3热油循环泵输送至锦州 9－3油/油换热器或循环加热器加热到65 ℃～70 ℃左右，再进入电脱水加热器加热到120 ℃左右，进入电脱水器进行脱水，经脱水后的原油通过油/油换热器将油温降至 65 ℃左右后，进入好油罐进行储存。经电脱水器脱出的含油污水进入绥中36－1处理厂的污水处理系统。原油处理能力：2400 m³/d。

（2）主要设施与规格原有设施与规格：原油储罐（容积：50000 m³，操作压力/温度：常压/80 ℃）；原油储（容积：20000 m³，操作压力/温度：常压/80 ℃）；热油循环泵（流量：100 m³/h，扬程：100 m）；油循环加热器（设计负荷：850 kW，设计压力/温度：1600 kPa/190 ℃，操作压力/温度：1000 kPa/65 ℃～70 ℃）；卸油泵（外输泵）（流量：250 m³/h，扬程：85 m）。

新增设施与规格：①油/油换热器——管程（进热原油）（设计压力/温度：1600 kPa/150 ℃，操作压力/温度：900 kPa/130 ℃）；壳程（进冷原油）（设计压力/温度：1600 kPa/150 ℃，操作压力/温度：900 kPa/65 ℃～70 ℃）；②电脱水加热器——设计负荷：4862 kW；管程（进热介质油）设计压力/温度：1600 kPa/250 ℃，操作压力/温度：500 kPa/150 ℃～210 ℃；壳程（进冷原油）设计压力/温度：1600 kPa/210 ℃，操作压力/温度：650 kPa/95 ℃～120 ℃；③电脱水器尺寸：ф3600×15940，设计压力/温度：900 kPa/160 ℃，操作压力/温度：500 kPa/120 ℃。

（3）辅助工艺及设施。热源——供给电脱水加热器的热源来自绥中36－1二期或旅大改扩建的热介质油；化学药剂——用于脱水的破乳剂可来自绥中36－1二期或旅大改扩建所设置的装置中引入，也可新建一套独立的装置；开式排放——与绥中36－1二期开式排放系统相对接；仪表风——使用绥中36－1二期仪表风系统；控制仪表信号—进入绥中36－1二期中控。

（4）新增设施安装位置。将新增设施就近安装在为锦州9－3设置的外输泵房和油循环加热器的场地处。

3.1.2 实施改造方案需考虑的问题

（1）目前绥中36－1处理厂的污水处理系统基本处于满负荷运行状态，若接收渤中3－2油田含水5 %的原油，按每天对2400 m³含水原油处理的话，经处理后的原油含水为1 %进行估算，每天脱出96m³的污水要进入绥中36－1污水处理系统，考虑边际油田污水与原绥中36－1处理厂污水的互溶问题，一旦互溶不好，是否影响其污水的处理效果，需要进行论证。

（2）针对方案：在接收渤中3－2油田含水大于1 %的原油或外输渤中3－2油田合格原油时，因DN500的接收/外输管路被使用，所以原油处理装置需停运。

3.2 扩建

随着对边际油田开发规模的不断扩大，处理量也将不断增加，亦或出现新油（气）田的含水原油需在绥中36－1处理厂上岸进行脱水处理的情形，那么原有的工艺设施虽经改造仍将无法满足需求，因此实施扩建方案是很有必要的。

4 结论

（1）利用5000 t级码头和绥中36－1终端给锦州9－3油田设置的接油/外输管线可以达到上岸的要求，但要想进入其它油罐或沉降罐，必须进行改造。

（2）绥中36－1原油终端原设计的接收锦州9－3油田和旅大原油的工艺中，没有设置原油脱水装置；原油上岸后，需要进行流程改造。

（3）绥中36－1终端对绥中36－1油田（含水不高于30 %）的原油的处理工艺中，其原油中含高质沥青，若渤中3－2油田生产的原油与其混合，因原油物性不一致，将会影响高质沥青的品牌，故渤海湾小型油气田生产的原油不宜进入其流程。

（4）目前绥中36－1终端的污水处理系统基本处于满负荷运行状态，同时需要考虑渤中3－2油田的污水与原绥中36－1终端污水的互溶问题，一旦互溶不好，会直接影响污水的处理效果。

可见，绥中36－1终端目前不具备对来自渤中3－2油田的原油进行脱水处理、对脱出的污水进行净化处理的条件和能力（包括含水不高于5 %的非合格原油）。“来自隔水套管支撑井口的含水原油经过自安装采油平台处理，达到合格原油指标（含水小于1 %）后利用穿梭油轮直接进行外输”是可行的最佳方案。