集输系统优化改造工程技术方案

大家好！中原油田文卫马油田集输系统优化改造工程实施方案中石化股份公司中原油田分公司二零零八年三月汇报内容一、文卫马油田基本现状二、集输系统存在问题三、改造必要性四、改造方案五、投资与效益分析文卫马油田文卫马油田位于河南、山东两省交界处，整个构造位于东濮凹陷北端，是一个深层低渗复杂小断块砂岩油田，探明总含油62.4km2,探明石油地质储量8590.58万吨,动用含油面积40.5km2，动用石油地质储量8086.9×104t，标定采收率34.28%，可采储量2772.22×104t，2007年计划生产原油64.71×104t。截止2007年10月，油水井1212口，其中：油井713口,开井663口,日产液1.37×104t,日产油1857t，综合含水83%，日产伴生气15.2×104m3；注水井499口，开井404口，平均日注水1.59×104m3（一）开发生产概况一、文卫马油田基本现状（二）油气集输系统现状文卫马油田集输系统采用二级布站，即：单井－计量站－联合站－原油外输;三级布站，即：单井－计量站－中转站—联合站－原油外输。主要站场：联合站2座（明一联、马寨联）、中转站1座（明二中转站）、计量站73座。主要集输管线：净化油外输管线2条23.6km低含水原油外输管线1条3.9km集油干线17条88.5km支线73条30.62km单井管线743条343.6km。卫五线卫一复线卫一复线卫一线黄庄变电所卫三线卫二线中复线明五线明四线明一线明三线明二线明一线QW11-4QW11-34QCW11-4QW2-61QW2-31明六线明一联合站马寨联合站明二中转站文卫马油田原油流向现状示意图•北明一联明二中转站马寨联低含水油外输线Ф219×6=3.9km(架空)柳屯油库净化油外输线Ф219×8=18.6km(埋地)净化油外输线Ф114×4=5km(埋地)文卫马油田联合站中转站处理能力现状项目建成年限设计处理能力（104t/a）2006年实际处理量（104t/a）原设计处理能力1988年调整后处理能力处理油量处理液量处理油量处理液量处理油量处理液量明二中转站1985年200200170明一联合站1982年10020015030060270马寨联合站1990年50100501005.768合计15050020060065.7508（三）油气集输系统现状联合站、中转站原油集输处理系统主要工艺设备序号设备名称联合站明二中转站明一联合站马寨联合站1进站阀组1套1套1套2三相分离器6台11台（报废3台）3台3缓冲塔1台4缓冲罐1台1台5电脱水器4台2台（按沉降罐运行）6原油稳定塔1台1台7负压压缩机2台（报废1台）2台（报废1台）8输油泵2台2台3台95000m3油罐2座4座(穿孔2座)103000m3油罐2座111000m3油罐2座12水套加热炉4台（报废1台）7台（报废3台）3台（报废1台）13锅炉2台2台2台明二联中转站功能:收集文明寨油田矿场油气，原油含水处理到5%-15%，外输至明一联。流程描述：干线来液进中转站（0.35～0.4MPa，38～42℃），经三相分离器进行分离，原油（含水＜15%）经水套加热炉升温后（60～70℃），进缓冲罐二次除气、沉降；低含水油（含水＜5%）外输至明一联合站；天然气经二级分离后，外输至液化气站；污水（含油＜1500ppm）进污水罐沉降后，污水含油降至100ppm，外输明二污水处理站；处理合格的污水回注地层。明二中转站原油处理流程现状示意图三相分离器井排来油明一联污水罐明二污缓冲罐水套加热炉外输泵天然气去液化气站（二）油气集输系统现状明一联合站功能:收集卫城油田矿场油气以及文明寨油田低含水原油，处理合格后外输至柳屯油库。流程描述：干线来液进联合站（0.25～0.35MPa，38～42℃），经三相分离器进行分离，原油（含水＜10%）经水套加热炉升温后（55～60℃），进电脱水器处理，原油含水降至1.5%；经水套加热炉升温后（70～80℃），进原油稳定塔负压闪蒸；稳定原油含水降至0.5%，计量后外输柳屯油库；闪蒸汽冷却分离后，轻油回收进罐，不凝气进气管网。天然气与原油稳定装置不凝气经二级分离后，进入液化气站进行处理。污水（含油＜1000ppm）进污水罐沉降后，污水含油降至300ppm，外输污水处理站。三相分离器原油缓冲塔电脱水器油泵蒸汽换热器油泵油库明一污天然气去气管网水套加热炉原油稳定塔水套加热炉井排来油明一联原油处理流程现状示意图（二）油气集输系统现状马寨联合站功能:收集马寨油田矿场油气，处理合格后外输至柳屯油库。流程描述：干线来液进联合站（0.3～0.35MPa，38～40℃），经三相分离器进行分离，缓冲后原油（含水＜5%）经水套加热炉升温（60～65℃），进沉降罐处理后原油含水降至1%；再经水套加热炉二次升温后（70～80℃），进原油稳定塔负压闪蒸；稳定原油含水降至0.5%，外输柳屯油库；天然气与原油稳定装置不凝气经二级分离后，进入站内工业用气管网。污水（含油＜1000ppm）进污水罐沉降后，污水含油降至200ppm，外输污水处理站。马寨联合站改造方案三相分离器井排来油二级沉降罐原油稳定塔外输泵污水罐油库马寨污水套加热炉缓冲罐水套加热炉马寨联原油处理流程现状示意图天然气去气管网（二）油气集输系统现状文明寨油田油气管网现状示意图所辖集油干线6条，计量站22座，日产液量5160.5t，日产油量659t，综合含水87.2%。明六线（二）油气集输系统现状卫城油田集输管网现状示意图黄庄变电所29#2#云3#39#38#37#27#17#32#3#明一联4#15#5#25#28#34#36#35#7#6#19#8#26#9#30#11#18#13#31#12#21#23#14#33#24#22#20#柳屯油库明二联明一联0.7MPa混输泵混输泵混输泵卫东北线云3站至27号站Φ159*10=6.99km卫一线1.2km0.75MPa混输泵混输泵0.75MPa混输泵卫东南线36号站至6号Φ159*10=3.3km0.6MPa卫东北线27站至联合站Φ219*10=1.75km卫东南线6号站--联合站Φ219*10=2.85km0.8MPa卫四线9.5km卫五线5.5km1.1MPa1.2MPa混输泵0.47MPa卫二线13.5km1.4MPa所辖集油干线8条，计量站38座，日产液量6468.9t，日产油量1020t，综合含水84.3%。混输泵马寨油田集输管网现状示意图所辖集油干线3条，计量站13座，日产液量2057t，日产油量172t，综合含水91.6%。（二）油气集输系统现状二、集输系统存在的问题1.油气处理设施能力不匹配，运行能耗高、效率低联合站设计原油处理量与实际处理量对比图2001505065.7605.7050100150200250总处理能力明一联马寨联设计处理量（万吨/年）实际处理量（万吨/年）联合站（中转站）设计原油处理总能力200×104t/a，实际处理原油量65.7×104t/a，工艺运行负荷率32.85%。油田实际产能未达到预测规模，造成原油脱水与原油稳定装置的设计能力富余。二、集输系统存在的问题联合站（中转站）设计液量处理总能力600×104t/a，实际处理液量508×104t/a，工艺运行负荷为84.7%。油田开发后期含水与产液量上升，工艺运行能力基本达到饱和。联合站设计原油处理液量与实际处理液量对比图600300100200508270681700100200300400500600700总处理能力明一联马寨联明二联设计处理量（万吨/年）实际处理量（万吨/年）1.油气处理设施能力不匹配，运行能耗高、效率低二、集输系统存在的问题1.油气处理设施能力不匹配，运行能耗高、效率低联合站（中转站）工艺运行能耗高、效率低，系统运行效率40.5％，吨油耗能、油气维护处理费用高，吨油处理综合成本高达39.3元。指标名称单位文卫马油田输油泵效率%31.3加热炉效率%56.3吨油耗电Kw.h/t6.92吨油耗气m3/t9.5吨油处理成本元/t39.3年维护费用万元/年462.96系统效率%40.52、集输半径过大，系统回压高。卫城南部卫二集油干线、卫一复线干线长度均在10km以上，末端计量站回压1.3MPa以上，导致计量站无法正常量油,影响正常生产；二、集输系统存在的问题二、集输系统存在的问题（1）设备老化：明一联合站、明二中转站、马寨联共有三相分离器20台，其中有18台因腐蚀穿孔进行过维修，2006年维修5台（次），2007上半年维修7台（次）；电脱水器6台，报废2台，另4台因腐蚀进行过维修（2台筒体挖补、1台更换封头、1台补焊）；明一联4座5000m3油水罐因腐蚀穿孔停运2座，无事故罐。3、设备、管线老化腐蚀严重，存在较大安全隐患明一联大罐阀组明二联分离器穿孔二、集输系统存在的问题3、设备、管线老化腐蚀严重，存在较大安全隐患（2）管线老化：文卫油田投产时间长、老化腐蚀、穿孔严重的油气集输管管线已运行10～22年，腐蚀穿孔频繁，根据中原油田分公司技术监测中心安全监测站现场实际检测，卫32#计量站外输管线壁厚最薄处只有3～4.5mm，已不能满足安全生产要求，存在较大的安全隐患。二、集输系统存在的问题4、配电系统不符合现行设计规范，设施老化严重站内配电系统不符合新规范要求，在用电器设施多为70年代末期与80年代初期购置与安装，设施老化严重，有效承载能力下降，已属于国家技术淘汰产品，并禁止使用，无配件进行维修。三、改造必要性《文、卫、马油田集输系统优化改造工程》十分必要：1、我国“节能减排”政策的必然选择；2、油田建设资源节约型、环境友好型企业的必然选择；3、文卫马油区开发后期的必然要求。四、改造方案1.设计思路按照区域优化、集中处理、压减规模、降低成本的原则，从根本上提高文卫马油田集输系统效率、降低能耗。（1）简化文卫马油田油气集输处理工艺系统，集中处理、区域优化。（2）降低卫城油田系统回压，缩短集输半径，在卫城油区新建一座简易中转站，集输半径平均在5km，管网运行压力在0.8MPa以内。（3）调整、简化联合站油气处理工艺，做到生产能力配套，降低工艺运行能耗，降低原油集输处理成本。（4）采用新设备、新材料，对能耗高、效率低、腐蚀老化严重的设备、管网进行技术改造。根据文卫马具体情况，提出两套改造方案:方案一:文卫马油田原油集中处理改造方案（股份公司批复方案）方案二:文卫马油田原油区域处理改造方案（实施方案）明二中转站（改造）明一中转站（改造）马寨联合站（改造）柳屯油库1、方案设计（一）新建卫城中转站，缩短卫城油田集输半径，降低卫城集输管网回压，低含水油通过明一联外输管线输至马寨联进行电脱稳定处理。（二）将马寨联合站扩建成文卫马油田集中处理站，缩减明一联合站油气处理工艺及规模改造为明一中转站，文明寨、卫城、马寨三个油田的原油电脱水、稳定处理工艺均在马寨联合站集中进行，处理合格后的原油从马寨联外输至柳屯油库。（三）对相关管网进行调整，对腐蚀严重集输干线进行更换。卫城中转站（新建）（一）、文卫马油田原油集中处理改造方案－－批复方案黄庄变电所29#2#云3#39#38#37#27#17#32#3#明一联4#15#5#25#28#34#36#35#7#6#19#8#26#9#30#11#18#13#31#12#21#23#14#33#24#22#20#柳屯油库明二联明一联0.7MPa混输泵混输泵混输泵卫东北线云3站至27号站Φ159*10=6.99km卫一线1.2km0.75MPa混输泵混输泵0.75MPa混输泵卫东南线36号站至6号Φ159*10=3.3km0.6MPa卫东北线27站至联合站Φ219*10=1.75km卫东南线6号站--联合站Φ219*10=2.85km0.8MPa卫四线9.5km卫五线5.5km1.1MPa混输泵1.2MPa混输泵0.47MPa卫二线13.5km1.4MPa拟建的中转站（1）卫城中转站建设方案对卫城油田南部集输半径超过5km的计量站高含水原油输至新建的卫城中转站，经分离、加热后转输