PDF《1.建设项目概况》

【风城超稠油油藏

2012 年产能建设方案环境影响报告书简本】 建设单位:新疆油田公司 评价单位:新疆维吾尔自治区环境保护技术咨询中心

1 1.

1. 1. 1.建设项目概况 1.1 1.1 1.1 1.1 建设项目的地点及相关背景 建设项目的地点及相关背景 建设项目的地点及相关背景 建设项目的地点及相关背景 1.1.1 项目背景 新疆风城油田稠油资源丰富,经过近三十年的勘探和前期开发试验,目前已 基本落实稠油储量 36090*104t,其中已落实的可动用地质储量 25413*104t,是新 疆油田未来现实的稠油产能建设接替区.近几年来,在股份公司的关心指导下, 新疆油田在风城油田选择原油粘度较低区域(粘度小于

2 万毫帕秒)进行了有效 开发.与此同时,与中国石油勘探开发研究院紧密合作,开展了风城超稠油 SAGD、高干度蒸汽开发技术攻关研究,在重

32 井区、重37 井区、重18 井区 和红浅

1 井区开辟了先导试验区,在超稠油开发技术上取得了重要突破,见到明 显效果,为新疆油田稠油稳产和上产提供了技术支持,为风城超稠油的规模开发 奠定了基础. 目前,风城油田已开发了重

32、重

43、重检

3 井区,在重

32、重37 井区 开展了 SAGD 先导试验,并于

2011 年在重

18 西区已完成 50*104 t 产能建设, 取得良好的开发效果.至此,风城油田稠油区块共建成各类管汇站

74 座,原油 接转站

24 座(重

32、重18 井区

23 座,重43 井区

1 座),注汽站

22 座(重

32、 重18 井区

18 座,重43 井区

1 座,重32 SAGD 试验区

1 座,重37 SAGD 试验 区1座,重32 燃煤锅炉注汽站

1 座),集中换热站

1 座.在2008 年建成风城

1 号稠油联合站,处理能力 100*104 t/a,配套污水处理能力 20000m3 /d,除氧及软 化水处理能力 30000m3/d;

风城

1 号稠油联合站将于

2012 年完成改扩建,达到 原油总处理能力 180*104t/a,污水处理能力 30000m3/d. 根据新疆油田勘探开发研究院

2012 年2月编制的《风城超稠油油藏

2012 年产能建设方案》 、 《SAGD 采出液高温密闭脱水试验站方案设计》和2011 年4月提供的《风城

1 号稠油联合站改扩建工程可行性研究报告》内容,2012 年在 风城油田共部署定向井和直井

1125 口,水平井

218 口,2012 年重

18 井区采用 常规开发方式,按照风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划方案的产能安排,

2012 年新建产能 97.0*104t,结合油田公司 SAGD 水平井工业化推广情况,确定 【风城超稠油油藏

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2 常规开发方式新建产能 83.5*104t,SAGD 开发新建产能 13.5*104t. 1.1.2 项目位置 新疆风城油田位于准噶尔盆地西北缘北端,克拉玛依市东北约100km,北以 哈拉阿拉特山为界,东与夏子衔接壤,西邻乌尔禾区,地理坐标为:东经85°47 ′19″~85°56′23″,北纬46°07′06″~46°10′20″,行政区划属克拉玛 依市乌尔禾镇管辖. 本项目所在的重18井区拟建场地位于重32井区努仁乌勒北部 盐碱洼地.盐碱洼地以北及以南是绵延不断的风蚀山丘,217国道从井区东南部 通过,交通较为便利. 1.2 1.2 1.2 1.2 工程内容 工程内容 工程内容 工程内容 1.2.1 生产规模及内容 根据新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划,2012年重点开发重18 井区及重32井区.该井区2010年开始试验开发,实施产能井46口井,产能4.36 x

104 t/a.建有重18井区接转站,并建有较完善的供水、供电、通讯等设施.风城 油田已建有处理规模为100*104 t/a的1号超稠油处理站,站内设有处理规模为 20000m3 /d污水处理站,承担风城油田217国道以北区域的采出液处理任务. 本项目共部署各类开发井936口,采用水平井与直井的组合方式. (2排直井 夫3排水平井),直井井距70m,正方形井网;

水平井井距70m,水平段长度210m. 新建产能97*104 t/a(其中常规开发产能83.5*104 t/a,SAGD开发产能13.5*

104 t/a). 项目区属于超稠油油田,油层压力低,粘度高,供液能力差,油藏开采采取 蒸汽吞吐开采.即单井蒸汽注入时间为2- 3周,并保持比较高的蒸汽注入速度, 注完蒸汽后闷井3-5天,然后投入采油生产几个月甚至一年.单井采出液通过注 采合一管道输至计量配汽点,经计量后集输至接转站内原油缓冲罐,然后由转油 泵经集输支线、干线输至风城1号特稠油联合站进行脱水处理,处理后的原油外 输,含油反水回注地层. 本项目建设内容包括:①钻井工程,新建井936口,其中常规开发区钻井891 口(其中水平井150口,直井741口,平均井深520m,总计钻井进尺46.3*104 m, 【风城超稠油油藏

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3 建产能83.5*104 t), SAGD开发区钻井45口(重32井区部署SAGD双水平井10井组, 观察井10口;

重1井区部署SAGD双水平井5井组,控制井20口.平均井深780m, 总 计钻井进尺3.51*104 m,建产能13.5*104 t),直井井口安装三型抽油机,水平 井井口安装五型抽油机,水平井井口设主管用于采油及注汽,副管用于井底测试 及注汽.采用稠油热采井场(带伴热)工艺设计,直井井场安装五型节能抽油机, 水平井井场安装六型抽油机, 井场采用保温盒保温. ②集输, 采用三级布站方式, 即采油井场→多远阀集油自己汽计量管汇站(14井式)→接转站→1号特稠油处理 站. 油区建70座14井式多远阀集油计量自己汽管汇站和14井式多通阀集油配汽管 汇站(不带计量装置), 需计量井口出油经多通阀选井后进称重式油井计量装置进 行计量,计量后的原油与不经计量装置的原油经集油支线输至新建接转站2* 100m3 原油缓冲罐,再由转油泵通过集输干、支线输至风城1号特稠油联合站进行 脱水处理. 14井式多通阀集油配汽管汇站(不带计量装置)单井原油依托相邻的14 井式多通阀集油计量配汽管汇站的计量装置进行计量.③场站建设,新建稠油接 转站12座、每座接转站设转油泵房及配电值班室1栋,2座100m3 缓冲罐.转油泵 与100m3 缓冲罐液位进行连锁,采用变频调速.④注汽系统,采取注气站与接转 站合建的布站形式,新建11座接转注汽站(其中常规开发区新建9座,SAGD开发 区新建2座),利用原有注气站2座,共安装6台20t/h和24台22.5t/h过热注汽锅 炉,用气量108*104 Nm3 /d(39420万m3 /a).注汽管道采用低支架架空敷设,架 空高度0.5m,采用保温型支架.⑤管线,新建各类管道244.6km,其中单井注采 合一管线203m,集油线线41.6km.⑤道路,新建道路5.2km,为沙石道路,公路 四级,路基宽6.0m.供水、供电、通讯等辅助设施依托现有. 1.2.2 工艺流程 (1)钻井 风城超稠油油藏

2012 年产能建设方案共部署各类开发井

936 口,其中水 平井

165 口,定向井

741 口,观察控制井

30 口,钻井进尺 46.3*104 m,建产 能97*10

4 t. 钻井既是油田开发的主要工艺过程, 也是对环境造成污染和破坏 的重要工程因素之一.钻井过程的污染物包括钻井过程中废弃的泥浆、岩屑、 【风城超稠油油藏

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4 钻井废水、钻井用的柴油机排放的烟气、噪声以及占地对地表植被的破坏等. (2)测井 测井是在钻井过程中及钻井完成以后,利用测量地层电阻、自然电位、 声波、声幅方式确定含油层位,检查固井质量并确定射孔层位. (3)井下作业 井下作业一般在油井投产前及投产一段时间后进行.井下作业包括射孔、 压裂、试油、修井、酸化压裂、清蜡等工艺. 本项目采用稠油蒸汽吞吐开采工艺,不进行酸化压裂作业,正常运行一 般不会对环境产生不利影响.对环境产生的主要影响是在修井作业过程中, 会产生落地原油、作业废水以及车辆烟气、机械噪声等. (4)采油 重18 井区属于超稠油油田,油层压力低,粘度高,供液能力差,油藏条 件符合蒸汽吞吐开采标准.单井蒸汽注入时间为 2-3 周,在此期间保持比较 高的蒸汽注入速度.注完蒸汽后闷井 3-5 天,然后投入采油生产,此后这些 井可产油几个月甚至一年,这一过程被定作是一个采油生产周期. (5)集输 井场采出液经计量配汽点进行计量后,输入接转站,再有该站管道输送 至特稠油处理站进行处理.工艺流程见图 1. 图1原油集输工艺流程图 (6)注汽 注汽站将蒸汽通过计量配汽点输送至各单井,利用蒸汽不断加热井内原 油,大大降低地层原油的黏度,利于原油开采.工艺流程见图 2. P≤0.3MPa T≥80℃ P≤1.8MPa T≥80℃ 计量配汽点 在、 接转站 特稠油处理站 井场 P≤0.6MPa T>

80℃ P=0.35MPa T≥80℃ 注汽锅炉 计量配汽管汇站 注采井口 D76*7 或D89*8 单井注采合一管道 D114*12 注汽管线(双线) 【风城超稠油油藏

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5 图2注汽工艺流程图 1.2.3 建设周期和投资 1.2.3.1 建设周期 油田边开发边生产,本项目为风城超稠油油藏

2012 年产能建设,本项目的 建设期为

1 年. 1.2.3.2 投资 风城油田

2012 年稠油地面建设工程,总投资估算(四项合一)见表 1.2-1. 表1.2-1 1.2-1 1.2-1 1.2-1 风城油田超稠油油藏

2012 2012

2012 2012 年地面建设工程总投资估算表 序号 项目或费用名 称一二三四风城超稠油油藏 常规开发部分 风城超稠油油藏 SAGD 开发部分 SAGD 采出液高温 密闭脱水试验站 风城

1 号稠油联 合站改扩建工程 A 工程 费用 116070.30 12403.56 4885.05 27717.56 B 其他 费用 14903.74 1695.41 1562.94 3667.22 C 预备费 13097.40 1409.90 644.80 2510.78 D 建设贷款利息 1940.10 208.85 95.51 456.45 E 合计 146011.54 15717.71 7188.31 34352.01 总投资(一+二+三+四) 203269.57 注1:上表中第

3 项,SAGD 采出液高温密闭脱水试验站

2 类费用中包括与加拿大 IMV 工程公司技术合作及工程咨询费用(140 万美元). 注2: 上表中第

4 项, 风城

1 号稠油联合站中不包括 SAGD 预处理部分 (1 类费用、 2197.39 万元),此部分费用在上表

3 中核算. 1.2.4 工程特性表 表1.2-2 1.2-2 1.2-2 1.2-2 油田开发工程特性表 【风城超稠油油藏

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6 序号项目名称 内容 单位 数量 备注

1 钻井工程 常规开发区钻井 口891 (含老井利用15口) , 其中水平井150 口,直井(定向井)741 口,总计钻 井进尺 46.3*104 m,建产能 83.5*104 t SAGD 开发区钻井 口45 重32 井区部署 SAGD 双水平井10 井组, 观察井10口;

重1井区部署SAGD 双水平井

5 井组,控制井

20 口2油气集输 工程 站场井场 座936 根据油藏开发方案,该区

2012 年常规 开发区钻井井场

891 座、 SAGD 开发区 钻井井场

45 座 集油配气管汇站 座70 常规开发区

14 井式集油计量配汽管汇 站55 座;

2*14 井式集油计量配汽管汇 站15 座 接转站 座12 常规开发区接转站

12 座 集油线 km 41.6 常规开发区集油线 36.7km;

SAGD 开发 区集油线 4.9km 单井注采合一管线 km

203 常规开发区单井注采合一管线 197km;

SAGD 开发区管线 6km

3 配套工程 供电 系统 架空线路 km 28.6 10KV 变电站 座110/0.4kV 变电站 道路 工程 主干路 km 5.2 沙石道路,公路四级,路基宽 6.0m

4 依托工程

1 号超稠油处理站 由100*104 t/a 扩建至 180*104 t/a,采出水处理系统由 2*104 m3 /d 扩建至 3*104 m3 /d SAGD采出液高温密闭脱 水试验站 SAGD 采出液高温密闭脱水试验站原油处理规模定为 30*104t/a (按照液量 5000m3/d, 综合含水 75-85%考虑) 废水蒸发池 由于风城油田多年开采,

1 号稠油处理站废水处理日益 增加,所排废水不能全部用于回注,2012 年新疆油田 公司考虑在凤城油田北侧新建一个废水蒸发池,该蒸 发池单独进行评价,不在本次评价范围内. 1.3 1.3 1.3 1.3 项目政策 项目政策 项目政策 项目政策、 、 、 、法规 法规 法规 法规、 、 、 、规划符合性 规划符合性 规划符合性 规划符合性 1.3.1 1.3.1 1.3.1 1.3.1 与国家及自治区相关规划的符合性分析 与国家及自治区相关规划的符合性分析 与国家及自治区相关规划的符合性分析 与国家及自治区相关规划的符合性分析 石油天然气开采业是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业, 属于国家重 点鼓励发展的产业.本项目的建设符合国家十二五发展规划的相关政策,统筹规 划全国能源开发布局和建设重点,建设山西、鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、 西南地区和新疆五大国家综合能源基地.提高能源就地加工转化水平,合理规划 【风城超稠油油藏

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7 建设能源储备设施,完善石油储备体系,加强天然气和煤炭储备与调峰应急能力 建设.符合新疆十二五发展规划,发展开发新疆优势资源的相关规定. 1.3.2 1.3.2 1.3.2 1.3.2 与《新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划》的协调 与《新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划》的协调 与《新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划》的协调 与《新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划》的协调 性分析 性分析 性分析 性分析 (1)整体开发方案 全生命周期主要根据极限油汽比 (稠油生产盈亏平衡时的瞬时油汽比) 确定, 低于极限油汽比即为生命周期结束.经过经济效益法计算,当油价为

60 美元/ 桶时,极限油汽比为 0.12.根据 0.12 的顺时油汽比下限,确定本规划全生命周 期为 2011~2044 年, 到2044 年全生命周期结束, 风城油田开发规划详见图 4.5-1. 根据整体部署,分步实施,先优后劣,先易后难,平面接替,保持稳产的开 发原则,本规划整体开发方案分三个阶段进行开发,分别是建设期、稳产期和递 减期.建设期:2011 年~2015 年,实施开发井

3679 口(其中产能井

3409 口, SAGD 观察井

270 口) ,钻井进尺 239.0*104m,建产能 527.2*104t,累积产油 达到 1190.7*104t(包括老区本阶段产油量) ;

稳产期:2015 年~2031 年,采用 平面接替方式稳产

17 年,累积实施开发井

3316 口(其中产能井

2509 口, SAGD 观察井

807 口) ,钻井进尺 242.4*104m ,建产能 724.7*104t,阶段产油量 6521.9*104 t(包括老区本阶段产油量) ,累积产油达到 7712.6*104 t;

递减期:

2032 年~2044 年,递减期内不新增产能,到2044 年全生命周期结束,阶段产油 量2105.6*104t,累积产油达到 9817.8*104t(包括老

2010 年以后产油量) ,全 区累积产量达到 9985.8*104t(包括老区

2010 年12 月前的 168*104t 产量) . 其中SAGD 方式

2012 年开始规模开发,2044 年SAGD 全生命周期结束(油价

60 美元/桶下的油汽比降至 0.12) ,累积产油 7090.6*104 t(不包括重

32、重37 试验 区产量) ,占方案总产油量的 72.2%. (2) 十二五 期间开发方案 根据重

18 井区和重

32 井区试验开采情况,重18 井区和重

32 井区目前未 动用区控制程度高,原油粘度相对较低,储量落实,因此,在 十二五 期间首 先动用重

32 井区未动用储量和重

18 井区........