攻克技术难关 优化简化工艺流程

2010年石油石化行业建设工程总承包与项目管理论坛文集 10 攻克技术难关 优化简化工艺流程 ---中国石油长庆油田分公司合水油田超低渗油藏50万吨产能建设工程 张志国 李岩成 卢惠春 潘年明 霍建军 李园园 李继华 习琦 【摘 要】合水油田是典型的超低渗透油藏(三低)，经过多年几上几下反复勘探，评价该油区地质储量无开采价值。2008年我们认真进行超低渗透油藏技术攻关，使合水油田取得了突破性发展，合水油田建设中采取“大井组建设、井组串接、分段变径、端点加温”的方式对多井场管线链接，满足工艺需要，实现投资降控。以投资、工期、质量控制为重点，该项目 “以技术进步为先导，以经济效益为中心，以优化简化为手段，以降本增效为目的”，实现合水油田规模化建设打下良好的基础，有序推进和完成工程建设目标。

【关键词】 合水油田 超低渗油藏 技术创新 科学管理 优化简化 一、成果背景 合水油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部、甘肃省庆阳市的合水县、宁县和正宁县境内。合水油田是典型的超低渗透油藏,经过多年几上几下反复勘探， 2008年才大规模滚动式的开采；庄一联合站为中心枢纽的集输站2座,增压点10座，注水站4座，接转站1座，伴生气综合利用站1座，三级消防站1座，35kv变电所1座，拉油站12座，超前注水流动注水撬8座，其中污水回注站4座（处理站），配水间82座，工程总投资费用为10.2亿元。 第一项目部地面原油物性统计表

长庆油田公司第一采油技术服务处是2009年转型采油业务的第一年，产能建设面临巨大的挑战与困难：因为移交原因，2009年初施工队伍、钻前、超前注水等产建准备严重不足；建设管理队伍经验严重缺乏、支撑力量不足；地质情况十分复杂，建设区域不落实；外协难度大、政府部门工作节奏慢，投资控制形势严重；林区、水源区建设安全环保要求高；地面配套工程建设，主要开采区域是合水县境内，开采面积为3018.7km2, 产能钻井数777口，其中油井为574口，注水井203口。合水油田没有一座骨架工程可以依托，临时运行难度大、费用高，且多处于村庄、耕地保护区、林区和水源保护区，地形破碎，地面建设条件恶劣。历经2年时间已经建成36万吨小型油田，计划在2015年建成100万吨大油田，超低渗透油藏的开发是长庆油田的一大技术创新和发展的趋势。

流体性质 庄36井区（长8） 庄211井区（长6） 庄73井区（长3） 原油粘度（mPa.s） 50 ℃ 6.99 4.56 6.65 密度（t/m3 ）20 ℃ 0.856 0.841 0.851 初溜点（℃） 54.5 59 56 凝固点（℃） 19 16 19 气油比（ m3/t ） 106.4 111.8 27.3 原油含水（体积含水） 20% 20% 20& 2010年石油石化行业建设工程总承包与项目管理论坛文集

11 二、选题理由 综合考虑合水油田开发状况及资源的均衡分配，建立了油田投资、产量、成本和效益优化简化配置模式。针对地质状况选择配套工艺，枝状集输工艺，单管流程、密闭集输、数字化、无基础抽油机等等系列技术的调整后适合本区块开发，满足要求，降低成本，站点建设推行“井组串接、井站共建场站合建、区部与站合建、井站合建”，根据成本的控制，结合超低渗开发模式，减少投资降耗是基本，缩减系统建设投资，确定地下地上一体化优化、地面工艺简化的开发方式。 建设过程中克服种种困难，以技术攻关，取得一定成效和显著的成果。

三、实施时间 产能建设项目组相对应的实施计划表，如下： 合水油田地面工程项目管理实施计划表 实施时间 2008年5月～2010年1月 分阶段实施时间表 ： 管理策划 2008年5月～2009年2月 管理措施实施 2009年2月～2009年11月 过程检查 2009年2月～2009年11月 取得成效 2009年3月～2010年1月

四、管理技术创新 合水油田超低渗透油藏开发的新油田，产能建设“以技术进步为先导，以经济效益为中心，2010年石油石化行业建设工程总承包与项目管理论坛文集 12 以优化简化为手段，以降本增效为目的”，积极开展优化简化技术的研究、试验，提高地面工艺适应性；因此实施管理技术创新将是我们对钻井、试油、地质分析、井场组合、原油采出水处理系统、伴生气综合利用站，井场采用标准化治理、加强水源区保护措施，保护“天然水库、绿色屏障”，构建油田开发与环境保护的双赢局面的坚实基础。 超低渗开采的模式采用大井场组合（6油+2水组合），09年合水油田的产能建设是15万吨（344口井），建设240m³/d增压点按照每座井场0.14设置，经过站外管线及配套工程优化简化，最后只需建设3座站点也完全满足生产要求，其中一个增压点接收到26个井场的来油，一次性节约投资建设增压点的费用在至少1000万以上，增压点配备人员、设备的维护保养、作业区管理也得到减少。

1、管线T形串接，确保方案的针对性和可实施性 井组出油管线为油气水三相混输管路，随油气比和地形的不同，流态复杂多变。根据混输管路一般规律，管线沿地形起伏时，管路的压降除克服摩阻外，还包括上坡段举升流体所消耗的、而在下坡段不能完全回收的静压损失。当管线 “U”型通过沟谷和爬坡时，附加压降均很大，从而大大缩短了集输距离，同时通球、清管的难度也大。

积极应用环状集油、单管集油、偏远区块集中拉油、长距离油气混输、功图法计量油、站站串接等技术，特别是大规模试验并推广单管树状串接，电热集油工艺与螺杆泵增压油气混输，输油能耗降低30％以上；采取“大井组建设、井组串接、分段变径、端点加温”的方式对多井场管线链接，满足工艺需要，实现投资降控，结合井场与井场的地理位置优势，考虑井场的单井数量，实现多井场串接，采用该工艺实践证明对单井管线的吹扫、通球符合技术要求，安装时用Ф76×4短接，Ф60*3.5煨制弯头,Ф76×60的变径大小头焊接成连接点，实现多井场串接（如图），要带30度的倾斜度；这样可以减少工作量和原材料，单井油管线与常规铺设相比较只用75km,节约管材40～50%（2至3个井场采用一条主管线输出油到站点），单井综合投资降低20%以上。

2、站点建设：超低渗透第一项目部庄36井区为2009年新开发区块，周围无已建骨架系统可依托，2009年集输系统新建联合站1座，主要内容包括油气分离，原油脱水、储存、装卸、采出水处理及回注等。该站庄一联合站属于固城作业区生产与生活的中心，庄一联合站是承担合水油田原油外输核心工程，因此于2009年11月建成投运，保证了油田的正常生产。根据《长庆油田“十一五”石油开发规划产量部署表（分区块）》，合水油田到2015年预测产量为100*104t/a，因此庄一联合站设计规模为50*104t/a。 2010年石油石化行业建设工程总承包与项目管理论坛文集 13 （1）、选址 根据合水地形特点，“场站合建、区部与站合建、井站合建、大井场组合及二级布站相结合”的原则，站外井场除个别位于山坡和沟底，一般均位于黄土梁峁上，地势相对较好。因此骨架站站址选择充分利用地形高差的自然势能，输出油管线铺设提供良好的优势，站点选在地势较低且交通便利的川道内。庄一联合站地位于甘肃省合水县固城乡董家寺村，距合水县城约9.0km，合（水）固（城）公路距离场地约150m，并有宽约2.5m的村间土路可直达场地，交通状况较好，施工便利。场地所处地貌单元为河流阶地，总体地形较为平坦，站场最终平整高程1059m。 （2）、油气集输工艺 庄一联合站站场初期规模30×104t/a，终期规模50×104t/a；注水系统规模为3500m3/d；清水处理规模2500m3/d；采出水处理系统设计初期规模500m3/d终期规模为1000 m3/d，分为生产区2010年石油石化行业建设工程总承包与项目管理论坛文集 14 和工作区，主要由1000m3罐区、油气集输区、装卸区、注水及配电区、站控及水处理区组成；功能包括：油气分离，原油脱水稳定、预留轻烃回收装置、存储、装卸、外输，采出水处理及回注等。站内主要设备有1000m3净化油罐4具，1200m3/d三相分离器2台，1500kw加热炉2台，80m3分离缓冲罐1具，45m3/h输油泵2台。庄一联合站建设的注重安全环保和资源综合利用，积极推进生态环境建设，油田采出水全部通过最新工艺处理合格后回注油层，通过加大环保投资力度，来实现零排放、零污染，切实把环境保护工作落到实处；生产污水、生活污水都经过站内的设备净化处理，回注到注水井；同时预留工艺流程，采用轻烃回收装置、套管气回收、大罐抽气和天然气发动机等技术回收利用伴生天然气；实现节能降耗，资源综合利用。

（3）、原油工艺流程

（4）、污水处理工艺 庄一联合站脱水选油过程中产生大量含油类有机废水，经过沉降-混凝－过滤，将废水处理后用于地下油层回注，既可避免污水外排保护环境，又能节约水源，提高采收率。 2010年石油石化行业建设工程总承包与项目管理论坛文集 15 庄一联合站污水处理流程简图

（5）、庄一联伴生气综合利用工程（轻烃回收装置） 2010年新建庄一联伴生气综合利用工程是重点建设的项目，主要是原油稳定气、庄一联合站来伴生气、庄二联合站来伴生气、其余站外来气组成；采用的工艺技术措施有原油稳定单元、压缩单元、冷凝分馏单元等模块组成。合水油田的油气比重大 (100.6m3/t)，石油伴生气的主要成分是甲烷（CH4）,俗称天然气。还含有少量的乙烷（C2H6）、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)。丙烷和丁烷的混合气可以液化，就是罐装“煤气”，气体来源如下图。

庄一联轻烃回收装置工艺流程图

3、新站点建设 新站建设采取因地制宜、全面规划、分布实施、加强管理、注重实效的原则，以标准化设计、模块化建设、数字化管理，提高了生产效率，减少了原油拉运，实现了建设运营零污染、零事故。