老油田二次开发技术的应用

老油田二次开发技术的应用

第二，老油田的传统开发基本上达到了限制状态，达到了放弃状态的状态，采用了新的理念，建立了新的老油田开发体系，显著提高了油田的最终采收率，充分利用了地下石油资源，为高效、安全、环保、节能开发带来了新技术。温米油田温西三区块投产时间近20年,产量递减较快,为了最大限度提高采收率,计划动用剩余地质储量1057×104t,部署新钻91口采油井,24口井改注,单井产能5.7t/d,新建产能15.5×104t。1油气水系统概况经过历年新建、扩建、改造,温米油田建有70×104t/a规模联合站1座,天然气处理装置1座,注水装置3座,注气装置1座(温五注气站)及相应的油气集输、供水、注水、注气地面生产管网。温米油田原油相对密度为0.815,黏度(50℃)为1.95mPa·s,含蜡量8.5%,含硫量0.048%,天然气相对密度0.793,属低硫中间—石蜡基轻质原油。油井产生的油气水产物从采油井口不加热输至选井站,从选井站输至中心计量站(或接转站),在中心计量站(或接转站)进行油、气计量,然后输至联合站;在联合站内经油气分离、原油脱水、原油稳定后,原油用外输泵增压管输到鄯善油库,伴生气输至温米气处理装置区。温米油田注水系统布局为集中处理、分散注水,在联合站、米登站和红胡各建有注水站1座,共安装各类柱塞注水泵28台,总注水能力8500m3/d,注水系统设计压力27MPa(红胡为35MPa),联合站清、污水分注,米登、红胡注清水(由联合站供处理后清水)。米登站、联合站高压管网通过Ø219×26高压管线实现连通,可互调高压水。目前实际总注水量约为4200m3/d,其中清水2200m3/d,污水2000m3/d。2实施计划2.1油藏2.1.1集输管网计量温西三区块所辖温南6选、温1选、温8计、温2计、温9选5座站。按照不扩建、新建选井站和计量站的原则,对集输系统进行整体优化简化,充分利用已建集输管网,新建油井采用“三就近”方式接入集输管网系统。即新建油井就近进已建选井站,就近接入已转注油井的已建集油管道上,就近接入新建集油干管上,并根据开发预测液量,适时调整管径,对个别腐蚀严重的集输管道进行更换,以满足需要。通过技术经济比较,区块新建油井91口,其中24口就近与已建集油管线连接;7口油井就近直接进站,利用已建系统进行计量;剩余的60口油井采用串接、示功图软件量油装置计量。地面集输系统实行标准化建设方式,井场、树枝状串接管网、井口示功图软件量油等采用标准化设计。2.1.2集输小串接井直井按照单井产量5.7t/d,气油比300m3/t,确定单井管线为Ø76mm×4mm。集输干线串接原则:串接2~5口井时,集油支线选用Ø114mm×4mm;串接6~10口井时,集油支线选用Ø133mm×5mm;串接11~15口井时,集油支线选用Ø159mm×5mm。根据井网部署状况,对集输干管进行优化,共建设6条集输干管,各单井或多井与集输干管呈枝状连接。2.1.3输油管调输温西三区块的气液全部集输到温2计,经分离、计量后,液体由外输泵增压,通过两条Ø114mm×4mm输油管线输至联合站,管线长度6.0km。两条Ø114mm×4mm输油管线使用年限较长(分别建于1993年和1998年),管线结垢严重,有效管径缩小,管线输送能力降低,近几年多次发生腐蚀穿孔,存在安全隐患,因此必须更换该管线。2.1.4输油管线范围(1)输油管线。根据开发方案预测,至2020年温西三区块产液量3100m3/d,目前产液量1100m3/d,总计4200m3/d。温2计至联合站新建输油管线一条,管线规格选用Ø219mm×6mm,采用20#无缝钢管。温8计至温2计已建输油管线规格为Ø159mm×6mm,温8计所产液直接进入温2计至联合站新建输油管线,此管线能够达到产能扩建需求。温8计输液温度按30℃计,联合站进站温度22.8℃,满足生产要求。(2)输气管线。温2计至联合站输气管线规格为Ø325mm×7mm,根据开发方案预测,温西三区块最高产油436.64t/d,气油比300m3/t,则产气量为13.1×104m3/d。按末点压力(联合站)0.2MPa计,起点压力(温8计)0.28MPa,温8计至温2计、温2计至联合站输气管线能够达到产能扩建需求。2.1.5温米联合站原油处理能力温米联合站原油脱水、原油稳定原设计规模为70×104t/a,温米油田目前总产量约20×104t/a,温西三区块二次开发建产能15.5×104t/a,温米联合站原油处理能力能够满足产能扩建需求。联合站现有天然气处理装置的处理能力为70×104m3/d,目前处理量约为40×104m3/d,温西三二次开发后,预计增加伴生气量15×104m3/d,已建气处理装置能够满足二次开发建产要求。2.2用设置合适的单井管线,采用标准化的集水管网,进行数字来网改造。在确定温米联合站清水处理能力4800m3/d,污水处理能力4000m3/d,注水能力5900m3/d,均可满足二次开发需要。根据单井配水计量方式的不同,注水部分采用单井串接、井口计量建设方案。24口转注井的单井管线能够直接进已建场站的就近进站,不能够直接进站的采用串接方式,从注水干管上就近“T”接,枝状串接采用标准化设计,单井管线设计压力27MPa,采用Ø60mm×7mm无缝钢管,材质16Mn(GB6479)。在新井井口保温房内安装稳流配水阀,实现单井配水调节,注水流量检测采用电磁流量计,流量信号通过GPRS通讯方式上传中控室,实现数据远程检测和报表打印。井口采用标准化设计。2.3供能源2.3.1“t”接回采单井“t”接抽油井采用杆上变压器供电,10kV变压器电源由就近的温西三Ⅰ线或Ⅱ线上“T”接,单井采用63kVA变压器,双井共用采用100kVA变压器,杆上配电箱采用带无功补偿计量配电箱。2.3.2接地设计变压器采用中性点直接接地方式,接地电阻不大于4Ω。井场抽油机控制箱、抽油机电机做可靠接地,接地电阻不大于10Ω。3简化优化及