油田目前地面系統(tǒng)狀況

1、3.1地面系統(tǒng)現(xiàn)狀3.1.13.1.1地面建設(shè)現(xiàn)狀地面建設(shè)現(xiàn)狀目前，鎮(zhèn)涇油田已投入開發(fā)6個井區(qū)，動用地質(zhì)儲量579104t。已建油水井312口，油井開井?dāng)?shù)127口，以機(jī)抽采油為主，部分井投產(chǎn)初期采用自噴生產(chǎn)，平均泵深1777m，單井日產(chǎn)液3.0m3，平均單井日產(chǎn)油1.0m3，日產(chǎn)液385.6m3，日產(chǎn)油131.7t，綜合含水65.8%；注水井57口、開井29口，日注水377m3，單井日注13m3，平均泵壓18.4MPa。地面系統(tǒng)已建ST

2、2集輸站1座，HH105轉(zhuǎn)接拉油站1座，計量拉油站4座，拉油點(diǎn)14個，油井生產(chǎn)站(場)138個，計量銷售井區(qū)22個，原油通過汽車外運(yùn)至西安石化。目前生產(chǎn)油井集輸方式及進(jìn)站情況見表3.11（截至2011年5月）。各類站場（集輸站、轉(zhuǎn)接拉油及計量拉油站）管轄油井、產(chǎn)油量和產(chǎn)液量及集輸管道統(tǒng)計見表3.12（截至2011年6月）。表3.11目前生產(chǎn)油井集輸方式及進(jìn)站情況統(tǒng)計表管輸進(jìn)集輸站項(xiàng)目單井拉油叢式井場集中拉油進(jìn)接轉(zhuǎn)站一級布站二級布站合計集

3、輸油井?dāng)?shù)（口）10065391915238集輸液量（m3d）146.82120.4623.5744.9610.65346.46集輸油量（td）67.0829.81014.123.66124.66平均單井產(chǎn)液（m3d）1.471.850.602.370.711.46由上表看出，目前鎮(zhèn)涇油田單井平均產(chǎn)液量0.60～2.37m3d，較低，大部分油井只能采用單井拉油方式集輸，僅少部分距接轉(zhuǎn)站或集輸站較近的井實(shí)現(xiàn)管輸。管輸液量僅占總產(chǎn)液量的22.

4、85%。表3.12集輸站場管轄油井、產(chǎn)油量和產(chǎn)液量及集輸管道現(xiàn)狀表液量油量序號站名井?dāng)?shù)(td)(td)集輸管線1ST2集輸站3464.2123.59單井集輸管線DN50玻璃鋼管，SK6計量站至ST2集輸站集輸干線DN100玻璃鋼管，長度2650m，SK2至ST2集輸站集輸管線DN80玻璃鋼管，長度1680m2HH105接轉(zhuǎn)站3817.708.85單井集輸管線DN50玻璃鋼管，集輸干線DN65DN1003SP16拉油站54ST1拉油站21

5、.200.32在井場設(shè)有水套加熱爐、天然氣分氣包各1套，建有生產(chǎn)和計量2條管線，生產(chǎn)匯管與單井計量管線通過井場加熱爐加熱后分別進(jìn)入集中處理站，單井來油在集中處理站計量后與生產(chǎn)匯管匯合后進(jìn)行處理，處理合格后外運(yùn)。另外，ST2集輸站周邊外圍還有ZJ1、ZJ2、ZJ3等叢式井場，距ST2集輸站約3.7km，由于液量低，距離遠(yuǎn)，目前采用叢式井拉油集輸流程。HH371、HH372井已關(guān)停，HH38井目前撈油生產(chǎn)。②站內(nèi)原油處理流程集輸站原油脫水流

6、程：采用熱化學(xué)、沉降脫水流程，生產(chǎn)流程框圖見圖3.11。單井來液破乳劑原油銷售污水閥組計量分離器閥組沉降罐（盤管加熱）凈化油罐單井來液分離器SK6計量站污水回灌單井來液光圖3.11ST2集輸站生產(chǎn)流程示意框圖附近油井產(chǎn)液管輸進(jìn)聯(lián)合站，經(jīng)站內(nèi)閥組后，需要計量的產(chǎn)液進(jìn)入計量雙容積分離器計量，計量后進(jìn)入沉降罐，不需計量的進(jìn)入生產(chǎn)分離器，氣液分離后進(jìn)沉降罐，脫水合格的原油進(jìn)入凈化油罐后外運(yùn)銷售，沉降污水經(jīng)處理后回灌。沉降罐內(nèi)采用盤管熱水循環(huán)加熱