大慶油田地面工程提質增效措施及形勢對策分析

李俊超 劉遠奇 吳海 寧野 董越

1大慶油田有限責任公司

2延長油田股份有限公司靖邊采油廠

3大慶油田有限責任公司第三采油廠

4大慶油田有限責任公司第四采油廠

大慶油田開發建設60 余年，是國內原油產量最大的陸上油田。目前，已進入開發中后期，水驅開發進入高含水階段，化學驅開發穩步推進。為適應開發需要，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。圍繞原油穩產高質量發展的目標，地面工程系統持續攻堅克難、開拓創新，提升技術和管理水平[1-2]。

1 地面工程系統建設

1.1 優化簡化控投資

產能建設持續應用“三優一簡”技術措施[3-5]，努力控制新增規模和建設投資，2022 年同比進一步減少單井地面投資11.6%，“十三五”以來，共少建各類站場219 座，減少占地4 780.02×104m2，節省建設投資49.68億元，年節約運行成本6 400萬元，平均單井地面投資由130.7 萬元降至90.3 萬元（表1）。低效難動用區塊地面方案實現規模零新增、站場零新增、單井地面投資有效控減的“兩零一控減”目標，站場新增情況見表2。

表1 2016—2022年優化簡化措施效果Tab.1 Effect of optimization and simplification measures from 2016 to 2022

表2 新增大中型站場數量及設計規模Tab.2 Number and design scale of the newly-built large and medium-sized stations

通過與油藏、鉆采專業綜合優化提升開發效益，2年共計56個低效區塊、2 794口井、123.28×104t 產能得到有效動用。具體優化措施及效果如下：

（1）長垣老區產能建設與系統調整相結合。南一區產能結合水驅、聚驅同步開發特點，地面系統打破水聚驅界限，能力統一挖潛調配，在新增1 110 口油水井的情況下，未新增站場的同時核減老化低效站場6座，提高區域油氣分離負荷率54.5個百分點，減少地面投資2.1 億元，年節省運行費用1 940萬元。

（2）化學驅錯峰開發與分期建設相結合。采油二廠南七～南八區三元區塊和采油五廠杏南開發區聚驅區塊，通過對地面系統總體布局，按照開發節奏分期建設，少建大中型站場16 座，減少地面投資7.5 億元。另外，加大對停注后注入站閑置設施和站外高、低壓管道利用力度，減少地面新建設施，逐一核實評估后共利舊注入站廠房22 座，利舊各類設備、設施896 臺（套），各類管道共787.2 km，減少地面建設投資3.9億元。

（3）充分發揮大井叢優勢，以“集、輸、注”系統為核心，“路、電、信”系統同步優化，合并路由形成管廊帶，簡化工藝形成了叢式井地面建設模式。采油八廠叢式井比例由“十三五”初期的47.6%提高至2022年的94%，地面建設投資減少了3 000萬元。

（4）稠油區塊開發部署與地面分期建設相結合。采油九廠來94 稠油區塊，針對開發難度大、單井產量低、系統無依托等不利條件，地面系統通過統籌布局、簡化工藝、優化路由、控制標準及多方案經濟比選，減少投資1.2 億元，年節約運行成本2 163萬元，實現了難采儲量的有效動用。

1.2 地面建設“六化”工作

（1）標準化設計實現三維轉型升級。升級小型站場標準化定型圖39 套，新增標準化定型圖248套，實現油、水系統小型站場標準化設計全部三維化，2022 年建設的6 座大中型站場和42 座小型站場全部采用三維設計，同比提高設計效率15%，減少設計變更60%。

（2）規模化采購，強化“冬儲”助力快速建產。重點對一體化集成裝置、電氣材料設備等常規物資實行規模化采購，工程建設類物資集采率超過90%；建立常態化物資儲備機制，2022年，通過冬季預制備料，提前預制完成橇裝閥組間、配水間等24 座，各類防腐管線1 200 km、抽油機基礎653套、電桿5 200根，助力了產能區塊快速建產。

（3）注入站工廠化預制取得新突破。在采油五廠、采油七廠產能項目推行橇裝注入站工廠化預制試點，其中杏十一區1 號、2 號注入站，通過自動切割、坡口加工、自動焊接，累計完成焊接量6 650 達因，自動焊比例占混配閥組模塊焊接總量的73%，預制完成后快速轉運至施工現場進行高效復裝，節約施工工期15日以上；葡北2號注入站實現全站整體橇裝化。

（4）模塊化建設實現施工全面提速。南I-1 轉油站，共41 個模塊復用標準化設計成果，實現了后線工藝預制與現場土建施工同步實施，僅用3個月就完成了主體工藝建設。合深4區塊，應用各類模橇塊73 個，全部后廠預制、前線組裝，節省設計周期30%，提升施工速率40%，保證了現場施工安全和山地建設進度。

（5）信息化管理顯著提升項目管控能力。持續應用基本建設運行管理系統，工程項目上線率達99.2%，項目建設期資料全部實現線上流轉，2022年上線資料62 279 份，對比傳統管理方式節約7 543 個工作日。開展智慧工地深化應用，全年在油田19 個大中型項目，63 個小型、零散項目現場應用，典型違章較其他項目低68.9%，重復性問題同比下降29.6%。通過擴展智能巡檢、高風險作業許可管理、企業級看板、項目群多層級管控等功能，進一步提升了現場施工監管水平。

（6）數字化交付實現兩個全覆蓋。實現油氣田站場類型全覆蓋，不斷拓展油田數字化交付站場類型，油田已有8個項目實現了數字化交付，涵蓋油田聯合站、天然氣處理站、儲氣庫、轉油（放水）站、污水站、注入站等全部類型，為油田站場智能運維提供立體模型數據基礎。實現設計、采購、施工過程全覆蓋，通過與智慧工地和基建運行管理系統交互融合，實現地面建設的設計、采購、施工全過程數字化交付，以工程對象為核心，設計圖紙、三維模型、采購文件、施工記錄全面關聯集成，實體站場與數字站場同步建設，堅實邁出了數字孿生的第一步。

1.3 數智化建設步入快車道

（1）井站數字化建設任務超額完成。規劃計劃部超前組織完成了6 個采油廠4.6 萬口油水井、約3 000 座站場的數字化方案編制及審查報批工作，采油廠數字化建設方案全部完成，比“十四五”規劃提前2年。生產運行與信息部、基建管理中心及相關采油采氣單位通力合作，實現約2.2 萬口油氣水井的數字化改造數據上線，井場數字化覆蓋率達43.7%，超額完成了股份公司下達的工作目標。

（2）作業區生產管控平臺（1.0）擴大應用。在生產監控、生產管理、能耗管控等6大功能基礎上，完善形成生產管理智能告警、處置落實、跟蹤維護的閉環管理，同時融合加熱爐完整性管理平臺，實現集中智能監控，生產運行精準高效，與數字化建設同步推進。

（3）大中型站場建設管理模式持續優化。目前已實施集中監控多崗位大型站場270 座，占比94.4%；無人值守變電所、注入站等非油氣站場525 座。2022 年開展數字化方案，安排新增188 座非油氣獨立站場及30 座轉油站無人值守建設，正在開展施工圖設計。采油五廠杏南二轉油站在投產運行中為油氣站場的事故應急處置、聯鎖管控起到了示范引領作用，通過遠程自動控制摻水量，實現精準摻水，年節氣8×104m3。采油三廠薩北52、53 號2 座無人值守轉油站投產后開展現場駐站寫實，深化總結需要優化完善的關鍵節點，為進一步完善無人值守建設標準提供第一手資料。

（4）站場智能運維技術初見成效。依托采油五廠太一聯數字化交付成果，集成站場集中監控采集的生產數據實現三維生產可視化，方便在線管控；掌握設備從采購到進站的各類信息，分析站場能耗節點，輔助重點節能部位精確把控；將動靜態數據全融合，實現了虛擬巡檢、能耗分析、運行預警等功能，提升了站場運維水平。

1.4 管道失效率再創新低

2022 年油田管道綜合失效率0.25 次/(km·a)，比2021 年下降32.07%，比集團公司計劃目標高出12.07個百分點，比2018年最高時下降56.6%。

（1）控增量，提高新建管道質量。強化管材施工質量及運行管控，完成母材抽檢1 131 批次，合格率99.82%；出廠質檢12 批次185 組，入廠質檢102 批次，清退106 km；施工抽檢41 個項目共53.7 km，查改問題49 處。尤其是對因管材與施工質量、外力破壞等導致失效的7 條管道的典型問題，下發通報，查根源嚴整改。不斷完善運行管控措施，完成A5系統失效類型及分年段等1 364項數據模塊開發應用，全面保證數據準確性和時效性。按照管道分類分級，編制一線一案1 239 份，一區一案384份。

（2）減存量，系統推進已建管道失效治理。開展管道壓力試驗工程，在開發事業部組織下，完成管道壓力試驗8 375 條、共3 813 km，為下步修復和局部更新提供了重要依據。加大腐蝕管道更新力度，結合管道專項等工程，更新腐蝕老化管道1 487 km，消除失效8 462 次，各單位自購管材697.5 km，取得較好治理效果。開展檢測評價與修復，檢測評價4 743 km 管道，檢測破損點13 332處；修復2 445 km，修復破損點4 797 處，減少失效2 751次，投入產出比1∶3.45。提高陰保系統運行質效，完成陰保系統測試452 套，維修256 套，保護電位合格率85.46%，同比2021 年提高了5.44個百分點。積極推進示范區建設，加快二廠南三區西部無泄漏示范區建設，完成檢測修復管道116 km、陰保系統12 套，完成采油三、五、六廠示范區工程檢測修復2 192 km，減少失效1 053次。制定了示范區風險評價技術規范、管網陰極保護技術規定及完整性管理模板，引領與示范作用明顯。

（3）深化內腐蝕控制技術研究。隨著油田化學驅范圍增大，管道內輸送介質日趨復雜，氧腐蝕、細菌腐蝕、垢下腐蝕多發并存，金屬管道失效主導因素由外轉內，內腐蝕失效占比由31.62%升至68.92%。分系統、分區域針對性開展了內腐蝕監測14 組，實時掌握內腐蝕變化規律；開展了高分子熱熔覆、螺紋接頭等內腐蝕控制技術現場驗證試驗，為后期設計選材、防腐工藝改進提供依據。

2 形勢與任務

（1）效益建產難度越來越大，快速建產需求愈加緊迫。“十四五”后三年，初步安排年基建油水井6 000 口以上，長垣水驅以層系調整、過渡帶加密、邊部外擴及扶余油層為主；化學驅以二類B油層為主，儲層轉差；外圍油田區塊分布也愈加零散。

（2）數字化轉型、智能化發展步伐加快。按照集團公司“十四五”末基本建成數字中國石油，“十六五”末全面建成數字中國石油的總體部署，油田需要全力加快數字化建設和智能化發展的探索和應用工作，打造支撐當前、引領未來的新型數字化能力，推動業務模式重構、管理模式變革，以高水平數字化轉型支撐油田高質量發展[6-7]。

（3）采出水處理難度越來越大，需全面治理提質量。在水驅污水處理時水質綜合達標率較高，為90%，但隨著含聚濃度升高，部分站暴露出橫向流工藝和核桃殼過濾工藝不適應的問題，水質穩定達標處理難。在聚驅污水處理時深度水需求量不斷增加，含聚污水深度處理主體工藝路線尚不明晰，在用的微生物處理工藝比常規工藝的流程長，全面推廣投資壓力大。三元污水處理與水聚驅采出水相比性質發生了較大變化，黏度升高，油水分離及懸浮物去除難度大幅增加，水質達標處理十分困難[8]。

（4）管道失效治理任務依然艱巨。截止到2022年，油田已建生產管道11.4×104km，占勘探板塊近三分之一；共失效28 554次，失效總量仍處于16 家油氣田公司的高位；油氣集輸和注入系統的Ⅲ類管道仍是失效主體。總體特點是：管道體量大、運行年限長、管網密度大，日常維護和管理強度大。“十四五”末實現失效治理達標的任務[9-10]。

3 對策及優化措施

3.1 總結經驗，深化應用三優一簡措施

融合數字化建設、標準化設計、新能源業務，不斷助力油田產能高效、智能、綠色開發建設。

（1）開展工藝設備適應性調查，不斷完善地面工藝技術。開展地面集輸、注水、配制注入、采出水處理等系統工藝及設備適應性專項調查和研究，為“十四五”后三年工藝設備的持續優化和完善做好基礎工作。

（2）借助數字化優勢，進一步簡化集油工藝。結合油田數字化建設的快速推進，重點對長垣老區單井計量、摻水熱洗等集油工藝開展持續優化簡化，助推傳統管理模式的轉變。單井計量工藝簡化，計量間降級為集油閥組間，取消單井計量管道。單井摻水工藝簡化，2～3口獨立井采用雙管并聯摻水集油工藝，平臺井采用叢式井雙管摻水集油工藝。站間摻水熱洗工藝簡化，站間摻水、熱洗管道串接，利用摻水自動控制裝置實施調節。

（3）研發應用橇裝高效一體化設備。針對外圍油田區塊零散、依托性差、產量遞減快的特點，持續加大高效一體化設備的研制、推廣應用力度，以適應動態開發建設需求。重點研發應用多功能高效采出液處理和油水一站式處理裝置，高效可搬遷，控投資提效益。

3.2 提升地面建設“六化”水平

提升工廠化預制及模塊化覆蓋率，大型站場等重點項目力爭達80%以上。全面推廣數字化交付平臺，并與基建管理系統、智慧工地實現深化交互、融合不斷，為油田快速建產、效益建產、高質量建設增添新動能。

（1）標準化設計。全面開展聚驅采出水處理站和采出水深度處理站等大中型站場標準化模塊定型設計，推進工廠化預制，轉變建設方式，顯著縮短工期，逐步實現井站同步投產，提升新井產能貢獻率。持續推進頁巖油、儲氣庫、含硫氣田標準化設計，開展新能源、地熱、風光氣電等新領域標準化設計，滿足高水平快速建設需要。

（2）規模化采購。結合2023 年度地面建設計劃安排，提前組織物資冬儲工作，為冬季工廠化預制有序開展打好基礎。

（3）工廠化預制。緊跟油田地面建設橇裝化、模塊化、集成化的發展趨勢，通過聯合開發、外引專家、內配提升等多種手段，強化工廠化預制二次設計能力，實現標準化設計與工廠化預制的高效對接，逐步豐富預制產品，拓展預制范圍，提升預制質量。提升橇裝化“三間”、注入站等產品制造能力，在油田推廣應用分離器橇、計量分離器橇、過濾分離器橇等一體化集成裝置。

（4）模塊化建設。加強油氣站場一體化集成裝置和工藝模塊制造、運輸和安裝技術研究，總結合深集氣站橇裝化建站經驗，在油田推廣橇裝化注入站應用。依托升平儲氣庫等大型場站項目，打造具有油田特點的“橇裝化建站、模塊化建廠”新模式。

（5）信息化管理。持續開展《“安眼工程”油氣田地面建設智慧工地技術深化應用研究》課題攻關，研發應急管理模塊，建立個性化門戶，在集成安眼工程智能分析結果的基礎上，結合現場智能感知數據，開展動火、挖掘、高處等7項高風險作業典型場景智能分析預警研究。深化廠（分公司）級監管平臺應用效果，構建聯防聯控監管模式，在油田重點項目及大、中、小型場站、站外系統、零散維修、隱患治理等項目全面推廣應用智慧工地。深化基本建設運行管理系統應用與集成，對接智慧工地系統和數字化交付系統，提供項目信息讀取支持，在現有分包框架體系下，完善多種項目管理模式架構，依托分包計劃、分包組織機構、分包準入等內容逐步優化分包管理流程。

（6）數字化交付。豐富數字化交付系統功能，完成合深4先導試驗工程數字化交付工作。開展升平儲氣庫、CCUS 管道數字化交付工作，同步優化大慶油田數字化交付實施模式、工作流程、質量檢查標準等。探索與A4、A5、A11、智慧工地等系統的數據交互，依托喇400合建站、中十六聯合站等項目，探索快速、經濟的油田已建場站逆向恢復數字技術。

3.3 開展油田地面數智化建設

（1）快速提升油田數字化覆蓋率。2023 年再增加3.5 萬口油水井數字化建設，油田數字化覆蓋率達到75%以上。實施油田骨干網升級改造，加快推進川渝流轉區塊井站數字化上線運行。全面啟動天然氣、儲運銷售分公司的數智化建設方案。

（2）構建數字孿生，助力數字站場智能化運行。重點完善中十六、喇400數字孿生站場，以物聯網建設為基礎，集成生產實時數據、設備維保記錄等信息，打造全感知、全可視的站場數字孿生平臺，實現工藝流程模擬、生產實時報警、設備故障診斷、智能虛擬巡檢、事故應急響應、能耗綜合分析等智能應用場景。

3.4 提升采出水處理質量

（1）水驅污水處理系統。“十四五”期間將結合產能、老改等工程逐步安排橫向流工藝改造4座站，核桃殼及攪拌式過濾器改造18 座站，解決水驅站含聚后工藝不適應問題。

（2）聚驅污水深度處理系統。加快沉降罐添加微生物處理技術工業化應用，2022 年已在采油三廠聚北Ⅲ-1污水站（規模2.0×104m3/d）實施微生物處理工藝改造，目前已完成主體施工，預計2023年5月投產運行，將持續跟蹤運行效果，該技術可作為已建污水站改擴建的主體工藝。開展雙納米處理工藝試驗，2022 年將處理規模擴大至2 000 m3/d，目前正在進行安裝調試，預計2023年1月上旬投產運行。2023年將對氣浮、過濾等各環節工藝參數進行跟蹤評價，總結推廣應用經驗。

（3）三元污水處理系統。推廣新型濾罐改善濾后水質，新型破板結過濾器水質可提升50%以上，單體設備投資節省40%以上，濾后水質得到明顯改善，全油田已安排推廣應用204 座過濾罐。“十四五”后三年將結合三元站運行情況，逐步擴大推廣規模。探索三元污水回注本區塊技術路線，前期在采油一廠中十九注入站開展了“微納米氧化處理”工藝試驗，在來水達到“雙50”情況下，可滿足稀釋體系質量要求；2023年將在采油一廠聚南1-2污水站開展擴大試驗（16 000 m3/d），為實現三采區域注采平衡提供技術支撐，也為三元污水的回注問題探索方向。建設三元采出水水質達標示范站，開展三元污水處理新工藝試驗，2023年在南7-4三元污水處理站開展三元采出水微生物處理工業化先導試驗（3 400 m3/d），重點研究在工業化應用中微生物工藝抗水質波動的適應性機制和調控對策，探索三元驅污水在驅替全過程穩定達標處理的技術手段；優化藥劑配方和投加方式，結合三元采出液性質變化，在前段轉油放水站投加油水分離劑、螯合型和硫化物去除型水質穩定劑，確保源頭水質；在污水站投加多功能濾料清洗劑，抑制反沖洗水中的硫化亞鐵等雜質對沉降罐進水的污染，改善濾料的清洗和再生效果。

3.5 持續強化管道失效治理

治理目標：2023年管道失效率同比下降40%以上，達到0.15次/(km·a)，“十四五”末Ⅲ類管道達到0.05 次/(km·a)，即集團公司管道失效率指標要求。

（1）強化腐蝕控制技術措施。據統計，因腐蝕導致管道失效占比99.13%，是失效的主要形式。2023年重點開展壓力試驗：分6批次2 721 km，每批次1 000 條453 km，為修復和更新提供依據；檢測修復：檢測評價管道3 653 km，修復2 435 km；陰保維修：2023 年陰極保護系統保護電位合格率達90.0%以上；陰保覆蓋：加快已安排井網區域陰保系統的建設步伐。

（2）強化全過程管控，加大非金屬管道應用力度。非金屬管道防結垢、防結蠟，施工方便，熱力、水力特性好，造價低、使用壽命長，尤其在腐蝕控制方面具有先天優勢。從吉林等油田失效治理情況看，在腐蝕嚴重地區因地制宜的推廣應用非金屬管道是“控增量”的重要措施之一。由于產品質量不達標、維搶修質量不合格、管道超標服役等原因，2022 年大慶油田非金屬管道失效率0.296 次/(km · a)，高于金 屬管道 的失效 率0.249 次/(km·a)。2023年，將建立非金屬管道全生命周期質量管控體系，嚴把設計期選材、采購期入庫、建設期施工、運行期管理等4道關口，充分發揮非金屬耐蝕優勢，依托局內制造企業（昆侖管業等），結合產能及管道專項等工程，以注入管道、污水管道為重點，因地制宜開展區域性現場應用。

（3）加強技術攻關，助推失效治理工作再上新臺階。針對小口徑管道內腐蝕控制困難的問題，開展壓接接頭、內堆焊及非金屬內穿插等技術研究，實現小口徑管道內防腐措施完整有效。針對非金屬管道質量控制措施不健全的問題，開展非金屬管道質量監督體系建設及質量控制技術、維搶修技術研究，實現非金屬管道全生命周期質量可控。針對管道失效治理措施相對滯后的問題，開展管道失效風險預測技術研究，實現管道檢測、修復措施的預見性、針對性。

4 結束語

地面工程是油田開發的重要環節，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，將認真學習貫徹落實黨的二十大精神，努力踐行油田公司抓好“三件大事”的戰略部署和“一穩三增”總體要求，守正創新、踔厲奮發、勇毅前行，進一步做好地面工程提質增效、油田用能清潔替代和新能源發展等重點技術工作，奮力開創油田高質量發展新局面。