“2021年，以中中合作为平台，我们从中国石化西北油田引进了负压气提脱硫稳定一体化技术，应用后产品质量提升，脱硫成本降低，效果非常好，希望能有更多这样的交流合作。”近日，在地面工程领域深化“中中合作”会议精神交流会上，中国石油塔里木油田油气集输技术人员对从西北油田引进的地面技术表示肯定。

   近年来，西北油田以地面全系统为统筹引领，开展“大地面”全方位宏观部署和系统安排，对地面工程进行高效管理和系统优化，突出高质量、高效益、高效率和科技创新，多措并举控投资、降成本、增效益、提效率，为油气高效开发提供保障。

   技术为先，提高质量增效益

   塔河油田、顺北油气田油气硫化氢含量高，需要进行脱硫处理。传统化学法脱硫效率低，脱除率仅68%，脱硫剂腐蚀性强,对装置伤害大，并且费用较高。

   西北油田石油工程技术研究院科研人员首创了具有自主知识产权的负压气提脱硫稳定一体化技术，用物理脱硫取代化学脱硫，具有原油稳定和脱硫双重效果，成功颠覆了传统碱洗脱硫工艺。

   “在负压条件下，向原油中通入净化天然气，硫化氢更容易溶解于气相天然气中，从而实现与液相原油的分离，同时我们还可以回收原油中的混烃组分。”西北油田地面工程专家曾文广介绍说。

   同时，针对负压气提脱硫产生的混烃产品附加值不高，科研人员提出混烃深加工技术思路，将脱硫后的混烃进一步分馏加工为轻烃和液化气，提高产品附加值。

   目前，负压气提脱硫稳定一体化技术累计应用7套，脱硫费由8000万元/年降低至300万元/年，今年前三月增收混烃1.8万吨，增效6300万元，推广到塔里木油田受到同行好评。

   源头设计，控制投资降成本

   西北油田油气产出物呈现高含硫、高矿化度，介质腐蚀性强，腐蚀速率是东部油田的2至3倍，腐蚀穿孔是油气安全生产的主要风险。

   随着油田开发时间推移，设备、工艺管线运行年限增加，部分站内设备容器及工艺管线腐蚀老化严重，站外部分管道包括伴生气干线、注水管线腐蚀风险高，亟须开展隐患治理。

   技术人员持续加强源头防腐设计优化，从被动管理向主动防治转变，加大高风险隐患治理，强化腐蚀控制。

   “针对服役时间长、腐蚀环境苛刻的压力容器内腐蚀严重问题，我们采用非金属内衬防护技术提升综合防腐等级，达到高品质高质量建设要求，确保压力容器全生命周期安全高效运行。”西北油田石油工程技术研究院地面防腐副研究员肖雯雯说。

   技术人员注重材质优选和配套工艺，通过源头防腐设计、过程控制及腐蚀治理，建立了地面腐蚀防控体系，实现源头防腐率100%，一次性降低投资50%，保障了地面系统管道设施全生命周期本质安全。

   智能管理，优化流程提效率

   顺北油气田位于塔克拉玛干沙漠，条带间距大、地面建设投资高，并且复杂恶劣的自然环境导致巡检难度大、生产效率低，固定值守人工成本高，随着地面系统不断扩大，这一矛盾愈加突出。

   “以前我们采用的是单井、混输站、计转站、联合站的‘三级布站’工艺，优化后，采用单井、阀组、联合站的‘一级半布站’工艺。这样，顺北区块2.8万平方公里，仅设置1座混输泵站、1座分输站，节约建设投资9500万元。”3月14日，在西北油田组织的地面集输技术研讨会上，西北油田石油工程技术研究院副院长赵毅对西北油田特色地面工程技术进行了介绍。

   除了优化布站工艺，西北油田还大力推广站场无人值守技术，通过信息化手段整合井站管理模式，计划通过设置21座负责周边单井、计转站管理的中心站，改造69座中小站场，实现中心站少人、小站无人值守。