楊麗峰（大慶油田有限責任公司第八采油廠）

針對外圍低滲透油田地面系統(tǒng)存在的問題，遵循“三優(yōu)一簡”的原則，著力做好整體系統(tǒng)優(yōu)化、生產(chǎn)運行優(yōu)化等方面工作，從而實現(xiàn)地面系統(tǒng)負荷均衡、低成本運行[1]。

1 存在的問題及分析

老油田開發(fā)過程中，受井網(wǎng)加密調(diào)整，油減水增等影響，注水系統(tǒng)的負荷失衡的問題日益突出[2]，主要表現(xiàn)在站庫設(shè)備適應性變差和注水井網(wǎng)能力不匹配兩方面。

1.1 站庫設(shè)備適應性變差

A 油田有注水站2 座，其中A 站是聯(lián)合站，負責北部多個油田的含水油處理、凈化油外輸?shù)热蝿?，處理后的含油污水由A 站注水系統(tǒng)回注；B 站僅負責該油田北部注水井的注水任務，回注的介質(zhì)為本站深度處理地下水。2 座注水站的負荷率分別為87%和28%，注水站基本情況見表1。

表1 注水站基本情況

隨著產(chǎn)能的相繼投產(chǎn)、油井產(chǎn)液、含水升高和壓裂液、返排液的進入，A 站的污水處理量大幅增多，而該油田的回注能力有限，因此進行了A 站的注水系統(tǒng)外擴，即將B 站注水系統(tǒng)中的部分注水井掛接至A 站注水系統(tǒng)回注污水。措施實施后，提高了2 個注水系統(tǒng)的連通性，污水回注量得到保證，但也加劇了站場負荷失衡的問題。

1.1.1 站場負荷不均衡

由于118 排以北注水井（低效區(qū)塊）的大面積關(guān)井和部分注水井轉(zhuǎn)注污水等原因，B 站的注水量大幅度下降，注水站的負荷率只有28%，注水泵運二備四，便可滿足生產(chǎn)需求。注水站內(nèi)的機泵設(shè)置不匹配及注水泵的長期閑置，導致設(shè)備利用率降低，加大了設(shè)備的無形磨損，造成資源浪費。

1.1.2 備用泵數(shù)量不足

注水系統(tǒng)外擴后，A 站的污水回注量增多，注水站的運行負荷升高，運行的機泵數(shù)量增加，備用泵數(shù)量相應減少，長期以運六備二的模式運行，注水泵得不到及時的維修維護，導致站內(nèi)注水泵故障頻發(fā)，對注水系統(tǒng)的正常運行帶來不良影響。

1.2 注水井網(wǎng)能力不匹配

1.2.1 注水井注水壓力差別大

注水系統(tǒng)外擴實施后，A 站外的注水井表現(xiàn)出“近站壓力低、遠站壓力高”的特點，為滿足注水系統(tǒng)末端的高壓注水井的注入壓力需求，必須提高A 站的運行壓力，導致注水系統(tǒng)能耗上升[3]。A 油田平均注水壓力在17.7 MPa，而A 站的運行壓力21.7 MPa，單耗為6.85 kWh/m3。A 站注水系統(tǒng)有注水井131 口，分析注水系統(tǒng)中注水井的壓力分布可知，距站3.7 km 以內(nèi)的注水井注水壓力低于16 MPa有79 口，占總井數(shù)的60%，注水壓力高于20 MPa有6 口注水井，占總井數(shù)的4%，而距站3.7 km以外有25 口注水井注水壓力高于20 MPa，占總井數(shù)的19%。為了保證遠站段的19%的高壓注水井能夠正常注水，需提高注水站運行壓力，對于近站段的低壓注水井就出現(xiàn)能源浪費，A 站管網(wǎng)效率降低。

1.2.2 注水管網(wǎng)壓力損失增大

經(jīng)過多年的加密改造，已建注水系統(tǒng)的供水半徑增大、注水量增加，導致已建注水管網(wǎng)的壓力損失增大，實際運行過程中，A 站的運行壓力為21.7 MPa，而注水管網(wǎng)末端的壓力只有16.6 MPa，壓力損失達到5.1 MPa，不能滿足注水系統(tǒng)末端的高壓注水井的壓力需求。A 站注水系統(tǒng)中油泵壓持平、不能完成配注的注水井有31 口，占總井數(shù)的23%，日欠注315 m3。

1.2.3 注水系統(tǒng)壓力急需升級

隨著注水壓力上升，A 站運行壓力的持續(xù)增高，A 油田已建地面系統(tǒng)的承壓能力不能滿足生產(chǎn)需求，需要對整個注水系統(tǒng)進行壓力升級改造，包括注水站、注水管網(wǎng)、注水閥組等，預計投資5 000 萬元。

2 采取地面措施

加強地面工程管理，提高站庫設(shè)備的匹配程度，優(yōu)化井網(wǎng)布局是老油田提質(zhì)增效的主要措施[4]。因此，充分考慮注水井的壓力分布及站場設(shè)備的匹配進行系統(tǒng)調(diào)整，平衡區(qū)域間負荷，提高系統(tǒng)負荷率[5]，實現(xiàn)站場布局核心化，井網(wǎng)布局最優(yōu)化。

2.1 更換注水干線

通過對注水干線擴容，增大管網(wǎng)輸送能力，可降低注水管網(wǎng)的壓力損失，使注水井的來水壓力得到較大提升，對欠注井治理、降低注水單耗均起到明顯作用。實施后，注水管網(wǎng)壓力損失降低至0.7 MPa，注水量提高至5 467 m3/d，單耗降為6.48 kWh/m3，年可節(jié)省電費12.6 萬元，注水干線改造前后參數(shù)對比見表2。

表2 注水干線改造前后參數(shù)對比

2.2 平衡區(qū)域負荷

對于低負荷或者超負荷運行的站及設(shè)施根據(jù)運行時間長短及存在的問題，通過布局調(diào)整、負荷轉(zhuǎn)移及流程改造進行系統(tǒng)總體優(yōu)化調(diào)整[6]。

在A 站和B 站注水系統(tǒng)的負荷中心位置的4#站的閑置泵房內(nèi)，使用B 站閑置注水泵3 臺。將A 站注水系統(tǒng)末端的高壓注水井從A 站注水系統(tǒng)中分離出來，形成新的注水系統(tǒng)，統(tǒng)一由4#站的注水泵升壓回注，區(qū)域平衡改造見圖1。

圖1 區(qū)域平衡改造

將A 站注水系統(tǒng)末端的高壓注水井從A 站的注水系統(tǒng)分離、由新建的注水站管轄后，可以降低A站的運行壓力至18.7 MPa， 年可降低耗電128.5×104kWh，節(jié)省運行費用81.8 萬元。同時，A 站注水系統(tǒng)內(nèi)所轄所有注水井平均注水壓力降低至17.2 MPa，低于A 站的設(shè)計能力，無需進行壓力升級改造，可節(jié)省改造投資5 000 萬元；A 站注水系統(tǒng)末端的高壓注水井從A 站注水系統(tǒng)分離出去后，A 站的日注水量降低，減少A 站運行的注水泵數(shù)量，保證了足夠的備用泵數(shù)量，緩解了A 站注水泵的長期高負荷運行帶來的生產(chǎn)壓力，保證正常的機泵維修維護，降低設(shè)備故障頻次。使用B 站的閑置注水泵后，增加了設(shè)備利用率，提高B 站負荷率至57%，3 座注水站改造前后參數(shù)見表3。

表3 3 座注水站改造前后參數(shù)

2.3 推進數(shù)字化建設(shè)

增設(shè)注水站后，A 油田形成3 套獨立的注水系統(tǒng)，新建的注水系統(tǒng)需設(shè)置單獨班組進行管理，增加了生產(chǎn)單位的管理難度。通過推行數(shù)字化建設(shè)，實施站場集中監(jiān)控、井場無人值守等信息化建設(shè)，可實現(xiàn)油田各類生產(chǎn)數(shù)據(jù)的采集、處理與應用，降低生產(chǎn)管理難度[7]，提高生產(chǎn)效率。

3 結(jié)束語

隨著油田開發(fā)時間的延長，部分已建站庫處于低效高耗的運行狀況，站庫能力、布局均表現(xiàn)出不同程度的不合理性。因此，打破現(xiàn)有站庫布局、平衡站庫間負荷成為地面系統(tǒng)低成本運行的重要步驟[8]。

1）著力從提高設(shè)備資源利用率、調(diào)整管網(wǎng)適應性等方面進行地面系統(tǒng)優(yōu)化、生產(chǎn)運行優(yōu)化，通過優(yōu)化資源配置和生產(chǎn)運行降低各項成本費用，促進經(jīng)營效益和管理水平的提升。

2） 注水系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整要遵循工藝技術(shù)要適用、時機選擇要適時、調(diào)整幅度要適度的原則。只有做好“適時”、“適度”，才能確定既滿足油田產(chǎn)量需要，又有利于地面工程系統(tǒng)低成本運行[9]。

3）充分發(fā)揮現(xiàn)代信息技術(shù)在生產(chǎn)要素配置中的優(yōu)化集成作用，逐步建成“數(shù)字化辦公、智能化管理”的數(shù)字化油田[10]，實現(xiàn)地面系統(tǒng)建設(shè)規(guī)模縮減、勞動組織優(yōu)化、管理效率顯著提高，為老油田效益開發(fā)、油田企業(yè)提質(zhì)增效提供有力支撐。