老油田二次開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用

老油田二次開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用

第二，老油田的傳統(tǒng)開發(fā)基本上達(dá)到了限制狀態(tài)，達(dá)到了放棄狀態(tài)的狀態(tài)，采用了新的理念，建立了新的老油田開發(fā)體系，顯著提高了油田的最終采收率，充分利用了地下石油資源，為高效、安全、環(huán)保、節(jié)能開發(fā)帶來了新技術(shù)。溫米油田溫西三區(qū)塊投產(chǎn)時(shí)間近20年,產(chǎn)量遞減較快,為了最大限度提高采收率,計(jì)劃動用剩余地質(zhì)儲量1057×104t,部署新鉆91口采油井,24口井改注,單井產(chǎn)能5.7t/d,新建產(chǎn)能15.5×104t。1油氣水系統(tǒng)概況經(jīng)過歷年新建、擴(kuò)建、改造,溫米油田建有70×104t/a規(guī)模聯(lián)合站1座,天然氣處理裝置1座,注水裝置3座,注氣裝置1座(溫五注氣站)及相應(yīng)的油氣集輸、供水、注水、注氣地面生產(chǎn)管網(wǎng)。溫米油田原油相對密度為0.815,黏度(50℃)為1.95mPa·s,含蠟量8.5%,含硫量0.048%,天然氣相對密度0.793,屬低硫中間—石蠟基輕質(zhì)原油。油井產(chǎn)生的油氣水產(chǎn)物從采油井口不加熱輸至選井站,從選井站輸至中心計(jì)量站(或接轉(zhuǎn)站),在中心計(jì)量站(或接轉(zhuǎn)站)進(jìn)行油、氣計(jì)量,然后輸至聯(lián)合站;在聯(lián)合站內(nèi)經(jīng)油氣分離、原油脫水、原油穩(wěn)定后,原油用外輸泵增壓管輸?shù)桔飞朴蛶?伴生氣輸至溫米氣處理裝置區(qū)。溫米油田注水系統(tǒng)布局為集中處理、分散注水,在聯(lián)合站、米登站和紅胡各建有注水站1座,共安裝各類柱塞注水泵28臺,總注水能力8500m3/d,注水系統(tǒng)設(shè)計(jì)壓力27MPa(紅胡為35MPa),聯(lián)合站清、污水分注,米登、紅胡注清水(由聯(lián)合站供處理后清水)。米登站、聯(lián)合站高壓管網(wǎng)通過?219×26高壓管線實(shí)現(xiàn)連通,可互調(diào)高壓水。目前實(shí)際總注水量約為4200m3/d,其中清水2200m3/d,污水2000m3/d。2實(shí)施計(jì)劃2.1油藏2.1.1集輸管網(wǎng)計(jì)量溫西三區(qū)塊所轄溫南6選、溫1選、溫8計(jì)、溫2計(jì)、溫9選5座站。按照不擴(kuò)建、新建選井站和計(jì)量站的原則,對集輸系統(tǒng)進(jìn)行整體優(yōu)化簡化,充分利用已建集輸管網(wǎng),新建油井采用“三就近”方式接入集輸管網(wǎng)系統(tǒng)。即新建油井就近進(jìn)已建選井站,就近接入已轉(zhuǎn)注油井的已建集油管道上,就近接入新建集油干管上,并根據(jù)開發(fā)預(yù)測液量,適時(shí)調(diào)整管徑,對個(gè)別腐蝕嚴(yán)重的集輸管道進(jìn)行更換,以滿足需要。通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較,區(qū)塊新建油井91口,其中24口就近與已建集油管線連接;7口油井就近直接進(jìn)站,利用已建系統(tǒng)進(jìn)行計(jì)量;剩余的60口油井采用串接、示功圖軟件量油裝置計(jì)量。地面集輸系統(tǒng)實(shí)行標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)方式,井場、樹枝狀串接管網(wǎng)、井口示功圖軟件量油等采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)。2.1.2集輸小串接井直井按照單井產(chǎn)量5.7t/d,氣油比300m3/t,確定單井管線為?76mm×4mm。集輸干線串接原則:串接2~5口井時(shí),集油支線選用?114mm×4mm;串接6~10口井時(shí),集油支線選用?133mm×5mm;串接11~15口井時(shí),集油支線選用?159mm×5mm。根據(jù)井網(wǎng)部署狀況,對集輸干管進(jìn)行優(yōu)化,共建設(shè)6條集輸干管,各單井或多井與集輸干管呈枝狀連接。2.1.3輸油管調(diào)輸溫西三區(qū)塊的氣液全部集輸?shù)綔?計(jì),經(jīng)分離、計(jì)量后,液體由外輸泵增壓,通過兩條?114mm×4mm輸油管線輸至聯(lián)合站,管線長度6.0km。兩條?114mm×4mm輸油管線使用年限較長(分別建于1993年和1998年),管線結(jié)垢嚴(yán)重,有效管徑縮小,管線輸送能力降低,近幾年多次發(fā)生腐蝕穿孔,存在安全隱患,因此必須更換該管線。2.1.4輸油管線范圍(1)輸油管線。根據(jù)開發(fā)方案預(yù)測,至2020年溫西三區(qū)塊產(chǎn)液量3100m3/d,目前產(chǎn)液量1100m3/d,總計(jì)4200m3/d。溫2計(jì)至聯(lián)合站新建輸油管線一條,管線規(guī)格選用?219mm×6mm,采用20#無縫鋼管。溫8計(jì)至溫2計(jì)已建輸油管線規(guī)格為?159mm×6mm,溫8計(jì)所產(chǎn)液直接進(jìn)入溫2計(jì)至聯(lián)合站新建輸油管線,此管線能夠達(dá)到產(chǎn)能擴(kuò)建需求。溫8計(jì)輸液溫度按30℃計(jì),聯(lián)合站進(jìn)站溫度22.8℃,滿足生產(chǎn)要求。(2)輸氣管線。溫2計(jì)至聯(lián)合站輸氣管線規(guī)格為?325mm×7mm,根據(jù)開發(fā)方案預(yù)測,溫西三區(qū)塊最高產(chǎn)油436.64t/d,氣油比300m3/t,則產(chǎn)氣量為13.1×104m3/d。按末點(diǎn)壓力(聯(lián)合站)0.2MPa計(jì),起點(diǎn)壓力(溫8計(jì))0.28MPa,溫8計(jì)至溫2計(jì)、溫2計(jì)至聯(lián)合站輸氣管線能夠達(dá)到產(chǎn)能擴(kuò)建需求。2.1.5溫米聯(lián)合站原油處理能力溫米聯(lián)合站原油脫水、原油穩(wěn)定原設(shè)計(jì)規(guī)模為70×104t/a,溫米油田目前總產(chǎn)量約20×104t/a,溫西三區(qū)塊二次開發(fā)建產(chǎn)能15.5×104t/a,溫米聯(lián)合站原油處理能力能夠滿足產(chǎn)能擴(kuò)建需求。聯(lián)合站現(xiàn)有天然氣處理裝置的處理能力為70×104m3/d,目前處理量約為40×104m3/d,溫西三二次開發(fā)后,預(yù)計(jì)增加伴生氣量15×104m3/d,已建氣處理裝置能夠滿足二次開發(fā)建產(chǎn)要求。2.2用設(shè)置合適的單井管線,采用標(biāo)準(zhǔn)化的集水管網(wǎng),進(jìn)行數(shù)字來網(wǎng)改造。在確定溫米聯(lián)合站清水處理能力4800m3/d,污水處理能力4000m3/d,注水能力5900m3/d,均可滿足二次開發(fā)需要。根據(jù)單井配水計(jì)量方式的不同,注水部分采用單井串接、井口計(jì)量建設(shè)方案。24口轉(zhuǎn)注井的單井管線能夠直接進(jìn)已建場站的就近進(jìn)站,不能夠直接進(jìn)站的采用串接方式,從注水干管上就近“T”接,枝狀串接采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì),單井管線設(shè)計(jì)壓力27MPa,采用?60mm×7mm無縫鋼管,材質(zhì)16Mn(GB6479)。在新井井口保溫房內(nèi)安裝穩(wěn)流配水閥,實(shí)現(xiàn)單井配水調(diào)節(jié),注水流量檢測采用電磁流量計(jì),流量信號通過GPRS通訊方式上傳中控室,實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)遠(yuǎn)程檢測和報(bào)表打印。井口采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)。2.3供能源2.3.1“t”接回采單井“t”接抽油井采用桿上變壓器供電,10kV變壓器電源由就近的溫西三Ⅰ線或Ⅱ線上“T”接,單井采用63kVA變壓器,雙井共用采用100kVA變壓器,桿上配電箱采用帶無功補(bǔ)償計(jì)量配電箱。2.3.2接地設(shè)計(jì)變壓器采用中性點(diǎn)直接接地方式,接地電阻不大于4Ω。井場抽油機(jī)控制箱、抽油機(jī)電機(jī)做可靠接地,接地電阻不大于10Ω。3簡化優(yōu)化及