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油田目前地面系统状况

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油田 目前 地面 系统 状况
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泾油田已投入开发 6个井区,动用地质储量 579×104t。已建油水井 312口,油井开井数 127口,以机抽采油为主,部分井投产初期采用自喷生产,平均泵深 1777m,单井日产液 均单井日产油 产油 合含水 注水井 57口、开井 29口,日注水377井日注 13均泵压 面系统已建 座,接拉油站 1座,计量拉油站 4座,拉油点 14个,油井生产站(场)138 个,计量销售井区 22个,原油通过汽车外运至西安石化。目前生产油井集输方式及进站情况见表 至 2011年 5月) 。各类站场(集输站、转接拉油及计量拉油站)管辖油井、产油量和产液量及集输管道统计见表 至 2011年 6月) 。表 目前生产油井集输方式及进站情况统计表管输进集输站项目 单井拉油 丛式井场集中拉油 进接转站 一级布站 二级布站合计集输油井数(口) 100 65 39 19 15 238集输液量(m 3/d) t/d) 0 m 3/d) 前镇泾油田单井平均产液量 ,较低,大部分油井只能采用单井拉油方式集输,仅少部分距接转站或集输站较近的井实现管输。管输液量仅占总产液量的 表 集输站场管辖油井、产油量和产液量及集输管道现状表液量 油量序号 站名 井数 (t/d) (t/d) 集输管线1 4 量站至 度 2650m, 度 16808 井集输管线 输干线 4 名 井数液量 油量 集输管线(t/d) (t/d)5 井集输管线 Φ60×4 钢管6 井集输管线 Φ60×4 钢管7 2 井集输管线 Φ60×4 钢管8 井集输管线 Φ60×4 钢管9 井集输管线 Φ60×4 钢管10 单井集输管线 Φ60×4 钢管11 井集输管线 Φ60×4 钢管12 井集输管线 Φ60×4 钢管13 5 输干线采用 井集输管线 Φ60×4 钢管14 井集输管线 Φ60×4 钢管16 井集输管线 Φ60×4 钢管17 井集输管线 Φ60×4 钢管19 合计 137 )集输工艺现状集输方式有三种形式,一是管输进站,即丛式井场水套炉加热管输至 中处理、合格油汽车外运至西安石化;二是丛式井场集中脱水发油,即几个丛式井组汇集至一个井场进储罐经加热集中脱水,合格原油由汽车外运至西安石化,污水拉至 是单井拉含水油至脱水发油点,即单井拉含水油至一个井场进储罐经加热集中脱水发油,处理合格后汽车外运至西安石化。(2)输站现状005年建成投产,设计液量处理规模 200m3/d,注水规模528m3/d,污水处理能力 200m3/d,原油储罐容量为 4×20000m 3) 。目前,进站液量 d,油量 d,综合含水 ①站外集输现状目前集输站管辖周边 1、站内 4口井,采用一级、二级布站,站外集输流程示意为:丛式井(→计量站)→输站→装车外运在井场设有水套加热炉、天然气分气包各 1套,建有生产和计量 2条管线,生产汇管与单井计量管线通过井场加热炉加热后分别进入集中处理站,单井来油在集中处理站计量后与生产汇管汇合后进行处理,处理合格后外运。另外,输站周边外围还有 丛式井场,距 于液量低,距离远,目前采用丛式井拉油集输流程。已关停,目前捞油生产。②站内原油处理流程集输站原油脱水流程:采用热化学、沉降脱水流程,井来液破乳剂原油销售污水阀组 计量分离器阀组沉降罐(盘管加热) 净化油罐单井来液 分离器 站内阀组后,需要计量的产液进入计量双容积分离器计量,计量后进入沉降罐,不需计量的进入生产分离器,气液分离后进沉降罐,脱水合格的原油进入净化油罐后外运销售,沉降污水经处理后回灌。沉降罐内采用盘管热水循环加热,并投加破乳剂,脱水后原油含水率≤目前脱水温度 50~60℃,加破乳剂浓度为 60~100主要脱水设备及运行参数 座 200 座 200管加热。(3)接拉油站011年建成投产,管辖油井 38口,进站液量 18m3/d,油量 10t/d,综合含水 55%左右,进站压力 站温度 8单井计量采用井口示功图计量及视频监控。①设计参数产能设计规模:0 4t/00m 3/00m 3,储存时间为 5天进站液量:130~282m 3/0~70%进站温度:10~14℃进站压力:g)油气水分离温度:45~50℃油气水分离压力:g)净化油含水:≤油装车外运能力:设装车泵 1台,单台装车流量 50m3/h,装车鹤位 1个。②站外集输现状目前转接拉油管辖周边 38口井,采用一级站,站外集输流程示意为:丛式井→转接拉油站→装车外运③站内原油处理流程用加热、三相分离脱水工艺。采用三相分离器和沉降罐脱水工艺,进站含水原油先进水套加热炉加热升温至 50℃,进三相分离器进行脱水,三相分离器出口原油进沉降罐继续沉降脱水,脱水后的原油进储油罐。沉降罐和储油罐的原油经化验含水率小于 装车计量后外运。在三相分离器检修等特殊状况时,含水油可通过三相分离器的旁通直接输到沉降罐,由沉降罐进行脱水处理。三相分离器和沉降罐脱出的污水去污水池,再装车外运处理。生产流程框图见图 乳剂↓井场来液 → 生产阀组 → 水套加热炉 → 三相分离器 → 沉降罐 → 储油罐 → 装车泵 → 装车鹤管图 红河 105转接拉油站生产流程示意框图④主要脱水设备及运行参数三相分离器 Φ3000600 1 具沉降罐(拱顶) 200m 3(D== 1 座 罐壁保温原油储罐(拱顶) 200m 3(D== 座 罐壁保温天然气除油器 Φ800H=66851 具天然气干燥器 Φ300 1 具装车泵 Q=50m3/h H=50m N=221台双桶双泵加药装置 1 套(4)接拉油站①设计参数产能设计规模:0 4t/70m 3/70m 3进站液量:60~127m 3/0~70%进站温度:10~14℃进站压力:g)净化油含水:≤工艺流程该站主要包括单井计量、来液加热、脱水、原油储存、装车功能。单井计量流程:油井计量采用油井在线远传一体化计量装置(示功图法计量) 。原油脱水、储存、装车流程:采用三相分离器脱水工艺,进站含水原油先进水套加热炉加热升温至 50℃,再进三相分离器进行脱水脱气,脱水后的原油进沉降罐沉降,沉降后的原油进净化油罐,油罐的原油经化验含水率小于 装车计量后外运。③主要设备气液分离器 1具(Φ1000×3800) 、水套加热炉 1具、30m 3方罐 9具、原油装车鹤管 1位。(5)拉油井场工艺流程:该站主要包括单井计量、来液加热、脱水、原油储存、装车功能,原油加热燃料气采用套管气,不足部分用煤补充。单井计量采用井场拉油罐计量工艺。原油脱水采用加热沉降脱水工艺,生产流程框图见图 乳剂↓井场来液 → 生产阀组 → 气煤加热炉 → 拉油罐 → 装车鹤管图 典型拉油站生产流程示意框图主要设备:安装 3~5 座 50煤加热炉 1台,装车鹤管 1注水、清水处理流程镇泾油田采用注清水开发,水源引自附近的水源井,目前投注水井 57口,开发注水井 33口,单井日注 13均泵压 均油压 水站内建有清水处理及注水设施,流程框图见图 源井 → 原水罐 → 纤维球过滤 → 烧结管式精细过滤 → 净化水罐 → 注水泵 →注水管道 → 注水井图 清水处理流程示意框图已建 水能力 200m3/d;撬装注水站 11座,其中:水站注水能力为 120m3/d,注水泵型号3125=5m 3/h,P=25=55。其它 9座注水站注水能力为 240m3/d,注水泵型号 3175=10m 3/h,P=25=90。注水开发井区注水井现状配注量见表 注水井现状配注量表井号 配注量 m3/d 备注0  0  0  0     停注井号 配注量 m3/d 备注0  0  0  5   停注 停注5   间注   停注   停注 注污 座撬装式污水处理装置,污水处理能力 240m3/d,处理合格后用于回注,采用的流程为: 气浮 → 一级核桃壳过滤 → 分区域位于平凉市崆峒区内,油区范围及周边已建有国、省、县道等各等级道路。但由于地形、地质等原因,道路系统整体建设标准偏低,公路网络设置不尽合理,特别是县乡道路,线形蜿蜒曲折,坡陡路窄,通行能力较低。现油区及周边已建有等级公路共计 5条,基本为东西走向,南北向目前尚无修筑等级公路,油区范围对外交通条件一般。油田外部——整个油区对外交通依托主要为通过油区南部的福州至银川高速公路(上海至伊宁国道(,这也是目前镇泾油田汽车拉油的主要通道;油区北部有庆阳至固原的省道 318等;各油区之间有县道042 东西向穿越,镇原、泾川、玉都、红河、党原等县乡道路建设基本完备。油田内部——已建井、站的井区、站点、井场等已建成与外部县乡公路连接的简易道路,现状基本为砂石路面,宽度 m 不等;油区道路干线目前仅有一条,即采油一队附近连接玉都镇及屯字镇的油区南北主干道路,该道路曙光乡以北 4光以南 14设标准较低,陡坡急弯多,洪河跨越采用漫水桥型式,经常因降雨导致交通阻断,影响生产。区域有 1座水力发电站和 3座火力发电站,1 座 750座 330川县和镇原县各有 1座110区现有供配电均接入地方电网,由泾川县玉都 355满足油田及区域经济发展,国家电网平凉分公司在“十二五”电网规划中,在丰台规划拟建设 1座 110泾油田已投入开发 6个井区,已建油水井 312口,油井开井数 127口, 座,接拉油站 1座,计量拉油站 4座,拉油点 15个,油井生产站(场)138 个,计量销售井区 22个,用电负荷 3000算) ,供电依托平凉市和庆阳市两个地区电网,主要由玉都和屯字等 35面工程设施 90%在泾川县的玉都镇、丰台乡和党原乡,10%在镇原县的屯字镇。玉都 35站 35线为 5;安装 2台主变,容量为 2×630004回馈线,导线为 0;接线方式均为单母接线,最高负荷7000778。泾川 110站 110条,导线 2条为85、1 条为 40;安装 2台主变,总容量为 566+40) ;11035355字 35站 3510泾油田地方运营商通信无线通信网(固定电话、及有线电视网已覆盖镇泾油田整个油区。在油区 域已各自建一套无线视频监控系统 (监控点数分别为 23点和 17点),系统传输采用无线网桥加无线中继模式组建网络连接,监控中心分别位于曙光乡采油队队部和 监控中心内配置监控网络硬盘录像机、网络交换机等设备,完成对前端摄像机控制、图像的存储、回放、显示、检索等功能。生产调度电话采用大功率电台作为语音通信手段。004年,以该项目部为基础于 2008年 4月成立了华北分公司镇泾采油厂。镇泾采油厂实行“厂——队”管理模式。厂机关驻地位于甘肃省庆阳市西峰区境内。目前采油厂下设只有一个采油队(采油一队) ,负责镇泾油区范围内所有井区的注采工作。采油一队队部位于甘肃省镇原县屯字镇曙光街道,与厂机关相距 65住址原为曙光乡政府驻地。2004 年 12月撤乡并镇,曙光乡与屯字乡合并成立屯字镇,原曙光乡政府办公地点于 2009年底出让给镇泾采油厂采油一队作为队部使用,总占地面积 022m 2) ,总建筑面积合计 中:土坯平房为 1971年建设,培训楼 1978年建成(砖混结构) ,四层综合楼 1986年建成(砖混结构) 。在的主要问题镇泾油田自 2004年开展地面工程建设以来,一直遵循“因陋就简、满足生产、节约投资”的原则,尚未开展规范的、系统化的建设,因此存在制约生产因素,主要表现在以下几个方面:(1)建产规模小,尚未实现系统集输,利用汽车拉油集输方式,运行费用高,油气损耗大,安全隐患大,尤其冬季原油无法正常外销,影响原油生产。(2)利用当地电力系统供电线路,导线截面积较小、沿线所带负荷大,供电可靠性差,导致油井用电电压不稳,容易出现停电事故,影响开井时率;边远井采用柴油发动机,高能耗,高成本。(3)油区主要租借利用地方道路,油区通行道路总长达 110前油区开发规模小,车辆少,仅 2011年租用道路费用 2000多万元,且地方道路缺乏定期养护、路况差经常受阻,影响正常生产,特别是雨雪天气,更是给生产带来安全隐患。随着油田开发规模的扩大,钻机数量大幅度增加,压裂、试油井数增加,各种车辆进入油区,道路交通协调困难,将会制约油田开发进程。
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