海上油田開發初期注水系統優化及應用

胡 松

［中海石油（中國）有限公司天津分公司遼東作業公司，天津 300452］

1 研究背景

為了使油田保持較高的生產水平，并在較長的時間內實現高產穩產，油田往往采取早期注水保持地層壓力的方式進行開發注水[2]。

本文以某海上油田為例，該油田地飽壓差小并且水體能量有限：地飽壓差為3.5MPa，根據地震儲層追蹤和地質分析，除少部分井區有一定的水體能量（20倍），其他區塊的水體倍數較小（4～10倍）。從油藏數值模擬的研究結果看，主體區在衰竭開發時，地層壓力下降較快，氣油比急劇升高。因此，推薦該油田早期注水，投產半年到一年內即投注，油田注水指標預測表如表1所示。

表1 油田注水指標預測表

2 油田注水工藝流程簡介

2.1 油田工藝流程簡介

該油田定位為計量、集輸平臺，不設油氣處理設備。各油井的流體、來自測試分離器、閉式排放罐的流體在生產管匯匯合后，利用井口余壓通過12″、8.8km 管線混輸送至下游的原油處理系統進行集中處理，海管外輸壓力3 500kPa（a）。

油田工藝流程示意圖如圖1所示。其中，平臺注水系統設置3臺注水泵（額定排量為150m3/h，2用1備），3臺注水泵過濾器（額定處理量為300m3/h，2用1備），1個注水海管收球筒及注水管匯，水源則由上游中心平臺水源井供應。

圖1 油田工藝流程示意圖

2.2 油田注水泵生產模式

根據油田的注水指標預測情況，注水泵的逐年生產模式如表2所示，2021年注水量較小，僅需要開1臺注水泵；其余年份需要開2臺注水泵。注水泵流量調節方式為出口閥調節和回流調節，注水系統調試期間僅需對注水泵、注水海管等相關注水系統設備、管線進行調試，投產初期不投用。

表2 注水泵逐年生產模式

2.3 存在問題及原因分析

根據上述油田注水指標以及注水泵額定排量參數等內容可知，油田原注水泵設計排量150m3/h，先期注水井配注量為500m3/d，所需注水瞬時量為20.8m3/h。而根據注水泵的設計要求，最低排量為70.8m3/h，最低日注入量為1 700m3，因此，油田開發初期注水系統所面臨的問題是注水井的日注入量遠低于注水泵的排量要求，不能滿足注水泵單臺運行的工況，需要對注水泵進行改造[3]，使其能夠適應油田開發初期注水量較低的工況。

3 油田注水工藝優化及應用效果

3.1 注水泵及流程改造優化設計

為實現注水泵安全運行并滿足油田投產初期內注水井配注量較低的要求，特提出注水泵及流程適應性改造。經設計計算并校核，注水泵A泵單臺更換為排量70m3/h的泵，注水泵回流管線尺寸按照單臺最大流量泵（150m3/h）全回流設計，經計算回流管線尺寸為6寸（流速3m/s），為防止因回流流量過大而導致水溫升高，在泵出口回流管線上設置高溫報警和高高溫停泵即可滿足改造使用要求。

按照設計對平臺注水泵及泵出口部分流程進行優化調整，以滿足油田開發初期的生產需求[4]，現場施工改造設計如圖2、圖3所示。

圖2 注水泵改造優化示意圖

圖3 注水系統流程改造示意圖

3.2 應用效果

油田注水泵及注水流程經過優化改造后，注水泵的額定排量由150m3/h降為70m3/h，通過現場測試運轉及功能實驗，各項運行參數如表3所示。

表3 注水泵運行參數對照表

從表3可以看出，改造后注水泵各項運行參數運行平穩且均在有效設定運行參數范圍之內，滿足當前較小注水量的工況要求。通過注水泵及流程優化改造，不僅解決了改造前由于單臺注水泵最低排量仍大于注水井注入需求而導致的制約地層欠注等問題，同時，通過改造后對注水泵的出口設置回流及排放流程，滿足不同注入要求下注水井配注量調整功能并兼具注水泵出口至原油生產管匯及下游混輸海管的摻水、油水井及流程沖洗等功能，達到降低混輸海管低溫析蠟量、油井地面流程結蠟熱沖洗、油水井措施作業提前循環洗井等一系列效果[5]。

4 結論

1）此次優化改造，使注水泵及注水流程的綜合使用性能得以充分釋放提升，既能滿足開發初期生產階段注水量較低的注入要求，同時還能實現注水流程回流調節時多功能使用用途，滿足現場安全生產使用需求。

2）油田開發生產初期因隨鉆情況變化而導致初期注水量遠低于預期無法實現順利注水時，可為類似問題油氣田提供經驗及借鑒。