北二、三类油层开发的地面工程优化简化措施

2017-08-09仇伟大庆油田工程有限公司

石油石化节能 2017年7期

仇伟（大庆油田工程有限公司）

仇伟（大庆油田工程有限公司）

大庆油田1959年开发，目前老油田已进入高含水、特高含水产油量递减阶段，提高喇萨杏老油田采收率，对大庆油田的长远发展以及实现中国石油的发展战略目标具有非常重要意义。地面工程结合二类油层高浓度聚驱、三类油层水驱加密相结合的开发部署，通过水聚驱统筹考虑、挖潜已建设备能力、优选处理工艺、采用新型节能设备等措施，提高油田综合开发效益，降低生产运行能耗，该工程共节省一次性建设投资14 274.9万元，年节省运行费用1390万元，对于进一步探索老油田有效的开发建设模式起到了重要作用。

能力挖潜；节能设备；简化工艺；优化布局

DOI：10.3969/j.issn.2095-1493.2017.07.010

1 概述

采油一厂2015年北一、二排二、三类油层产能建设工程主要包括2个区块，其中二类油层二次上返区块利用已建油井121口，驱替方式由水驱调整为聚驱，注入井88口，高台子加密区块新建加密油井99口，驱替方式为水驱，注入井71口。该区块在1994—1995年聚驱工业化推广时，新建第一批聚驱井，水驱井二次加密，地面设计为水、聚驱分开处理；在2002—2003年北一、二排聚驱上返时，新建第二批聚驱井，水驱井三次加密，地面设计利用原有已建系统，水、聚驱混合处理。目前该区块水、聚驱油井的站外集输系统及站内来液处理系统均为交叉混合状态，导致转油站、污水处理站等站场负荷不均衡，水驱污水站来液含聚浓度高，水质不达标。

在综合部署过程中，结合老油田二类油层高浓度聚驱、三类油层水驱加密的开发需求，通过“一化，三优”措施，即：地上、地下一体化[1]，提高油田综合开发效益；优化总体方案，注重多方案比选，充分挖潜利用已建能力；优化系统布局，水、聚驱处理系统统筹考虑；优选处理工艺及技术，针对开发特点，选用先进适用处理工艺及技术，来实现整个区块合理有序开采，在保证地面系统平稳运行的同时，节省运行成本，降低建设投资。

2 优化简化措施及应用效果

2.1 地上、地下一体化

工程部采用直井、丛式井联合钻井方式。共新钻油水井163口，其中33口油井与29口水井形成丛式井平台27座，独立井101口，丛式井占总井数的38%。减少井场建设的同时，集中建设管廊带，油水管道、电力线路尽可能随道路敷设，大幅度减少占地的同时，也更便于生产管理，节省一次性投资2100万元。

地面工程污水处理系统，通过临近区块系统调水，合理调整注入水质，既能满足油藏工程对注入水质的动态调整，又能减少地面工程建设投资。根据油藏工程对注入水水质为深度水的要求，进行深度水系统平衡分析，根据新北一站深度水量预测（表1），深度水次高年水量3.25×104m3/d，按照系统负荷80%考虑，需要4.06×104m3/d，已建规模3.3×104m3/d，需要新增0.8×104m3/d，主要为该区块二次上返井的前后水驱阶段服务。

方案2014年底完成编制，按照新建深度处理站2015年9月底投产，只运行3个月，无法满足2015年1—9月注入深度水要求，故深度处理站暂缓建设，可减少新建聚驱深度站1座及配套工艺管道5.3 km，可减少建设投资4 740.8万元，在用水高峰期的3个月，替代深度处理站运行需注清水的费用为662.1万元。

表1 新北一深度水量预测单位:m3/d

2.2 多方案比选

该工程前期充分调查已建站场能力、站内设施现状、地面集输管网，针对原油集输、配制注入、污水处理、供配电4个专业共编制了11套方案进行对比，从中对比优选出5套方案。合理利用站场剩余能力，共利用游离水脱水能力1.2×104t/d、电脱水能力1.4×103t/d，利用配制能力5000m3/d，利用污水处理能力12 000m3/d，少建转油站、脱水站、配制站、污水处理站各1座，节省一次性投资5800万元，节约年运行费用1309万元，同时充分盘活已建设施，异地迁建转油站1.5MW加热炉1台，新建水驱油井就近进入已建计量间时，利用转注井留头，利旧转注井已建集油掺水管道10 km，注入站利旧已建注入泵13台，共节省投资505万。使投资及能耗得到了有效的控制，确保了开发建设效益，较好地满足了油田开发建设生产的需要。

2.3 优化系统布局

该工程的二次上返区块利用的121口油井为原普通聚驱油井，调整为高浓度聚驱油井，同时新建99口水驱加密井也分布在此区域。目前，该区域已建集油系统水驱油井与聚驱油井未独立成系统分别处理，由于水、聚驱设备选取参数不同，为了合理匹配站场设备能力，同时保证采出液油水分离及后续污水处理效果，需对高浓度聚驱油井采出液单独处理。因此，该工程将已建集油系统重新梳理，依托已建系统，利旧已有设施，将已建计量间内挂接水、聚驱油井进行系统调整，将水、聚驱混合计量间调整为纯水驱、纯聚驱计量间，分别调入水驱转油站、聚驱转油站，将水、聚驱站外系统及采出液处理系统分开设置。调整后，将原来老旧的中101水驱转油站废弃，水驱油井全部并入新中102水驱转油站，新中102转油站及中十三转油站所辖水驱油井仍保留在本站水驱系统处理，由以上3座转油站所辖的121口本次高浓度聚驱的利用油井合并到9座纯聚驱计量间，全部由新建的聚中115聚驱转油放水站处理。

投产至今，水驱系统及聚驱系统均平稳运行，站场设备能力均在合理范围内。该区块水聚驱未分系统处理时，新北一污水站来污水含聚浓度平均340 mg/L时，污水站处理后水质为含油26mg/L，悬浮物24mg/L，水质不达标[2]，分系统处理后，来污水含聚浓度下降为260mg/L左右，外输污水水质达到处理水质指标要求。

2.4 先进处理工艺及技术

该工程原油集输系统新建高浓度聚驱转油放水站1座，站内采用高效三相分离器[3]处理工艺，聚结填料采用三段可再生陶瓷填料，相对常规的“三合一+游离水脱除”工艺，减少设备4台，节约建设投资480万元，同时通过可再生填料的使用，也延长了设备的使用寿命。

注入系统根据开发需求，采用“一泵多井[4]”与“单泵单井”相结合注入工艺，2座注入站采用“一泵多井”，2座注入站采用“单泵单井”，少建注入泵23台，同时减少了注入站的建筑面积，建设投资节省233.1万元。

供配电系统采用新型节能型设备，降低能耗。通过新老井相结合，优化简化井口配电，采用集成优化配电系统2套[5]，减少供电线路3.5 km，利旧变压器23台，节省投资416万元。采用6 kV节能型变压器143台，每年减少变压器损耗29.9×104kWh；优化设计机采井节能拖动装置180套，每年节约用电76.3×104kWh。两项措施共年节电106.2×104kWh，年节省电费81万元。