辽河滩海太葵油田(项目总结报告).doc

中油辽河油田分公司科技项目海上油田（稠油/气井）开采工艺技术研究辽河滩海太葵油田集输工艺及配套技术研究项目总结报告二六年十二月十一日目 录1 研究的目的和范围11.1研究的目的11.2研究的主要内容11.3技术路线及研究结论21.3.1 技术路线21.3.2 研究结论22 自然条件和社会条件32.1地理位置及自然条件32.1.1 海冰32.1.2 工程地质42.2油区概况52.3油区内交通运输、电力及通讯53 油气储量及开发方案64 油田建设规模、总体布局75 人工岛及海上井口平台集输方案研究86 海上井口平台方案107 电气、通讯、仪表、给排水等117.1电气117.2仪表117.3给排水部分117.4消防系统127.5通信138 海底管道149 陆岸配套工程1510 投资估算1611 结论与建议1711.1结论1711.2建议17 171 研究的目的和范围1.1 研究的目的本项目针对太葵油田构造地面集输总体规划方案研究。通过研究，编制适用于太葵油田的地面总体规划，提出相应工程总体方案及建设规模，给出太葵油田集输系统方案及其配套工艺，为“十一五”期间，辽河油田滩海太阳岛葵花岛油田的大规模开采提供技术支持。1.2 研究的主要内容项目主要研究内容包括太葵构造所依托的砂石人工岛（海上平台）、砂石人工岛（海上平台）上部油气处理设施、单井平台、海底管线、陆上终端、陆上外输系统，以及配套的电力、给排水、通信等系统。主要工程内容包括：（1） 太葵油田地面总体规划海工工程总体方案及建设规模（2）人工岛地面工程、平台、海底管道方案人工岛地面工程方案海上井口平台（结构设计）方案海底管道工程（结构设计）方案（3）太葵油田集输系统方案研究人工岛及海上井口平台集输方案研究（4）太葵油田集输配套技术研究电气、通讯、仪表、消防、给排水等方案遵循的标准规范油田油气集输设计规范 GB50350-2005滩海油田油气集输技术规范 SY/T408595滩海石油建设工程安全规则 SY5747-1995石油天然气工程设计防火规范 GB50183-2004等40项标准。1.3 技术路线及研究结论1.3.1 技术路线葵花岛及太阳岛区块已钻气井8口中，葵花7、葵花19、葵花18、太阳10、太阳9各1口井。葵花岛在荣兴区块西南17km滩海地区。太葵构造海底管线方案设计分为3大部分，分别为海上平台部分、海底管线部分、陆岸配套工程部分。1）海上平台海上平台包括海上井口平台5座(葵花18、葵花19、葵花7、太阳9、太阳10)、1座人工岛（已建，在人工岛上增加工艺设备），2座变电平台（在太阳9及太阳10平台附近设变电平台）。2）输送管线输送管线部分包括海上油气混输管线（DN250 17km）、甲醇管线(从人工岛至葵花18、葵花19平台的甲醇管线)以及海上单井平台管线（葵花18、葵花19、葵花7至人工岛单井管线）。油气外输管线规格为DN250，甲醇输送管线规格为DN8，单井海管规格为DN50（葵花18、葵花19）和DN80（葵花7）。3）陆岸配套陆岸配套部分包括砂石平台靠船装置、海底管道施工场地及海管发送滑道场地设计。1.3.2 研究结论太葵构造地面总体思路为以葵花1号人工岛为依托，并对其进行地面工程修建，葵花岛区块生产的天然气经海底管线进葵花1号人工岛上的油气计量分离系统，处理后的天然气进DN250外输干线上岸。太阳岛新建一座中心平台，太阳岛区块生产的天然气进中心平台的油气计量分离系统，处理后的天然气进DN250外输干线外输。在太阳9、太阳10、葵花18井、葵花19井4口探井所在井位建井口平台，每个平台各布井4-5口。2 自然条件和社会条件2.1 地理位置及自然条件葵花岛位于太阳2号砂石平台西南侧的浅海地区，距太阳2号砂石平台17km，黄海高程-2.4m。图2-1 太葵油田地理位置2.1.1 海冰该海域设计冰厚和冰期的统计资料见下表：海区不同重现期的平整冰、重叠冰厚度见表2-4。表2-4 不同重现期的平整冰、重叠冰厚度重现期（年）5102550100平整冰厚（cm）31.035.046.050.060.0重叠冰厚（cm）65.070.096.0100.0136.0 单层冰的单轴抗压强度： 水平抗压强度 2200kPa； 垂直抗压强度 3600kPa； 极限抗弯强度 228kPa； 重叠冰的强度取单层冰强度的80%。辽河海域初冰日在11月中下旬，终冰日在3月下旬，历时约130天。浮冰厚3040cm，堆高一般23m，最高可达4m。流冰速度一般为0.40.5m/s，最大可达0.70.9m/s。流冰方向WNWSW，以WNW为多。 油田所处的辽东湾位于渤海北半部，深入河北省和辽宁省陆地之间，且由辽河、双台子河、大凌河、小凌河和滦河等大陆径流注入。在辽河至大凌河河口有一明显低盐水舌向西南延伸。辽东湾北部底平、坡小、水浅、热容量小，受大陆影响最为显著，成为渤海冰情最为严重的海区。2.1.2 工程地质工程的抗震设防烈度取为7度。根据太、葵海底管道路由综合调查报告，工程处土层分为4层：第1层：青灰色淤泥质粉质粘土、淤泥质粉土，局部夹淤泥质粉质粘土。饱和、松散状态，原位标准贯入试验发生杆沉或干锤沉。淤泥质粉质粘土夹层呈软塑状态，原位标准贯入试验捶击数9-14击。土层不均匀，随粘粒和粉粒含量变化土层变为淤泥质粉质粘土或运泥质粉土。第2层：青灰色淤泥质粉土、淤泥质砂质粉土夹淤泥质粉质粘土薄层，松散-稍密状态，饱和，具较高含水量，中高压缩性，局部含有灰褐色粘土团块，原位标准贯入试验5-12击；青灰色砂质粉土薄层呈稍密-中密状态，原位标准贯入试验13-28击。此层不均匀，淤泥质粉质粘土夹层或团块分布无规律，土力性质差异大。第3层：青灰色、灰褐色淤泥质粉质粘土，夹淤泥质粉土薄层，含贝壳碎片，局部见有大量有机质，饱和，软塑状态，高压缩性，原位标准贯入试验锤击数1-6击。土层分布不均匀。第4层：青灰色砂质粉土、浅灰色粉细砂，质较纯，局部含贝壳碎片，饱和，中密-密实状态，低压缩性，原位标准贯入试验锤击数10-30击。钻探深度内未揭穿此层。表2-7 土层设计参数表地层编号地层岩土名称平均厚度（m）粘性土设计抗剪切强度Ck（Kpa）粒状土设计抗剪切强度k（度）地层承载力（KPa）淤泥质粉质粘土夹淤泥质粉土9.06.030淤泥质粉质粉土夹淤泥质粉质粘土3.01580淤泥质粉质粘土7.01675砂质粉土、粉细砂10.0301802.2 油区概况在陆上，太葵油田靠近太阳1号砂石人工岛，太阳1号砂石人工岛距已建荣1转6.4km，荣兴油田地面系统已形成一定规模，主要包括油气集输及处理系统、供配电系统等。2.3 油区内交通运输、电力及通讯在海上，太葵油田东侧为辽东湾，辽东湾是船只主航道，营口港锚地。田庄台220/66kV一次变，该变电所至太阳1号砂石岛的距离约为15km。已建红村电话站通信站。3 油气储量及开发方案太阳岛葵花岛断裂背斜构造带位于辽河浅海东部，包括太阳岛、葵花岛、龙王庙等几个局部构造，该区中浅层受晚期近东西向断层切割，构造相对破碎，形成多个规模较小的断鼻和断块，勘探潜力较大。2002-2003年在对该区加强石油地质综合研究、加大三维地震资料的采集力度的基础上，在该区部署实施了太阳9和葵花18井，均获得高产工业气流，其中：太阳9井在东二段2141-2146 m井段试油，8 m m油嘴，获日产气10.8104m3。葵花18井在东二段2316.0-2349.9m，8mm油嘴，获日产气10.5104m3，打破了浅海东部地区多年沉寂的勘探局面。2004年在该区又相继部署了太阳6、太阳10和葵花19等三口井，均获得高产工业气流，其中：太阳10井在东三2513m2528m井段， 8mm油嘴，日产气13104m3，日产油19.5m3；葵花19井在东营组2192.3m2218.2m井段， 8mm油嘴，日产气16.8104m3，日产油18.3 m3。通过上述5口探井的钻探，基本上搞清了该区东营组油气的分布规律，目前该区初步完成控制天然气地质储量150108m3（表3-1）。表3-2 辽河浅海油气区“十一五”气层气产能及工业产量规划表项 目20062007200820092010合计动用地质储量(108m3)3020101070动用可采储量(108m3)18126642钻井(口)利用探井314新钻井543315小计853319进尺(104m)1.41.10.90.94.3产能(108m3)0.90.60.30.32.1产量(108m3)0.31.11.5 1.6 4.5 4 油田建设规模、总体布局建设总规模按照原油生产50104m3/d(天然气)的能力配套建设。葵花岛及太阳岛区块已钻气井8口中，葵花7、葵花19、葵花18、太阳10、太阳9各1口井。葵花岛在荣兴区块西南17km滩海地区。太葵构造海底管线方案设计分为3大部分，分别为海上平台部分、海底管线部分、陆岸配套工程部分。1）海上平台海上平台包括海上井口平台5座(葵花18、葵花19、葵花7、太阳9、太阳10)、1座人工岛（已建，在人工岛上增加工艺设备），2座变电平台（在太阳9及太阳10平台附近设变电平台）。2）输送管线输送管线部分包括海上油气混输管线（DN250 17km）、甲醇管线(从人工岛至葵花18、葵花19平台的甲醇管线)以及海上单井平台管线（葵花18、葵花19、葵花7至人工岛单井管线）。油气外输管线规格为DN250，甲醇输送管线规格为DN8，单井海管规格为DN50（葵花18、葵花19）和DN80（葵花7）。3）陆岸配套陆岸配套部分包括砂石平台靠船装置、海底管道施工场地及海管发送滑道场地设计。太葵构造建成后油气产能规模为：天然气50104m3/d，原油80t/d，综合含水51%。5 人工岛及海上井口平台集输方案研究1）、在太葵构造区域新建井口平台5座。葵花18、葵花19平台生产的天然气滴入甲醇后经DN50高压管线输至葵花1号人工岛，在人工岛上经175kw气井加热炉升温至90度，然后节流至28度；葵花7油井在井口经油咀节流后，经DN80管线低压输至人工岛，与葵花18、葵花19平台天然气节流后的天然气混合进入生产汇管，生产汇管中的油气经400kw加热炉升温至90进入DN250外输管线。太阳10建井口平台，井口生产的天然气经电加热器100kw加热至90然后节流至28，然后输至DN250外输管线；太阳9建井口平台，井口生产的天然气经电加热器100kw加热至90然后节流至28，然后输至DN250外输管线；在太阳2号砂石平台海堤路上岸处新建转油站1座，DN250海底管线在太阳2号砂石平台上岸后，沿海堤路经抗冰管线架设至转油站，长度为2.3km，在转油站先进入3台500kw加热炉加热至60，然后节流，压力从3.0MPa节流至0.9MPa，节流后温度为40，然后进入2台1.0-3000x8100卧式分离缓冲罐进行油气分离，分离后的天然气经4台1.6-1600除油器净化后，进入DN400外输天然气管线输至荣1转，进入已建DN400外输干线；分离后的原油经泵增压后进入DN80外输油管线输至荣1转进站汇管。2）、油气集输正常生产流程：葵花1号人工岛气井井口油压为16MPa,温度为30，加甲醇，至人工岛温度为16度，升温至90，节流后井口回压为1.6MPa，节流后井口温度为28，凝析气直接外输。外输管线起点设发球阀，末点设收球筒。表4-1 天然气节流前后温度计算表天然气节流前压力MPa16天然气节流后压力MPa 1.6天然气节流前温度90天然气节流后温度28葵花1号岛3口气井生产油气经DN250外输气管线输至太阳2号平台，全长17km，沿途太阳9、太阳10号天然气汇入总管，葵花18、葵花19、葵花7单井平台生产的凝析气通过单井管线直接输至葵花1号人工岛。葵花1号人工岛接收葵花7、18、19等3口油气井油气进站，葵花7号高油气比原油节流后由单井管线输送到葵花1号人工岛，葵花18、19号气井平台来高压气，在人工岛上分别经过加热节流后，一部分去站内燃料气系统，一部分进入生产系统，通过400kW外输加热炉加热后通过DN250海管外输。葵花1号人工岛3口油气井井口油压为16MPa,温度为25，加热至90，节流后压力不小于2.4MPa，然后进入生产汇管，经生产加热炉加热至90，进入DN250天然气外输管线外输。外输管线起点设发球阀，末点设收球筒。葵花7、18、19三口油气井平台上设置发球阀，在葵花1号人工岛设置收球筒。6 海上井口平台方案在葵花7、葵花19、葵花18、太阳10、太阳9各单井井口建井口平台，共5座。在葵花1号人工岛边10m处设立管桩1根，通过10m栈桥与人工岛连接。另外还有2座变电平台及在葵花一号人工岛上建直升机平台一座。由于葵花7、葵花19、葵花18平台每个平台需设置1个海底管线立管，原有单根井口保护桩难以满足抗冰要求，需进行加固。太阳9、太阳10平台每个平台需设2个海底管线立管，需设新建平台利用修井作业平台钻进植桩3根800钢管桩，钢桩内外环形空间灌注固井水泥浆，其上构建井口平台，井口平台甲板平面尺寸6mX6m，平台顶高程10.5m（理论深度基准面）。在桩的适当位置设立管卡，用来固定海底管线立管。葵花1号人工岛边的立管桩采用打入式变壁厚直缝卷制钢管桩，结构型式与已建井口保护桩相同。钢管桩外径914mm，采用22mm、30mm、34mm和48mm壁厚钢板卷成。钢桩入土20m，桩顶设4m4m承台作为栈桥支承，另外立管桩上设立管卡，用来固定海底管线。变电平台采用钢质桩基平台，井口平台甲板平面尺寸6mX5m，平台顶高程10.5m（理论深度基准面）。结构型式与井口平台相同。直升机平台甲板采用钢结构。葵花一号人工岛上的设施结构部分主要有：原油加热炉200KW基础 2个800立式除油器基础 1个，175KW井口高压加热炉基础 2个。收发球基础 4个。值班间4500X3116 一座配电间4500X3116 一座采暖泵房4500X3116 一座工具间4500X3116 一座加药泵房4500X3116 一座20m3甲醇储罐基础1座管墩管架。7 电气、通讯、仪表、给排水等7.1 电气太葵构造已打5口井，其中油井1口，气井4口。在葵花1号人工岛建计量站1座，附近单井平台3座；太阳岛9及太阳10建单井平台及变电平台，从太阳2号平台引岸电至太阳9及太阳10。为以上太阳9、太阳10平台电加热器供电，照明配电和助航系统设计，葵花7、葵花18、葵花19单井平台助航系统设计，在太阳2#平台靠船装置设照明装置1套。(2)负荷计算各平台负荷计算如下： 葵花1号人工岛计算负荷100kW；太阳2#平台靠船装置照明负荷5kW；(3)供电方案7.2 仪表海上平台自动控制采用数据采集及监控系统（即SCADA系统），对每个平台进行实时监视、控制。主站设在中心平台（2个中心平台）。子站设在各个井口平台，即远程测控终端RTU。SCADA系统通过数据通讯系统使其主站与子站之间互相传输数据。系统按手操、自控、远程遥控排列优先级，任何一平台监控设备出故障不会影响其它平台监控系统的正常运行。SCADA系统的信息通过无线网传输至陆上联合站。7.3 给排水部分(1)采用标准、规范滩海石油建设工程安全规则 SY 5747-1995海上固定平台安全规范 2000滩海石油工程给水排水技术规范 SY /T4088-95(2)给水系统海上平台所需淡水由供应船从岸上供应，并通过位于平台甲板的供水管线进入平台淡水系统。生活用水主要包括：生活饮用水、洗衣、沐浴用水、卫生间用水。储存9天的水量，需100m3水罐二座。(3)海淡水系统平台设有淡水罐一座，淡水压力柜一个（自带泵）、V=1.0 m3；热水柜一个（自带泵）、V=1.0 m3。该平台生活淡水系统采用压力供水形式，每个压力水柜上带两个立式水泵，其中一台为备用泵，均布置在生活楼内，包括1台组装式淡水压力柜，1台电加热热水柜。(4)生活污水处理系统海上平台生活污水处理系统用于处理平台上产生的全部生活污水，以便使排放物达到规定的生活污水排放标准，其它固体生活垃圾，如塑料、金属和玻璃制品等，将不允许排放海中，必须存放在一个专用的固体生活垃圾箱内，定期用船送到陆上处理。设一台生活污水处理装置，处理能力为40人/d 、Q=0.40 m3/h，厕所粪便汇合后流到污水处理装置。(5)含油污水处理系统配置消油剂喷洒器2只，并配备消油剂及吸油毯。(6)甲板排水系统各层甲板非含油污水经甲板漏水口和疏水管依次疏至下一层甲板，最后汇至主甲板从两舷排海。7.4 消防系统本平台的消防系统共设有三套固定式灭火系统，一为水消防系统、二为固定式泡沫灭火系统，三为固定式CO2灭火系统，同时设有火灾自动报警装置和可燃气体报警装置。泡沫灭火系统： 本平台设有固定式灭火系统，泡沫消防主要用于500m3油罐的消防，并在附属用房旁设一泡沫消防炮。水消防系统：本平台设有固定式水灭火系统。在泵舱设有2台水消防泵（Q=120m3/h ，H=80m），还设有1台同型号的泵为应急消防泵。应急消防泵设在泵舱内。水消防系统主要对生活楼处消防。平台任一部位至少有2股水柱均能到达平台任一地点。7.5 通信太葵构造海底管线工程共设有2个海上中心平台和6个海上单井平台。2个海上中心平台为葵花1号人工岛和太阳岛中心平台。葵花1号人工岛为已建海上平台，周边设置3个单井平台，分别为葵花7号，葵花19号和葵花18号；太阳9及太阳10两个单井平台。太葵构造海底管线工程拟建设17km海底输气管线，为葵花1号人工岛至陆上太阳2号砂石平台。拟建设的太阳9及太阳10距离陆上太阳2号砂石平台约9km。8 海底管道海底管道包括：葵花1号人工岛至太阳2号砂石平台共17km输气干线及甲醇输送干线；葵葵19至干线0.61km输气支线及甲醇输送支线。海底管道均采用双层管结构形式，内管采用聚氨脂泡沫黄夹克保温。输气干线内管为D273.1X8.7（API 5L），外管为D457X12.7（API 5L）；葵花18、葵花19输气支线D60.3X7.1（API 5L），外管为D168.3X12.7（API 5L）。葵花7单井管线内管为D88.9X15.2（API 5L），外管为D273.1X12.7（API 5L）；太阳9、太阳10单井管线内管为D88.9X15.2（API 5L），外管为D273.1X12.7（API 5L）；葵花18、葵花19单井气管线及甲醇输送管线捆绑同沟铺设。9 陆岸配套工程葵花1号人工岛天然气通过海底管道输送上岸，在太阳2号路堤上岸处新建转油站1座，分离出的原油增压后经DN80管线输至荣1转，分离出的天然气经DN400管线输至荣1转进已建D426X8外输气干线。目前，荣1转天然气利用