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塔河油田地面工程新技術(shù)及應(yīng)用實(shí)踐(精) 版權(quán)信息
- ISBN：9787030727633
- 條形碼：9787030727633 ; 978-7-03-072763-3
- 裝幀：一般膠版紙
- 冊(cè)數(shù)：暫無
- 重量：暫無
- 所屬分類：>
塔河油田地面工程新技術(shù)及應(yīng)用實(shí)踐(精) 內(nèi)容簡(jiǎn)介
本書基于塔河油田目前面臨的難題，分別介紹了中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司在原油集輸、原油處理、天然氣處理、油田采出水處理、注氮?dú)忾_發(fā)地面配套、節(jié)能及在線檢測(cè)等領(lǐng)域研發(fā)推廣的一系列優(yōu)選技術(shù)，主要包括稠油摻稀降黏、稠油負(fù)壓氣提脫硫、含酸稠油脫水等一系列原油集輸、處理新技術(shù)，天然氣有機(jī)硫脫除機(jī)理、脫除溶劑及工藝等新技術(shù)，塔河油田采出水預(yù)氧化水質(zhì)改性工藝、一體化高效就地分水回注等新工藝及新裝備，以及塔河油田注氮?dú)馓岣卟墒章逝涮椎闹频、注氮、含氮天然氣的分離等新技術(shù)；此外，還介紹了塔河油田在節(jié)能、在線檢測(cè)等方面的新技術(shù)及新裝備。 本書可供石油院校儲(chǔ)運(yùn)工程、石油工程、油田化學(xué)等專業(yè)的師生及從事油氣田地面工程研究的科研人員、生產(chǎn)廠家的技術(shù)人員參考。
塔河油田地面工程新技術(shù)及應(yīng)用實(shí)踐(精) 目錄
目錄
前言
第1章 緒論 1
1.1 塔河油田開發(fā)簡(jiǎn)介 1
1.2 塔河油田地面建設(shè)概況 1
1.3 塔河油田井流物特性 2
1.4 塔河油田地面工程面臨的挑戰(zhàn)及對(duì)策 6
1.4.1 塔河油田地面工程建設(shè)面臨的挑戰(zhàn) 6
1.4.2 塔河油田地面工程建設(shè)形成的關(guān)鍵技術(shù) 6
第2章 塔河油田原油集輸新技術(shù)及應(yīng)用 8
2.1 稠油摻稀降黏輸送技術(shù) 8
2.1.1 技術(shù)背景 8
2.1.2 摻稀降黏原理及工藝 8
2.1.3 摻稀稀稠比優(yōu)化方法 9
2.1.4 地面一體化摻稀模式 17
2.1.5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 19
2.2 集輸新管材及應(yīng)用 19
2.2.1 技術(shù)背景 19
2.2.2 耐腐蝕金屬管材 20
2.2.3 非金屬?gòu)?fù)合管 22
2.2.4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 26
2.3 自動(dòng)選井計(jì)量技術(shù) 27
2.3.1 技術(shù)背景 27
2.3.2 結(jié)構(gòu)及原理 28
2.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 28
2.4 自動(dòng)裝車量油一體化技術(shù) 29
2.4.1 技術(shù)背景 29
2.4.2 結(jié)構(gòu)及原理 30
2.4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 31
第3章 塔河油田原油處理新技術(shù)及應(yīng)用 32
3.1 原油處理技術(shù)簡(jiǎn)介 32
3.1.1 原油脫水工藝 32
3.1.2 原油H2S脫除工藝 34
3.1.3 原油穩(wěn)定工藝 38
3.2 含酸稠油脫水技術(shù) 41
3.2.1 技術(shù)背景 41
3.2.2 脫水技術(shù)方法 41
3.2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 46
3.3 稠油負(fù)壓氣提脫硫與穩(wěn)定一體化技術(shù) 46
3.3.1 技術(shù)背景 46
3.3.2 稠油脫硫與穩(wěn)定技術(shù) 47
3.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 63
3.4 混烴分餾脫硫技術(shù) 63
3.4.1 技術(shù)背景 63
3.4.2 混烴脫硫工藝 64
3.4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 69
第4章 塔河油田天然氣處理新技術(shù)及應(yīng)用 70
4.1 塔河油田天然氣處理技術(shù)概況 70
4.1.1 天然氣凈化技術(shù) 70
4.1.2 天然氣脫烴技術(shù) 72
4.1.3 尾氣處理技術(shù) 74
4.2 天然氣脫汞技術(shù) 78
4.2.1 技術(shù)背景 78
4.2.2 汞的腐蝕機(jī)理 78
4.2.3 天然氣脫汞工藝 81
4.2.4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 84
4.3 天然氣有機(jī)硫脫硫技術(shù) 86
4.3.1 技術(shù)背景 86
4.3.2 天然氣有機(jī)硫脫除方法 86
4.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 100
4.4 超音速分離技術(shù) 102
4.4.1 技術(shù)背景 102
4.4.2 超音速分離技術(shù)介紹 102
4.4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 105
第5章 塔河油田采出水處理新技術(shù)及應(yīng)用 108
5.1 塔河油田采出水處理工藝簡(jiǎn)介 108
5.2 預(yù)氧化水質(zhì)改性技術(shù) 110
5.2.1 技術(shù)背景 110
5.2.2 預(yù)氧化水質(zhì)改性技術(shù)方法 111
5.2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 114
5.3 懸浮污泥過濾技術(shù) 116
5.3.1 技術(shù)背景 116
5.3.2 技術(shù)原理 116
5.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 117
5.4 一體化高效就地分水回注技術(shù) 119
5.4.1 技術(shù)背景 119
5.4.2 就地分水回注技術(shù)介紹 120
5.4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果評(píng)價(jià) 125
第6章 塔河油田注氮?dú)忾_發(fā)地面配套技術(shù) 128
6.1 制氮工藝技術(shù) 128
6.1.1 制氮工藝優(yōu)選 128
6.1.2 塔河油田注氮?dú)饧兌却_定 131
6.2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 132
6.2.1 制氮?dú)猬F(xiàn)場(chǎng)工藝 132
6.2.2 現(xiàn)場(chǎng)氮?dú)庾⑷牍に嚒?34
6.2.3 現(xiàn)場(chǎng)注氣增油效果 138
第7章 塔河油田地面工程節(jié)能新技術(shù)及應(yīng)用 139
7.1 太陽(yáng)能熱電一體化綜合利用技術(shù) 139
7.1.1 技術(shù)背景 139
7.1.2 太陽(yáng)能熱電一體化綜合利用技術(shù)介紹 139
7.1.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 141
7.2 煙氣余熱加熱原油技術(shù) 144
7.2.1 技術(shù)背景 144
7.2.2 余熱利用技術(shù) 145
7.2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 146
7.3 加熱爐高效火嘴應(yīng)用及自控改造技術(shù) 158
7.3.1 技術(shù)背景 158
7.3.2 工作原理及改造方法 159
7.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 164
第8章 塔河油田檢測(cè)新技術(shù)及應(yīng)用 167
8.1 原油含水在線檢測(cè)技術(shù) 167
8.1.1 技術(shù)背景 167
8.1.2 原油含水在線檢測(cè)技術(shù)介紹 167
8.1.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 169
8.2 氮?dú)庠诰檢測(cè)技術(shù) 176
8.2.1 技術(shù)背景 176
8.2.2 氮?dú)鈾z測(cè)技術(shù)簡(jiǎn)介 176
8.2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 185
第9章 塔河油田地面工程新技術(shù)展望 186
參考文獻(xiàn) 188
前言
第1章 緒論 1
1.1 塔河油田開發(fā)簡(jiǎn)介 1
1.2 塔河油田地面建設(shè)概況 1
1.3 塔河油田井流物特性 2
1.4 塔河油田地面工程面臨的挑戰(zhàn)及對(duì)策 6
1.4.1 塔河油田地面工程建設(shè)面臨的挑戰(zhàn) 6
1.4.2 塔河油田地面工程建設(shè)形成的關(guān)鍵技術(shù) 6
第2章 塔河油田原油集輸新技術(shù)及應(yīng)用 8
2.1 稠油摻稀降黏輸送技術(shù) 8
2.1.1 技術(shù)背景 8
2.1.2 摻稀降黏原理及工藝 8
2.1.3 摻稀稀稠比優(yōu)化方法 9
2.1.4 地面一體化摻稀模式 17
2.1.5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 19
2.2 集輸新管材及應(yīng)用 19
2.2.1 技術(shù)背景 19
2.2.2 耐腐蝕金屬管材 20
2.2.3 非金屬?gòu)?fù)合管 22
2.2.4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 26
2.3 自動(dòng)選井計(jì)量技術(shù) 27
2.3.1 技術(shù)背景 27
2.3.2 結(jié)構(gòu)及原理 28
2.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 28
2.4 自動(dòng)裝車量油一體化技術(shù) 29
2.4.1 技術(shù)背景 29
2.4.2 結(jié)構(gòu)及原理 30
2.4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 31
第3章 塔河油田原油處理新技術(shù)及應(yīng)用 32
3.1 原油處理技術(shù)簡(jiǎn)介 32
3.1.1 原油脫水工藝 32
3.1.2 原油H2S脫除工藝 34
3.1.3 原油穩(wěn)定工藝 38
3.2 含酸稠油脫水技術(shù) 41
3.2.1 技術(shù)背景 41
3.2.2 脫水技術(shù)方法 41
3.2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 46
3.3 稠油負(fù)壓氣提脫硫與穩(wěn)定一體化技術(shù) 46
3.3.1 技術(shù)背景 46
3.3.2 稠油脫硫與穩(wěn)定技術(shù) 47
3.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 63
3.4 混烴分餾脫硫技術(shù) 63
3.4.1 技術(shù)背景 63
3.4.2 混烴脫硫工藝 64
3.4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 69
第4章 塔河油田天然氣處理新技術(shù)及應(yīng)用 70
4.1 塔河油田天然氣處理技術(shù)概況 70
4.1.1 天然氣凈化技術(shù) 70
4.1.2 天然氣脫烴技術(shù) 72
4.1.3 尾氣處理技術(shù) 74
4.2 天然氣脫汞技術(shù) 78
4.2.1 技術(shù)背景 78
4.2.2 汞的腐蝕機(jī)理 78
4.2.3 天然氣脫汞工藝 81
4.2.4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 84
4.3 天然氣有機(jī)硫脫硫技術(shù) 86
4.3.1 技術(shù)背景 86
4.3.2 天然氣有機(jī)硫脫除方法 86
4.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 100
4.4 超音速分離技術(shù) 102
4.4.1 技術(shù)背景 102
4.4.2 超音速分離技術(shù)介紹 102
4.4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 105
第5章 塔河油田采出水處理新技術(shù)及應(yīng)用 108
5.1 塔河油田采出水處理工藝簡(jiǎn)介 108
5.2 預(yù)氧化水質(zhì)改性技術(shù) 110
5.2.1 技術(shù)背景 110
5.2.2 預(yù)氧化水質(zhì)改性技術(shù)方法 111
5.2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 114
5.3 懸浮污泥過濾技術(shù) 116
5.3.1 技術(shù)背景 116
5.3.2 技術(shù)原理 116
5.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 117
5.4 一體化高效就地分水回注技術(shù) 119
5.4.1 技術(shù)背景 119
5.4.2 就地分水回注技術(shù)介紹 120
5.4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果評(píng)價(jià) 125
第6章 塔河油田注氮?dú)忾_發(fā)地面配套技術(shù) 128
6.1 制氮工藝技術(shù) 128
6.1.1 制氮工藝優(yōu)選 128
6.1.2 塔河油田注氮?dú)饧兌却_定 131
6.2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 132
6.2.1 制氮?dú)猬F(xiàn)場(chǎng)工藝 132
6.2.2 現(xiàn)場(chǎng)氮?dú)庾⑷牍に嚒?34
6.2.3 現(xiàn)場(chǎng)注氣增油效果 138
第7章 塔河油田地面工程節(jié)能新技術(shù)及應(yīng)用 139
7.1 太陽(yáng)能熱電一體化綜合利用技術(shù) 139
7.1.1 技術(shù)背景 139
7.1.2 太陽(yáng)能熱電一體化綜合利用技術(shù)介紹 139
7.1.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 141
7.2 煙氣余熱加熱原油技術(shù) 144
7.2.1 技術(shù)背景 144
7.2.2 余熱利用技術(shù) 145
7.2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 146
7.3 加熱爐高效火嘴應(yīng)用及自控改造技術(shù) 158
7.3.1 技術(shù)背景 158
7.3.2 工作原理及改造方法 159
7.3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 164
第8章 塔河油田檢測(cè)新技術(shù)及應(yīng)用 167
8.1 原油含水在線檢測(cè)技術(shù) 167
8.1.1 技術(shù)背景 167
8.1.2 原油含水在線檢測(cè)技術(shù)介紹 167
8.1.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 169
8.2 氮?dú)庠诰檢測(cè)技術(shù) 176
8.2.1 技術(shù)背景 176
8.2.2 氮?dú)鈾z測(cè)技術(shù)簡(jiǎn)介 176
8.2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 185
第9章 塔河油田地面工程新技術(shù)展望 186
參考文獻(xiàn) 188
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塔河油田地面工程新技術(shù)及應(yīng)用實(shí)踐(精) 節(jié)選
第1章 緒論 1.1 塔河油田開發(fā)簡(jiǎn)介 塔河油田位于新疆維吾爾自治區(qū)巴音郭楞蒙古自治州輪臺(tái)縣和阿克蘇地區(qū)庫(kù)車市境內(nèi)，行政歸屬于輪臺(tái)縣哈爾巴克鄉(xiāng)和群巴克鎮(zhèn)、庫(kù)車市的塔里木鄉(xiāng)，距輪臺(tái)縣城西南方向70km，距庫(kù)車市東南方向100km。 1984年9月沙參2井在奧陶系獲日產(chǎn)866t的高產(chǎn)油氣流，拉開了在塔里木盆地尋找海相油氣的序幕；1997年2月S46井用8mm油嘴、10月S48井用10mm油嘴在奧陶系分別獲得日產(chǎn)182t、524t的高產(chǎn)油氣流，從而發(fā)現(xiàn)了塔河油田，實(shí)現(xiàn)了在塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖中尋找大油田的突破。 塔河油田是由三疊系、石炭系、奧陶系等多個(gè)不同性質(zhì)油藏組成的油田（群），主體是奧陶系碳酸鹽巖古巖溶縫洞網(wǎng)絡(luò)型油藏。這種油藏類型的主要控制因素是不同期次、不同規(guī)模、不同方向的巖溶洞、縫、孔，并以復(fù)雜的形式連通而形成網(wǎng)絡(luò)。因?yàn)榫W(wǎng)絡(luò)發(fā)育程度不同、成藏和改造經(jīng)歷不同，各儲(chǔ)集體在儲(chǔ)量、產(chǎn)能、油質(zhì)上有較大差別。 截至2020年8月，塔河油田探明含油面積2705km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量13.87億t，其中碳酸鹽巖儲(chǔ)量13.17億t；探明含氣面積2759.62km2，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量1893.38億m3，其中氣層氣736.40億m3。 投入開發(fā)的油氣田區(qū)塊共36個(gè)，油田地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度7.65%，可采儲(chǔ)量采出程度達(dá)63.48%，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.47%，年度SEC儲(chǔ)量（即利用美國(guó)證券交易委員會(huì)準(zhǔn)則評(píng)估出的油氣儲(chǔ)量）替代率106.2%，油田年綜合含水率52.87%，自然遞減13.4%，綜合遞減5.8%。投入開發(fā)氣田綜合含水率43.1%，氣油比4303m3/t。采氣速度1.97%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度34.43%，可采儲(chǔ)量采出程度83.04%。 塔里木古生界碳酸鹽巖埋藏深，深度達(dá)到7000m左右，鉆探難度大，采出液物性復(fù)雜，面臨許多技術(shù)難題，在很大程度上推動(dòng)了我國(guó)油氣勘探開發(fā)技術(shù)的發(fā)展，同時(shí)給油田地面工程技術(shù)發(fā)展提供了前所未有的機(jī)遇與挑戰(zhàn)。 1.2 塔河油田地面建設(shè)概況 塔河油田歷經(jīng)探索發(fā)展、快速成長(zhǎng)、重點(diǎn)突破、全面提升四個(gè)階段，截至2020年8月共建成聯(lián)合站4座，集氣處理站、輕烴站10座，采出水處理站6座，燃?xì)獍l(fā)電站3座，形成了一系列適合塔河油田高效開發(fā)的地面技術(shù)體系，建成了功能全面、配套完善的現(xiàn)代化地面工程系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了裝置“安、穩(wěn)、長(zhǎng)、滿、優(yōu)”運(yùn)行，滿足了油田高效開發(fā)的需要。 1）原油處理系統(tǒng) 原油處理系統(tǒng)包括聯(lián)合站4座，設(shè)計(jì)原油處理能力1100萬(wàn)t/a，實(shí)際處理能力926萬(wàn)t/a；各類接轉(zhuǎn)站、閥組站等119座；集油干線162條，長(zhǎng)度為899.1km；集油支線38條，長(zhǎng)度為124.4km；單井集油管線2301條，長(zhǎng)度為5098.4km；摻稀干線53條，長(zhǎng)度為327.1km；單井摻稀管線834條，長(zhǎng)度為2033.9km。 2）天然氣處理系統(tǒng) 天然氣處理系統(tǒng)包括集氣處理站、輕烴站10座，設(shè)計(jì)處理氣量247170萬(wàn)m3/a，實(shí)際處理氣量189690萬(wàn)m3/a；集氣干（支）線73條，長(zhǎng)度為516.9km；單井集氣管線102條，長(zhǎng)度為241.7km。 3）油氣長(zhǎng)輸系統(tǒng) 油氣長(zhǎng)輸系統(tǒng)包括輸油首站1座，裝車末站1座、中間站2座；原油管線12條，總長(zhǎng)410.23km；天然氣管線13條，總長(zhǎng)340.91km。 4）采出水處理系統(tǒng) 采出水處理系統(tǒng)包括采出水處理站6座，設(shè)計(jì)處理采出水931萬(wàn)m3/a，實(shí)際處理采出水577萬(wàn)m3/a，回注采出水480萬(wàn)m3/a，其他用水97萬(wàn)m3/a（掃線、修井洗井）；注水站15座，其中碳酸鹽巖注水站5座，碎屑巖注水站10座；注水管線基本實(shí)現(xiàn)了干線連東西、支線到單元，共建設(shè)注水干線102.13km，注水支線282.65km。實(shí)現(xiàn)了3座聯(lián)合站注水干支管網(wǎng)的連通，二號(hào)聯(lián)合站成為注水水量調(diào)配的中心，能夠根據(jù)注水生產(chǎn)需要對(duì)3座聯(lián)合站的采出水資源靈活調(diào)配，適應(yīng)性較好。 5）公用工程系統(tǒng) 電力系統(tǒng)包括燃?xì)獍l(fā)電廠3座（其中發(fā)電二廠作為應(yīng)急備用），總裝機(jī)容量109MW，總發(fā)電能力77MW，110kV變電站5座，35kV變電站11座，各電壓等級(jí)線路總長(zhǎng)3573km；通信系統(tǒng)建成油田主干光路233.2km；道路系統(tǒng)建設(shè)各類瀝青道路400km。 1.3 塔河油田井流物特性 從1997年塔河油田投入開發(fā)以來，1～12區(qū)、托甫臺(tái)區(qū)、KZ、AT、YT及GP4等區(qū)塊陸續(xù)投產(chǎn)，目前區(qū)塊分布如圖1.1所示。 1）原油物性 原油物性自東向西、自南向北逐漸變稠，原油流動(dòng)性逐漸變差，20℃原油密度介于0.753～1.0756g/cm3，30℃原油黏度為1～40000mm2/s，如表1.1所示。其中，塔河油田東部主要為中質(zhì)油區(qū)塊，如1區(qū)、2區(qū)、3區(qū)、5區(qū)、9區(qū)、11區(qū)和塔河油田東部邊緣的KZ1區(qū)、AT11區(qū)等。地面20℃原油密度為0.753～0.9193g/cm3，30℃原油黏度為1～335.24mm2/s，凝固點(diǎn)為?–28～18℃，開口閃點(diǎn)為24～35℃，初餾點(diǎn)為87.5℃，含鹽26675mg/L，含硫0.08%～2.09%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)，余同），含蠟0.05%～21.84%，含膠質(zhì)31.29%，含瀝青質(zhì)9.5%。 塔河油田中部主要為稠油區(qū)塊，4區(qū)、6區(qū)、7區(qū)、8區(qū)以重質(zhì)稠油為主。20℃原油密度為0.8251～1.0093g/cm3，30℃原油黏度為536～5233mm2/s，凝固點(diǎn)為–14.25～22℃，開口閃點(diǎn)為77℃，燃點(diǎn)為96℃，含硫1.58%～3.13%，含蠟1.98%～7.56%，初餾點(diǎn)為78℃，含膠質(zhì)9.84%，含瀝青質(zhì)17.92%。 塔河油田西北部為超稠油區(qū)塊，分布在10區(qū)、12區(qū)。20℃原油密度為0.8403～1.0756g/cm3，凝固點(diǎn)為8～60℃，30℃原油黏度為100～40000mm2/s，高含硫化氫（1.0× 104～1.5×105mg/m3），高含瀝青質(zhì)（25%～62%）。在井筒3000m溫度低于100℃時(shí)原油就不具有流動(dòng)性。 2）天然氣物性 塔河油田伴生氣硫化氫含量高達(dá)4.2×104mg/m3，同時(shí)有機(jī)硫含量高達(dá)844mg/m3。典型天然氣組分情況詳見表1.2，有機(jī)硫的組成如表1.3所示，硫化氫分布情況如圖1.2所示。 3）產(chǎn)出水物性 如表1.4所示，塔河油田產(chǎn)出水密度為1.14～1.15g/cm3，油水密度差較大，且具有低pH（5.5～6.2）、高礦化度（211182～237348mg/L）、高含Cl–（131692～142461mg/L）、高含Ca2+（1.1×104mg/L）和Mg2+（1.0×103mg/L）的特點(diǎn)，具有較強(qiáng)的腐蝕和結(jié)垢傾向。 1.4 塔河油田地面工程面臨的挑戰(zhàn)及對(duì)策 1.4.1 塔河油田地面工程建設(shè)面臨的挑戰(zhàn) 塔河油田油藏流體性質(zhì)及分布十分復(fù)雜，平面上，由東南到西北，油氣性質(zhì)具有凝析氣—中質(zhì)油—重質(zhì)油變化的特點(diǎn)，原油密度為0.7500～1.017g/cm3，地層水礦化度為2×105～2.3×105mg/L，伴生氣硫化氫含量為1.0×104～1.5×105mg/m3，瀝青質(zhì)為25%～62%，具有超稠、高含鹽、高含硫化氫、高含瀝青質(zhì)等特點(diǎn)。 塔河油田地面工況的特殊性及油、氣、水等油藏流體的性質(zhì)給地面工程的建設(shè)帶來了一系列的挑戰(zhàn)。 （1）稠油黏度高（4×104～1.8×106mPas），凝固點(diǎn)高（8～60℃），在井筒3000m、溫度低于100℃時(shí)原油就不具有流動(dòng)性，地面條件下更無法輸送。 （2）稠油20℃時(shí)，密度為0.9950～1.017g/cm3，原油密度高，脫水難度大。 （3）稠油中含硫量高，同時(shí)天然氣中有機(jī)硫含量高，給原油和天然氣脫硫帶來極大的困難。 （4）超稠油采出液介質(zhì)具有高含硫化氫、高含CO2、高含Cl–、高礦化度、低pH的特點(diǎn)。采出液具有強(qiáng)腐蝕性，內(nèi)腐蝕環(huán)境苛刻，給集輸管線安全運(yùn)行帶來了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，也給油氣集輸處理提出了更多、更難、更高的要求。 （5）原油高含硫化氫帶來了儲(chǔ)罐呼吸閥、開式排污、油氣取樣、火車外運(yùn)裝車集輸處理過程中的硫化氫外泄逸散，給生產(chǎn)帶來了極大的安全隱患。 1.4.2 塔河油田地面工程建設(shè)形成的關(guān)鍵技術(shù) 針對(duì)塔河油田油氣物性的復(fù)雜性，需配套有針對(duì)性的集輸處理技術(shù)，尤其是超稠、高含硫化氫原油在集輸、處理及防腐過程中需在技術(shù)上不斷創(chuàng)新，確保油氣進(jìn)行高效、安全的集輸處理。塔河油田分別從工藝、材料、設(shè)備等方面展開了一系列技術(shù)攻關(guān)，通過技術(shù)創(chuàng)新，在原油集輸、原油處理、天然氣處理、油田采出水處理、注氮?dú)忾_發(fā)地面配套、節(jié)能及在線檢測(cè)等領(lǐng)域研發(fā)推廣了一系列先進(jìn)實(shí)用技術(shù)，在油氣集輸、處理及采出水處理等方面取得了較大的進(jìn)展，主要形成了以下幾方面具有代表性的技術(shù)。 （1）稠油摻稀降黏輸送技術(shù)。 （2）稠油負(fù)壓氣提脫硫與穩(wěn)定一體化技術(shù)。 （3）天然氣有機(jī)硫脫硫技術(shù)。 （4）預(yù)氧化水質(zhì)改性技術(shù)。 （5）塔河油田注氮?dú)忾_發(fā)地面配套技術(shù)。 （6）太陽(yáng)能熱電一體化綜合利用技術(shù)。
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