东方气田简介.doc

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1、第十三章东方气田第一节开发历程及生产情况一、气田概述东方1-1气田位于南海北部湾莺歌海海域，气田海域水深70m，1996年2月，落实气田的含气面积287.7km2，天然气储量996.8×108m3（天然气组分N2:16.72%，CO2:19.69%，C1：61.87%，C2：1.22%，C3+:0.5%），纯烃储量612×108m3，属于干气田。1996年11月向国家储委审报，得到了认可。气田所产天然气在海上平台经三甘醇脱水后水露点达到0℃，再与沉降脱水后的少量凝析油一起通过海底管道输至陆上终端。气田总体开发方案海上设1座中心平台（

2、CEP），3座无人驻守井口平台（A，B，E），共设26口井槽，钻22口生产井，气田内部有三条12"海底输送管道，三条海底复合电缆；一条22"从中心平台外输上岸的海底输气管道（全长110km）；陆上设终端处理厂，位于海南省东方市罗带乡，与中海石油化学有限公司化肥厂相邻。二、油田基础数据气田开发分两期进行，第一期开发工程（两座平台和一个东方终端站）于2003年9月15日投产，正式向下游商业供气。第二期开发工程将于2007年开始，将再建造两座无人住守的井口平台。第一期开发的工程设施（上游设施）:海上平台：中心平台——D平台，设有8口生产井

3、，为8腿导管架，三层甲板钢结构，并设有动力，生活模块，直升飞机坪等。井口平台：E平台，设有4口生产井，为4腿导管架，二层甲板钢结构无人平台，动力通过海缆来自中心平台，设有直升飞机坪。集气管道：井口E平台——中心平台海底管线12″，3.6km。海底电缆：井口平台E与中心平台之间将铺设动力/控制/通讯复合电缆，由中心平台提供电力并实施监控。外输海底管道：从中心平台至东方终端接收站将铺设22″，110km的外输管线。三、东方1-1陆上终端简介东方1-1陆上终端位于海南省东方市罗带乡，与中海石油化学有限公司化肥厂相邻，距离东方1-1气田约1

4、10km，占地面积200亩。终端具有两方面的主要功能：一是对上岸天然气进行处理和对凝析油进行稳定，处理后的天然气供给与终端毗邻的化肥厂和外输到洋浦电厂以及海口市，脱CO2处理后的CO2目前设计直接放空到大气（预留有CO2利用装置的工艺接口），处理后的凝析油装车外销；二是具有对海上平台设施远程监控功能，确保在台风期间生产人员撤离后天然气生产的连续性和可操作性，其设计寿命为25年。东方1-1陆上终端的生产设施主要有：天然气进站分离系统、天然气烃露点控制系统（丙烷制冷系统）、脱CO2和脱水系统、天然气压缩冷却外输计量系统、凝析油稳定系统、

5、凝析油储存装车系统、燃料气系统，并伴有供热、供风、供水、循环水、消防、供电、通讯、化验分析、生活办公及配套的公用设施。东方1-1陆上终端由大港油田集团石油工程有限责任公司设计（其中脱CO2和脱水系统由大港油田集团石油工程有限责任公司和成都华西化工科技股份有限公司共同设计），中国石油天然气总公司第一建设公司承建，中海石油有限公司湛江分公司担当作业者。整个工程于2002年1月16日正式开工，于2003年7月15日投产。四、采气工艺在CEP平台上设置了一套天然气处理系统，系统包括生产管汇、计量管汇及放空管汇、生产分离器、计量分离器、段塞流

6、捕集器以及清管球发射器，系统内这些设备的组成可以有效地处理天然气中的大部分水分和杂质，要满足海管外输要求还必须经过天然气过滤分离器及TEG系统进行天然气过滤和脱水，处理后的天然气经海底管线外输到陆地终端，在终端再进行细微处理，以达到外售要求。井口平台生产的物流经海底管线进入中心平台的段塞流捕集器进行分离处理，分出的气体与CEP平台的天然气汇合。中心平台工艺流程见图13－11主要设备及功能描述1.1气井1.1.1气井井身结构东方1-1气田的气井全部为定向井，十口气井中有8口是水平井，另外2口是斜井。井身结构是指油井完钻之后，所下入套管

7、的层次、直径、下入深度、及相应的钻头的直径和各层套管外水泥的返高等。（1）隔水套管，也叫导管。用于隔离海水以及为下一层钻井提供导向作用。下入深度取决于第一层较坚硬岩层所在的位置。（2）表层套管，它的作用是分隔地下水层，加固上部疏松岩层的井壁，保护井眼和安装封隔器。（3）技术套管，又叫中间套管，用来保护和封隔气层上部难以控制的复杂地层。（4）裸眼井段，用于保护气层，节约开支及筛管完井作用。图13－1中心平台主工艺流程图1.1.2气井管柱结构DF1-1气井基本采用筛管完井的方式，整个管柱由防砂管柱和生产管柱构成。(1)防砂管柱的井下工具

8、从下到上依次是浮鞋、盲管、密封筒、抛光密封插入管、盲管、复合筛管、盲管、冲筒、密封加长筒、尾管封隔器。(2)生产管柱的井下工具从下到上依次是密封总成+座封球座+管鞋、定位头、油管短节、FOX油管、No-No工作筒、FOX油管、生产封隔