高含水油田采油厂地面效益建产形势及优化简化对策

2022-09-30李宗岩刘远奇刘兴良李玲玲

油气田地面工程 2022年7期

李宗岩刘远奇刘兴良李玲玲

1大庆油田有限责任公司第五采油厂

2大庆油田有限责任公司

3青海油田采油一厂

某采油厂20 世纪开发至今50 余年，“十三五”以来产能建设区块多为水驱扩边、纯油区聚驱等区块，大多产能项目产量低、地面配套建设复杂、投资高，且由于油价的不稳定性导致经济评价差，制约了该采油厂产能建设的顺利进行。因此地面效益建产工作的重点是改变传统模式，打破界限，大力实施“地上地下一体化”“采油地面一体化”“方案设计一体化”等一体化模式，以此来实现新形势下全过程效益建产的目的。

1 地面效益建产形势分析

某采油厂“十三五”期间安排产能区块25 个（表1），基建油水井2 095口，建成产能84.38×104t。水驱开发主要以扶杨、扩边及内部补充为主，充分利用已建设施剩余能力。聚驱开发主要是主力纯油区，建设3 座联合站，局部注聚建设配注站1 座。

表1 “十三五”期间安排产能区块统计Tab.1 Statistics of production capacity blocks arranged in“The 13th Five Year Plan”

通过研究开发要求和地面工艺技术适应性，结合产能建设特点，分析产能区块建设的不利因素和有利条件。不利因素有以下三方面：①产量形势严峻，产能前期时间紧。新井排产产量高，为保证基建施工投产，产能前期周期变短，实施难度较大。②图纸需求急迫，规划设计任务重。开发安排区块多，资料提交相对集中，各厂大多要求5 月前完成施工图，阶段时间专业人员工作量大。③地面工艺复杂，方案论证难度大。聚驱区块位于厂区，地类复杂，站址及路由较难选取，水驱以低产、扩边、零散、扶杨的薄或差油层为主。有利条件有以下三方面：①建设模式基本成型，为产能区块建设提供有力保障，水驱坚持“单、合、丛、标”，优化方案设计；②聚驱坚持“四个集中”，合理归并功能；③联合方案设计，加快前期进度，采油厂与设计院分别承担不同规模的产能方案及设计任务，可加快项目前期进度1～3 个月，为提前建成投产争取主动。

针对产能地面建设不确定因素多，以完成新井产量为目标，通过自主方案设计、加快图纸发放、加强施工协调，全过程保障产能顺利实施[1]。第一，抓好重点工程前期工作。联合勘查，优化井位部署；调整井位，预留站场位置；及时提交环评及征地资料；分批发放设料表及施工图。第二，做好方案设计优化简化。结合开发要求，优化建站布置；结合老站情况，优化平面布局；优选工艺，满足开发要求；优化路由，方便油田生产[2]。第三，强化项目初步设计审查。跟踪建设方案落实情况；组织开展专业审查讨论；审查投资是否存在遗漏；形成厂内设计审查意见。第四，积极主动协调施工问题。合理编制施工衔接方案；积极参与项目施工交底；定期安排设计人员回访；主动协调解决施工问题。

2 地面优化简化措施及效果

产能建设方案编制过程中，坚持地上、地下相结合，充分利用已建能力，产能和老油田改造统筹考虑，多方案比选等做法，控制地面建设投资及规模[3]。水驱产能坚持“单合丛标”优化方案设计。单即单管工艺流程，合即合用已建能力，丛即应用丛式井场，标即采用标准化设计。聚驱产能坚持“四个集中”整合功能，即站场集中建设、水聚集中布局、站队集中设置、岗位集中控制。“十三五”期间，通过方案优化，降级站场1 座，减少建设中型站场8 座、计量间11 座、管道65.9 km，优化投资1.5 亿元，优化用工155 人。

2.1 简化水驱产能地面工艺

（1）突出“破”，打破地域管理界限，统筹考虑新井集输管线。2017 年A 产能建设工程基建井按所处区域位置，由第一作业区管辖。在A1 转油站站外系统工程方案阶段，打破矿区界限，就近接入已建系统[4]，在满足开发计量要求的同时将14 口油井新建6 个环，就近接入第二作业区两座计量间。通过优化简化，少建计量间1 座，减少站间集油掺水管道3.6 km，减少单井集油掺水管道7.15 km，节省投资315 万元。

（2）突出“合”，紧密结合、精细调查，充分利用已建系统剩余能力。针对B 产能建设工程中部分新井与老井距离较近的实际情况，通过详细核算用电负荷，合理整合供电变压器；A 产能建设工程要求实现单井计量。将计量分离器计量环液量与软件量油仪计量单井液量相结合，新建油井优先利用已建计量间的剩余空头，其余采用小环掺水集油工艺。通过优化简化，少建柱上变电站2 座、变压器1 台，节省管道39 km，少建计量间1 座，节省投资908 万元，节省运行费用185 万元。

（3）突出“统”，区域内不同项目统筹考虑，优化建设方案。在2017 年A 产能建设工程中，将2016 年安全隐患治理工程已安排改造的1 座计量间由16 井式调整至20 井式（图1），调整后2018 年的5 口新井可进12#-1 计量间，减少集油掺水管道1.84 km，减少穿越干线DN400 定向钻穿越3 处，减少工程投资41.94 万元，减少工程费用及征地费用54.08 万元。

图1 统筹规划调整后现场照片Fig.1 Site photos after overall planning and adjustment

（4）突出“细”，详勘复杂地貌，合理避让林地。高C 产能建设工程中新钻井分布在整个高台子地区的外围，较为分散，可依托的已建设施少；同时，该地区林地较多。方案阶段，为更合理地规划管道路由，经方案、设计、土地、生产等部门现场共同确认，采用同沟敷设、合理利用林间间距敷设等方式，确定管线路由。通过对就近挂接已建水驱系统和新建阀组间对比[5]，优选建设5 环式集油阀组间1 座，设计的提前介入，提高了方案设计效率。高C 产能建设工程虽然多建设阀组间1 座，但减少征林地约7 000 m2，少建设管道10 km，节省投资103 万元

2.2 优化聚驱产能地面布局

（1）站场集中建设，相邻的聚驱区块统筹考虑，集中建设联合站。在与开发紧密结合基础上，将相邻聚驱区块统筹考虑，编制地面总体建设方案，集中建站，包括：2016 年D2 块、2017 年E1 块与2022 年F2 块；2018 年Z2 块、2019 年X1块和2026 年P 块（图2）；2020 年M 块、2021 年N 块、2025 年L 块。通过方案设计优化，少建设中型站场7 座，节约建设投资9 400 万元，节省占地5×104m2。

图2 站场集中建设示意图Fig.2 Schematic diagram of centralized construction of stations

（2）站点集中控制、站队集中设置，优化企业用工。“十三五”期间新建的1 号联合站、2 号联合站及3 号联合站集中监控（图3），新建9 座注入站均采用区域监控，缓解了劳动用工压力；站队集中设置联合站、采油队合一建设，集中管理，减少行政单位。通过方案设计优化，少成立小队3 个，优化用工155 人。

图3 站场集中监控示意图Fig.3 Schematic diagram of centralized monitoring of stations

（3）水聚集中布局，地上、地下紧密结合，源头优化方案。太U 区块局部注聚产能地下地上两大系统在开发方案编制前提前结合，形成了采出液前端混合处理、错峰安排开发时间，采用橇装配制设备等共识（图4）。从源头优化方案体现了项目总体布局、统筹考虑及全过程管理思路，能有效控制地面建设规模并降低投资[6]。通过源头优化，太U区块8 个局部注聚区块少建设含聚污水站8 座，减少建设投资6 500 万元。

图4 水驱集中布局示意图Fig.4 Schematic diagram of centralized layout of water flooding

（4）集中抢产，满足聚驱油水井提前投产的需要。地面系统与基建及生产部门密切配合编制了联合站未投产情况下的油、水井抢投方案。采出井抢投思路：根据基建施工进度安排，编制了新井进老间、新间进老转油站、污水平衡调运等方案，供科学决策。注入井抢投思路: 先期建设注水站与水驱连通管道，连至注入站，利用基础井和调整井干线注水。利用水驱已建设施剩余能力[7]，部分高产井及全部注入井提前完成前置水驱投产，提高了新井产能贡献率。