喇嘛甸油田地面工程的优化简化

2015-02-09大庆油田采油六厂

油气田地面工程 2015年1期

大庆油田采油六厂

喇嘛甸油田地面工程的优化简化

付珊珊大庆油田采油六厂

目前，“关、停、并、转”等优化简化措施已经不再适应喇嘛甸油田上产阶段的持续优化简化工作需要。本着解放思想、打破常规的思想，依据按系统理论优化、按边界理论简化的原则，应用单管通球集油工艺、一变多井、比例调节泵、一泵多井注入工艺等新技术、新工艺推动老区油田持续优化简化。

优化简化；单管通球；一变多井；比例调节泵

目前，喇嘛甸油田正处于上产阶段，多种开采方式并存，“关、停、并、转”等优化简化措施已不再适应油田上产阶段的持续优化简工作的需要，如何做好老区油田持续优化简化工作成为急待解决的问题。

1 按系统理论做好持续优化工作

（1）打破分矿管理界限，剩余能力再利用，实现布局优化。南中东一区新增采油井176口，区域内有已建水驱转油站4座（喇211、130、131、181），聚驱转油放水站1座（喇140），属第一油矿管理。临近的北东块二区有已建水驱转油站1座（喇231），聚驱转油放水站1座（喇230），属第四油矿管理。若按分矿管理的原则，176口新井需全部进入喇140，虽然喇140的剩余能力可满足新增产能需要，但考虑到临近的南中东二区也将在2014年投入开发，喇140能力将严重不足，同时喇140管理井数将达到261口，给生产管理带来不便。按照系统优化的原则，将临近北东块二区的已建聚驱转油站喇230剩余能力加以利用，84口新井进喇230集油系统，产液转输至喇360转油放水站进行放水。其余92口油井进入喇140集油系统，为南中东二区预留部分能力。系统调整后，不仅将喇230转油站剩余能力加以利用，而且也为北东块二区2011年开发的184口新井预留了相应能力，同时提高了老站的负荷率，也为喇140南中东二区的开发预留了能力；另外，通过分矿管理界限的打破，使南中东一区南部油井就近进喇140处理，北部油井就近进喇230处理，这样调整不仅节省了管线、方便生产管理，同时也使系统布局更加合理。

（2）打破采暖方式局限性，个性分析，实现系统优化。南中东一区新增143口注入井，区域内有已建注入站4座（喇140、2—1、2—2、2—3），143口注入井分别进入扩建的喇2—1、2—2、2—3注入站。由于已建注入站的电辐射采暖设备运行时间较长、损坏严重。在对3座注入站采暖系统改造中，充分分析各站周围环境，喇2—1注入站距离已建喇181中转站300m，喇2—2注入站距离已建喇15注水变电站60m，依托已建站供热，已建站供热能力可以满足需求；喇2—3注入站无已建热源可依托，且所处地区没有天然气可利用，采用聚能加热装置采暖，提高了电能的利用率。

（3）打破常规供电方式，一变多井，降低建设投资。单井供电方面，对井距不超过100m的新油井或新、老油井统一用1台变压器供电。如果老油井配电变压器的容量能够满足接带新井负荷的要求，新油井就由老油井配电变压器供电；如果老油井配电变压器的容量不能满足接带新井负荷的要求，新、老油井就合建1台配电变压器，老油井配电变压器拆迁给本区块其他油井使用。176口新井需新建变压器共93台，原地利旧老井变压器41台，拆迁利旧老井变压器22台。若采用常规的一井一变供电方式，需要新建176台变压器及配套线路和杆柱，建设投资为1 341.1万元，通过应用一变多井单井供电方式，减少新建变压器83台及配套设施，节约投资530.4万元，占投资比例的39.55%。

（4）打破供电区域限制，区域供电系统优化运行。南中东一区产能建设工程新增负荷4 179 kW，其中机采负荷3 421 kW，注入负荷458 kW，配制负荷300 kW。产能区域内建有35 kV变电所5座（喇九、喇140、喇十五、喇四、喇十），其中，喇9变电所负载率最高为41.8%，喇140变电所负载率最低为28.1%。另外，喇10变电所北距喇15变电所0.5 km，南距喇140变电所0.8 km，没有注水供电负荷。该站已连续运行21年，未经过改造，各种设施老化严重，影响变电所安全供电。为了优化产能区域内变电所运行，将喇10变电所停运报废，该变电所原来所供负荷向喇15变电所、喇140变电所和喇4变电所转移。同时新增4 179 kW负荷全部由4座变电所承担，喇9变电所负载率上升到50%，其余3座变电所负载率上升到45%，供电能力能够满足要求。喇10变电所停运后，需投入线路改造费用85万元，与变电所原地改建相比，节省改造投资420万元。

2 按边界理论做好持续简化工作

（1）单管通球不掺水集油流程，简化集输系统工艺。按照简化边界理论，采油井只需一条集油管道将采出液输送至计量间，但考虑到高浓度聚驱采出液黏度较高，由于温度和压力的改变，容易在管道中形成粘软的聚结物堵塞管道，在每条管道两端分别建设收发球装置进行周期通球；另外，为满足采油井清蜡、防蜡的要求，配套超导热洗装置进行移动热洗。流程简化后单井管道由2根减为1根，站间管道由3根缩减为1根，降低了管道工程的投资，虽然增加了单井收发球装置及移动超导热洗装置，但与双管掺水热洗分开流程总投资7 205.77万元相比，还节省投资1 848.71万元。

（2）应用比例调节泵，简化注入系统工艺。比例调节泵、一泵多井注入工艺的核心设备为比例调节注入泵，与常规三柱塞注入泵相比，每个柱塞液缸都有一个手动流量调节装置，通过调节柱塞嵌入泵液缸体中的多少来实现排量的线性调节，可调范围达50%～100%；该注入泵可实现单缸操作。该工艺的特点是利用了比例调节注入泵单缸可调的特点，采用一泵对三井，单缸对单井的工艺，取消了单井母液流量调节分配环节的母液汇管和流量调节器，进一步简化了聚合物注入站的工艺流程；并且由于注入泵单缸排量可手动调节，取消了注入泵变频设施。同时，该工艺可简化注入站的自控系统，避免流量调节器环节对母液的剪切降解，提高了单井注入精度，降低了能耗。