海上高含水老油田水處理規(guī)模系數(shù)選取方法

黃 巖，宋 鑫，戴國華，桑 軍，鄒昌明

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

海上油田常利用多個簡易平臺或井口平臺進行采油，經(jīng)海底管線輸送到中心處理平臺處理[1]。海上已注水開發(fā)的油田中，生產(chǎn)水處理系統(tǒng)和注水處理系統(tǒng)計算系統(tǒng)設(shè)計規(guī)模時，按標準要求[2]和經(jīng)驗做法，注水系數(shù)可取1.1～1.2。在海洋工程工藝專業(yè)計算系統(tǒng)處理規(guī)模時，井口平臺常選取系數(shù)1.1，中心處理平臺（CEP）常選取系數(shù)1.2。隨著工程設(shè)施標準化研究的深入推進，前期研究項目以充分利用標準化研究成果為原則，力爭加快項目進度。基于以上前提，在2020 年對渤海某油田儲量充分挖潛，進行老井提液、開發(fā)30 口推薦井前期研究中，對生產(chǎn)水處理系統(tǒng)和注水處理系統(tǒng)設(shè)計規(guī)模系數(shù)選取進行分析。

1 研究背景

1.1 按經(jīng)驗做法計算水處理設(shè)備

渤海某油田新建1 座中心處理平臺CEPC，平臺生產(chǎn)系統(tǒng)分離出的水經(jīng)過水處理設(shè)備處理后通過棧橋輸送至BC-BDP 回注回地層。新建CEPC 平臺處理的物流分為兩部分，一是老井提液物流，二是新投產(chǎn)井的物流。按海上油田經(jīng)驗做法，將中心處理平臺（CEP）水處理系統(tǒng)規(guī)模系數(shù)可選取1.2 計算：

式中：Q-設(shè)計注水量，m3/d；Q1-開發(fā)方案配注水量，m3/d；Q2-介質(zhì)反洗水量，m3/d；C-注水系數(shù)，1.1～1.2。

1.2 充分利用渤海某油田現(xiàn)有處理能力

渤海某油田分為A、B 兩個區(qū)，設(shè)置公用生活平臺UA 和鉆井生產(chǎn)平臺DP，B 區(qū)額外設(shè)置處理儲罐平臺SL、外輸碼頭SB。現(xiàn)擬在BDP 新增4 口注水井（見表1、表2）。即油田現(xiàn)有生產(chǎn)水處理系統(tǒng)、注水系統(tǒng)能力均為17 400 m3/d，在擬開發(fā)的油藏預(yù)測指標中考慮利用該部分能力。

1.3 選取標準化成果

根據(jù)計算，可設(shè)置3 臺（套）574 m3/h 水處理設(shè)備。按照中心平臺B 系列標準化成果開展適用性研究，以單臺水處理設(shè)備為500 m3/h 計，應(yīng)選取4 臺（套），其中未考慮備用。即本開發(fā)項目初步選取標準化成果C 檔：500 m3/h×5 臺（套）水處理設(shè)備（見表3）。

表1 油田生產(chǎn)水處理系統(tǒng)設(shè)備能力

表2 油田注水處理系統(tǒng)設(shè)備能力

表3 中心平臺B 系列標準化成果節(jié)選

2 油田特點分析

渤海某油田已開發(fā)35 年，現(xiàn)階段油田含水率88.82 %，預(yù)測含水率達98.9 %。擬開發(fā)CEPC 平臺周邊無油田接入。即渤海某油田的特點為老油田、無接入、高含水。

2.1 渤海某油田含水率變化趨勢

渤海某油田在平面上邊水推進較均勻，沒有邊水突進現(xiàn)象，不同開發(fā)階段其邊水推進速度不同[3]。低含水階段，邊水推進速度較慢；進入中含水階段后，邊水推進速度逐漸加快；進入高含水階段后，邊水推進速度進一步加快，油井已全部見水。在縱向上，自下而上邊水推進逐漸減弱，符合正韻律油藏特點。油田目前的平均含水率為87.13 %。渤海某油田剖面上在油層底部次生底水導(dǎo)致底部水淹嚴重，含水率上升快；在平面上邊水推進較均勻，沒有邊水突進現(xiàn)象[4]。提液后，油田的綜合含水由84 %降低至80 %，下降了4 %，含水上升率也穩(wěn)定在-0.08 %[4]。2020 年初油田含水接近90 %。

3 水處理系統(tǒng)規(guī)模系數(shù)取值分析

3.1 倒算法選取老井提液水處理系統(tǒng)規(guī)模系數(shù)

針對老井提液，借鑒渤海某油田含水率變化趨勢，采用倒算法選取老井提液水處理系統(tǒng)規(guī)模系數(shù)。計算提液增量預(yù)測指標逐年液水比，在1.01～1.02，故規(guī)模系數(shù)取大值1.02（見表4）。

3.2 類比法選取新投產(chǎn)井水處理系統(tǒng)規(guī)模系數(shù)

針對新投產(chǎn)井，首先倒算新投產(chǎn)井水處理系統(tǒng)規(guī)模系數(shù)。計算新投產(chǎn)井預(yù)測指標逐年液水比，在1.01～1.12，取大值為1.12（見表5）。其次，由于油田已投產(chǎn)35 年，其邊水規(guī)律較清晰，采用類比法計算投產(chǎn)35 年來最大液水比。從生產(chǎn)曲線上看，近20 年液量增量趨勢較大的年份在2016 年12 月之后。

表4 提液增量指標預(yù)測

表5 開發(fā)方案指標預(yù)測

表6 2017-2020 年最大日產(chǎn)量統(tǒng)計表

以2017-2020 年最大日產(chǎn)液量統(tǒng)計，當日生產(chǎn)核實數(shù)據(jù)（見表6），2017-2020 年最大液水比為1.15，即可取規(guī)模系數(shù)為1.15。

因此，通過對新投產(chǎn)井采用倒算法、類比法進行水處理系統(tǒng)規(guī)模系數(shù)選取，采用類比法選取規(guī)模系數(shù)為1.15。

4 優(yōu)化系數(shù)選取后計算及驗證

據(jù)油田具體情況進行系統(tǒng)調(diào)整計算分析，BCCEPC 周邊無油田接入，僅處理本平臺物流。渤海某油田已開發(fā)35 年，根據(jù)表4 和表5，提液部分含水率為98%，液水比為1.02。推薦方案含水率89.6%～98.9%，液水比為1.01～1.12，同時考慮了類比油田近年液量增量趨勢最大的年份，液水比為1.15。

表7 水處理系統(tǒng)處理富余能力

綜合以上因素，對提液部分水處理系統(tǒng)取為1.02，對推薦部分水處理系統(tǒng)以類比法分析，取為1.15，同時考慮介質(zhì)過濾器反洗水量，其設(shè)備處理量為：

計算可得水處理系統(tǒng)處理富余能力在2 485 m3/d～30 475 m3/d（見表7）。

參考標準化成果，可選取B 檔：500 m3/h×3 臺（套）水處理設(shè)備。

相比常規(guī)設(shè)計方法對中心處理平臺選取系數(shù)1.2，經(jīng)過對渤海某油田具體情況的分析，在優(yōu)化系數(shù)后，可調(diào)低標準化研究成果檔位，節(jié)約生產(chǎn)水處理系統(tǒng)和注水處理系統(tǒng)中的系列設(shè)備500 m3/h×2 臺（套）水處理設(shè)備。

5 結(jié)論

（1）針對老油田、含水率在90 %以上的情況，新投產(chǎn)井物流的水處理系統(tǒng)系數(shù)可進行類比法分析，考慮選取近年最大液水比系數(shù)；

（2）老油田提液可采用倒算法，參考預(yù)測指標的最大液水比系數(shù)；

（3）靈活運用標準化研究成果，在臨界檔位的情況下，根據(jù)實際情況進行選擇，以達到設(shè)計和投資的最優(yōu)化。