杏Ⅰ～Ⅱ区东部三次采油后地面系统优化措施分析

王明信 王中专 张兴波 蒋容 祝愿（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

油田进入高含水开发后期[1]，单纯的水驱开发已经难以驱替挖潜油层中大量的剩余油，为此通过三次采油方式，提高油田的地下原油采收率[2]。目前，应用规模较大的三次采油方式有聚合物驱（简称聚驱）和三元复合驱（简称三元）。聚驱和三元两种驱油方式，均需要配制化学体系注入地层驱替原油，与常规二次采油的水驱开发相比，聚驱和三元在注入端除注水站以外，需要增加配制和注入环节，在采出端采出液化学性质更复杂[3]，地面集输和污水处理与水驱环节相似，但需要建设更复杂的工艺适应复杂介质的处理需求[4]。杏Ⅰ～Ⅱ区东部于1966 年开始建设。该油田区域建设开发以来，先后进行了水驱、聚驱和三元开发，为满足不同开发方式下生产运行需求，建设了完备的集输、处理、配注等站库系统。

1 三次采油后地面系统面临形势

聚驱和三元开发统称为三采开发，具有典型的周期性，化学段塞开发阶段约为4～9 年，站库建设一般按照满足高峰期处理量需求设计规模。当区域开发进入后续水驱阶段会出现产油量下降、处理液量降低、采出液含剂浓度降低等问题，站库面临能力过剩和负荷不均衡的形势。

1.1 原油集输系统面临形势

由于油井已经进入开发后期，杏Ⅰ～Ⅱ区东部地面系统生产站库出现腐蚀老化和低负荷运行问题，制约安全平稳和高效运行。

1.1.1 水驱站库腐蚀老化问题突出

区域内已建水驱转油站5 座，平均运行年限长达28 年，最长运行年限33 年。水驱开发受油层产油自然递减及控含水等措施影响[5]，油井产液和产油量大幅下降，站库负荷率持续走低，平均达到48.6%。同时，设备设施腐蚀老化问题突显，站内容器、管道腐蚀穿孔频繁，水驱转油站建设及运行情况统计见表1。

表1 水驱转油站建设及运行情况统计

1.1.2 三采站库低效低负荷运行

三采开发具有阶段性，整个开发周期产油量呈现类正态分布特征，开发后期产油量逐渐降低，同时受地层不吸水[6]和高含水关井等因素影响，区域开井率不足50%，采出液大幅降低，聚驱转油放水站和三元转油站负荷率平均41.4%。由于三采开发周期短，站库运行时间相对较短，整体设备设施状况良好，三采转油（放水）站建设及运行情况统计见表2。

表2 三采转油（放水）站建设及运行情况统计

1.2 配注系统面临形势

1）配制站、注入站呈现闲置状态。聚合物驱开发经历空白水驱、聚合物段塞和后续水驱3 个主要阶段，三元开发经历空白水驱、前置聚合物段塞、三元主段塞、三元副段塞、后续聚合物段塞和后续水驱6 个主要阶段[7]。当化学段塞在地层中推进，采出液含水逐渐降低，油井进入相对稳定的低含水期；随着化学剂的进一步波及和驱替，油层采出液含水回升，驱替效率和开发效益降低；当油井进入高含水回升后期时，停注化学段塞，开发进入后续水驱阶段。此时，为满足化学剂注入而建设的聚合物配制站、注入站等三采配注站库停运，化学剂配注设施呈现闲置状态。

2）注水站负荷率降低。同样受地层不吸水和高含水等因素影响，后续水驱注入井开井率降低61%，注入量降低73%，注水站实际运行负荷大幅降低，运行负荷率仅为21.2%，注水站剩余能力较大。

1.3 污水处理系统面临形势

1） 聚驱、三元污水站处理负荷率持续降低。采用聚驱和三元开发方式采出液成分不同，聚合物驱采出液主要成分是聚合物，黏度较大，污水处理较水驱需要更长的沉降时间；三元采出液含有聚合物、表活剂和碱，溶液不仅黏度大，而且乳化性强，污水处理难度较大，对沉降和过滤工艺及参数的要求更高[8]。杏Ⅰ～Ⅱ区东部区域为满足两种三采开发方式中采出液的污水处理需求，分别建设聚合物驱污水处理站和三元污水处理站各1 座。随着区域三采进入后续水驱阶段，采出污水减少65%以上，聚合物驱和三元污水站处理负荷率分别降低至35%和20%，剩余能力较大。

2）深度污水处理站负荷率降低。深度污水处理站主要为满足二、三次加密和三采井网的深度注水需求，当三采区块进入后续水驱阶段，地面系统结合“三采采出水过剩、深度水源不足”的矛盾，采取注入水质由深度污水调整为普通污水的措施[9]，三采后续水驱井网不再需要深度污水量，区域深度污水站负荷相应降低，由高峰期91%降至57%，有较大剩余能力。

2 优化调整措施及效果

杏Ⅰ～Ⅱ区东部区域内经过水驱、聚驱、三元复合驱多种方式开发后，当聚驱和三元复合驱进入后续水驱阶段时，实际开发情况导致地面三采系统产、注、处理各环节运行负荷率较低。针对这种状况，结合相邻区域产能开发安排和本区域内水驱站库老化低效情况，采取“用、转、合、关”的技术和管理措施，可以实现区域能力负荷优化、生产提效。

2.1 接替利用

通过对地面系统三次采油设备设施建设情况及使用寿命特点分析，深度结合油田开发规划，提出相邻三采区块错峰开发的部署方案，实现相邻区块化学段塞不重叠开发，达到地上地下一体化优化[10]、地面设施接替利用的效果。

杏Ⅰ～Ⅱ区东部区域停注化学剂一年后，相邻的杏Ⅲ～Ⅳ区东部开始化学驱开发。结合杏Ⅰ～Ⅱ区东部区域内站库分布，聚合物配制站、三采注水站、深度污水处理站和脱水站4 座站库负荷和剩余能力，实现站库设备设施在新建杏Ⅲ～Ⅳ区东部产能区块中接替利用，站库处理能力接替利用关系见图1。

图1 站库处理能力接替利用关系

减少了建设母液配制能力5 800 m3/d，注水能力13 200 m3/d，深度污水处理能力8 000 m3/d，以及三元脱水能力1 048 t/d，合计节省投资1.08 亿元，有效控制产能建设投资。同时，使区域站库负荷率提高37%，提高了系统运行效率。

2.2 实施负荷转移

在油田的高含水开发后期，基础井网不断实施高渗层封堵和层系调整，注水井降低，以致该套井网需求普通注水量降低，从而普通注水站负荷率降低。三采井网与水驱基础井网井位交错分布，由于三采区块进入后续水驱阶段后注入水质与基础井网一致，根据普通注水的实际，按照优化布局、均衡负荷的原则，将该区域内聚3-2、聚3-5 等5 座后续水驱注入站总来水就近挂接至普通注水干线，实现注水负荷由三采注水站转移至普通注水站[11]，即由普通注水站为后续水驱注入站注水，使杏Ⅰ～Ⅱ区东部普通注水站负荷率提高33%，供需矛盾得到缓解，系统效率得到提高。同时，原三采注水站出现较大剩余能力，为在相邻杏Ⅲ～Ⅳ区产能区块接替利用注水能力创造条件，即为区域内三元3-7、三元3-8 和三元3-9 注入站注水，后续水驱注入井负荷转移见图2。

图2 后续水驱注入井负荷转移

2.3 实施水聚驱转油站优化合并

杏Ⅰ～Ⅱ区东部区域随着开发进入后期，水驱转油站和三采转油站负荷率逐渐降低，甚至低于40%。其中，水驱站库运行时间较长，腐蚀老化较为严重，而聚驱和三元转油站建设时间相对较短，设备设施运行状况良好。考虑三采采出液含剂逐渐降低，而水驱和三采采出液性质接近的实际情况，为解决站库老化腐蚀问题，同时提高系统运行效率，杏Ⅰ～Ⅱ区东部实施了区域内的水驱、三采转油站优化调整，即将运行年限长、老化严重的水驱转油站负荷转到设施状况好、负荷低的三采转油站，以核减老化水驱转油站数量。

根据区块开发情况，先后对区域内5#转油站和聚驱转油放水站、2#转油站和三元转油站优化调整，核减老化水驱转油站2座，关系调整方案见图3。实施优化调整后，改造投资累计减少1 753 万元，减少劳动用工22人，年降低运行费用554万元。

图3 关系调整方案

2.4 实施优化关停

在杏Ⅰ～Ⅱ区东部区域，结合能力利用和优化调整等优先措施，通过局部调整，将超低负荷站库处理对象调至相邻相同功能站库，对于工艺不成熟或通过站间管网调整无利用效益的站库，实施关停。具体操作三方面：根据区域进入后续水驱后，三元区块产液和聚驱产液性质逐步相似的特点，将三元污水调入聚驱污水站处理，关停建设较早且工艺不成熟的三元污水站；结合前端实施水聚驱转油站优化调整措施，将采出液直接输至脱水站处理，取消三元放水站；针对区域后续水驱注入水质调整为普通污水，深度污水站负荷过低的情况，通过调整局部供注关系，取消区域老化的深度污水站，核减站库3 座，降低费用134 万元。

3 结论

1） 三采开发建设要坚持地上地下一体优化。鉴于三次采油开发的周期性和阶段性，油田开发专业在制定油田开发规划时应统筹考虑地面设施接替利用价值，做到错峰开发部署；地面工程在制定地面建设规划时应统筹考虑油田未来开发安排，做到优化能力布局，最大程度延长设施利用周期，提高投资效益。

2）结合开发规划和生产系统运行情况，三次采油后地面工程系统可采取“用、转、合、关”的技术措施。本区块优化效果明显，降低相邻区块产能建设及区域内老化站库改造投资1.25 亿元，提高区域站库负荷率33%～37%，核减老化站库5 座，降低运行成本688 万元/a，实现最大限度的提质增效。