陳從磊 徐孝軒 王榮娟

（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院）

塔河油田是中國石化原油生產(chǎn)的新興主力油田，位于新疆庫車、沙雅、輪臺和尉犁縣境內(nèi)。塔河超稠油儲層具有埋藏深（5 800～6 700m）、溫度高（130～145℃）的特征，原油密度高，黏度大，在井筒3 200m就不具有流動性，是典型的稠油油田，塔河油田地面集輸工藝面臨巨大挑戰(zhàn)。

1 國內(nèi)外稠油集輸工藝

稠油黏度高、密度大、流動性差等特點給其開采與儲運(yùn)帶來了極大的困難。國內(nèi)外通過對稠油特性的研究，提出了稠油集輸處理過程中提高流動性，降低黏度的多種措施，稠油集輸處理技術(shù)取得了進(jìn)展。

目前，常用的稠油集輸處理工藝技術(shù)從原理方法上可分為3類：物理方法（加熱、摻稀釋劑、摻活性水等）、化學(xué)方法（稠油改質(zhì)降黏等）、物理化學(xué)方法（乳化降黏等）。

1.1 常用稠油集輸工藝

1.1.1 加熱輸送工藝

加熱輸送是稠油集輸處理最常用、最簡單的方法。該工藝主要通過蒸汽加熱或者電伴熱［1］的方法，提高稠油的輸送溫度，從而降低黏度，減少輸送過程中的摩阻損失。

該方法最大的缺點：一是，能耗高（最高可高達(dá)110℃），約有超過總輸量1%的原油被燒掉或損耗，經(jīng)濟(jì)損失較大；二是，當(dāng)管道輸送溫度降到環(huán)境溫度時，容易發(fā)生凝管事故；三是，管道停輸再啟動困難等［2］。

遼河油田對于單井產(chǎn)液量大于20t/d，出油溫度超過40℃，50℃時原油黏度不超過3 000mPa·s的稠油區(qū)，采用單管加熱集輸工藝取得了良好的效果［3］。

1.1.2 摻稀釋劑輸送工藝

摻稀釋劑輸送工藝是通過向稠油中加入稀釋劑（柴油、稀油、輕質(zhì)油、凝析油等），將稠油與稀釋劑混合，以混合物的形式在管道中輸送，從而降低稠油黏度。除常用的柴油等稀釋劑外，國外研究發(fā)現(xiàn)，在稠油中加入極性溶劑也能實現(xiàn)降黏效果，且溶劑的極性越強(qiáng)，降黏效果越明顯［4］。

在稀釋劑（稀油）供應(yīng)充足的地區(qū)，稀釋法是一種經(jīng)濟(jì)、安全的輸送方法，不用擔(dān)心停輸時凝管事故的發(fā)生。但是，缺點是稀油來源必須要有保障。

1.1.3 摻活性水輸送工藝

摻活性水是指在一定條件（溫度、水和原油的體積比、乳化劑、混合條件等）下，使稠油與水混合形成水包油（O/W）乳狀液，從而降低稠油的黏度。該技術(shù)存在管線易結(jié)垢、腐蝕、摻水量大且溫度高、能耗大、油水易分層、脫水負(fù)荷大等問題。中國石化塔河油田、中國石油遼河油田對于50℃黏度小于10 000mPa·s的稠油井一般采取摻活性水的稠油輸送工藝［5］。

1.2 稠油集輸熱點工藝

隨著科技水平的提高，稠油（超稠油）集輸工藝有了較大進(jìn)步。目前，國內(nèi)外稠油集輸?shù)臒狳c工藝主要有稠油改質(zhì)降黏、稠油催化裂化、乳化降黏輸送、低黏液環(huán)輸送等。

1.2.1 稠油改質(zhì)降黏

稠油改質(zhì)降黏是通過對稠油進(jìn)行除碳（熱加工和催化加工）或加氫（加氫熱裂化和加氫催化裂化）等淺度的加工，使稠油中的大分子烴類分解為小分子的烴，從而達(dá)到降低稠油黏度的目的［6］。

稠油改質(zhì)降黏方法可以從根本上降低稠油的黏度，提高稠油在管道輸送過程中的流動特性，從而提高稠油在管道輸送中的安全性。

1.2.2 稠油催化裂化法

稠油催化裂化是利用稠油開采過程中蒸汽驅(qū)或者蒸汽吞吐注蒸汽階段的高溫（150～300℃），通過加入一定量的AlCl3、FeCl3等催化劑，使稠油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在C-S鍵處斷裂，使稠油轉(zhuǎn)化為低黏度的原油，并將分解出的低黏油輸往井口作為稀釋劑，解決了稠油的流動性和稀釋劑的來源。其適用范圍是50℃黏度大于10 000mPa·s的高稠油、超稠油。在井口或井下按照1∶3摻入輕柴油，使得混合油黏度降至200～300mPa·s，經(jīng)管道輸至處理站脫水后，進(jìn)入常壓分餾塔，分出摻入的輕柴油組分，輸至井口回?fù)?，循環(huán)使用。分餾塔底部的稠油進(jìn)裂化反應(yīng)器，進(jìn)行以降黏為目的的輕度裂化，使稠油黏度降至400mPa·s后外輸，從而實現(xiàn)采、集、輸一體化。

該工藝的最大特點為：稠油降黏建立在稠油自身，與稀油無關(guān)；其“裂化”技術(shù)簡單、成熟，適合油田建設(shè)需要；所用設(shè)備，結(jié)構(gòu)簡單，全部可以國產(chǎn)。裂化降黏工藝解決了稀釋劑的來源，使稠油的開采、集輸、處理、降黏各環(huán)節(jié)緊密結(jié)合，節(jié)約能源，提高了經(jīng)濟(jì)效益。

遼河油田曙光采油廠曾在現(xiàn)場進(jìn)行了催化裂化的實驗，在4口實驗井中，1口井的黏度下降81%，另外3口井的黏度下降均超過90%。

1.2.3 乳化降黏輸送方法

通過加入化學(xué)添加劑，稠油以微小球體的形式穩(wěn)定地懸浮在水中，形成低黏度的水包油（O/W）型乳狀液，大大降低了稠油的表觀黏度，達(dá)到流動阻力顯著下降的目的。目前，乳化降黏輸送技術(shù)仍然存在一些尚未解決的技術(shù)難題，如，乳化劑的適用性、乳狀液穩(wěn)定性與脫水問題。

委內(nèi)瑞拉曾在一條直徑152mm，長55km的管道上采用乳化降黏方法成功輸送了奧里諾科重油，乳化降黏后，奧里諾科重油50℃時的黏度從6 000～40 000mPa·s降到了 300～500mPa·s。

遼河油田為有效利用超稠油資源，研究開發(fā)了超稠油乳化降黏管輸工藝。該工藝需要在超稠油中加入堿性石油化合物或表面活性劑水溶液，形成水包油（O/W）型乳狀液，降低管路輸送摩阻，并于2001年建成1座40×104t/a乳化降黏裝置，運(yùn)行效果良好，乳化油性質(zhì)穩(wěn)定，儲存期 3～6個月［7］。由于乳化后的超稠油難以進(jìn)行破乳，所以應(yīng)用該工藝后的乳化油只能作為燃料使用。

1.2.4 低黏液環(huán)輸送方法

低黏液環(huán)輸送方法是通過向稠油中加入低黏度不相溶的液體，并在輸送時，通過控制混合液體的速度（一般在0.84～1.3m/s之間），使之形成環(huán)狀流，稠油不與管壁直接接觸，從而達(dá)到降黏效果。但是，環(huán)狀流型穩(wěn)定性比較差，很容易遭到破壞而最終形成混相的形式，如果能解決這一問題，低黏液環(huán)輸送方法將會被廣泛應(yīng)用于重質(zhì)（超稠油）輸送上。目前，該工藝仍限于室內(nèi)和工業(yè)試驗階段。

Shell（殼牌）公司在中途島Sunset油田建立了直徑為152mm、29km的管道，用30%的水作為液環(huán)，輸送黏度為5 000mPa·s的原油，已成功應(yīng)用多年。

1.3 稠油集輸處理熱點工藝對比

通過對稠油集輸處理熱點工藝的對比，稠油改質(zhì)降黏、催化裂化等方法雖然已經(jīng)有成功的現(xiàn)場應(yīng)用，但是投資較高。乳化降黏輸送當(dāng)前面臨的主要難題為乳化劑的適用性和乳狀液的穩(wěn)定性，一旦解決這一問題，乳化降黏將成為稠油集輸處理的主要工藝。此外，低黏液環(huán)輸送方法當(dāng)前還處于室內(nèi)和工業(yè)試驗階段，只要解決環(huán)狀流型的穩(wěn)定性，利用特高含水期采出液的特性，采用低黏液環(huán)輸送勢必會得到廣泛應(yīng)用。因此，稠油乳化降黏和低黏液環(huán)輸送未來發(fā)展前景廣闊。

2 塔河油田稠油集輸工藝

十一五以來，塔河油田油氣集輸技術(shù)取得了較大進(jìn)步，特別是攻克了超稠油（密度大、黏度高、凝固點高、H2S含量高、礦化度高）集輸處理難題，實現(xiàn)了油田建設(shè)的快速發(fā)展。塔河稠油物性參數(shù)見表1。

表1 塔河稠油物性參數(shù)

截止到2013年，塔河油田地面集輸系統(tǒng)已累計建成一號至四號4座聯(lián)合站，原油處理能力1 150×104t/a；建成具有集中摻稀油功能的計量接轉(zhuǎn)站28座，摻稀油能力12 300t/d。通過工藝技術(shù)創(chuàng)新、節(jié)能技術(shù)應(yīng)用等，使得地面技術(shù)水平不斷提升，單位成本、能耗水平逐年下降。

一是，集輸系統(tǒng)。集輸系統(tǒng)效率49.2%，單位液處理費(fèi)用2.71元/t，單位油處理耗電3.5kW·h/t；二是，污水系統(tǒng)。污水利用率76.3%，單位污水處理費(fèi)1.59元/t，水質(zhì)達(dá)標(biāo)率72.8%；三是，注水系統(tǒng)。注水系統(tǒng)效率56.1%，注水標(biāo)耗0.37kW·h/m3·MPa；四是，供電系統(tǒng)，網(wǎng)損率2.74%。

2.1 “混、輸、摻”集中摻稀油模式

塔河油田針對主力上產(chǎn)區(qū)塊10區(qū)、12區(qū)超稠油油藏埋藏深、油品性質(zhì)黏度大、油水密度差小等特性，優(yōu)選了經(jīng)濟(jì)最優(yōu)、技術(shù)合理的井筒摻稀油降黏工藝。隨著超稠油開發(fā)規(guī)模的增加，平均摻稀油比例由最初設(shè)計的0.67∶1上升到1.4∶1。為提高稀油供應(yīng)量，采用中質(zhì)油—重質(zhì)油混配工藝，摻稀油密度由初期的0.88mg/cm3提高到0.91g/cm3，混配極限密度0.914g/cm3，摻稀油量由63.4×104t/a上升到 384.4×104t/a。

為滿足稠油開發(fā)的需要，塔河油田逐步建立了以聯(lián)合站為混配中心、計量接轉(zhuǎn)站為主站場的摻稀油模式。摻稀油管網(wǎng)全面覆蓋6區(qū)、8區(qū)、10區(qū)、12區(qū)超稠油藏，實現(xiàn)對292口稠油井的摻稀油開采，累計混配油1 195×104t，產(chǎn)出超稠原油1 152×104t，形成了國內(nèi)規(guī)模最大的“稀油集中混配、中低壓管網(wǎng)輸送、高壓單井摻稀油”的集中摻稀油工藝系統(tǒng)。目前，塔河油田以一號聯(lián)合站、三號聯(lián)合站為中心，已建成摻稀油集中輸送、泵對泵二次密閉增壓、稀油到各摻稀油站的摻稀油輸送管網(wǎng)。

2.2 超稠油油氣密閉集輸

塔河油田超稠油藏通過摻稀油采出的混合油密度約 0.95g/cm3，黏度約為 3 900mPa·s（30℃），流動性差。通過采用計量站混輸、計量接轉(zhuǎn)站分輸、聯(lián)合站集中處理、油罐氣回收一體化稠油集輸處理工藝，形成了“單井—計量混輸站/計量接轉(zhuǎn)（摻稀油）站—聯(lián)合站”的全密閉集輸模式，經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)保效益顯著。

一是，推廣螺桿泵混輸工藝。塔河油田8區(qū)、10區(qū)、12區(qū)原油黏度大、油氣比低、油井間距大。根據(jù)稠油特性，優(yōu)選自吸能力強(qiáng)、不易汽蝕、運(yùn)行平穩(wěn)、適應(yīng)于高黏油品的雙螺桿混輸泵。摻稀油生產(chǎn)的油氣通過混輸泵站集中輸至計量接轉(zhuǎn)站。該工藝擴(kuò)大了集輸半徑、實現(xiàn)了系統(tǒng)優(yōu)化和工藝簡化，較好地發(fā)揮了雙螺桿混輸泵對稠油集輸?shù)募夹g(shù)優(yōu)勢。

二是，應(yīng)用計量接轉(zhuǎn)站工藝。原油計量接轉(zhuǎn)系統(tǒng)采用壓力密閉流程，選用油氣分離緩沖罐與雙螺桿泵變頻控制輸送工藝，實現(xiàn)密閉輸送。該工藝很好地適應(yīng)了原油產(chǎn)量的波動，成功替代常規(guī)稠油油田采用的大罐緩沖后進(jìn)泵的開式流程；計量接轉(zhuǎn)站設(shè)置摻稀油系統(tǒng)，并且統(tǒng)一規(guī)劃，聯(lián)合建設(shè)，具有站場布置緊湊、占地少、投資低、用工少、節(jié)能環(huán)保的技術(shù)優(yōu)勢。

2.3 推廣應(yīng)用橇裝化裝置

對于10區(qū)產(chǎn)液量不高，油氣比低的區(qū)塊，首次對計量混輸站進(jìn)行橇裝化站場建設(shè)，計量閥組、外輸泵、加熱爐、值班室、配電間全部成橇。十一五期間在托甫臺和10區(qū)集輸系統(tǒng)建設(shè)橇裝式閥組站8座，橇裝式站場1座。與常規(guī)集輸工藝相比，橇裝化裝置平面布置緊湊，節(jié)約占地2.0×104m2，通過標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計、橇裝化、模塊化建設(shè)、標(biāo)準(zhǔn)化采購，使工程投資降低了15%。同時，實現(xiàn)了無人值守，減少勞動定員40人，降低了運(yùn)行成本。

3 面臨的形勢

隨著塔河稠油區(qū)塊開發(fā)生產(chǎn)的逐步深入，主力產(chǎn)油區(qū)的油井全都進(jìn)入了高含水開發(fā)期，采油成本上升，新形勢下地面集輸系統(tǒng)不適應(yīng)的矛盾越來越突出。

一是，稠油更“稠”。當(dāng)前，塔河油田主力產(chǎn)油區(qū)塊部分原油密度達(dá)到甚至超過了1.0g/cm3，形成的乳狀液非常穩(wěn)定，油水分離十分困難。原油中含有較高的S，需要在新技術(shù)、新設(shè)備、新材料等方面進(jìn)行創(chuàng)新研究。

二是，稀油資源越來越缺乏。面對油藏地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、稠油流體性質(zhì)特殊、油井深的特點，在廣泛調(diào)研的基礎(chǔ)上，塔河油田最終采用了摻稀油降低稠油黏度的采油工藝。但是，隨著開發(fā)力度的加大，以及于奇區(qū)塊特超稠油資源的動用，摻稀油資源不足的問題越來越突出，稠油開發(fā)和地面集輸處理難度加大，原油處理技術(shù)需要進(jìn)一步創(chuàng)新。

三是，地面系統(tǒng)適應(yīng)性降低，腐蝕問題日益嚴(yán)重。塔河油田全面開發(fā)已達(dá)15年，隨著老區(qū)的不斷開發(fā)，油田的油量遞減速度快，綜合含水上升，產(chǎn)液量上升等因素，造成油氣生產(chǎn)系統(tǒng)負(fù)荷不均衡，油氣集輸、處理、儲運(yùn)、供配電等系統(tǒng)適應(yīng)性降低，設(shè)備設(shè)施老化、綜合能耗上升，系統(tǒng)效率下降。此外，油田產(chǎn)出液高含H2S、CO2，地層水礦化度高、低pH值，這些介質(zhì)特性對油田設(shè)施的腐蝕性極強(qiáng)。而且，隨著地面設(shè)施的服役時間延長，腐蝕問題日益嚴(yán)重，給油田生產(chǎn)和安全環(huán)保帶來了嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

4 攻關(guān)方向

一是，超稠油藏開發(fā)地面關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)。為了應(yīng)對未來稀油資源缺乏的局面，塔河油田需要開展超稠油水溶性降黏、催化裂化改質(zhì)降黏、閉式熱流體循環(huán)和電加熱等儲層內(nèi)降黏、井筒綜合降黏［8］、采輸一體化等摻稀油替代技術(shù)攻關(guān)，并根據(jù)水溶性降黏劑的替代應(yīng)用，地面工程應(yīng)攻關(guān)含降黏劑采出液的處理技術(shù)，以實現(xiàn)復(fù)雜采出液的高效脫水。

二是，于奇區(qū)塊超稠油乳化降黏和低黏液環(huán)輸送工藝研究。對尚處試采階段摻稀油比高達(dá)6∶1的于奇特超稠油區(qū)塊，由于摻稀油不足，以及特超稠油替代技術(shù)不成熟，目前尚未動用。中國石油遼河油田對超稠油乳化降黏的研究已經(jīng)取得初步成果。于奇區(qū)塊將是老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)的主要潛力區(qū)塊之一。因此，要充分借鑒中國石油遼河油田的成功經(jīng)驗，加大對乳化降黏和低黏液環(huán)輸送方法的研究，從而確保于奇超稠油的順利開發(fā)。

三是，加快高效超稠原油脫水技術(shù)的研究。塔河油田稠油具有密度大、黏度高的特點，近年來開發(fā)的重質(zhì)原油還含有較高的S和金屬元素。其中，主力產(chǎn)油區(qū)部分超稠油平均比重1.009 4g/cm3，密度與水的密度非常接近，形成的油水乳狀液十分穩(wěn)定，油水分離困難；凝固點平均33℃，90℃時的黏度為11 990mPa·s，流動性能較差；原油中 S含量平均2.7%，平均蠟含量為4.6%［9］。如何實現(xiàn)超稠油的高效、快速脫水及脫S，成為制約塔河油田稠油開發(fā)的主要難題。因此，建議加快開展超稠油高效脫水、脫S技術(shù)研究及相關(guān)設(shè)備的研制，降低稠油開發(fā)成本，確保塔河油田高效開發(fā)。

四是，開展高H2S、高CO2、高地層水礦化度、低pH值腐蝕環(huán)境地面防腐技術(shù)研究。針對高H2S、高CO2、高地層水礦化度、低pH值腐蝕環(huán)境，地面系統(tǒng)腐蝕嚴(yán)重，注水替油、間歇開采等采油方式也加劇了系統(tǒng)腐蝕。因此，需要深入研究高H2S、高CO2、高地層水礦化度介質(zhì)的腐蝕機(jī)理、研發(fā)防腐技術(shù)、制定腐蝕對策，從材質(zhì)、電化學(xué)保護(hù)、涂層防護(hù)、腐蝕治理等多方面研究技術(shù)經(jīng)濟(jì)合理的防腐工藝，減緩油田腐蝕，保障生產(chǎn)運(yùn)行。

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