开创油田开发地面生产系统新水平

阐述油田地面系统面临的形势： 地面工程投资占产能建设投资的比例逐年上升; 地面生产系统的能耗不断增加; 地面工程的难点越来越多。为了解决这些问题, 必须以经济效益为中心, 优化地面生产系统; 要优化设计方案, 降低地面工程投资; 优化运行地面生产系统; 优化老油田调整改造方案; 优化产能建设, 控制投资、确保质量。今后要在产能建设中下大功夫, 将地面工程总投资比例控制在４０％ 以下。加大老油田地面生产系统综合治理力度, 控制能耗持续上升的势头。     

降低朝阳沟油田产能建设工程地面投资的措施

通过对大庆朝阳沟油田在产能区块中应用一体化开发、以及简化地面工艺技术的论证,提出了外围零散区块的开发应打破油藏、采油、地面专业界限,以控制开发井成本;应用新工艺、新技术减少地面工程系统占地为原则,以减少地面工程投资在油田开发建设投资中的比重,优选出适合外围零散区块的地下地面一体化开发方案。     

萨中油田南一区地面工程建设方案优化特点

大庆油田已经历了50年的开发历程,老区地面建设条件越来越差,为提高开发效益,地面工程必须优化布局、简化工艺,这也是"十五"期间面临的重要问题。因此,以萨中油田人口密集、井网密度大的南一区产能建设为例,提出地面建设优化方案,为今后复杂地区地面建设提供宝贵经验。     

大庆外围油田地面系统提质增效措施分析

大庆某外围油田属低渗透油田,随着油田的开发,剩余未动用储量丰度降低,百万吨产能井数增高,使投资控制空间越来越小。同时,地面系统运行局部工艺出现不适应性和能耗高等问题,造成成本控制难度加大。分析了该油田地面系统存在的问题,论述了地面系统提质增效的措施,包括优化新区建设方案、优化调整分散注水工艺、减少掺水量实施降温集输等优化调整措施。通过地面系统的优化运行,达到了降低投资、控制成本、提高整体开发效益的目的,满足了油田生产需要。     

海塔油田产能建设投资效益分析及建议

2007 ～ 2009年,海塔油田产能建设区块开发井投资为46.1亿元,平均单井投资为397.6万元,百万吨产能投资为36.4亿元,占建设投资的62.6％.基于目前的投资及效益情况,对海塔油田近三年产能区块进行分析:海塔油田地处偏远,大部分设备材料由大庆运往施工现场,运距远、运费较高是增加建设成本的重要原因,建议在海拉尔地区建立材料集散地及预制厂,以节约运费,降低地面投资；在海拉尔地区应减少抢投井次数,以降低投资；由于海塔盆地井深,且每米进尺及射孔、压裂指标均高,造成开发井投资占建设投资的比例较高,因此对于海塔盆地产能建设工程应做到地下地上整体优化,以达到降低投资,提高效益的目的.     

优化地面建设方案提高低产油田开发建设效益

针对大庆油田小规模、零散、低产区块的开发建设,通过按照地下地面一体化的原则,优化滚动开发部署;按照新老系统兼顾的原则,宏观优化地面系统布局和建设规模;按照油藏、采油、地面三位一体的原则,优化钻井方案;按照微观简化的思路,优化地面建设方案的技术措施,使33个产能区块的建设投资大幅度降低,收到了良好效果。     

升平油田地面建设整体优化技术

根据升平油田开发建设现状,模拟编制升平油田地面系统高效运行15年开发方案。依据地面系统建设思路,根据地下井位、钻井区域、地面现状进行地面井位坐标优化,优化后的井位更有利于地面工艺的优化简化。距已建系统远、掺水集油工艺不能保证运行,以及应用掺水工艺转油站扩建规模较大、投资高的区块采用电加热集油工艺,可节省投资20%～40%。通过优化射孔方案、优化射孔工艺,低效井比例控制在4.5%以下,实现少井多产的目的。按照优化后方案运行,合理选择开发调整时机和规模,不仅可有效控制地面建设规模,提高系统平均运行负荷率,而且可大幅降低后期地面运行成本,油田整体经济效益将得以提高。     

平直联合开发井区地面工程优化

大庆西部外围古龙南地区属于低渗透油藏,采用直井开发难以建立有效驱替,单井产量低,开发效果差。近年来,随着水平井开发技术的引入,在茂15-1水平井直井联合开发区块,构建以井网井型优化为基础、可控穿层压裂为关键、地面优化简化为支撑、高效组织管理为保障的水平井高效开发模式,使难采储量得以动用。其中,针对水平井直井联合开发特点,通过对地面建设方案的优化简化,实现了产能投资最省和用工配置最少的目标,为类似区块整体地面设计提供了参考。     

大庆敖南油田地面工程建设方案优化特点

在敖南油田地面工程建设方案的编制中,以优化简化为手段,以降本增效为目的,形成了开发低产、低渗透油田的新模式。在该方案的编制中,采用了“优化总体方案、优化整体布局、优化集输参数、优化注水方式”、“地面地下一体化、工艺设备节能化、工艺技术简单化”措施及多项先进的实用技术,并进行了现场试验,使敖南油田地面工程建设降低了投资,提高了开发效益。     

大庆油田石油工程造价回顾与展望

1.大庆油田石油工程造价变化情况回顾1.1大庆油田石油工程造价的变化情况(1)开发井投资的变化情况。开发井百万吨产能投资2004年比2000年上涨了28.3%,年平均增长率为5.12%。(2)地面建设投资的变化情况。地面建设百万吨产能投资2004年比2000年上涨了32.7%,年平均增长率为5.8%。1     

玛18井区低渗透异常高压油藏开发参数研究

艾湖油田玛18井区属于典型的低渗异常高压油藏,针对其开发早期阶段开发方式、井网井距及生产动态参数认识不足等问题,以艾湖油田玛18井区的地质特征为基础,结合油藏工程和数值模拟方法,开展关键开发技术政策参数优化研究。优化结果表明：玛18井区天然能量充足,前期利用地层能量进行开发,地层压力降低至50MPa时采用水驱开发方式;注采井网采用菱形反九点井网,优化合理井距为300m;T₁b₁作为主力开发层,注水开发12a后T₁b₂作为接替层系进行开发;设计产能为9.5t/d、最优的注采比为1.2时,20a后最终采出程度为24.52%。研究结果为研究区开发方案的编制和同类油藏的有效开发提供了技术支持。     

降低牛圈湖油田产能建设投资方法探讨

牛圈湖油田地层压力低、储层物性差、地理位置偏僻，概念设计整体开发百万吨产能建设投资大。通过跟踪研究先导试验区实施效果，对整体开发概念设计方案进行了优化，从降低钻井成本、选择合理井型、提高单井产能等方面对降低牛圈湖油田百万吨产能建设投资的方法进行了研究和探讨。     

降低产能建设投资的措施

为降低大庆外围油田建设投资,提高整体开发效益,结合地面地下一体化运行体系,通过采取优化井位部署,优化产能区块部署及系统布局,简化地面工艺技术,探索试验新工艺、新技术等措施,2010年产能投资控制取得了显著效果.通过优化简化技术措施,2010年产能建设与近五年对比,百万吨产能投资由55.82亿元降低到43.51亿元,控制在50亿以下,降低22.0％;地面投资所占比例由33.76％降低到22.1％,控制在25％以下.     

降低外围油田产能建设投资

1.地面地下一体化优化针对外围部分油田或区块单井产量低、地面建设条件差、达不到经济开发界限的实际,加强了油藏工程和地面工程之间的渗透和结合,有效促进了各专业间控制投资的良性互动。通过一体化优化,使开发效益差的油田或区块实现了有效开发。3年来,在葡361区块、肇源油田等6个产能项目上进行了一体化调整,节省投资达3.21亿元,使22.37×104t产能由无法动用变为有效开发,使6.6×104t产能项目的效益在有效开发的基础上进一步提高。采油九厂英51区块大部分分布在退耕还林区、树林、砂丘地带,在加强地面地下一体化优化工作情况下,优选18组…     

海上边底水气藏多分支井开发实践

海上A气田存在储量丰度低、测试无阻流量低及边底水发育等特征,以常规井网进行开发经济效益较差。在开发方案编制中,国内海上气田首次提出应用多分支井开发的新思路,优化得到一套水平井与多分支井相结合开发的开发井网。多分支井开发海上气田的尝试有效地降低了该气田的开发井数,推动了开发方案的实施。开发方案编制中以数值模拟为手段,对开发井型、井数进行论证,对水平段长度、开发井纵向位置及分支角度等进行了优化。基于优化结果,实施的多分支井在4年的生产实践中表明:①根据A气田地质特点,水平井及多分支井主支长度在800～1 000 m,分支与主支角度以30°为佳;②A气田的生产实践表明,多分支井部署在气田中上部生产,可以较好地保持低水气比生产,延缓水锥,保障气田稳产;③多分支井提高产能效果明显,生产实践证实其产能可达定向井的3～6倍,初步测算投入产出比可达到定向井的2～4倍。     

萨南油田三元驱开发区块降投资技术措施

随着三元复合驱的大规模推进,产能建设投资的压力逐渐加大,初步推算萨南油田某区块按地面工程投资计算的单井指标为200多万元,按建成产能计算的地面工程百万吨产能投资已超过50亿元。通过采用优化总体方案、大型站场标准化布站模式、丛式井平台设计、合岗设计、集中监控及标准化设计等优化简化技术,能够大幅度提高生产管理水平,降低建设投资及运行成本,有效缓解产能投资压力,同时也为油田地面工程优化简化技术的进一步提高和完善提供依据和参考。     

低渗透储层间采井产能预测方法

以间歇试采井为研究对象，对以往试采井资料进行整理，利用间歇生产过程中录取到的原始生产资料，对自然产能和压裂改造的生产井在试油、间歇试采两阶段得到的地层参数进行对比和分析，研究出间歇方式的采油井、试采井的产能预测方法。该方法可为评价试采井区产能、探明试采区块储量、进行油藏精细评价和编制开发产能方案提供准确依据。     

呼伦贝尔油田地面工程优化简化的实施

呼伦贝尔油田油藏渗透率低、储量丰度低、气油比低,且区块分散、系统依托性差、环境保护要求高,导致产能建设工作量大、投资高。为降低建设投资、节约运行成本,经过不断探索、创新,逐步优化、简化了地面工艺技术。阐述了根据不同区块特点,采用不同的布站方式和集油工艺;采用高效三相分离器进行原油脱水;采用SSF(悬浮污泥过滤法)净化机处理油田采出水;采用"分质分压"注水;以及降低井排路标准等一系列措施,满足油田开发和安全生产要求的同时,达到了降低地面建设投资的目的。介绍了呼伦贝尔油田油气集输系统、含油采出水系统、注水系统、道路系统的优化、简化情况及取得的效益。     

小井距提高低渗透油藏采收率方案优化研究——以胜利油田桩74—10—2井区为例

胜利油田桩74—10-2井区是特低渗透构造岩性油藏．在开发过程中，由于注采井距大，导致油层压降大，油井供液不足，单井产能低，注水效果不明显．开发效果较差。对该井区进行了调整方案研究，共提出了4个调整方案。结果表明．使用方案2，即当井网的井排方向与主裂缝方向错开45。角左右，井距在140～200m．注采比为1．0～1．1，压力水平保持在25．00～28．00MPa之间时，采收率可以达到28％以上。使用投资回收期法对各调整方案进行经济评价，结果表明调整方案2的投资回收期为4．33年，投资回收时间最短．经济上最合算。因而确定调整方案2为最终选择应用的方案。     

同口油田产能建设地面工艺优化探讨

同口油田地处白洋淀淀区和行洪、泛洪区内。针对其地面环境复杂、土地及赔偿费用高等问题,在产能建设中从多方面考虑,明确了"合理规划、分步实施、油水同建、避免重复"的产能建设思路,同时根据标准化设计和油田实际情况,定型了"端点掺水、环状集油、示功图计量、自动监控"集油工艺和"稳流配水、单管枝状串接"注水工艺,应用丛式井组布井,多相流检测系统等技术,优化、简化了地面工艺。充分利用当地的电力、道路、通讯等资源,节约配套工程的投入,降低工程建设投资。实现了同口油田低成本开发战略,达到了节约工程投资、降低生产运行成本的目的。