集输系统优化改造工程技术方案.ppt

各位领导、专家,大家好！,中原油田 文卫马油田集输系统优化改造工程 实施方案 中石化股份公司中原油田分公司 二零零八年三月,汇报内容,一、文卫马油田基本现状 二、集输系统存在问题 三、改造必要性 四、改造方案 五、投资与效益分析,文卫马油田,文卫马油田位于河南、山东两省交界处，整个构造位于东濮凹陷北端，是一个深层低渗复杂小断块砂岩油田，探明总含油62.4km2,探明石油地质储量 8590.58万吨,动用含油面积40.5km2，动用石油地质储量8086.9104t，标定采收率34.28%， 可采储量 2772.22104t， 2007年计划生产原油 64.71104t。 截止2007年10月，油水井1212口， 其中：油井713口,开井663口,日产液1.37104t,日产油1857t，综合含水83%，日产伴生气15.2104m3； 注水井499口，开井404口，平均日注水1.59104m3,（一）开发生产概况,一、文卫马油田基本现状,（二）油气集输系统现状,文卫马油田集输系统采用二级布站，即：单井计量站联合站原油外输;三级布站，即：单井计量站中转站联合站原油外输 。 主要站场： 联合站2座（明一联、马寨联）、中转站1座（明二中转站）、计量站73座。 主要集输管线： 净化油外输管线2条23.6km 低含水原油外输管线1条3.9km 集油干线17条88.5km 支线73条30.62km 单井管线743条343.6km。,明一联合站,马寨联合站,明二中转站,文卫马油田原油流向现状示意图,明一联,明二中转站,马寨联,低含水油外输线 2196=3.9km(架空),柳屯油库,净化油外输线 2198=18.6km(埋地),净化油外输线 1144=5km(埋地),文卫马油田联合站中转站处理能力现状,（三）油气集输系统现状,联合站、中转站原油集输处理系统主要工艺设备,明二联中转站功能:收集文明寨油田矿场油气，原油含水处理到5%-15%，外输至明一联。 流程描述：干线来液进中转站（0.350.4MPa，3842），经三相分离器进行分离，原油（含水15%）经水套加热炉升温后（6070），进缓冲罐二次除气、沉降；低含水油（含水5%）外输至明一联合站；天然气经二级分离后，外输至液化气站；污水（含油1500ppm）进污水罐沉降后，污水含油降至100ppm，外输明二污水处理站；处理合格的污水回注地层。,明二中转站原油处理流程现状示意图,井排 来油,明一联,明二污,水套 加热炉,天然气去液化气站,（二）油气集输系统现状,明一联合站功能:收集卫城油田矿场油气以及文明寨油田低含水原油，处理合格后外输至柳屯油库。 流程描述：干线来液进联合站（0.250.35MPa，3842），经三相分离器进行分离，原油（含水10%）经水套加热炉升温后（55 60），进电脱水器处理，原油含水降至1.5%；经水套加热炉升温后（7080），进原油稳定塔负压闪蒸；稳定原油含水降至0.5%，计量后外输柳屯油库；闪蒸汽冷却分离后，轻油回收进罐，不凝气进气管网。天然气与原油稳定装置不凝气经二级分离后，进入液化气站进行处理。污水（含油1000ppm）进污水罐沉降后，污水含油降至300ppm，外输污水处理站。,油库,明一污,天然气去气管网,井排来油,明一联原油处理流程现状示意图,（二）油气集输系统现状,马寨联合站功能:收集马寨油田矿场油气，处理合格后外输至柳屯油库。 流程描述：干线来液进联合站（0.30.35MPa，3840），经三相分离器进行分离，缓冲后原油（含水5%）经水套加热炉升温（6065），进沉降罐处理后原油含水降至1%；再经水套加热炉二次升温后（7080），进原油稳定塔负压闪蒸；稳定原油含水降至0.5%，外输柳屯油库；天然气与原油稳定装置不凝气经二级分离后，进入站内工业用气管网。污水（含油1000ppm）进污水罐沉降后，污水含油降至200ppm，外输污水处理站。,马寨联合站改造方案,井排 来油,油库,马寨污,水套 加热炉,水套 加热炉,马寨联原油处理流程现状示意图,天然气去气管网,（二）油气集输系统现状,文明寨油田油气管网现状示意图,所辖集油干线6条，计量站22座，日产液量5160.5t，日产油量659t，综合含水87.2%。,明六线,（二）油气集输系统现状,卫城油田集输管网现状示意图,0.7MPa,混输泵,混输泵,混输泵,卫东北线云3站至27号 站159*10=6.99km,卫一线1.2km,0.75MPa,混输泵,混输泵 0.75MPa,混输泵,卫东南线36号站至 6号159*10=3.3km,0.6MPa,卫东北线27站至联合 站219*10=1.75km,卫东南线6号站-联合 站219*10=2.85km,0.8MPa,卫四线 9.5km,卫五线 5.5km,1.1MPa,1.2MPa,混输泵0.47MPa,卫二线 13.5km,1.4MPa,所辖集油干线8条，计量站38座，日产液量6468.9t，日产油量1020t，综合含水84.3%。,混输泵,马寨油田集输管网现状示意图,所辖集油干线3条，计量站13座，日产液量2057t，日产油量172t，综合含水91.6%。,（二）油气集输系统现状,二、集输系统存在的问题,油气处理设施能力不匹配，运行能耗高、效率低,联合站（中转站）设计原油处理总能力200104t/a，实际处理原油量65.7104t/a，工艺运行负荷率32.85%。油田实际产能未达到预测规模，造成原油脱水与原油稳定装置的设计能力富余。,二、集输系统存在的问题,联合站（中转站）设计液量处理总能力600104t/a，实际处理液量508104t/a，工艺运行负荷为84.7%。油田开发后期含水与产液量上升，工艺运行能力基本达到饱和。,油气处理设施能力不匹配，运行能耗高、效率低,二、集输系统存在的问题,油气处理设施能力不匹配，运行能耗高、效率低,联合站（中转站）工艺运行能耗高、效率低，系统运行效率40.5，吨油耗能、油气维护处理费用高，吨油处理综合成本高达39.3元。,2、集输半径过大，系统回压高。,卫城南部卫二集油干线、卫一复线干线长度均在10km以上，末端计量站回压1.3MPa以上，导致计量站无法正常量油,影响正常生产；,二、集输系统存在的问题,二、集输系统存在的问题,（1）设备老化： 明一联合站、明二中转站、马寨联共有三相分离器20台，其中有18台因腐蚀穿孔进行过维修，2006年维修5台（次），2007上半年维修7台（次）；电脱水器6台，报废2台，另4台因腐蚀进行过维修（2台筒体挖补、1台更换封头、1台补焊）；明一联4座5000m3油水罐因腐蚀穿孔停运2座，无事故罐。,3、设备、管线老化腐蚀严重，存在较大安全隐患,明一联大罐阀组,明二联分离器穿孔,二、集输系统存在的问题,3、设备、管线老化腐蚀严重，存在较大安全隐患,（2）管线老化：文卫油田投产时间长、老化腐蚀、穿孔严重的油气集输管管线已运行1022年，腐蚀穿孔频繁，根据中原油田分公司技术监测中心安全监测站现场实际检测，卫32#计量站外输管线壁厚最薄处只有34.5mm，已不能满足安全生产要求，存在较大的安全隐患。,二、集输系统存在的问题,4、配电系统不符合现行设计规范，设施老化严重,站内配电系统不符合新规范要求，在用电器设施多为70年代末期与80年代初期购置与安装，设施老化严重，有效承载能力下降，已属于国家技术淘汰产品，并禁止使用，无配件进行维修。,三、改造必要性,文、卫、马油田集输系统优化改造工程十分必要： 1、我国“节能减排”政策的必然选择； 2、油田建设资源节约型、环境友好型企业的必然选择； 3、文卫马油区开发后期的必然要求。,四、改造方案,1.设计思路,按照区域优化、集中处理、压减规模、降低成本的原则，从根本上提高文卫马油田集输系统效率、降低能耗。 （1）简化文卫马油田油气集输处理工艺系统，集中处理、区域优化。 （2）降低卫城油田系统回压，缩短集输半径，在卫城油区新建一座简易中转站，集输半径平均在5km，管网运行压力在0.8MPa以内。 （3）调整、简化联合站油气处理工艺，做到生产能力配套，降低工艺运行能耗，降低原油集输处理成本。 （4）采用新设备、新材料，对能耗高、效率低、腐蚀老化严重的设备、管网进行技术改造。 根据文卫马具体情况，提出两套改造方案: 方案一:文卫马油田原油集中处理改造方案（股份公司批复方案） 方案二:文卫马油田原油区域处理改造方案（实施方案）,明二中转站 （改造）,明一中转站 （改造）,马寨联合站 （改造）,柳屯油库,1、方案设计 （一）新建卫城中转站，缩短卫城油田集输半径，降低卫城集输管网回压，低含水油通过明一联外输管线输至马寨联进行电脱稳定处理。 （二）将马寨联合站扩建成文卫马油田集中处理站，缩减明一联合站油气处理工艺及规模改造为明一中转站，文明寨、卫城、马寨三个油田的原油电脱水、稳定处理工艺均在马寨联合站集中进行，处理合格后的原油从马寨联外输至柳屯油库。,（三）对相关管网进行调整，对腐蚀严重集输干线进行更换。,卫城中转站 （新建）,（一）、文卫马油田原油集中处理改造方案批复方案,（1）卫城中转站 建设方案,对卫城油田南部集输半径超过5km的计量站高含水原油输至新建的卫城中转站，经分离、加热后转输至马寨联合站。 新建卫城中转站管辖集油干线4条（卫二线、卫三线、卫五线和卫四线）。管辖计量站21座，单井205口。 日产液量3384m3/d、油量311.7t/d、伴生气量16000m3/d。,卫二线,卫三线,卫四线,卫五线,图例,卫城中转站新建主要工程量表,新建卫城中转站工艺流程示意图（方案一）,井排来油,外输至 马寨联,水套加热炉,卫11#集气站,明一污,缓冲罐,水罐,中原油田天然气管网,（2）明二中转站改造方案（方案一）,针对文明寨油田开发趋势及站场设备设施现状，明二中转站保持流程不变。对明二中转站进行改造，拆除报废设备设施，更换高能耗设备，改造能力不匹配设施。,明二中转站改造主要工程量表,明二中转站改造前后工艺流程比较（方案一）,井排 来油,明一联,明二污,水套 加热炉,天然气去明一联,改造前,改造后,井排 来油,明一联,明二污,水套 加热炉,天然气去明一联,(3)明一联改造方案（方案一）,根据原油流向的变化及方案一的设计思路，简化明一联合站油气处理工艺，将其改建为中转站，停运原油电脱水、原油稳定工艺，将明一联、明二联低含水原油转输至马寨联合站处理。,明一联合站改造主要工程量表,明一联改造前后工艺流程比较（方案一）,井排来油,马寨联,明一污,天然气去气管网,水套加热炉,油库,明一污,天然气去气管网,井排来油,改造前,改造后,明二中转站来油,(4)马寨联改造方案（方案一）,将文明寨、卫城低含水原油输至马寨联合站进行电脱水、稳定，则马寨联合站原油处理量由目前的5.7104t/a升至64.71104t/a，之后将逐年递减，至2016年为54104t/a。,改造后流程：马寨油田站外集输干线来液温度3545，含水91%，在所辖端点计量站进行端点加药、管道防腐与破乳。集输干线来液进站后，经进站阀组进入三相分离器（操作压力0.3 MPa），分离后的原油含水10%15%，温度40左右，进行分线计量后，与文卫油田来低含水油汇合，进换热器温度升高到约65左右进缓冲塔，然后经脱水泵增压后进电脱水器，脱水后原油含水在1%以下，进稳定加热炉温度升高80左右进行溶解气及轻烃的分离，稳定后的原油经外输泵增压后外输至柳屯油库。,马寨联合站改造主要工程量表,马寨联改造前后工艺流程比较（方案一）,井排 来油,油库,马寨污,水套 加热炉,文卫油田来低含水油,缓冲塔,脱水 泵,井排 来油,油库,马寨污,水套 加热炉,水套 加热炉,改造前,改造后,站场消防系统改造主要工程量表,外输管线改造主要工程量表,（5）外输管线调整及改造（方案一）,文卫马油田原油总体流向是文明寨（明二站）卫城（明一站）马寨（马寨联）柳屯油库，根据上述方案，文卫油田低含水油进马寨联处理，原明一联外输管线（2198，L=18.6km）在马寨联处断开，明一站马寨联段（L=13.6km）用作明一中转站外输管线，马寨联柳屯油库段（L=5km）做马寨联净化原油外输管线，原马寨联原油外输管线（1144，L=5km）暂闲置作备用线。,卫城中转站 （新建）,闲置,断开,（6）腐蚀占压的集输支干 线更换8.1km,2、投资估算（方案一）,股份公司计划投资：2300万元,（二）、文卫马油田原油区域处理方案实施方案,1.改造思路,按照区域优化、压减规模、降低成本的原则，从根本上提高文卫马油田集输系统效率、降低能耗。 （1）简化文卫马油田油气集输处理工艺系统，区域优化、系统改造。 （2）采用油气混输工艺降低卫城油田边缘区块系统回压，将线管网运行压力控制在0.8MPa以内。 （3）调整、简化联合站油气处理工艺，做到生产能力配套，降低工艺运行能耗，降低原油集输处理成本。 （4）采用新设备、新材料，对能耗高、效率低、腐蚀老化严重的设备、管网进行技术改造。,（一）在卫城油田卫6#、卫8#计量站新上4台油气混输泵，将卫二线、卫一复线系统回压由目前1.2MPa降低到0.8MPa以下。 （二）保持各站功能不变，只进行能力调整和高耗低效的设备设施进行改造。文明寨、卫城油田的原油脱水、稳定处理工艺在明一联合站进行，马寨油田的原油处理在马寨联合站进行，处理合格后的原油分别从明一联、马寨联外输至柳屯油库。 （三）对明一线、明六线、明二线三条管网进行调整，对腐蚀占压严重的卫32#计量站外输管线进行更换。,四、实施方案,卫城油田混输泵 建设方案,明一联合站改造主要工程量表,明二中转站改造主要工程量表,马寨联合站改造主要工程量表,站外集输管线、设备调整与更换,1#,12#,18#,15#,8#,明二联合站,文明寨,2#,陈庄,明一线 明二线 明六线 新建管线,明一线、明六线集油干线调整示意图,9#,17#,10#,前夏沟,28#,16#,25#,11#,23#,五、投资,六、方案比选,（1）方案一不能解决文卫油田污油处理矛盾 方案一与方案二都可以满足项目要求，达到缩短集输半径、降低油气处理能耗与费用的目的，但是方案一不能解决文卫油田污油处理的矛盾。 因文卫油田产出液脱水难度大，分离器与污水罐回收的污油无法通过电脱水工艺处理，必须通过独立的污油循环处理系统，在5000m3罐中进行化学-热沉降脱水，将污油含水降到15%左右后，按比例掺入输油管道后与输油处交接。 实施方案一后，污油与好油混输到马寨联合站处理，必将影响电脱水工艺的正常运行，仅有的2座1000m3罐根本无法保障工艺运行需求。 方案一工艺运行难度较大。,1、工艺分析,六、方案比选,（2）目前的净化油管线无法保障方案一低含水含气原油外输需要 明一联联合站输油管线投产于1996年，管线腐蚀严重，平均年穿孔、破坏在23次以上。若实施方案一，输送10%的低含水原油，势必加快管道腐蚀速率，需更换腐蚀严重的DN200的输油管线7.2km，同时对剩余的10.8km外输管线进行内防，预计在方案一投资的基础上增加470万元。,1、工艺分析,六、方案比选,（3）目前的马寨联自产气无法保障方案一的用气需要 马寨联合站日用气量为2400方/天，与马寨油田伴生气产量持平。若实施方案一，将马寨联合站扩建为中心处理站，处理油量由8万吨/年上升到69万吨/年，测算日用气量7200方/天，燃料气缺口近500方/天，需从天然气产销总厂建管线返干气。,1、工艺分析,六、方案比选,采油三厂年产能为69万吨，文明寨油田产能比例为34.4%，卫城油田产能比例为54.1%，马寨油田产能比例为11.5%，卫360、明6等主力区块都分布在文卫油田。近年来，随着卫77、卫75、卫53、明398等新区的开发，地质勘