F142区块地面集输系统优化

2010年, F142区块开油井86口, 年产油8.47×104t, 综合含水5.4%。目前, 已完钻油井101口, 完钻水井23口。

该区块建有掺水计量站1座, 站内建有注水系统。进站液量为50t/d (不含掺水量) , 油量45t/d。集输方式采用的是井口掺水双管输送流程。计量采用多相计量装置, 产液在计量站计量后由罐车运至纯梁首站。其余单井均为汽车拉油, 运至纯梁首站。

根据地质预测, F142区块内新增2个产能块:F142-301区块、F142-5区块;规划产能块5个:F146-1区块、F142-8-X4区块、F142-1区块、F142-10区块、F142-20区块。

随着产能块的增加, 以下问题将日渐突出:

(1) 运费大大增加。F142区块2010年拉油费用约740万元, 预测2013年拉油运费将高达1142万元。

(2) 大规模的汽车拉油, 增加了管理点, 管理难度加大。

(3) 区块产油为轻质油, 汽车拉油增加了油品损耗, 预计2013年最高损耗600t。

(4) 单井拉油不能适时掌握每口井的生产运行状况, 不能为油田的后续开发提供可靠的依据。

鉴于以上情况, 文章对了F142区块地面集输系统进行了优化, 单井集输采用加热串联集输流程, 解决了该区块低产井集输问题;新建F142原油集中处理站, 区块原油脱水至≤10%, 依托F143外输线进入樊家输油站, 解决了单井拉油外输的问题。

一、周边集输系统概况

F142区块周围已建集输系统为纯梁采油厂F143块产液外输进樊家输油站管线。F143块部署油井共计18口, 液量集输后进入计量外输站。由站内外输泵输送至樊家输油站。外输液量360t/d, 油量47t/d, 综合含水87%, 外输温度60℃。该站内现有外输泵2台, 1台排量150m3/h, H=150m;另1台排量90m3/h, H=150m。

F143块外输管线总长8.1km, 管线由计量外输站输至10#计量站处阀组, 然后由10#计量站处阀组输至樊家输油站。前一段管线为Φ159×6 (泡沫黄夹克保温管, δ=30mm) , 材质为20#无缝钢管, 长度6.5km;后一段为DN150 PN40玻璃钢复合管, 长度1.6km。

二、F142区块地面集输系统设计

1. 原油物性

原油密度:0.86g/cm3

粘度:11MPa·s

气油比:18~39m3/t

原油凝点:30~35℃

井口出油温度:25~30℃

2. 设计参数

区块最大产油量:12×104t/a (2013年)

区块最大产液量:14.2×104t/a (2013年)

3. 区块集输系统

为实现F142区块原油集中外输, F142区块新建原油集中处理站1座。F142-301区块、F146-1区块、F142-8-X4区块、F142-1区块、F142-10区块、F142-20区块可管输进入该站。

F142-5区块集输可依托已建F142-2-12计量站。在站内扩建外输泵后将该区块产液输送至F142原油集中处理站。

(1) 单井集油方式

鉴于目前汽车拉油存在诸多问题, 本次方案考虑单井集油采用管输的方式, 降低拉油成本。

管输需要解决的问题:

1根据产量预测表, 老区单井、新增区块、部署规划区块预测单井产液量低。

F142-301区块单井产液量8.1-11.6t/d;F142-5区块单井产液量3.2-7t/d;F146-1区块单井产液量0.4-1.9t/d;F142-8-X4区块单井产液量0.8-2.8t/d;F142-1区块单井产液量1.2-2.9t/d;F142-10、20区块单井产液量1-2.3t/d;F142老区块单井产液量0.3~1.7t/d。

2井口出油温度25-30℃, 凝点30~35℃。

若井口设加热炉直接加热井口产液, 加热后温度60℃, 单井集油管线选用Φ60×4泡沫黄夹克保温管 (δ=40mm) 。由于该区块油井相对比较分散, 若采用计量站模式集输, 集输油井需设加热炉或采用井口掺水输送双管流程。若采用单井串接集输流程, 需在起点井口设加热炉, 集输汇管中间位置设加热炉, 其余井口可不设加热炉;产液小于2t/d且位置较分散油井采用单管环状掺水流程。

该区块气油比为18-39 m3/d, 由于井口产油量少, 伴生气量不大, 采用掺水输送热负荷较大。综合考虑, 为简化集输流程, 减少投资, 单井集输采用单井串联流程。管输流程中尽量少上加热炉, 减小管理难度。井位偏远、产量低的油井仍然采用汽车拉油, 运至新建F142原油集中处理站, 减少运距, 降低拉油成本。

集输油井计量采用单井远传在线计量装置+移动计量标订车。

(2) F142原油集中处理站周边集输系统

F142-301区块、F142-1区块、F142-8-X4区块、F142-10、20区块均在新建F142原油集中处理站周围, 集输系统统一考虑。

F142-301块、F142-1区块位于F142原油集中处理站北侧, F142-301区块产液量较大, 井口加热后可串接F142-1区块部分油井及附近F142老区油井实现管输进站。

F142-8-X4区块、F142-10、20区块位于F142原油集中处理站南侧, 3个区块单井产液量较低, 井口加热后串接仍不能满足集输热力条件, 所以该区块单井集输采用环状掺水串接流程。

集输管网可集输油井62口。集油汇管为Φ89×4、Φ76×4、Φ60×4, 单井出油管线为Φ60×4, 管线材质为20#无缝钢管线, 管线保温采用泡沫黄夹克保温管 (δ=40mm) 。Φ89×4管线总长6.15km;Φ76×4管线总长1.4km;Φ60×4管线总长15.3km。

F142原油集中处理站北侧集输管网起点井场需建井口加热炉 (45k W) , 随着串联井口数量的增加, 管输液量、温度增加, 中间部分串联井口可不设加热炉, 随着不加热串联油井数量的增加, 管输温度逐渐降低, 这时在管输中间井场设大负荷加热炉 (100k W) , 提升管输温度后继续串接后续井口, 进站F142原油集中处理站。

4. F142原油集中处理站

集输管网建成后, 可管输油井74口, 其余46口油井产液量低, 且比较分散, 仍然采用汽车拉油的方式运至F142原油集中处理站。

2013年, F142区域产液量最大为537m3/d, 油量为398t/d, 综合含水15.7%。F142-301区块最大掺水量为130 m3/d, 进站总液量为667 m3/d (含循环掺水量130 m3/d, 油量398t/d, 综合含水33.9%。考虑到液量波动, 原油集中处理站设计处理液量800 m3/d, 含水33.9%。

F142原油集中处理站外输原油含水≤10%, 交接计量后输送至樊家输油站。新建原油集中处理站外输管线4.2km T接至F143块外输线。通过PIPEPHASE软件计算, 外输管线管径选用Φ

2014年11月159×5泡沫黄夹克保温管 (δ=30mm) , 管线出站压力1.1MPa, 出站温度60℃。

5. 成本对比

F142区域管输与拉油成本对比可知:静态下管输比拉油吨油成本低78元, 动态下管输比拉油吨油成本低171元。

结束语

F142区块实现区块集输后, 年平均节约原油生产成本约1500万元, 提高了经济效益, 也减轻了工人的劳动强度, 减少了原有运输过程中的蒸发损耗, 保护了环境。

单井串连集输后, 干线如果穿孔将会影响整个区块原油的生产, 甚至会造成大面积的停井, 所以生产过程中巡线也是至关重要的, 为了整个区块的安全生产, 巡线力度要加大, 尤其是村庄密集段。

该区块单井产液量低, 气油比大, 计量建议选取产量高、中、低部分油井采用单井远传在线计量, 其余井口采用移动计量标订车计量。采用单井远传在线计量的油井定期用移动计量标订车计量, 相互比较计量准确度, 若单井远传在线计量数据与移动计量标订车计量数据相差不大, 可在该区块推广使用单井远传在线计量, 为单井计量积累更多经验。

摘要：F142区块单井产液量低, 自开发以来单井集输依靠汽车拉油, 随着该区块产能块的增加, 大规模的汽车拉油增加了生产成本, 同时也增加了油品的蒸发损耗。针对目前存在的状况, 本文对F142区块地面集输系统进行了优化, 采用油井加热后串接流程解决了低产油井集输问题, 降低了生产成本, 减少了油品的蒸发损耗。

关键词：稀油,集输工艺,单井拉油,串联集输,环状掺水流程