大慶油田地面工程效益建產(chǎn)有效措施

邊孝琦 邢宸 朱啟光 寇秋渙 張春剛

大慶油田設(shè)計(jì)院有限公司

在大慶油田深入推進(jìn)油田高質(zhì)量發(fā)展的新要求下，地面工程緊密圍繞效益建產(chǎn)、節(jié)能降耗為中心，精心謀劃、狠抓落實(shí)，以務(wù)實(shí)創(chuàng)新的作風(fēng)和攻堅(jiān)克難的勇氣，為大慶油田地面建設(shè)增磚添瓦。

大慶油田2021年共安排框架區(qū)塊110個(gè)，油水井6 185 口，產(chǎn)能253.96×104t/a，是近5 年以來(lái)年度產(chǎn)能工作最多的一年。地面工程通過(guò)采取整體協(xié)調(diào)、統(tǒng)一調(diào)配、標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)等一系列措施，圓滿完成了產(chǎn)能建設(shè)任務(wù)，同比上一年度油水井多建958口，產(chǎn)能多建42.89×104t/a。緊密圍繞油田開發(fā)部署，以“滿足開發(fā)生產(chǎn)需要、控制工程建設(shè)投資”為目標(biāo)，持續(xù)采用“三優(yōu)一簡(jiǎn)”的技術(shù)措施，尤其是突出三元復(fù)合驅(qū)及外圍低滲透產(chǎn)能區(qū)塊的方案優(yōu)化，在滿足油田開發(fā)和生產(chǎn)的同時(shí)，大幅降低了地面建設(shè)投資和運(yùn)行成本[1-4]。其中，僅2021 年就有10 個(gè)內(nèi)部收益率低于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)過(guò)優(yōu)化簡(jiǎn)化、引入市場(chǎng)機(jī)制等措施，投資控制效果顯著，優(yōu)化后的方案內(nèi)部收益率超過(guò)6%的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，使得33.93×104t/a產(chǎn)能得以開發(fā)動(dòng)用，為大慶油田的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)做出了新突破。

1 開發(fā)特點(diǎn)

大慶油田開發(fā)60 余年，隨著產(chǎn)能開發(fā)建設(shè)的不斷深入，長(zhǎng)垣老區(qū)核心區(qū)域水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)相互交錯(cuò)，二類油層上返的聚驅(qū)井與水驅(qū)井屬于同區(qū)域，水、聚驅(qū)井同屬于相同平臺(tái)、相同場(chǎng)站的情況更加普遍，嚴(yán)格區(qū)分水、聚驅(qū)的單井、單站調(diào)頭工程量增加幅度較大。油田過(guò)渡帶區(qū)域開發(fā)力度加大，油品性質(zhì)變差、單井產(chǎn)量低；外圍油田區(qū)塊更加零散，地面依托性變差，稠油、致密油的開發(fā)成本進(jìn)一步上升，油田效益建產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)[5-8]。

2 效益建產(chǎn)有效措施

2.1 統(tǒng)籌安排

以薩中開發(fā)區(qū)南一區(qū)西東塊產(chǎn)能為例，該區(qū)塊為水、聚驅(qū)同步開發(fā)區(qū)塊，不同驅(qū)油方式的井井位交叉分布。根據(jù)產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模及特點(diǎn)，采取了以下效益建產(chǎn)措施。

2.1.1 堅(jiān)持三優(yōu)一簡(jiǎn)，提高產(chǎn)能開發(fā)效益

地面系統(tǒng)通過(guò)優(yōu)化建設(shè)方案、優(yōu)化系統(tǒng)布局、優(yōu)選處理工藝及技術(shù)、地上地下一體化等技術(shù)措施，減少地面建設(shè)投資及建設(shè)規(guī)模[9]。

對(duì)油氣集輸系統(tǒng)，首先，充分依托已建系統(tǒng)建設(shè)。各系統(tǒng)充分利用已建站場(chǎng)剩余能力19.8×104m3/d，區(qū)域系統(tǒng)負(fù)荷率提高10%～45%；集油系統(tǒng)新井就近接入已建間，新建計(jì)量（閥組）間就近接入已建轉(zhuǎn)油站；注水系統(tǒng)新井就近搭接至已建注水干線。其次，簡(jiǎn)化單井集油工藝。叢式井平臺(tái)采用干管集油摻水工藝，減少單井集油、摻水管道數(shù)量；依托數(shù)字化建設(shè)，采用示功圖量油，核減單井計(jì)量管道，新建計(jì)量間降級(jí)為集油閥組間。最后，區(qū)域優(yōu)化合并。停運(yùn)轉(zhuǎn)油站3座，新建南Ⅰ-1轉(zhuǎn)油站，通過(guò)依托南I-1聯(lián)合站的游離水沉降、采暖、數(shù)字化建設(shè)等能力，實(shí)現(xiàn)了機(jī)泵集中布置，能力互用（圖1）。

圖1 南一區(qū)區(qū)域優(yōu)化Fig.1 Regional optimization of the South 1 District

對(duì)配注系統(tǒng)，利用已建注入站，本著節(jié)約投資、降低管理難度的原則，對(duì)注入站工藝進(jìn)行完善及優(yōu)化，由“單泵單井”（圖2）工藝改為“一泵多井”工藝（圖3）。

圖2 單泵單井工藝示意圖Fig.2 Schematic diagram of single-pump single-well process

圖3 一泵多井工藝示意圖Fig.3 Schematic diagram of single-pump multiple-well process

通過(guò)地上地下一體化，新鉆井布叢式井平臺(tái)，利用平臺(tái)變給同一平臺(tái)的多口油井供電，減少了119臺(tái)變壓器設(shè)置，節(jié)省投資約476萬(wàn)元。

2.1.2 水、聚驅(qū)統(tǒng)籌規(guī)劃

以計(jì)量間為單元，整體劃分水、聚驅(qū)油井的井站關(guān)系，統(tǒng)籌考慮水、聚驅(qū)產(chǎn)能同區(qū)域、同步開發(fā)特點(diǎn)，通過(guò)方案對(duì)比，將10 座聚驅(qū)計(jì)量間調(diào)入水驅(qū)系統(tǒng)，減少3 座聚驅(qū)轉(zhuǎn)油（放水）站的能力擴(kuò)建，合理布局聚驅(qū)集油閥組間，利舊已建站間管道27.5 km。針對(duì)水泡子區(qū)域的叢式井平臺(tái)，將鉆井土方收攏后全部就地用于后期井場(chǎng)基建，減少外運(yùn)土6.8×104m3，節(jié)省投資214萬(wàn)元。

南一區(qū)西東塊產(chǎn)能建設(shè)通過(guò)剩余能力利用與工藝優(yōu)化相結(jié)合，水、聚驅(qū)產(chǎn)能統(tǒng)籌規(guī)劃等技術(shù)措施（表1），共節(jié)省地面投資8 424 萬(wàn)元，節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用573萬(wàn)元。

表1 南一區(qū)西東塊優(yōu)化措施Tab.1 Optimization measures for the west east block of South 1 District

2.1.3 縮短設(shè)計(jì)周期，保證當(dāng)年開工建設(shè)

開發(fā)區(qū)塊鉆井基建規(guī)模大、工期緊、水聚驅(qū)交叉系統(tǒng)規(guī)劃復(fù)雜，該區(qū)塊按照基建施工日期倒排地面方案、圖紙?jiān)O(shè)計(jì)的時(shí)間節(jié)點(diǎn)，采取將站內(nèi)外分步審查、提前預(yù)交底、提前開列物資料表、標(biāo)準(zhǔn)化橇裝預(yù)制（新建小型站場(chǎng)）等多種措施，有效提高了產(chǎn)能方案及設(shè)計(jì)速度。設(shè)計(jì)階段通過(guò)提前開展初設(shè)、方案初設(shè)同步開展、初設(shè)分批報(bào)審、初設(shè)施工圖同步開展等措施加快設(shè)計(jì)進(jìn)度，實(shí)現(xiàn)站外系統(tǒng)施工圖提前30天發(fā)放。

2.2 整體優(yōu)化

“十四五”期間，老區(qū)水驅(qū)加大過(guò)渡帶開發(fā)力度，打造“金邊工程”。北部過(guò)渡帶地區(qū)（圖4）2021～2022 年共計(jì)部署4 項(xiàng)產(chǎn)能，基建油水井774口，建成產(chǎn)能20.12×104t。

圖4 薩北開發(fā)區(qū)井位示意圖Fig.4 Schematic diagram of well location in North Sartu Development Zone

2.2.1 統(tǒng)籌規(guī)劃，分期實(shí)施

四個(gè)區(qū)塊統(tǒng)一規(guī)劃，整體部署，通過(guò)優(yōu)化布局，減少新建轉(zhuǎn)油站1 座，節(jié)約投資2 300 萬(wàn)元。充分利用已建脫水站能力，利用游離水能力1.1×104m3、電脫水能力0.1×104m3，節(jié)約投資560萬(wàn)元。

2.2.2 系統(tǒng)整體優(yōu)化簡(jiǎn)化

（1）計(jì)量模式優(yōu)化簡(jiǎn)化。結(jié)合數(shù)字化建設(shè)，單井采用數(shù)字化功圖法量油，新建7座計(jì)量間改為集油熱洗閥組，取消計(jì)量間計(jì)量分離器，油井取消計(jì)量管道，只保留摻水熱洗功能，共節(jié)省管道16 km，節(jié)省計(jì)量分離器7 座，節(jié)省投資480 萬(wàn)元。為降低投資，大平臺(tái)集油工藝由雙管摻水工藝（圖5）調(diào)整為每4 口油井為1 組的雙管串聯(lián)集油工藝（圖6），在保證油井熱洗前提下，盡可能減少單井管道建設(shè)，共節(jié)省管道42 km，節(jié)省投資630萬(wàn)元。

圖5 雙管流程示意圖Fig.5 Schematic diagram of double pipe flow

圖6 雙管掛接流程示意圖Fig.6 Schematic diagram of double pipe hooking flow

（2）集油工藝優(yōu)化簡(jiǎn)化。為降低投資，大平臺(tái)集油工藝由雙管摻水工藝調(diào)整為每4 口油井為1 組的雙管串聯(lián)集油工藝，在保證油井熱洗前提下，盡可能減少單井管道建設(shè)，共節(jié)省管道42 km，節(jié)省投資630萬(wàn)元。

（3）道路及井場(chǎng)優(yōu)化簡(jiǎn)化。以產(chǎn)能單座大平臺(tái)井通井路為例，站外大平臺(tái)井通井路采用3.5 m 寬砂石通井路0.145 km，減少新建單井通井路1.1 km，同時(shí)單井調(diào)整平臺(tái)井后，井場(chǎng)平均土地面積減少5 000 m2。產(chǎn)能大平臺(tái)井建設(shè)共計(jì)減少新建通井路66.1 km，優(yōu)化占比75%，減少井場(chǎng)征地面積0.52 km2，優(yōu)化占比78%，共計(jì)降低建設(shè)投資3 740余萬(wàn)元，減少土地征地及復(fù)墾費(fèi)用1 787萬(wàn)元。

（4）供配電系統(tǒng)優(yōu)化簡(jiǎn)化。以產(chǎn)能單座大平臺(tái)井為例，采用2座250 kVA×2平臺(tái)變，新建0.1 km線路。如采用單井供電模式，則需要新建1.3 km線路，11 座50 kVA 變壓器、2 座63 kVA 變壓器，共減少新建線路1.2 km。產(chǎn)能大平臺(tái)井建設(shè)共計(jì)減少新建線路20.89 km，減少新建變壓器203 座，優(yōu)化占比84%，共計(jì)降低建設(shè)投資650萬(wàn)元。

（5）鉆井線路全部轉(zhuǎn)為產(chǎn)能線路。產(chǎn)能地區(qū)農(nóng)牧設(shè)施較多、地形復(fù)雜，征地較為困難。為避免重復(fù)辦理征地手續(xù)，縮短征地時(shí)間，方案階段規(guī)劃將本次產(chǎn)能鉆井線路全部轉(zhuǎn)為產(chǎn)能線路，以縮短征地現(xiàn)場(chǎng)測(cè)繪、土地確權(quán)時(shí)間，縮減征地周期20天。

（6）工藝管道高比例沿道路敷設(shè)。在滿足設(shè)計(jì)及生產(chǎn)運(yùn)行要求前提下，在道路兩側(cè)分別敷設(shè)管道管廊帶，工藝管道高比例沿產(chǎn)能道路兩側(cè)敷設(shè)，利用道路已征地范圍，縮短征地協(xié)調(diào)時(shí)間約7天，減少征地范圍4.5×104m2及征地費(fèi)用40.68 萬(wàn)元，加快站外系統(tǒng)建設(shè)速度。

2.3 打破管理界限

永樂(lè)油田源142-源20 區(qū)塊扶余油層產(chǎn)能，基建井分屬采油八廠、十廠，區(qū)塊北側(cè)為八廠永樂(lè)油田，距離區(qū)塊中心24 km，距離十廠拉油區(qū)塊25 km，西北側(cè)為頭臺(tái)油田，距離區(qū)塊中心約4.5 km。

打破廠界，地面建設(shè)統(tǒng)一規(guī)劃。由于產(chǎn)能區(qū)塊與所屬采油廠站場(chǎng)距離偏遠(yuǎn)，將采油八廠、十廠油井集中建設(shè)集油管網(wǎng)，采出液統(tǒng)一進(jìn)入頭臺(tái)油田源141轉(zhuǎn)油站處理（圖7）。為滿足廠間產(chǎn)量交接，在頭臺(tái)源141轉(zhuǎn)油站設(shè)置計(jì)量工藝，在十廠平臺(tái)設(shè)計(jì)量分離器計(jì)量產(chǎn)液。通過(guò)充分利用頭臺(tái)油田已建站場(chǎng)及設(shè)施降低投資，少建設(shè)中間加熱站4座、拉油點(diǎn)1座，拉油通井路7 km，節(jié)省投資1 648萬(wàn)元。

圖7 永樂(lè)油田源142-源20區(qū)塊Fig.7 Yuan142-Yuan 20 Block of Yongle Oilfield

方興油田2021 年產(chǎn)能建設(shè)共新建油井30 口，分布在南北兩個(gè)井區(qū)。距離方興油田已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)，拉運(yùn)距離分別為60 km 和35 km，拉運(yùn)輸油成本較高。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)優(yōu)化了集油方案，將方興油田生產(chǎn)井全部就近接入七廠的葡南7號(hào)轉(zhuǎn)油站和八廠的永4轉(zhuǎn)油站，打破了廠界限制，節(jié)省投資及10年費(fèi)用現(xiàn)值464.12萬(wàn)元。

2.4 引入市場(chǎng)理念

2.4.1 來(lái)94稠油區(qū)塊

來(lái)94 區(qū)塊位于齊齊哈爾江橋地區(qū)，油藏性質(zhì)為低產(chǎn)、低滲透、稠油油藏，按常規(guī)油藏開發(fā)模式，無(wú)法實(shí)現(xiàn)該油藏的有效動(dòng)用。為開發(fā)江橋地區(qū)稠油油藏，實(shí)現(xiàn)效益建產(chǎn)，油藏開發(fā)采用地上、地下聯(lián)動(dòng)，開展聯(lián)合設(shè)計(jì)。同時(shí)引入市場(chǎng)理念，實(shí)現(xiàn)了江橋地區(qū)稠油的有效動(dòng)用。

以經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)為指導(dǎo)，確定總體投資，采取效益倒逼，大幅降低各項(xiàng)工程費(fèi)用。優(yōu)選天然氣作為注汽點(diǎn)燃料源，雖增加新建天然氣系統(tǒng)一次性投資2 575萬(wàn)元，但13個(gè)蒸汽注入周期，較柴油可節(jié)省燃料費(fèi)3.4 億元；充分利用地方道路，優(yōu)化道路路由，降低道路建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)，規(guī)避不良地質(zhì)路段，少新建道路7.2 km，優(yōu)化道路33.6 km，節(jié)省建設(shè)投資2 938 萬(wàn)元；供氣管道采用枝狀分布，設(shè)支線5條，與單一長(zhǎng)距離供氣管道相比，節(jié)省投資125萬(wàn)元；電力線路按依托道路、與管道同路由及單獨(dú)取直敷設(shè)三種方式建設(shè)，綜合節(jié)省投資54 萬(wàn)元；按市場(chǎng)化招標(biāo)方式計(jì)價(jià)，下浮預(yù)制產(chǎn)品設(shè)備材料價(jià)格，調(diào)減二類費(fèi)用費(fèi)率，綜合降低投資1 863萬(wàn)元。

2.4.2 塔21-4致密油區(qū)塊

塔21-4 外擴(kuò)區(qū)塊作為致密油開發(fā)典型項(xiàng)目，開發(fā)難度大、成本高。地面工程通過(guò)采用“三優(yōu)一簡(jiǎn)”措施，累計(jì)節(jié)省投資3 002 萬(wàn)元，可節(jié)約年運(yùn)行成本510萬(wàn)元，促使該區(qū)塊得到有效動(dòng)用。同步開展數(shù)字化建設(shè)，取消小隊(duì)編制，采用班組制度，勞動(dòng)定員由41人優(yōu)化至21人。

地上地下一體化優(yōu)化，提高總體開發(fā)效益。102口井形成24座平臺(tái)，采用單變壓器多井供電等措施，少建集油管道18.6 km、井場(chǎng)變壓器78 臺(tái)、供電線路10.6 km、道路11.7 km，節(jié)省投資1 036.8萬(wàn)元；節(jié)約永久占地54.98×104m2；實(shí)施系統(tǒng)布局優(yōu)化，控投資降成本。通過(guò)采用多方案比選，新老井統(tǒng)籌考慮，優(yōu)化區(qū)塊整體系統(tǒng)布局，優(yōu)選站外集油系統(tǒng)與站內(nèi)處理工藝，年節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用510 萬(wàn)元；充分利用已建能力，控制新增建設(shè)規(guī)模。充分利用已建站場(chǎng)及集油系統(tǒng)剩余能力，控制建設(shè)規(guī)模，節(jié)省建設(shè)投資470 萬(wàn)元；應(yīng)用橇裝集成化裝置，滿足快速建產(chǎn)需求。結(jié)合致密油油藏開發(fā)初期壓裂返排液量較大的規(guī)律，初期利舊返排液預(yù)處理一體化集成裝置8 座（圖8），節(jié)省投資530.72 萬(wàn)元。推廣應(yīng)用“六合一”集成裝置，實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)油站工藝設(shè)備高度集成化、橇裝化，與常規(guī)摻水轉(zhuǎn)油站相比，整體用料降低20%，減少占地面積53%，節(jié)省投資865.3萬(wàn)元。

圖8 返排液預(yù)處理一體化集成裝置Fig.8 Integrated device for flowback liquid pretreatment

通過(guò)市場(chǎng)化運(yùn)作，提升區(qū)塊開發(fā)效益。塔21-4 區(qū)塊整體投資10.88 億元，平均單井投資625萬(wàn)元，對(duì)比常規(guī)模式開發(fā)節(jié)省投資5.54億元，投資降幅達(dá)33.7%。

2.5 注入設(shè)施充分利舊

化學(xué)驅(qū)產(chǎn)能區(qū)塊在一個(gè)注入周期完成后，則注入設(shè)施閑置。通過(guò)生產(chǎn)單位現(xiàn)場(chǎng)管理，停注后對(duì)設(shè)備進(jìn)行維護(hù)和保養(yǎng)，當(dāng)該區(qū)塊進(jìn)入下一個(gè)注入周期時(shí)，盡可能對(duì)已建注入泵房、注入閥組、注入泵、母液儲(chǔ)槽（箱）及站外管道等設(shè)施進(jìn)行改造利舊，減少地面新建設(shè)施，降低產(chǎn)能建設(shè)投資，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

2.5.1 2021年西區(qū)及西過(guò)三元復(fù)合驅(qū)產(chǎn)能

基建注入井全部為老井利用井，區(qū)塊內(nèi)已建注入站6 座，分別于2018 年、2020 年停注。由于該區(qū)塊停注時(shí)間短（0.5～3年），注入廠房及站內(nèi)設(shè)備均較為完好。2021 年該區(qū)塊上返時(shí)，利舊注入站廠房6座，利舊注入閥組111套、注入泵39臺(tái)（僅更換4 臺(tái)泵），利舊母液儲(chǔ)箱6 座，利舊母液管道37.55 km，利舊注水管道226.84 km。通過(guò)設(shè)備利舊，節(jié)省建設(shè)投資12 538 萬(wàn)元（站內(nèi)投資3 400 萬(wàn)元，站外投資9 138萬(wàn)元）。

2.5.2 2021年南一區(qū)西東塊聚驅(qū)產(chǎn)能

區(qū)塊內(nèi)已建聚驅(qū)注入站4座，2014年停注。由于該區(qū)塊停注時(shí)間長(zhǎng)（7 年），注入廠房及站內(nèi)設(shè)備在停注后經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)及時(shí)維修和保養(yǎng)，部分設(shè)施完好。2021 年該區(qū)塊上返時(shí)，利舊注入站廠房4 座，利舊注入閥組56套，注入泵全部利舊（22臺(tái)），利舊母液儲(chǔ)箱4 座，利舊母液管道8.9 km，利舊注水管道7.8 km。通過(guò)設(shè)備利舊，節(jié)省建設(shè)投資3 196萬(wàn)元（站內(nèi)投資2 198萬(wàn)元，站外投資998萬(wàn)元）。

2.6 標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)助力高效建產(chǎn)

2022年產(chǎn)能項(xiàng)目中新建南Ⅰ-1轉(zhuǎn)油站1座，設(shè)備容器安裝等全部采用模塊化設(shè)計(jì)，共選用了41個(gè)模塊，并按計(jì)劃開展了冬季工廠化預(yù)制，為后續(xù)縮短現(xiàn)場(chǎng)施工提供了條件。

2021 年油田產(chǎn)能應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)成果，提高了設(shè)計(jì)質(zhì)量，小型站場(chǎng)縮短設(shè)計(jì)周期50%，大中型站場(chǎng)縮短設(shè)計(jì)周期30%；利用工廠預(yù)制，小型站場(chǎng)施工工期由45天縮短至7天，大中型縮短施工周期15%，提高新井貢獻(xiàn)率5%，保障了油田系統(tǒng)工程先建先投，進(jìn)一步促進(jìn)產(chǎn)能建設(shè)提速提效[10]。

2.7 數(shù)字化交付穩(wěn)步實(shí)施

通過(guò)關(guān)聯(lián)設(shè)計(jì)、采購(gòu)、施工、運(yùn)維各階段信息，構(gòu)建地面建設(shè)工程數(shù)字孿生站場(chǎng)，形成全新的地面建設(shè)工程全生命周期信息化管理模式[11]（圖9）。

圖9 數(shù)字化交付實(shí)施目標(biāo)Fig.9 Digital delivery implementation goals

2.7.1 紅壓油氣處理廠天然氣凈化工程項(xiàng)目

在全專業(yè)三維協(xié)同設(shè)計(jì)基礎(chǔ)上，完成設(shè)計(jì)階段模型、數(shù)據(jù)、文檔交付及關(guān)聯(lián)，將物理站場(chǎng)同步轉(zhuǎn)換為數(shù)字站場(chǎng)；定制開發(fā)4D 施工進(jìn)度管理功能，為項(xiàng)目計(jì)劃的編制、落實(shí)及變更提供重要依據(jù)，在項(xiàng)目建造前期指導(dǎo)施工，中期把控施工，后期校核施工，推動(dòng)建設(shè)項(xiàng)目精細(xì)化管理。

2.7.2 四站儲(chǔ)氣庫(kù)群工程項(xiàng)目

分析梳理采購(gòu)和施工過(guò)程管理需求，與大慶油田基本建設(shè)運(yùn)行管理系統(tǒng)無(wú)縫集成，可為智慧工地提供項(xiàng)目信息及三維模型，實(shí)現(xiàn)地面建設(shè)各參與方數(shù)據(jù)信息的有序傳遞、集成共享、多方應(yīng)用，探索形成地面建設(shè)“信息化項(xiàng)目管理+數(shù)字化成果交付+智慧化現(xiàn)場(chǎng)管控”的地面建設(shè)全新管理模式。

2.7.3 太一聯(lián)合站改造工程項(xiàng)目

太一聯(lián)合站改造項(xiàng)目是實(shí)施數(shù)字化交付的油田典型站場(chǎng)，在交付實(shí)施中，形成具有油田特色的數(shù)字化交付標(biāo)準(zhǔn)體系框架；對(duì)已建地面設(shè)施實(shí)施逆向建模（圖10）；集成油田數(shù)字化生產(chǎn)運(yùn)行實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)，將交付成果延伸至運(yùn)維期，探索油田地面站場(chǎng)智能運(yùn)維技術(shù)路線。

圖10 太一聯(lián)逆向模型Fig.10 Reverse model of Taiyi Multi-purpose Station

3 建議

（1）堅(jiān)持細(xì)化降投資措施。常規(guī)水驅(qū)通過(guò)統(tǒng)籌布局，深挖系統(tǒng)潛力，利用系統(tǒng)剩余能力，嚴(yán)格控制新增規(guī)模。擴(kuò)邊區(qū)域借鑒外圍油田建設(shè)模式，采取更加簡(jiǎn)化的工藝，簡(jiǎn)化建設(shè)充分依托已建系統(tǒng)，控制新建規(guī)模[12]；水驅(qū)、聚驅(qū)、復(fù)合驅(qū)能力整合，功能共用，設(shè)備互備，集中聯(lián)合建站或依托已建站擴(kuò)改建，簡(jiǎn)化工藝、上下返區(qū)塊充分利用已建配注設(shè)施[13]；獨(dú)立的稠油區(qū)塊、致密油區(qū)塊利用市場(chǎng)化機(jī)制，采用塔21-4 建設(shè)模式，大幅降低整體投資。獨(dú)立的其他零散區(qū)塊，采用多功能合一裝置橇裝化建站，原油、天然氣、污水就地處理、回注，凈化油外輸。

（2）堅(jiān)持已建注入設(shè)施利舊，降低化學(xué)驅(qū)建設(shè)投資。針對(duì)聚合物驅(qū)上返、下返工程，堅(jiān)持加大已建注入設(shè)施利舊力度，降低化學(xué)驅(qū)建設(shè)投資。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，2022 年產(chǎn)能中共計(jì)利舊注入站12 座，利舊注入閥組448 套，利舊注入泵299 臺(tái)，利舊母液儲(chǔ)箱（槽）12 座，利舊母液管道24.07 km，利舊注水管道332.83 km。共計(jì)可節(jié)省建設(shè)投資21 410萬(wàn)元。

（3）堅(jiān)持以數(shù)字化建設(shè)推動(dòng)工藝簡(jiǎn)化的實(shí)現(xiàn)。通過(guò)數(shù)字化建設(shè)，實(shí)現(xiàn)了單井在井口計(jì)量，集油工藝進(jìn)一步簡(jiǎn)化：計(jì)量間降級(jí)為閥組間，取消了計(jì)量分離器，叢式井平臺(tái)集油工藝減少了計(jì)量管線，可降低站外系統(tǒng)投資。

（4）探索注入站、配置站橇裝化建設(shè)，實(shí)現(xiàn)部分設(shè)備可搬遷。近幾年產(chǎn)能中，根據(jù)生產(chǎn)單位反映，聚合物配制站和注入站經(jīng)過(guò)一輪注入后，再次利用時(shí)存在問(wèn)題較多，尤其是注入站，往往經(jīng)過(guò)一輪注入，轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，造成設(shè)備閑置。再次注入利舊時(shí)，因閑置造成閥組和注入泵等需要再次維修改造，費(fèi)用較高。“十四五”期間，將探索配制站、注入站橇裝化的建設(shè)模式，在本區(qū)塊注入結(jié)束后，設(shè)備由油田公司統(tǒng)一協(xié)調(diào)，整橇搬遷至其他采油廠其他區(qū)塊重復(fù)利用，減少設(shè)備閑置。

（5）探索立體化優(yōu)化簡(jiǎn)化措施。開展井筒電加熱清蠟應(yīng)用試驗(yàn)，采用加熱電纜清蠟，同時(shí)為采出液提溫，探索特高含水條件下單管集油可行性。形成采油工程、地面工程一體化的優(yōu)化簡(jiǎn)化技術(shù)，實(shí)現(xiàn)單管集輸，降低建設(shè)費(fèi)用；取消摻水熱洗系統(tǒng)，減少天然氣消耗，減少直接排碳；管道數(shù)量減少，運(yùn)行溫度降低，減緩管道腐蝕，降低管道失效風(fēng)險(xiǎn)；站場(chǎng)取消摻水熱洗爐，減少投資及運(yùn)行費(fèi)用。

（6）推廣零散油田“橇裝建站”。外圍油田新開發(fā)區(qū)塊更加零散，致密油、稠油區(qū)塊加大開發(fā)力度。區(qū)塊面臨油區(qū)分布零散，無(wú)法相互依托，地面環(huán)境復(fù)雜，地面工程建設(shè)困難，多種開發(fā)方式并存，油品物性差異較大，大規(guī)模壓裂給站場(chǎng)處理帶來(lái)困難等問(wèn)題，針對(duì)這些問(wèn)題，下步將基于研究成果，推廣“橇裝建站”的建設(shè)模式，將原油脫水、污水處理聯(lián)合成橇，實(shí)現(xiàn)站場(chǎng)小型化、橇裝化。污水就地處理就地回注，減少建設(shè)費(fèi)用，降低生產(chǎn)成本。

（7）持續(xù)化完善標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)。持續(xù)完善大慶油田標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)工作，實(shí)現(xiàn)油田常規(guī)站場(chǎng)設(shè)施、設(shè)備模塊化設(shè)計(jì)全覆蓋。

（8）深化推進(jìn)全生命周期數(shù)字化交付。完善數(shù)字化交付標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)、完善數(shù)字化交付平臺(tái)、開展數(shù)字化交付智能運(yùn)維平臺(tái)研發(fā)工作。

4 結(jié)論

“十四五”期間，開發(fā)對(duì)象劣質(zhì)化更加嚴(yán)重，效益建產(chǎn)難度更大。對(duì)此，將賦予“三優(yōu)一簡(jiǎn)”新的內(nèi)涵，提出更加細(xì)化的應(yīng)對(duì)措施，積極應(yīng)對(duì)，控制投資。地面工程通過(guò)加強(qiáng)方案設(shè)計(jì)的優(yōu)化，圍繞“數(shù)字化、橇裝化、標(biāo)準(zhǔn)化”大力實(shí)施“三優(yōu)一簡(jiǎn)”技術(shù)措施，充分利用已建站能力，利舊已建設(shè)施并逐步加強(qiáng)立體化三維設(shè)計(jì)，加快規(guī)劃設(shè)計(jì)、產(chǎn)品預(yù)制進(jìn)度，保證產(chǎn)能建設(shè)順利進(jìn)行，多措并舉，努力實(shí)現(xiàn)效益建產(chǎn)，為高效益開發(fā)提供地面保障。