零散井地面集输方案.ppt

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1、水平井边远零散井集输思路前言目前，镇泾油田大部分边远井采用拉油方式进行生产。管理不便，并且拉油受天气影响较大。为了方便管理及减少天气原因对原油生产的影响，同时也减少拉油费用，将部分边远零散井改管输进集中拉油点进行集中拉油。汇报提纲一生产现状二设计原则三工艺核算四结论1、19口边远井井号及生产现状井区井号产油含水井区井号产油含水HH73井区HH737m³/dHH60井区HH6016.29m³/d33%HH745m³/d35%HH60-1HH75HH60-2HH702.3m³/d60%HH80HH87HH42井区HH51HH89HH52HH88H

2、H42P1HH85HH42P2HH86HH42HH42-5一、生产现状2、各单井区域位置一、生产现状党原乡HH74HH70HH105HH87HH73HH88HH80HH60-2HH60HH85HH86HH89HH75采油一队红河乡HH42P1HH51HH52HH42P1HH42HH42-5镇原泾川HH60井区HH42井区HH73井区根据各单井的所处位置的地形、高差及交通条件，确定管线走向。集中拉油点尽量建在低处，充分利用地势高差。并靠近道路，方便拉运。因地形限制，无法敷设管线进其他井场的单井，仍采用单井拉油。二、设计原则1、设计基础数据直井单

3、井产液量3.5t/d(含水50%)水平井单井产液量12t/d(含水50%)有产液量的单井按实际产液量计算地面原油粘度：6.40mPa·s原油密度：0.8～0.85g/cm3初馏点：58℃井口温度：23℃地温3℃凝固点18℃，动态凝固点低于静态凝固点8~10℃，进站温度高于动态凝固点3~5℃可不加热集输。核算时管线终点温度定为15℃。三、工艺核算2、集输管线走向HH87—HH73、HH88—HH73管线走向三、工艺核算2、集输管线走向HH80—HH60-2—HH60、HH89—HH75、HH74—HH70—HH105管线走向三、工艺核算2、集输

4、管线走向HH51—HH42P1—HH42、HH42P2—HH42管线走向三、工艺核算3、水力热力计算（常温输送）因单井液量较少，均采用DN40玻璃钢管，40mm厚黄夹克保温。经计算，传热系数约为0.99w/(㎡.℃)管线走向液量管线规格管线长度压降流速起终点温度结果t/d（m）（MPa）(m/s)（℃）HH87-HH733.5DN401650-1.20.03523-6.8不能管输HH88-HH733.5DN406800-1.40.03523-3.0不能管输HH89-HH753.5DN4017600.60.03523-6.4不能管输HH74-H

5、H705DN403190-0.160.0523-5不能管输HH70-HH1052.3DN4030000.030.07523-3.2不能管输HH80-HH60-23.5DN4028800.90.03523-4不能管输HH60-2-HH603.5DN4025200.030.03523-4.58不能管输HH51-HH42P13.5DN409150.010.03523-10不能管输HH42P1-HH4216.2DN40915-0.60.223-19.39可以管输HH42P2-HH4212DN401040-0.40.1223-17可以管输三、工艺核算4

6、、水力热力计算（加热输送）管线走向液量管线规格管线长度压降流速起终点温度核算结果（t/d）（m）（MPa）(m/s)（℃）HH87-HH733.5DN401650-1.20.03570-15.7可以管输HH88-HH733.5DN406800-1.40.03570-3.1不能管输HH89-HH753.5DN4017600.60.03575-15.24可以管输HH74-HH705DN403190-0.160.0575-10.61不能管输HH70-HH1052.3DN4030000.030.07575-3.7不能管输HH80-HH60-23.5D

7、N4028800.90.03575-6.9不能管输HH60-2-HH603.5DN4025200.030.03575-8.69不能管输HH51-HH42P13.5DN409150.010.03555-22.78可以管输三、工艺核算1、通过核算，两口水平井HH42P1、HH42P2可以常温管输至HH42井场。2、通过井口加热，HH87产出液可以管输到HH73井场。HH89井产出液可以管输到HH75井场。HH52产出液可以管输到HH42P1井再输至HH42井场。3、其他单井仍采用单井拉油生产。四、结论