产能地面工程中的工艺设计

产能地面工程中的工艺设计

港东油田8-6号区块有18口新井和1口旧井，包括12口设计井和7口注入井。设计单井产量为10吨d，总产量为120吨d，年新建产量为3.6吨。14吨。注水井注水压力等级为16MPa,单井配注100m3/d,注水总量700m3/d,年注水量23.1×104m3。本区块原油特性:平均原油密度为0.933g/cm3,黏度为87.97mPa·s,凝固点为-10.8℃,平均蜡含量为8.16%、硫含量为0.19%、胶含量为17.7%。原油集输系统港东油田港浅8-6区块属新建产能区块,地面没有原油集输系统。该区块东北3.5km处有港东联合站,西南3.5km处有深大站集输系统,距最近的东3计量站约2km。1马西联合站、东3计量站自然液压管道港东联合站担负港东油田的原油处理输送任务,该站设计处理能力20000m3/d。目前实际处理量约14000m3/d,高效三相分离器控制压力在0.27~0.3MPa。该站外输管线设计输送能力13000m3/d,现输量仅为5785m3/d,外输管线有较大富余能力。因此,港东联合站原油处理及外输系统可满足新开发区块生产的需要。深大站担负马西深层产液的输送任务,站内有∅3m×9.6m分离缓冲罐2个,分离缓冲罐控制压力在0.1~0.12MPa;80KY60-190C输油泵2台,输油能力2300m3/d,目前实际输量约600m3/d,输油能力有较大富余。该站外输管线至马西联合站,设计输送能力2600m3/d,外输管线有较大富余能力。马西联合站担负联盟油田、马西油田的原油处理输送任务。该站设计处理能力13000m3/d,目前实际处理量约10000m3/d;该站输送低含水原油能力为3960m3/d,实际输送量约900m3/d,输油能力有较大富余。东3计量站建有13井式计量间1座,现有生产井7口,富余计量接口6个。目前,日产液量约325m3,日产油量约45t,日产气量约6000m3,系统回压为0.45MPa。该站建有外输管线至港东联合站,因港东地区腐蚀严重,该管线于1993年更换,经现场核实,目前更换后的管线共有分布不集中的穿孔14次。2压效果不明显由于港东油田进入高含水开发期,掺水对改善油井产液流动性和降低油井回压效果不明显,而且能耗较大。为节能降耗,目前第一采油厂油井夏季已基本停止掺水,冬季只对部分油井掺少量水保证正常生产。港东污水站、马西污水站处理的污水量有较大富余,可满足第一采油厂冬季油井掺水的需要。3水站、港东立地条件港浅8-6区块北1.5km处有一条马西注水站到港东注水站的注水干线,联网运行,可分别由马西注水站、港东注水站为管线附近的配水间和注水井供水。目前,港东注水站和马西注水站的压力等级均为16MPa,设计能力分别为8680m3/d和7400m3/d,实际注水量分别为4100m3/d和6500m3/d,注水能力仍有富余,能够满足港浅8-6区块新布注水井配注量的要求。4道路系统配套建设单井路,需于诉讼二公司居民第20号回私放港浅8-6区块周边供电线路较为完善,附近的3条供电线路能够满足增加的新井用电负荷,只需就近接线引电。钻井二公司生活区附近道路系统比较完善,要满足该区块的交通需求,只需在现有的道路基础上配套建设单井路。港东油田通信系统完善,可以为港浅8-6区块提供通信保障。技术法规方案1采油厂块地面集输工艺流程根据港东油田港浅8-6区块原油物性特点并结合第一采油厂生产实际经验,决定该区块地面集输流程采用单管常温输送工艺流程。大港油田冻土深度为60cm,管线埋深80cm以上可确保产液的正常输送。2自动化管理在港浅8-6区块油井和水井分别采用以功图法量油技术、恒定流量控制技术为主的新型单井计量技术,提高自动化管理水平,实现在线油井远程数据的自动录取,简化了地面工艺流程。港浅8-6区块配套安装12套井口功图在线监测计量装置,数据处理利用厂部已建终端系统;配套用于油井计量校准的计量检验装置1套;注水井井口安装用于控制调节注水量的恒定流量控制阀7套,配套用于计量校准的便携式超声波流量计1套。3采采覆岩平台型由于采用新型单井计量技术和恒定流量控制技术,原有的计量站和配水间所具备的功能可完全被取代。集油工艺流程由原来的采油井→计量站→接转站→联合站三级布站方式被简化为采油井→接转站→联合站的二级布站方式生产,采油井产液量的计量由计量间转移到井口直接进行计量。注水系统工艺流程由原来的注水泵站→配水间→注水单井被简化为注水泵站→注水单井,注水井水量的计量也由配水间转移到井口直接进行计量。简化后的集油和注水工艺流程形成以集输干线和注水干线为主干线,其它各单井管线直接连干线的树状集输网络流程。4管线回压太高港浅8-6区块距东北港东联合站系统和西南深大站系统都约3.5km。如果该区块的外输干线进港东联合站系统,新建的外输管线途经东3计量站至港东联合站管线长度为4.3km。港东联合站系统压力为0.3MPa,将导致区块单井回压太高(如最远井港64×1井的回压预计在0.85MPa以上),影响单井正常生产。同时,管线要穿过生活区、加油站、津歧公路等地段,管线施工和日常维护难度较大。如该区块的外输管线进深大站系统,新建的外输管线长度为3.5km,深大站分离缓冲罐气出口压力0.1~0.12MPa,有利于区块的单井生产和管理,并能更好地适应下阶段的地质开发新井向南部署的需要。5产水水质预测值管线走向确定后,根据港东油田港浅8-6区块开发方案中的指标预测情况,应用软件根据油气混输总量,对干线压降、汇集点起点压力、最远井回压等生产参数预测值进行了模拟计算。∅159mm×6mm管线汇集点压力要比∅114mm×5mm管线的压力低0.4~0.5MPa,所以选用∅159mm×6mm管线。分析生产经营现状及成本1连续核产验证港浅8-6区块地面生产系统自投产以来运行一直正常。目前,该区块生产井产液140m3/d,产油61t/d,产气4500m3/d,单井井口回压0.43~0.47MPa。两口注水井日注水97.79m3,配注完成率98%~100%。通过采用罐车或油水密度仪进行连续核产验证,油井采用功图计量的相对误差在±5%以内,区块累计产量计量相对误差在±2.23%以内;水井采用智能流量计,实现了在线监测和计量。上述计量方式能够满足生产需要和单井计量精度指标要求。2管掺水工艺建设投资规划方案中采用新型计量装置的简化优化工艺,比采用常规双管掺水工艺建设投资节省16.4%,减少操作费用50.5万元/a。目前按新方案实施的地面建设费用约为280万元,比常规建站节省费用约60万元,费用节省率为21.4%。结论1新工艺和新技术的应用,为全面提高树状工艺流程提供了新材料和新技术的支撑,有利于推行流程再造港浅8-6区块的生产情况表明,新型单井计量技术、单管常温输送技术、树状工艺流程等新工艺和新技术是先进和适用的,为工艺流程的简化优化提供了有力的技术支撑,具有良好的推广应用前景。2简化集油、索水工艺,节约运行费用港浅8-6区块采用新型单井计量技术、单管常温输送技术、树状工艺流程简化集油和注水工艺流程后,地面建设投资费用比常规建站工艺节约近20%;工程建设周期比常规建站的工期整整缩短了一个月