苏里格气田苏20区块开发方案之地面工程

《苏里格气田苏20区块开发方案之地面工程》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在教育资源-天天文库。

1、苏里格气田开发部苏里格气田苏20区块开发方案之地面工程1总论2开发方案3集气工程4防腐保温5仪表6通信工程7给排水、消防8供配电9供热、采暖通风10维修11建筑结构12苏20区块区部13道路14节能15环境保护16职业安全卫生17组织机构及定员18主要工程量及投资汇报内容1总论1.1设计依据1.《苏里格气田苏20区块初步开发方案》,中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,2006年3月。2.《苏里格气田30×108m3/a产建骨架工程地面建设工程部分》,西安长庆科技工程有限责任公司,2005年12月。3.《苏里格气田30×108m3/a开发规划地面建设工程部分》,西安长庆科技工程

2、有限责任公司,2005年5月。《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004《油气集输设计规范》GB50350-2005《建筑设计防火规范》GBJ16-87(2001年版)《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-1999《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《混凝土结构设计规范》GB50010-2002《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002其他相关规范、标准。1.2遵循的主要标准规范苏20区块位于苏里格气田中西部，其东部为苏36-11井区，南部为苏14井区，属鄂托克旗所辖。苏20区块1.3地理位置及自然条件地形地貌气田区域处于毛乌素沙漠的南部，地

3、貌类型主要为沙丘。地震地震基本烈度为Ⅵ度或小于Ⅵ度。1.4地理位置及自然条件气象气象要素单位鄂托克旗平均气压hPa862.3气温年平均0C6.6极端最高0C36.7极端最低0C-31.4平均相对湿度%48年平均降水量mm277.2年平均蒸发量mm2462.2风速平均m/s3.2最大m/s28.0最多风向N地面温度平均0C9.2极端最高0C68.8极端最低0C-36.9日照时数时3045.4大风日数天40.9雷暴日数天25.9霜日数天61.9最大积雪深度cm9冻土深度标准冻深cm117.5最大冻深cm150.02开发方案2.1.1苏20区块概述1.地质情况苏20建产区块面积15

4、8km2，其中探明区面积116km2，储量136.88×108m3。2.开发层系盒8段是气田的主力层段。2.1开发方案2.1.2开发方案1.开发方案概况建产总规模3×108m3/a，钻井197口，累计建生产井177口。产能建设期2年。以后每年均需钻新井弥补递减,稳产11年，递减期7年，最终累积产气量40.91×108m3。方案不考虑利用探井及评价井，采用衰竭方式开发，稳产期末的井口最低压力为0.5MPa，之后气井转入定井口压力生产。2.1开发方案2.单井生产指标预测苏20建产区块三类井的比例分别为Ⅰ类井33.9%、Ⅱ类井37.3%、Ⅲ类井28.8％。三类井生产初期的配产分别为

5、：Ⅰ类井以3×104m3/d配产，稳产1.5年，共生产7年，累计产气量为3483×104m3；Ⅱ类井以2×104m3/d配产，稳产1年，共生产7年，累计产气量为2195×104m3；Ⅲ类井以1×104m3/d配产，稳产1年，共生产6年，累计产气量为1081×104m3。2.1开发方案3.废弃条件废弃地层压力2.2MPa,废弃单井产量0.14×104m3/d。4.井网和井距根据方案设计的每年钻井数按照先打优选区，然后探明区，最后滚动扩边的顺序，在骨架井井间加密钻井，最终形成东西向井距为600m，南北向排距为1200m的井网。2.1开发方案2.2.1天然气组分苏里格气田天然气为鄂

6、尔多斯盆地上古生界天然气，天然气组分基本稳定，主要组分：甲烷（CH4）91.56%，乙烷（C2H6）5.19%，氮气（N2）0.640%，二氧化碳（CO2）0.880%，基本不含H2S。2.2.2产水特征单井生产水气比约0.487m3/104m3左右。2.2.3生产凝析油特征油气比在0.05-0.07m3/104m3之间，凝析油C值主要分布在C6-C12之间。2.2流体性质3集气工程3.1集气工艺3.1.1井口集气工艺1.井下节流、井口不加热、采气管线不保温方案（方案一）通过实施井下节流工艺，生产初期控制井口压力，使在该压力下生产时，气流温度高于对应压力状态下水合物形成温度。

7、集气流程为：经井下节流后，1.3MPa的井口气，通过采气管线输送至集气站，在集气站经常温分离、增压后外输。方案优势：井场不设加热炉、采气管线不保温，井场无人值守，便于管理。3.1集气工艺2.井口加热节流，采气管线保温输送方案（方案二）生产初期气井井口加热节流到4.0MPa，到集气站约3.5MPa，不增压直接外输；井口压力下降后，集气站增压外输。集气流程为：通过井口加热节流，生产初期井口流动压力控制在4.0MPa，井口加热、保温输送、集气站常温分离外输。到集气站压力降至3.5MPa以下时，集气站增压外输。