葡萄花油田地面系统提质增效措施及对策研究

丁延群

大庆油田有限责任公司第七采油厂

随着油田产能建设的不断开发，开发区块呈现出各种制约因素。为提高区块开发效益，保证油田可持续高质量发展，地面工程必须坚持地上地下一体化原则，合理选择地面建设模式，优化地面系统布局，优选适宜工艺技术，强化开发与地面评价环节，经济有效地开发剩余未动用区块。葡萄花油田以试点为引领，重点开展井、间数字化建设，同步开展站、库自动化改造，深化数字油田应用模式，形成井、间、站数字化建设和应用一体化；针对不同区块的实际情况，通过系统优化调整和技术改造等措施有效降低生产能耗，节约成本，为提质增效专项行动积极助力[1-5]。

1 地面系统提质增效

1.1 优化简化

葡萄花油田至今开发40 余年，通过“扩、合、调、改”等优化措施，解决了站、间负荷不均衡、布局不合理、管网腐蚀严重、能耗高等问题，提高了系统效率。

1.1.1 优化集输系统

从优化工艺、整体布局、降低隐患三方面入手，依托老区改造、安全隐患等项目，将阀组间布局进行整体优化，核减阀组间30 座，减少了生产管理点；调头改造阀组间5 座，缩短了集油半径，阀组间腐蚀老化情况得到改善。

针对油井采用双管掺水流程存在腐蚀老化严重、安全距离不足、各类鱼池大棚占压等问题，重新规划路由，其中部分油井改用冷输集油流程，部分油井改用环状掺水集油流程，节约了建设管线，降低单井平均掺水量，消除了占压隐患，减少了管线穿孔次数。

1.1.2 提高区块效益

“十四五”以来，开发区块地类为水域或农田居多，区块分布零散，致密油、三次采油区块比例逐年升高，高成本产能区块占比逐年增加，需要对地面系统进一步优化简化。

针对水域产能区块，在开发取得的经验基础上，采用大型水域平台布井模式。结合开发井斜、井轨防碰要求，尽可能扩大平台规模，减少平台数量，节省建设投资，同平台采用钻机整拖钻井施工，平均单井节省钻井周期1～2天。为了尽量减少水域平台垫方工程量，压缩钻井施工、废液排放、压裂作业等场地要求，缩减原井场尺寸，井场面积减少16.7%，节省平台建设投资414.05万元、征地费用216万元。同时，简化水域平台中的集油系统工艺，减少设备设施数量，降低原油泄漏风险。

近年随着用地政策的变化，油田建设征地赔偿费用逐年增高，部分涉及耕地及经济作物的区块征地费用在地面工程费用中占比达30%以上。对分年实施的区块进行整体规划、统筹考虑，对道路系统采用降低标准、“先用后征”等优化措施，降低道路建设及征用费用；部分采取“一控两近三避”原则，加大从式井布井力度，减少地面农作物影响，丛式井布井率达到91.3%；针对面积大、跨度广的产能项目存在同一区块多类地价的情况，与土地管理部门紧密结合，做到“两核实”，力求降低永久征地费用；部分区块采用“三线合一”规划设计原则，优化管线路由，油、水、电规划同走向并沿井排路敷设，降低征地费用。

“十四五”以来，致密油（稠油）等非常规区块占开发区块的36%，薄差储量动用更加依赖压裂提产，致密油区块的平均单井钻采投资是常规水驱的近3倍，区块经济有效开发难度大。针对初步评价不达标的区块，开展分批评价工作，结合油藏系统，优选区块中产量预测好、地面环境相对简单的部分井单独评价，分批基建，保证当年产能贡献率；针对前期压裂返排液液量大的区块，将“扩径管输”优化为“不扩径管输+拉运”工艺，初期部分产液进入管道集输系统，部分产液利旧返排液预处理装置拉运。

为缩短建设周期，降低一次性建设投资，保证开发收益最大化，且方便现场管理，采取以“租”代“建”形式，不新增定员，初期建设投资节约20%左右。为提升建设水平，提高施工效率，加快投产时间，引入橇装化设计，实现无人值守，设计周期、占地面积、建设投资均得以下降。针对调驱聚驱小区块注入周期较短的特点，在新建区块中充分利用已建站场设备的能力，降低配注设备成本投入。

部分边远零散区块无依托，集输及注水距离长，集输系统采用架罐拉油、集肤伴热方式，注水系统通过增压泵方式，保证远端注水井的注入压力。

1.2 数字化建设

1.2.1 井、间

在井场、集油阀组间及配水间安装数字化采集设备，实现参数异常报警、抽油机远程启停、集油阀组间参数异常报警、掺水远程控制、视频监控等功能。建成数字化示范班组1个，形成了以生产预警为驱动、专业化班组高效协同的新型生产运行模式，精减一线用工人数。建成数字化实训基地1 座，全场景模拟井、间、站生产运行，促进员工尽快适应数字化岗位需求[6-7]。

1.2.2 现场视频监控

以雷达预警系统为主，单点视频监控、无人机、移动视频监控等技术手段为辅，逐步实现对全油田井、间、站视频覆盖，实现人员和车辆闯入报警、视频联动查看等功能，提高了偷盗行为的侦查和打击能力；雷达、单点视频监控未覆盖的油井采用无人机巡检作为补充。对施工现场等高风险作业场所采用移动布控球进行监控，实现施工作业现场全过程实时监督。以上措施为油田生产管理、安全环保、油田保卫提供可视化辅助。

1.3 节能降耗

1.3.1 节电节气

根据不同区块的实际情况，通过注水机泵运行优化、合理控制泵管压差、优化站库运行、注水泵减级、高压阀组改造等节能措施，有效控制注水系统能耗。通过优化电加热罐和电加热管线管理来降低集输耗电。“十三五”以来，葡萄花油田累计实施各类措施197台次，累计节电1 693.3×104kWh[9]。

从“提升系统集气能力、控制系统耗气源头”两个方面开展工作，充分利用已建剩余能力，优化集输采暖工艺、推进节气设备应用、强化加热炉管理、采取耗气节点控制，扩大低温集输实施规模，加大节气措施实施力度，保证集输系统平稳运行，有效降低天然气消耗[8-9]。

1.3.2 新能源

微光伏发电先导试验工程利用产能建设的平台开展试验。共利用土地约10 110 m2，装机容量577.8 kW。采用545 Wp单晶硅单面双玻组件+组串式逆变器，就近接入附近已建油井变压器。预计首年发绿电82.5×104kWh。现场建设情况见图1。

图1 新能源项目建设现场Fig.1 New energy project construction site

小型分布式电源集群应用示范工程为大庆油田首个风光互补+储能一体化联合开发利用的新能源项目，探索了利用废弃站场、报废井场及闲置土地建设新能源项目的开发模式。项目建成后预计年发电量3.4×104MWh[10]。

2 地面系统存在问题及解决办法

2.1 外网布局不合理

经过产能建设多年扩建及就近挂接，转油站外网系统部分布局已经不合理。一是转油站之间距离较近，存在优化调整空间；二是两座转油站辖间布局不合理，可进行调头改造；三是随着产能建设的扩大，转油站外网系统区域庞大，转油站集油掺水压力大，运转困难。

统筹考虑之后，采取调整、优化站库布局的方法，通过合并优化，整合站库能力。同时，转油站采用少量高温掺水模式，降低转油站处理负荷及加热负荷，外网管线合理安排热洗，增加管道流通性。

2.2 现场监控覆盖率低

由于对单井数字化建设的成本控制，大部分数字化油井未安装现场监控设备，油井远程启井无法保证现场安全，若遇到大面积停井情况，现场启井效率低、工作量大。

充分利用雷达监控系统，油田保卫和作业区生产管理分时段应用；对于雷达未覆盖或被遮挡油井，加装单点视频监控（高产井、重点井），或建设高空瞭望塔进行多井监控，辅助油井远程启停操作。

2.3 现场自动化程度低

现场视频监控包括雷达预警、站库视频监控、井间单点视频监控、移动布控球、无人机等，这些监控系统独立运行，应用方式依靠“人工查看”，自动化程度低，视频实时性价值未得到挖掘和应用。

整合现有的视频监控系统，建立统一监控平台，按业务需求划定应用权限、分级管理，实现多部门共享应用；强化智能辅助分析及联动指挥能力，进一步发挥其应用价值。

3 结论

在新形势下，葡萄花油田结合区块特点，开展整体布局优化，推广数字一体化应用，建立数字化运维管理模式，开展新能源试验，拓展节能空间。针对地面系统存在的问题提出对应的解决对策，为精益生产打牢工程基础，各种措施并用，取得以下应用效果：

（1）整体优化阀组间布局，核减阀组间30 座；改造阀组间5座，缩短了集油半径，减少生产管理点同时改善了阀组间腐蚀老化情况；重新规划部分油井路由，部分双管掺水流程改用冷输流程，部分油井改用环状掺水集油流程，消除了占压隐患，节约了建设管线，减少了管线穿孔次数。

（2）在数字化建设中，建成数字化示范班组1 个，数字化实训基地1 座，形成了新型生产运行模式，精简一线用工人数。

（3）“十三五”以来，各种节能措施并用，注水系统通过优化注水泵运行、合理控制泵管压差、优化站库运行、注水泵减级、高压阀组改造等方法，集输系统通过优化电加热罐、电加热管线管理等方式，累计实施各类措施197 台次，节电1 693.3×104kWh；利用产能建设平台开展微光伏发电先导试验工程，预计首年发绿电82.5×104kWh。