1、下83地面工程可研报告永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告(地面工程)付合油田分公司2010年3月永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告(地面工程)编 制:初 审:审 核:审 定:附表1 下83断块稠油调整区地面工程投资估算表附图1 下83断块稠油调整区井位布置图附图2 下83断块稠油调整区地理位置图附图3 下83断块稠油调整区集输现状图附图4 下83断块稠油调整区计量站布置图附图5 下83断块稠油调整区集输方案图(方案一)附图6 下83断块稠油调整区集输方案图(方案二)附图7 下83断块稠油调整区掺水方案图附图8 23t/h固定式注汽站平
2、面布置图附图9 下83断块稠油调整区注汽方案图(方案一)附图10 223t/h固定式注汽站平面布置图附图11 下83断块稠油调整区注汽方案图(方案二)1 总论1.1 设计依据(1)永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告(地面工程)委托书,永镇采油厂,2009年8月28日;(2)永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告(油藏工程),付合油田分公司,2010年3月;(3)永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告(钻采工程),付合油田分公司,2010年3月;(4)2009年9月11日现场调研并与永镇采油厂结合意见;(5)200
3、9年9月14日付合油田分公司关于永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告(地面工程)的审查意见;(6)2009年9月24日中化学审查2010年产能建设方案会议审查意见;(7)2010年2月25日付合油田分公司关于永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告(地面工程)的审查意见。1.2 编制原则根据国家、地方和行业的有关方针政策、法规、规范及规定,本工程遵循以下编制原则。(1)遵循国家、地方、行业的产业政策,符合发展规划的要求,最大限度地减少工程项目对自然环境的影响;(2)坚持技术先进、经济合理、安全适用、确保质量、综合利用、节能降耗的原则;(3)充
4、分考虑油田所处的自然地理环境,积极慎重地采用成熟的新技术、新工艺、新设备、新材料;(4)依托已建的地面工程和设施,在满足生产的前提下,尽量简化流程,提高运行效率,节省工程投资; (5)充分优化设计方案,油气集输系统采用密闭工艺流程,降低油气损耗、保护环境,最大限度地提高经济效益和社会效益;(6)适应滚动开发需要,整体规划、近期与远期相结合,满足永镇油田下83断块产能建设目前开发及以后发展的需要。1.3 遵守的标准、规范(1)油气集输设计规范 GB 50350-2005(2)石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-2004(3)稠油注汽系统设计规范 SY/T 0027-2007(4)锅炉房
5、设计规范 GB 50041-2008(5)66kV及以下架空电力线路设计规范 GB 50061-97(6)供配电系统设计规范 GB 50052-95(7)厂矿道路设计规范 GB J22-87(8)爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50058-92(9)电力工程电缆设计规范 GB 50217-2007(10)通用用电设备配电设计规范 GB 50053-93(11)建筑设计防火规范 GB 50016-2006 (12)建筑抗震设计规范 GB 50011-2001(13)建筑物防雷设计规范 GB 50057-1994(14)工业企业厂界环境噪声标准 GB 12348-2008(15)锅炉大气
6、污染物排放标准 GB 13271-2001(16)玻璃钢/聚氯乙烯(FRP/PVC)复合管道设计规定HG 20520-92(17)石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分:A级钢管GB/T 9711.1-1997(18)埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准 SY/T 0415-961.4 设计范围该工程可研设计主要包括永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整区50口新钻热采井的油气集输、注汽以及配套的供电、结构、道路、通信、消防、给排水等系统,并编制工程投资估算。1.5 油藏工艺方案简介永镇油田下83断块稠油调整区开发方式为初期蒸汽吞吐,根据开发情况适时转蒸汽驱。下83断块
7、稠油调整区共设计油井75口,其中部署新井50口(水平井13口、直斜井37口),利用老井25口。区块调整后,新增年产能9.8104t,新增可采储量85.5104t。下83断块稠油调整区新井开发指标预测见表1-1。表1-1 下83断块稠油调整区新井开发指标预测表时间(年)总井(口)油井(口)单井日油(t/d)单井日液(t/d)年产油(104t)年产液(104t)含水(%)150508.327.68.72970250508.528.5113770.3350507.426.49.634.372450506.5258.432.574550505.723.87.430.97665050522.96.529
8、.878748484.623.45.829.380.2848484.123.15.128.882.2948483.623.64.529.584.61048483.224.4430.486.81148482.9263.632.4891248482.527.63.234.490.81346462.4302.835.992.11446462.130.22.536.2931546461.931.12.237.2941.6 采油工艺方案简介(1)采油方案该区块直、斜井采用CYJ10-4.2-53HB型游梁式抽油机,配套应用30kW调速电机;水平井采用700型皮带式抽油机,配套应用37kW调速电机。(2)
9、井位部署本次方案50口井共建单井井台7座,井组平台12座,新建井组平台个数及平台井数见表1-2。下83断块稠油调整区井位布置见附图1。表1-2 新建井组平台个数及平台井数表序号井组名称平台井数(口)序号井组名称平台井数(口)1井组147井组752井组238井组853井组339井组934井组4410井组1045井组5211井组1126井组6512井组1231.7 流体性质1.7.1 原油物性(1)原油密度(20) 0.970.99g/cm3(2)原油粘度(50) 39507648mPas(3)凝固点 -6oC1.7.2 地层水性质(1)矿化度 4507mg/l(2)水型 NaHCO31.8 设计
10、参数(1)新钻油井 50口(2)新钻直、斜井 37口(3)新钻水平井 13口(4)新井平均最大日产油量 8.5t/d(第2年)(5)新井平均最大日产液量 31.1t/d(第15年)(6)区块年最大产油量 11.0104t(第2年)(7)区块年最大产液量 37.2104t(第15年)(8)年最大注汽量(不考虑蒸汽驱) 13.3104t(第1年)(9)年最大注汽量(考虑蒸汽驱) 23104t(第812年)1.9 自然条件与社会条件1.9.1 地理位置永镇油田地处山东省东营市河口区永镇镇,渤海南岸,黄河入海口北侧。下83断块位于永镇油田南区西南部,隶属永镇采油厂孤四油藏经营管理区管辖。下83断块稠油
11、调整区地理位置见附图2。1.9.2 地形地貌下83断块稠油调整区块地势较平坦,该区块被神仙沟分为东西两部分,神仙沟附近多为树林,其他多为农田,间有零星水塘,地面情况较为复杂。1.9.3 气象条件(1)年平均气压 101.64kPa(2)历年平均气温 11.7(3)最热月平均气温 25.8(4)极端最高气温 39.1(5)最冷月平均气温 -4.2(6)极端最低气温 -19.1(7)年平均降水量 611.3mm(8)最大积雪厚度 150mm(9)年最大风速 22.0m/s(10)最大冻土深度 570mm(11)累年平均最多风向 S1.9.4 工程地质地震基本烈度7度,设计基本地震加速度0.15g。
12、1.9.5 社会条件下83断块油井地理位置偏远,油区治安环境恶劣,不法分子活动猖獗,辖区内经常发生各类涉油案件和生产设施被盗案,严重影响油区正常的原油生产秩序。1.10 主要研究结论(1)永镇油田下83断块稠油调整区集输系统采用掺水降粘集输工艺,原油集输到掺水计量站后输至孤五联合站处理。(2)集输部分新建掺水计量站6座,5087.1集油干线2.8km,273.17.1集油干线6.9km,2196集油干线0.53km,1595集油干线0.75km,DN150玻璃钢集油干线0.3km,764单井集油管线13.7km,DN65单井集油管线0.8km;新建DN150 PN4.0MPa掺水干线2km,D
13、N100 PN4.0MPa掺水支干线1.55km,DN40 PN4.0MPa单井掺水管线10.5km。(3)在下83断块东西两区域各新建23t/h固定式注汽站1座。新建固定注汽管网,高压注汽干线采用D11413管线,材质为16Mn,长度2.7km;高压注汽支干线采用 D8911管线,材质为16Mn,长度3km。(4)永镇油田下83断块稠油调整区块地面工程投资估算为10868.26万元,其中工程费6826.90万元,其他费1837.72万元,预备费693.17万元,抽油机1510.47万元。2 地面工程现状2.1 油气集输工程2.1.1 地面集输系统下83断块稠油调整区位于孤五联合站南部,区块内
14、已建油井采用掺水降粘集输流程。油井产出液在井口掺水后经计量站计量、汇集后通过计量站集油干线或阀组集油干线外输至孤五联合站处理。由于神仙沟从下83断块中部穿过,该断块分为东西2个区域,2个区域各自形成独立集输系统。下83断块稠油调整区地面集输现状见附图3。(1)东部区域集油流程井口掺水计量站集油阀组孤五联合站掺水流程为配水间注水管线减压后接出输至井口掺水(2)西部区域集油流程井口掺水计量站集油阀组渤89混输泵站孤五联合站掺水流程孤五联合站掺水泵房掺水阀组掺水计量站井口2.1.1.1 计量站下83断块稠油调整区涉及掺水计量站2座,东西区域各1处,分别为下83-1、下83-2掺水计量站,涉及各掺水计
15、量站生产情况见表2-1,2座计量站生产情况正常。表2-1 下83断块稠油调整区涉及掺水计量站生产情况表序号计量站名称投产日期井式总井数(口)空头数(个)油量(t/d)产出液量(m3/d)掺水量(m3/d)总液量(m3/d)1下83-1掺水计量站1997.0620173103.8287.8287574.82下83-2掺水计量站1997.0720200107.9568.5300868.52.1.1.2 集油干线下83断块稠油调整区东西区域集油干线生产基本正常,能够满足目前生产需要,部分管线存在建设时间长,腐蚀穿孔情况。东西区域集油干线生产情况见表2-2。表2-2 下83断块稠油调整区东西区域集油干
16、线生产情况表区域序号管线名称管线规格长度(km)投产日期液量(m3/d)油量(t/d)综合含水(%)起点压力(MPa)终点压力(MPa)东部区域1下83-1掺水计量站至南2-12阀组15951.51990.08574.8103.881.90.750.652南2-12阀组至南2-3阀组集油管线21962.51996.092225.1197.191.10.650.453南2-3阀组至孤五联合站集油管线32570.61997.113959.4538.386.40.450.4西部区域4孤南201计量站至下83-2阀组DN2001.12006.05352.814.196.00.770.735下83-2掺
17、水计量站至下83-2阀组21960.11997.09868.5107.987.60.740.736下83-2阀组至南2-10阀组21960.71997.051221.3122900.730.677南2-10阀组至渤89混输泵站37770.42003.063659.7365.589.80.670.638渤89混输泵站至南2站阀组21962.21995.053659.7365.589.80.700.6321962.21997.0921962.21992.069南2站阀组至孤五联合站集油管线37772.81997.1213645.21227.691.00.630.44DN3002.82003.052
18、.1.2 渤89混输泵站西部区域建有渤89混输泵站1座,于2008年9月投入使用。泵站内设双螺杆混输泵2台,Q=250m3/h,H=160m。初期使用时输送液量3423m3/d,进口压力为0.35MPa,出口压力为0.6MPa,变频控制柜的运行频率为37HZ,运行良好。但由于所输原油为油气水多相流体,流体粘度大,含砂量高、杂质多,对泵的腐蚀磨损剧烈,导致泵效下降较快,运行状况越来越差。期间曾采取多种方式维修,但维修效果不佳,维修后混输泵稳定运行期缩短。目前其变频控制柜的运行频率已达到49HZ,已接近工频(50HZ),混输泵进口压力为0.63MPa,出口压力为0.70MPa。渤89混输泵维修记录
19、见表2-3。表2-3 渤89混输泵维修记录表时间维修记录2008.11.212#泵密封器垫子刺漏,厂家维修。2009.02.111泵密封器漏,厂家维修、更换密封器。2009.02.161#泵返厂大修,更换螺杆(转子)、衬套(定子)。2009.06.142泵返厂大修,更换螺杆(转子)、衬套(定子)。目前,该站混输泵具有泵效低,难于维修等问题,不具备增加液量输送的条件。2.1.3 孤五联合站孤五联合站于1985年9月建成投产,1996年9月扩建新污水站及原油脱水部分。目前原油脱水能力为180104t/a,原油外输能力为150104t/a,污水处理能力为4.4104m3/d。目前进站液量为3.851
20、04m3/d,原油外输量为3726t/d,污水处理量为3.6104m3/d。 孤五联合站低压掺水系统建有掺水泵2台,Q=120m3/h,H=480m,设计掺水量2880m3/d,掺水压力4.0MPa,目前掺水量2000m3/d,掺水温度45,掺水压力4.0MPa。2.2 注汽工程下83断块稠油调整区无固定式注汽站及注汽管网可以利用,目前该区块周边老井采用活动锅炉注汽,注汽压力1417MPa。永镇采油厂目前共有活动注汽锅炉12台,在用锅炉11台(2#锅炉已报废),注汽能力为50104t,负责502口采油井的注汽,注汽锅炉已满负荷运行,且锅炉大多老化严重,故障率高,无法满足调整区块的注汽要求。活动
21、锅炉现状见表2-4。表2-4 永镇采油厂活动锅炉现状表锅炉编号投产时间型号注汽压力(MPa)注汽温度()备注活动11993.12DI-SG25-NDS-260017.2353设备老化,故障率高,应进行大修。活动21995.8SF9-17.9-YQ17.2353已报废活动32000.12YZF9-21-P21370正常活动42001.8YZF9-18-P17.2353对流段管壁减薄严重,需更换。设备老化、故障率高。活动52002.9SF9-21-YQ21370对流段管壁减薄严重,需更换。活动62003.9SF9-21-YQ21370对流段管壁减薄严重,需更换。活动72003.9YZF9-21-P
22、21370锅炉汽水流程压降大,耐压管壁减薄严重,目前已降压使用。活动82005.6YZF11-21-P21370正常活动92007.4YZF9-21-P21370正常活动102007.4YZF9-21-P21370正常活动112008.10YZF11-21-P21370正常活动122009.8YZG18-21-D21370正常2.3 供电工程下83断块稠油调整区现有6kV线路1条,由永镇35kV孤南变引出,终点为下83断块。供电线路线径为LJ-95,为72口油井供电,电流为105A,基本运行平稳。2.4 道路工程下83断块稠油调整区周边道路较为完善,能够满足生产需要。3 地面工程方案设计3.1
23、 油气集输工程3.1.1 集输工艺付合油田稠油开发从20世纪80年代末正式开始,多年来总结了较丰富的稠油集输经验。稠油集输主要采用加热输送、加药降粘输送和掺水输送三种方式。目前下83断块采用掺水集输方式,该区块生产运行正常,同时管网配套齐全。因此,本次调整区设计方案采用掺水集输工艺。原油集输到掺水计量站后经阀组转输至孤五联合站处理。掺水管线由孤五联合站低压掺水系统接出。该区块油井地理位置偏远,综治环境较差,盗油、盗电、盗设备现象时有发生,因此各油井井口安装停机报警装置1套。3.1.2 掺水量确定下83断块目前生产油井25口,已建油井2009年掺水量数据统计见表3-1。表3-1 下83断块25口
24、已建油井2009年掺水量数据统计表序号井号开发单元日液(t/d)日油(t/d)含水(%)日掺水(m3/d)综合含水(%)1GDN下83-2Ng1+2稠油21.15.1375.6912.1084.552GDN下83-22Ng1+2稠油2003年8月6日泵漏关井3GDN下83-27Ng1+2稠油12.875.5856.6422.3084.134GDN下83-3Ng1+2稠油9.256.727.628.9082.445GDN下83-32Ng1+2稠油12.766.8846.0822.5080.496GDN下83-8Ng1+2稠油4.492.4645.2612.8085.777GDN下83NB10Ng
25、1+2稠油22.1913.937.3550.8080.968GDN下83X23Ng1+2稠油5.263.9425.1517.9082.999GDN下83X26Ng1+2稠油32.5511.3565.1130.8082.0810GDN下83X30Ng1+2稠油8.527610.8089.6411GDN下83X33Ng1+2稠油25.6810.5558.9236.8083.1112GDN下83X4Ng1+2稠油28.1871.5323.9084.6213GDN下83XN9Ng1+2稠油46.323.4592.550.0092.5514GDGN201X6Ng4稠油6.042.4259.8915.60
26、88.8215GDN8-12Ng4稠油3.141.3955.7118.9093.69表3-1 下83断块25口已建油井2009年掺水量数据统计表(续表)序号井号开发单元日液(t/d)日油(t/d)含水(%)日掺水(m3/d)综合含水(%)16GDN8X012Ng4稠油63.815.1391.960.0091.9617GDN下83-24Ng4稠油7.074.142.0120.6085.1818GDN下83-25Ng4稠油2005年1月21不供液关井19GDN下83N1Ng4稠油17.7311.5434.9545.6081.7820GDN下83P203Ng4稠油20123848.9082.5821GDN下83X31Ng4稠油6.032.0865.4320.1092.0422GDN下83X34Ng4稠油49.720.9498.110.0098.1123GDN下83X35Ng4稠油17.5713.0625.6643.0078.4424GDN下83X36Ng4稠油14.234.1970.5215.0085.6725GDN下83X37Ng4稠油3.382.7119.7219.8088.31合计437.79139
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