油田目前地面系统状况

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1、3.1地面系统现状3.1.1地面建设现状目前，镇泾油田已投入开发6个井区，动用地质储量579×104t。已建油水井312口，油井开井数127口，以机抽采油为主，部分井投产初期采用自喷生产，平均泵深1777m，单井日产液3.0m3，平均单井日产油1.0m3，日产液385.6m3，日产油131.7t，综合含水65.8%；注水井57口、开井29口，日注水377m3，单井日注13m3，平均泵压18.4MPa。地面系统已建ST2集输站1座，HH105转接拉油站1座，计量拉油站4座，拉油点14个，油井生产站(场)138个，计量销售井区22个，原油通过汽车外运至西安石

2、化。目前生产油井集输方式及进站情况见表3.1-1（截至2011年5月）。各类站场（集输站、转接拉油及计量拉油站）管辖油井、产油量和产液量及集输管道统计见表3.1-2（截至2011年6月）。表3.1-1目前生产油井集输方式及进站情况统计表项目单井拉油丛式井场集中拉油管输合计进接转站进集输站一级布站二级布站集输油井数（口）10065391915238集输液量（m3/d）146.82120.4623.5744.9610.65346.46集输油量（t/d）67.0829.81014.123.66124.66平均单井产液（m3/d）1.471.850.602.37

3、0.711.46由上表看出，目前镇泾油田单井平均产液量0.60～2.37m3/d，较低，大部分油井只能采用单井拉油方式集输，仅少部分距接转站或集输站较近的井实现管输。管输液量仅占总产液量的22.85%。表3.1-2集输站场管辖油井、产油量和产液量及集输管道现状表序号站名井数液量油量集输管线(t/d)(t/d)1ST2集输站3464.2123.59单井集输管线DN50玻璃钢管，SK6计量站至ST2集输站集输干线DN100玻璃钢管，长度2650m，SK2至ST2集输站集输管线DN80玻璃钢管，长度1680m2HH105接转站3817.708.85单井集输管线

4、DN50玻璃钢管，集输干线DN65-DN1003SP1-6拉油站54ST1拉油站21.200.325ZJ1拉油站715.993.47单井集输管线Φ60×4钢管6ZJ2拉油站517.661.23单井集输管线Φ60×4钢管7ZJ3拉油站1249.263.12单井集输管线Φ60×4钢管8HH101拉油站31.280.40单井集输管线Φ60×4钢管9ZJ5拉油站30.830.65单井集输管线Φ60×4钢管10ZJ25拉油站3单井集输管线Φ60×4钢管11ZJ21拉油站31.200.88单井集输管线Φ60×4钢管12ZJ25-11拉油站20.700.61单井集输管

5、线Φ60×4钢管13HH26拉油站1512.4210.71集输干线采用DN65-DN100玻璃钢管，单井集输管线Φ60×4钢管14JH9拉油站111.660.5015HH21拉油站13.810.62单井集输管线Φ60×4钢管16HH24拉油站10.230.20单井集输管线Φ60×4钢管17HH52拉油站116.704.2218HH55拉油站28.384.54单井集输管线Φ60×4钢管19合计137223.2363.913.1.2集输系统现状（1）集输工艺现状集输方式有三种形式，一是管输进站，即丛式井场水套炉加热管输至ST2或HH105，集中处理、合格油汽

6、车外运至西安石化；二是丛式井场集中脱水发油，即几个丛式井组汇集至一个井场进储罐经加热集中脱水，合格原油由汽车外运至西安石化，污水拉至ST2集输站统一处理；三是单井拉含水油至脱水发油点，即单井拉含水油至一个井场进储罐经加热集中脱水发油，处理合格后汽车外运至西安石化。（2）ST2集输站现状ST2集输站2005年建成投产，设计液量处理规模200m3/d，注水规模528m3/d，污水处理能力200m3/d，原油储罐容量为4×200m3（800m3）。目前，进站液量64.21m3/d，油量23.59t/d，综合含水36.7%。①站外集输现状目前集输站管辖周边SP1

7、、SP2、S1、SK2、SK3、SK5、SK6及站内ST2等丛式井场共34口井，采用一级、二级布站，站外集输流程示意为：丛式井（→计量站）→ST2集输站→装车外运在井场设有水套加热炉、天然气分气包各1套，建有生产和计量2条管线，生产汇管与单井计量管线通过井场加热炉加热后分别进入集中处理站，单井来油在集中处理站计量后与生产汇管汇合后进行处理，处理合格后外运。另外，ST2集输站周边外围还有ZJ1、ZJ2、ZJ3等丛式井场，距ST2集输站约3.7km，由于液量低，距离远，目前采用丛式井拉油集输流程。HH371、HH372井已关停，HH38井目前捞油生产。②站内

8、原油处理流程集输站原油脱水流程：采用热化学、沉降脱水流程，生产流程框图见图3.1