红河油田地面工程工艺配套技术

一、油田开发概述

1. 自然条件

红河油田主体位于甘肃省镇原、泾川县境内, 东北方向与西峰油田相邻。油田区内属黄土塬地貌, 沟、梁、塬、峁纵横交错, 地表起伏落差大。油区属于大陆性干旱半干旱季风气候, 年平均气温9℃, 夏季最高温度33.3℃, 冬季最低-22.3℃, 最冷月平均气温-8℃, 最热月平均气温22℃年平均降水量330mm, 主导风向NW, 瞬间最大风速19m/s, 一般冻土深度0.8m, 最大冻土深度1.2m。

2. 开发概况及原油特性

红河油田属超低渗致密裂缝岩性油藏, 油田投入开发区块4个:红河12、红河37、红河55、红河73-74井区。含油面积总计221.4km2, 动用地质储量8677×104t。主力开发层位为延长组长8、长9, 油藏平均埋深2100m, 平均孔隙度为11.9%;平均渗透率为0.37×10-3μm2。开发方式采用水平井弹性开发, 井距为800~1000m, 部署开发水平井370口, 建成产能60×104t/a。地面原油密度0.8356~0.8691g/cm3, 地面原油粘度3.53~15.8m Pa.s, 含硫量0.07%~0.09%, 初馏点56.8~58℃, 含蜡量12.74%~17.9%, 沥青质含量9.53%~14.55%, 凝固点18~23℃, 为低含硫、轻质原油。

二、地面工程总体规划方案

根据红河油田开发规划及采油工艺要求, 结合原油物性及开发指标预测, 对地面工程工艺及整署进行了整体规划。油田规划建设转油站4座, 增压站15座。根据井区分布位置, 在油区中心位置的HH37井区建设联合站1座, 兼顾其余3井区开发。

三、油气集输及处理工艺

1. 油气集输工艺

根据开发指标预测, 初期单井最大产液量21.31t/d;后期单井最小产液量6.78t/d, 开发周期内含水率为53.5%~64.8%;原油凝固点18~23℃。现场井口出油温度一般为20~23℃;冬季管线埋深处极端地温3℃、站场进站压力按0.35MPa设计。输油管管网选用DN40、DN80规格玻璃钢管。经计算, 生产初期井口加热后温度40℃, 集输半径约为5km, 到后期产液量下降后集输半径降至2.5km。

2. 原油脱水工艺

单井来油经增压站、转油站加热增能后, 输往联合站进行集中脱水处理。根据油田原油脱水试验结果, 选用一段热化学脱水工艺, 各井区来油气水通过进站阀组、经过换热器升温至50-55℃进入三相分离器进行油气水三相分离, 分离后的净化油 (含水0.5%) 直接经加热进入原油稳定装置;分离的伴生气经过除油器进入轻烃回收装置。选用三台Φ3000×14600mm三相分离器, 三相分离器工作压力0.4MPa。

3. 原油稳定及轻烃回收工艺

脱水后原油进入正压闪蒸原油稳定系统, 脱水后原油 (50℃, 0.35MPa, 含水≤0.5%) 与稳定原油换热后, 再经蒸汽加热及调压后进塔, 稳定塔顶的操作压力为0.3MPa (绝) 。稳定原油与来油换热后正常生产直接进入外输泵, 实现密闭输送工艺, 事故或原油稳定装置检修期间进原油储罐;塔顶拔出的气体冷却到40℃进三相分离器分出稳定气、轻油和水, 稳定气去轻烃处理系统;稳定轻油去储罐;少量的含油污水去污水处理系统。经初步测算, 稳定原油40℃的蒸汽压约为60.38k Pa, 低于当地平均大气压 (85k Pa) 的0.7倍。

四、配套工程工艺

1. 污水污泥处理工艺

油田采出污水处理采用“一级沉降+双级气浮+两级过滤”, 三相分离器脱出含油污水经过1000m3预除油罐除油后进入双级气浮选装置 (150m3/h) 除杂后, 经双滤料与金刚砂双级过滤器过滤后进入净化水罐回注地层。污泥干化池上清液回收再处理, 污泥用压滤机处理形成泥饼, 定期外运用于修路。

2. 自动化通信

以数字化油田为建设理念, 油田自动化通县采用井口功图量油, 场站视频监控, 数据集中上传等先进技术手段。井场功图量油及视频监控数据上传至各站场与厂队部, 站场内生产数据由PLC、DCS系统集中收集后上传。方式采用管线同沟敷设光缆传输。

3. 供配电系统

为满足生产需要, 供电系统建设油田110kv专用电网, 采用110/35/10kv变电等级。建设110kv变电站1座, 电源引自灵台与眉岘330kv变, 油田内部新建35kv变电站3座, 各从110kv变电站引一回35kv电力线路, 各站间串35kv电力线路一回做为备用电源。

4. 环境及水土保护措施

油田水土保持采用柔性植物防护措施;针对管线敷设不同地貌针对性选用截水墙、实体护坡、挡土墙及排水沟等工程措施, 保护管线。

结论

红河油田地面工程投产后, 各项工艺参数达到设计要求, 生产运行正常, 满足了开发生产需要.

1.采用密闭集输、正压稳定、轻烃回收技术, 使油气损耗率≤0.3%。采用井口功图量油、单井串联技术, 较老是计量站 (间) 计量工艺减少一级布站, 提高了油田自动化程度, 降低了劳动定员, 节省了地面投资。

2.采用高效污水处理技术, 对油田产出污水、污泥进行处理, 实现了油田产出污水零排放。

3.针对黄土塬地区对水土保持的特殊要求, 采取相应的技术, 有效的保护了当地的环境。

摘要：红河油田属超低渗致密裂缝岩性油藏类型油田。该油田地面工程规划建设中, 采用了单井串联密闭集输、三级布站、一段热化学脱水原油脱水技术与正压闪蒸的原油稳定工艺, 保证油气损耗率≤0.3%。另外, 根据当地对环境的要求, 选用相应的工艺对油田采出污水、污泥进行处理, 实现了污水、污泥处理率100%。采用了合理适用的配套工程工艺及相关技术措施。通过一年的生产运行, 各项流程正常, 达到了设计要求, 满足了油田的生产。

关键词：集输工艺,原油脱水,配套技术