油田新區(qū)建設(shè)優(yōu)化簡化措施實(shí)踐與探索

郭昕雨

【摘 要】隨著油田開發(fā)的不斷推進(jìn)，某采油廠近年來新開發(fā)油田逐漸出現(xiàn)儲(chǔ)層豐度低、地層滲透率低、油品性質(zhì)差、地面基建條件差等特點(diǎn)，造成部分低產(chǎn)油田難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)[1]。“十三五”以來，按照兼顧地上地下、滿足生產(chǎn)需要、建設(shè)投資最省、運(yùn)行費(fèi)用最低的原則，堅(jiān)持以經(jīng)濟(jì)效益為中心，推進(jìn)觀念創(chuàng)新、技術(shù)創(chuàng)新、管理創(chuàng)新，圍繞降低建設(shè)投資和運(yùn)行費(fèi)用的總體目標(biāo)，實(shí)施新區(qū)產(chǎn)能地面建設(shè)整體優(yōu)化簡化。

【關(guān)鍵詞】產(chǎn)能一體化;地面建設(shè)模式;優(yōu)化簡化;致密油;經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用

1開發(fā)建設(shè)特點(diǎn)

2020年，某采油廠將對(duì)葡萄花油層落實(shí)儲(chǔ)量全部動(dòng)用，至2020年底葡萄花油層剩余潛力僅剩余已開發(fā)區(qū)塊擴(kuò)邊71口井，“十四五”期間扶余致密油層區(qū)塊占開發(fā)主導(dǎo)地位。新建產(chǎn)能存在以下特點(diǎn)：

（1）開發(fā)對(duì)象差，主要表現(xiàn)為“三低一深”。油層滲透率低：扶余油層未開發(fā)儲(chǔ)量滲透率主要在0.5×10-3～1.5×10-3μm2，地層對(duì)注水水質(zhì)要求高，需要采用“5.1.1”（含油質(zhì)量濃度≤5mg/L、含懸浮物質(zhì)量濃度≤1mg/L、懸浮物粒徑中值≤1μm）水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，地面處理工藝復(fù)雜。新區(qū)儲(chǔ)量豐度低：葡萄花油層儲(chǔ)量為20.7×104t/km2，扶余油層儲(chǔ)量為30.6×104t/km2。單井產(chǎn)量低：單井平均產(chǎn)量低于2.3t/d，至“十四五”末期，全廠產(chǎn)油量將由199×104t/d遞減到117.7×104t/d，降低41%。油層深度深：井深多為2000m以上。

（2）原油物性差，主要表現(xiàn)為“三高一低”。扶余油層原油黏度高于40mPa·s，凝固點(diǎn)高于34℃，含蠟量高于24%，氣油比低于20m3/t。

（3）建設(shè)環(huán)境差。產(chǎn)能建設(shè)區(qū)塊多處于林地、耕地、魚池、稻田地、泄洪區(qū)等地帶，地類復(fù)雜，征地費(fèi)用高，建設(shè)難度大。泄洪區(qū)內(nèi)產(chǎn)能需要按照防洪標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)，安全環(huán)保要求高，增大了建設(shè)難度，增加了工程建設(shè)投資。

（4）地面依托條件差。產(chǎn)能建設(shè)區(qū)塊分布偏遠(yuǎn)、零散，遠(yuǎn)離已建地面系統(tǒng)，依托條件差，集輸半徑大，地面建設(shè)難度大。采油廠經(jīng)過不斷探索和實(shí)踐，總結(jié)葡萄花油層建設(shè)經(jīng)驗(yàn)，從優(yōu)化技術(shù)和做法兩方面開展科研攻關(guān)和現(xiàn)場應(yīng)用，不斷優(yōu)化簡化地面工藝。

2優(yōu)化技術(shù)研究

根據(jù)采油廠生產(chǎn)實(shí)際需要，結(jié)合開發(fā)特點(diǎn)和地面條件，重點(diǎn)開展三項(xiàng)技術(shù)研究[2]：“叢”即采用叢式井布井方式，降低地面投資;“混”即采用摻水混輸技術(shù)，擴(kuò)大集油半徑，簡化工藝流程;“橇”即采用橇裝數(shù)字化工藝建設(shè)偏遠(yuǎn)零散區(qū)塊，保障新區(qū)產(chǎn)能經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。“十三五”以來，年均節(jié)省地面建設(shè)投資6000萬元以上。

2.1大井叢布井

該采油廠深化布井研究，自2004年起開始應(yīng)用叢式井，目前共有叢式井6118口，占全廠總井?dāng)?shù)55%，2010年起開展地上地下深度一體化，合理優(yōu)化地面井位。近3年規(guī)模應(yīng)用大井叢布井，井叢平均轄井?dāng)?shù)由2010年3.1口增加至5.1口，方便了生產(chǎn)管理，有效降低了地面投資及后期運(yùn)行成本。為了將布井研究向標(biāo)準(zhǔn)化、精細(xì)化推進(jìn)，重點(diǎn)開展了三項(xiàng)技術(shù)研究。

2.1.1井叢轄井經(jīng)濟(jì)技術(shù)分析

通過建立理論布井模型，確定不同水平位移下井叢理論上最大轄井?dāng)?shù)，結(jié)合大慶油田目前常用鉆機(jī)所能實(shí)現(xiàn)的垂直井深及最大水平位移，確定不同鉆機(jī)實(shí)際最大轄井?dāng)?shù)。目前Z50D鉆機(jī)最大水平位移達(dá)2000m，井叢最大轄井?dāng)?shù)達(dá)145口.

建立單井建設(shè)投資及10年運(yùn)行費(fèi)用與平臺(tái)井?dāng)?shù)、水平位移關(guān)系曲線。根據(jù)理論模擬結(jié)果，考慮成本，井叢布井9～25口投資及運(yùn)行費(fèi)用最低，如果鉆井投資分別下降20%和40%，井叢最多轄井可達(dá)89口，因?yàn)閱蝹€(gè)井叢轄井越多，投資及后期成本越低。

2.1.2井場布置優(yōu)化

為滿足鉆井運(yùn)行、作業(yè)修井等生產(chǎn)需要，著重考慮生產(chǎn)安全及方便管理、減少征地面積，兼顧地面工藝優(yōu)化進(jìn)行綜合研究，當(dāng)井?dāng)?shù)大于8口時(shí)，雙排相對(duì)布井征地面積最小，巡回檢查路徑最短。

2.2摻水混輸技術(shù)

采油廠待開發(fā)區(qū)塊多為偏遠(yuǎn)零散區(qū)塊，距離已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)，周邊地面已建系統(tǒng)依托性差。若集中建站，建設(shè)投資大，經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用困難;若以集油閥組間投產(chǎn)，采用常規(guī)環(huán)狀摻水集油工藝建設(shè)，存在站間跨度大、集油半徑長、溫降壓降大等問題，無法滿足正常生產(chǎn)[4]。以永樂油田臺(tái)B地區(qū)為例，探索摻水混輸數(shù)字化技術(shù)，簡化工藝流程，為類似區(qū)塊的輸油工藝提供可借鑒經(jīng)驗(yàn)。

臺(tái)B地區(qū)總體規(guī)劃基建油水井283口，其中油井201口、注水井82口，分2016年、2018年、2020年三年實(shí)施。區(qū)塊分布零散，主要分布在庫里泡水庫的東南部，區(qū)域被古庫排干渠及支干渠劃分為三部分，東西寬6.1km，南北長6.5km，區(qū)塊總含油面積36km2。區(qū)域內(nèi)地面高程自西北向東南逐漸降低，地面標(biāo)高-1.3m，整體地勢(shì)低洼，位于庫里泡泄洪區(qū)內(nèi)，區(qū)域中心距已建轉(zhuǎn)油站7.65km。針對(duì)區(qū)塊特點(diǎn)，具體開展了以下優(yōu)化簡化措施：

（1）油氣混輸，區(qū)域轉(zhuǎn)油。將偏遠(yuǎn)零散區(qū)塊視為區(qū)塊擴(kuò)邊，將獨(dú)立建站轉(zhuǎn)化為集油增壓閥組間，將臺(tái)B地區(qū)的油、氣、水多相介質(zhì)混輸至已建轉(zhuǎn)油站處理，少建轉(zhuǎn)油站1座，少建小隊(duì)點(diǎn)1座，充分利用已建設(shè)備能力，減少新建工程量，簡化工藝流程，集油半徑由常規(guī)摻水工藝的10km擴(kuò)大至15Km.

（2）統(tǒng)籌規(guī)劃，區(qū)域排水。取消電泵井場標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)中原放置控制柜的井口房，改為水泥桿結(jié)合高架平臺(tái)形式安裝的井場控制柜;針對(duì)低洼地優(yōu)化道路設(shè)計(jì)，升級(jí)路面標(biāo)準(zhǔn)并增加護(hù)坡，管道沿路肩敷設(shè)并留有巡檢路，井排路加設(shè)涵洞;井排路旁建設(shè)集水渠道，將區(qū)塊積水引入已建排澇站南側(cè)，利用排澇站將積水提升后排除。針對(duì)區(qū)域地勢(shì)特點(diǎn)優(yōu)化設(shè)計(jì)，避免淹地、阻水糾紛，方便生產(chǎn)管理，遭遇20年一遇的洪水時(shí)也能滿足油田排水標(biāo)準(zhǔn)。

3致密油區(qū)塊地面建設(shè)優(yōu)化簡化

永樂油田源D區(qū)塊扶余油層產(chǎn)能建設(shè)工程規(guī)劃基建油井52口，建成產(chǎn)能6.29×104t，單井產(chǎn)量遞減率25%。區(qū)塊中心距離2號(hào)轉(zhuǎn)油站15.2km，集油半徑近20km，區(qū)塊中部為安肇新河，東臨大廣高速。開展經(jīng)濟(jì)預(yù)評(píng)價(jià)的結(jié)果表明，內(nèi)部收益率僅為-0.5%，低于6%的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，具有遞減快、依托差、建設(shè)難度大、效益差的典型致密油區(qū)塊特點(diǎn)。因此以源D示范區(qū)為例開展優(yōu)化簡化工作，總投資下降了1.4億元，實(shí)現(xiàn)內(nèi)部收益率6%的效益建產(chǎn)目標(biāo)，為致密油經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用提供了可借鑒的思路。

3.1地面建設(shè)模式

針對(duì)源D區(qū)塊一體化方案評(píng)價(jià)結(jié)果，編制了三套地面建設(shè)模式方案，論證其經(jīng)濟(jì)可行性。方案一是站外采取環(huán)狀摻水工藝，油氣混輸至2號(hào)轉(zhuǎn)油站處理;方案二是站外采取電熱集油工藝，油氣混輸至2號(hào)轉(zhuǎn)油站處理;方案三是站外采取環(huán)狀摻水工藝，就近搭接至頭臺(tái)油田源D轉(zhuǎn)油站。為實(shí)現(xiàn)偏遠(yuǎn)低品位儲(chǔ)量經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用，地面系統(tǒng)打破廠界限制，采取就近搭接頭臺(tái)油田已建系統(tǒng)的方式建設(shè)源D區(qū)塊，與輸至2號(hào)轉(zhuǎn)油站相比，節(jié)省建設(shè)投資近2000萬元。

3.2壓裂返排液單獨(dú)處理

致密油開發(fā)需采取大規(guī)模壓裂措施，前期壓裂返排液量大，每天在200t左右。由于壓裂返排液組成十分復(fù)雜，具有高穩(wěn)定性、高黏度、懸浮物含量高等特點(diǎn)，這些化學(xué)物質(zhì)進(jìn)入聯(lián)合站影響脫水效果，因此在站外新建壓裂返排液處理工藝。新建廢壓裂液回收池，將壓裂返排液拉運(yùn)至新建的回收池中進(jìn)行沉降，新建氧化—?dú)飧　炷^濾為主的處理工藝，處理后污水達(dá)到“20.20”標(biāo)準(zhǔn)，就近輸至污水站進(jìn)一步處理。

4結(jié)論

實(shí)踐證明，“叢、混、橇”技術(shù)的應(yīng)用，既實(shí)現(xiàn)了降低建設(shè)投資和運(yùn)行費(fèi)用的目標(biāo)，又較好地滿足了油田開發(fā)需要。

參考文獻(xiàn)：

[1]李華林.優(yōu)化簡化節(jié)能降耗——油田地面建設(shè)、改造的主題[J].石油科技論壇，2007，15（4）：46-54.

（作者單位：遼河油田建設(shè)有限公司）