北二、三類油層開發的地面工程優化簡化措施

仇偉（大慶油田工程有限公司）

北二、三類油層開發的地面工程優化簡化措施

仇偉（大慶油田工程有限公司）

大慶油田1959年開發，目前老油田已進入高含水、特高含水產油量遞減階段，提高喇薩杏老油田采收率，對大慶油田的長遠發展以及實現中國石油的發展戰略目標具有非常重要意義。地面工程結合二類油層高濃度聚驅、三類油層水驅加密相結合的開發部署，通過水聚驅統籌考慮、挖潛已建設備能力、優選處理工藝、采用新型節能設備等措施，提高油田綜合開發效益，降低生產運行能耗，該工程共節省一次性建設投資14 274.9萬元，年節省運行費用1390萬元，對于進一步探索老油田有效的開發建設模式起到了重要作用。

能力挖潛；節能設備；簡化工藝；優化布局

DOI：10.3969/j.issn.2095-1493.2017.07.010

1 概述

采油一廠2015年北一、二排二、三類油層產能建設工程主要包括2個區塊，其中二類油層二次上返區塊利用已建油井121口，驅替方式由水驅調整為聚驅，注入井88口，高臺子加密區塊新建加密油井99口，驅替方式為水驅，注入井71口。該區塊在1994—1995年聚驅工業化推廣時，新建第一批聚驅井，水驅井二次加密，地面設計為水、聚驅分開處理；在2002—2003年北一、二排聚驅上返時，新建第二批聚驅井，水驅井三次加密，地面設計利用原有已建系統，水、聚驅混合處理。目前該區塊水、聚驅油井的站外集輸系統及站內來液處理系統均為交叉混合狀態，導致轉油站、污水處理站等站場負荷不均衡，水驅污水站來液含聚濃度高，水質不達標。

在綜合部署過程中，結合老油田二類油層高濃度聚驅、三類油層水驅加密的開發需求，通過“一化，三優”措施，即：地上、地下一體化[1]，提高油田綜合開發效益；優化總體方案，注重多方案比選，充分挖潛利用已建能力；優化系統布局，水、聚驅處理系統統籌考慮；優選處理工藝及技術，針對開發特點，選用先進適用處理工藝及技術，來實現整個區塊合理有序開采，在保證地面系統平穩運行的同時，節省運行成本，降低建設投資。

2 優化簡化措施及應用效果

2.1 地上、地下一體化

工程部采用直井、叢式井聯合鉆井方式。共新鉆油水井163口，其中33口油井與29口水井形成叢式井平臺27座，獨立井101口，叢式井占總井數的38%。減少井場建設的同時，集中建設管廊帶，油水管道、電力線路盡可能隨道路敷設，大幅度減少占地的同時，也更便于生產管理，節省一次性投資2100萬元。

地面工程污水處理系統，通過臨近區塊系統調水，合理調整注入水質，既能滿足油藏工程對注入水質的動態調整，又能減少地面工程建設投資。根據油藏工程對注入水水質為深度水的要求，進行深度水系統平衡分析，根據新北一站深度水量預測（表1），深度水次高年水量3.25×104m3/d，按照系統負荷80%考慮，需要4.06×104m3/d，已建規模3.3×104m3/d，需要新增0.8×104m3/d，主要為該區塊二次上返井的前后水驅階段服務。

方案2014年底完成編制，按照新建深度處理站2015年9月底投產，只運行3個月，無法滿足2015年1—9月注入深度水要求，故深度處理站暫緩建設，可減少新建聚驅深度站1座及配套工藝管道5.3 km，可減少建設投資4 740.8萬元，在用水高峰期的3個月，替代深度處理站運行需注清水的費用為662.1萬元。

表1 新北一深度水量預測單位:m3/d

2.2 多方案比選

該工程前期充分調查已建站場能力、站內設施現狀、地面集輸管網，針對原油集輸、配制注入、污水處理、供配電4個專業共編制了11套方案進行對比，從中對比優選出5套方案。合理利用站場剩余能力，共利用游離水脫水能力1.2×104t/d、電脫水能力1.4×103t/d，利用配制能力5000m3/d，利用污水處理能力12 000m3/d，少建轉油站、脫水站、配制站、污水處理站各1座，節省一次性投資5800萬元，節約年運行費用1309萬元，同時充分盤活已建設施，異地遷建轉油站1.5MW加熱爐1臺，新建水驅油井就近進入已建計量間時，利用轉注井留頭，利舊轉注井已建集油摻水管道10 km，注入站利舊已建注入泵13臺，共節省投資505萬。使投資及能耗得到了有效的控制，確保了開發建設效益，較好地滿足了油田開發建設生產的需要。

2.3 優化系統布局

該工程的二次上返區塊利用的121口油井為原普通聚驅油井，調整為高濃度聚驅油井，同時新建99口水驅加密井也分布在此區域。目前，該區域已建集油系統水驅油井與聚驅油井未獨立成系統分別處理，由于水、聚驅設備選取參數不同，為了合理匹配站場設備能力，同時保證采出液油水分離及后續污水處理效果，需對高濃度聚驅油井采出液單獨處理。因此，該工程將已建集油系統重新梳理，依托已建系統，利舊已有設施，將已建計量間內掛接水、聚驅油井進行系統調整，將水、聚驅混合計量間調整為純水驅、純聚驅計量間，分別調入水驅轉油站、聚驅轉油站，將水、聚驅站外系統及采出液處理系統分開設置。調整后，將原來老舊的中101水驅轉油站廢棄，水驅油井全部并入新中102水驅轉油站，新中102轉油站及中十三轉油站所轄水驅油井仍保留在本站水驅系統處理，由以上3座轉油站所轄的121口本次高濃度聚驅的利用油井合并到9座純聚驅計量間，全部由新建的聚中115聚驅轉油放水站處理。

投產至今，水驅系統及聚驅系統均平穩運行，站場設備能力均在合理范圍內。該區塊水聚驅未分系統處理時，新北一污水站來污水含聚濃度平均340 mg/L時，污水站處理后水質為含油26mg/L，懸浮物24mg/L，水質不達標[2]，分系統處理后，來污水含聚濃度下降為260mg/L左右，外輸污水水質達到處理水質指標要求。

2.4 先進處理工藝及技術

該工程原油集輸系統新建高濃度聚驅轉油放水站1座，站內采用高效三相分離器[3]處理工藝，聚結填料采用三段可再生陶瓷填料，相對常規的“三合一+游離水脫除”工藝，減少設備4臺，節約建設投資480萬元，同時通過可再生填料的使用，也延長了設備的使用壽命。

注入系統根據開發需求，采用“一泵多井[4]”與“單泵單井”相結合注入工藝，2座注入站采用“一泵多井”，2座注入站采用“單泵單井”，少建注入泵23臺，同時減少了注入站的建筑面積，建設投資節省233.1萬元。

供配電系統采用新型節能型設備，降低能耗。通過新老井相結合，優化簡化井口配電，采用集成優化配電系統2套[5]，減少供電線路3.5 km，利舊變壓器23臺，節省投資416萬元。采用6 kV節能型變壓器143臺，每年減少變壓器損耗29.9×104kWh；優化設計機采井節能拖動裝置180套，每年節約用電76.3×104kWh。兩項措施共年節電106.2×104kWh，年節省電費81萬元。

3 結論

通過以上優化簡化措施，該項工程共計減少站場建設4座，各種設備40臺，節省建設投資14274.9萬元，年節省運行費用1390萬元，取得了顯著的經濟效益，節能降耗效果顯著，同時也為今后的產能項目的建設提供了指導意義。

1）對于短時間能力短缺或局部能力不足問題，應開展新增能力與其它可替代能力的技術經濟性對比，優選實施方案。

2）對于系統關系復雜，開采方式多樣的老區油田，優先考慮水聚驅分系統處理，便于合理優化設備參數，提高污水處理指標。

3）充分利用技術成熟的先進節能設備和處理工藝，依托已建站場剩余能力，多方案比選，綜合經濟性、可實施性，同時兼顧現場實際運行效果，確定最佳實施方案。

[1]趙忠良.提高油田開發經濟效益的有效途徑[J].石油規劃設計，2004，15（6）：13-14.

[2]朱大順.解析油田污水處理相關水質指標[J].工程技術，2015（21）：208.

[3]闞寶春.新型高效三相分離器研究及應用[J].中國石油和化工標準與質量，2012，32（3）：285-288.

[4]苗寶林.一泵多井注入方式應用情況分析[J].油氣田地面工程，2005，24（10）：20-21.

[5]王峰.薩北油田油井集成優化配電系統研究與應用[J].油氣田地面工程，2016，35（10）：74-76.

2017-02-23

（編輯 王古月）

仇偉，工程師，2007年畢業于中國石油大學，從事油氣集輸儲運規劃設計工作，E-mail：qiuw_dod@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶油田設計院總體規劃室，163000。