《油田地面工艺技术》ppt课件

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1、油气田地面工艺技术2010年4月第一部分：概述第二部分：油田地面工艺技术第三部分：气田地面工艺技术第一部分：概述一、地理位置长庆油田总部位于陕西省西安市，是中国石油十四个地区分公司之一，主营鄂尔多斯盆地油气勘探、开发、生产、储运和销售业务。中国石油第二大油田。鄂尔多斯盆地西安北京5长庆油田的工作区域主要在鄂尔多斯盆地。位于我国中部，是我国第二大沉积盆地。盆地东起吕梁山，西抵贺兰山，南到秦岭北坡，北达阴山南麓，总面积37万平方公里。二、工作区域15万平方公里11万平方公里5万平方公里4万平方公里2万平方公里内蒙古自治区陕西

2、省甘肃省宁夏回族自治区山西油区属内陆干旱型气候,最低气温-25℃,最高气温38℃,年平均气温10℃左右,年降水500-800mm,冻土深度800-1300mm。三、自然条件三、自然条件油田主要以黄土原和沙漠为主，以中部的白于山和长城一线为界，可分南、北两大部分。北部—沙漠、草原及丘陵区地势相对平坦海拔1200～1350m南部—黄土高原沟壑纵横、梁峁交错黄土层厚100～300m海拔1100～1400m榆林延安乌审旗银川盐池吴旗西安沙漠草原黄土高原山地西安侏罗系延安组：延1～延10直罗组：直1～直4三叠系延长组：长1、2、3

3、、4+5、6、7、8、10长庆油区开发靖安、安塞、西峰、马岭、华池等28个油田，主要开采层系为侏罗系延安组和三叠系延长组油层，共22个油层组，72个小层。四、开发层系★低渗：侏罗系渗透率10～100×10-3μm2三叠系渗透率0.1～2.0×10-3μm2★低压：压力系数0.65～0.75地饱压差较小2.94～6.38MPa★低产：自然产能低或无自然产能五、油藏特点★密度：0.84～0.85g/cm3（50℃）★粘度：5～8mm2/s（50℃）★凝点：14～22℃原油物性六、原油特性采出水物性★矿化度高3～12×104m

4、g/L★水型主要为CaCl部分为NaHCO3和Na2SO4★成垢离子含量较高100～7000mg/L低渗、低产加大了建设投入万吨产建井数多且区块分散，造成地面建设站点多、线路长，建设投入大。采出水处理难度大、投资高储层孔喉半径仅0.4～0.8μm，对注水和回注污水水质要求非常高；污水矿化度高，而且富含硫酸根、钙、钡、锶等离子，易造成结垢、腐蚀；采出水处理流程复杂，必须采取相应的防腐措施。七、开发难点自然环境恶劣黄土高原沟壑纵横、梁峁密布，地形极其破碎，湿陷性严重（个别地区达到四级），地下水资源匮乏，地面建设难度大。欠发达

5、地区依托条件差油田所处地区主要以农牧业为主，工业基础薄弱，道路、交通、电力、通信条件差；油田内部水、电、路、信等系统均需自行建设。七、开发难点开发难点第二部分：油田地面工艺王窑集中处理站长庆油田自二十世纪七十年代以来，历经三十多年勘探开发，先后投入开发建设了马岭、华池、安塞、靖安、吴起、西峰、姬塬等二十多个油田。在多年开发实践中，基本形成了一套适用于（特）低渗透、低产油田、以及黄土高原复杂地形条件下的地面工艺技术，成功地控制了地面建设投资，确保了长庆特低渗透油田的有效开发。二、油田集输流程长庆油田油气集输流程的发展大体上

6、可划分为四个阶段：1、开发初期的三管伴热集输流程马岭油田开发始于七十年代，开发层系为侏罗系延安组，地面建设沿用当时玉门油田的三管伴热流程，采用“井口—计量间(选油站)—总站”三级布站方式。流程投资高、能耗大，是开发初期一个短暂的过渡阶段。二、油田集输流程2、单井单管不加热集输流程--马岭模式针对三管伴热流程存在问题，经过反复试验，对油气混输多项流特性有了初步的认识,对原油析蜡规律进行了分析,突破了原油进站温度必须高于凝固点3～5℃的观念。创建“马岭油田地面建设模式”二、油田集输流程计量站接转站联合站采用单井单管不加热密闭

7、集输，投球清蜡、端点加药、管道破乳、大罐沉降脱水等配套技术首创单井单管不加热密闭集输工艺流程形成井口—计量站—接转站—集中处理站的三级布站方式与传统的三管流程相比，能耗大大下降，钢材消耗下降40%，投资下降25%。二、油田集输流程二、油田集输流程3、丛式井双管不加热集输流程—安塞模式上世纪九十年代，在安塞探明上亿吨贮量的大型低渗透油田,层系为三叠系延长组，属低渗（渗透率1.29×10-3μm2）、低压（地层压力系数0.8~0.9）油藏。为了有效开发,开展先导性开发试验、工业化开发试验。推广了丛式钻井，油层压裂改造等多项新

8、技术。地面工艺也在马岭模式的基础上进行了创新和改进，将单管改为双管，以阀组代替计量站。创建了丛式井双管不加热油气集输流程。二、油田集输流程丛式井阀组密闭二级布站集输流程双管出油管线丛式井组阀组接转站集中处理站输油管线地面建设形成以“单、短、简、小、串”为技术特征；以丛式井阀组双管不加热密闭集输为主要工艺流程；以阀组串