《油田地面工艺技术》PPT课件.ppt

油气田地面工艺技术,2010年4月,第一部分：概述 第二部分：油田地面工艺技术 第三部分：气田地面工艺技术,第一部分：概述,一、地理位置,长庆油田总部位于陕西省西安市，是中国石油十四个地区分公司之一，主营鄂尔多斯盆地油气勘探、开发、生产、储运和销售业务。中国石油第二大油田。,鄂尔多斯盆地,西安,北京,5,长庆油田的工作区域主要在鄂尔多斯盆地。位于我国中部，是我国第二大沉积盆地。盆地东起吕梁山，西抵贺兰山，南到秦岭北坡，北达阴山南麓，总面积37万平方公里。,二、工作区域,15 万平方公里,11万平方公里,5万平方公里,4万平方公里,2万平方公里,山西,油区属内陆干旱型气候,最低气温-25,最高气温38 , 年平均气温10 左右 ,年降水500-800mm ,冻土深度800-1300mm 。,三、自然条件,三、自然条件,油田主要以黄土原和沙漠为主，以中部的白于山和长城一线为界，可分南、北两大部分。,北部沙漠、草原及丘陵区 地势相对平坦 海拔12001350m 南部黄土高原 沟壑纵横、梁峁交错 黄土层厚100300m 海拔11001400m,西安,西安,侏罗系 延安组：延1延10 直罗组：直1 直4 三叠系 延长组：长1、2、3、4+5、 6、7、8、10,长庆油区开发靖安、安塞、西峰、马岭、华池等28个油田，主要开采层系为侏罗系延安组和三叠系延长组油层，共22个油层组，72个小层。,四、开发层系,低渗：侏罗系渗透率 1010010-3m2 三叠系渗透率 0.12.010-3m2 低压：压力系数 0.650.75 地饱压差较小 2.946.38MPa 低产：自然产能低或无自然产能,五、油藏特点,密度：0.840.85g/cm3（50） 粘度：58mm2/s（50） 凝点：1422,原油物性,六、原油特性,采出水物性,矿化度高 312104mg/L 水型 主要为 CaCl 部分为 Na HCO3 和Na2SO4 成垢离子含量较高 1007000mg/L,低渗、低产加大了建设投入 万吨产建井数多且区块分散，造成地面建设站点多、线路长，建设投入大。 采出水处理难度大、投资高 储层孔喉半径仅0.40.8m，对注水和回注污水水质要求非常高； 污水矿化度高，而且富含硫酸根、钙、钡、锶等离子，易造成结垢、腐蚀； 采出水处理流程复杂，必须采取相应的防腐措施。,七、开发难点,自然环境恶劣 黄土高原沟壑纵横、梁峁密布，地形极其破碎，湿陷性严重（个别地区达到四级），地下水资源匮乏，地面建设难度大。 欠发达地区依托条件差 油田所处地区主要以农牧业为主，工业基础薄弱，道路、交通、电力、通信条件差； 油田内部水、电、路、信等系统均需自行建设。,七、开发难点,开发难点,第二部分：油田地面工艺,王窑集中处理站,长庆油田自二十世纪七十年代以来，历经三十多年勘探开发，先后投入开发建设了马岭、华池、安塞、靖安、吴起、西峰、姬塬等二十多个油田。在多年开发实践中，基本形成了一套适用于（特）低渗透、低产油田、以及黄土高原复杂地形条件下的地面工艺技术，成功地控制了地面建设投资，确保了长庆特低渗透油田的有效开发。,二、油田集输流程,长庆油田油气集输流程的发展大体上可划分为四个阶段：,1、开发初期的三管伴热集输流程,马岭油田开发始于七十年代，开发层系为侏罗系延安组，地面建设沿用当时玉门油田的三管伴热流程，采用“井口计量间(选油站)总站”三级布站方式。 流程投资高、能耗大，是开发初期一个短暂的过渡阶段。,二、油田集输流程,2、单井单管不加热集输流程-马岭模式,针对三管伴热流程存在问题，经过反复试验，对油气混输多项流特性有了初步的认识,对原油析蜡规律进行了分析,突破了原油进站温度必须高于凝固点35的观念。 创建“马岭油田地面建设模式”,二、油田集输流程,采用 单井单管不加热密闭集输，投球清蜡、端点加药、管道破乳、大罐沉降脱水等配套技术 首创 单井单管不加热密闭集输工艺流程 形成 井口计量站接转站集中处理站的三级布站方式与传统的三管流程相比，能耗大大下降，钢材消耗下降40%，投资下降25%。,二、油田集输流程,二、油田集输流程,3、丛式井双管不加热集输流程安塞模式,上世纪九十年代，在安塞探明上亿吨贮量的大型低渗透油田,层系为三叠系延长组，属低渗（渗透率1.2910-3m2）、低压（地层压力系数0.80.9）油藏。为了有效开发,开展先导性开发试验、工业化开发试验。推广了丛式钻井，油层压裂改造等多项新技术。地面工艺也在马岭模式的基础上进行了创新和改进，将单管改为双管，以阀组代替计量站。创建了丛式井双管不加热油气集输流程。,二、油田集输流程,丛式井阀组密闭二级布站集输流程,地面建设形成以“单、短、简、小、串”为技术特征；以丛式井阀组双管不加热密闭集输为主要工艺流程；以阀组串阀组、接转站串接转站集油为主要配套技术；以“井口接转站集中处理站”为主要布站方式的“安塞模式”。,二、油田集输流程,与马岭模式相比，安塞模式由单井单管改为丛式井阀组双管流程，取消了计量站，简化了接转站。 地面工程投资占总投资的比例由1988年的52.5%下降至1993年的36%，1995年下降至31.6%，平均为35.5%。,石油天然气总公司在项目后评估时评价：“该项目所取得的成功经验，为低渗透油田的经济开发提供了可借鉴的宝贵经验和范例”。,二、油田集输流程,4、丛式井单管不加热集输流程西峰模式,西峰油田是二十一世纪初，在陇东地区开发建设的又一个大型油田，在建设过程中，充分利用了适用技术，创新和发展了地面建设工艺技术。 以丛式井单管不加热密闭集输为主要流程 以井口功图计量、井丛单管集油、油气密闭集输、原油三相分离、气体综合利用、稳流阀组配水为主要技术内容 以“井口（增压点）接转站联合站”为主要布站方式,油井功图计量技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系，建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型，通过获取示功图数据，计算油井产液量。,功图计量流程示意图,二、油田集输流程,功图法计量技术的成功应用，将计量点前移至井口，减少了计量管线，实现了“双管流程”向“单管流程”的转变。采用井口功图计量、利用已建的通信平台，可以实现油井实时的数据采集和检测，为油田数字化管理创造了条件。,丛式井单管不加热密闭集输流程示意图,二、油田集输流程,三、注水流程,油田初期注水开发采用双管注水流程（马岭油田），注水站至配水间敷设两条干管，一条用于正常注水，另一条用于洗井。,1、双管配水流程,2、单干管、小支线、活动洗井注水流程,三、注水流程,80年代末，根据安塞特低渗透油田日注量小、压力高、洗井水量小、次数多的特点，采用了单干管小支线多井配水、活动洗井注水工艺流程。该工艺将传统的注洗分开，洗井由活动洗井车现场完成，单井配注量在配水间内进行控制和计量。,西峰油田采用树枝状单干管稳流阀组配水、活动洗井注水工艺流程。稳流配水技术利用稳压恒流和流量调节方式，在系统压力基本稳定的前提下，对单井配注量进行自动调节，使配注量相对恒定。适应了快速滚动建产的需要。实现了注水流程由集中配注改为分散配注，减少注水支线。,稳流配水阀组,三、注水流程,3、单干管、小支线树枝状稳流配水工艺,稳流阀的特点： 1）克服串管配注流程中相互干扰问题。 2）可以自动调节注水量，无人值守。 3）可实现生产数据自动传输。 4）由集中配注改为分散配注，减少了注水支线。 5）依托井场布置，控制3-5口注水井。 6）结构简单、重量小，工厂预置。,三、注水流程,清水管线: 20无缝钢管 污水管线: 高压玻璃钢管 最高工作压力：25MPa,三、注水流程,树枝状稳流配水流程示意图,目前在长庆油田采出水基本做到了就地处理、就地回注。处理工艺主要采用是先除油、后除机杂分段处理方式。现有三种除油方式： 1、除油罐除油工艺 2、气浮式除油工艺 3、微生物除油工艺,四、采出水处理工艺,1、一级除油、二级过滤处理工艺：该流程目前应用较多，处理后的采出水含油、悬浮物、机杂等主要控制指标均达到10mg/L以下。,采出水处理工艺流程图,四、采出水处理工艺,采用氮气做为溶气气源，配套化学混凝和絮凝技术以去除悬浮物和含油。2007年在部分站点应用，含油低于5mg/l，悬浮物小于3mg/l。,2、气浮式采出水处理工艺：,气浮装置,流程示意图,四、采出水处理工艺,微生物除油技术一般应用是在小区块采出水生化处理，是在简易流程的基础上增加微生物反应池及沉淀池，利用适宜的菌种进行除油。 在采出水中投加高效联合菌群，其在高矿化度的油田采出水中具有很好的活性。经过生化法处理后的净化水含油量3mg/L，悬浮物16mg/L。,回注,缓冲罐,沉降罐,生化反应池,排污池,沉淀池,净化 水罐,3、微生物除油工艺：,四、采出水处理工艺,第三部分：气田地面工艺,一、气田现状,长庆气区从1993年开始在靖边气田试采，1997年开始规模建产，天然气产量逐年增加，先后实现了向陕、宁、蒙、京、津及华东地区的供气，形成了“油气并举，协调发展”的格局。 目前，长庆气田开发气田有5个，包括靖边、榆林、乌审旗、苏里格气田。,34,1、靖边、乌审旗气田： 产量53108m3/a。 2、榆林气田： 1）长北合作区：长北合作区是壳牌与中国石油天然气集团公司共同勘探开发天然气资源，产量30108m3/a； 2）榆林气田南区：产量20108m3/a。 3、苏里格气田：产量44108m3/a。 4、子洲-米脂气田：产量5108m3/a。,乌审旗气田,靖边气田,榆林气田,子洲-米脂气田,苏里格气田,一、气田现状,二、地面集输工艺技术,1、靖边气田,1）主体技术：高压集气、集中注醇、多井加热、 间歇计量、小站脱水、集中净化,36,MDEA脱硫,TEG脱水,2）集输系统流程,1、靖边气田,三 多：多井集气、多井注醇、多井加热 三 简：简化井口、简化布站、简化计量 两 小：小型橇装脱水、小型发电 四集中：集中净化、集中甲醇回收 集中监控、集中污水处理,1、靖边气田,3）集气工艺技术特点概括如下：,1、靖边气田,多井集气：气井在井口不经过加热、节流，通过采气管线直接高压常温输送到集气站，在集气站内进行加热节流、气液分离和计量，再经过脱水后进入集气干线。一座集气站一般可辖井812口。,高压采气管线,多井加热：一台加热炉加热4口气井。,多井集气,多井加热,4）集气工艺,多井注醇:就是在集气站设高压注醇泵通过与采气管线同沟敷设的注醇管线向井口和高压采气管线注入甲醇。,1、靖边气田,4）集气工艺,简化井口:井口仅安装高压自动安全保护装置，通过前后压差自动关闭，无人值守。,保护器,简化计量:单井产量在集气站内总机关切换、定时计量。,1、靖边气田,4）集气工艺,靖边气田二级布站示意图,简化布站：采用数学模型优化布站，确定了最优的集气半径在6km以内，实现了简化布站。,1、靖边气田,4）集气工艺,小型橇装三甘醇脱水:集气站采用集脱水、甘醇再生、甘醇循环一体化的三甘醇脱水装置橇装置。,小型天然气发电：靖边气田自然环境恶劣，面积大，电网为集气站供电投资巨大。每座集气站配置2台小型天然气发电机，一用一备。,1、靖边气田,4）集气工艺,三甘醇脱水工艺流程图,分离器,闪蒸罐,TEG,吸收塔,重沸器,缓冲罐,湿天然气,干气,闪蒸气,水汽,TEG冷却器,TEG循环泵,再生塔,富液,贫液,补充贫液,燃料气,集中净化：靖边气田设置3座净化厂对原料气集中净化处理，采用MDEA湿法脱硫和三甘醇脱水工艺，并对净化工艺和溶液进行了优化和选择。净化气达到国家天然气二类指标： 水露点：-130C(4.5MPa） ； 烃露点：在交接点的压力和温度条件下，比环境温度低50C； 硫化氢：20mg/m3（标准体积101.325kPa，200C）； 总硫（以硫计）：200mg/m3（标准体积101.325kPa，200C）； 二氧化碳：3%（v/v） ；,1、靖边气田,5）净化工艺,MDEA脱硫脱碳工艺流程改进,增加空冷,增加产品、原料 气换热器,增加贫液过滤,集气站拉运污水,去水处理,甲醇污水储罐,进料泵,过滤器,冷凝器,回流罐,净化污水储罐,预加热换热器,加热换热器,塔底出水泵,釜式换热器,加热蒸汽,冷凝水,换热器,回流泵,甲醇集中回收工艺： 在净化厂内配套建设甲醇集中回收装置。回收后污水中甲醇含量小于0.02%(Wt%)，该工艺填补了国内气开发污水处理方面的多项空白,6）甲醇回收工艺,工业污水集中处理技术： 在净化厂建设工业污水集中处理厂，回收甲醇后的污水和净化厂内工业污水混合后采用生化处理，达到了污水零排放。,7）污水处理工艺,在靖边模式的基础上，提出了“进一步减少集气站数量、缓建地面系统”的建设思路，形成了以“节流制冷、低温分离、前期小站脱水脱烃、后期集中净化”为特点的榆林气田地面建设模式。形成了独具榆林气田特色的“节流制冷、低温分离、高效聚结、精细控制”主体低温集气工艺技术。,2、榆林气田,低温集气工艺流程示意图,节流制冷,井口,甲醇罐,井口来气,加热,换冷,预过滤,精细分离,计量,低温分离,商品天然气外输,聚结器,预过滤器,中期,早期,后期,50,采气井口,集气站,注醇泵,苏里格气田通过20012005年现场试验和研究，针对气田的“三低”特点，地面工艺流程为：“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”。,3、苏里格气田,51,1）、井场工艺：高低压自动截断、带液计量、无线数据远传,增压,2）、集气站工艺流程,分离,总机关（混合、切换）,计量,外输,采气干管,集气站工艺流程示意图,天然气处理采用外加冷源（丙烷）制冷、低温分离脱油脱水工艺； 低温分离效率是脱油脱水工艺的关键，选用低温分离聚结分离的方式；,3).天然气处理工艺,干线来气,清管接收,液塞分离,增压,压力2.5MPa,外输计量,计量,脱油脱水,处理厂总工艺流程示意图,低温分离脱油脱水工艺流程示意图,4）、地面工艺主体工艺特点,井下节流 地面简化 井间串接 二级增压 数字化