大慶西部外圍油田地面工程提質增效的措施與對策

劉玉凱

大慶油田有限責任公司第九采油廠

大慶油田第九采油廠地處大慶長垣西部外圍，截至目前，已建成脫水站4座，轉油站23座。近年來，隨著開發的不斷深入，地面系統呈現出新建產能建設投資高、部分站場運行負荷率低、地面系統能耗逐年升高等多項問題。面對新的開發形勢與工作任務，第九采油廠在地面工藝優化簡化[1]、油田物聯網建設、地面節能降耗上不斷探索，強化源頭控制，優化系統運行，不斷推進地面工程提質增效工作進程，助力油田高效、智能、綠色、持續有效開發。

1 地面系統面臨的形勢

（1）非常規油開發建設難度大。“十三五”以來，采油九廠加快非常規油的建設步伐。相比常規油，稠油區塊蒸汽吞吐開發，原油黏度高；致密油區塊大規模壓裂投產，初期產液高。同時該廠作為頁巖油開發的主陣地，對地面建設也提出新要求。

（2）區塊分散地面建設投資高。該廠已開發油田區塊18個，區塊間距離大部分在20 km以上。新建產能區塊地下條件越來越復雜，多以滾動和小規模開發為主，地面建設存在依托條件差，初期規模難以確定，骨架工程增加建設投資等問題[2]。以2021 年全年建成產能為例，全年產能項目23 個，其中零散區塊15個，占總項目數的65%。

（3）轉油系統持續低負荷運行。由于區塊分散，新建產能難以對已建站場負荷進行補充，該廠目前有15 座轉油站場負荷率＜50%。結合開發預測，未來五年內，有8座站場外輸需補水運行。

（4）物聯網建設標準尚未統一。隨著數字化的逐步推廣，硬件設施已建設完善，全廠數字化覆蓋率達到90%以上，但在智能化應用及軟件系統開發上仍存在較大發展空間。

（5）節能降耗形勢日趨嚴峻。隨著新建產能的增加以及已建站場的老化，耗電量及耗氣量呈逐年增長態勢，能源消耗形勢日益緊張。

2 優化措施及取得的效果

面對新形勢、新任務，需充分認清地面工藝面臨的開發形勢，持續推進“三優一簡”，創新技術應用及管理方式，走低成本高效發展之路[1]。

2.1 優化簡化地面工藝

通過多種技術的組合應用，探索適用于外圍油田的開發模式。整裝區塊形成了“叢簡合利”的建設模式，滿足致密油開發需求；分散區塊形成了“靈活機動”的開發模式，滿足稠油開發需求；滾動開發區塊形成了“先拉后輸”的開發模式，滿足常規油開發需求。

2.1.1 致密油油田建設方式

致密油開發采用大規模壓裂技術，單井投資高、初期產液高、產量遞減快。按常規模式建設，區塊經濟效益差，難以有效動用。龍西致密油區塊相對整裝，先后共建成油井314口，根據區域分布特點，東部區域建設塔二轉1 座，管轄油井88 口，西部區域建設塔三轉1 座，管轄油井116 口，南部區域依托塔一轉，就近掛接油井110口。在開發建設上，形成了“叢式布井、簡化工藝、合并建設、利舊使用”的地面建設方式。

“叢”式布井。在平臺布置階段，以投資效益為界限，地上地下聯動，優選叢式平臺數量，降低整體投資。致密油平臺布井率97%，降低征地費用1 127萬元。

“簡”化工藝：推廣應用“六合一”集成裝置，橇裝建站。塔三轉油站與常規摻水轉油站相比，設備整體用料降低20%，減少占地面積53%，節省建設投資495萬元。目前“六合一”集成裝置已投產，運行良好。

“合”并建站：統籌考慮周邊零散拉油點，達到集中建站規模。采用電加熱與摻水集油工藝相結合，將周邊塔86、塔9等9座拉油點接入新建轉油站集油系統。實現零散區塊66 口油井密閉集油，充分回收、利用伴生氣資源建成摻水集油站場，降低生產管理難度。年節省運行費用184萬元，其中電費47.7 萬元，拉運費56.5 萬元，人員管理費用80萬元。

“利”舊使用：提高橇裝拉油點設備循環利用率。結合致密油初期產液量高的實際，前期采用“儲罐接液+罐車拉運”的投產方式建設，多功能儲油裝置循環使用，產量穩定后，優化建站規模。龍西塔21-4 區塊外擴按照油井建設順序分批次投產，實現多功能儲油裝置循環利舊，多功能儲油裝置利舊使用34 次，解決了壓裂返排與正常生產液量差異大的矛盾，有效降低油田開發集中建設規模。同時，針對大規模壓裂井初期液量大、拉油罐配置數量多的問題，推廣新型的返排液一體化橇裝裝置（圖1），簡化拉油點配置，實現快速建產。

通過實施“叢簡合利”的建設方式，致密油區塊節省地面投資7 934萬元，單井投資由145.3萬元降至99.7萬元，收益率上升3.9%。

2.1.2 稠油油田地面建設方式

稠油區塊位于齊齊哈爾市境內，區域狹長，油井呈團狀分布，無系統依托，中部有雙嫩高速、齊平鐵路貫穿，地面條件復雜。地面建設面臨著“原油物性差、集輸難度大、產量變化大”的困難。稠油三期工程共建成拉油點17 座，電力線路138.3 km，各類道路139.2 km，18 座注汽點，移動注汽設施10套，主供氣管線2條、支線8條。在開發建設上，根據地理環境特點，靈活機動地優選技術，通過“三個優化”提高區塊開發效益。

集輸系統優化：根據稠油開發特性，按照集中供氣、橇裝建設、集中拉油的方式進行設計[3]。實施集中供氣，管徑統一規劃，滿足后期用氣量需求，減少擴徑改造16 km；路由統一布局，保證注汽、拉油用氣，降低多功能儲油罐耗電226萬元/a；實施橇裝建設，拉油點采用氣電兩用多功能儲油罐滿足前期投產需求，注汽點應用移動式注汽車組，節省注汽設備10 套；實施集中拉油，優選集輸溫度，擴大集油半徑，少建拉油點5座，優化加熱參數，降低集油功率，年節電28.2×104kWh。

電力系統優化：根據區域電網分布特點，按照分區供電、分段保護、單桿雙回、分級補償的方式進行設計。通過線路優化布局，依托4 座變電所，實現分區供電。實施單桿雙回，針對昂昂溪地區環境敏感、征地困難的問題，應用19 km單桿雙回線路，減少征地40%，加快線路建設進度。實施分段保護，在重要交接點，長距離干線，低負荷支線，智能斷路器7 個，普通斷路器5 個，隔離開關5套，優化斷路器設置，實現分段維護。實施分級補償，末端壓降＜10%，功率因數≥0.95。

道路系統優化：前期依托國道、村村通、自建井排路的方式構建道路骨架，后期延伸主路形成環線，通過線路合一建設，保通材料復用，共計節約投資4 293 萬元。在通井路線優選上，實施上下分行，支路就近掛接，減少橋梁加固2處。在線路合一建設上，稻田地路段橫斷面加寬，管廊帶、電力線路與道路合建。在保通材料復用上，利用鉆井保通剩余土方及建筑垃圾，減少土方4.2×104m3。

通過實施“三個優化”，地上地下聯動，稠油區塊三期工程累計減少投資1.51億元，內部收益率平均提高11.03 個百分點，使得稠油區塊得以有效動用。

2.1.3 滾動開發油田建設方式

在油藏構造比較復雜、產量預測不明確的新增產能區塊建設上，為了降低區塊初期建設風險，需實施滾動開發。開發初期地面建設規模的確定難度較大，先期工程基建油井少，無法達到建站規模。后期井數增多，拉運成本升高，且遠離已建中心站場，常規集輸工藝無法滿足要求，同時伴生氣無法回收[4]。龍三轉共管轄油井111 口，隨著開發認識的不斷深入，項目分三期建設，第一、二批已投產油井52 口，第三批新增加油井59 口。已建5 座密閉儲油裝置無法滿足后續新增產能建設需求。結合滾動開發安排，采取“先井后站、先拉后輸”的建設方式，加大小型站場優化和橇裝設備循環利用力度，整體優化、分批實施。

（1）集油系統建設。優化拉油點建設，一期建設拉油點2座，管轄油井52口，龍三轉建成前，設計臨時拉油點1座，實現32口井提前投產；優選電加熱工藝，減少管線長度21 km，減少站場規模80%，且電加熱集油工藝為滾動開發創造了有利條件；工程利舊前期管線使用率達到90%。

（2）供注水系統建設。橇裝化注水水質站的設計，通過現場組裝，實現設備循環利用，滿足滾動開發需求，降低投資風險。龍三注水水質站應用橇裝化、模塊化建設，各工藝環節單獨成橇，實現工廠預制、現場組裝，減少施工周期20 天；注水管網設計根據井位分布，采用單干管多井、單干管單井相結合的注入方式，共減少管道建設15.4 km，節省投資556萬元。

（3）轉油站場建設。在集輸工藝上應用簡約化設備[5]，減少工程投資，縮短建設工期。集輸處理工藝應用緩沖勻流裝置替代分離器，高功率加熱器替代加熱爐，該工藝流程簡單，方便管理，且降低工程投資10%，減少占地面積20%；采用門式鋼架輕型鋼結構，材料強度高，自身重量輕，工廠預制程度高，施工便捷，單位面積投資降低260元，與砌體結構相比降低14%；按照無人值守設計，站外無線數據傳輸，站內電控一體化控制，生產預警報警聯鎖功能，按照無人值守設計，緩解前線用人緊缺。

通過配套技術優化，實施“先拉后輸”，龍12常規油區塊地面單井投資下降16%，收益率達到8.3%；通過滾動建設，實現了常規油開發區塊的早投產早拿油。

在致密油、稠油、常規油地面建設上不斷探索，第九采油廠形成了多種適用于外圍油田的建設方式，實現了產能區塊有效動用，滿足了開發需求。“十三五”以來，共開展產能建設項目80 個，累計節省地面投資6.9億元。

2.2 挖潛系統調整空間

結合產能開發預測，以聯合站為中心，實施區域整體優化，提升站場負荷率，保證管道經濟運行[6]。在北部油田實施系統優化、局部改造、簡化工藝、降級站場，在南部油田實施整體調整、系統完善、提升負荷、保障安全輸送。

北部油田：頁巖油進入該廠集輸系統以后，改變區域內產液原油外輸方向，自南輸以后，古龍及龍南油田區域站場負荷率偏低，后續無產能補充，存在優化簡化空間。根據4 座站場產量預測及分布，規劃采用“核減、合并、降級”措施，對站內外集油系統進行優化調整。將古三轉降級為摻水增壓間，1#數字增壓站降級為拉油點，核減古二轉集油閥組間2 座，優化古一轉，保留加熱增壓功能；調整站外集油系統，調整古三轉站外為“摻水+電加熱”流程，1#數字站外輸線停運，古二轉低產井改撈油，古一轉全部油井改撈油。預計降級轉油站2座，優化站場2座，油氣處理負荷率提高13.4%。

南部油田：管轄脫水站2 座，轉油站7 座，其中新一聯、新肇聯輸油管道外輸溫度已經高于設計溫度，新一聯采用返輸方式保證生產運行，頁巖油產液補充后，新一聯仍存在輸量不足的問題。結合南部油田的產量預測及產能分布，規劃對南部油田外輸油系統進行整體調整，對天然氣系統進行局部完善。敖南聯轉油站調整為轉油放水站，敖南聯調頭外輸至茂二轉，敖南一轉取消混輸，就近掛接，新建敖南油田補氣管線。調整后，敖南油田產液補充進入新一聯地區，解決外輸負荷不足的問題，并實現南北天然氣的完全貫通。

“十四五”調整后，預計核減中小型站場6個，簡化站場2 個，提升站場負荷率11.7%，預計年節約運行費用412萬元，進一步完善了地面基礎設施，保證系統高效運行。

2.3 推進油田物聯網建設

通過龍虎泡油田數字化試點建設，明確了建設方式，優化了管理方法，鍛煉了技術隊伍，探索出適合大慶西部外圍油田特色的數字化發展之路[7]。經第九采油廠推廣應用，優化了組織結構、降低了運行成本，提高了勞動效率[8]。龍虎泡油田數字化項目于2018 年立項啟動，2021 年驗收投產，目前已初見成效。第九采油廠數字化項目于2020 年立項啟動，2022 年開工建設。截止到10 月底，已完成2 650 口油水氣井、154 座小型站場的數字化建設，站外部分施工進度已完成80%，預計2022年底上線率達到90%以上。

2.3.1 推廣物聯網試點經驗

以業務單位為核心成立數字化項目組，從規劃設計、施工監督、科研攻關、運維跟蹤四個方面開展工作，保障了數字化建設質量、安全和進度；在方案設計上優化建設內容。堅持先優化簡化、后數字化的做法，排除低效井、間、站，固化了建設對象，并確定了數據的采集點和錄取頻次。同時開展WIA-PA自組網試驗，測試了極限傳輸距離，林帶穿越能力，組網覆蓋范圍，為站外無線網絡建設提供設計參考；完善建設標準，通過建設井、間樣板工程，由點及面整體推廣，形成10 大類建設文件，實現標準化設計、施工和驗收，滿足規模應用推廣需求；系統融合雷達監控。數字化指揮中心與雷達監控中心合建，將PaaS 系統、油氣生產智能化分析系統與雷達安防系統相融合，實現可視化集中監控；運維上超前培訓隊伍。將維修人員分組編入施工隊伍，獨立完成55 口井的儀表安裝、組網調試，參與站場程序開發，編制了《WIA—PA 工業數字化現場調試手冊》，為自主運維打下基礎。

2.3.2 深化數據應用

實現數據自動采集與應用，數據自動上傳、報表自動生成、參數自動分析、異常自動報警，龍虎泡作業區減少巡井和資料錄取人員89 人。實現抽油機自動啟停，應急停機、智能間抽與批量啟機既保證了生產安全又提高了生產效率。實現摻水配水自動調控。配水間智能注水，自動執行A2 注水方案，閥組間智能摻水，回油溫度穩定，平均單環少摻水8 m3/d，降低了生產能耗。減輕保衛與安全環保壓力。雷達系統提供可視化輔助，實現入侵自動報警，區域自動巡檢，作業現場監督，震懾了盜油分子，降低了敏感地區風險。開展智能化應用研究。大慶油田油水井生產管控智能分析應用系統在龍虎泡油田上線運行以來，實現了智能診斷、方案推送、功圖量液等功能；助推了業務優化整合，改變問題層層上報和指令層層下達的管理模式，由線下轉為線上，由作業區管理中心直接指揮，提高管理效率。

數字化建設后，助推了組織架構改革，前線生產單位用工預計從2 231人優化為1 663人，可減少568 人；單井用人從0.37 人減少到0.25 人，減少幅度32%。

2.4 精細地面節能管理

圍繞地面耗能重點，從優化設計參數、實施技術改造、優化天然氣管網、回收“零散氣”、推廣能量優化等方面，進一步加強精細管理和措施挖潛，控制油田生產運行成本[9]。

2.4.1 深挖地面節電潛力

優化設計參數，調整電加熱裝機功率。根據管道規格、土壤環境和原油物性，細化管道維溫功率計算，除高水位地區，管道電加熱設計功率由30 W/m 調整為20 W/m。2022年，新增電加熱管道29 km，調整維溫功率后，裝機負荷下降了三分之一。優化調整電加熱控制方式。電加熱管控制箱內增設時間繼電器，以端點井回壓為標準，設定啟停時間，解決溫控探頭故障后持續加熱的問題。以敖南一工區站外電加熱集油系統56 km 管道為試點，已實現年節電約12.5×104kWh，目前逐步推廣至全廠電加熱溫控箱，可實現年節電51×104kWh。根據季節變化，調整電加熱運行模式。制定運行圖版，季節性停運井口電加熱器，調整電加熱管加熱功率，加密監測末端井回壓，保證安全運行。實施后年減少井口電加熱器運行90 天，減少電加熱管大功率運行210 天，2022 年已累計節電258×104kWh。實施注水泵改造，降低注水單位耗電[10]。針對注水泵“大馬拉小車”的現象，對茂二、茂三注水站進行調整改造，通過注水泵梯級匹配，年節電129.6×104kWh。針對投產時間長、磨損嚴重、維修頻繁的注水泵進行更換。注水單耗平均下降0.6 kWh/m3，年節電101.5×104kWh。完善無功補償，提升線路功率因數。經排查，該廠電力線路功率因數低于0.85 的共有17 條，長度775 km。2022年，對龍虎泡、新肇6條電力線路，增設無功補償裝置1 800 kvar，年節電42×104kWh。

通過以上節電措施，2022 年在電加熱器和電加熱管數量均增長的情況下，預計全廠耗電與年計劃相比節電1 083×104kWh，地面系統預計年節電603×104kWh，站外集輸耗電預計年節電379×104kWh。

2.4.2 降低天然氣消耗

回收站場富余氣[11]。在集氣管網優化上，針對塔21-4 區塊及龍虎泡地區伴生氣富余的問題，新建混輸管道，實現塔二轉、龍三轉等站場富余伴生氣集中回收。龍一聯地區回收氣量0.39×104～3.01×104m3/d。在輸氣管網優化上，擴徑改造葡西聯至葡西二、新肇聯至新一聯兩段輸氣管道36.8 km，解決腐蝕問題，提高管網運行壓力，增加輸氣能力，為頁巖油氣進入系統，南北氣按需調用打好基礎。治理零散放空氣。全廠范圍內共建設拉油點102座，其中采用高架罐拉油點10座，其余均為“九合一”儲存拉油。通過采用電加熱、摻水+電加熱、混輸增壓等多種集油方式，將拉油點就近掛接進入站場，實現零散放空氣密閉回收。2022年通過龍虎泡、敖古拉、新肇公司3個環保項目集中治理拉油點16 座，油井96 口，回收天然氣7 660 m3/d；優化低效集油環。近幾年，該廠陸續核銷油井1 179 口，造成部分集油環低效運行。經過全面排查，結合集輸管道路由和運行狀況，采取合并、重組等措施，對集油環進行優化調整。2022 年合計優化18 個集油環，摻水量減少510 m3/d，年節氣55×104m3。推廣能量優化管理。在該廠12 座站場推廣大慶油田能量系統優化示范區成果，通過軟件計算，制定最優摻水方案，及時調整摻水量與摻水溫度。實施后，預計年減少摻水29.5×104m3，少耗氣123.1×104m3。推進污水余熱利用。2022 年在龍一聯站內新建3 臺3.5 MW 燃氣吸收式熱泵機組，提取含油污水熱能，替代站內燃氣的采暖系統和工藝用熱。預計12 月底投入運行，年可節氣269×104m3。

通過以上節氣措施，在生產規模擴大的前提下，2022 年預計節氣390×104m3，生產耗氣實現連續2年下降。

3 結束語

面對新的開發形勢與工作任務，需持續在地面優化簡化、油田物聯網建設、地面節能降耗上不斷探索，拓展地面系統投資挖潛空間，不斷提升地面工程技術水平，助力油田提質提效。

（1）在新區產能建設上，根據區塊開發特點，應用多種“個性化”的建設方式，按照橇裝化、模塊化、系列化的設計思路[12]，有利于控制初期建設規模，有效降低建設投資，實現難采區塊的效益開發。

（2）在已建系統優化調整上，需綜合考慮未來油田開發預測，結合站場實際運行情況，采取“關停并轉”的措施，提高系統運行效率。

（3）需持續推進物聯網建設，重點在數字化建設與智能化應用相結合，實現多系統融合，目的在于優化組織結構，降低運行成本。

（4）在深挖節能潛力上，通過采取優化源頭設計，降低用電負荷，加強重點能耗設備的運行管理，更新老化工藝設施，積極推行能量優化平臺成果應用等措施，有利于降低地面系統綜合能耗。