海外目標(biāo)油氣田地面工程技術(shù)研究

大慶油田工程有限公司

對(duì)于海外油氣業(yè)務(wù)發(fā)展，中石油采取自我積累、滾動(dòng)發(fā)展的策略，從小項(xiàng)目運(yùn)作開(kāi)始，注重發(fā)揮自身優(yōu)勢(shì)，并不斷積累經(jīng)驗(yàn)，儲(chǔ)備技術(shù)。經(jīng)過(guò)多年努力和發(fā)展，中石油與海外包括一帶一路沿線國(guó)家建立了堅(jiān)實(shí)的合作基礎(chǔ)，以拓能力、上規(guī)模為重點(diǎn)，創(chuàng)造和爭(zhēng)取了積極的合作環(huán)境，已建成俄羅斯、中亞、中東、亞太、非洲等主要油氣合作區(qū)。

1 海外主要油氣合作區(qū)概況

2019年中石油海外原油權(quán)益產(chǎn)量79.26×106t，天然氣權(quán)益產(chǎn)量3.15×1010m3。油氣產(chǎn)量來(lái)自中石油已經(jīng)建成的中東、中亞-俄羅斯、非洲、亞太等油氣合作區(qū)。其中原油權(quán)益產(chǎn)量65%來(lái)源于中東地區(qū)，主要來(lái)自于艾哈代布項(xiàng)目、哈法亞項(xiàng)目等。在海外油氣合作成功推進(jìn)的進(jìn)程中，中石油企業(yè)探索了不同的合作模式，積累了豐富的合作經(jīng)驗(yàn)?！笆の濉币詠?lái)，大慶油田的海外油氣合作項(xiàng)目主要包括伊拉克哈法亞項(xiàng)目、蘇托爾明斯克技術(shù)服務(wù)項(xiàng)目、薩莫托洛爾技術(shù)服務(wù)項(xiàng)目等，主要為復(fù)雜斷塊油藏和碳酸鹽巖油藏。為了給海外目標(biāo)油田開(kāi)發(fā)提供地面工藝方面的借鑒和指導(dǎo)，我們進(jìn)行了國(guó)內(nèi)外復(fù)雜斷塊油田和高溫高鹽油藏開(kāi)發(fā)配套地面工程技術(shù)現(xiàn)狀及適用性分析，為未來(lái)海外業(yè)務(wù)轉(zhuǎn)變發(fā)展方式、提升質(zhì)量效益提供了強(qiáng)有力的支撐。

1.1 中亞-俄羅斯地區(qū)

1.1.1 俄羅斯

油藏：碳酸鹽巖油藏、巖性砂巖油藏。

油氣資源：石油生產(chǎn)產(chǎn)量5.23×108t，占世界產(chǎn)量13.1%，世界排名第2，天然氣產(chǎn)量66.8×1010m3，占世界產(chǎn)量19.2%，世界排名第2[1]13-25。

合作項(xiàng)目：亞馬爾項(xiàng)目（2014）；蘇托爾明斯克項(xiàng)目（大慶技術(shù)服務(wù)2019）；薩莫洛特爾項(xiàng)目（大慶技術(shù)服務(wù)2019）。

海外合作重點(diǎn)：中俄油氣合作重點(diǎn)主要為戰(zhàn)略性大型油氣田勘探開(kāi)發(fā)、LNG設(shè)施建設(shè)、管道建設(shè)（俄羅斯東西伯利亞太平洋石油管道、遠(yuǎn)東油氣管網(wǎng)）、裝備制造和高寒地區(qū)油氣開(kāi)發(fā)技術(shù)研究等方面。

1.1.2 哈薩克斯坦

油藏：碳酸鹽巖油藏、砂巖油藏。

油氣資源：石油生產(chǎn)產(chǎn)量81.79×106t，占世界產(chǎn)量2%，世界排名15，天然氣產(chǎn)量2.06×1010m3，占世界產(chǎn)量0.6%，世界排名27[1]34-41。

合作項(xiàng)目：曼格什套項(xiàng)目（2009）；卡沙甘項(xiàng)目（2013）。

海外合作重點(diǎn)：哈薩克斯坦工程技術(shù)服務(wù)水平不高，油氣裝備基本空白，均需引入外資，加快產(chǎn)業(yè)發(fā)展。哈薩西部陸上老油田產(chǎn)量遞減，需要采用提高采收率及配套技術(shù)實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。

1.1.3 阿塞拜疆

油藏：復(fù)雜斷塊砂巖油藏。

油氣資源：石油生產(chǎn)產(chǎn)量44.70×106t，占世界產(chǎn)量1.1%，世界排名21，天然氣產(chǎn)量1.79×1010m3，占世界產(chǎn)量0.6%，世界排名31。

合作項(xiàng)目：里海項(xiàng)目（2018）。

海外合作重點(diǎn)：未來(lái)在里海地區(qū)勘探開(kāi)發(fā)，巴庫(kù)等地區(qū)提高采收率、工程技術(shù)服務(wù)、裝備制造等領(lǐng)域有較大合作空間。

1.2 中東地區(qū)

1.2.1 伊拉克

油藏：碳酸鹽巖油藏。

油氣資源：石油生產(chǎn)產(chǎn)量1.46×108t，占世界產(chǎn)量3.6%，世界排名10，天然氣工業(yè)發(fā)展緩慢，產(chǎn)量為12×108m3。

合作項(xiàng)目：艾哈代布項(xiàng)目（2008）；哈法亞項(xiàng)目（2010，已劃轉(zhuǎn)大慶）。

海外合作重點(diǎn)：中石油積極參與伊拉克大型油田項(xiàng)目開(kāi)發(fā)和技術(shù)服務(wù)，已在該國(guó)油氣行業(yè)立穩(wěn)腳跟，在勘探開(kāi)發(fā)、天然氣利用、化工、工程技術(shù)服務(wù)方面合作空間廣闊。

1.2.2 阿曼

油藏：高孔隙度低滲透率碳酸鹽巖油藏。

油氣資源：石油生產(chǎn)產(chǎn)量47.1×106t，占世界產(chǎn)量1.2%，世界排名19，天然氣產(chǎn)量3.03×1010m3，占世界產(chǎn)量0.9%，世界排名23。

合作項(xiàng)目：阿曼5區(qū)項(xiàng)目（2004）。

海外合作重點(diǎn)：本地基本沒(méi)有裝備研發(fā)、生產(chǎn)制造能力，對(duì)抗硫防砂設(shè)備需求高，未來(lái)在致密氣田開(kāi)發(fā)、提高采收率、工程技術(shù)服務(wù)等領(lǐng)域有較大合作空間。

1.3 亞太地區(qū)（印度尼西亞）

油藏：復(fù)雜斷塊砂巖油藏。

油氣資源：石油生產(chǎn)產(chǎn)量41.21×106t，占世界產(chǎn)量1%，世界排名22，天然氣產(chǎn)量7.06×1010m3，占世界產(chǎn)量2%，世界排名10[1]113-120。

合作項(xiàng)目：巴厘巴板項(xiàng)目（2019）。

海外合作重點(diǎn)：印尼油氣資源豐富，石油工業(yè)對(duì)外開(kāi)放，東部開(kāi)發(fā)程度低，油氣存儲(chǔ)能力遠(yuǎn)不能滿足生產(chǎn)需要，在油氣田勘探開(kāi)發(fā)、管道建設(shè)等方面也存在合作機(jī)會(huì)。

1.4 非洲地區(qū)（蘇丹）

油藏：復(fù)雜斷塊砂巖油藏。

油氣資源：石油生產(chǎn)產(chǎn)量2.6×106t，占世界產(chǎn)量0.6%。

合作項(xiàng)目：15區(qū)項(xiàng)目（2005）；12區(qū)項(xiàng)目（2007）。

海外合作重點(diǎn)：蘇丹項(xiàng)目是中石油開(kāi)展國(guó)際化合作最早的三大項(xiàng)目之一，中石油已幫助蘇丹建立了完整的石油工業(yè)體系，在和尼羅河公司的合作中，地面工程在簡(jiǎn)約、節(jié)能、管道安全輸送、抗酸抗鈣方面存在合作機(jī)會(huì)。

2 零散油田開(kāi)發(fā)配套地面工程技術(shù)

復(fù)雜斷塊油田由于受斷層切割和構(gòu)造作用，儲(chǔ)集巖體破碎，含油層系多，層間差異大，油水分布規(guī)律復(fù)雜，地表?xiàng)l件差，區(qū)塊分布零散，地面建設(shè)環(huán)境復(fù)雜，所以一般采用滾動(dòng)開(kāi)發(fā)方式。地面工程遵循先拉運(yùn)后集輸、先簡(jiǎn)易后正式的思路。

蘇丹Jake和Keyi油田為典型零散油田。Jake油田屬于蘇丹Muglad盆地西北部斷塊群，儲(chǔ)層物性好，單井日產(chǎn)油210～1 400 bbl（30～200 t），氣油比20～226 m3/t，原油密度0.861 4 g/cm3，50 ℃時(shí)黏度10 mPa·s，瀝青質(zhì)0.11%，含蠟25.69%，傾點(diǎn)36～42 ℃，為優(yōu)質(zhì)稀油。集輸系統(tǒng)采用常溫不加熱單管集輸流程，一級(jí)半布站，油氣水處理采用一級(jí)脫氣+二級(jí)脫水流程(大罐沉降10 h)，產(chǎn)出水（＜10 μg/g）和天然氣就近處理回注，低含水油（＜10%）和富余天然氣外輸。

美國(guó)Spraberry油田性質(zhì)類(lèi)似于大慶外圍油田，原油密度0.873 g/cm3，50 ℃時(shí)黏度6.61 mPa·s，瀝青質(zhì)1.28%，含蠟1.5%，凝點(diǎn)-30 ℃。地面工程采用井場(chǎng)小站工藝模式。在單井井場(chǎng)設(shè)置臥式一級(jí)分離器和立式二級(jí)分離器各1套，1座水罐，2座油罐，水罐和油罐兼具沉降和儲(chǔ)存功能，在罐區(qū)還設(shè)有底水泵和原油、污水外輸泵橇；井場(chǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)通過(guò)無(wú)線方式傳輸；若為叢式井，生產(chǎn)設(shè)施按井?dāng)?shù)配置。處理后原油指標(biāo)為含水率＜0.1%，采用汽車(chē)罐車(chē)?yán)\(yùn)到煉油廠，污水拉運(yùn)到專(zhuān)業(yè)處理廠進(jìn)行集中處理[2]。

鄂爾多斯盆地長(zhǎng)慶油田、渤海灣盆地大港斷塊油田、遼河盆地茨榆坨斷塊油田為國(guó)內(nèi)典型零散油田。長(zhǎng)慶、大港等零散油田原油屬于輕質(zhì)低硫含蠟原油，瀝青含量低，是優(yōu)質(zhì)的輕質(zhì)原油。遼河油田所產(chǎn)原油包括稀油、稠油和高凝油。零散油田的集輸工藝主要采用大井組串接集油、油氣混輸、二級(jí)布站、井站合一建設(shè)方式[3]；采出水處理趨向于就地脫水、就近回注建設(shè)模式；防腐蝕技術(shù)因油田介質(zhì)物性不同而異。地面裝置設(shè)備主要以一體化集成裝置為主，小型設(shè)備及所屬設(shè)施可組合成橇，中型設(shè)備單獨(dú)成橇，大型設(shè)備不成橇，實(shí)現(xiàn)了設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)化、設(shè)備定型化、工藝模塊化、施工組裝化。

2.1 零散油田集輸工藝

零散油田油氣集輸一般采用叢式井不加熱單管集油、橇裝增壓點(diǎn)工藝。增壓點(diǎn)一般建設(shè)于井場(chǎng)，將各功能裝置組合在一個(gè)橇裝板上，減少征地，節(jié)省工程投資，同時(shí)方便生產(chǎn)管理。

大慶油田油氣混輸一體化集成裝置，主要由燃料氣分離器、混輸泵、水套爐、閥門(mén)管線、自控系統(tǒng)及橇座等組成，可實(shí)現(xiàn)加熱增壓混輸流程、加熱不增壓混輸流程、增壓不加熱混輸流程。與油田常規(guī)混輸泵站相比，可減少占地面積80%，縮短建設(shè)工期70%，降低工程投資50%以上，降低運(yùn)行費(fèi)用10%，適用于單井產(chǎn)液量低、井網(wǎng)間距大、系統(tǒng)可依托性差的油田，以及站外集油系統(tǒng)采用電熱管集油的混輸站場(chǎng)，可替代常規(guī)中小型接轉(zhuǎn)站。

2.2 零散油田脫水工藝

各油田脫水工藝根據(jù)油田特點(diǎn)和所產(chǎn)原油性質(zhì)的不同采用不同的工藝，主要有熱化學(xué)脫水和電脫水。零散油田脫水工藝一般為兩段脫水工藝（一段三相分離器+二段大罐沉降）和三相分離器熱化學(xué)一段脫水工藝。偏遠(yuǎn)站場(chǎng)配備橇裝裝置，工藝模式體現(xiàn)“單、短、簡(jiǎn)、小”的特色。

長(zhǎng)慶油田橇裝三相分離器主要由入口旋流裝置、流形調(diào)整裝置、聚結(jié)填料、除沫裝置、捕霧裝置、油水室分程隔板、界面調(diào)整裝置、除砂裝置、犧牲陽(yáng)極等組成。適用于氣油比為50～120 m3/t的低黏、低凝原油，可用于常規(guī)脫水站、橇裝聯(lián)合站，尢其對(duì)于地形復(fù)雜、偏遠(yuǎn)零散油田沉降罐、凈化油罐等難以拉運(yùn)進(jìn)現(xiàn)場(chǎng)的情況適用。

大港油田高效三相分離器通過(guò)旋流（氣液預(yù)分離）、水洗（脫游離水）、重力沉降分離、加熱（脫水）、聚結(jié)（油水、氣液分離）、捕霧絲網(wǎng)（氣除液）實(shí)現(xiàn)采出液的油氣水三相分離。適用于氣油比10～100 m3/t、油品性質(zhì)低黏、含水率大于50%的高含水、高氣液比原油區(qū)塊。

大慶油田多功能原油處理裝置將氣液分離、游離水脫除、含水油加熱、原油電脫水、輸油緩沖等功能集成在一個(gè)組合式容器內(nèi)進(jìn)行多功能合一處理。處理后凈化油含水率≤0.3%，適用于低產(chǎn)低滲透油氣田原油處理，與常規(guī)單一裝置組合流程相比，工程投資降低38%，占地面積減少60%。

2.3 零散油田采出水處理技術(shù)

零散油田采出水處理工藝趨向于就地脫水、就近回注的建設(shè)模式，一般流程短，設(shè)備緊湊，采出水處理站點(diǎn)呈現(xiàn)規(guī)模較小、點(diǎn)多面廣的特點(diǎn)。

華北油田一體化污水處理裝置將離心分離、橫向流沉降、粗?；图稍谝粋€(gè)油水分離器中，配套外搓洗核桃殼和多向反洗海綠石過(guò)濾器，適用于小斷塊來(lái)水較差，油和懸浮固體含量高、泥砂含量高的污水就地處理與回注[4]。設(shè)備除油效率高、懸浮物去除率高（出水含油量＜5 mg/L，懸浮物質(zhì)量濃度＜3 mg/L）。

延長(zhǎng)油田一體化污水處理裝置采用“CDFU工藝”（緊湊旋流氣浮分離器），將離心和溶氣氣浮分離等技術(shù)有效結(jié)合。其優(yōu)勢(shì)是：運(yùn)動(dòng)部件少，結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，安裝快捷；除油效率高（單級(jí)＞90%），去除粒徑?。? μm），停留時(shí)間短（1～5 min）；占地面積?。ㄊ莻鹘y(tǒng)氣浮的1/8～1/3）；穩(wěn)定性強(qiáng)；無(wú)濾網(wǎng)、聚結(jié)板，不容易堵塞；無(wú)化學(xué)藥劑添加，適應(yīng)性強(qiáng)。該裝置適合小斷塊油田就地脫水、就近回注（出口含油質(zhì)量濃度為7 mg/L，懸浮物質(zhì)量濃度為21 mg/L）。

3 高溫高鹽含硫油田開(kāi)發(fā)配套地面工程技術(shù)

世界含硫原油主要在中東地區(qū)，主要有伊拉克、伊朗、科威特、沙特、加蓬、阿曼等國(guó)家。中東含硫原油與中國(guó)原油相比，密度、黏度、膠質(zhì)、凝點(diǎn)都較低，重金屬含量普遍較高，各段餾分的硫含量都較高。

科威特西部油田GC集輸系統(tǒng)的原油處理能力為11×106t/a，污水處理能力為8 000 m3/d，天然氣處理能力為2×106m3/d。原油處理主要包括原油的三相分離、脫鹽、計(jì)量和外輸系統(tǒng)。原油三相分離系統(tǒng)包括4列中質(zhì)原油分離器，2列輕質(zhì)原油分離器。經(jīng)過(guò)分離器分離的原油進(jìn)入原油濕罐，氣體和含油污水分別去氣體處理系統(tǒng)和污水處理系統(tǒng)進(jìn)行處理。原油脫鹽系統(tǒng)包括一級(jí)脫鹽器和二級(jí)脫鹽器，對(duì)分離后的原油進(jìn)行兩級(jí)脫鹽。處理后原油含水率≤0.1%，原油含鹽質(zhì)量濃度≤14 mg/L。符合指標(biāo)的原油進(jìn)入凈化油儲(chǔ)罐（原油干罐），經(jīng)過(guò)原油計(jì)量橇塊計(jì)量后外輸；不符合指標(biāo)的原油返回含水油儲(chǔ)罐（原油濕罐），重新進(jìn)行處理。污水首先進(jìn)入污水沉降罐，然后依次經(jīng)板式分離器和浮選器進(jìn)行處理，然后由泵排入蒸發(fā)池[5]。

塔河、哈拉哈塘等油田為國(guó)內(nèi)典型高溫高礦化度含硫油田。原油密度大、黏度大、流動(dòng)性較差，且高含H2S氣體。地面集輸主要采用計(jì)量站混輸、計(jì)轉(zhuǎn)摻稀站、聯(lián)合站油罐氣回收工藝。采出水處理采用分質(zhì)處理工藝，碳酸鹽巖油藏采用“重力沉降+壓力聚結(jié)除油+一級(jí)過(guò)濾”工藝流程，碎屑巖油藏對(duì)碳酸鹽巖油藏水質(zhì)進(jìn)一步精細(xì)過(guò)濾。防腐采用推廣應(yīng)用的優(yōu)化選材、配套緩蝕劑+除氧劑的腐蝕控制技術(shù)。

3.1 高含鹽原油的脫水工藝

高鹽輕質(zhì)油和中質(zhì)油脫水一般采用三相分離器+沉降罐方法。高鹽稠油脫水一般采用三級(jí)熱化學(xué)沉降法，見(jiàn)圖1。

圖1 高含鹽稠油脫水工藝流程Fig.1 Dehydration process flow of heavy oil with high salt content

以塔河油田為例，抗鹽破乳劑+三級(jí)大罐熱沉降處理工藝，具有設(shè)備簡(jiǎn)單、進(jìn)液分配均勻、能耗低的特點(diǎn)，可解決高含鹽地層水常規(guī)破乳劑失效的難題，處理后凈化油含水率≤0.5%，優(yōu)于2%行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

3.2 高含鹽原油的水洗沉降脫鹽工藝

脫鹽方法主要有加熱沉降法、化學(xué)脫除法、電脫法等。以塔河為例，采用二級(jí)水洗沉降脫鹽工藝，低礦化度水換熱升溫后，注入到二級(jí)脫鹽的靜態(tài)混合器前，二級(jí)脫鹽排水經(jīng)升壓后回注到一級(jí)脫鹽的靜態(tài)混合器前，換熱后的一級(jí)電脫鹽排水進(jìn)入污水處理系統(tǒng)。洗后油中鹽質(zhì)量濃度為35.2 mg/L，滿足脫后鹽質(zhì)量濃度＜50 mg/L的指標(biāo)要求，運(yùn)行穩(wěn)定。

3.3 高硫原油氣提H2S脫除技術(shù)

原油脫硫技術(shù)主要包括正壓氣提脫硫技術(shù)和負(fù)壓氣提脫硫技術(shù)。負(fù)壓氣提脫硫技術(shù)是國(guó)內(nèi)先進(jìn)技術(shù)，通過(guò)優(yōu)化脫硫塔結(jié)構(gòu)及運(yùn)行參數(shù)，利用負(fù)壓螺桿壓縮機(jī)，并利用少量干氣作為氣提氣源，進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)H2S的高效脫除，凈化后原油H2S質(zhì)量濃度＜20 mg/m3，與正壓相比，氣提氣量減少90%，同時(shí)實(shí)現(xiàn)了原油穩(wěn)定，萬(wàn)噸稠油回收高附加值混烴約50 t。

3.4 天然氣脫硫及硫磺回收技術(shù)

3.4.1 天然氣脫硫技術(shù)

典型的MDEA胺法脫硫工藝（圖2），通過(guò)胺液循環(huán)再生脫除天然氣中H2S。在低溫高壓下，胺液吸收H2S；在高溫低壓下，吸收了H2S的富胺液經(jīng)過(guò)加熱而分解，釋放出H2S。富胺液經(jīng)過(guò)溶劑再生塔再生而成為貧液，同時(shí)產(chǎn)生含H2S酸性氣，貧液作為吸收劑循環(huán)使用，含硫的酸性氣體可通過(guò)硫磺回收系統(tǒng)回收硫磺。

西南油氣田天然氣研究院研發(fā)了選擇性脫硫技術(shù)CT8-5，在保證原料氣H2S深度脫除的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)了較高選擇性，相比MDEA溶劑，CT8-5可使CO2脫除率降低約5%～10%，酸氣H2S濃度提高28%，再生蒸汽消耗下降10.6%，能耗顯著降低。凈化氣中H2S質(zhì)量濃度為5.8 mg/m3，CO2體積分?jǐn)?shù)為1.21%。

3.4.2 硫磺回收技術(shù)

硫磺回收技術(shù)包括Claus法硫磺回收工藝和絡(luò)合鐵液相氧化還原法硫磺回收工藝等。其中最常用的是Claus法硫磺回收工藝，Claus法回收硫磺是利用H2S與空氣的氧化反應(yīng)，通過(guò)兩步化學(xué)反應(yīng)生成單質(zhì)硫，從而回收硫磺。隨著對(duì)引進(jìn)技術(shù)的消化、吸收和再創(chuàng)新，中石油和中石化均形成了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的工藝技術(shù)。西南油氣田龍王廟天然氣凈化廠采用具有國(guó)內(nèi)自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的CPS硫磺回收工藝與常規(guī)的Claus硫磺回收工藝，配套尾氣處理工藝，極大提高了硫收率，硫磺回收率達(dá)到99.8%以上，SO2排放濃度約300 mg/m3，遠(yuǎn)低于國(guó)家《大氣污染綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》規(guī)定的960 mg/m3，達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平。

絡(luò)合鐵液相氧化還原工藝既可將脫硫與硫回收工藝統(tǒng)一考慮，也可以通過(guò)MDEA脫硫尾氣單獨(dú)回收硫磺，適用于天然氣中H2S含量不高且潛硫量也不大的工況[6]。國(guó)外常用的是LO-CAT技術(shù)，采用自循環(huán)工藝，在同一臺(tái)反應(yīng)器里實(shí)現(xiàn)硫回收和尾氣處理，硫回收率高。該工藝流程短、設(shè)備少，對(duì)原料氣工況變化的適應(yīng)性強(qiáng)，操作靈活可靠；其缺點(diǎn)是需消耗一定化學(xué)品并有少量廢液產(chǎn)生，產(chǎn)品硫磺純度較低（約70%）。對(duì)處理量低、含硫低、氣質(zhì)和工況復(fù)雜（如塔里木哈6、哈一聯(lián)碳酸鹽油藏）的伴生氣，LO-CAT是較適宜的工藝。

3.5 高鹽含硫采出水處理技術(shù)

碳酸鹽巖油藏水質(zhì)要求相對(duì)較低，水處理要點(diǎn)是水質(zhì)穩(wěn)定達(dá)標(biāo)，降低水體腐蝕性。國(guó)內(nèi)外處理含硫污水的方法主要是當(dāng)采出水中硫化物質(zhì)量濃度＞200 mg/L時(shí)，一般采用沉淀法、堿吸收法或氣提法處理，且能回收其中的硫化物；當(dāng)采出水中硫化物質(zhì)量濃度＜50 mg/L時(shí)，可采用生化法處理，處理后的污水水質(zhì)能達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)要求；當(dāng)采出水中硫化物質(zhì)量濃度介于50～200 mg/L之間時(shí)，可采用濕式氧化法處理，國(guó)外多使用濕式氧化法，該法能耗大，對(duì)設(shè)備材質(zhì)要求苛刻。

圖2 常規(guī)MDEA脫除H2S工藝原理流程Fig.2 Process flow of conventional MDEA for H2S removal

3.6 高鹽含硫油田防腐技術(shù)

高鹽含硫油田防腐主要采取優(yōu)選耐蝕材質(zhì)、投加緩蝕劑以及管道修復(fù)技術(shù)等。

塔河油田研發(fā)了H2O-H2S-CO2-Cl-共存腐蝕環(huán)境中力學(xué)性能優(yōu)、耐蝕性能好的BX245-1Cr耐蝕鋼管材。從2008年開(kāi)始，原油集輸管線開(kāi)始加注緩蝕劑，2010年擴(kuò)大到天然氣集輸管線加注緩蝕劑，目前控制集輸管線系統(tǒng)平均腐蝕速率≤0.025 mm/a，點(diǎn)腐速率≤0.125 mm/a。管道修復(fù)技術(shù)主要包括風(fēng)送擠涂、PE管內(nèi)穿插和碳纖維補(bǔ)強(qiáng)技術(shù)，其中碳纖維補(bǔ)強(qiáng)技術(shù)通過(guò)管體外部強(qiáng)度修復(fù)恢復(fù)正常承壓能力，安全使用年限可達(dá)20年。

4 海外目標(biāo)油氣田地面技術(shù)攻關(guān)方向

海外目標(biāo)油氣田地面工藝技術(shù)下步攻關(guān)方向應(yīng)加大一體化集成裝置的研發(fā)，針對(duì)不同油水性質(zhì)，形成適合于不同工藝環(huán)節(jié)的系列一體化集成裝置，滿足零散區(qū)塊油田地面建設(shè)要求。深入進(jìn)行高鹽高含硫稠油采出液的油水處理技術(shù)研究，通過(guò)優(yōu)化和集成，形成完善配套的適合于碳酸鹽油藏開(kāi)發(fā)的地面工程配套技術(shù)。優(yōu)選耐蝕材質(zhì)和防護(hù)涂層，研發(fā)緩蝕劑，加大高鹽含硫采出液的防腐技術(shù)研究。針對(duì)蘇托爾明斯克等化學(xué)驅(qū)提高采收率目標(biāo)油田，加強(qiáng)聚合物干粉上料密閉自動(dòng)化、母液熟化配制連續(xù)化、配注裝置一體化研究，以適應(yīng)海外化學(xué)驅(qū)油田對(duì)地面工藝的要求。

5 結(jié)束語(yǔ)

零散油田地面裝置設(shè)備主要以一體化集成裝置為主，根據(jù)采出液油水性質(zhì)選用適合的油水處理工藝和配套技術(shù)。大慶油田在集中建站處理方面具有成熟經(jīng)驗(yàn)，同時(shí)對(duì)于零散油田，大慶外圍開(kāi)發(fā)配套技術(shù)也具有較強(qiáng)的適用性，油田相應(yīng)的專(zhuān)有技術(shù)和技術(shù)儲(chǔ)備在哈薩克斯坦等國(guó)家油田得到廣泛應(yīng)用。

碳酸鹽油藏的高溫高鹽含硫采出液的處理難點(diǎn)在于高含鹽稠油的脫水、污水處理、脫硫和腐蝕控制技術(shù)，雖然與大慶油田的采出液性質(zhì)差別很大，但通過(guò)前期在塔里木油田地面工程的設(shè)計(jì)和建設(shè)，形成了相關(guān)技術(shù)。借鑒國(guó)內(nèi)外先進(jìn)技術(shù)和進(jìn)一步的技術(shù)研發(fā)，能夠配套完成海外目標(biāo)油氣田地面工程建設(shè)。