SZ361油田群.docx

1、SZ361油田群第二章 SZ36-1油田群第一节 油田概述一、 绥中36-1油田概述绥中36-1油田（简称SZ36-1）位于渤海辽东湾南部海域，即在东经12043至12105，北纬3952至4012范围内，距岸最近距离为46km，油田面积达43.3 km2。该油田位置海域水深为30m31m，冬季处于冰区边缘线南端。SZ36-1油田由试验区（包括A区及B区）、J区和新区（SZ36-1油田二期工程）组成。新区包括一座中心平台CEP，六座井口平台（WHP1WHP6），一条70km长原油上岸管道，12条油田内部集输海底管道，5条油田内部海底电缆和绥中陆地原油处理厂组成。新区油田由一座中心平台，六座井口

2、平台，及许多油田内部集输海底管道，海底电缆组成。工程按油田开发时间分期制造和安装，WHP1、WHP2、WHP6、CEP，4座平台及陆地原油处理厂于2000年11月投产，WHP3、WHP4及WHP5于2001年11月完成。1 SZ36-1油田二期工程包括（1） 1座中心平台(CEP)（2） 6座井口平台(WHP1WHP6)（3） 中心平台到陆上终端混输海底管线( 69.52km，20 26)（4） WHP6平台到中心平台栈桥（5） WHP1平台到中心平台混输海底管线( 2.04km，10 14)（6） WHP2平台到中心平台混输海底管线( 2.17km，14 18)（7） WHP3平台到中心平台

3、混输海底管线( 4.30km，14 18)（8） WHP4平台到中心平台混输海底管线( 3.42km，12 16)（9） WHP5平台到中心平台混输海底管线( 3.19km，12 16)（10） 老区APP平台到中心平台混输海底管线( 3.22km，12 16)（11） 中心平台到WHP1平台注水海底管线( 2.04km，10)（12） WHP1平台到WHP5平台注水海底管线( 2.13km，8)（13） 中心平台到WHP2平台注水海底管线( 2.17km，12)（14） WHP2平台到WHP3平台注水海底管线( 2.13km，10)（15） WHP2平台到WHP4平台注水海底管线( 1.79

4、km，8)（16） 中心平台到老区APP平台注水海底管线( 3.22km，10)2 整个SZ36-1油田生产能力（包括试验区，J区及新区）最大液处理量： 56，600m3/d最大油处理量： 15,651.4m3/d最大污水处理量： 52,514.3m3/d最大气产量： 51,1443104m3/d最大注水量： 53,314.3m3/d新区油田开采年限为20a，中心平台CEP自持力7d10d，工艺系统设计系数为1.2，注水系统设计系数为1.0。3 设施处理能力如下最大液处理量： 41,314.3m3/d最大油处理量： 11,488.6m3/d最大污水处理量： 29,825.7m3/d最大气产量：

5、 37,643.7104Sm3/d最大注水量： 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12043至12105，北纬3952至4012含油面积43.3km2油层温度6264井口温度3550岩 性中、细砂岩，胶结疏松地层油粘度40、80、300mPas原始油气比2035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13001700m地面油密度0.9460.971g/cm3沉积相三角洲前缘相地层压力14.28MPa有效厚度

6、4080m饱和压力1113MPa渗透率1005000md试验区投产1993年9月新区投产2000年12月原油储量2.88108 t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3031m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： 2.88108t油田采出程度： 21%油藏深度： 1300m1600m2 油品性质2.1

7、 原油特性地下原油粘度变化于13.4154.7mPas之间，平均70mPas，原始气油比介于2338m3/m3之间，体积系数在1.071.113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10010000md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： 62.4 蜡含量： 1.51% 2.5 胶质沥青质含量： 23.0%2.6 盐含量： 1230mg/L2.7 粘度： 表2-2 SZ36-1原油粘度与温度关系

8、图 (mPas) 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 10 67785 23995 7221 3509 1489 672 340 186 114 20 62950 25400 9409 3937 1712 794 332 194 117 30 63394 31723 9075 4675 2140 976 376.2 210.1 128.7 40 43685 11793 6408 3632 1574 944 3958 25090 14050 50 29453 152

9、99 5803 3539 1357 907 3655 21090 12050 60 / / / / 17.1 12.8 17.8 15.3 16.2 70 / / / 9 7.4 7.8 7.4 8 7.6 80 / / / 7.3 7.1 7.8 6.9 6.3 63 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 0.00 N-C4H10 0.00 相对重度 0.594 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

10、 2836 Ca2+(mg/L) 56 601 Mg2+(mg/L) 24 243 Fe3+(mg/L) 0.12 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2-5 SZ361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）SZ36-1A247132SZ36-1B123015SZ36-1J124016SZ3

11、6-1E226129SZ36-1F267134SZ36-1H229233SZ36-1G257029SZ36-1C235230SZ36-1D217230总井数（口）187529248SZ36-1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

12、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（WHP1WHP6）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

13、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2-7 SZ36-1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-101 A/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/7085，设计条件为750kPa/120。分离出的气体全部进入燃料气系统，

14、含水原油进入生产加热器(CEP-H-102 A/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-102 A/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400 kPa/6470，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130kP

15、a/6470，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(CEP101 A/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。1.3 WHP6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3550/650kPa，每口井均设

16、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3550加热到5060，然后进入计量分离器。 （3) 计量分离器(W6-V-101)计量分离器

17、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/5060，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

18、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

19、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

20、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3m)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

21、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/5060，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/5060，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

22、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-301 A/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/5060，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，

23、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3m)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

24、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。3.3 CEP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3 mg/L。生产污水经过处理合格后含油量30ppm，悬浮物含量4mg

25、/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

26、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

27、/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）、

28、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注：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、

29、注对比水源井产量(m3)注水井注水量(m3)EW1160005、07、15、17、25、271591.2FW1、W2200006、08、10、17、19、26、282618H28、W1366801、03、05、07、17、19、29、31、332869G/06、14、22、24928.5C20、W322502、04、11、19、211390.1DW1、W2282001、08、10、17、19、27、292928A15225110、23、32、02、08、13、19、21、303577B/02、13、151130J/03、04、06、14865污水/5227.7/综合20791.717896.84.5 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