油田集输系统节能技术应研究的内容、现状及认识
一、研究内容及目的
目前，我国东部陆上油田大部分已进入开发后期，综合含水都已达到80%以上，部分油田已超过90%。随着含水率的上升，采出液总液量也不断增加，能耗随之迅速增长，因而，地面系统需要大量改造或改进，主要表露出的问题有：
①油气集输和处理系统负荷增大,现有的工艺流程复杂,系统能力不能满足开发后期的生产要求。各油田现有设备主要是针对开发中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，原油集输方式、设备结构不能适应这一变化的需要。
②污水处理系统主要是处理量的增加和水质标准的提高，现有流程和设备落后，按常规的处理方式已不能满足生产要求。
③进入开发后期，为了进一步提高采收率，各油田都在进行三次采油矿场试验，有的已进入工业性推广应用阶段，如大庆、大港、河南等油田。由于驱注液对原油乳化液特性有较大的影响，为地面处理工艺带来了新的课题。
④注水系统由于注入量的增加，电力负荷急剧增长，注水井洗井次数增多，造成洗井能耗和污水处理系统的负担增大。
⑤油田开发后期防腐问题日益突出。由于东部油田开发建设较早，地面工艺管线设备运行时间长，防腐措施破坏严重，经常性的管线穿孔、设备腐蚀已严重影响了油田的正常生产运行。
根据以上分析，为适应油田开发后期集输系统改造及节能降耗技术的需要，应主要开展以下课题的研究：①原油脱水节能工艺研究；②污水系统节能工艺研究；③注水处理节能工艺研究；④三次采油节能技术研究；⑤油田地面综合防腐技术研究。
针对油田开发后期的生产特点，通过地面工艺的系统配套攻关，研制能耗低、效益高、投资省的工艺设备和合适的节能降耗工艺技术，使开发后期原油集输处理、污水处理，三次采油工艺、注水工艺及油田防腐工艺技术达到一个新水平。从而达到实现油田地面工艺在开发后期的技术改造投资省、效益高的目的。
二、国内外现状及认识
目前，国内外针对油田开发后期的需要，在地面工艺各个系统都进行了许多有益的探索和研究，提出了一定的研究方向和理论，开发了一些新设备、新材料和新工艺等。
1、原油处理工艺方面
国外一些国家原油脱水只在矿场条件下进行，原油脱水所采用的工艺通常根据系统的特点、原油物性、含水率、伴生水的矿化度、油田的生产方式和开采条件及气候条件等因素决定。同时各国对净化油质量指标的要求也不尽一致。如美国洛杉矶附近的西格奈尔希油田是一高含水期开发油田，由壳牌公司开发，年产油量在50×104t，综合含水88%，其产品收集和处理工艺是：各井来油经过汇管，加入破乳剂之后，经两级分离（第一级为预脱气，第二级为三相分离）后，进入大罐沉降（配套大罐抽气），即用大罐代替电脱水器。其工艺特点是，系统处理在一个场地配套进行（油气分离、原油脱水、污水净化及回注等）。利用罐作为末级分离器，同时具备沉降罐和成品油储罐的功能。在自然温度（21℃）下脱水，没有加热设备和换热器，油田生产过程完全密闭。
而且，国外各石油公司在脱水工艺方面，一是注重研制并应用高效脱水破乳剂，认为依靠破乳剂来降低热耗是比较经济的。如德国的BACΦ公司研制的分离剂28，在某工程中应用，在15℃条件下，经一级处理后，可把原油含水从30%降至1~2%；二是注重分离器等设备的功能的提高和结构优化。为提高分离效率而大量研制开发强化分离填料，目前常用的有脉动消除器、蝶形转向器、旋风进料口、迪克松雾沫捕集结构、各种形式的聚结填料等等。
我国国内的情况是，“七五”期间，结合中高含水期技术改造需要，开展了低耗节能油气集输配套技术研究，在原油处理方面，创造了河南江河油田高凝原油不加热一段脱水获合格净化油的新技术。工艺配套了阀组加药、管道破乳和高效沉降分离技术，研制出的HNS型高效三相分离器，采用了预脱气技术、水洗破乳技术等多项新工艺，在来液温度50～55℃，停留时间10min条件下，出口原油平均含水≤0.5%，达到了净化油标准。
在化学破乳剂研究方面，国内存在着应用现场与研制脱节的现象，针对性的产品研制工作仅少数油田开展得较好，其它油田普遍是采用筛选应用。
因此，可以这么认为，我国油田在高含水开发期脱水工艺的研究上已取得较高水平的成果，今后应继续完善一段脱水工艺，进一步提高分离器对全国各油田处理的适应能力，要加大常温脱水破乳剂研制、新型聚结填料开发的力度，以适应开发后期技术改造的需要。
2、污水处理工艺方面
国内外含油污水处理工艺是基本相同的，主要分为除油和过滤两级处理，处理污水进行回注。根据注水地层的地质特性，确定处理深度标准、选择净化工艺和设备。对渗透性好的地层，一般污水经除油和一段过滤后即进行回注；而对低渗透地层，则要进行二级或三级过滤。如美国得克萨斯贝克斯油田，污水经气浮选、双滤料过滤器、滤芯式过滤器处理后即可回注；原苏联近年来对高渗透层的重力沉降过滤流程改造为聚结过滤和气浮选法配套工艺，收到明显的效益。
在设备方面，国外开发应用的设备有许多不同类型，其处理效率都较高，如使用较广泛的气浮选装置就有立式罐和卧式槽型，除油效率达98%以上。精细过滤设备对悬浮物的控制含量＜1mg/l，颗粒直径＜1μm。同时，开发了精细过滤器，PE、PEC微孔过滤器等，对2μm颗粒的控制能力在85～95%，基本满足了各种地层的注水水质要求。
近年来，许多石油公司开展了旋流分离器技术研究，已形成了比较完整的理论观点和概念术语，确定了参数指标。从初步应用来看，旋流分离器具有体积小，处理量大等特点，分离效率一般在50—80%，目前陆上部分油田已应用于污水处理中。
在我国，中国石油天然气总公司颁布了《碎屑岩油藏注入水水质推荐指标及分析方法》，统一了高、中、低渗透层注入水水质十一项指标。由此使国内污水处理有了统一的依据标准。污水处理工艺一般包括混凝除油、缓冲、粗粒化、压力过滤等阶段，同时开展了“三防”化学助剂的研究应用。
因此，油田开发后期污水处理改造的方向是配合一段脱水工艺，充分利用分离器剩余压能，研制压力式除油设备和化学助剂，实现闭式处理工艺。
3、注水工艺方面
在注水工艺方面，加拿大较典型的注水流程是，井站间不设配水间，由注水站直接向注水井配水，对渗透率高（一般在0.1μm2以上）的井采取不洗井注水工艺。我国注水流程一般采用二级流程，由于注水系统效率较低和采用了落后的固定洗井工艺，使得注水系统能耗较高。进入开发后期，由于注水量和洗井工作量的增加，注水系统用电将继续增长，如何采用新工艺、新技术，降低注水能耗和洗井费用将是新的研究课题。
4、三次采油工艺方面
三次采油工艺地面部分主要包括注入工艺和产出液的处理工艺。
在注入工艺中，国内外主要考虑的是如何防止聚合物降解的问题，因此一般均采用除氧、杀菌、除铁后的清水作为混配介质，注入流程为单泵对单井。
河南油田设计院经过多年的探索，研制出DJQ型聚合物驱低剪切流量控制器，使聚合物溶液的粘度保留率达到96%以上，实现了一泵对多站和一泵对多井的工艺流程，已得到较好的应用。
随着三次采油大规模的实施，完全采用清水配注，将造成油田污水无法回注，采用单泵对单井流程由于工程投资高，给三次采油推广造成了困难。因此有必要开发污水混配和新的注入工艺研究，以期使三次采油技术得到较好的应用。
在产出液处理方面，还没有发现国外方面的系统报道，有一种已申请美国专利的技术是，通过向聚合物的乳状液中加入两性金属阳离子以形成絮凝物，再使用强碱处理该絮凝物，可将油从含有水溶性聚合物的乳状液中分离出来。该技术工艺是产出液首先进入重力分离罐，其O/W乳状液经罐底进入另一容器与金属阳离子混合，再输到强碱反应器，并选择控制好PH值等反应条件。国内近几年在产出液处理方面试验结果和认识不尽一致。大庆油田试验认为，由于聚合物（HPAM）残液的存在，采出液脱水难度大，质量差。若要保证污水含油不超过3000mg/l，沉降时间需要40min以上，在污水处理中絮凝剂的作用效果减弱，其用量大幅度增加。
因此，三次采油采出液的处理还有一些理论认识值得探讨，现有工艺试验不能说明问题，应继续开展研究工作。
5、防腐蚀技术方面
国外油田外防腐涂料主要有煤焦油、沥青、石蜡、预制薄膜和热敷涂层等五大类，据文献报道煤焦油层寿命可达50年以上。内防腐涂料主要有煤焦油环氧、催化环氧聚合物、纤维玻璃加强聚脂等。近年来又开发了高密度聚乙烯（HDPE）外涂料，其温度范围-45℃～80℃，在寒冷和沙漠地区寿命可达30年。
国内油田埋地管线普遍采用石油沥青涂层，一般50～80℃的油气水管线采用专用沥青，防腐等级分为普通绝缘、加强绝缘和特加强绝缘三级。近年来，各油田又根据需要相继开发了环氧粉未涂料，防水防腐型涂料等。
相比之下，我国在防腐材料种类、施工技术、补口工艺方面与国外存在一定差距。油田开发后期，污水闭路循环，水质进一步恶化，我国东部油田大部分又建于二十世纪六、七十年代，针对这些地下地面设施面临着的重新防腐的问题，防腐技术的发展趋势将是系统防腐技术研究和新型防腐涂料的研制。
三、结束语
油田开发后期集输系统改造与节能降耗是一项系统工程，既要有针对性地解决关键问题，又要较全面地把握和研究各系统环节技术的特点和规律；既要积极借鉴国外的经验和技术，又要研发具有本国特色的拳头产品，如河南油田研发成功的移动洗井车（专利产品），在多个油田得到了较好的应用效果就是最好的例证。只有这样，才能较好地解决我国油田开发后期所面临的一系列难题，从而达到油田开发经济与效益俱佳。
