低渗透油田地面设施负荷率低的原因及解决措施

李玉华* 李杰训 李玉琦 张娜

（1.大庆油田工程有限公司；2.大庆油田有限责任公司）

低渗透油田地面设施负荷率低的原因及解决措施

李玉华*1李杰训2李玉琦1张娜1

（1.大庆油田工程有限公司；2.大庆油田有限责任公司）

随着油田开发时间的延长，低渗透油田已建地面设施的负荷率较低，处于低效运行状态。分析了老站及新站负荷率偏低的原因，提出相应的解决措施：提前做好方案研究，确保开发方案的准确性；加强专业间的一体化协作，共同优化布井方式；实施区块错峰投产，按照次高年预测产量设计，简化地面工艺，优化设计参数，有效控制新增建设能力；充分挖潜利用剩余能力，采取“关停并转、换优用管”措施，做好老油田系统优化调整，提高已建设施的运行效率。

低渗透油田；地面工程；已建设施；负荷率；解决措施

如何突出效益，实现低渗透油田的高效开发，是石油行业始终重点关注的课题。随着开发时间的延长，油井多井低产、站场设施负荷低、能耗高的问题日渐显露，已建地面设施适应性变差。为了改善低渗透油田地面设施的运行状况，提高系统已建设施的运行负荷，需要通过对低渗透油田已建地面设施进行全面调查，分析原因，并提出解决措施。

1 已建地面设施负荷率低的原因

随着油田开发时间的延长，尽管每年都有一定规模的新增生产能力进行补充，但低渗透油田地面生产设施各专业系统已建站场的负荷率仍较低。根据调查，多数站场负荷率为40%～60%，处于低效运行状态，没有充分发挥已建设施的设计能力。根据各系统工艺流程及设施设备的选择，已建站场负荷率偏低除了对原油外输系统造成输送困难外，对其他系统的生产运行未产生较大影响，但会造成能耗的浪费和运行成本的增加。分析已建地面设施负荷率较低的原因，主要有几方面：

1.1 老站负荷率偏低的原因

1.1.1 产油量逐步递减，单井产量降低

一些开发较早的油田，产油量下降幅度较大。有的油田百万吨产量油井数增加了1倍多，平均单井产油量下降了1倍多。由于老井产量的递减，造成已建设施负荷率大幅度降低。

1.1.2 油井生产方式的转变，导致生产井开井率降低

已建区块中开发效果较差的油井转为提捞采油，由于注采关系调整或完善，部分油井转注，或者高含水油井关井的数量逐年增加，生产井开井率降低，造成已建站场负荷率逐渐降低。

1.1.3 地面工艺简化、参数优化，已建系统掺水量降低

为了简化地面工艺技术，降低建设投资和运行成本，一直在不断探索与创新集油工艺。经过多年来的试验摸索，低渗透油田集油工艺已由20世纪80年代的双管掺水集油工艺逐步发展成为单管环状减量掺水、单管树状电加热等简化的集油工艺。同时，为了进一步降低集油能耗，对集油技术参数进行了优化，优化后油井产液进站温度降低了6～8℃，单井掺水量由0.8～1.0m3/h降低到0.3～0.5m3/h，集油半径增大，集油能耗下降，地面工程投资和成本大幅度降低。新的技术参数推广应用后，不仅新井应用新的参数进行设计，已建油井也按新的技术参数运行，也是导致已建站场运行负荷率降低的原因之一。

1.2 新站负荷率偏低的原因

1.2.1 新建油井投产后实际产量低于开发预测值

由于部分区块油藏品位差，油层厚度小，渗透率低，致使实际产量未能达到开发预测值，产能到位率较低。并且部分油井产水量较高，甚至完全出水。这是导致近年来新建站场负荷率偏低的主要原因。

1.2.2 实际建设井数少于规划设计数量

由于部分区块地质条件复杂，在钻井过程中，随着油藏开发认识的不断完善，对油水井井别、井数进行调整，致使实际建设井数减少。然而，地面工程已经设计，设备已经采购，并已开始建设，设计能力已经无法进行调整。

1.2.3 实际注水量与开发预测注水量不匹配

由于部分区块储层物性差，导致实际注水量比方案预测注水量少，注水压力上升快。在方案设计阶段，由于很难对地层条件有明确的认识，为达到预期的开发效果，往往放大配注量，而区块实际投产后，由于地层条件差，按照配注量注水，压力上升很快，甚至达到破裂压力，造成实际注水量大幅削减，致使地面站场负荷率偏低。

1.2.4 部分站场建设规模有预留

低渗透油田部分站场在建设初期，为了兼顾后续滚动开发产能建设的需要，在能力上进行了适当预留，而当前实际负荷还没有达到高峰值，或者后续滚动开发井效果差，也会出现负荷率偏低的现象。

2 解决措施

为了改善低渗透油田地面设施的运行状况，提高已建设施的运行效率，控制新增建设规模，降低生产能耗及运行成本，解决措施主要有几个方面：

2.1 提前做好方案研究，确保开发方案的准确性

目前，油田建设存在“五个当年”现象，即“当年钻井、当年研究、当年设计、当年建设、当年投产”，这种现象不仅导致方案、设计、施工的周期严重不足，造成开发方案在钻井中调整、在设计中调整、在建设中调整，设计变更、施工调整频繁等问题，而且会导致地面建设规模与实际开发效果不符。所以，应该调整油田开发建设模式，将“五个当年”调整为“三个提前，两个转年”，即“提前钻井、提前研究、提前设计、转年建设、转年投产”。这样，不仅有利于提高设计施工质量，而且有时间充分做好前期研究工作，提高开发方案预测数据的准确性，尽量减小预测值与实际值之间的差异，有利于避免新增建设规模与实际需要不符的问题发生。

2.2 加强专业间的一体化协作，共同优化布井方式

在产能建设中坚持“地上地下一体化”的优化理念，加强与钻井、油藏之间的协作，采用“油藏布地下井位，地面布建设井位”的方法，共同优化布井方式。如永乐油田加密产能建设工程共建设油水井157口，其中148口井形成丛式井平台51座，有35座平台布置在已建井场上，这种丛式井布井方式不仅使通井路及征地数量大幅缩减，而且与老井合建的丛式井可就近接入已建油井所在的集油系统，既降低了新建集油管道的数量，同时也提高了已建管道的运行效率和热力条件。该项目共减少井场97座，减少管道42.2km，减少道路28.2km，减少电力线路22.9km，减少永久占地41.4×104m2、临时占地49.2×104m2，减少变压器32台，节省建设投资2 697万元。

2.3 控制新增建设规模

2.3.1 实施区块错峰投产，控制新增建设规模

经过多年建设，地面设施已形成完善的体系，新增产能时需要进行不同程度的调整，因此，新增产能区块的划分和投产时机对地面系统的衔接及建设会产生直接影响。为了避免部分区块因开发重叠致使地面建设规模增大的问题发生，地面工程结合已建系统条件对开发方案提出优化建议，调整开发方案，实施区块错峰投产，有效控制新增建设规模。如太东油田产能建设工程，通过错峰投产，调整了12个区块的建设时间，避免了新建及扩建转油站2座、注水站1座、污水处理站1座，有效地控制了新增建设规模。

2.3.2 按照次高年预测产量设计，有效缩减新建能力

针对油井产量逐年递减的现状，结合地面设备选择的动态适应性，按照次高年预测产量设计站场的能力。次高年预测产量就是开发方案的产量预测中数值第二高的年度预测产量值。所有的新建站场设计能力以及新井所涉及的已建站场的剩余能力均按照新老井的次高年预测产量来计算，有效缩减了新建及扩改建的规模。在近两年的产能建设工程中，使新建站场的能力缩减了10%以上。

2.3.3 简化地面工艺，优化设计参数，控制新增能力

经过多年的探索和试验，油田地面工程领域形成了一系列优化简化的工艺技术，设计技术参数也在不断的优化，通过规模应用后，使新增建设规模大幅缩减，系统能力增加幅度降低。例如，对于新建油井，若站外采用单管环状减量掺水集油工艺，则站内新增建设规模将比以往缩减30%以上；若站外采用单管树状电加热集油工艺，则站内新增建设规模将比以往缩减50%以上，效果十分显著。

2.4 总体规划，分期建设，避免重复扩改建

结合油田产能建设安排，加强地面工程总体方案的编制研究，坚持地面与开发相结合、当前与长远相结合，技术与经济相结合。通过认真分析油田开发形势和已建地面设施的适应性，使地面工程在满足开发生产需要的前提下，优化系统布局和工艺流程，优化运行参数和运行状态，提高经济可行性。总体方案具有前瞻性，对分年实施方案具有指导意义，而分年实施方案则灵活适用，可根据开发形势的变化进行动态调整，二者相辅相成。通过总体规划，分期建设，可以有效地避免重复扩改建。

对于储量规模不确定、滚动开发潜力认识不清的区块，开发前期地面工程可不建设主体系统，先拉油或捞油，待开发形势明确后再编制总体规划，完善地面设施。对于地质储量较小、单井预测产量较低、分布较为零散的区块，不再建设固定、配套的地面处理系统，以单井拉油或捞油方式进行生产。

2.5 利用剩余能力，提高已建设施运行效率

在产能建设工程中，根据新的开发形势，继续坚持在总体布局上充分考虑已建系统的主体架构，在生产规模上充分利用已建系统的剩余能力，在建设时机上充分把握已建系统的开发趋势，努力控制新增建设规模，提高已建系统的运行效率。例如，2010年低渗透油田共建设油水井1 149口（其中油井825口，注水井324口），仅新建1座站，其他油水井均进入已建系统，共利用已建转油、供注水等能力4.5×104m3/d，供配电能力1.5×104kV·A，相当于少建各类站场8座。

2.6 加强总体布局优化，提高整体开发效益

在产能建设地面工程方案的编制过程中，进一步加强总体布局的优化，通过打破管理界限、调整站场布局、优化工艺环节、加强合岗设计等措施，使站场布局更加合理，减少新建站的数量及规模。如敖南油田地跨两个采油厂，按以往做法，为了实现原油产量分厂计量，生产设施分厂管理，运行成本分厂核算，地面工程应严格按照两厂分界分别建设。但是为了降低建设投资，提高新建站的运行效率，采取整体优化的办法，打破厂界，统一布局，对集油阀组间以上的地面设施两厂合一建设，共少建转油站7座、水质站1座、变电所1座、供气管道8km，节省投资6 915万元。

2.7 采取“关、停、并、转、换、优、用、管”措施

为了解决已建系统低效运行、负荷不平衡的问题，继续坚持“与开发规划相结合、与产能建设相结合、与更新维护相结合、与技术进步相结合”以及“适用、适应、适时、适度”的原则，采取“关、停、并、转、换、优、用、管”等措施对老油田地面系统进行优化调整。“关停”就是对建设时间长、负荷率较低、布局不合理、维护改造投入较大的站实施关停，关即关闭并拆除，停即暂时停运。“并”就是将距离较近、集输半径较小、设施腐蚀老化严重急需更新改造的相邻两座站合二为一或合并新建。“转”包括转变站的等级，转变站的用途，转变不合理、不适应的工艺。“换”就是对能力过大的设备进行大换小或站间互相调换，对高耗能设备进行更换。“优”就是对现有系统的运行方式进行优化。“用”就是积极应用新工艺、新技术，大胆采用新参数和新技术界限。“管”就是在系统优化调整的同时，要更新管理观念，转变管理方式，调整管理队伍，规范管理行为，修订管理制度，调改管理参数。既减少了更新维护工程量，又解决了负荷不平衡、能耗上升、成本上升的问题。

如葡北油田的优化调整，将原有的3座转油站合并调整为2座转油站，将原有的44座计量站合并调整为21座集油阀组间，将180口油井由双管掺水流程调整为单管串接冷输流程与单管环状掺水流程结合的集油模式。优化调整后，减少转油站1座，减少计量站23座，减少集油管道72km，节气113.5 ×104m3/a，节电87.6×104kW·h/a，取得了明显的效果。

[1] 李杰训.大庆老油田地面系统优化调整措施及效果[J].石油规划设计,2007,18(3): 1-4.

[2] 齐振林.大庆油田地面工程优化简化工艺技术[M].北京: 中国科学技术出版社,2010.

TE348

A

1004-2970（2011）03-0025-03

李玉华等. 低渗透油田地面设施负荷率低的原因及解决措施. 石油规划设计，2011，22（3）：25～27

* 李玉华，女，工程师。2006年毕业于大庆石油学院油气储运专业，获硕士学位。现在大庆油田工程有限公司总体规划室从事油田地面工程规划方案编制工作。地址：黑龙江省大庆市让胡路区大庆油田工程有限公司总体规划室，163712。E-mail：Liyuhua_dod@petrochina.com.cn

2010-12-21

郜婕