大庆油田杏南开发区提质增效措施及效果

李宗岩 尹立平 董广平 张莹

大庆油田有限责任公司第五采油厂

大庆油田第五采油厂地面工程系统针对新的开发形势与任务，突出“效益建产和快速建产”，持续注重方案设计质量，积极推进数智化建设，努力强化技术管理，不断提高油田开发综合经济效益。

1 地面建设现状及潜力分析

第五采油厂成立于1972 年，位于大庆长垣南部，老区与外围结合处，管辖杏南、太北开发区和高台子油田，矿权面积612 km2，开发含油面积363.84 km2。

截至2022年10月，建成联合站12座，脱水站6 座，转油（放水）站40 座，计量（阀组）间348 座，各类水处理站30 座，配制（注）站8 座，注水（入）站49 座，配水间206 座，排涝站6 座，埋地管道9 075 km，各种道路1 966 km，排水干渠125.8 km。

在布局方面，水驱总体布局合理，能够满足当前及后续水驱开发要求；杏南区域聚驱趋于完善，满足现阶段的开发需要，也为后期开发提供了依托；杏八九区西部地区、太北开发区还需要建设完善。

在负荷方面，随着杏南开发区聚驱开发的全面推进，2012—2020年陆续建设了5座联合站，满足了现阶段的聚驱开发需要。由于聚驱开发区块具有不同阶段采出液成分变化较大的特点，尤其在见聚高峰期过后负荷下降快，剩余能力较大，可利用潜力大。

在工艺方面，水驱主体工艺趋于完善，但是随着聚驱开发的不断深入，电脱水器平稳运行难度加大，高浓聚驱污水深度处理工艺目前尚未成熟，生化工艺和物化工艺在见剂高峰期均不能稳定达标，还需进一步研究。

2 提质增效措施及效果

“十三五”以来，第五采油厂地面工程系统通过实施“三个一体化”、“四个集中”等措施，持续推进工艺布局优化简化，在满足油田开发生产的基础上，站场规模得到有效控制，设施负荷率有效提升，建设投资有效降低。

2.1 “一体化”建设模式

（1）区块开发“一体化”，努力控制建设规模。与开发紧密结合，按照相邻聚驱区块错峰开发，统筹考虑编制地面总体建设方案，集中建站，合理利用建设能力。

对杏九区甲产能建设，进行系统集中布局，打破“小区域”能力利用的局限，以整个杏南开发区的“大区域”视野进行全局考虑。充分利用2座转油放水站、4座污水处理站、1座配制站、1座注水站的能力，油系统放水进邻近的聚杏Ⅴ-Ⅰ污水站和聚杏四-1 污水站处理，多余的污水调至聚杏Ⅴ-Ⅱ、杏十三-2污水站处理。该举措节约建设投资2.4 亿元，提高了已建系统负荷率，大幅缩短了施工周期，降低了后期维护费用。

对聚驱产能建设实施水聚集中设置，充分依托现有6座水驱脱水站的剩余能力，采用“一段分二段合”工艺，未新建脱水站，实现了地面建设方案的源头优化，有效控制了地面建设规模，降低了投资，也提升了已建电脱水器负荷率。通过源头优化，少建设聚驱脱水站4 座，减少建设投资8 500万元。

2012 年以来，对聚驱建设杏十三-2、杏四聚、聚杏V-I、聚杏V-II和聚杏四-1共5座联合站实施站点集中控制，新建24 座注入站均采用区域监控，大幅缓解了劳动用工压力。通过集中管理提升了站场的管理效率，通过优化方案设计，减少用工306人。

（2）地上地下“一体化”，全面提升质量效率。在开发井位部署阶段，油藏、地面、土地等部门联合勘察，对地面井位进行优化，避让难征用耕地、鱼塘、林地以及高后果区，为后期建设和生产运行提供方便。

多部门联合布平台，地上、地下按照“控制两个规模、井位三个优化”的原则，开展联合勘察，设计定向井平台，优化钻井方案和地面建设，实现了快速建产、效益建产。2022 年杏十一区纯油区西部2 块位于厂区与兴隆河村周边，涉及鱼池50 余座，建设难度大。通过地上地下一体化布井，50 座井场中，平台井44 个，平台井数占比96.7%，减少管道24.5 km、通井路7.9 km、变压器53台，优化投资2 460万元，减少占地9 000 m2。

（3）站场改造“一体化”，区域优化整合效果显著。对杏十二、十三区污水处理系统优化整合，通过综合分析总体情况，对杏十三-1 含聚污水站生化工艺进行改造，同时将杏十三-1 水驱污水、杏十二区三元污水全部整合至杏十三-1 含聚污水处理站统一处理，停运2 座污水站，调整1 座污水站功能。

整合后，杏十三-1 含聚污水站运行负荷率由39%提高到86%，出水水质能够稳定达标，节省运行费用465 万元/年，减少劳动用工17 人，为水、聚驱污水系统优化整合积累了经验（表1）。

表1 优化整合统计Tab.1 Statistics of optimization and integration

2.2 数字化建设成效

2.2.1 有序推进

按照“井站一体、电子巡护、远程监控”的智能化管理模式，对全厂10 000 余口油水井（含近2 年的产能井）、600余座大中小型站场实施数字化改造，构建生产数据自动采集、关键过程联锁控制、工艺流程可视化展示的数字化管控系统[1]。

（1）井间建设任务基本完成。全厂油水施工完成7 000 余口，其中A、B、F 作业区井间建设任务基本完成，剩余主要为C 作业区油井，D、E 作业区水井和其他作业区施工条件不具备的井（常关井、待作业井），小型站场已完成74%，2022 年底可完成全部井间建设任务。

（2）构建生产环网，保证单向光纤故障不影响系统运行。提高系统防灾能力，搭建生产网安全防护体系[2]，实现全厂生产网、办公网逻辑隔离，确保数字化系统安全稳定运行[3]；利用A 作业区综合队办公楼会议室改造成管理中心1座，监控系统软件部署A11物联网平台和作业区管控平台，硬件设置工控机、数据服务器、数据库软件、组态软件、操作台等，完成作业区生产管理中心上位机监控系统[4]。

（3）建设管控平台。按照总体设计、分步实施、基础先行、示范引领、迭代优化的原则，以满足生产监控需求为主要目标，以实现生产实时监控、生产时率管理为重点，同步开发PC 端和移动端两个应用场景，全面支持作业区日常生产经营综合管控。经过功能完善，管控平台1.0 阶段的攻关目标已经达成，主要实现油水井生产监控、报警预警功能、生产管理、生产动态等四个模块。

作业区员工可利用移动端应用，实现对井间数据监控，2022 年中的几个月受疫情防控影响，一线生产员工减少80%以上。基层员工通过手机可以查看油井启停状态及注水量等参数，在设备运行异常或注水量波动异常等情况现场调控，保证了用工缺员情况下的正常生产。

2.2.2 试点建设

B 作业区数字化建设始于2020 年9 月，经历“施工建设”和“正式运行”两个阶段，经过不断磨合、试验，构建起了数字化管控模式和生产指挥系统，并不断总结积累经验，滚动推进数字化建设。

（1）完成了集控室岗位设置和人员配置。作业区集控室设置采油管控、注水管控、视频巡检、综合分析和调度运行5个岗位，目前配置14人，其中倒班12 人，分别为采油管控岗、注水管控和视频巡检合岗、调度运行岗；白班2 人，为综合分析岗；完善了岗位职责、工作流程和管理制度。

（2）构建了作业区“三重监控”管理模式。2021 年底作业区管控平台正式运行，建立以集控室、转油站、操作现场为基点的“三重监控”管理模式，集控室对全区井、间、站进行全面集中管控，转油站对辖井、间、站进行区域管控，岗位员工利用手机端平台对所管井、间进行直接监控管理，对油水井、间实现了全员、全覆盖、全天候、全时段的数字管控。

（3）确立了“三位一体”生产指挥系统。运行初期采取“进驻式”方式集中指挥，即生产指挥中心进驻集控室2人，负责指挥生产；技术管理室进驻4人，提供技术支持；集控室中控值班员24小时连续监控，处理报警信息，形成了管理、技术、监控“三位一体”生产指挥系统。2022 年，由“进驻式”集中指挥变为“分散式”联合指挥，“两室一中心”直接参与数字化管控指挥人数增加到18 人，生产指挥系统得到进一步强化。

（4）梳理了数字化管控业务和工作流程。深化报警功能应用，在完善业务流程和相关管理规定的基础上，重点做好报警处置、阀值个性化设置工作，让平台功能与生产实际“高度契合”，确保数字化平稳高效运行，进一步提升报警处置对生产管理的辅助作用。

2.3 细化节能措施

按照“系统挖潜、源头控制、节点治理、过程优化”的节能工作思路，做好集输节气和注水节电工作，积极推进各项措施实施，优化系统运行，提高设备效率[5]，确保全年天然气、电力消耗总量不超年初工作目标。

2.3.1 坚持“四控两优化”节气管理

强化“四控两优化”管理方法，1～10 月份措施井达到8 142 井次，生产耗气比计划增加128×104m3，商品气量比计划增加655×104m3（图1）。

图1 2022年生产耗气情况Fig.1 Production gas consumption in 2022

（1）控制掺水量。通过季节停掺水、全年停掺水等措施，控制掺水量、降低系统耗气[6]。实施6 222 井次，减少掺水量885×104m3，措施节气1 924×104m3。

（2）控系统温度。在12 座转油站实施掺55 ℃低温水集油1 871井次，5座转油站采用“低温集+高温输”模式657 井次，1 座转油站全站停掺；掺水温度降低2～5 ℃，回油温度降低0.5 ℃。

（3）控制采暖用能。采取“一水两用”采暖工艺改造、拆除或停用富余暖气片等措施，控制站场采暖温度。累计改造计量（阀组）间347座、停用或拆除暖气片499组，措施节气257×104m3。

（4）控制无效放空。加强“三阀”管理，共进行3 668 井次检查及维护，保证阀门灵活、不渗、不漏，减少单井放空；加强天然气管道巡检工作，及时发现修补渗漏10 余次，减少了油气损失；加强协调，在天然气处理厂500#检修时，全厂统一调度，大站零放空，增加外输量220×104m3。

（5）优化掺水泵运行。根据负荷变化停运或调整掺水泵运行174 台次，使负荷率保持80%～100%，优先启运安装变频调速装置的掺水泵。

（6）优化加热炉运行。根据掺水量、掺水温度等变化，规范加热炉运行台数[7]；及时清理烟箱、清淤除垢等[8]，提高热效率3%以上。

2.3.2 探索掺水系统节能模式

通过综合分析转油站、计量间所辖井数、产液量、集油半径等影响因素，优选24座计量间、2座转油站，实施间、站区域停掺水[9]；为进一步挖掘聚驱节气潜力，选取4 座转放站195 口油井，开展空白期、注聚期、后续水驱降掺试验[10]。停掺、降掺后掺水量降低19%，节气118×104m3。

2.3.3 优化完善天然气设施

针对自产气不足和天然气设施腐蚀老化等问题，坚持“气源外部引入、站场内部完善、适时优化调整”原则，分年度、分渠道加以解决，满足生产用气需求。

杏南引入杏北供气管道，结合产能工程新建杏三联合站至杏十五-1 干气管道，供气能力10×104m3/d；太北引入采气供气管道，从采气分公司高平调压间引气，供气能力8.9×104m3/d；高台子引入返输工艺，利用已建管道从杏V-I油气处理站输气，供气能力2.7×104m3/d。

针对杏十三-2 转油放水站存在掺水（热洗）炉升温困难，易造成冻井堵井影响正常生产等问题，对已建工艺进行改造，取消油气分离器工艺，利用已建预热炉对现有工艺进行调整改造。

2.3.4 持续深入节电管理

围绕“总量控制、单耗控制”双控工作目标，抓好地面耗能关键环节，累计节电945×104kWh。通过停掺水、控掺水等措施的实施，应用低压变频，降低泵管压差，优化掺水泵运行174台次，全年减少掺水量950×104m3，系统节电250×104kWh；以高压变频作为控制支点，以“少启泵、启高效泵”为原则，通过优化注水泵运行，推广高效涂膜技术等综合节能措施，累计节电695×104kWh。

3 结束语

提质增效工作做为系统工程，要构建全周期、多专业的“立体模式”，从方案设计、生产运行、技术应用等方面协同努力，实现整体效益的最优化。

（1）方案设计是提质增效的源头。方案阶段要与开发、钻井、采油专业密切结合，优化布井方案及地面建设方案，错峰建站，实现能力有序接替利用，降低建设投资，同时要优选技术路线，加大新技术应用力度。

（2）技术管理是提质增效的基础。要抓实井、间、站的生产运行，优化技术参数；同时在水驱挖潜难度大的情况下，要进一步开展粘壁温度试验，扩大规模，大力推动聚驱低温集油界限的探索，降低聚驱能耗。

（3）数智化是提质增效的新手段。要以数字化转型智能化发展为目标，利用精确采集与精准调控功能，深化数据资源利用，优化系统运行管理，促进技术管理由单一专业化向多元综合化管理转变，实现地面工程系统质的提升。