长庆油田地面工艺技术交流.pptx

长庆油田地面工艺技术交流;汇报提纲;从2005年起，在行业率先开展了油气田标准化、模块化、数字化设计，建成了全面覆盖低渗透油气田地面建设的标准化设计文件体系、技术标准体系和管理体系，并建设了信息化成果管理平台。;2008年以来，按照“小型化、橇装化、集成化、一体化、网络化、智能化”的总体路线，遵循“循序渐进、持续改进、稳步推进、规模应用”的原则，研发60余类一体化集成装置，覆盖油气田集输、油气处理和公用工程等各个生产领域，累计推广应用2978台，长庆油田一体化集成装置替代中小型站场比例达100%。;油气混输一体化集成装置;设计规模30万吨/年，采用了“单元成橇，组合成站”的设计理念、“橇装为主、模块为辅”的设计方法、“工厂预制、现场组装”的建设模式，与同期、同规模常规联合站相比，建筑面积减少85%，占地面积减少35%，建设周期减少67%，建设投资降低30%，为低渗透油田工程建设提质增效做出有益尝试。30万吨/年联合站橇装化研制与应用获中国石油工程建设协会科技进步二等奖。;（2）岭二联合站;3、应用情况---立体布站;第一采油厂试验站点王二十六脱水点（240m3/d）已于2021年3月25日建成投产，无新增征地；试验站点王二十七脱水点（120m3/d）目前正在建设中。有效解决了延安地区征地难问题。下一步开展大型站场立体布站试点工作。;汇报提纲;长庆油田目前建成聚表二元驱站场1座：北三区二元驱试验站，于2013年建成，2014年9月实施注聚。根据现场试验数据，含聚采出水中油滴粒径小，水质成分复杂且高度稳定，乳化程度高，粘度高，脱稳处理难度大。;针对二元驱试验站水质状况，通过水质物性分析、室内处理工艺小试等科技攻关，最终含聚采出水采用“沉降除油+聚结、微电解氧化+生化过滤”的处理工艺。有效减少常规工艺絮凝剂的投加量，实现了处理后采出水水质稳定达标。;2、页岩油采出水处理技术;汇报提纲;生态环境部发布《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)：新建企业自2021年1月1日起，现有企业自2023年1月1日起，挥发性有机物排放控制按照本标准的规定执行。;按照《陆???石油天然气开采工业大气污染物排放标准》GB39728-20205.2条款，挥发性有机液体储存排放控制要求，需对满足条件的储罐采用浮顶罐、固定顶罐设置废气回收处理等措施，采油厂采用大罐抽气装置进行烃蒸汽回收处理。;储罐采用大罐抽气回收VOC排放。

气相平衡：多个储罐气相空间通过管道直接连接，从而降低呼吸损耗，并设置压力检测。

抽气机橇原理：大罐挥发气经入口分离器分离掉液体后，去抽气压缩机增压，经空冷器冷却进入出口分离器，分离出的气体进行回收。

安全措施：抽气装置设置自动补气流程和罐顶压力连锁控制，并设置在线氧含量检测装置。;根据《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》5.3条款，挥发性有机液体装载排放控制要求：装车采用底部装载或顶部浸没式（距离罐底＜200mm)。

目前拉油点均采用顶部装车，立管未深入罐车底部且存在高空作业风险。

拉油点采用底部装车系统。储油箱设置呼吸阀、安全阀，实现减排控制。;根据《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》5.2条款，挥发性有机液体储存排放控制要求，需要对＞100m3储罐采取烃蒸气回收等措施，集输系统采用密闭管输。

卸油方箱改为卧式缓冲罐（设呼吸阀和安全阀）或密闭卸油装置，原立式储罐改为卧式缓冲罐。;汇报提纲;陕北、宁夏区域执行标准：

长庆油田陕西区域、宁夏区域采出水回注指标严格执行油田公司标准《长庆油田采出水回注技术指标》Q/SYCQ3675-2016（2016年7月实施）。具体指标见下表。;1、低渗透油藏注水水质指标;为解决常规注水站场面临的设计周期长、建设周期长、占地面积大等问题，近年来，通过优化工艺流程、优选工艺设备、优化站场平面等方式，形成了系列化一体化注水站，目前已推广应用。

清水注水站：形成了三种规模(500m3/d、1500m3/d、2500m3/d)的一体化注水站，研发了相应的清水处理、注水及配水集成装置。

采出水回注站：研发了三种规格(100～200)、(250～350)、(400～600)的回注装置，可根据采出水量灵活组合。;为解决供注水系统腐蚀、结垢问题，长庆油田相继应用了高压玻璃钢管、柔性复合高压输送管、热塑性塑料内衬玻璃钢复合管(塑料合金防腐蚀复合管)等非金属管道。站外注水管道管材选取原则如下：

1、站外清水注水管道采用无缝钢管，管材选用L245N；腐蚀性强的清水站外注水管道可采用非金属管道。

2、前期注清水、后期改注采出水的注水管道及采出水注水管道均采用非金属管材。

3、井场内采出水注水支干