油田目前地面系统状况.doc

3.1地面系统现状3.1.1地面建设现状目前，镇泾油田已投入开发6个井区，动用地质储量579104t。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3.0m3，平均单井日产油1.0m3，日产液385.6m3，日产油131.7t，综合含水65.8%；注水井57口、开井29口，日注水377m3，单井日注13m3，平均泵压18.4MPa。地面系统已建ST2集输站1座，HH105转接拉油站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3.1-1（截至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3.1-2（截至2011年6月）。表3.1-1 目前生产油井集输方式及进站情况统计表项目单井拉油丛式井场集中拉油管输合计进接转站进集输站一级布站二级布站集输油井数（口）10065391915238集输液量（m3/d）146.82120.4623.5744.9610.65346.46集输油量（t/d）67.0829.81014.123.66124.66平均单井产液（m3/d）1.471.850.602.370.711.46由上表看出，目前镇泾油田单井平均产液量0.602.37m3/d，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22.85%。表3.1-2 集输站场管辖油井、产油量和产液量及集输管道现状表序号站名井数液量油量集输管线(t/d)(t/d)1ST2集输站3464.2123.59单井集输管线DN50玻璃钢管，SK6计量站至ST2集输站集输干线DN100玻璃钢管，长度2650m，SK2至ST2集输站集输管线DN80玻璃钢管，长度1680m2HH105接转站3817.708.85单井集输管线DN50玻璃钢管，集输干线DN65-DN1003SP1-6拉油站54ST1拉油站21.200.325ZJ1拉油站715.993.47单井集输管线604钢管6ZJ2拉油站517.661.23单井集输管线604钢管7ZJ3拉油站1249.263.12单井集输管线604钢管8HH101拉油站31.280.40单井集输管线604钢管9ZJ5拉油站30.830.65单井集输管线604钢管10ZJ25拉油站3单井集输管线604钢管11ZJ21拉油站31.200.88单井集输管线604钢管12ZJ25-11拉油站20.700.61单井集输管线604钢管13HH26拉油站1512.4210.71集输干线采用DN65-DN100玻璃钢管，单井集输管线604钢管14JH9拉油站111.660.5015HH21拉油站13.810.62单井集输管线604钢管16HH24拉油站10.230.20单井集输管线604钢管17HH52拉油站116.704.2218HH55拉油站28.384.54单井集输管线604钢管19合计137223.2363.913.1.2集输系统现状（1）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ST2或HH105，集中处理、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ST2集输站统一处理；三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）ST2集输站现状ST2集输站2005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4200m3（800m3）。目前，进站液量64.21m3/d，油量23.59t/d，综合含水36.7%。站外集输现状目前集输站管辖周边SP1、SP2、S1、SK2、SK3、SK5、SK6及站内ST2等丛式井场共34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）ST2集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，ST2集输站周边外围还有ZJ1、ZJ2、ZJ3等丛式井场，距ST2集输站约3.7km，由于液量低，距离远，目前采用丛式井拉油集输流程。HH371、HH372井已关停，HH38井目前捞油生产。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，生产流程框图见图3.1-1。单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SK6计量站污水回灌单井来液光图3.1-1 ST2集输站生产流程示意框图附近油井产液管输进联合站，经站内阀组后，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0.5。目前脱水温度5060，加破乳剂浓度为60100ppm。主要脱水设备及运行参数ST2站主要脱水设备有：2座200m3沉降脱水罐，2座200m3储油罐，盘管加热。（3）HH105转接拉油站HH105转接拉油站2011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0.3MPa，进站温度8-10。单井计量采用井口示功图计量及视频监控。设计参数产能设计规模：2.4104t/a处理液量设计规模：300m3/d储罐库容：400m3，储存时间为5天进站液量：130282m3/d进站油含水：3070%进站温度：1014进站压力：0.4MPa（g）油气水分离温度：4550油气水分离压力：0.20.3MPa（g）净化油含水：0.5%原油装车外运能力：设装车泵1台，单台装车流量50m3/h，装车鹤位1个。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站内原油处理流程HH105转接拉油站工艺流程：采用加热、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0.5%时装车计量后外运。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3.1-2。破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3.1-2 红河105转接拉油站生产流程示意框图主要脱水设备及运行参数三相分离器 3000mm9600mm PN0.6MPa 1具沉降罐（拱顶） 200m3（D=6.67m，H=6.87m） 1座 罐壁保温原油储罐（拱顶） 200m3（D=6.67m，H=6.87m）1座 罐壁保温天然气除油器 800mm H=6685mm PN0.6MPa 1具天然气干燥器 300mm PN0.6MPa 1具装车泵WZL80-65-200 Q=50m3/h H=50m N=22kW 1台双桶双泵加药装置 1套 （4）HH26转接拉油站设计参数产能设计规模：1.08104t/a处理液量设计规模：270m3/d储罐库容：270m3进站液量：60127m3/d进站油含水：3070%进站温度：1014进站压力：0.4MPa（g）净化油含水：0.5%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0.5%时装车计量后外运。主要设备气液分离器1具（10003800）、水套加热炉1具、30m3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3.1-3。 破乳剂井场来液生产阀组气煤加热炉拉油罐装车鹤管图3.1-3 典型拉油站生产流程示意框图 主要设备：安装35座50m3地面罐，气煤加热炉1台，装车鹤管1-2套。3.1.3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13m3，平均泵压18.4MPa，平均油压16.2MPa。注水站内建有清水处理及注水设施，流程框图见图3.1-4。水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3.1-4 清水处理流程示意框图已建ST2清水注水站，注水能力200m3/d；撬装注水站11座，其中：ZJ2注水站、ZJ5注水站注水能力为120m3/d，注水泵型号3125Pa（Q=5m3/h，P=25MPa，N=55kW）。其它9座注水站注水能力为240m3/d，注水泵型号3175Pa（Q=10m3/h，P=25MPa，N=90kW）。注水开发井区注水井现状配注量见表3.1-3。表3.1-3 注水井现状配注量表井号配注量m3/d备注SK110SK210SK2-220SK320SK1-85SK1-9停注SK640SK710SP1-310SP215ZJ1-2-7停注ZJ1-3-3停注ZJ1-3-615ZJ1-6-5间注ZJ2-115ZJ3-3-5停注ZJ3-5-75ZJ3-8-8停注SK1-4注污SK1-5注污3.1.4污水处理系统ST2集中处理站建有1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二级多介质过滤3.1.5道路系统现状镇泾油田油区位于甘肃省庆阳市镇原县与泾川县境内，部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（G70）及上海至伊宁国道（G312），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S303及S318等；各油区之间有县道X046、X042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3.55m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4km路段已铺沥青路面，曙光以南14km路段为泥结碎石路面，建设标准较低，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。3.1.6供电通信现状镇泾油田位于平凉市和庆阳市境内，该区域有1座水力发电站和3座火力发电站，1座750kV变电站和2座330kV变电站；泾川县和镇原县各有1座110kV变电站，油区现有供配电均接入地方电网，由泾川县玉都35kV变电站和镇原县屯字35kV变电站提供。为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110kV变电站。镇泾油田已投入开发6个井区，已建油水井312口，油井开井数127口， ST2集输站1座，HH105转接拉油站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3000kW（估算），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35kV变电站为油田供电。地面工程设施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35kV变电站在泾川县玉都镇，该站35kV电源引自泾川县的泾川110kV变电站，导线为LGJ95；安装2台主变，容量为26300kVA；10kV有4回馈线,导线为LGJ50；接线方式均为单母接线，最高负荷7000kW（7778kVA）。泾川110kV变电站在泾川县城南，该站110kV电源有3条，导线2条为LGJ185、1条为LGJ240；安装2台主变，总容量为56MVA（16+40）；110kV接线方式为单母线分段, 35kV接线方式为单母线；35kV馈线回路已满，35kV开关场地没有扩建余地。屯字35kV变电站在镇原县屯字镇，该站35kV电源引自镇原县110kV变电站。镇泾油田地方运营商通信无线通信网(GSM/CDMA)、固定电话、Internet网及有线电视网已覆盖镇泾油田整个油区。在油区ST2/ZJ5、HH105/HH26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HH105转接站，各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。3.1.7生产管理和辅助设施华北分公司镇泾项目部成立于2004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（