大庆外围某油田产能区块地面建设优化措施

* 李想，男，工程师。

2006年毕业于黑龙江科技大学城市规划建设专业，获学士学位。

现在大庆油田有限责任公司第九采油厂规划设计研究所，从事
规划设计工作。

地址：大庆油田采油九厂规划设计研究所土建室，163853。

E-mail：dq_lixiang@
文章编号：1004-2970（2018）06-0030-04
李想*
（大庆油田有限责任公司第九采油厂规划设计研究所）
李想. 大庆外围某油田产能区块地面建设优化措施. 石油规划设计，2018，29（6）：30～33
摘要 随着油田的不断开发，地面条件越来越复杂。

合理地匹配地面设施建设模式，更好地
对老区块进行适应性改造，对确保油田原油稳产至关重要。

本文针对新建产能区块的井位分布特点，从油气集输方式、供注水处理工艺出发，对比分析了“新建4座阀组间+1座混输增压站”和“新建5座阀组间”两种集输方式，优化新建产能区块建设模式，规划调整老区块，既提升了新区块开发效益，又确保了老区块平稳运行。

关键词 新建产能区块；优化老区块；集输方案；产注平衡
中图分类号：TE4 文献标识码：A DOI：10.3969/j.issn.1004-2970.2018.06.010
大庆外围某油田面积约1 400 km 2
，北邻葡西油田，东与新肇、敖包塔油田相接，2000年开始开发建设。

2017年，该油田规划在所属区块新建油水井131口（油井73口、水井58口），建成产能为12.38
×104
t。

该规划能否顺利实施对确保大庆外围油田原油稳产至关重要。

但是，近年来，油价持续低迷、开发成本控制难度增大等不利因素制约着大庆外围新区块的有效开发。

本文针对新建产能区块井位分布特点，从油气集输、供注水处理工艺出发，对新建产能区块建设模式进行了措施优化，并对其建成后影响到的老区块提出了调整规划，既提升了新区块开发效益，又确保了老区块平稳运行，为原油稳产提供了可靠的
生产保障。

1 新建产能区块概况
新建产能区块周边建有3座转油站，分别是茂一转油站、茂二转油站和敖南二转油站。

3座已建转油站距离新建井区中心距离分别为8 km、12.3 km 和14.1 km，油气水处理可依托新一联合站。

区域内已建转油站和联合站的生产运行情况如表1、表2所示。

该区块产能建设存在的主要问题：1）区域内水稻田居多，地面新建内容繁杂，投资成本高；2）新建产能区块建成后，污水量增大，导致新一联合站产注不平衡问题突出。

表1 区域内已建转油站生产运行情况统计
站名 建设时间 辖老井/ 口 阀组间/ 座 四合一装置 外输泵
掺水泵
设计规模/
（t ·d -1
） 负荷率 % 设计规模/
（m 3·h -1
）
负荷率 % 设计规模/
（m 3·h -1
）
负荷率 % 茂一转油站 2013年 97 5 1 700 117 20 68.4 120 73.0 茂二转油站 2015年 68 5 1 700 96.1 46 59.6 135 63.7 敖南二转油站
2006年
185
12
2 400
85.5
40
43.7
180
75.7
表2 区域内已建联合站生产运行情况统计
项目 规格型号 投产年份 单位数量单台能力 次高负荷 负荷率 备注
外输泵 SDYⅡ25-50×12 2000 台 2 25（m3·h-1）
71（m3·h-1） 94.9% 运3备1 SDYⅡ25-50×3 2001 台 2 25（m3·h-1）
掺水泵 DGI65-50×4 2001 台 3 65（m3·h-1） 124（m3·h-1） 95.4% 运2备1
五合一装置 φ4000×19500 2000 座 4 游离水：1 900（t·d-1） 5 727（t·d-1） 100.5%
1台检修时电 脱：480（t·d-1） 1 436（t·d-1） 99.7%
加 热：0.58 MW 0.99 MW 84.9%
掺水炉 XG2000-SY/2.5-Q-S12090 2000 座 1 2.0 MW
2.6 MW 66.2% 1台检修时VH2000-SY/2.5-Q-Ⅱ-06 2007 座 2 2.0 MW
污水沉降罐 1 000 m32000 座 1 1 275（t·d-1） 沉降时间1.5小时
2 优化措施与预期效果
按照新区块建设与老区块改造同步实施、优化工艺、简化流程、因地制宜、保证效益的原则，在方案中，整体部署；在设计中，选用成熟可靠技术，优化建设模式，简化工艺流程，实现降投资、降成本、保平稳的目标，确保新建区块产能建设经济有效开发。

2.1 优化集输布局，实现“降成本、降能耗”
根据该区块井位分布特点和地面条件，在井区中心规划建设1座转油站，选用成熟的“加热、沉降、缓冲、分离”处理工艺。

同时，对73口油井集输管道和集油环布局进行优化，规划设计了“新建4座阀组间（含本站1座）、1座混输增压站”和“新建5座阀组间”两种集输方案。

2.1.1 规划方案一
该区块产能建设站外系统布局规划方案一：新 建4座阀组间（含本站1座）、1座混输增压站。

根据该区块井位分布特点，规划集油阀组间4座（含本站1座），具体情况如图1所示。

各阀组间水力、热力参数如表3所示。

由表3可以得知，由于距离转油站较远，集油条件较差，1#集油阀组间平均单井掺水量为 1.4 m3/h，井口回压超过1.0 MPa。

表3 方案一集油阀组间水力、热力参数
集油阀组间 辖井数/
口
间-站距离/
m
站间集油管径/
mm
站间掺水管径/
mm
掺水出站温度/
℃
平均单井掺水量/
（m3·h-1）
最大井口回压/
MPa
进站温度/
℃
1#21 7 700 219 168 70 1.4 1.2 36.5 2#18 4 100 168 114 70 1.0 0.88 36.9 3#14 3 600 168 114 70 1.0 0.73 37.6 转油站内 20 168 114 70 1.0 0.69 36.7
近年来，敖南、新站油田在阀组间回油管道上建设混输泵，有效地解决了集输半径过长导致井口回压高的问题。

此次新建产能区块优化布局借鉴上述方法，在1#集油阀组间内建设混输增压泵2台，建成后，大部分集输动力依靠此泵实现，因此，1#集油阀组间回油管线规格具有调整空间。

对Φ114×5和Φ168×6两种管材进行模拟计算（见表4），结果显示，回油管线选择Φ114×5、设计压力 4.0 MPa的较为适宜。

同时，选择2台与之匹配的设计排量为55 m3/h、设计压力为2.5 MPa的混输泵，运1备1。

2.1.2 规划方案二
该区块产能建设站外系统布局规划方案二：新建5座阀组间。

方案一中，本站阀组间直接进站的7个集油环中有4个环长超过6.8 km。

运行期间，如果管道内部稍有结蜡，其必将导致管道回压升高，管理困难。

因此，对方案一进行优化，新增1座阀组间（见图2）。

经计算，在掺水出站温度≤70℃、凝固点温度附近进站的情况下，平均单井掺水量为0.90 m3/h，最大井口回压小于1.0 MPa。

方案二集油阀组间回油系统参数如表5所示。

图1 某区块产能建设站外系统布局方案一
阀组间至转油站集油掺水管线
单井管线
1#阀组间
2#阀组间
3#阀组间
茂三转油站
32 2018年11月 李想：大庆外围某油田产能区块地面建设优化措施 第29卷 第6期
表4 混输泵建成后1#阀组间回油系统参数
时间/ 年 井数/ 口 产油量/ （t ·d -1） 产液量/ （t ·d -1） 掺水量/ （m 3·h -1
） 混输 含水率 % 混输泵
进口 压力/ MPa Φ114×5管（保温层厚30 mm）
Φ168×6管（保温层厚30 mm） 混输泵出口压力/MPa 混输温度/℃进茂
三站温度/℃产气量/（m 3·h -1
）混输泵
输送量/（m 3·h -1
）
混输泵 出口压力/MPa 混输 温度/ ℃ 进茂
三站 温度/ ℃ 产气量/
（m 3·h -1
）混输泵
输送量/（m 3·h -1
）
2017
21 130 158 29.4 82.6 0.6 3.1 42.537.410.2 47.3 0.9 42.5 36.3 31.8 68.8 2018 21 130 181 29.4 83.1 0.6 3.1 42.037.510.2 48.2 1.0 42.0 36.4 31.2 69.2 2019 21 99 160 29.4 86.6 0.6 2.8 42.236.98.7 45.5 0.8 42.2 36.3 27.3 64.2 2020 21 79 142 29.4 89.1 0.6 2.6 42.537.47.4 43.4 0.8 42.5 36.3 23.3 59.3 2021 21 65 136 29.4 90.9 0.6 2.4 42.437.4 6.6 42.2 0.7 42.4 36.3 20.3 55.9 2022 21 54 127 29.4 92.4 0.6 2.3 42.437.5 5.7 40.8 0.7 42.4 36.3 17.4 52.5 2023 21 45 117 29.4 93.6 0.6 2.2 42.437.4 4.9 39.5 0.6 42.4 36.3 15.3 49.9 2024 21 38 110 29.4 94.5 0.6 2.1 42.537.4 4.3 38.6 0.6 42.5 36.3 13.3 47.6 2025 21 32 107 29.4 95.3 0.6 2.0 42.537.4 3.9 38.0 0.6 42.5 36.3 11.8 45.9 2026
21
27
104
29.4
96.0
0.6
2.0
42.5
37.5
3.3
37.2
0.6
42.5
36.4
10.0
44.0
表5 方案二集油阀组间回油系统参数
集油阀组间 辖井数/ 口 间-站距离/
m 站间集油管径/
mm
站间掺水管径/
mm
掺水出站温度/
℃
平均单井掺水量/
（m 3·h -1
）
最大井口回压/
MPa
进站温度/
℃ 1#
21 7 700 219 168 70 1.4 0.60 36.9 2# 13 3 200 168 114 70 0.9 0.79 36.5 3# 13 3 600 168 114 70 1.0 0.83 37.3 4# 14 2 600 168 114 70 0.8 0.63 36.7 转油站内
14
70
0.6
0.69
37.6
2.1.3 投资及运行费用
尽管在阀组间建设混输泵用于增压的技术已经成熟，但是，站外建设混输泵增加了管理点，而且能耗增加。

因此，综合评价，与方案一相比，方案
二节省建设投资187.5×104
元，
年节省运行费用60.2×104元，投资及十年费用现值节省482.8×104
元，具体情况见表6。

表6 不同方案投资及运行费用对比
项目
方案一 方案二 建设投资/104
元 1 660.4 1 472.9 能耗
耗气/104
（m 3
·a -1
） 34.98 23.3 耗电/104
[（kW ·h）·a -1
]
23.82 11.86 运行费用/（104
元·a -1
） 219.8 159.6 投资及十年费用现值/104
元
2 739.2
2 256.4
2.2 优化老区块运行方式，实现“产注平衡”
新建区块的产能井距离已建注水站的距离均超过10 km，且已建站不能满足其负荷需求，因此，规划就地新建水质站、注水站，满足58口新建注水井的注水需求。

同时，对73口油井产液输至新一联合站后，其供注平衡问题进行核实。

新一联合站的污水来自四部分：油井产水、压裂废液、洗井水和反冲洗水。

除了反冲洗水为循环水、无需回注消耗外，其余废水均需有效回注，才能确保安全、环保生产。

预测未来10年，新一联合
站需要回注污水1 530～2 370 m 3
/d，其最高回注能
力为1 100～1 250 m 3
/d，因此，富余污水430～1 120 m 3
/d（见表7）。

由于新一注水站内缺少远输污水泵房及配套工艺，不能实现富余污水外供，因此，其周边新二注水站、新四注水站、大146注水站和新三注水站等的回注污水能力未能得到有效利用。

结合产、注水量平衡分析，该区块产能建成投产后，新一联合站污水系统需要解决的主要问题是新一联合站老区块的污水平衡问题。

通过充分利用老油田改造项目，超前对新一联合站的污水站进行改造，增加污水外输泵房及配套工艺，并利用新四注水站、新二注水站和新三注水站等的已建供水管道，可以实现新一联合站地区的产注平衡。

预计未来十年，新一联合站地区其他注
1#
阀组间 2#
阀组间
3#
阀组间
茂三转油站
4#
阀组间
第29卷 第6期石 油 规 划 设 计2018年11月 33
水站日调配污水能力为1 240～1 430 m3，具体情况
如表8所示。

表7 新一联合站地区产、注水量不平衡预测
年份 新一联合站日
处理污水量/
（m3·d-1）
新一联合站自带井
最高日注水量/
（m3·d-1）
富余污水/
（m3·d-1）
2017 1 530 1 100 430 2018 2 028 1 200 828 2019 2 370 1 250 1 120 2020 2 370 1 250 1 120 2021 2 370 1 250 1 120 2022 2 370 1 250 1 120 2023 2 370 1 250 1 120 2024 2 370 1 250 1 120 2025 2 370 1 250 1 120 2026 2 370 1 250 1 120
表8 新一联合站地区其他注水站注水能力预测
年份
新二
注水站/
（m3·d-1）
新三
注水站/
（m3·d-1）
新四
注水站/
（m3·d-1）
大146
注水站/
（m3·d-1）
合计/
（m3·d-1）
2017 500 180 420 140 1 240 2018 560 200 480 110 1 350 2019 600 220 520 100 1 440 2020 600 220 520 45 1 385 2021 600 220 570 40 1 430 2022 600 220 570 35 1 425 2023 600 220 570 30 1 420 2024 600 220 570 25 1 415 2025 600 220 570 20 1 410 2026 600 220 570 20 1 410
综上所述，通过对新建产能区块建设模式进行措施优化，一方面，在投资控制空间越来越小的情况下，进一步压缩建设投资，另一方面，超前对其建设后涉及的老区块进行改造规划，确保新、老区块生产的有序衔接。

3 结论及认识
随着油田的不断开发，地面条件越来越复杂，投资控制难度越来越大，很多新区块，尤其是规模整装区块的建设必将对老系统生产运行带来冲击。

合理地匹配地面设施建设模式，能够减少开发投入。

同时，对老区块进行适应性改造，能够更好地延长地面设施对油田开发的适应周期。

通过本次产能建设项目措施优化，为今后同类型产能建设提供经济有效的建设管理方式。

1）结合油井分布特点，充分利用水力、热力参数，合理确定井、站、间关系，既能有效降低建设投资，又能很好地满足生产管理要求；2）整装区块建设对于老系统的产注平衡冲击较大，合理调配污水去向，可以有效地解决污水富余问题。

收稿日期：2018-03-02
编辑：谷风桦
（上接第17页）
2）在输出电流分别为1.0 A、1.4 A和1.8 A时，管中电流测试结果可信度高，流入管中的电流值较为稳定，且随输出电流的增大，管中电流呈增大趋势，增大的幅度在毫安级。

计算得到的平均电阻率的收敛性较好，且随着电流的增大，计算结果的收敛性更好。

通过上述现场试验验证说明采用电流环方法测量在役穿越段管道防腐层的平均电导率是可行的。

5 结论
通过大量的现场测试和应用验证，证实试片断 电法和防腐层电导率法在检测和评价杂散电流干扰区、公路铁路及河流穿越段阴极保护有效性和管道防腐层完整性均有较好可操作性和准确性。

这两种方法被纳入了最新修订的SY/T 0087.1标准中，并推荐用于杂散电流干扰区和管道穿越地段管道外腐蚀检测评价方法，弥补了这些特殊管段以往因无标可循，难以有效地实施外腐蚀检测评价的状况，使这些特殊管段不再成为外腐蚀检测的盲区。

收稿日期：2018-08-30
编辑：潘力。