刍议油气田地面建设工艺技术和管理

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1、刍议油气田地面建设工艺技术和管理　　摘要：在油田工作中，最为重要的组成部分便是油田的地面建设工程。对油田工作而言，其地面建设施工过程中，存在一定的独特性，比如，其本身施工建设工期耗时较长、工作量大，并且相关工艺较为复杂，施工过程中具有极大的不安全因素等等，所以，对相关项目的建设进行全方面的管理的重要性就显得极为突出，同时也是对各个项目顺利开展的有效保证。关键词：油田地面建设工艺管理一、油田地面建设工程的优化6油田产能建设地面工程是一项包括油气集输、油气处理、注水、供水、污水处理、供配电、通信、矿建等方面的综合系统工程。坚持地质、开发、地面系统“三

2、位一体”，整体优化、总体规划、分期实施，降低建设投资。运用合理的优化理论进行优化设计，充分考虑近期与远期，适应滚动开发的需要，筛选出最优的规划方案，合理减少管理点，最大限度地实现油田地面系统从设计到运行的总体优化。站场布局、管网设计、运行管理和生产决策都力求使整个油田开发的建设费用和运行费用最低，开发的可行性、经济性提高。随着油田开发和污水处理工程的完善，合理利用和节约水资源，将处理后的采出水作为注水水源回注油层以取代一部分清水。在注水站场之间可以通过注水干线实现连通，站场之间实现水量调节，避免“部分站场满负荷运行、部分站场设备闲置”的现象，建立

3、高效的注水网络，既有效补充地层能量，又节约了能耗，保证油田正常生产。针对不同层系的污水不配伍特性，在工艺设计时考虑污水同层回注的原则，避免不配伍的污水混合后造成管路结垢。地面建设设计应结合地形地貌、地质情况，优选井区线路，形成水泥道路为主干路、砂石道路为次干道、钻前道路为支线的路网结构。油区干道需要基本贯穿整个油区，连通各大站点，既保障油区交通安全，提高迅速应对突发事件的能力，方便油区的生产和管理运行，又推动地方经济发展。二、油田开发的集输流程对比单管小环状掺水流程：该流程取消了计量站，采用软件计量方式进行计量，解决了以往环状流程串井多集油环过长

4、、掺水量不易控制、端点井回压过高等问题，同常规掺水集输流程相比，可以节省地面建设投资30%左右，且生产运行平稳，易于管理，吨油耗气一般为15m3以下。在原油物性较差、集中供热的情况下，应是首选流程。6单管枝状电加热集油流程：该流程的特点是单井生产的油、气、水混合物经井口管道加热器加热后进入集油干线，再经干线加热器加热后进集油站。电加热器全部有温控装置，根据环境温度自动起停，间歇升温。此流程油井串联进站的工艺简单，管线用量少、投资少；但存在端点井比较多的问题，生产管理难度大，大面积开发且比较分散的油田不适于用。双管掺水工艺流程：该流程于20世纪90

5、年代被大规模采用，其特点是采用固定式计量方式，计量结果相对准确，井口回压较小，管理方便；但管线投资大，运行费用高。双管掺水流程的缺点是一次性投资大，日后管线维护工作量大；单管枝状电加热流程的缺点是管理不便，运行费用高，特别是大情字井油田的区块间距较大，如果出现停电，管理上很难处理；单管小环状掺水流程有投资相对较低、运行费用少、管理方便的特点，从长远角度看作为大情字井油田开发的主体流程是有利的，也是可行的，三、辽河油田超稠油地面工艺技术辽河油田超稠油50℃时的动力粘度为5×104-18.7×104mPa·s，20”C时原油密度0.9980-0.10

6、019g/cm3，超稠油储量较大，主要分布在曙一区杜84块、杜32块以及洼60块等。但由于开采难度很大，长期以来一直未被动用。随着油田开发时间的推移及油田6稳产的需要，从1996年开始，逐渐进入了超稠油开发阶段。经历了十多年攻关研究和生产运行实践，成功地研制出一套完整的超稠油地面工艺及配套技术，为我国的超稠油开发开辟了一个全新的模式，填补了我国超稠油地面工艺及配套技术领域的空白。超稠油集油系统工艺技术之低含水期集油系统。超稠油特点是密度大，粘度高，含胶质、沥青质高，流动性差。因此，不易输送、脱水。开采低含水期集油系统采取井口拉油方式，其条件及特点

7、为：产液量小，含水少，管道集输热力、水力条件差，管输温降大、摩阻损失大；适于车运，建设速度快捷。超稠油集油系统工艺技术之高含水期集油系统。1997年实现了油井平台集油生产工艺，所谓油井平台，是利用丛式井组和水平井组的采油平台。根据工艺需要，井站集输系统设自压平台、泵平台.中心平台。自压平台靠井口回压将单井超稠油输送至泵平台或中心平台，泵平台将所辖井和自压平台的超稠油通过提升泵输至中心平台或集输干线。中心平台所辖井和泵平台的超稠油通过提升泵输至集输干线。其条件及特点为：产液量大，含水增多，管道集油热力、水力条件满足输送要求，且生产平稳，可降低费用，

8、又便于管理，而车拉效率低，成本高、管理不便、污染环境、影响交通。62002年实现了杜84块井口至集中处理站的高含水超稠油集油管网的生产工