孤南油田地面管網(wǎng)綜合治理

孤南油田地面管網(wǎng)綜合治理

1.孤南油田原油開發(fā)現(xiàn)狀孤獨南部的油田位于雨季坍塌的東部。東與孤獨東部的油田相連，西與孤島油田相連。北沿孤獨南部的斷層分布，南與孤獨南部的洼地形成一個相對應的區(qū)域。斷層多,含油斷塊多,面積小,分布零散是孤南斷塊區(qū)的突出特點。孤南油田是沿孤南斷層分布、由五個斷塊區(qū)組成的復雜斷塊油田,自西向東依次為孤南152塊、孤南151斷塊、孤南2斷塊、孤南12斷塊和孤南131斷塊。孤南油田原油具有油質輕、粘度小、凝固點高的特點。該區(qū)塊油井地質環(huán)境復雜,地層流體腐蝕性強,油氣比平均高達20以上,在開發(fā)過程中造成地面管網(wǎng)腐蝕破漏嚴重,管理難度非常大,成本投入加大,開發(fā)效益下降,嚴格制約著該區(qū)塊的正常生產(chǎn)運行。因此采取了許多措施,投入大量資金、人力、物力,雖然取得了一定效果,但地面管網(wǎng)仍然經(jīng)常破漏,新外輸干線投產(chǎn)不到1年即開始破漏,最小維修周期不到20天。為從根本解決以上問題,有針對性地摸索出一套較為完善和有效的治理方案,有步驟實施,現(xiàn)分析如下。1.1孤南油田原油運移運輸現(xiàn)狀目前下館陶區(qū)塊共有總井71口,液水平為2500～3000m3/d,油量263t/d,綜合含水89.1%,氣量4400m3/d,油氣比20:1,混輸回壓0.8MPa。外輸干線維修周期為1～2個月,維修工作量巨大。投入增大,管理難度增大,開發(fā)效果變差,經(jīng)濟矛盾突出。目前,孤南油田組轄11座計量站,承擔著孤南油田主要原油集輸任務。上述11座計量站原油混輸至孤南中轉站匯合后,輸至孤三聯(lián)處理,合計外輸管網(wǎng)14km。該區(qū)塊流體在孤島地區(qū)為典型的高礦化度,高腐蝕性液體,為區(qū)塊正常開發(fā)和管理帶來了較大的難度。1.2外輸管線停井嚴重,影響產(chǎn)量孤南油田外輸管網(wǎng)穿孔、刺漏頻繁,僅1999年一年,上述11座計量站外輸管線累計發(fā)生刺漏45次。流體的高腐蝕性使得該油田11座計量站外輸管線維修周期平均僅為30d,每次維修平均需停井26口,加之該油田原油高含蠟,每次維修極易造成管線堵塞,從而延長停井時間,每年造成產(chǎn)量損失近450t(包括原油泄漏、油井停井和因停井而導致躺井作業(yè)影響產(chǎn)量),價值100余萬元。管線刺漏部位均勻分布管線全程,已無法保證生產(chǎn)正常運行,急需對其進行治理改造。2.地面管網(wǎng)破漏主要原因從歷次管線刺漏情況看:主要是內腐蝕,表現(xiàn)為管線材質與流體發(fā)生化學反應,內壁變薄,造成刺漏,從破漏管線剖面可以清晰看到腐蝕痕跡,腐蝕部位主要集中在管線底部以及某些拐彎部位(如垮公路處、進出院墻外以及某些管線走向改變處)。通過提取流體、腐蝕管網(wǎng)斷面進行化驗、解剖,分析主要是電化學腐蝕。孤南油田系高腐蝕區(qū)塊,地層水礦化度達10000～20000mg/L,原油含硫高達85mg/L,流體的高礦化度造成計量站外輸管線嚴重腐蝕。孤南油田流體礦化度是孤島油田一般區(qū)塊的6～7倍,水型以CaCl2為主,兼有NaHCO3水型,而Ng上以NaHCO3水型為主,因此地下流體對地面管網(wǎng)腐蝕相當嚴重,造成地面管網(wǎng)破漏。計量站外輸管網(wǎng)投產(chǎn)后1年左右即開始破漏,單井管網(wǎng)投產(chǎn)8～10個月開始破漏,個別腐蝕嚴重的油井,投產(chǎn)不到半年即破漏。如孤南152計量站匯總管被流體腐蝕滲漏嚴重,量油分離器也因腐蝕滲漏無法量油。計量站外輸管網(wǎng)投產(chǎn)選取管徑時往往要考慮到該區(qū)塊今后開發(fā),由于地層情況、生產(chǎn)需要不斷發(fā)生變化,油田液量也不斷變化,當液量較小時,管線管徑相對過大,導致流體流速減緩,流體在管網(wǎng)停留時間過長,在這種高腐蝕的流體環(huán)境中,流體腐蝕強度增加,從而加劇腐蝕。對油田11座計量站流量與管網(wǎng)破漏次數(shù)進行了統(tǒng)計,錄取時間段為2個月。從統(tǒng)計中可以看出:當油田液量量增加時,破漏次數(shù)減少,當液量減少時,破漏次數(shù)反而增加,二者幾近一種負相關關系。從以上分析可發(fā)現(xiàn),地面管網(wǎng)破漏主要是由于流體的高礦化度造成電化學腐蝕。液量的變化在其中也起一定作用,它在一定程度上加快了腐蝕速度。3.耐腐蝕性材料應根據(jù)油田管網(wǎng)的結構和材質決定在客觀因素一定的情況下(流體物性特別是礦化度無法改變的前提下),首要任務是解決電化學腐蝕問題,從以往生產(chǎn)經(jīng)驗分析,為從根本上解決問題,必須對管網(wǎng)從管線材質上進行更新,鋼管線在本油田已無法保證生產(chǎn)正常運行,應選用其他耐腐蝕性能強的材料。3.1非金屬材料生產(chǎn)廠家應用玻璃鋼復合管(或類似產(chǎn)品)是一種比較先進的高新技術產(chǎn)品,在國內外均已大量應用,類型也較多。該管道改變了以往用鋼作為材質的作法。具有相似于鋼管的強度,耐溫性能較好,防腐、耐壓、耐高溫、重量輕、熱膨脹系數(shù)小、保溫性能強、安裝維修方便等優(yōu)點。結合區(qū)塊的實際情況,具有較強的實際應用價值。為此,先后對幾家非金屬材料生產(chǎn)廠家進行了對比。由于孤南油田區(qū)塊較多,且區(qū)塊流體物性各異,因此我們根據(jù)個區(qū)塊性質篩選了3家非金屬材料管線。3.2減輕腐蝕的目考慮到以往生產(chǎn)中存在的問題,管徑選擇應根據(jù)地質開發(fā)資料預測,在滿足生產(chǎn)需要和節(jié)省建設投資角度同時,盡可能減少管徑,以達到提高流速,減少腐蝕機率,從而達到減緩腐蝕的目的。3.3管網(wǎng)改造及效果根據(jù)地質開發(fā)資料預測,該油田的產(chǎn)液量基本維持在現(xiàn)有水平,從滿足生產(chǎn)需要和節(jié)省建設投資角度出發(fā),同時由于資金需求量較大,采取分部實施的辦法,1999年更換孤南131—孤南12站外輸線,2000年更換孤南3#—孤南閥組外輸線、更換孤南12—孤南閥組站外輸線;2001年更換孤南152—孤南中轉站外輸線、更換孤南閥組—孤南中轉站外輸線。這樣截止到2001年11月底,對孤南油田的地面管網(wǎng)綜合治理全部結束。共投資490×104元,改造管線14km。更換孤南131—孤南12站外輸線2.5km,管徑DN200,材料為玻璃剛復合管,投資75×104元。更換孤南12—孤南閥組站外輸線5km,管徑DN200,材料為玻璃剛復合管,投資150×104元。更換孤南3#—孤南閥組外輸線2.5km,管徑DN150;材料為塑料合金雙復合管,投資75×104元。更換孤南152—孤南中轉站外輸線2.5km,管徑DN200;材料為塑料合金雙復合管,投資100×104元。更換孤南閥組—孤南中轉站外輸線1.5km,管徑DN200;材料為環(huán)氧粉末內噴防腐管,投資90×104元。根據(jù)各區(qū)塊的液量及流體物性,分別選取了管徑DN200和DN150兩種管徑管線。從而提高了流體流速,減少了流體在管網(wǎng)停留時間,減緩了地面管網(wǎng)砂磨破漏情況的發(fā)生。(4)效益及效果分析。孤南油田歷年來一直是采油廠生產(chǎn)開發(fā)中的高難區(qū)塊。地面管線腐蝕嚴重,穿孔頻繁,維修工作量大,不但嚴重制約了原油生產(chǎn)的正常運行,造成原油產(chǎn)量損失,而且嚴重污染了環(huán)境,造成巨大經(jīng)濟損失。通過進行綜合治理,建設新線,不但