摘要：大庆油田目前进入开发后期，加大外围油田开发力度是弥补老区产量递减的重要手段。但由于外围油田开发条件较差，目前油气集输工程占地面工程投资的比例基本在50%以上。由此可见，油气集输工程的建设方式直接影响地面工程建设的投资水平，是影响外围油田实现低成本、高效益、高水平开发的重要因素。
关键词：油田集输；设备效率检测；优化
1引言
大庆油田历时五十多年的发展历程，目前已进入高含水开采阶段。为了实现“持续有效发展、创建百年油田”的战略目标，大庆油田在搞好长垣老区开发建设的同时，加大了外围油田开发建设的力度，从“十一五”开始，外围油田基建的井数及产能均与大庆长垣老区相当。
大庆外围油田地质条件复杂，开发难度大，均属于“三低一高”油田，即单井产油量低，平均单井产油量在1.5t/d~3t/d左右；油层渗透率低，平均空气渗透率在50×10-3μm2以下；油藏储量丰度低，在10×104t/km2左右；原油凝固点高，在32℃～40℃之间。其次，外围油田地面环境复杂，水泡子、低洼地、耕地等地形随处可见，40%井位于水泡子及养鱼池中，38%的井位于耕地和林地中。另外，外围油田均位于偏远地区，距离老区较远，对已建系统的依托条件差，油田中部地区距已建地面系统20多公里。大庆外围油田由于诸多因素影响，致使综合开发效益较差。
图1 A油田开发建设区块地面布局示意图
2油田开发特点
A油田共开发建设9个区块，开采层位均为葡萄花油层，含油面积25.18km2，油藏中部深度在2000m左右，基建油水井330口，其中油井228口（机采油井189口，提捞油井39口）、注水井102口，建成生产能力约16万吨/年。油层平均空气渗透率较低，最高的区块为30毫达西，最低的区块仅为6毫达西，注入水质相应执行大庆油田“5、1、1（含油量＜5mg/L，悬浮固体含量＜1mg/L，悬浮物颗粒直径中值＜1μm）”、“8、3、2（含油量＜58mg/L，悬浮固体含量＜3mg/L，悬浮物颗粒直径中值＜2μm）”标准；根据开发方案提供的预测值，油井投产初期，直、斜井平均单井预计产油量2.0t/d~2.2t/d，水平井平均单井预计产油量5t/d，综合含水18.2%，气油比48 m3/t~77.2m3/t；属于大庆外围典型低产、低渗透油田。
A油田位于大庆西部，油田内地势较为平坦，但地面条件较复杂，中部和东南部大部为水泡子覆盖，其它地区分布有农田、盐碱地、居民点等，330口油井水地面基建环境较差，其中5%的井位于低洼地、水泡子中，50%的井位于耕地和林地中，征地及基建费用较高。
古龙油田周边已建转油注水站1座，地下水处理站1座、变电站1座，已建联合站距油区中心25km，均位于油田北部，油田整体可依托性较差。
A油田地处亚寒带，气候条件较差，冬季漫长而严寒，极端最低气温-36.2℃，平均最低气温为-25.1℃，最大冻土深度为2.3m。
综上所述，A油田开发建设面临错综复杂的自然环境、地上基建条件及地下开发条件，整体开发建设条件较差。
3油田油气集输系统设计方案
3.1 分布独立、规模较小的区块
以区块5、6、7为例，在项目开展前期，根据集油工艺不同编制了不同的油气集输地面建设方案，分别为：方案一分区块拉油方案，方案二单管枝状电加热集油工艺+油气混输站方案，方案三单管环状掺水集油方案，方案四单管枝状电加热集油工艺+数字化撬装增压站方案，其中方案二、三、四中应用本项目研究成果进行集油布局。根据拉油方式不同，拉油工艺分为单井拉油、集中拉油两种。对于独立分布的油井，采用单井拉油方式；对于油井分布相对集中，数量相对较多的独立、偏远区块，采用集中拉油方式。单井拉油工艺指在每口油井井场均设置多功能储罐，满足单井拉油需要。油井采油方式在采油工程方案中根据油井产量等情况进行确定，对于液面恢复慢、产量低的油井采用提捞方式，可降低单井地面基建投资。由提捞车、拉油罐车定期去油井进行提捞作业，提捞车采用抽汲原理，将油井采出液抽出后装罐车拉运至已建卸油点进行处理及外输。
3.2 分布集中的区块
区块1、2基建油井68口，均为机采井，距离已建转油站及其集油系统较近（不大于5km）。由于已建转油站采用三合一处理工艺，其所辖油井采用单管环状掺水集油工艺，故区块1、2基建油井采用与已建油井相同的集油工艺，新建集油间3座。为降低地面建设投资，采用集油间串联的方式（即两座集油间站间集油管道、掺水管道分别串联，以达到减少站间管道建设数量的目的），区块1新建集油间2座，串联进入已建转油站；区块2新建集油间1座，与已建集油间串联。
区块3、4沿水泡子呈狭长状分布，距离已建转油站沿路距离约为10km。结合区块规模及地理分布特点，新、老井统一考虑，在项目前期根据集油工艺不同编制了不同的油气集输地面建设方案，分别为：方案一分区块集中拉油方案，方案二单管枝状电加热集油工艺+油气混输站方案，方案三单管环状掺水集油方案，方案四单管枝状电加热集油工艺+数字化撬装增压站方案，其中方案二、三、四中应用本项目研究成果进行集油布局。
结束语：
总之，油田地面工程要实现大幅度降低建设投资及减少运行成本，必须要从系统的角度采取对策，确定合理可行的集油界限和集油模式，以便为低渗透油田降低投资、节约能耗开创新的局面。为了使外围油田能够有效开发，探索出一条降低投资、降低运行能耗的集油模式显得尤为重要。油田地面工程主要包括油气集输、注水、供水、水处理、供电、道路、排水、通信等八大系统工程，其中油气集输工程投资占地面工程投资的比例基本在40~50%之间，由此可见，油气集输工程的建设方式直接影响地面工程建设的投资水平。
参考文献：
[1]王敦则，黎玉战，俞仁连.塔里木盆地塔河油田下奥陶统油藏特征及成藏条件分析[J].石油实验地质，2003.
[2]周玉琦，黎玉战，侯鸿斌.塔里木盆地塔河油田的勘探实践与认识[J].石油实验地质，2001.
论文作者:张玉萍1,朱艳华2,吴宝贤3
论文发表刊物:《基层建设》2019年第6期
论文发表时间:2019/4/30
标签：油田论文; 油井论文; 区块论文; 方案论文; 油气论文; 地面论文; 基建论文; 《基层建设》2019年第6期论文;