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新疆油田超稠油开发密闭集输地面建设工程

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获奖年度2023

专业分类工业工程设计

获奖等级三等奖

设计单位中油(新疆)石油工程有限公司

设计人员李倩、蒋旭、张瑛、马兵、张侃毅、孙士平、夏新宇、张汉、翟波、吾木提古丽·吐苏甫、付鹏飞、赵艺皓、宋狄、武文静、秦文冲、赵海燕、李新龙、王莉、王龙、李博

项目简介

1、项目概况

新疆浅层稠油属优质环烷基原油,被誉为原油中的稀土,是炼制火箭煤油、耐极寒机油、特种级沥青等国家重大工程和国防尖端装备急需产品的稀缺资源。该类资源主要分布在准噶尔盆地西北缘,资源量 10 亿吨,具有油藏埋深浅(125m~450m)、地层温度低(15~25℃)、原油粘度高(最高达 500×104mPa.s)、黏土含量高(0.1%~5%)等特点,主要采用蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD 等热采方式进行开发。其采出液具有温度高、携汽量大、携砂严重、H2S含量高等特点,传统集输流程不能满足安全、环保及可持续开发的需要。主要体现在:

1)自1984年开发以来,新疆油田稠油吞吐开发普遍采用传统的“开式”集输工艺,生产过程伴随着蒸汽和伴生气的无组织排放,造成油区和附近的生活区油气味明显,不符合安全、环保的总体要求,油田地处“世界魔鬼城”风景区,受到当地环保局和自治区环保局的高度重视。

2SAGD开发采出液具有其采出液具有温度高(180~220℃)、携汽量大(5%~30%)、携砂量大(1%~5%)、携砂粒径小(粒径中值1~10μm)等特点,介质在管道中呈油、汽、水、砂多相流共存的饱和状态,极易形成段塞流,集输过程中极易造成管道、设备的磨蚀,处于不同生产周期的SAGD采出液个性化差异明显,传统的集输流程和布站方式不能满足开发需要。

3)稠油热采易导致原油中C-S键断裂,H2S6000~13200mg/m3)、CO240~60%、液态烃含量远超冷采开发方式,稠油伴生气具有温度高、硫化氢含量高、热值低、含液态烃和饱和水、气量波动大等特点,伴生气达标处理困难,常规的脱硫工艺适应性差、投资运行成本高,亟需开展稠油复杂伴生气气达标处理和资源化利用技术。

针对上述问题,新疆油田公司联合中油(新疆)石油工程有限公司在地面建设过程中持续攻坚克难,研发了涵盖蒸汽吞吐和双水平井SAGD开发方式的密闭集输工艺及核心装备,研究成果在新疆风城油田得到了工业化应用。2019年,风城油田新建SAGD开发新建采油井场136座,管汇站8座,注汽站2座,建成产能38.97×104万吨。配套各类集输、注汽、供气管道44.6km。吞吐开发完成已建49座开式接转站及其管辖的296座计量站、4219口单井进行密闭改造,涉及产能460×104t,改造后共部署中型密闭接转站6座,伴生气处理站1座,配套建设油区各类集输、供气、供水集输管道60.2km。工程总投资11.71亿元。该项目的实施,建成国内首个全油田全流程密闭的稠油示范基地,系统密闭率100%,热能综合利用率同比提升20个百分点,指标优于国内外同类油田。

2、关键技术及科技创新

创新点1:针对 SAGD 开发特点,发明了基于“注采一体化、双线集输、集中换热”特点的高温(180℃)无动力密闭集输工艺和装备,解决了油、气、汽、水、砂多相流共存的复杂工况下的密闭集输的难题,集输温度较常规工艺提高接近100℃,便于热能集中回收和梯级利用,有效缓解了不同阶段采出液对系统的冲击。

研发了全流程的密闭集输装备:发明井口注采一体化调控装置,实现了“地下-地上一体化”;研发了基于局部过冷原理的管式旋流多相流计量装置,解决了复杂多相流体精确计量难题,计量误差≤2%;研发了集段塞流捕集、蒸汽分离功能于一体的高效设备,汽(气)液分离效率提高 40%以上。

创新点2:创新形成了基于“多相复杂流体循环冷却”的吞吐开发密闭接转技术,在国内外吞吐开发领域首次实现密闭集输。首次揭示了超稠油吞吐开发生产规律,解决了稠油吞吐开发长期采用开式集输流程生产规律认识困难的问题;针对间壁式冷却存在的换热效率低、易凝堵问题,发明基于多相复杂流体净化分离的循环冷却工艺和装备,和传统工艺相比,传热高效区拓宽3倍,换热效率提高20%以上且换热性能长期保持稳定。

创新点3针对稠油伴生气温度高、H2S 含量高、热值低、含液态烃和饱和水、气量波动大等特点,创新了稠油复杂伴生气高效处理和资源化利用技术。基于双塔流程的直接接触式氧化还原法脱硫工艺,和传统络合铁脱硫工艺相比,硫化氢脱除率更高(≥99.85%),且可实现伴生气回收,吨硫处理费用≤2000元。

本项目知识产权成果丰硕,累计授权国家发明专利5项,实用新型专利8项,中国石油技术秘密5项,自主创新重要产品2项,研发并推广具有自主知识产权的一体化设备696台套,获自治区科技进步二等奖等各类设计科研奖项4项。

技术成果通过科技成果评价:整体达到国际先进水平,其中稠油吞吐开发密闭集输技术、SAGD高温携汽采出液计量技术等达到国际领先水平。

3、经济社会效益

1)经济效益

1SAGD开发实现全线高温集输(180℃),利用SAGD余热,将锅炉进水温度从20℃提高到120℃,大幅降低了吨汽成本。每年回收蒸汽余热节能1.46万吨标煤,折合天然气2.02×107Nm3,按天然气市场价0.83/Nm3核算,每年可节约燃料费用1676.8万元,截止2022年底,累计节约燃料费用5030.4万元。

2)稠油热采实现从井口到处理站全流程密闭集输后,减少了携油蒸汽和伴生气损耗,每年可减排蒸汽回收冷凝水266.7×104t,减排并回收伴生气4.8×107Nm3,减排回收轻烃1.33×104t,按无盐水12.36/t、原油2200/t,天然气0.83/Nm3核算,每年可产生经济效益1.02亿元。截止2022年底,累计节能3.57亿元。

3)本项目累计应用自主研发核心设备SAGD井口注采一体化橇68套,稠油管式分离计量撬8套,超稠油蒸汽处理器18台,高温废汽回收一体化装置6套,伴生气脱硫装置2套等696套。通过销售具有自主知识产权的关键设备,累计销售额11823.8万元。

2)社会效益

1形成的稠油热采密集输工艺技术体系,促进了稠油地面工程技术的更新换代,为地面工程技术进步和国家稀缺战略资源供应做出了突出贡献,引领和带动了设备制造、生产管理的进步和提升。

2)本项目形成的技术已推广至加拿大、哈萨克斯坦、委内瑞拉等国外稠油油田,为全球同行提供了可借鉴可推广的稠油热采密闭集输工艺技术,为我国实施能源走出去战略提供有力支撑,具有很强的示范和引领作用。

  (3)通过本工程的实施,将风城油田建成国内首个全油田全流程密闭的稠油生产基地,明显改善了风城油田生产区和环境敏感区(居民区)的空气质量,社会效益显著,为国家的绿水青山战略做出了重要贡献,是贯彻落实习近平生态文明思想,践行集团公司在开发中保护,在保护中开发理念的具体实践,具有良好的社会效益。