渤中3－2油田自安裝采油平臺原油處理方案研究

李艷莉

（中海油能源發展采油服務公司，天津 塘沽 300452）

渤中 3－2油田屬年產量較小且周邊無在生產油田可依托的邊際油田，根據此類油田的特點和要求，確定其總體開發方案（工程設施）為：隔水套管支撐井口＋自安裝采油平臺＋穿梭油輪（＜5000 t）。

采用上述模式對渤中3－2油田進行開發，自安裝采油平臺原油處理方案包括以下兩種設想：①來自隔水套管支撐井口的含水原油在自安裝采油平臺（不具備油氣處理能力）上儲存，再運往綏中36－1處理廠進行處理；②來自隔水套管支撐井口的含水原油經過自安裝采油平臺（具備油氣處理能力）處理，達到合格原油指標（含水小于1 %）后利用穿梭油輪直接進行外輸。

通過對綏中36－1處理廠接收邊際油田的調研情況，對以上兩種設想進行分析和研究，詳述如下。

1 綏中36－1處理廠的原油處理儲輸系統現狀

綏中 36－1處理廠的原油處理儲輸系統包括三套工藝流程，分別用以對綏中36－1油田原油的處理、儲存和外輸；對旅大油田以及錦州9－3油田原油的儲存、外輸。

2 對現有原油處理流程的總結分析

（1）按照設計要求5000 t碼頭滿足油輪安全停靠。

（2）利用綏中36－1處理廠給錦州9－3油田設置的接油/外輸管線達到上岸和外輸要求。

（3）雖然接收綏中36－1油田的處理工藝系統具備脫水能力，但綏中36－1油田的原油中含有高質瀝青，若渤中3－2油田的原油與其混合，由于原油物性不一致，會影響高質瀝青的品牌。所以，邊際油田的原油不宜進入該系統。

（4）旅大原油的處理工藝系統或錦州9－3油田原油儲存工藝系統均沒有設置原油脫水裝置。渤中3－2油田的原油如要進入旅大原油的處理工藝系統或錦州 9－3油田原油儲存工藝系統，均需要進行流程改造（增加電脫水器、流程管線改造等）后，方能滿足原油外輸含水小于1 %的指標。

3 改造或擴建的建議方案選擇

3.1 改造

3.1.1 方案描述

（1）主要工藝流程描述：來自渤中3－2油田大于1 %的含水原油，利用5000 t級碼頭和綏中36－1處理廠給錦州9－3油田設置的接油/外輸管線進入罐，罐內含水原油經錦州 9－3熱油循環泵輸送至錦州 9－3油/油換熱器或循環加熱器加熱到65 ℃～70 ℃左右，再進入電脫水加熱器加熱到120 ℃左右，進入電脫水器進行脫水，經脫水后的原油通過油/油換熱器將油溫降至 65 ℃左右后，進入好油罐進行儲存。經電脫水器脫出的含油污水進入綏中36－1處理廠的污水處理系統。原油處理能力：2400 m3/d。

（2）主要設施與規格原有設施與規格：原油儲罐（容積：50000 m3，操作壓力/溫度：常壓/80 ℃）；原油儲（容積：20000 m3，操作壓力/溫度：常壓/80 ℃）；熱油循環泵（流量：100 m3/h，揚程：100 m）；油循環加熱器（設計負荷：850 kW，設計壓力/溫度：1600 kPa/190 ℃，操作壓力/溫度：1000 kPa/65 ℃～70 ℃）；卸油泵（外輸泵）（流量：250 m3/h，揚程：85 m）。

新增設施與規格：①油/油換熱器——管程（進熱原油）（設計壓力/溫度：1600 kPa/150 ℃，操作壓力/溫度：900 kPa/130 ℃）；殼程（進冷原油）（設計壓力/溫度：1600 kPa/150 ℃，操作壓力/溫度：900 kPa/65 ℃～70 ℃）；②電脫水加熱器——設計負荷：4862 kW；管程（進熱介質油）設計壓力/溫度：1600 kPa/250 ℃，操作壓力/溫度：500 kPa/150 ℃～210 ℃；殼程（進冷原油）設計壓力/溫度：1600 kPa/210 ℃，操作壓力/溫度：650 kPa/95 ℃～120 ℃；③電脫水器尺寸：ф3600×15940，設計壓力/溫度：900 kPa/160 ℃，操作壓力/溫度：500 kPa/120 ℃。

（3）輔助工藝及設施。熱源——供給電脫水加熱器的熱源來自綏中36－1二期或旅大改擴建的熱介質油；化學藥劑——用于脫水的破乳劑可來自綏中36－1二期或旅大改擴建所設置的裝置中引入，也可新建一套獨立的裝置；開式排放——與綏中36－1二期開式排放系統相對接；儀表風——使用綏中36－1二期儀表風系統；控制儀表信號—進入綏中36－1二期中控。

（4）新增設施安裝位置。將新增設施就近安裝在為錦州9－3設置的外輸泵房和油循環加熱器的場地處。

3.1.2 實施改造方案需考慮的問題

（1）目前綏中36－1處理廠的污水處理系統基本處于滿負荷運行狀態，若接收渤中3－2油田含水5 %的原油，按每天對2400 m3含水原油處理的話，經處理后的原油含水為1 %進行估算，每天脫出96m3的污水要進入綏中36－1污水處理系統，考慮邊際油田污水與原綏中36－1處理廠污水的互溶問題，一旦互溶不好，是否影響其污水的處理效果，需要進行論證。

（2）針對方案：在接收渤中3－2油田含水大于1 %的原油或外輸渤中3－2油田合格原油時，因DN500的接收/外輸管路被使用，所以原油處理裝置需停運。

3.2 擴建

隨著對邊際油田開發規模的不斷擴大，處理量也將不斷增加，亦或出現新油（氣）田的含水原油需在綏中36－1處理廠上岸進行脫水處理的情形，那么原有的工藝設施雖經改造仍將無法滿足需求，因此實施擴建方案是很有必要的。

4 結論

（1）利用5000 t級碼頭和綏中36－1終端給錦州9－3油田設置的接油/外輸管線可以達到上岸的要求，但要想進入其它油罐或沉降罐，必須進行改造。

（2）綏中36－1原油終端原設計的接收錦州9－3油田和旅大原油的工藝中，沒有設置原油脫水裝置；原油上岸后，需要進行流程改造。

（3）綏中36－1終端對綏中36－1油田（含水不高于30 %）的原油的處理工藝中，其原油中含高質瀝青，若渤中3－2油田生產的原油與其混合，因原油物性不一致，將會影響高質瀝青的品牌，故渤海灣小型油氣田生產的原油不宜進入其流程。

（4）目前綏中36－1終端的污水處理系統基本處于滿負荷運行狀態，同時需要考慮渤中3－2油田的污水與原綏中36－1終端污水的互溶問題，一旦互溶不好，會直接影響污水的處理效果。

可見，綏中36－1終端目前不具備對來自渤中3－2油田的原油進行脫水處理、對脫出的污水進行凈化處理的條件和能力（包括含水不高于5 %的非合格原油）。“來自隔水套管支撐井口的含水原油經過自安裝采油平臺處理，達到合格原油指標（含水小于1 %）后利用穿梭油輪直接進行外輸”是可行的最佳方案。