大慶油田杏南開發區提質增效措施及效果

李宗巖 尹立平 董廣平 張瑩

大慶油田有限責任公司第五采油廠

大慶油田第五采油廠地面工程系統針對新的開發形勢與任務，突出“效益建產和快速建產”，持續注重方案設計質量，積極推進數智化建設，努力強化技術管理，不斷提高油田開發綜合經濟效益。

1 地面建設現狀及潛力分析

第五采油廠成立于1972 年，位于大慶長垣南部，老區與外圍結合處，管轄杏南、太北開發區和高臺子油田，礦權面積612 km2，開發含油面積363.84 km2。

截至2022年10月，建成聯合站12座，脫水站6 座，轉油（放水）站40 座，計量（閥組）間348 座，各類水處理站30 座，配制（注）站8 座，注水（入）站49 座，配水間206 座，排澇站6 座，埋地管道9 075 km，各種道路1 966 km，排水干渠125.8 km。

在布局方面，水驅總體布局合理，能夠滿足當前及后續水驅開發要求；杏南區域聚驅趨于完善，滿足現階段的開發需要，也為后期開發提供了依托；杏八九區西部地區、太北開發區還需要建設完善。

在負荷方面，隨著杏南開發區聚驅開發的全面推進，2012—2020年陸續建設了5座聯合站，滿足了現階段的聚驅開發需要。由于聚驅開發區塊具有不同階段采出液成分變化較大的特點，尤其在見聚高峰期過后負荷下降快，剩余能力較大，可利用潛力大。

在工藝方面，水驅主體工藝趨于完善，但是隨著聚驅開發的不斷深入，電脫水器平穩運行難度加大，高濃聚驅污水深度處理工藝目前尚未成熟，生化工藝和物化工藝在見劑高峰期均不能穩定達標，還需進一步研究。

2 提質增效措施及效果

“十三五”以來，第五采油廠地面工程系統通過實施“三個一體化”、“四個集中”等措施，持續推進工藝布局優化簡化，在滿足油田開發生產的基礎上，站場規模得到有效控制，設施負荷率有效提升，建設投資有效降低。

2.1 “一體化”建設模式

（1）區塊開發“一體化”，努力控制建設規模。與開發緊密結合，按照相鄰聚驅區塊錯峰開發，統籌考慮編制地面總體建設方案，集中建站，合理利用建設能力。

對杏九區甲產能建設，進行系統集中布局，打破“小區域”能力利用的局限，以整個杏南開發區的“大區域”視野進行全局考慮。充分利用2座轉油放水站、4座污水處理站、1座配制站、1座注水站的能力，油系統放水進鄰近的聚杏Ⅴ-Ⅰ污水站和聚杏四-1 污水站處理，多余的污水調至聚杏Ⅴ-Ⅱ、杏十三-2污水站處理。該舉措節約建設投資2.4 億元，提高了已建系統負荷率，大幅縮短了施工周期，降低了后期維護費用。

對聚驅產能建設實施水聚集中設置，充分依托現有6座水驅脫水站的剩余能力，采用“一段分二段合”工藝，未新建脫水站，實現了地面建設方案的源頭優化，有效控制了地面建設規模，降低了投資，也提升了已建電脫水器負荷率。通過源頭優化，少建設聚驅脫水站4 座，減少建設投資8 500萬元。

2012 年以來，對聚驅建設杏十三-2、杏四聚、聚杏V-I、聚杏V-II和聚杏四-1共5座聯合站實施站點集中控制，新建24 座注入站均采用區域監控，大幅緩解了勞動用工壓力。通過集中管理提升了站場的管理效率，通過優化方案設計，減少用工306人。

（2）地上地下“一體化”，全面提升質量效率。在開發井位部署階段，油藏、地面、土地等部門聯合勘察，對地面井位進行優化，避讓難征用耕地、魚塘、林地以及高后果區，為后期建設和生產運行提供方便。

多部門聯合布平臺，地上、地下按照“控制兩個規模、井位三個優化”的原則，開展聯合勘察，設計定向井平臺，優化鉆井方案和地面建設，實現了快速建產、效益建產。2022 年杏十一區純油區西部2 塊位于廠區與興隆河村周邊，涉及魚池50 余座，建設難度大。通過地上地下一體化布井，50 座井場中，平臺井44 個，平臺井數占比96.7%，減少管道24.5 km、通井路7.9 km、變壓器53臺，優化投資2 460萬元，減少占地9 000 m2。

（3）站場改造“一體化”，區域優化整合效果顯著。對杏十二、十三區污水處理系統優化整合，通過綜合分析總體情況，對杏十三-1 含聚污水站生化工藝進行改造，同時將杏十三-1 水驅污水、杏十二區三元污水全部整合至杏十三-1 含聚污水處理站統一處理，停運2 座污水站，調整1 座污水站功能。

整合后，杏十三-1 含聚污水站運行負荷率由39%提高到86%，出水水質能夠穩定達標，節省運行費用465 萬元/年，減少勞動用工17 人，為水、聚驅污水系統優化整合積累了經驗（表1）。

表1 優化整合統計Tab.1 Statistics of optimization and integration

2.2 數字化建設成效

2.2.1 有序推進

按照“井站一體、電子巡護、遠程監控”的智能化管理模式，對全廠10 000 余口油水井（含近2 年的產能井）、600余座大中小型站場實施數字化改造，構建生產數據自動采集、關鍵過程聯鎖控制、工藝流程可視化展示的數字化管控系統[1]。

（1）井間建設任務基本完成。全廠油水施工完成7 000 余口，其中A、B、F 作業區井間建設任務基本完成，剩余主要為C 作業區油井，D、E 作業區水井和其他作業區施工條件不具備的井（常關井、待作業井），小型站場已完成74%，2022 年底可完成全部井間建設任務。

（2）構建生產環網，保證單向光纖故障不影響系統運行。提高系統防災能力，搭建生產網安全防護體系[2]，實現全廠生產網、辦公網邏輯隔離，確保數字化系統安全穩定運行[3]；利用A 作業區綜合隊辦公樓會議室改造成管理中心1座，監控系統軟件部署A11物聯網平臺和作業區管控平臺，硬件設置工控機、數據服務器、數據庫軟件、組態軟件、操作臺等，完成作業區生產管理中心上位機監控系統[4]。

（3）建設管控平臺。按照總體設計、分步實施、基礎先行、示范引領、迭代優化的原則，以滿足生產監控需求為主要目標，以實現生產實時監控、生產時率管理為重點，同步開發PC 端和移動端兩個應用場景，全面支持作業區日常生產經營綜合管控。經過功能完善，管控平臺1.0 階段的攻關目標已經達成，主要實現油水井生產監控、報警預警功能、生產管理、生產動態等四個模塊。

作業區員工可利用移動端應用，實現對井間數據監控，2022 年中的幾個月受疫情防控影響，一線生產員工減少80%以上。基層員工通過手機可以查看油井啟停狀態及注水量等參數，在設備運行異常或注水量波動異常等情況現場調控，保證了用工缺員情況下的正常生產。

2.2.2 試點建設

B 作業區數字化建設始于2020 年9 月，經歷“施工建設”和“正式運行”兩個階段，經過不斷磨合、試驗，構建起了數字化管控模式和生產指揮系統，并不斷總結積累經驗，滾動推進數字化建設。

（1）完成了集控室崗位設置和人員配置。作業區集控室設置采油管控、注水管控、視頻巡檢、綜合分析和調度運行5個崗位，目前配置14人，其中倒班12 人，分別為采油管控崗、注水管控和視頻巡檢合崗、調度運行崗；白班2 人，為綜合分析崗；完善了崗位職責、工作流程和管理制度。

（2）構建了作業區“三重監控”管理模式。2021 年底作業區管控平臺正式運行，建立以集控室、轉油站、操作現場為基點的“三重監控”管理模式，集控室對全區井、間、站進行全面集中管控，轉油站對轄井、間、站進行區域管控，崗位員工利用手機端平臺對所管井、間進行直接監控管理，對油水井、間實現了全員、全覆蓋、全天候、全時段的數字管控。

（3）確立了“三位一體”生產指揮系統。運行初期采取“進駐式”方式集中指揮，即生產指揮中心進駐集控室2人，負責指揮生產；技術管理室進駐4人，提供技術支持；集控室中控值班員24小時連續監控，處理報警信息，形成了管理、技術、監控“三位一體”生產指揮系統。2022 年，由“進駐式”集中指揮變為“分散式”聯合指揮，“兩室一中心”直接參與數字化管控指揮人數增加到18 人，生產指揮系統得到進一步強化。

（4）梳理了數字化管控業務和工作流程。深化報警功能應用，在完善業務流程和相關管理規定的基礎上，重點做好報警處置、閥值個性化設置工作，讓平臺功能與生產實際“高度契合”，確保數字化平穩高效運行，進一步提升報警處置對生產管理的輔助作用。

2.3 細化節能措施

按照“系統挖潛、源頭控制、節點治理、過程優化”的節能工作思路，做好集輸節氣和注水節電工作，積極推進各項措施實施，優化系統運行，提高設備效率[5]，確保全年天然氣、電力消耗總量不超年初工作目標。

2.3.1 堅持“四控兩優化”節氣管理

強化“四控兩優化”管理方法，1～10 月份措施井達到8 142 井次，生產耗氣比計劃增加128×104m3，商品氣量比計劃增加655×104m3（圖1）。

圖1 2022年生產耗氣情況Fig.1 Production gas consumption in 2022

（1）控制摻水量。通過季節停摻水、全年停摻水等措施，控制摻水量、降低系統耗氣[6]。實施6 222 井次，減少摻水量885×104m3，措施節氣1 924×104m3。

（2）控系統溫度。在12 座轉油站實施摻55 ℃低溫水集油1 871井次，5座轉油站采用“低溫集+高溫輸”模式657 井次，1 座轉油站全站停摻；摻水溫度降低2～5 ℃，回油溫度降低0.5 ℃。

（3）控制采暖用能。采取“一水兩用”采暖工藝改造、拆除或停用富余暖氣片等措施，控制站場采暖溫度。累計改造計量（閥組）間347座、停用或拆除暖氣片499組，措施節氣257×104m3。

（4）控制無效放空。加強“三閥”管理，共進行3 668 井次檢查及維護，保證閥門靈活、不滲、不漏，減少單井放空；加強天然氣管道巡檢工作，及時發現修補滲漏10 余次，減少了油氣損失；加強協調，在天然氣處理廠500#檢修時，全廠統一調度，大站零放空，增加外輸量220×104m3。

（5）優化摻水泵運行。根據負荷變化停運或調整摻水泵運行174 臺次，使負荷率保持80%～100%，優先啟運安裝變頻調速裝置的摻水泵。

（6）優化加熱爐運行。根據摻水量、摻水溫度等變化，規范加熱爐運行臺數[7]；及時清理煙箱、清淤除垢等[8]，提高熱效率3%以上。

2.3.2 探索摻水系統節能模式

通過綜合分析轉油站、計量間所轄井數、產液量、集油半徑等影響因素，優選24座計量間、2座轉油站，實施間、站區域停摻水[9]；為進一步挖掘聚驅節氣潛力，選取4 座轉放站195 口油井，開展空白期、注聚期、后續水驅降摻試驗[10]。停摻、降摻后摻水量降低19%，節氣118×104m3。

2.3.3 優化完善天然氣設施

針對自產氣不足和天然氣設施腐蝕老化等問題，堅持“氣源外部引入、站場內部完善、適時優化調整”原則，分年度、分渠道加以解決，滿足生產用氣需求。

杏南引入杏北供氣管道，結合產能工程新建杏三聯合站至杏十五-1 干氣管道，供氣能力10×104m3/d；太北引入采氣供氣管道，從采氣分公司高平調壓間引氣，供氣能力8.9×104m3/d；高臺子引入返輸工藝，利用已建管道從杏V-I油氣處理站輸氣，供氣能力2.7×104m3/d。

針對杏十三-2 轉油放水站存在摻水（熱洗）爐升溫困難，易造成凍井堵井影響正常生產等問題，對已建工藝進行改造，取消油氣分離器工藝，利用已建預熱爐對現有工藝進行調整改造。

2.3.4 持續深入節電管理

圍繞“總量控制、單耗控制”雙控工作目標，抓好地面耗能關鍵環節，累計節電945×104kWh。通過停摻水、控摻水等措施的實施，應用低壓變頻，降低泵管壓差，優化摻水泵運行174臺次，全年減少摻水量950×104m3，系統節電250×104kWh；以高壓變頻作為控制支點，以“少啟泵、啟高效泵”為原則，通過優化注水泵運行，推廣高效涂膜技術等綜合節能措施，累計節電695×104kWh。

3 結束語

提質增效工作做為系統工程，要構建全周期、多專業的“立體模式”，從方案設計、生產運行、技術應用等方面協同努力，實現整體效益的最優化。

（1）方案設計是提質增效的源頭。方案階段要與開發、鉆井、采油專業密切結合，優化布井方案及地面建設方案，錯峰建站，實現能力有序接替利用，降低建設投資，同時要優選技術路線，加大新技術應用力度。

（2）技術管理是提質增效的基礎。要抓實井、間、站的生產運行，優化技術參數；同時在水驅挖潛難度大的情況下，要進一步開展粘壁溫度試驗，擴大規模，大力推動聚驅低溫集油界限的探索，降低聚驅能耗。

（3）數智化是提質增效的新手段。要以數字化轉型智能化發展為目標，利用精確采集與精準調控功能，深化數據資源利用，優化系統運行管理，促進技術管理由單一專業化向多元綜合化管理轉變，實現地面工程系統質的提升。