大慶油田第八采油廠提質增效工作及效果

姬生柱

大慶油田有限責任公司第八采油廠

大慶油田第八采油廠屬于長垣外圍典型低產低滲油田，隨著開發不斷深入，產能建設規模不斷擴大，老油田控制產量遞減難度不斷增大，新區產能建設規模占比高，年均鉆建529 口井、新增產量12.14×104t。開發區塊以低產、偏遠、零散的薄差油層為主，地面系統依托性差、建設環境復雜，經濟效益需反復評價才能達標，產能區塊經濟有效動用難。針對存在的問題，本文從地面優化簡化、地面節能降耗、油田數字化建設3 個方面開展技術研討。

1 優化簡化措施及效果

1.1 實現新建區塊經濟有效動用

系統實施“三優一簡”措施，實現新建產能區塊經濟、有效動用，解決已建系統問題，提高系統適應性，為地面系統安全平穩運行打牢基礎[1]。

1.1.1 地上地下一體化優化

2010 年起開展地上地下深度一體化，開發布置地下井位，地面布置叢式井位，綜合考慮地形、地貌、油層深度、井身結構、運行費用等全成本因素，以方便生產管理為前提，整體優化，能叢盡叢，減少地面新建工程量，降低建設投資，節省運行成本[2]。地面布井堅持精細優化井位，控制地面新建規模，減少站外風險管理點，叢式井比例由初期的47.6%提高至94%，年降低建設投資3 000 萬元以上。

近年來開展了2 項技術研究：①井叢轄井數界限研究。綜合考慮井距、井深、建設投資、運行費用，建立平臺井數優化曲線，考慮全成本，葡萄花油層布井9～25 口投資及運行費用最低，鉆井價格下降20%～40%，井叢轄井數89 口以內皆經濟可行。②井叢布置優化研究。滿足鉆井運行、作業修井等生產需要，重點考慮生產安全及方便管理，減少征地面積，兼顧地面工藝優化。經研究，當井數大于8 時，雙排相對布置征地面積最小，巡回檢查路徑最短。

1.1.2 地面總體建設布局優化

（1）打破廠界限制，不新建站。源142 區塊開采扶余油層，規劃基建油井52 口，建成產能6.29×104t。針對區塊遞減快、依托性差、建設難度大等特點，地面系統打破廠界限制，優化建設布局，就近依托頭臺油田源141 站，降低建設投資，實現致密油零散區塊經濟、有效動用[3]。

（2）優化區塊部署，錯峰建設。源142 區塊采取滾動開發建設，區塊內涉及第八采油廠、第十采油廠、頭臺油田，2019—2021 年共規劃基建155 口井。第八采油廠2021 年規劃進行區塊外擴開發，補充基建58 口油井，單井地面工程投資178 萬元。通過延長評價期至15 年、扣除分攤費用、降低鉆采投資、利舊已建地面設備等措施后，經濟評價仍無法達標。跟蹤已建井產量遞減情況，待地面系統負荷下降后再開展外擴區塊開發，2024 年錯峰建設，減少擴建工程量，同時避免因扶余油層產量遞減快而造成的后期設備設施低負荷運行的情況。

1.1.3 系統已建能力利用優化

“十三五”以來，產能工程共新建油水井3 757口，地面堅持挖掘已建系統能力與優化布局相結合，井增、站不增，少建集油配水間33 座。與“十三五”初相比，地面各系統負荷率均有不同程度提升。2022 年規劃產能工程12 項，基建油水井633 口，優化利用轉油注水站46 座、集油配水間95 座、集油環77 個，未新建站。

1.1.4 規模應用簡化技術

（1）利用混輸工藝擴大集油半徑。臺9 區塊位于庫里泡水庫東南側，被古庫排干渠和支干渠劃分為3 部分，總含油面積34 km2，區域內分布有農田、林地及3 座村屯等，區域中心距離最近的永4轉油站7.75 km。采取滾動開發，2016—2023 年逐年基建，共規劃基建305 口井，其中油井224 口、水井81 口，建成產能16.6×104t/a，臺9 區塊開發規劃見表1。

按照常規建設模式，需要在區域中心新建轉油注水站。滾動開發形勢不好，初期建站規模難以確定，因此將臺9 區塊擴邊，新建轉油注水站，降級為增壓集油配水間[4]，利用摻水混輸工藝擴大集油半徑，新建油水井全部依托永4 轉油注水站剩余能力，永4 轉油站和注水站負荷率較初期分別提高28.6%和14%。共降低建設投資988 萬元，減少用工16 人，年節省運行成本83 萬元.

（2）站外系統大力推廣成熟工藝技術。按照“站場少增占地、管網路由簡化”的思路，采用環狀摻水與電熱工藝相結合、一管多井配注、一變多井配電等簡化工藝，“十三五”以來共節省建設投資約9 000 萬元，年節省運行成本80 萬元。

堅持“控規模、控投資、提效益”的建產理念，通過不斷加大“三優一簡”措施應用力度，單井地面建設投資得到有效控制。2022 年百萬噸產能地面投資18.9 億元，單井地面投資80.5 萬元，地面投資占比23.1%。

1.2 提高地面系統適應性

已建地面系統主要存在兩方面問題：①結合后續十年開發預測，整體能力能夠滿足開發需求，局部系統能力需優化調整。部分脫水站二段負荷較低，水質站整體負荷較低，需結合生產運行進行優化。②地面設施腐蝕老化嚴重。截止目前，地面系統運行20 年以上站場16 座、儲罐64 座、集油配水間155 座、各類管道1 836 km，設備設施腐蝕老化問題日益突出[5]。對低負荷站場進行優化調整，通過系統改造、工藝優化、功能簡化，提高設備效率等措施，消除安全隱患。

1.2.1 優化調整脫水站能力

（1）肇一聯、徐三聯降級改造，提升系統效率。目前肇一聯和徐三聯主要存在兩方面問題：①二段負荷率逐年下降，最低降至11.6%；②熱化學脫水器與五合一均為火管直接加熱低含水油，存在安全隱患。結合開發預測外輸油含水情況，將2 座脫水站降級為轉油放水站；將熱脫與五合一組合處理裝置改造為三相分離器，輸送低含水油，以消除安全風險。

徐三聯降級后，下游宋一聯一段負荷率可提升12.0%，二段負荷率可提升24.5%；肇一聯降級后，下游宋二聯一段負荷率可提升11.8%，二段負荷率可提升41.1%。調整后脫水站由6 座減少為3 座，脫水站二段負荷率可整體提升38.6%，改造站場的同時優化了站內流程，簡化計量及處理工藝，方便生產管理[6]。

（2）宋一聯、宋二聯老化油單獨處理，保證電脫水平穩運行。宋一聯、宋二聯脫水站因接收卸油點、污泥站、壓裂返排液處理站的來油，油品性質復雜，電脫頻繁垮電場，導致外輸油含水及污水水質超標。針對這2 座脫水站各建設1 套熱化學沉降工藝處理老化油，如果達不到5‰的含水控制指標，可反復回脫以保證外輸指標。

（3）永一聯調整設備功能，提高系統適應性。目前永一聯存在兩方面問題：①游離水檢修負荷率為140%，且站內布局緊湊，無擴建空間；②外輸凈化油量逐年下降，2027 年以后外輸油末點溫度低，不能滿足熱力條件。游離水脫除器檢修時采用外輸含水油運行，到下游宋二聯進行處理；2027年以后關閉電脫水器電源，將其作為游離水脫除器串聯使用，以保證原油外輸滿足的熱力條件，節約站內擴改建投資[7]。

1.2.2 停運低負荷水質站

目前全廠水質站主要存在兩方面問題：①除扶余油層試驗區塊以外，2 座水質站負荷率不到30%；②衛11 水質站負荷率超過110%，需要擴建或系統調整（表2）。針對以上問題采取了以下3 項措施：

表2 水質站預測負荷率情況Tab.2 Predicted load rate of water quality stations %

（1）停運徐1 水質站。徐三聯地區轄污水站1 座，徐三聯和徐1 水質站2 座，注水站4 座，目前產生污水可在本地區全部回注，不足部分由2 座水質站補充。停運徐1 水質站，該地區注水全部由徐三聯污水站及清水站提供，預計年節省成本186 萬元，同時徐三聯水質站負荷率由70.3%提高至74.4%，提升了4.1%。

（2）停運肇5 水質站。肇一聯地區轄污水站1 座，肇一聯和肇5 水質站2 座，注水站4 座，目前產生污水可在本地區全部回注，不足部分由2 座水質站補充。停運肇5 水質站，該地區注水全部由肇一聯污水站及清水站提供，預計年節省成本182 萬元，同時肇一聯水質站負荷率由38.1%提高至79.9%，提升了41.8%。

（3）擴大污水回注區塊，停運衛11 水質站。目前宋一聯地區污水無法全部回注，現已外調至宋二聯，考慮到衛11 區塊仍單獨回注清水，“十四五”后三年規劃新建宋一聯至衛11 注水站供污水管道后，停運衛11 水質站[8]。停運后預計年節省成本290 萬元，污水輸送成本每立方米降低0.15 元。

1.2.3 解決轉油站安全隱患

全廠現有“加熱、分離、緩沖、沉降”四合一組合處理裝置共計44 臺，目前煙火管存在結垢嚴重、鼓包穿孔率高、細煙管組合處理裝置清垢困難等問題。針對此問題采取了2 項優化措施：①完善組合處理裝置內部結構，不直接對原油加熱；②優化處理工藝，制定了3 條改造技術思路，并最終優選了改造新型組合處理裝置并新建外輸爐的技術思路，目前肇7 轉油站正在實施。

1.2.4 治理低溫集油環

針對集油半徑長這一問題，通過在轄井較多的串接閥組間增加混輸泵，來降低輸油管道壓力。徐3 轉油站2#閥組間現場安裝混輸泵后，系統回油壓力由0.9 MPa 下降至0.45 MPa，改善了集油環的運行條件，提高了油井的時率和產量；針對結蠟導致縮徑的137 km 集油管道進行高溫熱洗、通球及酸洗；治理腐蝕穿孔管道的同時優化20 個集油環路由，減少無效摻水集油路徑。

2 節能降耗措施及效果

2.1 節氣管理

圍繞“增加濕氣回收，控制用氣消耗”的思路，重點關注氣油比、噸液耗氣量等關鍵指標，嚴控回油溫度等關鍵參數，提伴生氣量、提爐效、降回油溫度、降損耗，在保障平穩運行的同時，加強節氣管理。

2.1.1 提高伴生氣回收率

針對部分井口組合裝置損壞失效，加藥、洗井后套管關閉不嚴問題，從井到站，實施節點管控：①抓井口，?；厥章省浣M合閥易損件，隨時維修失效裝置，要求測試、加藥、洗井等工作完成后必須關閉套管閥門，減少氣流失。②控站內，保析出率?？刂七M站壓力，做好濕氣有效分離，合一流程壓力小于0.1 MPa，分離器緩沖罐壓力小于0.08 MPa；控燃氣壓力，伴生氣壓力稍高于干氣壓力，確保伴生氣優先燃燒。生產氣油比由2017 年的16.9 提高到2022 年的19.0，提高了12.4%。

2.1.2 提高加熱爐效率

全廠爐效低于80%的加熱爐27 臺，主要影響因素為煙火管結垢和過剩空氣系數不合理。圍繞導熱性能和燃燒效率2 個指標，在防結垢、清積垢等方面，優化運行提效率：①開展月度爐效測試。根據測試結果及時清火嘴、調風量，確保氧含量控制在5%以下。②做好燃氣流量控制。依據理論動態調整燃氣量及負荷率。③真空爐、水套爐實施盤管除垢。改造加熱爐匯集器、安裝可拆卸彎頭36臺，保證隨時通球，2022 年組織盤管通球75 臺，換熱效率明顯提高。④變周期清淤為按需清淤。密切關注加熱爐運行狀態，火管監測點溫度上升超過50 ℃時，及時組織清淤；接收壓裂返排液的站，每2 個月清淤1 次，在保證爐效的同時，保證安全運行[9]。

2.1.3 開展試驗降回油溫度

第八采油廠所轄油田油井產液量低、氣油比低、井口出液溫度低、原油凝固點高。原油集輸采用單管環狀流程，摻水集油環1 512 個，平均環長3.13 km，單井產液量4.1 m3/d，出液溫度8～15℃，回油溫度控制難度較大。

（1）開展環狀摻水工藝回油溫度控制界限試驗。以往按凈化油輸送標準，在凝固點以上3～5 ℃控制回油溫度，環狀集輸流程摻水后，集油管道內介質的最低含水率均大于80%，屬于高含水期。在集油環末端安裝玻璃管，開展控溫試驗，摸索出環狀摻水工藝溫度控制界限，同時優化摻水量、摻水溫度等運行參數，指導生產調控。在凝固點進站的前提下，對轉油站和閥組間的控制參數進行優化計算，得出結論：隨著摻水溫度的升高，摻水量逐漸下降，65 ℃以上摻水量對摻水溫度變化不敏感，58 ℃以下摻水量隨摻水溫度的降低幅度較大；摻水溫度在62～64 ℃時運行費用最低。

（2）制定溫控標準，加強日常檢查。全廠回油溫度每下降1 ℃，年節氣約300×104m3。按照凝固點運行原則，外輸線凝固點以上2℃運行，環管線36±2 ℃進站，管理部門每月組織全覆蓋檢查，特殊環經廠、礦兩級確認后掛牌管理，溫度符合率保持在90%以上，較“十三五”前降低4 ℃以上。

2.1.4 治理低效集油系統降低熱量損失

為保證集油系統的高效運行，對小于2 口井的集油環進行水力熱力計算，結合油田開發，實施關、停、并、轉方式，優化管道走向。共合并低效集油環20 個，縮短管道24.16 km，單井單環轉、提、停運26 個，降低摻水量33.6 m3/h，節氣28.7×104m3/d。

2.2 節電管理

地面系統重點落實耗電設備季節性優化運行，做好“一提兩降”，即：集輸系統優化機泵運行，提效率；適時管道清洗，降壓力；注水系統分級調整，降單耗，控制電量消耗。

2.2.1 提高變頻完好率

全廠9 座站泵管壓差大于0.4 MPa，主要原因為開發初期外輸液量平穩，外輸泵與液量匹配合理，但隨著開發不斷深入，外輸液量有較大變化，因此造成了未設置外輸變頻或變頻器損壞的機泵泵管壓差較大，形成了不必要的損耗。對于外輸無變頻器的6 座站結合產能新建，3 座損壞的變頻器通過資產設備進行維修，將泵管壓差控制到0.1 MPa以內。

2.2.2 降低管道運行壓力

組織正反流程周期倒運：建立運行制度，693個同徑集油環每月正反流程倒運一次；組織高溫高壓熱洗：針對無法正反流程倒運的集油環，根據運行情況，隨時組織高溫高壓熱洗；適時組織管道通球：在各作業區配備不同管徑的清管器，可實現自主通球，通過摸索通球周期（外輸線壓力每上升0.3 MPa，站間線、環管線壓力上升0.5 MPa）常態化組織通球，累計實施長度約1 117 km，平均壓力下降28.5%[10]。

2.2.3 降低注水系統單耗

與開發結合，對全廠注水井進行壓力分級，優選高壓井少、系統壓力高的8 座注水站開展注水降壓試驗。高壓注水井調整84 口，注水站壓力由21.2 MPa 下調至20.3 MPa，下調0.9 MPa，注水單耗由7.78 kWh 下降至7.37 kWh，下降了0.41 kWh，累計節電55.25×104kWh。

2.2.4 停運芳3 增壓站

宋一聯增加一級喂液泵，外輸泵壓由5.16 MPa提升至6.0 MPa，充分利用已建管道和外輸泵的能力，停運增壓站，解決了運行中泵管壓差大、能耗高的問題。宋一聯實施越站外輸，泵管壓差下降3.9 MPa。芳3 增壓站停運后，宋一聯外輸油系統日耗電由5.28×104kWh 下降至4.06×104kWh，下降了23.1%，年節電288×104kWh。

2.2.5 摻產比技術優化推廣

結合產量、含水、溫度、管徑、集輸距離以及摻水泵的特性曲線，根據不同季節逐站摸索合理摻產比，依據理論計算結果現場調控，通過平臺日監管，現場月檢查，全年平均摻產比2.3，4 年下降了52%，年減少無效摻水循環216×104m3，通過控制摻產比，年節電206×104kWh。

2022 年地面系統年節氣348×104m3，年節電1 078×104kWh，分別占本系統用能的2.78%和4.52%。2016 年以來，噸液耗氣由19.1 m3下降至11.6 m3，下降了39.3%，噸液耗電由91.3 kWh下降至52.4 kWh，下降了42.6%。

3 數字化建設現狀

目前第八采油廠還未規模實施數字化建設，主要依賴人工巡檢、手動調控，缺員問題突出。自2016 年起，依托產能及老區改造項目，在臺9、源142 區塊、肇8、宋一聯等站場開展數字化建設，截至2022 年10 月，共實施油水井351 口，閥組間8 座，配水間6 座，中型站場19 座，大型站場5 座。

大型站場已建設聯合站7 座，其中宋一聯、宋二聯、徐三聯、肇一聯、方4 聯5 座站場已通過產能建設及老區改造項目，實施集中監控數字化建設，升一聯、永一聯依托全廠生產物聯網建設工程實施改造，聯合站數字化建設情況見表3。

表3 聯合站數字化建設情況Tab.3 Digital construction of multi-purpose stations

中型站場已建設中型站場32 座，目前實現合崗管理模式19 座，其中肇7、肇8 站中控室遷建至隊部，站內“無人值守”，其余13 座站場依托生產物聯網建設工程進行無人值守改造（表4）。

表4 中型站場數字化建設情況Tab.4 Digital construction of medium-sized stations

站外系統自2016 年起，依托產能建設工程實現了臺9、源142、方4 區塊生產數據上傳至所屬站場中控室集中監控，共實施油井272 口，水井79口，閥組間7 座，混輸間1 座，配水間6 座，站外系統數字化建設情況見表5。

表5 站外系統數字化建設情況Tab.5 Digital construction of off-site system

4 數字化建設推進情況

以頂層設計、業務主導為原則實施數字化建設，2021 年11 月開始方案編制，2022 年9 月下達方案批復，預計2024 年12 月完成主體設備及各作業區生產指揮中心投運，2025 年7 月全面竣工達到驗收標準。

4.1 實施原則及范圍

至2022 年3 月，全廠油水井12 079 口，除提撈井、長關低效井、已實施數字化井以外，實施數字化建設油水井9 402 口，水源井101 口，小型站場554 座，大中型站場38 座。12 座獨立建設站場及1 座合建站場實現無人值守，20 座合建站場實現數據上傳，5 座合建站場實現集中監控。

4.2 投資及預期效果

油田公司批復主體投資26 773 萬元，建成后：①減緩用工壓力。預計2025 年底可節約用工870人，降低員工戶外惡劣環境下的工作強度。②提升管理指標。通過數字化建設可加強油井過程管理，動態優化運行參數，精細能耗管理，檢泵率降低1%，年耗電量下降1 051 kWh，可節約費用669.5萬元。③提升安全環保監管能力。可對存在風險進行識別、評估、預判和遠程控制，實現全方位、全過程、全天候立體管控，掌握風險管控主動權。

為保證2025 年建成數字化油田，預計2022 年12 月末完成初設，2023 年2 月完成施工圖，2023年施工，2024 年末主體調試投運，2025 年7 月全面竣工，達到驗收標準。

5 結束語

地面工程是油田開發的重要環節，也是控投降本的重要源頭，面對低碳發展新形勢、安全環保新要求、數智共享新機遇，應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，認真執行好“有效控制地面投資和滿足開發生產需要”工作要求，在控投資提效益和保開發穩生產等方面解放思想、轉變觀念。在新形勢下，將積極拓展“三優一簡”新內涵，融合標準化設計和數字化建設，打造“三優兩化一簡”的地面建設新模式。通過堅持系統優化簡化，持續推廣成熟技術等措施，實現系統綜合節能改造，促進生產系統優化升級。加快數字化建設步伐，提升井場數字化覆蓋率，推進大型站場集中監控和轉油站無人值守改造，進一步做好地面工程提質增效各項重點技術工作，為地面系統精益生產打牢工程基礎。