海上邊際油田機(jī)采方案優(yōu)選研究及啟示

摘 要:以曹妃甸18-1油田為例，介紹了海上邊際油田機(jī)采方案優(yōu)選的原則、思路和方法，提出了機(jī)采方案的優(yōu)選是一個(gè)系統(tǒng)工程，需要從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩個(gè)方面進(jìn)行綜合優(yōu)選和定量分析。分別總結(jié)了技術(shù)和經(jīng)濟(jì)優(yōu)選需要考慮的主要因素，并給出了估算機(jī)采方案經(jīng)濟(jì)費(fèi)用的公式，首次在渤海地區(qū)設(shè)計(jì)采用高揚(yáng)程電潛泵舉升兼顧外輸方案。

關(guān)鍵詞:機(jī)采方案外輸方案邊際油田海上油田系統(tǒng)

中圖分類號(hào):TE1文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A文章編號(hào):1674-098X(2011)08(c)-0071-03

Study On Artificial Lift Plan Optimization of CFD18-1 Oilfield and Its Enlightenment

Zong Fengchen

(CNOOC ， Beijing， 100010)

Abstract:Taking CFD18-1 oilfield as example， this paper introduces the principles and methods of artificial lift plan optimization of offshore marginal oilfield. It is claimed that the artificial lift plan optimization is a systematic engineering which need integrated contrast and quantitative analysis from technology and ecnomic aspects. This paper summarizes main elements needed to be considered in the optimization， and gives the formula for estimating artificial lift expense. High head ESP used for wellbore lifting and platform exporting is firstly designed in bohai area.

Keywords:artificial lift plan， export plan， Marginal Oilfield， Offshore oilfield， system

海上邊際油田通常是指儲(chǔ)量規(guī)模小、在現(xiàn)有油價(jià)、原材料和機(jī)具費(fèi)用等條件下，采用常規(guī)的技術(shù)與管理手段進(jìn)行油田開發(fā)建設(shè)與生產(chǎn)，其經(jīng)濟(jì)效益較差或達(dá)不到營(yíng)利目標(biāo)的油田。邊際油田的開發(fā)對(duì)于實(shí)現(xiàn)公司的產(chǎn)量目標(biāo)、滿足國(guó)家的能源需求具有十分重要的意義。在滿足油田配產(chǎn)指標(biāo)的前提下，最大限度地降低投資成本是提高邊際油田開發(fā)效益的根本策略。油井機(jī)采方案不僅會(huì)影響到平臺(tái)的設(shè)備配置、面積大小、結(jié)構(gòu)型式和建造費(fèi)用，而且會(huì)影響后期油井的生產(chǎn)時(shí)率和修井費(fèi)用，對(duì)于邊際油田而言，還會(huì)影響到依托平臺(tái)的設(shè)備改造，因此選擇合理的機(jī)采方案是降低油田開發(fā)投資的重要環(huán)節(jié)。本文以曹妃甸18-1油田為例，全面介紹了機(jī)采方案優(yōu)選的原則、思路、方法和啟示，對(duì)于類似邊際油田的設(shè)計(jì)和開發(fā)具有一定的參考意義。

1 曹妃甸18-1油田概況

曹妃甸18-1油田位于中國(guó)渤海海域， 探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量規(guī)模小，單獨(dú)開發(fā)效益較差，屬小型邊際油田。儲(chǔ)集層主要由下第三系東營(yíng)組二段底部砂礫巖及潛山基巖組成，油田的開發(fā)以砂礫巖油藏為主，同時(shí)考慮下部花崗巖油藏。地面原油性質(zhì)具有低密度、低粘度、低含硫量、瀝青質(zhì)中等、高凝固點(diǎn)、高含蠟等特點(diǎn)，為輕質(zhì)原油。地面原油密度0.8361g/cm3～0.8594g/cm3，原油粘度4.200mPa.s～4.848mPa.s，含硫量0.07%～0.13％，含蠟量7.0%～19.0％，膠質(zhì)瀝青質(zhì)15.6%～18.6％，凝固點(diǎn)24℃～25℃。地層壓力下原油粘度為0.6mPa.s，體積系數(shù)1.4765，溶解氣油比142m3/m3，地層壓力26.14MPa，飽和壓力20.35MPa，地飽壓差5.79MPa。油藏設(shè)計(jì)共鉆井3口，工程擬依托渤南油氣田體系進(jìn)行開發(fā)，如圖1所示。

2 曹妃甸18-1油田機(jī)采方案優(yōu)選研究

2.1 機(jī)采方案優(yōu)選的原則和思路

海上油田機(jī)采方案的優(yōu)選需要以滿足油田的配產(chǎn)指標(biāo)和盡量降低投資為出發(fā)點(diǎn)，從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩個(gè)方面進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)和優(yōu)選。技術(shù)方面需要考慮的因素包括地層流體的舉升要求、工程的井口壓力要求、舉升技術(shù)的成熟度及對(duì)本油田的適應(yīng)性、舉升設(shè)備的免修期及所需的修井設(shè)施、此外，還應(yīng)考慮舉升系統(tǒng)對(duì)于本油田及所依托油田的地面工程的影響；經(jīng)濟(jì)方面則需考慮舉升系統(tǒng)的初期投資和后期修井維護(hù)成本、對(duì)地面工程影響帶來的費(fèi)用、以及對(duì)油井生產(chǎn)時(shí)率影響帶來的費(fèi)用等。

2.2 考慮的機(jī)采方案

海上常用的機(jī)采方式包括電潛泵、氣舉、射流泵、電潛螺桿泵和桿驅(qū)螺桿泵等，后面三種方式主要適合于稠油開發(fā)，因此將電潛泵和氣舉作為研究中重點(diǎn)優(yōu)選的方案。基于前述的優(yōu)選原則和思路，考慮的機(jī)采方案具體包括如下四種:

(1)低揚(yáng)程電潛泵方案

方案示意圖如圖2所示，曹妃甸18-1油井的井底流體通過電潛泵舉升至井口，經(jīng)生產(chǎn)管匯匯集后，經(jīng)電加熱器加熱，再通過平臺(tái)外輸泵增壓外輸至依托的曹妃甸18-2井口平臺(tái)，此方案為海上油田傳統(tǒng)的生產(chǎn)和外輸模式。為了提高油井的檢泵周期，設(shè)計(jì)下入雙電潛泵。采用此方案，平臺(tái)除了需要配置電潛泵的供電和控制設(shè)備外，還需要配置外輸泵。

(2)高揚(yáng)程電潛泵舉升兼顧外輸方案

方案示意圖如圖3所示，曹妃甸18-1油井的井底流體通過高揚(yáng)程電潛泵舉升至井口，井口剩余壓力可以滿足油井外輸?shù)囊螅脚_(tái)不再配置外輸泵，井流物經(jīng)生產(chǎn)管匯匯集后，經(jīng)電加熱器加熱后，直接通過海管輸送之曹妃甸18-2井口平臺(tái)。同樣為了提高油井的檢泵周期，設(shè)計(jì)下入雙電潛泵。與低揚(yáng)程電潛泵方案比較，采用本方案時(shí)電潛泵的初期投資會(huì)有所增加，但是由于平臺(tái)無需配置外輸泵，總體初期投資費(fèi)用會(huì)大大降低。

(3)曹妃甸18-2氣田供氣的氣舉方案

曹妃甸18-2為凝析氣田，可通過海管輸送天然氣至曹妃甸18-1油田，作為油井氣舉生產(chǎn)的氣源。方案示意圖如圖4所示，采用本方案時(shí)，氣舉機(jī)采設(shè)備的初期投資和后期修井費(fèi)用都相對(duì)低于電潛泵，不過需要增鋪7.2km的輸氣管線，同時(shí)，為了滿足氣舉氣源的要求，曹妃甸18-1平臺(tái)需要增加高壓氣液分離罐和氣滌器等設(shè)備，此外，曹妃甸18－2油田的凝析氣通過海管輸送至本油田的剩余壓力約為9MPa，若不配備氣體壓縮機(jī)增壓，氣舉井口壓力無法滿足直接外輸要求，因此平臺(tái)還需要設(shè)置外輸增壓泵，若不配備外輸增壓泵，則需要設(shè)置氣體壓縮機(jī)，且所需注氣量過高。

(3)本油田溶解氣供氣的氣舉方案

根據(jù)油藏配產(chǎn)方案，本油田生產(chǎn)期間溶解氣產(chǎn)量基本可以滿足油井氣舉生產(chǎn)的要求。相對(duì)于曹妃甸18-2氣田供氣方案，示意圖如圖5所示，本方案可以省去鋪設(shè)海管的費(fèi)用，但曹妃甸18-1平臺(tái)需配置氣液分離器、氣體壓縮機(jī)、外輸增壓泵和高壓儲(chǔ)罐等設(shè)備。

2.3 機(jī)采方案的經(jīng)濟(jì)優(yōu)選

上述四種方案在技術(shù)上都可以滿足油田的生產(chǎn)要求，在此前提下，經(jīng)濟(jì)效益的高低是選擇合理機(jī)采方式的重要指標(biāo)。海上機(jī)采方案的經(jīng)濟(jì)費(fèi)用主要包括三個(gè)部分:機(jī)采系統(tǒng)的初期投資、后期機(jī)采設(shè)備的修井費(fèi)用、對(duì)平臺(tái)設(shè)備和結(jié)構(gòu)影響的費(fèi)用即:

NPVsum=V機(jī)采系統(tǒng)+NPV修井+NPV平臺(tái)(1)

其中NPVsum為油田生產(chǎn)期內(nèi)機(jī)采方案總折現(xiàn)費(fèi)用，元；V機(jī)采系統(tǒng)為機(jī)采系統(tǒng)設(shè)備的初期采辦費(fèi)用，元；NPV修井為油田生產(chǎn)期內(nèi)機(jī)采設(shè)備修井維護(hù)費(fèi)用的總折現(xiàn)費(fèi)，元；NPV平臺(tái)為油田生產(chǎn)期內(nèi)機(jī)采方案對(duì)平臺(tái)的設(shè)備和維護(hù)費(fèi)用的總折現(xiàn)費(fèi)，元。

(1)機(jī)采系統(tǒng)初期采辦費(fèi)

對(duì)于電潛泵方案，機(jī)采系統(tǒng)初期采辦費(fèi)用V電潛泵系統(tǒng)為:

V電潛泵系統(tǒng)=V電潛泵+V變壓器+V變頻器+V電纜+V接線盒(2)

其中V電潛泵、V變壓器、V變頻器、V電纜、V接線盒分別為電潛泵、變壓器、變頻器、電纜和接線盒的初期投資，元。

對(duì)于氣舉方案，機(jī)采系統(tǒng)初期采辦費(fèi)用V氣舉系統(tǒng)為:

V氣舉系統(tǒng)=V氣舉閥+V偏心工作筒+V壓縮機(jī)+V氣舉配套工具

(3)

其中V氣舉閥、V偏心工作筒、V壓縮機(jī)、V氣舉配套工具分別為氣舉閥、偏心工作筒、壓縮機(jī)和配套工具的初期采辦費(fèi)用，元。氣舉配套工具主要包括氣舉閥調(diào)試臺(tái)、閥密封盤根組等費(fèi)用。

(2)機(jī)采系統(tǒng)修井費(fèi)用

生產(chǎn)期間修井費(fèi)用的折現(xiàn)計(jì)算公式為:

NPV修井=∑Cn/(1+r)n (4)

其中NPV修井為修井折現(xiàn)總費(fèi)用，元；Cn為第n年修井的費(fèi)用，元；r為投資方的期望回報(bào)率，%。

每年修井的費(fèi)用Cn的計(jì)算公式為:

Cn=f修井×m×Cm (5)

其中f修井為單井修井頻率，可通過類似油氣田的修井作業(yè)統(tǒng)計(jì)得到，次/(年.口)；m為油田機(jī)采井?dāng)?shù)，口；Cm為單井每次修井的費(fèi)用，元/次。

單次修井費(fèi)用的計(jì)算公式為:

Cm=Ct+Ca+Cw (6)

Ct=C動(dòng)復(fù)員+Cd×d (7)

其中Ct為修井機(jī)機(jī)具的費(fèi)用，元；Ca為更換機(jī)采設(shè)備的費(fèi)用，元；Cw為修井期間及修井后油井恢復(fù)期間影響油井產(chǎn)量下降的費(fèi)用，元；C動(dòng)復(fù)員為修井作業(yè)機(jī)具的動(dòng)復(fù)員費(fèi)，元；Cd為修井機(jī)具的日費(fèi)，元/天；d為單次修井所需的時(shí)間，天。

綜合(4)～(7)式，可得:

NPV修井=∑﹛f修井×m×(C動(dòng)復(fù)員+Cd×d + Ca+Cw)﹜/(1+r)n(8)

(3)機(jī)采系統(tǒng)影響平臺(tái)的費(fèi)用

機(jī)采系統(tǒng)對(duì)平臺(tái)初期投資和后期維護(hù)影響的費(fèi)用NPV平臺(tái)為:

NPV平臺(tái)=V修井機(jī)+NPV修井機(jī)維護(hù)+V增加設(shè)施+V平臺(tái)結(jié)構(gòu) (9)

其中V修井機(jī)為平臺(tái)設(shè)置修井機(jī)的初期投資，元；NPV修井機(jī)維護(hù)為生產(chǎn)期間修井機(jī)逐年維護(hù)費(fèi)用的折現(xiàn)值，元；V增加設(shè)施為增設(shè)的海管、油氣處理器、外輸泵等費(fèi)用，元；V平臺(tái)結(jié)構(gòu)為因設(shè)置修井機(jī)和增設(shè)其它設(shè)備引起的平臺(tái)面積和結(jié)構(gòu)改變的費(fèi)用，元。

運(yùn)用公式(1)、(2)、(3)、(8)、(9)對(duì)技術(shù)上適合曹妃甸18-1油田生產(chǎn)的四種機(jī)采方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)計(jì)算，結(jié)果表明，采用高揚(yáng)程電潛泵舉升兼顧外輸方案折現(xiàn)投資總費(fèi)用比其他三個(gè)方案可節(jié)約500～1000萬(wàn)元人民幣，具有較好的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。

2.4 采方案優(yōu)選結(jié)果

基于四種方案的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)優(yōu)選，推薦采用高揚(yáng)程電潛泵舉升兼顧外輸方案，采用該方案，不僅具有技術(shù)和經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)，而且更有助于簡(jiǎn)化平臺(tái)的設(shè)施。工程方案設(shè)計(jì)新建一座2腿單層甲板、無人駐守的筒型基礎(chǔ)簡(jiǎn)易井口平臺(tái)，平臺(tái)不設(shè)修井機(jī)，采用鉆井船完成鉆完井和修井作業(yè)。油井流體經(jīng)過高揚(yáng)程電潛泵增壓后，在平臺(tái)只進(jìn)行必要的計(jì)量和加熱，然后混輸?shù)讲苠?8-2井口平臺(tái)，混合物流最終輸送到FPSO上進(jìn)行處理。這樣可以以盡可能少的工程設(shè)施及盡可能小的平臺(tái)面積，達(dá)到降低工程投資成本的目的。

3結(jié)論和啟示

(1)以滿足油田的配產(chǎn)指標(biāo)和盡量降低投資為出發(fā)點(diǎn)，將本油田以及依托油田的生產(chǎn)作為一個(gè)系統(tǒng)，將井筒舉升和平臺(tái)外輸作為一個(gè)系統(tǒng)，全面考慮可以運(yùn)用的機(jī)采方案。

(2)機(jī)采方案的優(yōu)選是一個(gè)系統(tǒng)工程，需要從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩個(gè)方面進(jìn)行綜合優(yōu)選和定量分析。對(duì)于邊際油田而言，更是如此，需要全面考慮本油田以及所依托油田的生產(chǎn)狀況和要求，在區(qū)域開發(fā)思路的背景下，進(jìn)行機(jī)采方案的優(yōu)選。

(3)機(jī)采方案技術(shù)優(yōu)選需要考慮的因素包括地層流體的舉升要求、工程的井口壓力要求、舉升技術(shù)的成熟度及對(duì)本油田的適應(yīng)性、舉升設(shè)備的免修期及所需的修井設(shè)施、此外，還應(yīng)考慮舉升系統(tǒng)對(duì)于本油田及所依托油田的地面工程的影響。

(4) 海上機(jī)采方案的經(jīng)濟(jì)費(fèi)用主要包括三個(gè)部分:機(jī)采系統(tǒng)的初期投資、后期機(jī)采設(shè)備的修井費(fèi)用、對(duì)平臺(tái)設(shè)備和結(jié)構(gòu)影響的費(fèi)用，本文給出了估算費(fèi)用的思路和公式。

(5)高揚(yáng)程電潛泵舉升兼顧外輸方案在渤海海上油田首次設(shè)計(jì)采用，該方案可最大限度地簡(jiǎn)化平臺(tái)設(shè)施，減少平臺(tái)面積和負(fù)荷，降低油田開發(fā)投資，為海上邊際油田的開發(fā)提供了一個(gè)新的思路，具有一定的推廣價(jià)值。

參考文獻(xiàn)

[1]戴煥棟，張鈞，等.海上采油手冊(cè).北京:石油工業(yè)出版社，2001.

[2]戴煥棟，張鈞，等.海上油氣田完井手冊(cè).北京:石油工業(yè)出版社，1998.