大庆油田产能地面建设优化简化技术应用

大庆油田设计院有限公司

根据大庆油田公司总体部署，2020年油田计划建设整体工作量与前几年大体相当。老区三次采油趋于多元化[1]，本年度安排11个化学驱区块[2]，其中聚合物驱产能区块5个，三元复合驱产能区块1个，复合驱试验区块5个。外围油田以低产、偏远、零散的薄差油层为主，其依托性差。地面工程配套建设的数字化工程[3]同步实施，工作量和难度进一步加大。综上所述，2020年产能建设区块呈现两个特点：①任务总量依然繁重，建设周期紧张；②低产低效区块多，经济效益差，需要反复优化才能达到评价值，工作量加大。为了保证2020年生产任务按时完成，需要加快工作节奏，缩短整体设计周期。

1 优化措施

为了保证项目整体进度，根据以往工程管理经验，采取以下措施，取得了较好效果。

1.1 持续保持“三个介入”，缩短整体设计周期

多年来，规划设计工作已经形成了提前介入、主动介入、有效介入的工作原则，在实际工作中收到了较好的效果。项目中体现在以下方面：规划工作介入到油藏方案和采油方案中，提前了解开发方式并研究地面技术路线，提出攻关方向；主动与建设单位结合，了解生产现状和存在问题，做到方案未动，需求先知；在项目进度计划统一要求下，协调各方资源，确定各个节点，做到计划性强，介入有效。

比如萨北开发区北二西块一类油层聚驱后加密产能建设工程，该项目2020年安排基建220口，其中油井120口，水井100口。按照开发方式及布井方位分为东西两个地区，东部地区为弱碱三元驱，前置段塞阶段使用低初黏凝胶（图1），由聚合物、交联剂、稳缓剂和水混合组成。由于是新配方，地面工程没有成熟经验可借鉴，配制工艺需要提前研制。为了不影响项目进程，地面工程介入到开发方案中，与采油工程研究院反复磋商，确定交联剂和稳缓剂在后场配制，现场只设必要的存储设备和注入设备。西部地区为聚合物驱开发，采用PPG+2500万相对分子质量聚合物，其中PPG也是新型驱油剂，没有成熟经验。大庆油田设计院提前取样，对PPG的溶胀性和悬浮性进行了室内试验（图2），确定了分散熟化的时间，确定了配制工艺，即将PPG干粉先期溶解，然后加到聚合物母液中。由于提前介入，缩短了项目时间，节省了工程投资。

图1 低初黏凝胶配置流程Fig.1 Flow of low initial viscosity gel distribution

图2 PPG分散熟化流程Fig.2 Flow of PPG dispersion ripening

1.2 技术专家提前进入项目，缩短工作流程

技术专家定期与专业科室沟通，提前进入项目，随时解决问题。避免因技术路线不确定而耽误进度，减少设计人员反复设计的工作量。对于技术复杂项目，采取室审、院审分开审查方式；相对简单的项目，采取室审、院审合并审查，节约时间。这种做法可减少设计人员工作量，缩短规划设计周期。

1.3 提前进行方案交底，加快整体设计进度

对于技术路线基本确定的方案，院审结束后，即可对基本确定的部分进行预交底，提前开展初步设计。方案经过油田公司审查通过后，进行正式交底，并对变化的部分进行调整，以缩短整体设计周期。

通过以上措施，设计周期大大缩短。截至2020年3月底，已完成区块68个，占总区块数的68.69%；基建油水井3 075口，占总井数的61.42%；建成产能101.16×104t，占总建成产能的50.28%。产能方案运行情况汇总见表1。

表1 2020年产能方案运行情况汇总Tab.1 Summary of capacity plan operation condition in 2020

2 “三优一简”技术

随着开发难度加大、低产低效区块增多、效益变差，为达到效益建产，必须加大控制投资的力度，优化简化工作显得尤为重要。由表2、表3可以看出，2020年低产低效区块与2019年相比有所增加，涉及的井数增加了557口，涉及的产能降低了16.4×104t。在投资控制方面，积极应用“三优一简”［4］技术措施，坚持以效益为中心，持续加强优化简化，全力保障产能区块效益开发。通过地上地下一体化优化，在开发顺序、布井方式等方面做到有机结合，降低整体项目投资。通过系统优化做好总体布局，处理好年度产能和总体规划、局部布局和整体布局的关系，做到合理布局，有效衔接。通过能力优化，有效利用已建设施剩余能力，控制新增建设规模。推广应用简化的工艺技术、单项设备，减少建设费用和运行成本。

表2 2019年产能效益情况Tab.2 Capacity benefit condition in 2019

表3 2020年产能效益情况Tab.3 Capacity benefit condition in 2020

2.1 地上地下一体化优化

油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、生产管理多方结合，进行地上地下一体化优化[5]。通过错峰开发减少地面建设规模；通过直井、斜井、水平井相结合布置大平台井，通过减少地面建设管道敷设量，减少工程占地；通过整体优化，大幅降低了项目的整体投资。

南七和南八区三元产能，通过合理安排5个区块的开发次序（表4），实现能力的有序接替，其与油藏工程充分结合，实现了错峰开发，原油处理、污水处理、三元液配置注入等工程均有规模核减（表5）。地面工程只新建转油放水站2座、二元站2座、三元污水站2座，与一次性建成相比，节约建设投资9000万元。

表4 南七区和南八区三元段塞注入阶段安排Tab.4 Injection stage schedule of ASP slug in South 7-8 Block

通过直井、斜井、水平井联合布置，形成较大的丛式井平台，节约了占地面积及集输管道。2020年宋芳屯油田芳50等区块扶余油层产能建设，该工程基建油井18口，其中新钻油井14口，代用井4口。油藏工程、钻井工程、地面工程整体联动，联合部署丛式井场、大平台井场，在基建的18口井中，有2口井为独立直井，剩余16口井形成5座丛式井平台。与独立井相比，地面工程节约集油管道3.85 km、电力线路2.3 km、永久占地0.97×104m2、临时占地9.0×104m2，合计节省地面投资199.99万元。供电系统采用一变多井的供电方式，16口油井形成丛式井平台5座，新建抽油机柱上变电站7座，与单井单变压器相比，少建设柱上变电站11座，节约投资46万元。

2.2 系统布局优化

（1）统筹考虑未来几年的开发安排，采取总体规划、分步实施方式，按照少建站、多站场合并建大站、立足老站扩建的原则，科学优化站场布局，有效缩减新建站数量及规模。如2020年杏九区丙块聚驱产能，杏八和九区纯油区聚驱产能建设工程共安排基建聚合物驱油井363口，分三年建设，其中2020年杏九区丙块基建油井134口，2021年杏九区乙块基建油井108口，2025年杏八区丙块基建油井121口。本次规划在区域中心新建聚杏四-I联转油放水站（2020年建设一期工程，2025年建设二期工程），与分散建站相比，占地面积减少9 000 m2，节省占地及劳动定员投资720万元，并减少采暖、道路等公用工程建设投资180万元。

表5 南七区和南八区错峰建设优化核减规模Tab.5 Optimization and saving scale of peak shifting construction in South 7-8 Blockm3/d

（2）打破厂界、区域界线，统一规划，分厂实施。有效控制分厂建设、分管理区域建设而带来的小规模、零散设的缺点。如永乐油田源142-源20区块扶余油层产能建设，该产能为新开发致密油区块，基建油井58口，年产能6.5×104t，归属采油八厂（52口）和十厂管辖（6口）。产能区块北侧为八厂永乐油田，距离区块中心24 km，东侧7 km为十厂拉油区块，拉运距离25 km，西北侧为头台油田，距离区块中心约4.5 km。由于产能区块距离本厂站场远，将采油八厂52口井、采油十厂6口井的采出液统一进入头台油田源141转油站处理。为方便厂间交接，在头台源141转油站设置计量工艺，在十厂平台设计量分离器计量产液。充分利用头台油田已建站场及设施，少建设中间加热站4座、拉油点1座、拉油通井路7 km，节省投资1 648万元。该方案充分利用区域内头台油田已建道路，减少道路建设8.1 km，节省建设投资977万元。

2.3 能力利用优化

大庆油田通过多年建设，已经形成了庞大的地面系统，随着开发方式和产量结构调整，虽有负荷不均衡的现象，但已建能力还是有相互利用的空间。随着油田进入高含水后期，要充分利用好已建系统的能力[6]。喇嘛甸油田北西块聚合物驱产能建设（图3），共安排基建聚合物驱油井426口，分两年实施，其中2020年北西块二区基建油井118口，2021年北西块二区基建油井308口。该区域涉及5座转油站、3座放水站、1座联合站，通过能力核实，取消了喇331转油站，将该站原管辖的5个计量间48口油井分别调头至喇400转油放水站和喇340转油站。通过核减，节约喇331转油站维护改造费用1 500万，节约运行费约210万元/a，同时解决了因该站腐蚀老化而带来的安全隐患问题。通过老井调头，提升了附近两座站的运行负荷率，其中喇400转油放水站负荷率由86.6 %提升到93.3%，喇340转油站负荷率从98.2%提升到109.3%。通过优化运行参数，减少了扩建工程量。该项目涉及到喇401转油站、喇451转油站、喇390转油站三个水驱转油站，考虑到综合含水率均在97%以上，且仅仅是放水回掺，所以将“三合一”（分离、缓冲、游离水脱除器）沉降时间由水驱的15 min均转为按照12 min计算，同时考虑合理安排检修时机，在基本满足生产条件下减少扩建3台“三合一”装置，节约投资492.95万元（表6）。

图3 喇嘛甸油田北西块聚合物驱产能地面布局优化示意图Fig.3 Optimization diagram of polymer flooding productivity surface layout in Northwest Block of Lamadian Oilfield

北二西西块一类油层聚驱后加密产能建设（表7）安排基建220口，其中油井120口，注入井100口，西部地区为聚驱，东部地区为三元复合驱，经过优化设计，除了PPG装置和低初黏凝胶二元液部分是新建外，其他只进行少量维护改造，全部利用已建设施能力。通过建设一条北十三污水站至2801污水站的联通管线，长1.8 km，调水0.81×104m3/d，避免了北十三污水站的扩建，节约投资678万元，同时增加了该地区调水灵活性，提高了2801污水站负荷率，该站负荷率由原来的76%上升到88%。

表6 站场剩余能力的合理有效利用Tab.6 Effective utilization of station surplus capacity

表7 北二西西块一类油层聚驱后加密产能建设涉及站场能力统计Tab.7 Statistics of station capacity involved in infill production capacity construction after polymer flooding in the first class reservoir of the west of North 2 West Block

2.4 工艺技术简化

推广应用简化的工艺技术、简化配置的单项设备，降低建设费用和运行成本。针对老区低产井产油，结合功图法量油[7]，大力推广简化的集油工艺。具体做法是将计量间改为集油阀组，如在东部过渡带产能中，中508和中514地区新建的5座阀组均采用此种方式建设，涉及到38座平台121口油井。与计量间相比，每座阀组节省投资10万元。

最近几年，大平台井的布置为地面集油工艺简化的实施提供了可能。尤其对于外围油田低产井，采用活动洗井车洗井、功图法量油等措施，解决了单井计量和洗井的问题。在此前提下，可将每个平台视为一口单井，在水力、热力计算允许的条件下，只考虑掺水集油即可。为了降低掺水对平台井的干扰，将平台分组，分别设置掺水管线。例如葡47区块产能建设中，3号环有4个平台25口油井，辖油井25口，采用分开掺水统一集油方式，提高了单环辖井数。

3 结束语

2020年产能已完成方案的区块，通过应用“三优一简”等技术措施，共计节省地面建设投资2.4亿元，节省年运行费用2 100万元。从今年完成的31个区块统计来看，无论是地面投资还是整体投资都有所降低，说明降投资措施效果显著。通过优化简化，使低效区块得以有效动用[8]，这部分涉及产能的14个区块，油水井数853口，建成产能36.1×104t，其完成产能数占目前统计总数的26%，这为保持及完成本年度产量起到了很大作用。