榆树林油田地面工程提质增效技术探讨

李影 杨跃跃 周佳君 丛林

大庆榆树林油田开发有限责任公司

截至2022 年10 月，大庆榆树林油田共建成油水井2 000 余口，各类站、间200 余座，产液含水率约45%，原油凝固点33～38 ℃，原始气油比18～22 m3/t，平均注水压力21 MPa。因榆树林油田具有低产、低渗透的特点，产能区块多偏远零散，开发效益差[1]；同时因原油凝固点、注水压力较高，且地处黑龙江省，冬季气温低，所以集输系统耗气、注水系统耗电的单位能耗均较高。因此，需要研究适用于区块特点的产能建设技术和节能降耗措施，提高开发效益。此外，数字化油田建设也是提质增效的重要手段，如何向智能化[2]、智慧化发展有待研究。

1 产能工程优化简化技术

榆树林油田以滚动开发为主，“十三五”以来，产能区块多为加密、零散、扩边区块。其中加密区块3 个，基建油水井288 口；零散、扩边区块6 个，基建油水井94 口，开发方式均为常规水驱；零散致密油区块1 个，基建油井27 口，采用弹性开采。“十四五”后三年的产能区块以致密油开发为主，加密区块依托的地面系统多具有老旧的特点，零散、扩边区块多具有偏远、零散、依托性差的特点，开发效益差。因此需针对性地开展“三优一简”工作，地上、地下深度融合，优化地面系统布局，优选产能建设模式，提高产能区块开发效益[3]。

1.1 “十三五”以来已实施的“三优一简”技术

（1）集输系统。根据产能区块规模、与已建系统的距离等因素，地上、地下一体化结合[4]，优选不同的建设模式。

规模较大的偏远区块，地面建设存在以下三个问题：①超出常规集输半径，集油困难；②油井数具备建转油站规模，但需增加管理岗位，且投资高；③已建转油站长期低负荷运行，造成能力闲置。经过分析计算，优选接力混输工艺，即在井区中设置油气混输泵，增加采出油气输送动力；同时，根据热力计算结果确定是否设置电加热[5]。该工艺可扩大集输半径，由转油站到混输间降级管理；同时，可依托已建转油站处理能力，提高系统负荷率，减少投资。例如某区块基建油井73 口，集输半径达11 km，超出常规工艺集油范围。通过采用接力混输工艺，依托已建转油站，满足了生产条件，且可无人值守，与新建转油站相比节省投资1 200 万元。目前榆树林油田已建成混输间3 座（辖井均在25 口井以上）。

常规零散或小规模偏远区块地面建设存在区块距离已建设施远、依托性差、常规建设模式投资高、难以达到经济评价指标要求的问题。经分析对比，采用提捞采油方式，可大幅度降低投资。“十三五”以来，有60 口产能井采用提捞采油，与建设地面集输工艺相比，共可减少投资3 900 万元，且达到经济评价指标要求。

致密油区块开发采用缝网压裂投产，弹性开采，初期产量高、递减快，后期产量低，地面建设存在以下问题：如按初期产量建设地面工艺，投资高、后期运行费用高，同时因区块弹性开采，通常不能提捞生产，只能机采，需要建设地面设施。经统筹分析，尽可能安排错峰投产，降低初期产量冲击，再优选工艺，适当降低建设规模，满足后期运行要求。例如，已建的某致密油区块基建27 口油井，对比优选了常规的掺水集油工艺，管线规格基本按后期产液量设计，有效节省投资，且便于生产管理，与高架罐拉油工艺相比，节省投资260万元。

加密区块距离已建设施近，但老系统多存在低效运行的问题。所以采用就近挂接的方式大幅度降低投资[6]。在实施过程中，挂接的同时合理优化老系统，摘除核销井，减少无效循环。“十三五”以来，3 个加密区块约减少建设投资1 400 万元，老系统减少无效循环管道44 km，年可节气22×104m3。

（2）注水系统。近年来，产能建设注水工艺主要依据井位分布等特点，采用就近挂接的方式，并对新老系统注水工艺对比优选。老系统经过多年运行，一般存在工艺适应性低、设备老化的问题，通过对比投资、运行及管理等，优选注水系统工艺[7]。

1.2 “十四五”后三年产能建设思路

“十四五”后三年，产能建设区块基本为致密油区块，以零散、扩边为主，且均为油井。根据本区块产量预测，地面已建站、所能力基本能够满足产能建设需求，无需大规模的改造和扩建。根据区块特点，除优选采用上述地面工艺外，还可根据实际情况对比选择多功能储罐[8]集中拉油或电热管集油工艺。多功能储罐具有气液分离、缓冲、伴生气燃烧等功能，满足目前对挥发性有机物的控制要求，适合规模小、无有效依托的区块；电热管集油工艺在产能区块规模略大时，可对比优选。

2 节能降耗技术

榆树林油田主要耗气单元为集输系统和采暖系统。生产系统的耗电中，机采系统占比57%，注水系统占比24%，供水、集输系统占比相近且较小。由于榆树林油田井较深（1 900 m 左右）、注水压力高、原油凝固点高等因素，单位能耗较高，节能工作意义重大，要从技术和管理两方面开展工作[9]。

2.1 技术节能措施

榆树林油田地面工程一直注重顶层节能设计，经过多年不断探索，开展“分节点、多环节、全过程”由点到面的全方位节电、节气工作。主要包括根据区块特点优选工艺、合理匹配机泵数量、应用变频等节能设备、发展新能源建设等。

2.1.1 节电技术

根据开发变化，合理进行机泵设计。机泵不在合理性能曲线内运行，会出现能耗高的问题。但实际生产中会出现注水量需求波动的情况，如冬季注入量只有夏季的一半。同一台泵运行不同排量，势必不能长期在合理性能曲线内运行，将引起能耗增加。主要采取以下六种节能技术措施：

（1）合理配置泵排量和数量。因区块普遍存在规模小、分散的情况，油水泵排量不大，所以尽量减少泵的数量，常规设置运一备一；季节性排量差异大时，设置3 台泵，夏季运二备一、冬季运一备二。近3 年共调整优化机泵20 余台次，年节电约138×104kWh，同时减少了维修工作量。

（2）机泵配套变频。功率相对较大的机泵，若排量仍波动大，则配备变频器。榆树林油田共配套安装变频器146 台，年节电约300×104kWh。

（3）及时更换低效机泵。近几年更换老化低效机泵共计30 台，更换后泵效提高15%～25%，年节电约70×104kWh。

（4）供电线路安装无功补偿装置。随着供电线路用电负荷变化，无功消耗增多。近5 年陆续在产能建设中对10 kV 线路进行了无功补偿，新建16 套补偿装置，使线路功率因数提升至合格水平。补偿总容量为1 700 kvar，年节电约90×104kWh。

（5）按需控制用电设备工作时间。针对不连续用电设备，安装了时控开关，并摸索科学合理的开关时间，节约了电能，杜绝不必要的浪费。共安装时控开关476 个，其中热水器88 个，场地灯52 个，井口伴热328个，电暖器8个，年节电约16×104kWh。

（6）加快推进新能源建设。榆树林油田积极调研风电、光电等技术，编制实施方案，待新能源项目投产后，可大幅降低榆树林油田的用电成本。

2.1.2 节气技术

（1）系统优化简化，源头控制用气消耗。产能建设工程中坚持“三优一简”，控制新增耗气。产能区块利用已建站场能力，提高其负荷；优化集输管道走向，减少管道长度；优化厂房设计，利用工业余热，取消采暖；无依托小规模区块采用多功能储罐拉油工艺，伴生气分离、回收。某加密区块通过优化，年可节气15×104m3。

（2）老区采取“关、停、并、转”等措施，减少无效耗气。结合站场负荷情况，进行局部调整，提高站场运行负荷率和设施完好率。对集油环进行合并、优化重组，保障集输管网高效合理运行。近两年停运集油阀组间2 座，从集油环中摘除无治理潜力油井62 口，减少在运集输管道32.6 km，年节气17×104m3。

（3）实施挥发性有机物回收项目，回收伴生气。首先将个别转油站由开式流程改为密闭流程，其次将脱水站改为密闭流程，伴生气引入转油站伴生气系统回收利用，预计每年多回收伴生气16×104m3。

2.2 管理节能措施

（1）加强加热炉全过程管理，降低天然气消耗。加热炉是消耗天然气的主要设备，需对加热炉及其加热介质进行全过程管理。主要措施是：每月监测加热炉炉效，合理调整配风；及时对“四合一”等火筒炉进行清淤，提高炉效；对真空炉的加热盘管及时酸洗，对结垢严重、酸洗效果差的加热炉盘管进行更换；维修加热炉破损保温层，减少热量损失；通过数字化手段，加大降温集输实施力度；加热炉季节性停运，避免能耗浪费。2021 年全油田加热炉平均炉效提高0.5%，年节气8×104m3。

（2）确保设备设施正常运行，多回收零散伴生气。确保油井井口阀门操作正常，伴生气全部回收，禁止外排；保证伴生气干燥器脱水效果，提高伴生气有效热值；加大检查力度，杜绝伴生气跑冒漏窜。通过以上措施，年可回收伴生气20×104m3。

（3）以能耗指标的控制促进节能工作的推进。制定能耗计划，严格考核；实行能耗指标日分析、月总结制度，耗能单位每日分析耗电量、耗气量波动原因，生产和技术部门每月组织相关单位对电、气异常消耗进行分析，查找原因，制定对策；定期召开节能例会、进行节能现场检查，促进节能措施实施到位。

3 数字化智能化油田建设

3.1 数字化油田建设现状

榆树林油田自2018 年起，在调研国内兄弟油田成功经验的基础上，优化技术组合，坚持“经济适用但不降低标准、统一规划但可分步实施”的原则，完成数字化建设总体规划，并以“生产急需的先干、效果不明的先试”为切入点，确定了“先机采后地面、先试点后推广”的建设思路。至2022年8 月完成了全部数字化建设。

3.1.1 油井应用“三件套”

对于常规油井数字化建设投资高、地处外围维护不及时等问题，2018 年开始，为抽油机井安装了“三件套”，即停井报警仪、电子眼、测控仪。停井报警仪能够实时监测抽油机运动状态，异常停井时发出报警声音；电子眼每10 min 自动回传一次井场图片，也可手动实时抓拍现场照片；测控仪每4 h 回传一次抽油机电机的电流、功率等电参数。“三件套”数据采用4G 传输，避免有线网络建设投资大和视频流量运行费用高的问题。至2019 年底，在运机采井“三件套”全部安装完成。

3.1.2 分期建设数字化站场

2019 年完成第二作业区站间数字化建设，取得一定经验；2020 年完成其他作业区小型站场数字化建设；2022 年8 月完成全部大中型站场数字化建设。在数据采集上，优化了采集点，即对于重点生产数据，精减前后流程变化微小和关注度小且投资高的参数，如回油汇管温度、压力可等同于四合一进口温度、压力等。在传输模式上，大中型站场建设生产网光缆，数据传输更稳定，且可传输视频信号；油水间同油井井场一样，均采用4G 无线网络传输[10]、定时抓拍图片的方式。在管理平台上，逐步开发以数字化生产调度系统为主，移动APP 为辅的新型管理平台。从第二作业区开始开发数字化生产管理系统，实现监测报警功能；开发移动APP，实现指标查看、油井监控、班车预订、问题处置与采集、提捞运行状况查看五大功能；与机采井数字化共同融合，构成完整的井、间、站数字化管理系统。

3.2 数字化油田应用现状

（1）实现可视化巡检。通过站场视频，井、间电子眼进行在线监控，能够及时掌握生产状态，及时反馈问题。对比人工巡井方式，问题发现时间从12 h缩短至0.5 h，巡检效率提升23倍。共阻止215起盗油事件，抓捕盗油人员10 名、盗油车辆37 台，回收原油超过700 t，挽回经济损失255 万元。

（2）实现数据统计与穿透应用。统计展示采油、注水、集输等地面系统生产数据、能耗信息，并实现从公司层面穿透至单井的精准定位，保障生产运行、降低劳动强度、提高工作效率。

（3）实现生产运行参数阈值报警并在线发布任务。能够实现井、间、站生产参数的阈值设定、更改和统计，超范围报警。自主设定阈值有一定灵活性，促进了生产运行的精细管理。

（4）应用手机移动端更方便高效。员工可通过手机APP 查看井、间参数，上报问题，接受任务，反馈处理结果，进一步提高工作效率。

（5）油井“三件套”数据深度应用效果明显。经过对“三件套”采集数据的深度摸索，实现了“远程巡检、泵况井查找、节能管理、清防蜡管理”等工作管理模式转型升级。实现远程巡检，停井时实时报警，采油班组可及时处理；中控室每2 h 巡检一次，可直观发现地面故障、偷盗等问题，时率由数字化应用前的89.7%提高至目前的95.4%。通过每日分析电参数曲线变化，及时发现泵况问题井，实现泵况井发现全覆盖，“出现问题-发现问题-核实问题”控制在1 天以内，2022 年累计发现问题井339 井次。节能管理更有抓手，分析连续电参数曲线监督间抽执行情况、单次曲线直读冲次，每周检查一次间抽执行及降参方案执行情况；根据直读负功值，2022 年累计发现不平衡井176 井次。清防蜡管理更加科学，根据电参数变化灵活调整加药制度，远程监督加药现场，科学评价加药效果，实现了井筒加药闭环管理，2022 年累计优化加药制度163 井次。

数字化管理的推广应用，实现了作业区各项工作统一监控、指挥、调度，通过逐渐摸索，形成了应急抢险、泵况落实、安全管控、故障处理和对外协调等五项核心协调指挥流程，数字化管理优势凸显。

3.3 智能化油田建设

目前榆树林油田已经完成油水井、站场生产参数等数据的采集自动上传，采油系统在机采问题井、泵况井、节能等精细管理方面开展了一定的数据开发应用，地面系统在生产状况监控、参数报警等方面进行了探索，但主要生产过程的控制功能不全，实现控制所需的数据库建设尚未启动，配套的数据深度应用软件不健全，需要进一步加强数据的开发应用。

3.3.1 总体思路

榆树林油田规划以形成油田开发、生产、经营管理一体化智能应用系统为目标[11]，搭建智能油藏开发、生产管理、经营管理、综合研究等核心应用子系统，通过业务之间的关联，形成全油田业务流程网络和一体化协同环境，建立全面感知、自动分析、自主管控、智能预测、优化决策的智能油田体系。

智能化总体框架主要分为生产数据层、资源管理层、综合应用层。生产数据层和资源管理层是智能建设海量数据来源，是实现综合应用的基础。智能化的关键在于夯实数据基础和综合应用功能开发，需要总体协调推进。

3.3.2 主要工作

一是建立、完善、管理数据库。数据是实现智能化的基础，涉及各个系统数据库的建立、完善、管理，包括已有的A2、A5 数据库完善，各种方案、设计等历史数据库的建立，数据管理流程的建立，数据质检系统的建立等。此项工作量大，投入多，且需要数据库上层许可互联，需油田统一协调推进。二是开发智能化系统软件。依托数据库数据，开发智能应用软件，分析、优化、指挥油田开发、生产和经营活动，形成闭环管理流程。此项工作需各专业各领域共同协作完成。

4 结束语

地面工程是油田开发的重要环节，也是控投资降成本的重要源头。“十三五”以来，榆树林油田在产能建设上根据区块特点建设优化简化工艺，节省投资7 340 万元；在节能降耗上应用节能技术并加强管理，每年节气56×104m3、节电544×104kWh；在低成本数字化的油田建设上，提高了管理效率和水平，降低了劳动强度，同时提出了夯实数据基础和开发综合应用功能的智能化发展方向。榆树林油田地面工程提质增效技术可为低产、低渗油田开发提供借鉴。