杏北油田地面系統提質增效分析及措施

王中專

大慶油田有限責任公司第四采油廠

杏北油田共建成大中型油氣站場57 座，含油污水處理和配注站場52座，小型站場603座，建成各類埋地管道1 100 km，各類油田道路2 100 km。地面各系統總體負荷介于26.5%～88.9%之間，能較好地滿足油田開發生產需求。地面系統綜合噸液耗電1.16 kWh/t，綜合噸液耗氣1.58 m3/t，注水泵泵水單耗5.70 kWh/m3。

1 近年提質增效措施及效果

“十三五”以來，杏北油田圍繞提質增效目標，開展三個方面工作：控規模、優布局、提負荷，從建設源頭上優化，實現降投資控成本；精細系統運行優化，應用節能提效技術，深挖節能降耗潛力；推進數智油田建設，通過有序實施大中型站庫和單井、小型站場的數字化建設，探索開展智能化輔助技術研究，提高管理效率。

1.1 實施優化簡化

1.1.1 產能區域控增量

“十三五”以來，共實施36個產能項目，結合油田區域外部所屬土地大多征地費用高、區域站場負荷低、剩余能力大等特點，在產能工程地面建設上堅持優化布井井位、優化站場能力布局和簡化工藝等做法[1]。實施叢式布井模式，井場合并征地，道路合并建設，電力線路合并架設，集輸和注水管道管廊帶敷設，共減少征地65%。優化站場能力布局，水驅產能全部利用區域及周邊已建的脫水、轉油、污水、注水系統剩余能力，共利用各類剩余處理能力4.14×104m3/d，做到站庫能力零新增；聚驅產能無依托時，采取與已建站庫合一建設模式，合建站、建大站，實現增井不增站。規模應用成熟簡化工藝技術，少建各類設備設施35%。通過以上措施，產能建設共降低地面建設投資6.68億元。

1.1.2 非產能區域優存量

非產能區域是指已經進行過水驅加密調整和三次采油開發、未來10 年內沒有新增產能的區域，這些區域的普遍特點是站庫密度相對較大、運行負荷率相對較低、運行能耗相對較高、部分站庫老化問題突出。為此，“十三五”以來，研究形成了脫水、轉油、污水系統綜合優化調整模式。脫水系統優化調整，主要是結合水聚驅合建脫水站，后續水驅階段聚驅脫水站產量下降，根據水、聚驅產液性質相似的特點和問題，實施水、聚驅能力核減、優化布局合并工藝流程。例如X12 脫水站，調整后，核減游離水2臺、電脫水3臺，調減規模2.5×104t/d，同時調整站庫布局，生產流程更緊湊。轉油系統優化調整主要采取兩種方式：

（1）對于后續水驅區塊，結合區域內水驅轉油站老化，聚驅轉油站設備設施較新但負荷率低的問題，將水驅轉油站負荷轉移至聚驅轉油站。例如杏一～二區東部關停低負荷X3 轉油站，負荷并至J5 轉油站，同時利用X3 轉管道調整聚五轉外輸方向，核減X6放水站，共關停站庫2座[2]。

（2）對于過渡帶低效區塊，結合整體開井率低、產液產油特別低、運行能耗高的問題，采取站外調整、站庫停運的優化方式。例如東部過渡帶南塊D3轉油站，區域開井率僅28%，產液量704 m3/d，站庫老化安全隱患多。通過采取關停5 座計量間、調整11 口產油量大于1 t/d 井的集輸方向、19 口產液量小于15 t/d 井轉為提撈井的方式，實施轉油站關停。污水系統優化調整主要是針對水聚驅區域深度水處理站后續水驅階段負荷低的實際，將區域內已建的水驅老化站庫進行合并。例如杏一～三區西部，相鄰距離僅1.2 km的X19和X25深度污水站總體負荷率為43.2%，將運行25年老化嚴重的X19深度污水站負荷轉移至低負荷的X25深度污水站，核減深度污水站1座，區域深度污水處理負荷率提升14.4%。

“十三五”以來，共計通過“關、停、并、轉、減”各類站庫10 座，減少老化站庫改造投資1.97億元，降低運行成本4 870萬元/年。

1.2 深挖節能潛力

加強技術與管理相結合，抓住“氣、電”兩個關鍵指標，優化系統布局，細化技術措施，強化技術攻關，完善內外集氣管網，確保輸氣順暢，優化集輸系統運行，降低集輸耗氣，優化注水系統運行，降低生產耗電。

1.2.1 完善集氣、調氣管網

杏北油田伴生氣采用自壓集氣方式，區域內共建有自壓集氣站9 座，天然氣處理站3 座，其中具備淺冷能力3 座，具備深冷能力1 座。天然氣處理站檢修期間（25～60 天），油田伴生氣自壓集輸會受到影響。為此，通過完善區域內外集調氣管網，保證集輸順暢。

（1）完善廠內輸氣管網，實現靈活多向調氣。針對天然氣處理裝置檢修停機期間輸氣不暢的問題，不斷完善廠內輸氣管網，實現區域北部、中部和南部“三橫兩縱”調氣環網，保證任何一座天然氣處理站設備檢修期間可以通過另外兩個處理站方向靈活調氣[3]。

（2）調整廠外區域調氣管網，緩解內部集氣壓力。在紅崗壓氣站新建30×104m3/d 增壓站1 座，并建設杏北油田區域紅崗天然氣處理站和薩南油田區域薩南天然氣處理站調氣管道，既保證了杏北油田區域伴生氣全部進行深冷處理，又緩解了區域天然氣處理站檢修和產氣高峰期自壓集氣壓力。通過完善內部調氣管網，協調外部濕氣調運，保障天然氣產的出、輸的暢。

1.2.2 深化集輸系統節能技術應用

（1）推進能量系統優化技術，系統降能耗。自2017 年開展能量系統優化技術研究以來，形成了“定末點、推起點”集輸能量優化思路，通過站庫集輸建模、能量分析等，確定一站一方案、一井一參數的模式。截至目前累計實施能量系統優化37 座水驅及聚驅后轉油站，通過修正基礎數據，精確方案匹配性，嚴抓監督檢查，提高方案執行率和制定“沖、提、?！比椗涮妆＿\措施，進一步鞏固能量系統優化運行效果。2022 年方案執行率提升13%，與去年同期對比，節電186×104kWh，節氣268×104m3。

集輸系統能量優化技術在水驅和聚驅后區域應用基礎上，2022 年針對三元后區塊開展集輸系統優化適用性研究，選取SY1轉油站開展試驗，利用軟件進行計算，并按照給定參數運行。5 月5 日SY1-5計量間開展單間試驗，摻水量下降6.83 m3/h，平均單井回油溫度下降1.24 ℃，平均單井回油壓力僅上升0.04 MPa，運行平穩。為此，在SY1轉油站全站推廣試驗，摻水量下降31.9 m3/h，集輸耗氣量下降1 418 m3/d，春、夏、秋季單井回油壓力平穩，初步認為該方法可以在三元復合驅后續水驅區塊進行應用。（2）開展不加熱集輸技術研究。隨著采出液含水率不斷升高，采出液凝固點、黏度隨之降低，為繼續挖掘節能潛力，提出利用粘壁溫度指導不加熱集輸。為了驗證其可行性，2021 年選取25 口井開展試驗，其中21 口停摻后回油溫度不小于粘壁溫度的采油井可以穩定集輸，4口停摻后回油溫度小于粘壁溫度的采油井集輸困難。因此結合前期不加熱集輸試驗認識，2022年在X18轉油站187口油井開展全站停摻集輸試驗，并選取35 口井進行定點跟蹤，跟蹤試驗發現32 口停摻后回油溫度不小于粘壁溫度的采油井穩定集輸，3口停摻后回油溫度小于粘壁溫度1 ℃的采油井依然運行平穩。試驗井平均粘壁溫度24.6 ℃，停摻后回油溫度25.7 ℃，平均回油壓力0.35 MPa，系統運行穩定，未出現高回壓現象。

（3）應用能耗設備節能技術，節點提效率。①加熱爐完整性管理技術：隨著油田數字化建設的全面推進，加熱爐的信息化技術也在不斷完善，并開發出了加熱爐完整性管理平臺技術。其技術原理是基于互聯網、大數據、智能化等先進技術和理念搭建的鍋爐及加熱爐全生命周期管理平臺，主要由爐效優化系統、室內分控系統、加熱爐完整性管理集控裝置共三個部分組成，可實現運行過程中全自動狀態檢測、監測、智能診斷、數據采集與數據自動分析處理等功能。先后在X3 聯合站、SY9 轉油站等33 臺加熱爐應用完整性管理技術，實現運行全過程的自主檢測、智能診斷與運行優化。改造后加熱爐平均空氣系數下降0.14、平均排煙溫度下降24 ℃、平均爐效提升6.9%、單臺設備年節氣3.2×104m3。②試驗應用余熱回收技術：在SY9 轉油放水站應用3臺余熱回收加熱爐，基于充分利用加熱爐煙氣余熱提高熱效率的理念，通過改進加熱爐熱交換工藝，有效利用排放的高溫煙氣余熱，當介質進入外循環流程時可吸收煙氣余熱，實現提前預熱，工作原理圖如圖1所示。改造后，通過應用外循環流程使加熱爐進液溫度提高6 ℃，排煙溫度下降32 ℃，熱效率提高3.1%。

圖1 余熱回收裝置工作原理圖Fig.1 Working principle diagram of waste heat recovery device

1.2.3 精細注水系統優化運行方法

結合歷年來生產管理實踐，形成了“大排量、低揚程、高負荷、均布局”的注水啟泵布局調整方法，根據水量變化調整機泵運行，降低系統運行單耗。

（1）啟運大排量注水泵，控制機泵運行數量。離心泵的效率與運行工況相關，在額定工況范圍內，排量越高，單耗越低，排量200 m3/h的注水泵注水單耗6.49 kWh/m3，排量400 m3/h的注水泵注水單耗5.80 kWh/m3，同比單耗下降0.69 kWh/m3，因此啟運大排量注水泵，有助于降低運行單耗。

（2）啟運低揚程注水泵，降低管網運行壓力。目前注水系統出站泵壓15.9 MPa，注水井實注壓力11.2 MPa，全程壓損4.7 MPa。從注水井壓力分級情況可以看出，大部分井壓力需求較低，注水泵降級運行可滿足生產需求，與非減級泵對比，減級后平均泵壓下降0.4 MPa，管壓下降0.3 MPa，因此減級泵有助于降低泵壓，降低注水能耗。

（3）提高系統負荷，降低運行能耗。注水系統管網壓力與單耗均隨系統負荷同步變化，通過管網壓力與機泵負荷率的變化關系情況可知，注水負荷越高，管網壓力越低，泵水單耗越低，因此提高系統負荷有助于降低運行單耗[4]。

（4）均衡區域啟泵布局，平衡機泵臺數。均衡區域機泵數量，緩解機泵集中，原杏一～三區西部啟泵布局相對集中，結合普通管網水量下降、管壓升高的形勢，2021 年8 月停運X7 注水站1#D300 注水泵，負荷由X25 和X6 注注水站分擔，調整后單耗下降0.18 kWh/m3，均衡機泵布局有助于平衡系統供需關系。

根據系統水量變化優化匹配機泵運行，2022年以來先后采取大小泵互調、布局調整等優化機泵12 臺次，管網壓力及注水單耗持續呈下降趨勢，同比管網壓力下降0.29 MPa，單耗下降0.14 kWh/m3，節電1 718×104kWh。

1.3 智能輔助技術

在老區數字化油田建設上，遵循系統考慮、統籌安排的原則，在站庫集控采取“老站老辦法，新站新模式”，全廠數字化中采取“試點示范、統一標準”方式統籌推進，同時開展電力大數據技術、雷達預警系統等智能輔助技術研究，助力智能提效。

1.3.1 實施站庫集中監控

站庫集控是數字化油田的關鍵環節，自動化要求高，“十三五”以來，統籌產能建設、老區改造等多種資金渠道，通過專項整改和配套工藝改造、產能擴建，同步推進大中型站庫集控改造，累計完成42 座站庫數字化建設，大中型站場數字化覆蓋率從“十三五”初的72%提升至2021年的97%。

1.3.2 推進數字化建設

按照“先優化調整，后數字化建設”的總體思路，在第四、八作業區數字化建設的基礎上，統籌推進全廠數字化建設。通過開展井站對象篩查、系統優化調整，精簡站庫建設規模，固化數字化建設對象，提高投資效率，保障整體架構的效益性；以作業區為單元，統一建設標準，井、間、站及管理中心同步建設，分步實施、全面覆蓋。

1.3.3 探索智能化技術

1.3.1 引物制作 參照文獻合成[3]， ER-β基因的擴增Rsa I位點為：上游的引物是：5′-TCTTGCTTTCCCCAGGCTTT-3′，下游的引物是：5′-ACCTGTCCAGAACAAGATCT-3′。ER-β基因的擴增AluI位點：P1：5′-TTTTTGTCCCCATAGTAACA-3′， P2：5′-AATGAGGGACCACAGCA-3′。

（1）開展配電線路優化研究。為提升電力線路智能化調控水平，研發大數據平臺，指導負荷調整。融合無人值守變電所、線路故障指示器等現有數據，攻關數據采集技術，建立數據單元；結合電網靜態數據、動靜態數據疊融，模擬顯示電力參數，建立地理信息系統（GIS）監測系統，構建電力網絡；根據變電所、配電系統監測，建立電網優化分析模型，指導線路決策運行。依托該平臺，實現了狀態實時監測、異常用電報警、電網優化分析等功能，實現電力網絡的動態分析與輔助指導，為生產管理、運行決策、規劃設計提供技術支持。

（2）開展雷達預警系統深化技術研究。杏北油田雷達預警系統包括6 套前端基站和1 座指揮中心，每套前端基站可覆蓋3 km 半徑區域，具有精準定位、廣域監視、動態掃描的特點，主要應用于安防預警、跟蹤取證、抓捕指揮[5]。雷達系統具有全天候、廣域監控特點，一般用于夜間安防，為充分利用白天廣域視頻資源，2020—2021 年開展雷達預警系統深化應用研究。開展數據安全、智能巡檢、智能識別、A4（中國石油地理信息系統）應用四項基礎研究，通過集成第三方通訊協議、接入第三方視頻信號彌補監控盲點，通過開發通信接口軟件、接入機采井停機信號引導雷達定位，通過劃定虛擬邊界區域開展站庫雷達布防，實現油水井作業監督、女工報警聯動等7 大安防業務，重點場所、關鍵環節視頻全過程監控應用，有效提高部分領域工作管理效率。

2 提質增效面臨問題

2.1 局部區域低效低負荷

根據開發預測，地面工程各專業系統總體能力負荷率介于24%～74%之間，總體負荷相對適中，但不同開發方式處理負荷率有所差異。

（1）轉油系統?？傮w上水驅負荷呈上升趨勢，聚驅、三元負荷呈下降趨勢；局部區域上，2個區塊存在低負荷問題，其中杏一～二區東部3 座轉油站平均負荷率僅為3.3%，杏一～三區西部6 座轉油站平均負荷率僅為44.7%，均低于全廠平均負荷率。

（2）脫水系統。一段游離水負荷隨著產液量增加總體呈上升趨勢，二段電脫水負荷隨著產油量遞減總體呈下降趨勢。從各區域分析看，沒有三采受效區塊或未來沒有產能安排的脫水站區域1個，為杏四～六區東部的X2脫水站區域，一段游離水負荷率僅為31.4%，二段電脫水負荷率僅為22.1%，遠低于全廠平均值，且存在外輸管道低輸問題。

（3）污水系統?？傮w上普通、聚驅、三元污水負荷相對平穩，深度污水負荷呈上升趨勢；局部區域上，無產能安排的2個區塊污水處理負荷持續較低，其中杏四～六區東部2 座普通污水處理站負荷率僅為39.6%，杏一～四區東部3座普通污水處理站和3座深度污水處理站負荷率僅為41.9%和35.9%。

（4）注水系統。總體上普通注水負荷基本平穩，深度、三采注水負荷略有上升；局部區域上，無產能安排的2個后續水驅區塊存在注水負荷不均衡問題，其中杏四～六區東部3 座注水站負荷率僅37.4%，杏一～三區西部3 座注水站負荷率僅為28.9%。

2.2 產能建設效益達標難度大

杏北油田位于大慶長垣南部，油藏條件差、開發井單井產油量低。橫向對比大慶長垣6 個采油廠，杏北油田油井數位于第二位，年產液量位于倒數第二位?！笆奈濉焙笕?，杏北油田主要安排層系井網調整、三次加密、聚驅、扶余和上返開發等24個區塊產能建設，基建油水井2 483口，多數新建產能區塊單井產量低、效益差。按照常規經濟評價，水驅、聚驅和上返產能達到8%行業基準收益率[6]、特低滲透的扶余油層產能達到6%的行業基準收益率的難度較大。

2.3 能耗控制和新能源建設形勢嚴峻

2.4 數字化建設與智能化發展需要銜接

（1）建設較早的井站數字化標準不統一。2012年以來，大慶油田站場集控規定經歷了多次修訂，建設較早的集中監控站庫在點位設置、連鎖和監控功能上不夠完善。2020 年第四、第八作業區數字化建設中，595口水井和18座配水間注水流量僅有采集功能，人工調節水量勞動強度大。對照新的數字化建設標準，注水井流量應實現可監可控。

（2）數字化建設與智能化發展存在差異。從數字化建設到智能化發展需要過渡完善，數字化階段主要實現數據采集、視頻監控、數據傳輸，智能發展需要利用大數據、人工智能、專家智庫等實現自動感知、自動分析、自動預警、智能優化[8]。而且，已開發的智能輔助系統，例如集輸能量系統優化、供注水系統仿真優化等平臺，需要與數字化建設深度融合。

3 提質增效對策及措施

3.1 優化已建系統

針對油田開發建設時間長、地面基礎設施體量大、設備腐蝕老化問題多、局部區域站庫低效低負荷突出等問題，結合油田開發形勢，結合區域生產管理現狀，結合站場作用半徑，以系統思維和長遠考慮，強化非產能區域脫水、轉油、污水、注水系統優化調整?！笆奈濉焙笕辏撍到y重點實施杏四～六區東部減級并站，將X2 脫水站取消二段脫水功能減級為放水站，同步將相鄰的JX2聯合站放水功能與減級后的X2 放水站合并，預計區域游離水負荷率提高49.8%，下游X9 聯合站電脫水負荷提高25.2%；轉油系統重點實施杏一～三區西部優化調整，將區域內6 座轉油站優化合并為4 座，區域負荷率提高22%；污水系統重點實施杏一～四區東部深度污水系統優化調整和杏四～六區東部普通污水系統優化調整，區域負荷率提高32%；注水系統重點實施杏一～三區西部和杏四～六區東部優化調整，優化管網連通性，提高站間能力互用，區域負荷率提高35%。全部實施后，預計可核減站庫8座，既能大幅降低改造投資，又能有效降低生產運行成本。

3.2 細化產能措施

精準落實產能區域地形地貌地類權屬，全面核實區域及周邊管網和站庫剩余能力。布井方式能優則優，在開發方案部署上少打井、打高效井基礎上，進一步與開發鉆井相結合，優化布井方式，探索建設大叢式井平臺模式[9]，合并征地，合建設施，合用井場道路，有效控制新增設施數量，降低地面建設投資；剩余能力上能用皆用，充分利用產能區域及周邊脫水、轉油、污水、注水、配制等站場剩余能力，努力做到三采少建、水驅不建，預計“十四五”后三年少建地面處理能力3.58×104m3/d，有效控制新增規模；建設布局上能合則合，在三采集輸及處理工藝建設中，結合區域特點做好站庫布局優化，最大程度依托已建站庫公用設施，增井不增站點，減人降耗節省運行成本；應用工藝上能簡盡簡，推進站內配套設施和站外工藝的簡化，例如取消加熱爐燒火間、取消計量間分離計量裝置、應用“兩就近”集油工藝、大平臺大環集輸、集中供電等，實現產能建設控規模降投資，效益建產。

3.3 優化重點能耗系統

按照“先節能瘦身、后新能源替代”的思路，源頭優化簡化控制能耗規模，過程精細管理降低生產能耗，同步推進清潔能源替代。①立足源頭簡化控規模，實現用能主體“瘦身”。堅持“控增量、優存量”，結合產能建設和區域負荷變化，開展系統能力利用和優化調整，源頭減少能耗規模。②立足過程管理更精細，實現用能規?！笆萆怼薄＜斚到y結合采出液含水升高、凝固點下降實際規律，開展季節性停摻水和單管冷輸界限研究[10]，推進集輸系統能量優化向深度發展。注水系統針對注水系統季節性波動大的問題，在繼續做好機泵布局優化工作基礎上[11]，在普通網X25 注水站和X12 注水站應用2臺變頻調速裝置，提高注水系統供需平衡能力，促進系統高效低耗運行。③緊跟油田公司步伐，推進清潔能源替代。按照“風電為主、風光互補、余熱利用”總體原則，圍繞“風、光、熱”開展清潔能源規劃及建設，預計“十四五”末總裝機規模達到241×104kW，新能源替代率可達21.3%。

3.4 深化數智油田建設

結合數字化油田發展形勢，通過完善“硬件”，集成“軟件”，探索油田數字化向智能化轉型發展的銜接模式。

（1）有序推進已建井、站自控點完善。針對建設較早的第四、第八作業區注水井以及集中監控站庫，對標新規范，逐步開展遠程流量自動調節和集中監控站庫點位完善改造。

（2）推進地面工程智能化探索。井場智能化方面，依托智能分層注采工程技術研究試驗，以“實時優化”代替“滯后調控”，以數據代理模型替代油藏滲流模擬，探索智能化油藏-井筒-地面一體化生產管理模式，保障開發更精準；站庫智能化方面，結合污水站、注水站、配注站、轉油站無人值守建設，探索無人值守的智能化管理模式，結合脫水站隱患改造，在集中監控基礎上探索智能化少人管理建設模式；管網智能化方面，探索實現系統運行生產管理由“人工分析、手動調控”到“智能分析、自動聯鎖”的轉變，例如依托集輸系統能量系統優化方法和注水污水系統仿真優化模型，利用數字化采集大數據，集成經驗智庫，實現自動分析自動調度，趨于用能最優或水質最優等生產目標。

4 結束語

（1）源頭優化創造大效益，提質增效重點要抓源頭。老油田開發后期產量遞減、效益變差，要牢固樹立“今天的投資就是明天的成本”理念，從建設源頭上優化工藝、規模、投資，助力生產期降成本；老油田老化問題突出，要與油田開發充分結合，優化新產能建設模式，優化老系統規模布局和運行負荷，控增量優存量；要解放思想，遵循客觀規律，結合老油田特點，推進系統優化調整，推進工藝流程簡化，多措并舉提質提效。

（2）節能降耗助力低成本，提質增效關鍵要優運行。針對油氣集輸、注水等主要耗能系統，把握用能需求對象和供給主體之間的矛盾，平衡供需關系，提高系統運行效率，控能耗；分析已建工藝重點能耗設備，通過節能技術提效、精細運行管理，實現各節點用能最優化，精準控制“氣、電”消耗；節能降耗技術及手段要與時俱進，要不斷根據開發形勢變化和生產運行變化，在節能技術和方法上持續攻關、實現突破。

（3）數智發展促進高效率，提質增效保障要精管理。實現油田數字化轉型，要在傳統的工藝模式基礎上，完善工藝節點的數字化硬件設施，要開發配套的智能分析、優化運行軟件系統；數字化和智能化助力減員增效，推進解放勞動力、發展生產力，從管理到操作崗位人員要轉變思維方式，打破傳統固化思維模式；面臨新的企業發展形勢，油田數字化、智能化必將助推管理轉型升級，需要改變多人多崗管理模式，探索少人高效管理模式和制度。