本书基于塔河油田目前面临的难题，分别介绍了中国石油化工股份有限公司西北油田分公司在原油集输、原油处理、天然气处理、油田采出水处理、注氮气开发地面配套、节能及在线检测等领域研发推广的一系列先进技术，主要包括稠油掺稀降黏、稠油负压气提脱硫、含酸稠油脱水等一系列原油集输、处理新技术，天然气有机硫脱除机理、脱除溶剂及工艺等新技术，塔河油田采出水预氧化水质改性工艺、一体化高效就地分水回注等新工艺及新装备，以及塔河油田注氮气提高采收率配套的制氮、注氮、含氮天然气的分离等新技术；此外，还介绍了塔河油田在节能、在线检测等方面的新技术及新装备。 本书可供石油院校储运工程、石油工程、油田化学等专业的师生及从事油气田地面工程研究的科研人员、生产厂家的技术人员参考。

第1章 绪论
　　1.1 塔河油田开发简介
　　塔河油田位于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州轮台县和阿克苏地区库车市境内，行政归属于轮台县哈尔巴克乡和群巴克镇、库车市的塔里木乡，距轮台县城西南方向70km，距库车市东南方向100km。
　　1984年9月沙参2井在奥陶系获日产866t的高产油气流，拉开了在塔里木盆地寻找海相油气的序幕；1997年2月S46井用8mm油嘴、10月S48井用10mm油嘴在奥陶系分别获得日产182t、524t的高产油气流，从而发现了塔河油田，实现了在塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩中寻找大油田的突破。
　　塔河油田是由三叠系、石炭系、奥陶系等多个不同性质油藏组成的油田（群），主体是奥陶系碳酸盐岩古岩溶缝洞网络型油藏。这种油藏类型的主要控制因素是不同期次、不同规模、不同方向的岩溶洞、缝、孔，并以复杂的形式连通而形成网络。因为网络发育程度不同、成藏和改造经历不同，各储集体在储量、产能、油质上有较大差别。
　　截至2020年8月，塔河油田探明含油面积2705km2，探明地质储量13.87亿t，其中碳酸盐岩储量13.17亿t；探明含气面积2759.62km2，天然气地质储量1893.38亿m3，其中气层气736.40亿m3。
　　投入开发的油气田区块共36个，油田地质储量采出程度7.65%，可采储量采出程度达63.48%，地质储量采油速度0.47%，年度SEC储量（即利用美国证券交易委员会准则评估出的油气储量）替代率106.2%，油田年综合含水率52.87%，自然递减13.4%，综合递减5.8%。投入开发气田综合含水率43.1%，气油比4303m3/t。采气速度1.97%，地质储量采出程度34.43%，可采储量采出程度83.04%。
　　塔里木古生界碳酸盐岩埋藏深，深度达到7000m左右，钻探难度大，采出液物性复杂，面临许多技术难题，在很大程度上推动了我国油气勘探开发技术的发展，同时给油田地面工程技术发展提供了前所未有的机遇与挑战。
　　1.2 塔河油田地面建设概况
　　塔河油田历经探索发展、快速成长、重点突破、全面提升四个阶段，截至2020年8月共建成联合站4座，集气处理站、轻烃站10座，采出水处理站6座，燃气发电站3座，形成了一系列适合塔河油田高效开发的地面技术体系，建成了功能全面、配套完善的现代化地面工程系统，实现了装置“安、稳、长、满、优”运行，满足了油田高效开发的需要。
　　1）原油处理系统
　　原油处理系统包括联合站4座，设计原油处理能力1100万t/a，实际处理能力926万t/a；各类接转站、阀组站等119座；集油干线162条，长度为899.1km；集油支线38条，长度为124.4km；单井集油管线2301条，长度为5098.4km；掺稀干线53条，长度为327.1km；单井掺稀管线834条，长度为2033.9km。
　　2）天然气处理系统
　　天然气处理系统包括集气处理站、轻烃站10座，设计处理气量247170万m3/a，实际处理气量189690万m3/a；集气干（支）线73条，长度为516.9km；单井集气管线102条，长度为241.7km。
　　3）油气长输系统
　　油气长输系统包括输油首站1座，装车末站1座、中间站2座；原油管线12条，总长410.23km；天然气管线13条，总长340.91km。
　　4）采出水处理系统
　　采出水处理系统包括采出水处理站6座，设计处理采出水931万m3/a，实际处理采出水577万m3/a，回注采出水480万m3/a，其他用水97万m3/a（扫线、修井洗井）；注水站15座，其中碳酸盐岩注水站5座，碎屑岩注水站10座；注水管线基本实现了干线连东西、支线到单元，共建设注水干线102.13km，注水支线282.65km。实现了3座联合站注水干支管网的连通，二号联合站成为注水水量调配的中心，能够根据注水生产需要对3座联合站的采出水资源灵活调配，适应性较好。
　　5）公用工程系统
　　电力系统包括燃气发电厂3座（其中发电二厂作为应急备用），总装机容量109MW，总发电能力77MW，110kV变电站5座，35kV变电站11座，各电压等级线路总长3573km；通信系统建成油田主干光路233.2km；道路系统建设各类沥青道路400km。
　　1.3 塔河油田井流物特性
　　从1997年塔河油田投入开发以来，1～12区、托甫台区、KZ、AT、YT及GP4等区块陆续投产，目前区块分布如图1.1所示。
　　1）原油物性
　　原油物性自东向西、自南向北逐渐变稠，原油流动性逐渐变差，20℃原油密度介于0.753～1.0756g/cm3，30℃原油黏度为1～40000mm2/s，如表1.1所示。其中，塔河油田东部主要为中质油区块，如1区、2区、3区、5区、9区、11区和塔河油田东部边缘的KZ1区、AT11区等。地面20℃原油密度为0.753～0.9193g/cm3，30℃原油黏度为1～335.24mm2/s，凝固点为?–28～18℃，开口闪点为24～35℃，初馏点为87.5℃，含盐26675mg/L，含硫0.08%～2.09%（质量分数，余同），含蜡0.05%～21.84%，含胶质31.29%，含沥青质9.5%。
　　塔河油田中部主要为稠油区块，4区、6区、7区、8区以重质稠油为主。20℃原油密度为0.8251～1.0093g/cm3，30℃原油黏度为536～5233mm2/s，凝固点为–14.25～22℃，开口闪点为77℃，燃点为96℃，含硫1.58%～3.13%，含蜡1.98%～7.56%，初馏点为78℃，含胶质9.84%，含沥青质17.92%。
　　塔河油田西北部为超稠油区块，分布在10区、12区。20℃原油密度为0.8403～1.0756g/cm3，凝固点为8～60℃，30℃原油黏度为100～40000mm2/s，高含硫化氢（1.0× 104～1.5×105mg/m3），高含沥青质（25%～62%）。在井筒3000m温度低于100℃时原油就不具有流动性。
　　2）天然气物性
　　塔河油田伴生气硫化氢含量高达4.2×104mg/m3，同时有机硫含量高达844mg/m3。典型天然气组分情况详见表1.2，有机硫的组成如表1.3所示，硫化氢分布情况如图1.2所示。
　　3）产出水物性
　　如表1.4所示，塔河油田产出水密度为1.14～1.15g/cm3，油水密度差较大，且具有低pH（5.5～6.2）、高矿化度（211182～237348mg/L）、高含Cl–（131692～142461mg/L）、高含Ca2+（1.1×104mg/L）和Mg2+（1.0×103mg/L）的特点，具有较强的腐蚀和结垢倾向。
　　1.4 塔河油田地面工程面临的挑战及对策
　　1.4.1 塔河油田地面工程建设面临的挑战
　　塔河油田油藏流体性质及分布十分复杂，平面上，由东南到西北，油气性质具有凝析气—中质油—重质油变化的特点，原油密度为0.7500～1.017g/cm3，地层水矿化度为2×105～2.3×105mg/L，伴生气硫化氢含量为1.0×104～1.5×105mg/m3，沥青质为25%～62%，具有超稠、高含盐、高含硫化氢、高含沥青质等特点。
　　塔河油田地面工况的特殊性及油、气、水等油藏流体的性质给地面工程的建设带来了一系列的挑战。
　　（1）稠油黏度高（4×104～1.8×106mPas），凝固点高（8～60℃），在井筒3000m、温度低于100℃时原油就不具有流动性，地面条件下更无法输送。
　　（2）稠油20℃时，密度为0.9950～1.017g/cm3，原油密度高，脱水难度大。
　　（3）稠油中含硫量高，同时天然气中有机硫含量高，给原油和天然气脱硫带来极大的困难。
　　（4）超稠油采出液介质具有高含硫化氢、高含CO2、高含Cl–、高矿化度、低pH的特点。采出液具有强腐蚀性，内腐蚀环境苛刻，给集输管线安全运行带来了严峻挑战，也给油气集输处理提出了更多、更难、更高的要求。
　　（5）原油高含硫化氢带来了储罐呼吸阀、开式排污、油气取样、火车外运装车集输处理过程中的硫化氢外泄逸散，给生产带来了极大的安全隐患。
　　1.4.2 塔河油田地面工程建设形成的关键技术
　　针对塔河油田油气物性的复杂性，需配套有针对性的集输处理技术，尤其是超稠、高含硫化氢原油在集输、处理及防腐过程中需在技术上不断创新，确保油气进行高效、安全的集输处理。塔河油田分别从工艺、材料、设备等方面展开了一系列技术攻关，通过技术创新，在原油集输、原油处理、天然气处理、油田采出水处理、注氮气开发地面配套、节能及在线检测等领域研发推广了一系列先进实用技术，在油气集输、处理及采出水处理等方面取得了较大的进展，主要形成了以下几方面具有代表性的技术。
　　（1）稠油掺稀降黏输送技术。
　　（2）稠油负压气提脱硫与稳定一体化技术。
　　（3）天然气有机硫脱硫技术。
　　（4）预氧化水质改性技术。
　　（5）塔河油田注氮气开发地面配套技术。
　　（6）太阳能热电一体化综合利用技术。

目录　
前言
第1章　绪论　1
1.1　塔河油田开发简介　1
1.2　塔河油田地面建设概况　1
1.3　塔河油田井流物特性　2
1.4　塔河油田地面工程面临的挑战及对策　6
1.4.1　塔河油田地面工程建设面临的挑战　6
1.4.2　塔河油田地面工程建设形成的关键技术　6
第2章　塔河油田原油集输新技术及应用　8
2.1　稠油掺稀降黏输送技术　8
2.1.1　技术背景　8
2.1.2　掺稀降黏原理及工艺　8
2.1.3　掺稀稀稠比优化方法　9
2.1.4　地面一体化掺稀模式　17
2.1.5　现场应用　19
2.2　集输新管材及应用　19
2.2.1　技术背景　19
2.2.2　耐腐蚀金属管材　20
2.2.3　非金属复合管　22
2.2.4　现场应用　26
2.3　自动选井计量技术　27
2.3.1　技术背景　27
2.3.2　结构及原理　28
2.3.3　现场应用　28
2.4　自动装车量油一体化技术　29
2.4.1　技术背景　29
2.4.2　结构及原理　30
2.4.3　现场应用　31
第3章　塔河油田原油处理新技术及应用　32
3.1　原油处理技术简介　32
3.1.1　原油脱水工艺　32
3.1.2　原油H2S脱除工艺　34
3.1.3　原油稳定工艺　38
3.2　含酸稠油脱水技术　41
3.2.1　技术背景　41
3.2.2　脱水技术方法　41
3.2.3　现场应用　46
3.3　稠油负压气提脱硫与稳定一体化技术　46
3.3.1　技术背景　46
3.3.2　稠油脱硫与稳定技术　47
3.3.3　现场应用　63
3.4　混烃分馏脱硫技术　63
3.4.1　技术背景　63
3.4.2　混烃脱硫工艺　64
3.4.3　现场应用　69
第4章　塔河油田天然气处理新技术及应用　70
4.1　塔河油田天然气处理技术概况　70
4.1.1　天然气净化技术　70
4.1.2　天然气脱烃技术　72
4.1.3　尾气处理技术　74
4.2　天然气脱汞技术　78
4.2.1　技术背景　78
4.2.2　汞的腐蚀机理　78
4.2.3　天然气脱汞工艺　81
4.2.4　现场应用　84
4.3　天然气有机硫脱硫技术　86
4.3.1　技术背景　86
4.3.2　天然气有机硫脱除方法　86
4.3.3　现场应用　100
4.4　超音速分离技术　102
4.4.1　技术背景　102
4.4.2　超音速分离技术介绍　102
4.4.3　现场应用　105
第5章　塔河油田采出水处理新技术及应用　108
5.1　塔河油田采出水处理工艺简介　108
5.2　预氧化水质改性技术　110
5.2.1　技术背景　110
5.2.2　预氧化水质改性技术方法　111
5.2.3　现场应用　114
5.3　悬浮污泥过滤技术　116
5.3.1　技术背景　116
5.3.2　技术原理　116
5.3.3　现场应用　117
5.4　一体化高效就地分水回注技术　119
5.4.1　技术背景　119
5.4.2　就地分水回注技术介绍　120
5.4.3　现场应用效果评价　125
第6章　塔河油田注氮气开发地面配套技术　128
6.1　制氮工艺技术　128
6.1.1　制氮工艺优选　128
6.1.2　塔河油田注氮气纯度确定　131
6.2　现场应用　132
6.2.1　制氮气现场工艺　132
6.2.2　现场氮气注入工艺　134
6.2.3　现场注气增油效果　138
第7章　塔河油田地面工程节能新技术及应用　139
7.1　太阳能热电一体化综合利用技术　139
7.1.1　技术背景　139
7.1.2　太阳能热电一体化综合利用技术介绍　139
7.1.3　现场应用　141
7.2　烟气余热加热原油技术　144
7.2.1　技术背景　144
7.2.2　余热利用技术　145
7.2.3　现场应用　146
7.3　加热炉高效火嘴应用及自控改造技术　158
7.3.1　技术背景　158
7.3.2　工作原理及改造方法　159
7.3.3　现场应用　164
第8章　塔河油田检测新技术及应用　167
8.1　原油含水在线检测技术　167
8.1.1　技术背景　167
8.1.2　原油含水在线检测技术介绍　167
8.1.3　现场应用　169
8.2　氮气在线检测技术　176
8.2.1　技术背景　176
8.2.2　氮气检测技术简介　176
8.2.3　现场应用　185
第9章　塔河油田地面工程新技术展望　186
参考文献　188