大庆西部外围油田地面工程提质增效的措施与对策

刘玉凯

大庆油田有限责任公司第九采油厂

大庆油田第九采油厂地处大庆长垣西部外围，截至目前，已建成脱水站4座，转油站23座。近年来，随着开发的不断深入，地面系统呈现出新建产能建设投资高、部分站场运行负荷率低、地面系统能耗逐年升高等多项问题。面对新的开发形势与工作任务，第九采油厂在地面工艺优化简化[1]、油田物联网建设、地面节能降耗上不断探索，强化源头控制，优化系统运行，不断推进地面工程提质增效工作进程，助力油田高效、智能、绿色、持续有效开发。

1 地面系统面临的形势

（1）非常规油开发建设难度大。“十三五”以来，采油九厂加快非常规油的建设步伐。相比常规油，稠油区块蒸汽吞吐开发，原油黏度高；致密油区块大规模压裂投产，初期产液高。同时该厂作为页岩油开发的主阵地，对地面建设也提出新要求。

（2）区块分散地面建设投资高。该厂已开发油田区块18个，区块间距离大部分在20 km以上。新建产能区块地下条件越来越复杂，多以滚动和小规模开发为主，地面建设存在依托条件差，初期规模难以确定，骨架工程增加建设投资等问题[2]。以2021 年全年建成产能为例，全年产能项目23 个，其中零散区块15个，占总项目数的65%。

（3）转油系统持续低负荷运行。由于区块分散，新建产能难以对已建站场负荷进行补充，该厂目前有15 座转油站场负荷率＜50%。结合开发预测，未来五年内，有8座站场外输需补水运行。

（4）物联网建设标准尚未统一。随着数字化的逐步推广，硬件设施已建设完善，全厂数字化覆盖率达到90%以上，但在智能化应用及软件系统开发上仍存在较大发展空间。

（5）节能降耗形势日趋严峻。随着新建产能的增加以及已建站场的老化，耗电量及耗气量呈逐年增长态势，能源消耗形势日益紧张。

2 优化措施及取得的效果

面对新形势、新任务，需充分认清地面工艺面临的开发形势，持续推进“三优一简”，创新技术应用及管理方式，走低成本高效发展之路[1]。

2.1 优化简化地面工艺

通过多种技术的组合应用，探索适用于外围油田的开发模式。整装区块形成了“丛简合利”的建设模式，满足致密油开发需求；分散区块形成了“灵活机动”的开发模式，满足稠油开发需求；滚动开发区块形成了“先拉后输”的开发模式，满足常规油开发需求。

2.1.1 致密油油田建设方式

致密油开发采用大规模压裂技术，单井投资高、初期产液高、产量递减快。按常规模式建设，区块经济效益差，难以有效动用。龙西致密油区块相对整装，先后共建成油井314口，根据区域分布特点，东部区域建设塔二转1 座，管辖油井88 口，西部区域建设塔三转1 座，管辖油井116 口，南部区域依托塔一转，就近挂接油井110口。在开发建设上，形成了“丛式布井、简化工艺、合并建设、利旧使用”的地面建设方式。

“丛”式布井。在平台布置阶段，以投资效益为界限，地上地下联动，优选丛式平台数量，降低整体投资。致密油平台布井率97%，降低征地费用1 127万元。

“简”化工艺：推广应用“六合一”集成装置，橇装建站。塔三转油站与常规掺水转油站相比，设备整体用料降低20%，减少占地面积53%，节省建设投资495万元。目前“六合一”集成装置已投产，运行良好。

“合”并建站：统筹考虑周边零散拉油点，达到集中建站规模。采用电加热与掺水集油工艺相结合，将周边塔86、塔9等9座拉油点接入新建转油站集油系统。实现零散区块66 口油井密闭集油，充分回收、利用伴生气资源建成掺水集油站场，降低生产管理难度。年节省运行费用184万元，其中电费47.7 万元，拉运费56.5 万元，人员管理费用80万元。

“利”旧使用：提高橇装拉油点设备循环利用率。结合致密油初期产液量高的实际，前期采用“储罐接液+罐车拉运”的投产方式建设，多功能储油装置循环使用，产量稳定后，优化建站规模。龙西塔21-4 区块外扩按照油井建设顺序分批次投产，实现多功能储油装置循环利旧，多功能储油装置利旧使用34 次，解决了压裂返排与正常生产液量差异大的矛盾，有效降低油田开发集中建设规模。同时，针对大规模压裂井初期液量大、拉油罐配置数量多的问题，推广新型的返排液一体化橇装装置（图1），简化拉油点配置，实现快速建产。

通过实施“丛简合利”的建设方式，致密油区块节省地面投资7 934万元，单井投资由145.3万元降至99.7万元，收益率上升3.9%。

2.1.2 稠油油田地面建设方式

稠油区块位于齐齐哈尔市境内，区域狭长，油井呈团状分布，无系统依托，中部有双嫩高速、齐平铁路贯穿，地面条件复杂。地面建设面临着“原油物性差、集输难度大、产量变化大”的困难。稠油三期工程共建成拉油点17 座，电力线路138.3 km，各类道路139.2 km，18 座注汽点，移动注汽设施10套，主供气管线2条、支线8条。在开发建设上，根据地理环境特点，灵活机动地优选技术，通过“三个优化”提高区块开发效益。

集输系统优化：根据稠油开发特性，按照集中供气、橇装建设、集中拉油的方式进行设计[3]。实施集中供气，管径统一规划，满足后期用气量需求，减少扩径改造16 km；路由统一布局，保证注汽、拉油用气，降低多功能储油罐耗电226万元/a；实施橇装建设，拉油点采用气电两用多功能储油罐满足前期投产需求，注汽点应用移动式注汽车组，节省注汽设备10 套；实施集中拉油，优选集输温度，扩大集油半径，少建拉油点5座，优化加热参数，降低集油功率，年节电28.2×104kWh。

电力系统优化：根据区域电网分布特点，按照分区供电、分段保护、单杆双回、分级补偿的方式进行设计。通过线路优化布局，依托4 座变电所，实现分区供电。实施单杆双回，针对昂昂溪地区环境敏感、征地困难的问题，应用19 km单杆双回线路，减少征地40%，加快线路建设进度。实施分段保护，在重要交接点，长距离干线，低负荷支线，智能断路器7 个，普通断路器5 个，隔离开关5套，优化断路器设置，实现分段维护。实施分级补偿，末端压降＜10%，功率因数≥0.95。

道路系统优化：前期依托国道、村村通、自建井排路的方式构建道路骨架，后期延伸主路形成环线，通过线路合一建设，保通材料复用，共计节约投资4 293 万元。在通井路线优选上，实施上下分行，支路就近挂接，减少桥梁加固2处。在线路合一建设上，稻田地路段横断面加宽，管廊带、电力线路与道路合建。在保通材料复用上，利用钻井保通剩余土方及建筑垃圾，减少土方4.2×104m3。

通过实施“三个优化”，地上地下联动，稠油区块三期工程累计减少投资1.51亿元，内部收益率平均提高11.03 个百分点，使得稠油区块得以有效动用。

2.1.3 滚动开发油田建设方式

在油藏构造比较复杂、产量预测不明确的新增产能区块建设上，为了降低区块初期建设风险，需实施滚动开发。开发初期地面建设规模的确定难度较大，先期工程基建油井少，无法达到建站规模。后期井数增多，拉运成本升高，且远离已建中心站场，常规集输工艺无法满足要求，同时伴生气无法回收[4]。龙三转共管辖油井111 口，随着开发认识的不断深入，项目分三期建设，第一、二批已投产油井52 口，第三批新增加油井59 口。已建5 座密闭储油装置无法满足后续新增产能建设需求。结合滚动开发安排，采取“先井后站、先拉后输”的建设方式，加大小型站场优化和橇装设备循环利用力度，整体优化、分批实施。

（1）集油系统建设。优化拉油点建设，一期建设拉油点2座，管辖油井52口，龙三转建成前，设计临时拉油点1座，实现32口井提前投产；优选电加热工艺，减少管线长度21 km，减少站场规模80%，且电加热集油工艺为滚动开发创造了有利条件；工程利旧前期管线使用率达到90%。

（2）供注水系统建设。橇装化注水水质站的设计，通过现场组装，实现设备循环利用，满足滚动开发需求，降低投资风险。龙三注水水质站应用橇装化、模块化建设，各工艺环节单独成橇，实现工厂预制、现场组装，减少施工周期20 天；注水管网设计根据井位分布，采用单干管多井、单干管单井相结合的注入方式，共减少管道建设15.4 km，节省投资556万元。

（3）转油站场建设。在集输工艺上应用简约化设备[5]，减少工程投资，缩短建设工期。集输处理工艺应用缓冲匀流装置替代分离器，高功率加热器替代加热炉，该工艺流程简单，方便管理，且降低工程投资10%，减少占地面积20%；采用门式钢架轻型钢结构，材料强度高，自身重量轻，工厂预制程度高，施工便捷，单位面积投资降低260元，与砌体结构相比降低14%；按照无人值守设计，站外无线数据传输，站内电控一体化控制，生产预警报警联锁功能，按照无人值守设计，缓解前线用人紧缺。

通过配套技术优化，实施“先拉后输”，龙12常规油区块地面单井投资下降16%，收益率达到8.3%；通过滚动建设，实现了常规油开发区块的早投产早拿油。

在致密油、稠油、常规油地面建设上不断探索，第九采油厂形成了多种适用于外围油田的建设方式，实现了产能区块有效动用，满足了开发需求。“十三五”以来，共开展产能建设项目80 个，累计节省地面投资6.9亿元。

2.2 挖潜系统调整空间

结合产能开发预测，以联合站为中心，实施区域整体优化，提升站场负荷率，保证管道经济运行[6]。在北部油田实施系统优化、局部改造、简化工艺、降级站场，在南部油田实施整体调整、系统完善、提升负荷、保障安全输送。

北部油田：页岩油进入该厂集输系统以后，改变区域内产液原油外输方向，自南输以后，古龙及龙南油田区域站场负荷率偏低，后续无产能补充，存在优化简化空间。根据4 座站场产量预测及分布，规划采用“核减、合并、降级”措施，对站内外集油系统进行优化调整。将古三转降级为掺水增压间，1#数字增压站降级为拉油点，核减古二转集油阀组间2 座，优化古一转，保留加热增压功能；调整站外集油系统，调整古三转站外为“掺水+电加热”流程，1#数字站外输线停运，古二转低产井改捞油，古一转全部油井改捞油。预计降级转油站2座，优化站场2座，油气处理负荷率提高13.4%。

南部油田：管辖脱水站2 座，转油站7 座，其中新一联、新肇联输油管道外输温度已经高于设计温度，新一联采用返输方式保证生产运行，页岩油产液补充后，新一联仍存在输量不足的问题。结合南部油田的产量预测及产能分布，规划对南部油田外输油系统进行整体调整，对天然气系统进行局部完善。敖南联转油站调整为转油放水站，敖南联调头外输至茂二转，敖南一转取消混输，就近挂接，新建敖南油田补气管线。调整后，敖南油田产液补充进入新一联地区，解决外输负荷不足的问题，并实现南北天然气的完全贯通。

“十四五”调整后，预计核减中小型站场6个，简化站场2 个，提升站场负荷率11.7%，预计年节约运行费用412万元，进一步完善了地面基础设施，保证系统高效运行。

2.3 推进油田物联网建设

通过龙虎泡油田数字化试点建设，明确了建设方式，优化了管理方法，锻炼了技术队伍，探索出适合大庆西部外围油田特色的数字化发展之路[7]。经第九采油厂推广应用，优化了组织结构、降低了运行成本，提高了劳动效率[8]。龙虎泡油田数字化项目于2018 年立项启动，2021 年验收投产，目前已初见成效。第九采油厂数字化项目于2020 年立项启动，2022 年开工建设。截止到10 月底，已完成2 650 口油水气井、154 座小型站场的数字化建设，站外部分施工进度已完成80%，预计2022年底上线率达到90%以上。

2.3.1 推广物联网试点经验

以业务单位为核心成立数字化项目组，从规划设计、施工监督、科研攻关、运维跟踪四个方面开展工作，保障了数字化建设质量、安全和进度；在方案设计上优化建设内容。坚持先优化简化、后数字化的做法，排除低效井、间、站，固化了建设对象，并确定了数据的采集点和录取频次。同时开展WIA-PA自组网试验，测试了极限传输距离，林带穿越能力，组网覆盖范围，为站外无线网络建设提供设计参考；完善建设标准，通过建设井、间样板工程，由点及面整体推广，形成10 大类建设文件，实现标准化设计、施工和验收，满足规模应用推广需求；系统融合雷达监控。数字化指挥中心与雷达监控中心合建，将PaaS 系统、油气生产智能化分析系统与雷达安防系统相融合，实现可视化集中监控；运维上超前培训队伍。将维修人员分组编入施工队伍，独立完成55 口井的仪表安装、组网调试，参与站场程序开发，编制了《WIA—PA 工业数字化现场调试手册》，为自主运维打下基础。

2.3.2 深化数据应用

实现数据自动采集与应用，数据自动上传、报表自动生成、参数自动分析、异常自动报警，龙虎泡作业区减少巡井和资料录取人员89 人。实现抽油机自动启停，应急停机、智能间抽与批量启机既保证了生产安全又提高了生产效率。实现掺水配水自动调控。配水间智能注水，自动执行A2 注水方案，阀组间智能掺水，回油温度稳定，平均单环少掺水8 m3/d，降低了生产能耗。减轻保卫与安全环保压力。雷达系统提供可视化辅助，实现入侵自动报警，区域自动巡检，作业现场监督，震慑了盗油分子，降低了敏感地区风险。开展智能化应用研究。大庆油田油水井生产管控智能分析应用系统在龙虎泡油田上线运行以来，实现了智能诊断、方案推送、功图量液等功能；助推了业务优化整合，改变问题层层上报和指令层层下达的管理模式，由线下转为线上，由作业区管理中心直接指挥，提高管理效率。

数字化建设后，助推了组织架构改革，前线生产单位用工预计从2 231人优化为1 663人，可减少568 人；单井用人从0.37 人减少到0.25 人，减少幅度32%。

2.4 精细地面节能管理

围绕地面耗能重点，从优化设计参数、实施技术改造、优化天然气管网、回收“零散气”、推广能量优化等方面，进一步加强精细管理和措施挖潜，控制油田生产运行成本[9]。

2.4.1 深挖地面节电潜力

优化设计参数，调整电加热装机功率。根据管道规格、土壤环境和原油物性，细化管道维温功率计算，除高水位地区，管道电加热设计功率由30 W/m 调整为20 W/m。2022年，新增电加热管道29 km，调整维温功率后，装机负荷下降了三分之一。优化调整电加热控制方式。电加热管控制箱内增设时间继电器，以端点井回压为标准，设定启停时间，解决温控探头故障后持续加热的问题。以敖南一工区站外电加热集油系统56 km 管道为试点，已实现年节电约12.5×104kWh，目前逐步推广至全厂电加热温控箱，可实现年节电51×104kWh。根据季节变化，调整电加热运行模式。制定运行图版，季节性停运井口电加热器，调整电加热管加热功率，加密监测末端井回压，保证安全运行。实施后年减少井口电加热器运行90 天，减少电加热管大功率运行210 天，2022 年已累计节电258×104kWh。实施注水泵改造，降低注水单位耗电[10]。针对注水泵“大马拉小车”的现象，对茂二、茂三注水站进行调整改造，通过注水泵梯级匹配，年节电129.6×104kWh。针对投产时间长、磨损严重、维修频繁的注水泵进行更换。注水单耗平均下降0.6 kWh/m3，年节电101.5×104kWh。完善无功补偿，提升线路功率因数。经排查，该厂电力线路功率因数低于0.85 的共有17 条，长度775 km。2022年，对龙虎泡、新肇6条电力线路，增设无功补偿装置1 800 kvar，年节电42×104kWh。

通过以上节电措施，2022 年在电加热器和电加热管数量均增长的情况下，预计全厂耗电与年计划相比节电1 083×104kWh，地面系统预计年节电603×104kWh，站外集输耗电预计年节电379×104kWh。

2.4.2 降低天然气消耗

回收站场富余气[11]。在集气管网优化上，针对塔21-4 区块及龙虎泡地区伴生气富余的问题，新建混输管道，实现塔二转、龙三转等站场富余伴生气集中回收。龙一联地区回收气量0.39×104～3.01×104m3/d。在输气管网优化上，扩径改造葡西联至葡西二、新肇联至新一联两段输气管道36.8 km，解决腐蚀问题，提高管网运行压力，增加输气能力，为页岩油气进入系统，南北气按需调用打好基础。治理零散放空气。全厂范围内共建设拉油点102座，其中采用高架罐拉油点10座，其余均为“九合一”储存拉油。通过采用电加热、掺水+电加热、混输增压等多种集油方式，将拉油点就近挂接进入站场，实现零散放空气密闭回收。2022年通过龙虎泡、敖古拉、新肇公司3个环保项目集中治理拉油点16 座，油井96 口，回收天然气7 660 m3/d；优化低效集油环。近几年，该厂陆续核销油井1 179 口，造成部分集油环低效运行。经过全面排查，结合集输管道路由和运行状况，采取合并、重组等措施，对集油环进行优化调整。2022 年合计优化18 个集油环，掺水量减少510 m3/d，年节气55×104m3。推广能量优化管理。在该厂12 座站场推广大庆油田能量系统优化示范区成果，通过软件计算，制定最优掺水方案，及时调整掺水量与掺水温度。实施后，预计年减少掺水29.5×104m3，少耗气123.1×104m3。推进污水余热利用。2022 年在龙一联站内新建3 台3.5 MW 燃气吸收式热泵机组，提取含油污水热能，替代站内燃气的采暖系统和工艺用热。预计12 月底投入运行，年可节气269×104m3。

通过以上节气措施，在生产规模扩大的前提下，2022 年预计节气390×104m3，生产耗气实现连续2年下降。

3 结束语

面对新的开发形势与工作任务，需持续在地面优化简化、油田物联网建设、地面节能降耗上不断探索，拓展地面系统投资挖潜空间，不断提升地面工程技术水平，助力油田提质提效。

（1）在新区产能建设上，根据区块开发特点，应用多种“个性化”的建设方式，按照橇装化、模块化、系列化的设计思路[12]，有利于控制初期建设规模，有效降低建设投资，实现难采区块的效益开发。

（2）在已建系统优化调整上，需综合考虑未来油田开发预测，结合站场实际运行情况，采取“关停并转”的措施，提高系统运行效率。

（3）需持续推进物联网建设，重点在数字化建设与智能化应用相结合，实现多系统融合，目的在于优化组织结构，降低运行成本。

（4）在深挖节能潜力上，通过采取优化源头设计，降低用电负荷，加强重点能耗设备的运行管理，更新老化工艺设施，积极推行能量优化平台成果应用等措施，有利于降低地面系统综合能耗。