于洋 劉恒煊 楊梅紅

1大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠

2華北油田公司檢驗檢測中心

面對油田開發(fā)難度不斷增大和油價持續(xù)低迷的雙重壓力，大慶油田采油八廠統(tǒng)一思想、直面困難，樹立全生命周期投資控制理念，從優(yōu)化簡化、提高區(qū)塊效益和一體化運行、提質(zhì)提速兩方面著手，多措并舉，為增儲穩(wěn)產(chǎn)提供強力支撐，助力油田高質(zhì)量發(fā)展。

1 優(yōu)簡并用，實現(xiàn)新區(qū)效益建產(chǎn)

1.1 新區(qū)建設(shè)面臨的問題

開發(fā)區(qū)塊以低產(chǎn)、偏遠(yuǎn)、零散的薄差油層為主，經(jīng)濟評價需要反復(fù)優(yōu)化才能達(dá)標(biāo)，存在開發(fā)對象差、儲量接替難、地面依托性差、建設(shè)環(huán)境差四個特點。新區(qū)建設(shè)面臨的常見問題見表1，主要是地面方案設(shè)計編制難度大，新區(qū)建設(shè)效益建產(chǎn)難度大[1]。

表1 新區(qū)建設(shè)面臨的問題統(tǒng)計Tab.1 Statistics of problems faced by the construction of the new district

1.2 常規(guī)措施

1.2.1 優(yōu)化系統(tǒng)布局

2021 年基建井377 口，全部依托已建系統(tǒng)，不建新站，僅擴建閥組間1 座、配水間2 座。產(chǎn)能情況見表2。

表2 2021年產(chǎn)能統(tǒng)計Tab.2 Production capacity statistics in 2021

1.2.2 優(yōu)化地面井位

綜合考慮地形、地貌、油層深度、井身結(jié)構(gòu)、運行費用等全成本因素，整體優(yōu)化，能平盡平、能叢盡叢，2021年叢式井比例占94.7%，減少了地面新建工程量，降低了建設(shè)投資，同時節(jié)省了后期運行成本[2]。地面井位布井原則見表3。同時應(yīng)注意以下問題：①明確布井原則。六項原則指導(dǎo)各專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化、精細(xì)化布井，減少新建工程量，提高叢式井比例[3]。②明確轄井?dāng)?shù)界限。布井9～25口，水平位移450～850 m，建設(shè)投資及后期運行費用最低。③明確井場布置方式。8口井以上井場，雙排驢頭相對布井，占地面積最小，巡回檢查路徑最短。

表3 地面井位布井原則及優(yōu)化措施Tab.3 Principle and optimization measures of surface well placement

1.2.3 優(yōu)化地面工藝

按照站場少增占地、管網(wǎng)路由簡化思路，采用環(huán)狀摻水與電熱工藝相結(jié)合、一管多井配注、一變多井等簡化工藝，2021 年降低建設(shè)投資1 500 萬元，節(jié)省運行成本80萬元[4]。采用環(huán)狀摻水與電熱工藝結(jié)合，少建閥組間3 座、集油管道33 km；采用多井配水與單井配水結(jié)合，少建配水間5座、注水管道27 km；規(guī)模應(yīng)用一變多井，少建變壓器162座。

采油八廠通過優(yōu)化系統(tǒng)布局、地面井位和地面工藝，實現(xiàn)控規(guī)模、降投資、提效益，年可降低地面建設(shè)投資4 000 萬元，2021 年百萬噸產(chǎn)能地面投資16.4 億元，單井地面投資102.1 萬元，地面投資占比17.7%。投資指標(biāo)對標(biāo)情況見表4。

表4 地面工程投資指標(biāo)對標(biāo)Tab.4 Benchmarking of surface engineering investment indicators

1.3 針對偏遠(yuǎn)區(qū)塊的措施

1.3.1 優(yōu)化區(qū)塊部署，錯峰投產(chǎn)

源142區(qū)塊為扶余油層產(chǎn)能，位于頭臺油田境內(nèi)，區(qū)域內(nèi)沒有采油八廠已建地面設(shè)施，區(qū)域中心距離最近的永5 轉(zhuǎn)油站15.2 km。采取滾動開發(fā)建設(shè)，區(qū)塊內(nèi)涉及采油八廠、采油十廠、頭臺油田產(chǎn)能，2019—2021 年共規(guī)劃基建井155 口，“十四五”期間還有220～250 口井待開發(fā)。源142 區(qū)塊開發(fā)規(guī)劃基建井?dāng)?shù)見表5。

表5 源142區(qū)塊開發(fā)規(guī)劃基建井?dāng)?shù)Tab.5 Number of planned infrastructure wells in Yuan142 Block

2019 年采油八廠源142 區(qū)塊基建52 口油井，地面系統(tǒng)依托頭臺油田源141轉(zhuǎn)油站建設(shè)，2021年進行區(qū)塊外擴，補充基建58 口油井，導(dǎo)致站內(nèi)工藝設(shè)備需重復(fù)擴建，單井地面工程投資178 萬元。主要存在以下兩方面建設(shè)難度：①鉆建難度大。區(qū)塊中部為安肇新河，東臨大廣高速，南部為村屯、稻田、蟹塘、魚池，絕大部分井區(qū)位于低洼地，2019年建設(shè)的52口井，井口標(biāo)高平均為500～1000mm，地勢低洼、環(huán)境復(fù)雜，易出現(xiàn)道路阻水，造成水淹地、地方道路征用困難等情況，地面建設(shè)難度大。②地面投資高。外擴井均位于2019年源142井區(qū)周邊，若仍然依托源141站建設(shè)，站內(nèi)剛擴建完的三合一、二合一、摻水泵、外輸泵等工藝設(shè)備均需要二次擴建，同時頭臺油田源二聯(lián)至頭臺聯(lián)的30 km外輸管道能力也無法滿足生產(chǎn)需求，需在本工程中擴建。

通過采取扣分?jǐn)偂⒀娱L評價期至15 年、降低鉆采投資、利舊已建地面設(shè)備等措施后，在目前45美元/桶的低油價下，經(jīng)濟評價仍無法達(dá)到6%的行業(yè)基準(zhǔn)收益率。

對源142區(qū)塊已投產(chǎn)的42口油井產(chǎn)量情況進行跟蹤分析，投產(chǎn)初期最高日產(chǎn)液量合計921.3 t，最高日產(chǎn)油量合計144.1 t，平均生產(chǎn)240 d 后，日產(chǎn)液量遞減為457.5 t，日產(chǎn)油量遞減為69.7 t，產(chǎn)液遞減率為50.3%，產(chǎn)油遞減率為51.6%[5]。

根據(jù)產(chǎn)量遞減情況優(yōu)化區(qū)塊部署，地上地下相結(jié)合，源142外擴區(qū)塊推遲至2023年建設(shè)，屆時源142 區(qū)塊已建井產(chǎn)量遞減近80%，已建地面系統(tǒng)負(fù)荷下降后再開展外擴區(qū)塊基建，錯峰建設(shè)，以減少擴建工程量，同時可避免因扶余油層遞減太快而造成后期設(shè)備設(shè)施低負(fù)荷運行[6]。

1.3.2 簡化工藝流程，混輸接力

臺9區(qū)塊位于庫里泡水庫東南側(cè)，區(qū)域被古庫排干渠和支干渠劃分為三部分，區(qū)塊總含油面積34 km2，區(qū)域內(nèi)主要分布有農(nóng)田、林地及3 座村屯等，區(qū)域中心距離最近的永4轉(zhuǎn)油站7.72 km。采取滾動開發(fā)，2016—2022 年逐年基建，共規(guī)劃基建287 口井，其中油井209 口、水井78 口，建成產(chǎn)能14.19×104t/a。開發(fā)規(guī)劃安排情況見表6。

表6 臺9區(qū)塊開發(fā)規(guī)劃安排Tab.6 Development planning and arrangement of Tai 9 Block

首先，采取站內(nèi)工藝“降級”措施。臺9區(qū)塊最遠(yuǎn)井距離永4 站10.7 km，集油半徑達(dá)17 km，按照常規(guī)建設(shè)模式，需要在區(qū)域中心新建轉(zhuǎn)油注水站。但滾動開發(fā)形勢不明朗，初期建站規(guī)模難以確定，因此將臺9區(qū)塊視為區(qū)塊擴邊，新建轉(zhuǎn)油注水站“降級”為增壓集油配水間。利用摻水混輸工藝擴大集油半徑，充分依托永4 轉(zhuǎn)油注水站剩余能力，應(yīng)用混輸工藝，簡化布站，降低建設(shè)投資，減少運行成本，永4站處理負(fù)荷率提高40%。建設(shè)投資和運行成本對比情況見表7。

表7 臺9區(qū)塊建設(shè)投資和運行成本對比Tab.7 Comparison of construction investment and operation cost of Tai 9 Block

其次，采取站外工藝“升級”措施。針對區(qū)塊管理面積大、井場分布零散、距離已建站場較遠(yuǎn)的問題，通過數(shù)字化技術(shù)“升級”站外工藝。以永4站為監(jiān)控中心，實現(xiàn)臺9區(qū)塊6座集油配水間、287口油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)自動采集、遠(yuǎn)程監(jiān)控，站外用工僅5人，與傳統(tǒng)模式相比少用工31人[7]。

最后，完善混輸工藝。通過現(xiàn)場清淤，在泵前過濾器、站間回油管道、站內(nèi)沉降罐中均清出大量砂體。來液含砂對混輸泵運行主要造成以下兩方面影響：①堵塞工藝設(shè)備造成偏流。來液中含砂，堵塞勻流裝置內(nèi)孔板，導(dǎo)致勻流裝置無法充分均勻混合氣液；堵塞泵前過濾器，造成泵進液困難，并聯(lián)運行的混輸泵吸入的氣液流量不均勻，產(chǎn)生偏流現(xiàn)象?；燧敱迷诟吆瑲饴实墓r下運行，導(dǎo)致泵體過熱、震動增加、泵軸斷裂[8]。②磨損泵體內(nèi)襯造成漏失。雙螺桿混輸泵屬于回轉(zhuǎn)式容積泵，襯套與螺旋套間隙約為0.3 mm，兩螺旋套間隙約為0.4 mm，運行時襯套、螺旋套附有一層油膜起密封作用。由于砂子磨損，各組件之間縫隙增大，油膜起不到良好的密封作用，造成混輸泵漏失嚴(yán)重，泵效下降，無法達(dá)到設(shè)計排量，變頻器長期工頻運行。

針對混輸工藝存在的問題，通過與設(shè)計院、廠商多次結(jié)合，確定以下解決措施：①改變運行方式。將“運二備一”改為“運一備一”的運行方式，避免了氣液產(chǎn)量波動較大造成的進液不均，從根本上解決偏流問題[9]。②增設(shè)油氣分離器。在臺9-1間外設(shè)置油氣分離器，各閥組間來液先進入油氣分離器分離、緩沖、沉降，再經(jīng)過勻流裝置進入混輸泵，減少氣液波動直接沖擊泵體，同時實現(xiàn)沉砂功能。③更換大排量混輸泵。拆除原排量160 m3/d的混輸泵3 臺，結(jié)合后續(xù)新建產(chǎn)能，更換為2 臺排量320 m3/d的混輸泵。④改進勻流裝置。勻流裝置與工藝管道采用法蘭連接，方便拆卸清淤；勻流裝置上加裝玻璃看窗，方便觀察流體形態(tài)。⑤更換泵前過濾器。更換濾網(wǎng)目數(shù)更高、面積更大的兩級過濾器，目前泵前過濾器為20 目（孔徑0.85 mm），混輸泵的兩個螺旋套之間及螺旋套與襯套之間空隙約為0.3 mm，濾后介質(zhì)含砂直徑大于內(nèi)襯空隙，易磨損泵體[10]。

2 多措并舉，推進前期工作提速

采油八廠開發(fā)整體進入難采儲量接替階段，剩余優(yōu)選潛力區(qū)面積小、不整體連片，造成新建產(chǎn)能區(qū)塊小、產(chǎn)量低、項目多。2022 年開發(fā)規(guī)劃基建662口井，預(yù)計建成產(chǎn)能31.48×104t，產(chǎn)能項目17項，占全油田產(chǎn)能新建井?dāng)?shù)的7.9%、建成產(chǎn)能的12.3%、項目總數(shù)的16.8%。為全力推進產(chǎn)能提質(zhì)提速，將產(chǎn)能建設(shè)細(xì)分為3條主線、10條輔線、35個節(jié)點，成立一體化辦公室，整合資源、各部門集中力量、協(xié)同聯(lián)動。

2.1 搶抓前期程序

按照新井產(chǎn)量目標(biāo)，倒排運行工期，提前半年著手，超前組織圖紙調(diào)整、環(huán)評安審、征地、備料等工作。通過以下“四個超前”為后續(xù)環(huán)節(jié)爭取了時間。

（1）超前圖紙調(diào)整。提前收集完鉆井資料，早出調(diào)整方案，早發(fā)施工圖紙，加快資料流轉(zhuǎn)，縮短完鉆施工圖調(diào)整周期20天。

（2）超前環(huán)評安審。采用地面方案初稿，提前勘察現(xiàn)場，采集資料，積極配合環(huán)評單位編制報告，壓縮環(huán)評辦理周期；安全評價與初設(shè)同步開展、同步審批。

（3）超前土地征用。設(shè)計、環(huán)保、基建等多專業(yè)聯(lián)合現(xiàn)場勘察，提前采用鉆前施工圖和初設(shè)辦理征地手續(xù)，加強橫向溝通和企地協(xié)作，確保環(huán)評批復(fù)后一周內(nèi)完成用地手續(xù)。

（4）超前物資供應(yīng)。計劃、設(shè)計、生產(chǎn)、器材、基建等多部門聯(lián)動，核準(zhǔn)物資需求，提前委托加工抽油機、管線等大宗物資，通用物資分批次備料、及時補充，避免“等米下鍋”。

2.2 緊抓方案設(shè)計

方案設(shè)計應(yīng)著重注意以下兩點：

（1）超前介入，提前開展地面方案編制。提前掌握產(chǎn)能區(qū)塊地面生產(chǎn)現(xiàn)狀；提前分析影響投產(chǎn)運行的關(guān)鍵生產(chǎn)難題；提前編制地面建設(shè)思路并組織相關(guān)單位討論；提前派人駐扎設(shè)計院協(xié)助編制方案設(shè)計。

（2）立足自身，自設(shè)為主開展方案設(shè)計。以自設(shè)為主、外委為輔開展地面方案設(shè)計，自設(shè)率由2019 年的12%提升至2021 年的70%，預(yù)計2022 年將達(dá)到82%。

3 有的放矢，明確下步攻關(guān)方向

下一步將針對以下幾方面問題開展技術(shù)攻關(guān)，適應(yīng)新的油田開發(fā)形勢，探索適合外圍油田的地面效益建產(chǎn)模式。

（1）針對致密油區(qū)塊產(chǎn)能經(jīng)濟達(dá)標(biāo)困難的問題，繼續(xù)開展一體化降投資優(yōu)化措施，地上地下聯(lián)合攻關(guān)，從提高評價期產(chǎn)量、降低初期建設(shè)投資兩方面著手，按全生命周期開發(fā)考慮，保障致密油區(qū)塊經(jīng)濟、有效動用。

（2）解決致密油區(qū)塊壓裂返排液處理難度大的問題。2021 年預(yù)測產(chǎn)生返排液62.8×104m3，返排液膠質(zhì)含量高，并且含大量砂體及其他雜質(zhì)，影響地面系統(tǒng)安全生產(chǎn)及平穩(wěn)運行。與采油工程聯(lián)合攻關(guān)，按照“能復(fù)配即復(fù)配”的原則，使返排液在站外進行充分降解，避免直接沖擊地面系統(tǒng)。

（3）解決滾動開發(fā)不明朗，扶余油層產(chǎn)能免鉆風(fēng)險高的問題。2019—2021 年扶余油層共規(guī)劃基建564 口井，已取消基建70 口井，占總井?dāng)?shù)的12.4%，2023 年及以后產(chǎn)能區(qū)塊，開發(fā)形勢不明朗。與開發(fā)緊密結(jié)合，根據(jù)“十四五”鉆井環(huán)評確定的井位，提前核實預(yù)判涉及站場擴建情況，2022年地面方案及初步設(shè)計編制過程中，時時跟蹤鉆井進展，根據(jù)免鉆情況及時調(diào)整地面工程量。