大慶油田效益建產的地面工程措施及形勢對策分析

劉遠奇 李俊超 孟憲軍 褚靜超

1大慶油田有限責任公司

2大慶油田勘探開發研究院開發規劃室

3大慶油田有限責任公司呼倫貝爾分公司貝中作業區

大慶油田開發建設60 余年，主要開發長垣老區、長垣外圍以及海塔盆地三大區域，是國內原油產量最大的陸上油田。目前，大慶油田進入開發中后期，已建成世界上規模最大的化學驅開發油田，三次采油年產量達到1 000×104t 以上；水驅開發進入高含水階段；長垣外圍屬于典型低產、低滲油田。為適應開發需要，大慶油田建成了處理規模大、技術性及系統性強、配套程度高的地面工程系統，圍繞原油3 000×104t 穩產高質量發展，油田產能建設規模不斷擴大，地面工程系統持續攻堅克難、開拓創新，不斷提升技術和管理水平[1-6]。

1 取得的主要成效

大慶油田地面工程系統踐行滿足開發生產需要和有效控制地面投資的要求，持續提升地面工程技術水平，奮力開創油田高質量發展新局面。在“十三五”及2021 年期間，首先是突出效益，堅持低成本效益建產理念，不斷總結與推廣“三優一簡”措施，持續推進控成本降投資，有效控制了地面新增規模和處理能力[7-10]，與“十三五”初期相比，地面單井投資下降22%，百萬噸產能地面投資下降43%；其次是突出效率，全力推進標準化設計，助力快速建產，油田大、中、小型站場標準化設計覆蓋率在2021 年分別達到86%、90%和100%，通過橇裝化、模塊化設計促進工廠化預制，以“空間換時間”，實現了地面建設由現場“串聯”施工向前后場“并聯”建設的轉變，小型站場建設周期縮短70%，大、中型站場縮短30%，產能貢獻率與“十三五”初期相比上升15.6%。

2 面臨的形勢與任務

（1）產量構成中新增產能占比增大，快速建產需求更加迫切。為實現高質量原油穩產，油田在“十四五”期間確定了“年新增產能200×104t 以上、新井產量貢獻率40%以上”的工作目標，絕大部分區塊將按照投產時間倒排運行計劃，地面工程方案、設計及施工工作量大，周期短，需持續提升建產效率。

（2）剩余資源劣質化趨勢明顯，效益建產難度越來越大。長垣水驅：優質儲量逐年向三次采油轉移，將主要攻關低產低效區域，轉向薩零組及過渡帶，“上下左右”找油難度大；長垣化學驅：一類油層動用率高，產能主力轉向二、三類油層，二類油層上下返儲層品質差，三類油層井段長、層數多、厚度薄、砂體關系復雜，建設投資高、化學劑用量大、費用高；外圍油田：優質儲量已開發，將動用探明未開發儲量，剩余油分布愈加零散，物性差異大和開發難度大，環境復雜、缺少地面依托。綜上所述，高成本產量占比增加，產能區塊效益達標難度增大。

（3）產能工程同期配套數字化建設，建設組織模式需要同步轉變。按照油田總體部署，產能區塊同步完成數字化建設，一方面可有力推動地面優化簡化，另一方面受數據采集控制、運維值守模式等設計標準變化，以及工期緊、上線井數多、站場改造大等影響，需要及時轉變建設組織模式，適應快速建產、效益建產需要。

3 下一步對策及優化措施

在新形勢下，將積極拓展“三優一簡”新內涵，在“地上地下一體化優化、地面總體建設布局優化、系統已建能力利用優化、規模應用簡化技術”的基礎上，融合標準化設計和數字化建設，打造“三優兩化一簡”的效益建產新模式，為地面系統精益生產打牢工程基礎，力爭“十四五”末單井地面投資下降20%。

3.1 明晰重點對策

針對不同開發方式，進一步明晰地面重點技術對策。

（1）長垣老區過渡帶依托大平臺叢式井，進一步簡化站外集輸與注水工藝。充分利用“金邊工程”開發采用大平臺布井優勢，推廣平臺串接干管集油、注水工藝，單井通過數字化實現計量和配注，與常規工藝相比，可減少管道40%以上。

（2）化學驅強化已建設施的重復利用。近幾年，各廠化學驅產能都不同程度加大了已建設施的應用力度，尤其是2021 年南一區西東塊聚驅產能，利舊了4 座已停注7 年的注入站，注入廠房及站內設備在停注后進行了及時維修和保養，大部分設施完好，共利用4座廠房、56套注入閥組、22臺注入泵及配套設施，站外高低壓管道利用達16.7 km，節省建設投資3 196萬元。下一步將繼續加大已建設施重復利用力度，尤其是針對化學驅周期性開發特點，緊密結合開發部署，加強對停注區塊的站場設備保養與維護，研究相關利舊設施檢測評估措施，實現在用資產的效益最大化。

（3）外圍油田推廣集成化、橇裝化建站模式。采用多功能集成合一裝置，減少設備數量、節約站場占地、提高建設效率，同時便于搬遷復用，降低投資，例如“六合一”集成裝置與常規摻水轉油站相比，整體設備投資可降低20%，減少占地面積53%。

3.2 推廣新模式

積極推廣“標準化設計+工廠化預制+數字化交付”建設模式。

（1）積極推進小型站場冬季預制工作。計量間、配水間等小型站場已全部完成標準化橇裝設計，實現了工廠化預制，每年11 月下達第二年小型站場的預制計劃，實現冬季工廠化預制、春季現場安裝，站外系統先建先投。2022 年，為保證上半年施工需求，已有8個區塊的38座小型站場提前開展委托預制。

（2）持續完善大中型站場標準化模塊定型設計。按照“單臺設備成模塊→多個模塊組單元→多個單元組站場”的技術思路，2022 年產能工程中南I-1 轉油站、杏十一區1 號注入站和2 號注入站，按照“設計定型、生產選商”原則確定標準化施工圖，打通“最后一公里”，提交了工廠化預制的模塊定型圖。下一步將完成轉油站等4類中型站場的標準化通用圖集設計，“十四五”末實現大中型站場標準化模塊定型設計的全覆蓋，同時持續推進頁巖油、儲氣庫、氣田標準化設計，滿足各領域高水平、快速建設需要。

（3）積極研發應用一體化集成裝置。“十三五”以來油田推廣應用各類一體化集成裝置1 075套，滿足了快速建產需求，并節省投資11 065 萬元。下一步將推進一體化集成裝置產品化自主設計，制定名錄清單及技術規格書，完善用戶意見和質量標準，為油田快速建產、效益建產提供技術支持。

（4）快步推進數字化交付。數字化交付是以站場設施為核心，對工程項目設計、采購與施工建設階段產生的數據信息進行移交的工作過程。通過構建數字孿生體，與物理站場同步建成數字站場，為實現站場的智能巡檢、虛擬培訓、優化運行與風險預警等應用場景提供數字基礎，通過與動態數據集成，建設“全面動態感知、實時生產優化、風險主動管控、智能運行控制”的油田地面智能站場。2021 年油田開展了太一聯合站、紅壓油氣處理廠、四站儲氣庫的數字化交付，其中太一聯是油田首座數字化交付大型聯合站，形成了具有油田特色的數字化交付標準體系，通過對地面設施正向、逆向建模，集成生產運行實時數據后將打造智能聯合站。2022 年將繼續開展喇400 聯合站、南I-1 轉油站以及杏十一1號注入站的數字化交付工作。

3.3 積極開展油田數字化建設

（1）加快油田低成本物聯網建設進程。近兩年按“典型探索、示范引領、推廣應用、全面實現”總體部署，通過龍虎泡、海拉爾、采油五廠等示范工程，已形成了“先優化簡化、后數字化”的建設模式，通過優化數字化建設對象，進一步控制了建設投資。2022 年將加速推進油田數字化建設，預計到2024年底，實現油田數字化建設全覆蓋。

（2）積極開展大中型站場數字化建設。目前油田已實施集中監控多崗位大型站場257座，無人值守變電所、注入站等非油氣站場518座，其中喇十七注污水站無人值守模式已運行633 天。“十四五”期間，將結合數字化建設，積極推進多崗位大型站場集中監控與非油氣站場無人值守建設，并逐步推廣無人值守轉油（放水）站，力爭實現中小型站場全部無人值守，大型聯合站集中監控、少人值守。大慶油田集中監控、無人值守站場實施情況見表1。

表1 油田集中監控、無人值守站場實施情況Tab.1 Implementation status of centralized monitoring and unattended stations in the oilfield

4 結束語

地面工程是油田開發的重要環節，也是控投資降成本的重要源頭，面對低碳發展新形勢、安全環保新要求、數智共享新機遇，要認真踐行油田戰略部署，解放思想、轉變觀念，在地上地下一體化優化、地面總體建設布局優化、系統已建能力利用優化、規模應用簡化技術的基礎上，積極創建“三優兩化一簡”的效益建產新模式，大力推廣“標準化設計+工廠化預制+數字化交付”建設模式并推進油田數字化建設；攻堅克難、開拓創新、多措并舉，結合不同開發方式進一步明晰地面重點技術對策，努力提升地面工程技術水平。