SZ361油田群Word格式.docx
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29,825.7m3/d
37,643.7×
104Sm3/d
39,168.6m3/d
最大注水压力（井口）：
12,100kPaA
第二节开发历程
一、开发历程
1油田总体情况概述
表2-1绥中油田概述
油田位置
辽东湾南部海域东经120°
12＇
含油面积
43.3km2
油层温度
62℃～64℃
井口温度
35℃～50℃
岩性
中、细砂岩，胶结疏松
地层油粘度
40、80、300mPa·
s
原始油气比
20～35
油藏类型
构造、岩性控制的层状油藏
沥青质+胶质
43%
蜡含量
1.51%
盐含量
1230mg/L
油层埋深
1300～1700m
地面油密度
0.946～0.971g/cm3
沉积相
三角洲前缘相
地层压力
14.28MPa
有效厚度
40～80m
饱和压力
11～13MPa
渗透率
100～5000md
试验区投产
1993年9月
新区投产
2000年12月
原油储量
2.88×
108t
油田采出度
21%
单井日产量
105t/d
油品性质
重质稠油
油田海域水深
30～31m
管理模式
SZ36-1油田属中海油天津分公司自营油田，天津分公司直接对该油田进行管理
2油田整体开发布署图
图2-1绥中36-1油田整体开发部署图
注：
A、B、J为SZ36-1油矿一期开发工程、C、D、E、F、G、H为二期Z36-1油矿二期开发
第三节油田基础数据
一、油田基础数据
1全油田储量
油藏地质储量：
2.88×
108t
油田采出程度：
21%
油藏深度：
1300m～1600m
2油品性质
2.1原油特性
地下原油粘度变化于13.4～154.7mPa·
s之间，平均70mPa·
s，原始气油比介于23～38m3/m3之间，体积系数在1.07～1.113之间，平均1.0943，为典型的常规重质稠油。
主力油层储油物性好，具有高孔、高渗特征，油层孔隙度变化于26%～35%之间，平均31%。
渗透率在100～10000md之间，平均2000md，但非均质性强。
2.2原油密度：
967.7kg/m3（20℃）
949.5kg/m3（50℃）
2.3凝固点：
－6℃
2.4蜡含量：
1.51%
2.5胶质沥青质含量：
23.0%
2.6盐含量：
1230mg/L
2.7粘度：
表2-2SZ36-1原油粘度与温度关系图（mPa·
s）
温度（℃）
含水率（%）
4
10
20
30
40
50
60
70
80
0.90
51599
18609
6037
2568
1083
512
258
147
92
67785
23995
7221
3509
1489
672
340
186
114
62950
25400
9409
3937
1712
794
332
194
117
63394
31723
9075
4675
2140
976
376.2
210.1
128.7
43685
11793
6408
3632
1574
944
395～8
250～90
140～50
29453
15299
5803
3539
1357
907
365～5
210～90
120～50
/
17.1
12.8
17.8
15.3
16.2
9
7.4
7.8
8
7.6
7.3
7.1
6.9
6.3
6
3伴生气组份
表2-3伴生气组份表
组份
体积百分数（%）
CO2
0.00
N2
0.6
CH4
96.8
C2H8
2.53
C3H8
0.12
I-C4H10
N-C4H10
相对重度
0.59
4水组份及水质数据
表2-4水组份及水质数据表
组份
地层水
水源井水份
Na++k+（mg/L）
2249
2836
Ca2+（mg/L）
56
601
Mg2+（mg/L）
24
243
Fe3+（mg/L）
—
Fe2+（mg/L）
0.1
Cl-（mg/L）
1961
6044
SO42-（mg/L）
179
CO32-（mg/L）
390
HCO3-（mg/L）
1851
171
总矿化度（mg/L）
6721
9895
pH值
6.5
比重
1.0
第四节生产情况概述
一、SZ36-1工程井数说明
表2-5SZ36－1油田工程井数（2005.10）
平台号
生产井（口）
注水井（口）
水源井（口）
总井数（口）
SZ36-1A
24
7
1
32
SZ36-1B
12
3
15
SZ36-1J
4
16
SZ36-1E
22
6
29
SZ36-1F
26
34
SZ36-1H
9
2
33
SZ36-1G
25
SZ36-1C
23
5
30
SZ36-1D
21
187
52
248
SZ36-1油田为天津分公司渤海地区主力油田，2001年新区生产平台投产后，该油田最高年产原油达500万吨，但随着生产年限的增长，油田年产量有所下降，2004年产油量为395万吨。
SZ36-1油田各生产平台油井产液汇总至生产管汇，分别输送至中心平台CEP，由中心平台进行油气水预分离处理后再由外输泵外输至陆地进行处理。
其生产井数由于油井的生产情况特殊，目前产油井保持在190口。
目前SZ36-1油田主要问题及任务是保持高产、稳产，提高上游高效分离器脱水量及水质，减轻下游处理厂污水处理负担。
二、油、气、水及注水流程工艺介绍
1绥中36-1上游原油处理流程
绥中36-1油矿目前日产原油9356.3m3，产液含水约52%。
其中老区日产原油约3368.9m3，二期日产原油5987.4m3。
单平台日产原油量及产液含水详见下图2-2。
如图所示36-1油矿（WHP1～WHP6）平台的井产流体，老区APP平台的油水混合物，集中送往CEP平台生产分离器进行油、气、水分离，分离出的原油经生产加热器加热后，进入原油缓冲罐，经原油外输泵增压后输往陆上终端处理。
分离出的生产污水经CEP污水处理流程处理后与D平台水源井水混合后，给老区各平台及D平台提供注水水源。
目前原油处理药剂主要包括破乳剂，反相破乳剂，消泡剂，原油缓蚀剂，均为我公司提供。
原油处理流程具体情况见图2-6绥中36-1油田原油处理流程及图2-7SZ36-1油田总体开发主工艺流程示意图。
1.1各平台原油产量及产液含水情况
图2-2绥中36-1油矿产液数据及流程图
1.2中心平台原油处理系统
中心平台原油生产系统主要包括原油分离器，生产加热器，原油缓冲罐，原油外输泵等。
1.2.1原油分离器（CEP-V-101A/B/C/D）
原油分离器为三相卧式分离器，正常情况下其操作条件为400kPa/70℃～85℃，设计条件为750kPa/120℃。
分离出的气体全部进入燃料气系统，含水原油进入生产加热器（CEP-H-102A/B），含油污水将进入生产水处理系统。
1.2.2生产加热器（CEP-HE-102A/B）
原油热交换器为管壳式加热器，共有两台，每台热负荷为1,905kw。
热油走管程，其设计压力和温度为950kPa/230℃，操作压力和温度为300kPa/200℃，被加热流体走壳程，其设计条件为750kPa/100℃，操作条件为400kPa/64℃～70℃，加热的原油进入原油缓冲罐。
1.2.3原油缓冲罐（CEP-V-102）
原油缓冲罐为两相分离器，由燃料气系统提供燃料气进行密封以保持罐内正常操作压力，满足原油外输泵入口压力要求。
正常情况下其操作压力和温度为130kPa/64℃～70℃，设计压力和温度为450kPa/100℃。
分离出的气体进入火炬系统，含水原油送往原油外输泵入口。
1.2.4原油外输泵（CEP—101A/B/C/D/E）
原油外输泵共设5台，四用一备。
含水原油经原油外输泵增压到8,800kPa后进入海底管线，输往陆上终端处理。
1.3WHP6井口平台原油处理系统
1.3.1概述
WHP6平台与中心平台通过栈桥连接。
WHP6平台原油生产主要包括计量加热器、计量分离器等设施。
（1）井口管汇（W6-M-101、W6-M-102）
该区共有22口生产井，经油嘴节流后分别进入生产或计量管汇，出油嘴的流体操作温度及压力分别为35℃～50℃/650kPa，每口井均设有井口翼阀，以备应急保护。
22口生产井的井流将汇集于生产管汇（W6-M-102）。
当某一口井需要计量时,将其从生产管汇切换到计量管汇（W6-M-101），进入计量流程，其它井的流体则经生产管汇汇集后过栈桥直接进入中心平台原油分离器（CEP-V-101A/B/C/D）进行处理。
（2）计量加热器（W6-H-101）
计量加热器为管壳式加热器，热负荷为220kW，热介质走管程，其设计条件为1000KPa/230℃；
被加热流体走壳程，其设计条件为1000kPa/90℃。
来自计量管汇的单井物流通过计量加热器由35℃～50℃加热到50℃～60℃，然后进入计量分离器。
（3）计量分离器（W6-V-101）
计量分离器为二相立式分离器，其设计条件为900kPa/90℃，操作条件为550kPa/60℃。
经加热后的单井物流，进入计量分离器进行二相计量，气相和液相出口均设有流量计。
计量后的气体和液体重新混合并与生产管汇的流体一道通过栈桥直接进入中心平台原油分离器进行处理。
其他井口平台均配备生产加热器，以保证海管输送温度。
其它工艺与P6处理工艺保持一致。
2绥中36-1气处理流程介绍
从原油处理系统分离出来的伴生气进入一级气体涤气器（CEP-V-201A/B），一级气体涤气器为立式气液两相分离器，正常操作条件为3,800kPa/50～60℃，设计条件为730kPa/90℃。
液体靠液位调节阀控制排放到闭式排放系统，除掉夹带液体后的天然气从涤气器顶部排出，进入一级压缩机（CEP-C-201A/B），经增压后压力由380kPa增到972kPa。
由于增压造成的温度升高，将由一级压缩机后冷器（CEP-H-201A/B）冷却。
一级后冷器为管壳式冷却器。
冷却介质为海水，走管程，热天然气走壳程，当天然气被冷却到45℃左右后，进入二级气体涤气器（CEP-V-202A/B）。
二级气体涤气器为立式气液两相分离器。
液体靠液位调节阀控制排放到闭式排放系统，除掉夹带液体后的天然气从涤气器顶部排出后进入二级燃气压缩机（CEP-C-202A/B）。
经二级压缩机增压后气体压力升至2,850kPa后进入二级压缩机后冷器（CEP-H-202A/B）。
该冷却器的冷却介质仍为海水，走管程，高压天然气走壳程，经海水冷却到45℃左右后进入燃料气涤气器（CEP-V-204）。
燃料气涤气器为立式气液两相分离器。
涤气器正常操作条件为2,700kPa/45℃，设计条件为3,900kPa/75℃。
液体靠液位调节阀控制排放到闭式排放系统，除掉夹带液体后的天然气从涤气器顶部排出，进入燃料气过滤器（CEP-F-201A/B）。
燃料气的主要用户有：
主发电机，注水系统密封气，火炬点火盘用点火气。
3生产污水处理系统
3.1概述
生产污水处理系统布置在中心平台（CEP），用于接收并处理来自原油处理系统的生产污水。
系统主要设备有斜板隔油器、气体浮选机、含油污水输送泵、核桃壳过滤器、净水缓冲罐、反冲洗泵、反冲洗水缓冲罐、反冲洗返回泵等。
生产污水经处理达到注水标准（含油量≤30ppm、悬浮物含量≤3mg/L、悬浮物颗粒直径≤3μm）后作为注水水源注入注水井或直接排海。
分离出的污油打回闭式排放系统。
生产污水处理系统处理能力为2016m3/h。
3.2流程介绍
来自于原油处理系统的生产污水首先进入斜板隔油器（CEP-V-301A/B/C/D/E/F），将污水中携带的浮油脱除掉，浮油收集进入集油器，排入闭式排放系统。
斜板隔油器内的油水界面高度由污水出口管线上的液位调节阀（LV-7311A/B/C/D/E/F）及污油出口管线上的自力式调节阀（PCV-7311A/B/C/D/E/F）联合控制。
除掉浮油的污水进入气体浮选机，斜板隔油器为卧式容器，正常操作压力及温度为300kPa/50℃～60℃，其设计压力及温度为650kPa/90℃。
来自于斜板隔油器的污水进入气体浮选机，其主要作用是脱除污水中携带的小油滴和乳化油。
气体浮选机为卧式容器，由气体出口管线上的自力式调节阀（PCV-7322）控制容器内压力为105kPa，以隔绝空气。
正常操作温度/50℃～60℃，其设计压力及温度130kPa/90℃。
每台气体浮选机配有3台回流泵（CEP-P-3012A/B/C）及2个溶气瓶（CEP-V-3012A/B）。
回流泵2台工作，另1台备用。
回流泵从净水区取水，增压后打入溶气瓶，由燃料气系统提供燃料气，溶气瓶把燃料气分散到水中形成溶气水，通过气体浮选机内的布气头分布到污水中并形成微气泡。
通过微气泡携带作用脱除污水中的小油滴和乳化油。
污油撇入污油槽，排入开式排放系统。
来自于气体浮选机的污水进入含油水输送泵（CEP-P-301A/B/C/D/E），压力提升到450kPa后，进入核桃壳过滤器。
含油水输送泵设有5台，其中4台工作，另1台备用，每台泵的额定排量为504m3/h。
经增压后的生产污水进入核桃壳过滤器（CEP-F-301A/B/C/E/F/G/H/I/J），核桃壳过滤器正常操作压力及温度为450kPa/50℃～60℃，其设计压力及温度为800kPa/90℃。
核桃壳过滤器共设有10台，正常工况条件下9台运行，另1台备用。
核桃壳过滤器由时间信号或压差信号控制反洗。
经核桃壳过滤器过滤除去生产污水中的油和悬浮固体，最终达到注水标准（含油量≤10ppm、悬浮物含量≤3mg/L、悬浮物颗粒直径≤3μm）后进入净水缓冲罐（CEP-T-302）或直接排海。
核桃壳过滤器由反冲洗泵（CEP-P-302A/B）从净水缓冲罐吸水增压进行反冲洗，从核桃壳排出的反冲洗水进入反冲洗水缓冲罐（CEP-T-303），然后由反冲洗水返回泵（CEP-P-303A/B）打回生产污水处理系统。
净水缓冲罐和反冲洗水缓冲罐均为常压方罐，由惰气系统提供惰气进行密封以隔绝空气，内设有加热器，防止液体冻结。
D平台水源井水经处理后，输往CEP下甲板T302清水罐内，同时在2004年8月，CEP生产污水通过清污混注工程进入清水罐内，两水混合后经注水增压泵增压后，供D平台及老区注水，CEP→老区注水经A区统一分配，一部分与A15井水源井处理后的水相混合供A平台注水，CEP→老区剩余注水分别供B区及J区注水。
3.3CEP生产污水流程
图2-3绥中36-1CEP生产污水处理及清污混注流程图
4注水系统
4.1概述
SZ36-1油田二期的注水水源由WHP1、WHP2、WHP3、WHP5、WHP6井口平台的水源井和中心平台（CEP）的生产污水组成。
地下水经过除砂、过滤，处理合格后悬浮物含量≤3mg/L。
生产污水经过处理合格后含油量≤30ppm，悬浮物含量≤4mg/L。
两种水经注水泵加压后注入到注水井。
两种水源既可合注，也可分注。
整个生产期间以注地下水为主，处理合格的生产污水作为补充。
注水压力为12,100kPa，最大注水量为53,308.8m3/d。
目前SZ36-1油矿的注水来源以水源井为主，其中C平台除供本平台注水外，多余水源井水输往E平台，与E平台剩余水源井水一同输往CEP；
H平台除供本平台注水外，多余水源井水输往F平台，与F平台剩余水源井水供G平台注水，F平台剩余部分注水输往CEP平台；
D平台水源井水经处理后，输往CEP下甲板T302清水罐内，同时在2004年8月，CEP部分生产污水通过清污混注工程进入清水罐内，两水混合后经注水增压泵增压后，供D平台及老区注水，CEP→老区注水经A区统一分配，一部分与A15井水源井处理后的水相混合供A平台注水，CEP→老区剩余注水分别供B区及J区注水，具体情况参见以下注水分配流程简图2-5。
4.2注水处理设备参数介绍
地下水的温度为60℃，由地下水泵（W1/W2/W3/W5-P-352）将其提升到除砂器入口，泵的排出压力为500kPa，排量为125m3/h。
除砂器橇（W1/W2/W3/W5-V-351），将除去地下水中的砂和较大的固体颗粒。
其处理能力为125m3/h，操作压力为500kPa。
除砂器橇（W6-V-351）的处理能力为250m3/h，压力及其他操作与上述相同。
除砂器过后，进入细滤器（W1/W2/W3/W5-F-352A/B）。
其操作压力为400kPa，温度为60℃，处理能力125m3/h。
随后进入井口保护滤器（W1/W2/W3/W4/W5-F-351A/B），井口滤器有两台，一开一备，其操作压力为300kPa，温度为50℃，处理能力为236m3/h（WHP1）、276m3/h（WHP2）、360m3/h（WHP3）、220m3/h（WHP4）、226m3/h（WHP5）。
4.2注水泵运行工况
（1）用于注水井增压：
有两台注水泵，一开一备。
其排出压力为12100kPa，排量为118m3/h（WHP1）、138m3/h（WHP2）、180m3/h（WHP3）、110m3/h（WHP4）、113m3/h（WHP5），将处理合格的水注入WHP1/WHP2/WHP3/WHP4/WHP5井中。
（2）用于WHP1、WHP2、WHP3、WHP4、WHP5至CEP上的输油海底管线的置换：
在这种情况下，排量约为100m3/h，排出压力约1400kPa。
注水泵（W6-P-352A/B）也有两种工况：
其一同上
（1），只是排量为157.5m3/h；
另一用于CEP至岸上的输油海底管线的再启动。
4.3二期卫星平台注水处理流程
图2-4二期卫星平台注水处理流程示意图
除D平台外，其它各卫星平台均设有井口保护滤器。
4.4注水井数、水源井数、产量计量对比
表2-6绥中36-1油矿产注水液量对比图
产、注对比
水源井
产量（m3）
注水井
注水量（m3）
E
W1
1600
05、07、15、17、25、27
1591.2
F
W1、W2
2000
06、08、10、17、19、26、28
2618
H
28、W1
3668
01、03、05、07、17、19、29、31、33
2869
G
/
06、14、22、24
928.5
C
20、W
3225
02、04、11、19、21
1390.1
D
2820
01、08、10、17、19、27、29
2928
A
2251
10、23、32、02、08、13、19、21、30
3577
B
02、13、15
1130
J
/
03、04、06、14
865
污水
5227.7
/
综合
20791.7
17896.8
4.5目前注水产量流向图
图2-5绥中油矿注水处理流程示意图
4.6主要设备性能/参数
表2-7绥中36-1油矿主要设备性能参数表
序号
设备编号
设备名称
总数
其中备用
压力MPa（a
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