辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与发展论文

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1、辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与发展论文摘要：辽河油田超稠油具有动力粘度大，密度高等特点，解决这种原油的粟输、脱水、外输等地面工艺设施的建设是一个新的攻关难题。根据超稠油开发的需要，对含水超稠油集输、超稠油脱水、脱水超稠油管输工艺技术和相关设备进行7攻关研究，形成了井口含水超稠油管道集输、两段大罐半动态、静态沉降脱水、脱水超稠油长距离管道输送的工艺流程，有效地实现了超稠油的集输、脱水等生产工艺需求。关键词：超稠油；集油系统；静态沉降脱水；蒸汽辅助重力泄油引言辽河油田超稠油50℃时的动力粘度为5×104-18．7×104mPa·s，20"C时原油密度

2、O．9980-0．10019g／cm3，超稠油储量较大.freel，根据井站的特点，集油管网呈环状结构，即方便各平台输入，形成统一的输油系统，叉可维修调整。通过这条管网的建设，初步得出了含水超稠油管道摩阻损失的数据和有关的计算方法。1．2．3长距离集油管道技术2005年实现了洼60高含水超稠油集油管道长距离生产工艺：洼60转油站一一冷一集中处理站．长18km，是国内目前最长的超稠油集油管道。通过该管道的建设，充分认识了含水超稠油管道摩阻损失原理，完善了含水超稠油管道摩阻损失的计算方法。2超稠油脱水系统工艺技术通过大量的实验，确定了超稠油脱水的温度和有

3、效的沉降时间及高效的破乳剂：脱水温度不得低于90℃，实现最大的油水密度差，大大降低超稠油的粘度，有利于油水的分离，沉降时阆不得小于96h，保证油水充分分离，自主研发高效破乳剂保障了脱水效果。特油1号集中处理站1997年建成投产，设计处理超稠油能力50×104t／a，原油综合含水50％，总液量100×104t／a。采用汽车拉油进站，进站混合液最低温度75℃，脱水工艺采用一段脱水，脱水温度90℃，沉降时间96h。特油2号集中处理站1999年建成投产，设计处理超稠油能力50×104t／a，原油综合含水50％，总液量i00×104t／a。于2002年扩建，设

4、计处理超稠油能力１00×104t／a，原油综合含水75％，总液量400×104t／a。采用管输集油进站，进站混合液最低温度75℃。3超稠油长输管道工艺技术辽河油田超稠油具有很高的粘稠度．凝周点以下呈固体，具有极强的抗压强度等特点。长距离输送这种高粘流体，国内外均无先例。为此要解决管道水力计算公式，确定管道的水力损失，超稠油流动性差，停输再启动困难，必须采取安垒可靠的再启动措施，以保管道安全运行，长距离埋地高温输送管道，必须考虑管道热应力补偿。同时需要解决上述问题相适应的集肤效应电伴热、输油泵和防腐保温材料等技术难题。针对上述技术难题．开展了超稠油的流

5、变性研究、物性测试，研究粘温变化规律，确定可输性，建立超稠油水力、热力计算数学模型，解决水力热力计算。确定超稠油输送工艺条件和停输再启动措施．研制出高粘、高效双螺杆泵和耐高温防腐保温材料以及配套的集肤效应电伴热，特种变压器等工艺设施。根据施工条件和管道工作环境对补口材料和管道端部防水进行试验研究，采取聚氯酯涂料防腐解决了端部防水问题，使本工程一次投产成功。曙光特油2号站至辽河石化分公司超稠油输油管线垒长25．46km，管线设输油首站、中间热泵站、来站各一座．首站至中间站13kin，中间站至石化罐区12．46km。设计输量100×104t／a，最大输量

6、为120×104t／a,..毕业最小输量为75x104t／a。全线采用牺牲阳极阴极保护，集肤效应电伴热系统作为管线停输再启动保护设施。超稠油经酋站外输泵提压后通过换热器将油温由85℃升至90℃输至中间站，进入中间站后通过换热器将油温由8O℃升至90℃后再经外输泵提压输至束站，计量后进辽河石化分公司超稠油罐区储存。4SAGD地面工艺技术sAGD开采技术是辽河油田超稠油蒸汽吞吐开采后最有效的接替方式之一，为使辽河油田SAGD开采配套工艺技术更加完善、各项工艺参数选择更加科学合理。目前己完成了先导试验．建设完成了第1座计量接转站和第1座注汽站以及主干集油高

7、温管网，将陆续实现sAGD高温脱水和机械蒸发污水处理工艺技术。5结论(1)采用不同的超稠油集油工艺，可以解决了超稠油不同开发时期的原油输送问题。(2)超稠油脱水的温度不能低于90℃，沉降时间不得小于96h，自主研发的高效破乳剂可保障脱水效果。脱水过程中采用半动态沉降罐可解决动态沉降罐收油难的问题，并增强了脱水效果，采用静态沉降罐使沉降罐内低位进油、出水，高位出油，保证脱水后原油含水和污水含油始终处于最低值，达到了超稠油脱水的目的。(3)长输管道工艺技术的成功设计创造了国内外先例。