旅大10-1油田綜合調整工程開發方案優化研究

徐 閩王 蓉（.中海石油（中國）有限公司天津分公司工程建設中心 天津30046；.中海油能源發展裝備技術有限公司工程設計研發中心 天津30045）

旅大10-1油田綜合調整工程開發方案優化研究

徐 閩1王 蓉2
（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司工程建設中心 天津300461；
2.中海油能源發展裝備技術有限公司工程設計研發中心 天津300452）

旅大10-1油田生產形勢好，油藏通過繼續挖潛預測出較好采收率，啟動了該油田綜合調整工程開發。在開發方案研究中，工程方新建注水海管，降低水源井產水，解決油田富余生產水回注問題；通過新老平臺修井機軌道對接實現后續鉆完井、修井作業；改變電網運行方式，以零成本方式提高電網熱備容量。最終開發方案順利通過審查并已實施投產，為這個“短平快”的項目打下良好的設計基礎，也為今后類似的工程進行了有益探索。

旅大10-1油田綜合調整； 工程開發方案；修井機軌道對接；熱備容量

引　言

根據最新的油藏研究成果，旅大10-1油田通過增加調整井可以進一步提高油田采收率。油藏推薦方案預測至2040年，全油田累積產油量可達1 893.28×104m3，采收率為40.9%。為滿足油田產量需求，提出了旅大10-1油田綜合調整研究課題。基于旅大油田現狀、油藏和鉆完井方案設計，工程方需新建一座四腿井口平臺WHPC，同時對工程方案研究中遇到的難題進行分析研究，優化方案并解決實際工程問題。最終，方案順利通過審查并快速啟動后續設計，為完成“十二五”目標作出了貢獻。

1　油田及項目概況

旅大4-2/10-1油田（下文稱“旅大10-1油田”）位于渤海遼東灣海域遼西低凸起的中南端，在綏中36-1油田CEP平臺的西南方向。旅大10-1 CEP平臺距SZ36-1油田陸上終端約57.3 km，油田水深為31 m。

旅大10-1油田采用半海半陸式開發。旅大10-1 CEP中心平臺處理旅大10-1 WHPA和旅大4-2 WHPB這兩個井口平臺的產物，處理后含1%水的穩定原油再經海底管線輸送登陸。油田總圖如圖1所示。

圖1　油田總圖

旅大10-1 WHPA平臺是一座集計量、修井、注水為一體的四腿井口平臺，該井口平臺通過棧橋與旅大10-1 CEP平臺相連。2009年至2010年先后分三期工程對WHPA和CEP進行了較大規模的改造：一期工程在WHPA井口區南側外掛4個井槽；二期工程在一期工程基礎上再在WHPA井口平臺南側新增2根樁腿，增加2排（8個）井槽，新增電氣房間和設備；三期工程在CEP西側增加2根樁腿，對旅大工藝系統進行擴容升級，增加設備滿足調整產量要求。

2　工程開發原則

本次油田綜合調整工程的開發原則為：

（1）合理優化方案，充分依托現有設施；

（2）技術可行，安全可靠；

（3）統一部署，降低投資。

3　方案優化

3.1 依托現有設施，優化流程，滿足環保要求

根據油藏配產綜合調整后，油田最新配產與旅大10-1CEP有效設備處理能力對比見表1。

由表1可見，旅大10-1 CEP原油處理系統、天然氣處理系統、生產水處理系統及注水系統均可滿足油田調整后的產量要求，但油田配產顯示，2017年開始油田產水量將大于注水能力，并于2029年富余生產水量達到最大2 829.10 m3/ d。由于旅大4-2 WHPB目前注水采用水源井水，油田調整后，排產出污水若全部回注旅大10-1區塊將造成油田壓力過高，主區壓力超地層破裂壓力，因此工程須考慮解決多余污水回注問題，并實現油田零排放的環保指標。

表1　處理能力比較　Sm3/d

在依托旅大10-1油田現有處理設施的前提下，工程方綜合考慮以下三個可行性方案［1］。

* 方案1：外掛井口平臺+旅大4-2 WHPB平臺新增污水處理設施。在旅大10-1 WHPA平臺南側新建井口平臺WHPC；同時在旅大4-2 WHPB平臺西側外掛一個兩腿平臺，增加生產水處理設施。處理合格后，代替大部分水源井水進行回注，剩余污水仍然通過原有海管送到旅大10-1 CEP處理。

圖2　方案1工藝流程框圖

* 方案2：外掛井口平臺+注水海管。在旅大10-1 WHPA平臺南側新建井口平臺WHPC；同時將旅大10-1 CEP平臺處理后的一部分生產污水，以一條新建的旅大10-1 CEP至旅大4-2 WHPB的海管（直徑8 inch，長約14 km）送至旅大4-2 WHPB平臺，代替水源井水進行注水。

圖3　方案2工藝流程框圖

* 方案3：獨立井口平臺（含生活樓）+海管海纜。在距離旅大10-1 WHPA平臺1 km處新建可容納30個人的生活樓井口平臺WHPC；同時增加旅大10-1 WHPA與旅大10-1 WHPC之間的注水、混輸管線及電纜，并新建一條旅大10-1 CEP至旅大4-2 WHPB的注水海管。針對上述三個方案，工程量及費用投資見表2。

表2　工程量及工程費用對比表

經對工程設施量及投資預算比較，方案2的工程量較少，海管鋪設技術成熟且費用最低，并能較好地解決旅大10-1油田富余生產水的回注問題，保證油田零排放的環保要求。

3.2 優化平臺位置，解決老平臺側鉆及后期鉆完井、修井作業

根據各專業綜合分析比較，工程確定“外掛井口平臺+注水海管”方案，但需進一步研究該外掛井口平臺的具體外掛位置。根據鉆完井作業限制，工程方可選擇在旅大10-1WHPA平臺南側或者西側外掛井口平臺。但在旅大10-1WHPA平臺西側外掛平臺方案無法實現修井機共用及老井槽側鉆問題外，也會造成鉆井船停靠新老平臺系纜不便，影響WHPA平臺救生艇的使用等［2-3］。鑒于以上原因，故采用在旅大10-1WHPA平臺南側新建四腿井口平臺WHPC。平臺初期采用自升式鉆井平臺（南側就位）完成鉆井和完井作業。

旅大10-1WHPA平臺目前配置HXJ135修井機。若為減少投資，仍利用該修井機，則后期無法實現新老平臺的鉆井、完井及修井作業，因此，必須在WHPC新建1臺電驅HXJ225修井機，以實現后期新舊平臺的鉆井及修井作業［4］。工程方提出在WHPA平臺與WHPC平臺間通過棧橋和滑軌連接，將新建的WHPC平臺滑軌與原先的WHPA平臺滑軌相連。其中一條滑軌布置在1軸，另一條滑軌與其間距為10.5 m，新平臺兩條滑軌北側與老平臺滑軌相連，南側延伸至平臺邊緣，使修井機的作業范圍能夠覆蓋新老平臺的所有井口。新建的修井機通過相連的滑軌滑移到舊WHPA平臺，在多功能平臺的支持下進行WHPA平臺生產井的開窗側鉆等作業。滑軌總體布置圖如下頁圖5所示。

由于HXJ225型修井機的支點反力比HXJ135型修井機增加約50%，WHPA平臺原滑軌將很難滿足新建225型修井機的作業要求，因此建議將原WHPA平臺滑軌拆除，使兩平臺滑軌采用統一的結構形式予以連接。對于新老平臺之間的連接形式，經工程結構對滑軌連接分析，WHPC與WHPA平臺滑軌之間采用臨時連接。連接部位的結構形式如圖6所示。

圖5　滑軌總體布置

根據HXJ225型修井機在平臺上的狀態，分別對其作業工況和滑移工況進行平臺整體強度校核。HXJ225型鉆修井機在WHPC和WHPA平臺作業及兩平臺之間滑移的過程中，WHPA樁基承載能力滿足強度要求，經結構加強后更能滿足強度要求。

圖6　滑軌結構連接示意圖

3.3 依托現有綏中電網，優化熱備容量

原旅大4-2/5-2/10-1油田電氣系統采用集中供電方式。在旅大10-1中心平臺（CEP）上設置一個獨立主電站，含3臺透平發電機，正常工作時2用1備，除為旅大10-1 CEP和旅大10-1 WHPA供電，還可同時通過兩臺6.3 kV/35 kV的升壓變壓器（并列運行），經一條海底復合電纜為旅大4-2 WHPB供電，并通過井口平臺WHPB和綜合平臺DPP間的一條海底動力電纜為旅大5-2 DPP供電。目前已經通過海纜連接，與SZ36-1CEP及SZ36-1CEPK中心電站組網，形成綏中電網。整個電網共有16臺發電機組。

考慮依托綏中電網，按照“外掛井口平臺+注水海管”的工程方案進行電力負荷估算及校核。預計WHPC投產后，今年綏中電網的負荷最大。此外，比較了10種運行工況，按電站最大出力計算，電網熱備容量在1 425 ～3 425 kW，電網熱備容量范圍應在2 700 ～ 6 700 kW。這一熱備容量缺額較大，將影響電網頻率穩定性，因此必須考慮熱備容量的優化方案。為此，工程方考慮了兩種方案：（1）APP并網方案；（2）改變電網運行方式。兩種方案的熱備值估算及費用比較見表3。

表3　熱備用量方案效果對比

通過對比分析可知：APP并網方案需要增加透平，設備費用以及改造工作量大，并且油田配產無法協調解決提供透平燃氣問題。改變電網運行方式，可在不影響電網主機大修倒換的情況下，由14用2備改為15用1備，使熱備容量滿足要求且不用增加額外費用。因此，新建WHPC平臺可不設主電站，主動力電源依托綏中電網供電，引自旅大10-1 WHPA的6.3 kV中壓柜備用開關VCB04。這一項優化節省了工程及投資費用，也為后期作業區電網規劃起到優化作用。

4　結　論

通過可行性方案設計優化、工程方簡化平臺工程和設施，以及采用常規成熟工藝流程，解決了油田富余生產水回注問題，達到海上零排放的環保要求。新增平臺電力依托綏中電網，優化運行工況，在保證油田調整所需電力情況下提高了電網的熱備容量；同時，該項目通過新老平臺修井機軌道對接實現兩臺修井機滑移互換，互為備用的方案在渤海油田尚屬首次，為后續鉆井、修井作業效率的提高有很大幫助，也為類似工程項目進行有益探索。

該項目工程開發方案為油田全壽命方案，因此在解決以上工程難題的情況下，工程方還對工程設備進行分析，并對空間和部分設備進行預留，以應對油藏風險及潛力。該項目開發收益率將高于中國海洋石油總公司規定指標，經濟效益良好，具有開發價值。目前該項目已完成海上安裝并投入運營且達到了預期產量規劃。這個“短平快”的調整項目將促進旅大油田群產量再上新臺階，也將為渤海油田實現“十二五”產量目標作出積極貢獻。

［1］ 余俊雄，丁九亮. 岐口17-2油田總體開發方案的優化［J］.中國海上油氣（工程），2000（2）：8-9.

［2］ 穆頃，張建勇，楊光，等. LD10-1 油田井口加掛井槽技術研究［J］.船舶，2012（3）：1-5.

［3］ 張建勇，李挺前，穆頃，等. 導管架平臺外掛樁腿擴建技術實踐與改進［J］. 中國海洋平臺，2012（6）：27-31.

［4］ 郭華，馮定，劉書杰，等. 海上油田開發后期調整對初期鉆修井機具選擇的影響分析［J］. 中國海上油氣，2012（6）：51-53.

［5］《海洋石油工程設計指南》編委會. 海洋石油工程設計概論與工藝設計［M］. 北京：石油工業出版社，2007：203-216.

Optimization of development plan of LD10-1 oilfi eld regulation projection

XU Min1WANG Rong2
(1. Engineering Construction Center, Tianjin Branch of CNOOC (China) Ltd., Tianjin 300461, China; 2. CNOOC EnerTech Equipment Technology Research & Design Center, Tianjin 300452, China)

The development plan of LD10-1 Oilfield regulation projection is implemented due to its good production situation and the great potential for recovery efficiency through the continous exploitation. In the research of this development plan, the water produced by the water source well is lowered by the new injection water pipeline to solve the reinjection of the redundant produced water. The later drilling, completion and workover operations are conducted by the skids combination of the workover rig on new and old platforms. And the hot standby capacity of the power grid is improved without cost by changing its operation mode. Finally, the development plan has been approved and put into practical application. It can lay good foundation and set the exploration for the similar projects in future.

LD10-1 oilfield regulation; development plan; skids combination of workerover rig; hot standby capacity

TE32

A

1001-9855（2016）04-0025-07

10.19423 / j.cnki.31-1561 / u.2016.04.025

2016-01-26；

2016-03-10

徐 閩（1981-），男，工程師，研究方向：海上油田工程技術項目管理。

王 蓉（1982-），女，高級工程師，研究方向：海洋石油工程工藝、安全專業設計及項目管理。