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攻克技术难关 优化简化工艺步骤-中国石油长庆油田分企业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】合水油田是经典超低渗透油藏(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。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”方法对多井场管线链接，满足工艺需要，实现投资降控。以投资、工期、质量控制为关键，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，以降本增效为目标”，实现合水油田规模化建设打下良好基础，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、结果背景合水油田在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部、甘肃省庆阳市合水县、宁县和正宁县境内。合水油田是经典超低渗透油藏,经过多年几上几下反复勘探， 才大规模滚动式开采；庄一联合站为中心枢纽集输站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 6.994.566.65密度（t/m3 ）20 0.8560.8410.851初溜点（）54.55956凝固点（）191619气油比（ m3/t ）106.4111.827.3原油含水（体积含水）20%20%20&长庆油田企业第一采油技术服务处是转型采油业务第十二个月，产能建设面临巨大挑战和困难：因为移交原因，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、水源区建设安全环境保护要求高；地面配套工程建设，关键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能够依靠，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，计划在建成100万吨大油田，超低渗透油藏开发是长庆油田一大技术创新和发展趋势。二、选题理由综合考虑合水油田开发情况及资源均衡分配，建立了油田投资、产量、成本和效益优化简化配置模式。针对地质情况选择配套工艺，枝状集输工艺，单管步骤、密闭集输、数字化、无基础抽油机等等系列技术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、区部和站合建、井站合建”，依据成本控制，结合超低渗开发模式，降低投资降耗是基础，缩减系统建设投资，确定地下地上一体化优化、地面工艺简化开发方法。 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结果。三、实施时间产能建设项目组相对应实施计划表，以下：合水油田地面工程项目管理实施计划表实施时间 5月1月 分阶段实施时间表 ：管理策划 5月2月 管理方法实施 2月11月 过程检验 2月11月取得成效 3月1月四、管理技术创新合水油田超低渗透油藏开发新油田，产能建设“以技术进步为先导，以经济效益为中心，以优化简化为手段，以降本增效为目标”，主动开展优化简化技术研究、试验，提升地面工艺适应性；所以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，井场采取标准化治理、加强水源区保护方法，保护“天然水库、绿色屏障”，构建油田开发和环境保护双赢局面坚实基础。超低渗开采模式采取大井场组合（6油+2水组合），合水油田产能建设是15万吨（344口井），建设240m/d增压点根据每座井场0.14设置，经过站外管线及配套工程优化简化，最终只需建设3座站点也完全满足生产要求，其中一个增压点接收到26个井场来油，一次性节省投资建设增压点费用在最少1000万以上，增压点配置人员、设备维护保养、作业区管理也得到降低。1、管线T形串接，确保方案针对性和可实施性井组出油管线为油气水三相混输管路，随油气比和地形不一样，流态复杂多变。依据混输管路通常规律，管线沿地形起伏时，管路压降除克服摩阻外，还包含上坡段举升流体所消耗、而在下坡段不能完全回收静压损失。当管线 “U”型经过沟谷和爬坡时，附加压降均很大，从而大大缩短了集输距离，同时通球、清管难度也大。主动应用环状集油、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，尤其是大规模试验并推广单管树状串接，电热集油工艺和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”方法对多井场管线链接，满足工艺需要，实现投资降控，结合井场和井场地理位置优势，考虑井场单井数量，实现多井场串接，采取该工艺实践证实对单井管线吹扫、通球符合技术要求，安装时用764短接，60*3.5煨制弯头,7660变径大小头焊接成连接点，实现多井场串接（图），要带30度倾斜度；这么能够降低工作量和原材料，单井油管线和常规铺设相比较只用75km,节省管材4050%（2至3个井场采取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井区为新开发区块，周围无已建骨架系统可依靠，集输系统新建联合站1座，关键内容包含油气分离，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和生活中心，庄一联合站是负担合水油田原油外输关键工程，所以于11月建成投运，确保了油田正常生产。依据长庆油田“十一五”石油开发计划产量布署表（分区块），合水油田到估计产量为100*104t/a，所以庄一联合站设计规模为50*104t/a。 （1）、选址依据合水地形特点，“场站合建、区部和站合建、井站合建、大井场组合及二级布站相结合”标准，站外井场除部分在山坡和沟底，通常均在黄土梁峁上，地势相对很好。所以骨架站站址选择充足利用地形高差自然势能，输出油管线铺设提供良好优势，站点选在地势较低且交通便利川道内。庄一联合站地在甘肃省合水县固城镇董家寺村，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村间土路可直达场地，交通情况很好，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早期规模30104t/a，终期规模50104t/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早期规模500m3/d终期规模为1000 m3/d，分为生产区和工作区，关键由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；功效包含：油气分离，原油脱水稳定、预留轻烃回收装置、存放、装卸、外输，采出水处理及回注等。站内关键设备有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。庄一联合站建设重视安全环境保护和资源综合利用，主动推进生态环境建设，油田采出水全部经过最新工艺处理合格后回注油层，经过加大环境保护投资力度，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、生活污水全部经过站内设备净化处理，回注到注水井；同时预留工艺步骤，采取轻烃回收装置、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）、原油工艺步骤（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，又能节省水源，提升采收率。庄一联合站污水处理步骤简图（5）、庄一联伴生气综合利用工程（轻烃回收装置）新建庄一联伴生气综合利用工程是关键建设项目，关键是原油稳定气、庄一联合站来伴生气、庄二联合站来伴生气、其它站外来气组成；采取工艺技术方法有原油稳定单元、压缩单元、冷凝分馏单元等模块组成。合水油田油气比重大 (100.6m3/t)，石油伴生气关键成份是甲烷（CH4）,俗称天然气。还含有少许乙烷（C2H6）、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)。丙烷和丁烷混合气能够液化，就是罐装“煤气”，气体起源以下图。庄一联轻烃回收装置工艺步骤图3、新站点建设新站建设采取因地制宜、全方面计划、分布实施、加强管理、重视实效标准，以标准化设计、模块化建设、数字化管理，提升了生产效率，降低了原油拉运，实现了建设运行零污染、零事故。标准化设计：依据庄9区块产能建设布署，实现超前注水工程需新建庄6注水站。（1）标准化设计：依据井站功效和步骤，设计一套通用、标准、相对稳定、适适用于地面建设可操作设计文件。（2）模块化建设：对油气站场各个工艺步骤进行划分，对不一样单体设备、不一样规模处理模块进行定型设计，按单体模块进行生产，每个模块就是一个产品，然后根据分项预制、组件成模和现场拼装工序进行施工。（3）过程控制a、实施三位一体管理。 每项工程开工前，尤其是关键工程，明确提出争创优良工程目标。施工过程中，每七天召开一次由项目组、监理企业、施工单位责任人参与工程例会，监理企业分别对各项工程存在质量问题进行通报，要求施工队伍限期整改。同时坚持月度质量大检验制度，对检验出问题进行通报，倾向性问题召开现场会给予立即纠正。b、强化过程监控，提升工程质量严格实施质量手册及质量程序文件，加强预制过程管理，强化驻厂监造职责， 实现质量管理重心前移，切实提升工程质量。c、建立质保体系，强化监督职能加强监督日常管理，设置监督现场工作统计，适时召开质量问题分析会，继续推行“六位一体”全方面质量管理，深入授予监理人员和采油作业区充足质量管理权力，没有作业区和监理人员签字认可，项目工程不予验收结算，对不重视质量管理施工单位和监督进行曝光、处罚，确保工程优良率。d、庄一联（数字化管理）庄一联设计规模50104t/a，于12月建成投运，采取现代科技技术管理模式：计算机监控系统对油田联合站各个生产工艺过程进行实时站内监控、远程井场监控、数据采集、报表打印等，计算机监控系统发展为油田建设自动化监控注入了新活力。联合站是油气田集输、注水工艺、采出水处理过程中一个关键步骤，它直接关系到单井生产液量、注水井液量、外输原油质量等，其工艺特点是系统关联紧密、操作规程、系统运行情况复杂多变且系统过程中步骤多变。同时提升生产率、降低事故发生率、降低工人劳动强度。联合站监控系统五、管理方法实施和风险控制针对我们产能建设工作具体思绪是：突出一个中心，坚持两条根本，实现七项目标，抓好八项关键工作。突出“一个中心”：立即“全方面实现业绩目标”作为产能建设工作组织关键，建产过程中全方面实现以确保产能和投资有效控制为中心业绩目标，同时实现“储量增加、安全环境保护受控、质量全方面达标、队伍建设良好、建设环境稳定”共七项目标，整体高效推进和完成建设工作。坚持“两条根本”：在建设过程中坚持“超低渗透油藏建设模式、油田开发2342工作思绪”两条工作根本不动摇，一切建设和管理方法，以坚持超低渗透油藏建设模式工作为根本；一切确保单产和整体建设产能目标方法，以坚持油田开发2342工作思绪为根本。抓住“八项关键工作”：在产能建设各项工作以两条根本为牵引同时， 还要具体抓好“超前注水、投资控制、储量增加、安全环境保护受控、质量达标、稳定建设环境、项目团体建设、优化生产组织”八项关键工作，确保产能建设业绩目标全方面实现。一、抓好“两化”建设，落实36911节点目标根据企业“36911”建设目标具体要求，项目组关键抓标准化设计、模块化建设和超前注水、庄一联合站工程组织，认真编排运行计划，超前组织、主动沟通、加强协调，努力争取“两个到位”，做到“四个提前”，完成“两个加速”，努力做好项现在期各项准备工作，为后期地面建设提速奠定良好基础，按时完成“36911”目标场站全部工作量，并投入运行。1、全方面实施“两化”建设模式，提升地面建设水平严格根据企业“标准化设计，模块化建设”工作要求,做到“设计标准化，设备定型化，工艺模块化，施工组装化”, 从而达成提升生产效率、提升质量、降低风险、降低成本目标，有效提升地面工程建设管理水平。、根据标准化图纸施工，结合优化方案，站点建设是采取标准图纸（工艺步骤、站内设备位置摆放），标准化井场（数字化设备安装、抽油机安装、电缆铺设等），站外管线铺设，做到不浪费，最大化降低投资。、实施规模化物资采购。规模化物资采购是“两化”建设关键，是降控投资、提升建设水平有效手段。项目组今年在接到设计院给出方案后，第一时间全部向物资装备部申报，五月底以前完成场站建设设备和站外管线材料计划上报工作，确保了建设进度，达成了企业要求。2、突出关键工程组织，确保节点目标实现。超前注水和庄一联合站骨架工程建设，是项目组关键工程，也是制约实现36911目标节点关键工程，项目组经过这两项关键工程组织，确保了36911节点目标得实现。一是千方百计实现超前注水。提升思想认识、结合油田企业对“超前注水是提升单井产量、确保油田长久稳产关键技术”思想，确保“五个提前”，注水井提前钻，注水系统提前建（流动注水撬），管线提前铺设，注水井提前投，骨架注水管网工程提前建设（庄一联注水系统在8月投运，站外骨架注水管线在9月份全部完工并投运），实现超前注水工程建设目标，我项目部在六月底基础完成整年超前注水任务，为整年超前注水打下基础。注水井优先注：从三月份开始，倒排地面管线及投注计划，明确了超前注水责任人和期限，严考评硬兑现，分节点控制均达成了36911目标，整年超额完成今年任务。二是采取强有力方法，紧盯庄一联合站等骨架工程施工进度。关键工程全部采取内部施工队伍，选择长庆建工、机械厂、华泰企业对联合站和增压点进行工程总包，满足了建设进度和质量需要。项目组加强外协攻关力量，关键领导亲自出马，打通关键步骤，边申报、边开工建设、边办理用地手续，经过超常规运作，确保了地面工程建设用地，确保了各项关键工程准期开工建设，为建设单位提供了便利条件。六、放手提抓施工质量，实现优质高速作业全过程控制以建立项目组、监理企业、施工单位质量控制体系，推行质量管理责任制，做到组织落实、责任落实、方法落实，质量体系健全。利用周四地面工程例会、协调通报等多个方法确保质量控制体系正常运转。监理部实施红黄牌问责制，对每位监理进行考评，打分排名。同时对施工单位工程质量和工程进度问题进行奖罚。1、强化步骤控制、严格过程管理.严把施工队伍准入关，充足发挥市场开放优势，对施工队伍全方面实施招投标，强化“四个审查”，经过招投标择优录用资质能力强、技术水平高、服务意识强、诚信度高施工队伍参与地面工程建设工作，为提升地面工程建设质量奠定了坚实基础。.严把材料入场关，严把图纸会审关、严把焊工考试关等必需经过项目组、现场监理、施工单位三方共同参与，材料检验合格后方可进场使用单位相关制订项目物资管理制度和设备、材料进场检验制度，要求进场材料必需，填写材料报验统计和设备开箱统计；为确保站内储罐、工艺管道、站外管线焊接质量，项目组、监理企业组织对进入建设市场持证焊工进行岗前考试，考试合格者发放由项目组、监理企业共同认证焊工上岗证，确保焊工上岗持证率达成100%。.严把施工过程控制关，严格工序管理，认真落实“三检制”和“工序交接”制度；焊口质量检测关，设备、材料进场验收关，质量资料签证关，隐蔽工程验收关，关键部位和工序旁站关。要求监理人员对已报验隐蔽工程进行现场检验，采取相片形式保留资料以实现对工程施工全过程有效控制。.严把单项工程验收关，组织监理企业及使用单位进行初步验收，对工程存在问题进行会议交底，督促施工单位无条件整改，同时出具单项工程交工验收签证单，严格验收程序，确保各项工程投运成功。2、应用四新技术和管理创新，从系统整体上降控投资 主动应用环状集油、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，尤其是大规模试验并推广单管树状串接，电热集油工艺和螺杆泵增压油气混输，油集输能耗降低30以上。3、一直抓好施工过程中工作量及投资控制一是依据施工图纸建设施工，严格施工图纸审查，施工中不停优化。经过对设计图纸会审立即将存在问题反馈到设计单位，杜绝了因施工图错误造成返工和浪费。二是做好整年计划（投资计划、工程施工计划）；今年大小工程全部由项目组人员、监理企业、施工单位、作业区四方到现场对施工单位进行工程现场交底，对管线走向、场站位置、材料规格等进行明确，现场发放施工任务通知单，确保工程有计划、有数量、有内容，一直让工程投资处于事前控制状态。三是工程实施阶段过程中，工程变更严格控制。每七天地面办公室召开一次地面生产会议，关键是由施工单位汇报工程进度、变更内容，由项目组地面办公室、综合办公室及专业监理参与，经过现场核查，假如需要变更立即和设计院联络确定，做到工程变更有统计、做到工程投资处于控制状态之中，并采取联合验收和现场实测实量和施工资料相结合措施,确保现场工作量和结算价款相一致。四是应用四新技术和管理创新，从系统整体上降控投资：主动应用环状集油、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，尤其是大规模试验并推广单管树状串接，电热集油工艺和螺杆泵增压油气混输，油集输能耗降低30以上。五是靠实具体方法，实现安全环境保护生产零事故目标认真落实落实上级相关各项文件精神，把工作关键落实到一线，抓安全环境保护到工地，确保了整年工程建设安全环境保护无事故目标，组织建全、责任到人、明确权责、分级管理、项目开启时期项目组和监理企业、施工单位签署了安全责任书，项目部地面工作人员、监理人员、施工单位人员，实施安全环境保护生产管理从上至下人人有责任、人人在监督管理体系。不仅要抓好质量通病治理而且更要抓好安全环境保护通病治理，把安全环境保护检验工作提升到质量大检验之上。如每一个场站建设，项目组全部要求施工单位必需设置工业垃圾场、生活垃圾场和搭建厕所。月度进度、质量、安全环境保护三位一体检验是月度考评关键内容。七、效果和评价(1) 面对油区复杂耕地保护区、林区和水源保护区建设形势，项目组提出了“坚持超低渗透油藏建设模式，抓好地面和地质方案、长远计划、地形地貌、外协条件四个结合，实现地面方案优化”地面建设方案配套意见，在开发中探索出了这套有效开发模式，从源头提升工程适应性。(2) 主动应用环状集油、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，尤其是大规模试验并推广单管树状串接，降低增压点、井场、征地、铺设输出油管线等工程和临时用地，建设投资降低30以上。(3) 探索出“大井组建设、井组串接、分段变径、端点加温”方法对多井场管线链接工艺，油系统围绕增压点和庄一联，结合井场和井场地理位置优势，考虑井场单井数量，实现多井场串接。该项工艺单井油管线方案设计108km，经过优化简化后焊接75km，该项工艺单井油管线节省管材1015%，单井综合投资降低10%左右，取得一定效果。(4) 整年产能建设任务顺利实现。项目组一切从“零”起步，克服了优质地质储量不足、外协纠纷矛盾突出等很多困难影响，全方面完成企业下达两年36万吨产能配套建设任务，为全处转型和发展奠定了基础。 (5) 忠实实施超低渗透建设模式，建设目标全方面实现。面对合水地域复杂地质情况，项目组一直以全方面实现业绩为工作最终目标，坚持勘探开发一体化运行程序、坚持超前注水技术政策和“2342”开发思绪，坚持“钻井服从地质”和“注水要愈加精细，压裂要更有针对性，工作制度要更有科学性”要求，以地质为龙头，精细组织，加强步骤控制，实现了建设目标，单井产能超出企业考评目标，达成2.5t/d，前后有71口井实现自喷采油。(6) 注水工作超前组织高效运行。把超前注水看成提升单井产量关键工作来抓，根据水源井优先打、注水井优先钻、流动注水撬优先投、主水管线优先铺设、注水井优先注、注水系统优先建六个“优先”工作要求，前后投运流动注水撬18座，全方面实现产建区超前注水，并为快速建设奠定了基础。(7) 该工程自投入滚动开发到全方面建成，各单项工程投产均一次成功，未发生任何质量安全事故，投产后，生产运行安全、平稳，污水处理达标，实现了零排放，环境治理、植被恢复达标。(8) 坚持工程和地质相结合，加强随钻分析，做到完钻一口，分析一口，经过分析研究确保了产能建设基础。该油田建设开发至2月，累计生产原油36万吨，对超低渗透油田开发、能源供给含有主动促进作用，同时拉动了区域性经济需求。