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1、3.1 地面系统现状3.1.13.1.1 地面建设现状地面建设现状目前，镇泾油田已投入开发 6 个井区，动用地质储量 579104t。已建油水井 312 口，油井开井数 127 口，以机抽采油为主，部分井投产初期采用自喷生产，平均泵深 1777m，单井日产液 3.0m3，平均单井日产油 1.0m3，日产液385.6m3，日产油 131.7t，综合含水 65.8%；注水井 57 口、开井 29 口，日注水377m3，单井日注 13m3，平均泵压 18.4MPa。地面系统已建 ST2 集输站 1 座，HH105 转接拉油站 1 座，计量拉油站 4 座，拉油点 14 个，油井生产站(场)138 个，
2、计量销售井区 22 个，原油通过汽车外运至西安石化。目前生产油井集输方式及进站情况见表 3.1-1（截至 2011 年 5 月） 。各类站场（集输站、转接拉油及计量拉油站）管辖油井、产油量和产液量及集输管道统计见表 3.1-2（截至 2011 年 6 月） 。表 3.1-1 目前生产油井集输方式及进站情况统计表管输 进集输站项目单井 拉油丛式井场 集中拉油进接 转站一级布站二级布站合计集输油井数（口）10065391915238 集输液量（m3/d）146.82120.4623.5744.9610.65346.46 集输油量（t/d）67.0829.81014.123.66124.66 平均单
3、井产液（m3/d）1.471.850.602.370.711.46由上表看出，目前镇泾油田单井平均产液量 0.602.37m3/d，较低，大部分油井只能采用单井拉油方式集输，仅少部分距接转站或集输站较近的井实现管输。管输液量仅占总产液量的 22.85%。表 3.1-2 集输站场管辖油井、产油量和产液量及集输管道现状表液量油量序 号站名井数(t/d)(t/d)集输管线1ST2 集输站3464.2123.59单井集输管线 DN50 玻璃钢管，SK6 计 量站至 ST2 集输站集输干线 DN100 玻璃 钢管，长度 2650m，SK2 至 ST2 集输站 集输管线 DN80 玻璃钢管，长度 1680
4、m2HH105 接转站3817.708.85单井集输管线 DN50 玻璃钢管，集输干 线 DN65-DN100 3SP1-6 拉油站5 4ST1 拉油站21.200.32序 号站名井数液量油量集输管线(t/d)(t/d) 5ZJ1 拉油站715.993.47单井集输管线 604 钢管 6ZJ2 拉油站517.661.23单井集输管线 604 钢管 7ZJ3 拉油站1249.263.12单井集输管线 604 钢管 8HH101 拉油站31.280.40单井集输管线 604 钢管 9ZJ5 拉油站30.830.65单井集输管线 604 钢管 10ZJ25 拉油站3单井集输管线 604 钢管 11Z
5、J21 拉油站31.200.88单井集输管线 604 钢管12ZJ25-11 拉油 站20.700.61单井集输管线 604 钢管13HH26 拉油站1512.4210.71集输干线采用 DN65-DN100 玻璃钢管， 单井集输管线 604 钢管 14JH9 拉油站111.660.50 15HH21 拉油站13.810.62单井集输管线 604 钢管 16HH24 拉油站10.230.20单井集输管线 604 钢管 17HH52 拉油站116.704.22 18HH55 拉油站28.384.54单井集输管线 604 钢管19合计137223.2 363.913.1.23.1.2 集输系统现状
6、集输系统现状（1）集输工艺现状集输方式有三种形式，一是管输进站，即丛式井场水套炉加热管输至 ST2或 HH105，集中处理、合格油汽车外运至西安石化；二是丛式井场集中脱水发油，即几个丛式井组汇集至一个井场进储罐经加热集中脱水，合格原油由汽车外运至西安石化，污水拉至 ST2 集输站统一处理；三是单井拉含水油至脱水发油点，即单井拉含水油至一个井场进储罐经加热集中脱水发油，处理合格后汽车外运至西安石化。（2）ST2 集输站现状ST2 集输站 2005 年建成投产，设计液量处理规模 200m3/d，注水规模528m3/d，污水处理能力 200m3/d，原油储罐容量为 4200m3（800m3） 。目前
7、，进站液量 64.21m3/d，油量 23.59t/d，综合含水 36.7%。站外集输现状目前集输站管辖周边 SP1、SP2、S1、SK2、SK3、SK5、SK6 及站内 ST2 等丛式井场共 34 口井，采用一级、二级布站，站外集输流程示意为：丛式井（计量站）ST2 集输站装车外运在井场设有水套加热炉、天然气分气包各 1 套，建有生产和计量 2 条管线，生产汇管与单井计量管线通过井场加热炉加热后分别进入集中处理站，单井来油在集中处理站计量后与生产汇管汇合后进行处理，处理合格后外运。另外，ST2 集输站周边外围还有 ZJ1、ZJ2、ZJ3 等丛式井场，距 ST2 集输站约 3.7km，由于液量
8、低，距离远，目前采用丛式井拉油集输流程。HH371、HH372 井已关停，HH38 井目前捞油生产。站内原油处理流程集输站原油脱水流程：采用热化学、沉降脱水流程，生产流程框图见图3.1-1。单井来液破乳剂原油销售污水阀组计量分离器阀组沉降罐（盘 管加热）净化油罐单井来液分离器SK6计量站污水回灌单井来液 光图 3.1-1 ST2 集输站生产流程示意框图附近油井产液管输进联合站，经站内阀组后，需要计量的产液进入计量双容积分离器计量，计量后进入沉降罐，不需计量的进入生产分离器，气液分离后进沉降罐，脱水合格的原油进入净化油罐后外运销售，沉降污水经处理后回灌。沉降罐内采用盘管热水循环加热，并投加破乳剂
9、，脱水后原油含水率0.5。目前脱水温度 5060，加破乳剂浓度为 60100ppm。主要脱水设备及运行参数ST2 站主要脱水设备有：2 座 200m3沉降脱水罐，2 座 200m3储油罐，盘管加热。（3）HH105 转接拉油站HH105 转接拉油站 2011 年建成投产，管辖油井 38 口，进站液量 18m3/d，油量 10t/d，综合含水 55%左右，进站压力 0.3MPa，进站温度 8-10。单井计量采用井口示功图计量及视频监控。设计参数产能设计规模：2.4104t/a处理液量设计规模：300m3/d储罐库容：400m3，储存时间为 5 天进站液量：130282m3/d进站油含水：3070
10、%进站温度：1014进站压力：0.4MPa（g）油气水分离温度：4550油气水分离压力：0.20.3MPa（g）净化油含水：0.5%原油装车外运能力：设装车泵 1 台，单台装车流量 50m3/h，装车鹤位 1 个。站外集输现状目前转接拉油管辖周边 38 口井，采用一级站，站外集输流程示意为：丛式井转接拉油站装车外运站内原油处理流程HH105 转接拉油站工艺流程：采用加热、三相分离脱水工艺。采用三相分离器和沉降罐脱水工艺，进站含水原油先进水套加热炉加热升温至 50，进三相分离器进行脱水，三相分离器出口原油进沉降罐继续沉降脱水，脱水后的原油进储油罐。沉降罐和储油罐的原油经化验含水率小于 0.5%时
11、装车计量后外运。在三相分离器检修等特殊状况时，含水油可通过三相分离器的旁通直接输到沉降罐，由沉降罐进行脱水处理。三相分离器和沉降罐脱出的污水去污水池，再装车外运处理。生产流程框图见图 3.1-2。破乳剂 井场来液生产阀组水套加热炉三相分离器沉降罐储油罐装车泵装车鹤管图 3.1-2 红河 105 转接拉油站生产流程示意框图主要脱水设备及运行参数三相分离器 3000mm9600mm PN0.6MPa 1 具沉降罐（拱顶） 200m3（D=6.67m，H=6.87m） 1 座 罐壁保温原油储罐（拱顶） 200m3（D=6.67m，H=6.87m）1 座 罐壁保温天然气除油器 800mm H=6685
12、mm PN0.6MPa 1 具天然气干燥器 300mm PN0.6MPa 1 具装车泵 WZL80-65-200 Q=50m3/h H=50m N=22kW 1 台双桶双泵加药装置 1 套（4）HH26 转接拉油站设计参数产能设计规模：1.08104t/a处理液量设计规模：270m3/d储罐库容：270m3进站液量：60127m3/d进站油含水：3070%进站温度：1014进站压力：0.4MPa（g）净化油含水：0.5%工艺流程该站主要包括单井计量、来液加热、脱水、原油储存、装车功能。单井计量流程：油井计量采用油井在线远传一体化计量装置（示功图法计量） 。原油脱水、储存、装车流程：采用三相分离
13、器脱水工艺，进站含水原油先进水套加热炉加热升温至 50，再进三相分离器进行脱水脱气，脱水后的原油进沉降罐沉降，沉降后的原油进净化油罐，油罐的原油经化验含水率小于 0.5%时装车计量后外运。主要设备气液分离器 1 具（10003800） 、水套加热炉 1 具、30m3方罐 9 具、原油装车鹤管 1 位。（5）拉油井场工艺流程：该站主要包括单井计量、来液加热、脱水、原油储存、装车功能，原油加热燃料气采用套管气，不足部分用煤补充。单井计量采用井场拉油罐计量工艺。原油脱水采用加热沉降脱水工艺，生产流程框图见图 3.1-3。破乳剂 井场来液生产阀组气煤加热炉拉油罐装车鹤管图 3.1-3 典型拉油站生产流
14、程示意框图主要设备：安装 35 座 50m3地面罐，气煤加热炉 1 台，装车鹤管 1-2 套。3.1.33.1.3 注水、清水处理流程注水、清水处理流程镇泾油田采用注清水开发，水源引自附近的水源井，目前投注水井 57 口，开发注水井 33 口，单井日注 13m3，平均泵压 18.4MPa，平均油压 16.2MPa。注水站内建有清水处理及注水设施，流程框图见图 3.1-4。水源井原水罐纤维球过滤烧结管式精细过滤净化水罐注水泵注水管道注水井图 3.1-4 清水处理流程示意框图已建 ST2 清水注水站，注水能力 200m3/d；撬装注水站 11 座，其中：ZJ2注水站、ZJ5 注水站注水能力为 12
15、0m3/d，注水泵型号3125Pa（Q=5m3/h，P=25MPa，N=55kW） 。其它 9 座注水站注水能力为 240m3/d，注水泵型号 3175Pa（Q=10m3/h，P=25MPa，N=90kW） 。注水开发井区注水井现状配注量见表 3.1-3。表 3.1-3 注水井现状配注量表井号配注量 m3/d备注SK110 SK210 SK2-220 SK320 SK1-85 SK1-9 停注井号配注量 m3/d备注SK640 SK710 SP1-310 SP215 ZJ1-2-7 停注ZJ1-3-3 停注ZJ1-3-615 ZJ1-6-5 间注ZJ2-115 ZJ3-3-5 停注ZJ3-5-
16、75 ZJ3-8-8 停注SK1-4 注污SK1-5 注污3.1.43.1.4 污水处理污水处理系统系统ST2 集中处理站建有 1 座撬装式污水处理装置，污水处理能力 240m3/d，处理合格后用于回注，采用的流程为：气浮一级核桃壳过滤二级多介质过滤3.1.53.1.5 道路系统现状道路系统现状镇泾油田油区位于甘肃省庆阳市镇原县与泾川县境内，部分区域位于平凉市崆峒区内，油区范围及周边已建有国、省、县道等各等级道路。但由于地形、地质等原因，道路系统整体建设标准偏低，公路网络设置不尽合理，特别是县乡道路，线形蜿蜒曲折，坡陡路窄，通行能力较低。现油区及周边已建有等级公路共计 5 条，基本为东西走向，南北向目前尚无修筑等级公路，油区范围对外交通条件一般。油田外部整个油区对外交通依托主要为通过油区南部的福州至银川高速公路（G70）及上海至伊宁国
