慶城油田長7頁巖油地面工藝技術研究與應用

王斐 朱國承 霍富永 王博 王晗 朱源

長慶工程設計有限公司

美國先后發(fā)現巴肯（Bakken）、鷹灘（Eagle-Ford）、尤蒂卡（Utica）等主要頁巖油產層[1-2]，近30 年，北美開展了大量研究和試驗，如注水、注氣、CO2驅、化學驅等，并在海相頁巖油開發(fā)過程中形成了相對成熟的頁巖油地面工藝技術[3]。

中國頁巖油于1999 年開始勘探開發(fā)，2010 年提出致密油概念。2014 年，吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油開始開發(fā)，目前已進入規(guī)模化開發(fā)階段[4-5]；2017 年，中國長慶油田、勝利油田、大港油田和吐哈油田等相繼進行了頁巖油勘探開發(fā)研究工作，頁巖油藏也逐步進入勘探開發(fā)試驗階段[6-7]。

長慶油田鄂爾多斯盆地長7 頁巖油資源豐富，是長慶油田二次加快發(fā)展的現實接替資源，主要分布在隴東、陜北兩個地區(qū)[8]。隴東長7 頁巖油地處甘肅省華池縣、慶城縣、合水縣境內，面積廣闊，截至目前，通過科技創(chuàng)新已形成頁巖油地面建設模式，目標建成年產300 萬噸“創(chuàng)新、高效、綠色、智能”的國家級陸相頁巖油開發(fā)示范區(qū)。

1 工程難點

（1）放噴階段高液量、高含水率，地面系統(tǒng)配套難度大。大量產出水無法回收利用，分階段生產參數見表1。井口初期放噴液量大；初期生產階段時間長；采出物含水率高；構成復雜（含壓裂液及各種藥劑等）。

表1 頁巖油分階段生產參數Tab.1 Staged production parameters of shale oil

（2）單井液量大、氣油比高、遞減快，區(qū)域集輸難度大。2019—2022 年地面氣油比范圍在67～216 m3/t，遞減幅度89%。單井液量從放噴階段至初期生產階段遞減幅度為60%，需提出經濟合理的集輸方式[9]（圖1）。

圖1 頁巖油生產階段液量變化柱狀圖（投產初期）Fig.1 Histogram of fluid volume changes during shale oil production stage(initial stage of production)

（3）前期自然能量開發(fā)、無注水井，采出水回注難度大。由于長7層位孔隙度滲透率低，有效回注難度大。目前長7 層采出水回注長8 層，但長7層采出水與長8層、侏羅系采出水均不配伍，需投加緩蝕阻垢劑后再回注至附近油藏層系。

（4）安全環(huán)保要求高。應對全球氣候變暖，為減少溫室氣體排放，國家對溫室氣體減排要求日益嚴格，節(jié)能減排任務艱巨。油田伴生氣作為勘探生產板塊溫室氣體重點排放源，占集團公司甲烷排放量的39%，在安全環(huán)保要求越來越高的形勢下應建立應對措施。

2 總體思路

結合頁巖油全生命周期開發(fā)方式，以水平井大井組為平臺，針對頁巖油開發(fā)特點及難點，按照道路標準化、井場最小化、供水供電系統(tǒng)化、裝備配套定型化技術路線，針對大井組平臺進行地面配套，頁巖油全生命周期開發(fā)過程如圖2所示。利用現有系統(tǒng)，結合新建系統(tǒng)，依托社會服務，實現平臺標準化設計、智能化無人值守及平臺獨立計量等，達到大井組平臺提速、提效、提產及控降投資的目的。

圖2 頁巖油全生命周期開發(fā)過程Fig.2 Full life-cycle development process of shale oil

3 解決方案

3.1 平臺集約化

通過平臺—聯(lián)合站全過程密閉處理，最大限度降低油氣損耗，并因地制宜加以利用，形成以套管集氣、油氣混輸分輸相結合、原油穩(wěn)定、DHX輕烴回收、干氣利用的油氣密閉集輸及伴生氣綜合利用主體技術，目前頁巖油密閉集輸流程如圖3所示。

圖3 頁巖油密閉集輸流程Fig.3 Closed gathering and transportation process of shale oil

（1）井組套氣分輸技術。結合頁巖油井生產氣油比高，利用套氣分輸技術對大井組平臺進行標準化設計，平臺均采用套管集氣、區(qū)域增壓的分輸伴生氣集輸模式，有效回收伴生氣。

（2）新型輕烴回收技術。新型輕烴回收裝置，采用了以分子篩脫水、自產冷劑制冷、DHX 重吸收、閉式循環(huán)水系統(tǒng)為主的安全、環(huán)保技術，保證裝置長周期運行。

3.2 水資源綜合利用技術

水平井壓裂作業(yè)具有周期短、用水量大、作業(yè)集中的特點[10]，頁巖油開發(fā)過程中鉆井、壓裂、吞吐供水采用多源集中供水、管線環(huán)聯(lián)成網、返排液全回用、采出水有效利用的閉環(huán)供水技術，水資源利用流程如圖4所示。

圖4 水資源綜合利用流程Fig.4 Comprehensive utilization process of water resources

（1）多源集中供水、管線環(huán)聯(lián)成網。鉆井初期供水由平臺水源井供給，后期壓裂采用臨時管線將各平臺水源井環(huán)聯(lián)成網，供壓裂作業(yè)平臺壓裂用水。同時設臨時供水點，補充壓裂用水。

（2）返排液全回用。油井返排階段，在大井組設置自主研發(fā)的返排液三相分離處理裝置，脫出低含水率原油進入附近已建集輸系統(tǒng)或拉運至附近站點。采出水在大井組就地儲存回用至附近壓裂井場，實現了返排液就地處理、采出液全回用，返排液全回用流程如圖5所示。

圖5 返排液全回用流程Fig.5 Full reuse process of backflow fluid

（3）采出水有效回注。采出水一部分在周邊長8層注水井有效回注，通過已建加藥裝置投加緩蝕阻垢劑，緩解采出水與地層水結垢趨勢，回注采出水可節(jié)約清水資源，降低投資，此外另一部分可作為周邊平臺壓裂用水，采出水有效回注站外系統(tǒng)如圖6所示。

圖6 采出水有效回注站外系統(tǒng)示意圖Fig.6 Schematic diagram of effective reinjection of produced water into the off-site system

3.3 裝置橇裝化

依據頁巖油單井產液量大、遞減快的特點，研制并應用橇裝化設備，替代中小型站場和大型站場主要生產單元，采用橇裝拼接技術、橇裝組合技術，研發(fā)了系列化一體化集成裝置，形成了頁巖油從井場—增壓點—接轉站—聯(lián)合站全橇裝化建設，利用橇裝裝置可搬遷易改造的優(yōu)勢，增強布站的靈活性，加快地面建設速度，提高工程質量，降低工程投資。

中小型站場推行“先大后小”的地面建設方式，采用裝置集成和拼接技術，適應生產初期產量高、中后期遞減快的特點。根據站場負荷變化，三年后實現裝置及設備的靈活調配和重復利用。

（1）增壓裝置。主要由原油接轉、油氣分輸、集油收球加藥、電控一體化集成裝置組合成站，共有5種規(guī)模，可靈活組合，實現井站無人值守。

（2）橇裝聯(lián)合站。由原油脫水、原油加熱、采出水回注等5類一體化集成裝置組成，具有來油計量、原油加熱、采出水處理及回注等功能，可替代常規(guī)聯(lián)合站，減少占地面積，縮短建設周期，降低投資，同時配套先進的數字化控制系統(tǒng)，可大幅縮減用工。

（3）35 kV橇裝組合式變電站技術。35 kV變電站采用橇裝組合式變電站技術，實現了設計標準化、設備橇裝化、采購集約化、作業(yè)預制化、管理數字智能化、維護模塊化的目標。

3.4 全流程智能化管控

全面搭建地面工程信息化、智能化平臺，通過“遠程集中監(jiān)控、數據自動采集、后臺智能分析、指令實時發(fā)布、工況動態(tài)匹配”的建設思路，實時采集油井壓力、溫度以及振動等參數，站點外輸原油外輸排量、溫度壓力以及站內工藝設備運行參數，利用SCADA 系統(tǒng)實現了運行參數自動優(yōu)化。另一方面，促進中心站管理模式的轉變，基本生產管理單元縮減、勞動組織架構改革、實現扁平化管理，將原有的作業(yè)區(qū)直管井區(qū)以及站點優(yōu)化為核心的中心站管理模式，形成了中心站模式下的無人值守、集中監(jiān)控、定期巡檢的生產組織方式，盤活用工，減少前端駐點人員。大幅減少人工干預，體現了節(jié)能、高效、無人值守的智能化管理模式。

（1）區(qū)域中心站智能化控制。創(chuàng)新形成中心站+無人值守站勞動組織架構模式，依托作業(yè)區(qū)SCADA 系統(tǒng)，通過完善基礎網絡，提升智能化控制水平，井（站）無人值守，聯(lián)合站少人操作，實現智能化管控（圖7）。

圖7 頁巖油中心站智能化管控示意圖Fig.10 Schematic diagram of intelligent management and control of shale oil central station

（2）站場智能化設計。聯(lián)合站、接轉站內使用的一體化集成裝置本體智能化程度較高，具備無人值守功能，在集油收球裝置后增加進事故油箱流程，并設切換電動三通閥。裝置緩沖后增加去事故油箱流程，并設電動閥，配套相應的控制流程，確保含氣原油經氣液分離后進入事故油箱。優(yōu)化事故油箱設計，增加進油立管、擴大排氣孔，提高安全可靠性。

（3）區(qū)域智能電網架構。電網形成“三級網絡”構架，采用“四級無功補償”，變電站無人值守，智能操作，集成電力SCADA 系統(tǒng)、綜合自動化管理系統(tǒng)、地理信息系統(tǒng)，實現了四遙五防、數據采集、在線監(jiān)控、電子巡護、數據上傳、遠程調度等功能。

（4）區(qū)域聯(lián)防。針對頁巖油敏感區(qū)眾多的情況，在設計中堅決貫徹執(zhí)行“三級防控”管理體系，嚴格執(zhí)行勞動安全衛(wèi)生設施“三同時”管理制度，防范環(huán)境風險、加強環(huán)境監(jiān)管、確保安全生產。通過集群化管道泄漏監(jiān)測以及高后果區(qū)視頻監(jiān)控建立了安全環(huán)保數字化監(jiān)控系統(tǒng)，構建了頁巖油區(qū)域立體式防控體系，提升了重大河流附近站庫的安全防護等級。在設計各個環(huán)節(jié)均充分考慮現行的安全、環(huán)保和節(jié)能減排政策，利用標準化設計固化措施，確保投資落實到位，建設綠色油田，保護綠水青山，實現企地和諧發(fā)展。

4 應用實例

馬嶺油田西233 區(qū)已建成長7 頁巖油百萬噸處理能力的地面系統(tǒng)，示范區(qū)內目前油井約327 口，產油量93.8×104t/a。主要采用“平臺增壓—聯(lián)合站”的一級布站方式，某聯(lián)合站使用新型輕烴回收技術，年經濟效益達到2 900 萬元。同時，該聯(lián)合站采用橇裝化設計，由原油脫水、原油加熱、采出水回注等一體化集成裝置組成，具有來油計量、原油加熱、采出水處理及回注等功能，可替代常規(guī)聯(lián)合站，減少占地面積35%，縮短建設周期50%，降低投資10%。井站區(qū)域按照無人值守、聯(lián)合站少人干預的思路，共新增定員51 人，由中心站負責所轄區(qū)域的日常巡檢維護，全部無人值守，較常規(guī)建產定員79 人盤活用工35%，前端駐點人員由50%降低至10%。

5 結論

針對頁巖油開發(fā)特點及難點，結合頁巖油全生命周期開發(fā)方式，以水平井大井組為平臺，通過大井組配套、橇裝化設備推廣、智能化管理等系列技術，降低集輸站場用工比例，減少員工操作強度；減少伴生氣放空量，符合當地安全環(huán)保部門的要求，并實現了較高的環(huán)境效益；油氣密閉集輸和伴生氣綜合利用，有利于安全生產和員工健康。形成了平臺集約化、裝置橇裝化、管控智能化的頁巖油地面建設模式，創(chuàng)建了頁巖油開發(fā)地面建設示范區(qū)。