旅大10-1油田综合调整工程开发方案优化研究

徐 闽王 蓉（.中海石油（中国）有限公司天津分公司工程建设中心 天津30046；.中海油能源发展装备技术有限公司工程设计研发中心 天津30045）

旅大10-1油田综合调整工程开发方案优化研究

徐 闽1王 蓉2
（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司工程建设中心 天津300461；
2.中海油能源发展装备技术有限公司工程设计研发中心 天津300452）

旅大10-1油田生产形势好，油藏通过继续挖潜预测出较好采收率，启动了该油田综合调整工程开发。在开发方案研究中，工程方新建注水海管，降低水源井产水，解决油田富余生产水回注问题；通过新老平台修井机轨道对接实现后续钻完井、修井作业；改变电网运行方式，以零成本方式提高电网热备容量。最终开发方案顺利通过审查并已实施投产，为这个“短平快”的项目打下良好的设计基础，也为今后类似的工程进行了有益探索。

旅大10-1油田综合调整； 工程开发方案；修井机轨道对接；热备容量

引　言

根据最新的油藏研究成果，旅大10-1油田通过增加调整井可以进一步提高油田采收率。油藏推荐方案预测至2040年，全油田累积产油量可达1 893.28×104m3，采收率为40.9%。为满足油田产量需求，提出了旅大10-1油田综合调整研究课题。基于旅大油田现状、油藏和钻完井方案设计，工程方需新建一座四腿井口平台WHPC，同时对工程方案研究中遇到的难题进行分析研究，优化方案并解决实际工程问题。最终，方案顺利通过审查并快速启动后续设计，为完成“十二五”目标作出了贡献。

1　油田及项目概况

旅大4-2/10-1油田（下文称“旅大10-1油田”）位于渤海辽东湾海域辽西低凸起的中南端，在绥中36-1油田CEP平台的西南方向。旅大10-1 CEP平台距SZ36-1油田陆上终端约57.3 km，油田水深为31 m。

旅大10-1油田采用半海半陆式开发。旅大10-1 CEP中心平台处理旅大10-1 WHPA和旅大4-2 WHPB这两个井口平台的产物，处理后含1%水的稳定原油再经海底管线输送登陆。油田总图如图1所示。

图1　油田总图

旅大10-1 WHPA平台是一座集计量、修井、注水为一体的四腿井口平台，该井口平台通过栈桥与旅大10-1 CEP平台相连。2009年至2010年先后分三期工程对WHPA和CEP进行了较大规模的改造：一期工程在WHPA井口区南侧外挂4个井槽；二期工程在一期工程基础上再在WHPA井口平台南侧新增2根桩腿，增加2排（8个）井槽，新增电气房间和设备；三期工程在CEP西侧增加2根桩腿，对旅大工艺系统进行扩容升级，增加设备满足调整产量要求。

2　工程开发原则

本次油田综合调整工程的开发原则为：

（1）合理优化方案，充分依托现有设施；

（2）技术可行，安全可靠；

（3）统一部署，降低投资。

3　方案优化

3.1 依托现有设施，优化流程，满足环保要求

根据油藏配产综合调整后，油田最新配产与旅大10-1CEP有效设备处理能力对比见表1。

由表1可见，旅大10-1 CEP原油处理系统、天然气处理系统、生产水处理系统及注水系统均可满足油田调整后的产量要求，但油田配产显示，2017年开始油田产水量将大于注水能力，并于2029年富余生产水量达到最大2 829.10 m3/ d。由于旅大4-2 WHPB目前注水采用水源井水，油田调整后，排产出污水若全部回注旅大10-1区块将造成油田压力过高，主区压力超地层破裂压力，因此工程须考虑解决多余污水回注问题，并实现油田零排放的环保指标。

表1　处理能力比较　Sm3/d

在依托旅大10-1油田现有处理设施的前提下，工程方综合考虑以下三个可行性方案［1］。

* 方案1：外挂井口平台+旅大4-2 WHPB平台新增污水处理设施。在旅大10-1 WHPA平台南侧新建井口平台WHPC；同时在旅大4-2 WHPB平台西侧外挂一个两腿平台，增加生产水处理设施。处理合格后，代替大部分水源井水进行回注，剩余污水仍然通过原有海管送到旅大10-1 CEP处理。

图2　方案1工艺流程框图

* 方案2：外挂井口平台+注水海管。在旅大10-1 WHPA平台南侧新建井口平台WHPC；同时将旅大10-1 CEP平台处理后的一部分生产污水，以一条新建的旅大10-1 CEP至旅大4-2 WHPB的海管（直径8 inch，长约14 km）送至旅大4-2 WHPB平台，代替水源井水进行注水。

图3　方案2工艺流程框图

* 方案3：独立井口平台（含生活楼）+海管海缆。在距离旅大10-1 WHPA平台1 km处新建可容纳30个人的生活楼井口平台WHPC；同时增加旅大10-1 WHPA与旅大10-1 WHPC之间的注水、混输管线及电缆，并新建一条旅大10-1 CEP至旅大4-2 WHPB的注水海管。针对上述三个方案，工程量及费用投资见表2。

表2　工程量及工程费用对比表

经对工程设施量及投资预算比较，方案2的工程量较少，海管铺设技术成熟且费用最低，并能较好地解决旅大10-1油田富余生产水的回注问题，保证油田零排放的环保要求。

3.2 优化平台位置，解决老平台侧钻及后期钻完井、修井作业

根据各专业综合分析比较，工程确定“外挂井口平台+注水海管”方案，但需进一步研究该外挂井口平台的具体外挂位置。根据钻完井作业限制，工程方可选择在旅大10-1WHPA平台南侧或者西侧外挂井口平台。但在旅大10-1WHPA平台西侧外挂平台方案无法实现修井机共用及老井槽侧钻问题外，也会造成钻井船停靠新老平台系缆不便，影响WHPA平台救生艇的使用等［2-3］。鉴于以上原因，故采用在旅大10-1WHPA平台南侧新建四腿井口平台WHPC。平台初期采用自升式钻井平台（南侧就位）完成钻井和完井作业。

旅大10-1WHPA平台目前配置HXJ135修井机。若为减少投资，仍利用该修井机，则后期无法实现新老平台的钻井、完井及修井作业，因此，必须在WHPC新建1台电驱HXJ225修井机，以实现后期新旧平台的钻井及修井作业［4］。工程方提出在WHPA平台与WHPC平台间通过栈桥和滑轨连接，将新建的WHPC平台滑轨与原先的WHPA平台滑轨相连。其中一条滑轨布置在1轴，另一条滑轨与其间距为10.5 m，新平台两条滑轨北侧与老平台滑轨相连，南侧延伸至平台边缘，使修井机的作业范围能够覆盖新老平台的所有井口。新建的修井机通过相连的滑轨滑移到旧WHPA平台，在多功能平台的支持下进行WHPA平台生产井的开窗侧钻等作业。滑轨总体布置图如下页图5所示。

由于HXJ225型修井机的支点反力比HXJ135型修井机增加约50%，WHPA平台原滑轨将很难满足新建225型修井机的作业要求，因此建议将原WHPA平台滑轨拆除，使两平台滑轨采用统一的结构形式予以连接。对于新老平台之间的连接形式，经工程结构对滑轨连接分析，WHPC与WHPA平台滑轨之间采用临时连接。连接部位的结构形式如图6所示。

图5　滑轨总体布置

根据HXJ225型修井机在平台上的状态，分别对其作业工况和滑移工况进行平台整体强度校核。HXJ225型钻修井机在WHPC和WHPA平台作业及两平台之间滑移的过程中，WHPA桩基承载能力满足强度要求，经结构加强后更能满足强度要求。

图6　滑轨结构连接示意图

3.3 依托现有绥中电网，优化热备容量

原旅大4-2/5-2/10-1油田电气系统采用集中供电方式。在旅大10-1中心平台（CEP）上设置一个独立主电站，含3台透平发电机，正常工作时2用1备，除为旅大10-1 CEP和旅大10-1 WHPA供电，还可同时通过两台6.3 kV/35 kV的升压变压器（并列运行），经一条海底复合电缆为旅大4-2 WHPB供电，并通过井口平台WHPB和综合平台DPP间的一条海底动力电缆为旅大5-2 DPP供电。目前已经通过海缆连接，与SZ36-1CEP及SZ36-1CEPK中心电站组网，形成绥中电网。整个电网共有16台发电机组。

考虑依托绥中电网，按照“外挂井口平台+注水海管”的工程方案进行电力负荷估算及校核。预计WHPC投产后，今年绥中电网的负荷最大。此外，比较了10种运行工况，按电站最大出力计算，电网热备容量在1 425 ～3 425 kW，电网热备容量范围应在2 700 ～ 6 700 kW。这一热备容量缺额较大，将影响电网频率稳定性，因此必须考虑热备容量的优化方案。为此，工程方考虑了两种方案：（1）APP并网方案；（2）改变电网运行方式。两种方案的热备值估算及费用比较见表3。

表3　热备用量方案效果对比

通过对比分析可知：APP并网方案需要增加透平，设备费用以及改造工作量大，并且油田配产无法协调解决提供透平燃气问题。改变电网运行方式，可在不影响电网主机大修倒换的情况下，由14用2备改为15用1备，使热备容量满足要求且不用增加额外费用。因此，新建WHPC平台可不设主电站，主动力电源依托绥中电网供电，引自旅大10-1 WHPA的6.3 kV中压柜备用开关VCB04。这一项优化节省了工程及投资费用，也为后期作业区电网规划起到优化作用。

4　结　论

通过可行性方案设计优化、工程方简化平台工程和设施，以及采用常规成熟工艺流程，解决了油田富余生产水回注问题，达到海上零排放的环保要求。新增平台电力依托绥中电网，优化运行工况，在保证油田调整所需电力情况下提高了电网的热备容量；同时，该项目通过新老平台修井机轨道对接实现两台修井机滑移互换，互为备用的方案在渤海油田尚属首次，为后续钻井、修井作业效率的提高有很大帮助，也为类似工程项目进行有益探索。

该项目工程开发方案为油田全寿命方案，因此在解决以上工程难题的情况下，工程方还对工程设备进行分析，并对空间和部分设备进行预留，以应对油藏风险及潜力。该项目开发收益率将高于中国海洋石油总公司规定指标，经济效益良好，具有开发价值。目前该项目已完成海上安装并投入运营且达到了预期产量规划。这个“短平快”的调整项目将促进旅大油田群产量再上新台阶，也将为渤海油田实现“十二五”产量目标作出积极贡献。

［1］ 余俊雄，丁九亮. 岐口17-2油田总体开发方案的优化［J］.中国海上油气（工程），2000（2）：8-9.

［2］ 穆顷，张建勇，杨光，等. LD10-1 油田井口加挂井槽技术研究［J］.船舶，2012（3）：1-5.

［3］ 张建勇，李挺前，穆顷，等. 导管架平台外挂桩腿扩建技术实践与改进［J］. 中国海洋平台，2012（6）：27-31.

［4］ 郭华，冯定，刘书杰，等. 海上油田开发后期调整对初期钻修井机具选择的影响分析［J］. 中国海上油气，2012（6）：51-53.

［5］《海洋石油工程设计指南》编委会. 海洋石油工程设计概论与工艺设计［M］. 北京：石油工业出版社，2007：203-216.

Optimization of development plan of LD10-1 oilfi eld regulation projection

XU Min1WANG Rong2
(1. Engineering Construction Center, Tianjin Branch of CNOOC (China) Ltd., Tianjin 300461, China; 2. CNOOC EnerTech Equipment Technology Research & Design Center, Tianjin 300452, China)

The development plan of LD10-1 Oilfield regulation projection is implemented due to its good production situation and the great potential for recovery efficiency through the continous exploitation. In the research of this development plan, the water produced by the water source well is lowered by the new injection water pipeline to solve the reinjection of the redundant produced water. The later drilling, completion and workover operations are conducted by the skids combination of the workover rig on new and old platforms. And the hot standby capacity of the power grid is improved without cost by changing its operation mode. Finally, the development plan has been approved and put into practical application. It can lay good foundation and set the exploration for the similar projects in future.

LD10-1 oilfield regulation; development plan; skids combination of workerover rig; hot standby capacity

TE32

A

1001-9855（2016）04-0025-07

10.19423 / j.cnki.31-1561 / u.2016.04.025

2016-01-26；

2016-03-10

徐 闽（1981-），男，工程师，研究方向：海上油田工程技术项目管理。

王 蓉（1982-），女，高级工程师，研究方向：海洋石油工程工艺、安全专业设计及项目管理。