东北油气分公司地面集输与处理工艺

黄辉

东北油气分公司地面集输与处理工艺

周晶1黄辉1任晓光2

1中国石化石油勘探开发研究院2中国石化国际石油勘探开发有限公司

东北油气分公司油田属于典型的低渗透、特低渗透油田，为了有效地开发新区油田地面建设，节约地面投资，优化集输与处理工艺，开展了油气集输工艺及配套技术的研究，提出了适合东北油气分公司不同类型油田切实可行、经济高效、简单易行的工艺技术及新区的地面建设模式。

低渗透油田；集输工艺；处理工艺；地面建设模式

东北油气分公司油田属于典型的低渗透、特低渗透油田，随着油田勘探开发的不断深入，总结老区油田的地面集输工艺特点，优化集输与处理工艺技术，提出新区的地面建设模式是十分必要的。针对东北油气分公司不同类型的油田，开展了油气集输工艺及配套技术的研究，提出了适合东北油气分公司不同类型油田切实可行、经济高效、简单易行的工艺技术及新区的地面建设模式。

1 集油工艺优化

目前东北油气分公司油田站外集油工艺主要采用双管掺水、单管环状掺水、单管局部不加热和单井拉油4种方式。

（1）双管掺水流程。东北油气分公司的双管掺水流程分双管辐射掺水和双管树状掺水两种形式。双管辐射掺水的单井产出液输至计量间集中计量，如秦家屯油田大部分油井；双管树状掺水不设计量间，但需要在集油、掺水干线上分别设置多个节点阀池，管理分散且操作不方便，其单井采用远传在线计量，如七棵树油井和腰英台油田大部分油井。双管掺水流程适用于原油黏度较高、含蜡较高、凝固点较高，而环境温度和井口出油温度较低、产液含水率较低、产液量较小的区块。但双管掺水流程能耗高，管线用量大，同时增大站场设备处理液量的规模。腰英台、七棵树及秦家屯油田（除秦家屯油田个别油井外）的原油物性较好，产量低（单井平均产液量4～12t/d，产油量1～5t/d），随着产液含水率的上升和产液温度的上升，可逐渐减少掺水量，以简化生产，减少能耗。

（2）单管环状掺水流程。单管环状掺水是将3～5口油井的出油管线直接串联成环状，各井口安装定向阀，环线的首端和末端分别接至集油阀组间的热水汇管和生产汇管；单井计量采用远传在线计量或便携式示功图量油仪计量。2000年秦家屯油田油井集油采用此流程，后逐渐改为双管掺水流程；目前仅有几口油井采用此流程。单管环状掺水流程是外围偏远断块主要采用的集油工艺，适合于油井密度较大，产量较低，需要加热输送的油田。单管环状流程具有节省钢材、节省投资等优点。

（3）单管局部不加热流程。腰英台油田腰西区块油井采用单管局部不加热集输，即井口至计量站为单管不加热集输，但进计量站仍需加热后再输送。由于腰西油井原油凝固点高、产量低，其适应范围窄，集输半径小；腰西区块单管不加热集油半径控制在400m以内，对于超出400m以外的油井，需设井口电加热器进行加热。国内单管不加热流程一般指从井口经计量站、接转站至联合站均为单管不加热集输，油井混合液以树状管网方式进计量站，再混输至接转站、联合站。该流程常温输送，节省投资；在满足集输条件的情况下，此流程为首选推荐的集油工艺。

（4）单井拉油工艺。井场设置1台或多台高架油罐，油井产出液通过集油管线进入储油罐进行加热储存，拉油车定期拉运产液至联合站或集油站。油井计量采用活动式计量（液面仪或功图仪）。东北油气分公司所图、十屋油田等边远油井采用此流程。对于远离已建集输系统的单井或小断块零散井，以及试采阶段，采用单井或多井集中拉油工艺是适合的。

2 原油处理工艺优化

目前东北油气分公司已建联合站3个（腰英台、秦家屯和所图联合站）。根据其原油物性凝固点（17～34℃）、密度（20℃时0.821～0.932g/cm3）、黏度（50℃时6～599mPa∙s）和含蜡量（17.8%～38.7%）较高，以及处理后的原油就近外运外销的特点，已建联合站原油处理采取了加热+三相分离器脱水、高效三相分离器脱水和大罐沉降脱水3种处理工艺。

（1）加热+三相分离器脱水工艺。腰英台联合站采用了加热+三相分离器脱水工艺，即站外来液→加热炉→三相分离器→原油储罐→装车泵→外销。此流程是将站外30～35℃来液全部加热至55℃后，再进三相分离器进行油、气、水三相分离，这样既增大了加热炉的热负荷，又使三相分离器分离出的污水进入污水处理站生化系统前，再需用冷却塔冷却到35℃左右才能进入生化池，造成了大量能源的浪费；同时增加了冷却塔和换热器的热负荷及维护工作量，运行成本高。建议在今后的建设中，推荐采用先分离后加热处理工艺。

（2）高效三相分离器脱水工艺。秦家屯联合站采用了高效三相分离器脱水工艺，即站外来液→高效三相分离器→原油储罐→装车泵→外销。高效三相分离器最适合于高含蜡的石蜡基原油，在适宜的脱水温度和破乳剂的加入下，一般有效沉降时间40min左右，可以达到原油含水率≤0.5%，分离出的污水含油量≤1000mg/L。实践证明，高效三相分离器与常规三相分离器相比，具有体积小、重量轻、处理量大、分离效率高、一次脱水合格、简化了脱水流程、自动化水平高、运行平稳等优点，它替代了三相分离器和原油加热炉功能，是低渗透油田较好的脱水设备。

（3）大罐沉降脱水工艺。所图联合站采用了大罐沉降脱水工艺，即汽车拉油→油罐→提升泵→沉降罐（内设加热盘管）→原油储罐→装车泵→外销。所图油田单井原油具有高含蜡、高含水、中凝固点、低黏度、低密度的特点，同时产液量低（单井平均产液量5.4t/d，产油量0.7t/d），所图联合站处理拉油井的来液，采用大罐沉降脱水工艺，处理后的原油满足要求。

3 建议

3.1 工艺模式

3.1.1 站外集油工艺

对于产液量较大，高含水的油井，根据集输条件，优先选择不加热集油工艺，即井口经计量站、接转站至联合站均为单管不加热集输。对于具有一定规模的油田，不能满足冷输条件的，建议首选单管环状掺水流程、远传在线计量或便携式示功图法计量。此流程成功地满足了高寒地区低产井的集输需要，是值得推荐的集油工艺。对于原油黏度较高，井口出油温度较低的油田，建议采用双管掺水流程。对于远离已建集输系统的单井或小断块零散井，以及在试采阶段，采用单井或多井集中拉油工艺。

3.1.2 原油处理工艺

对于东北油气分公司低渗透油田具有一定规模的、产液量大的老区油田，建议继续采用高效三相分离器脱水工艺。对于区块较小、产液量不大的油田，联合站采用五合一脱水处理工艺；高效合一装置可简化工艺流程，缩小占地面积，节省投资。对于稠油区块推荐采用三相分离器+大罐沉降的脱水工艺。

3.2 新区采用的技术和设备

（1）苏家屯油田推荐采用五合一装置处理工艺。五合一装置是大庆油田针对外围低渗透油田设计、推广的多功能组合设备，适应原油含水率为10%～95%，热效率达85%。五合一装置把油气分离、沉降、加热、电脱水、缓冲5项功能集于一体，取代了常规流程中的三相分离器、加热炉、电脱水器、掺水炉和缓冲罐等设备。五合一装置与高效三相分离器相比，该装置自带加热和电脱水功能，适应性更强，且处理后的净化油含水率＜0.3%。

（2）双龙接转站推荐采用四合一装置处理工艺。四合一装置把油气分离、沉降、加热、缓冲4项功能集于一体，取代了常规流程中的三相分离器、加热炉、掺水炉和缓冲罐等设备，相比五合一装置少了电脱功能。该设备是低渗透油田接转站较好的原油处理设备。

（3）油田掺水炉推荐采用真空加热炉。真空加热炉设备具有安全可靠、热效率高（高达91%）、自动化程度高、体积小和节能等特点。与常规热效率为85%的加热炉相比，可节省大量的天然气；并有效地解决了常规加热炉在生产过程中易结垢、结焦等问题，延长了加热炉的使用寿命和设备利用率。

（4）苏家屯油田采用天然气除油干燥组合装置。天然气除油干燥组合装置将天然气除油器与干燥器组合为一个设备，天然气通过天然气除油器中的捕雾器、除油器等分离元件进行油、气、水分离后，再通过干燥器二次冷凝分离，冷凝液返回到天然气除油器中，降低了天然气含水率。该设备更有利于加热炉燃烧用气，且设备结构紧凑，安全、经济合理。

（栏目主持 张秀丽）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.035