大庆油田效益建产的地面工程措施及形势对策分析

刘远奇 李俊超 孟宪军 褚静超

1大庆油田有限责任公司

2大庆油田勘探开发研究院开发规划室

3大庆油田有限责任公司呼伦贝尔分公司贝中作业区

大庆油田开发建设60 余年，主要开发长垣老区、长垣外围以及海塔盆地三大区域，是国内原油产量最大的陆上油田。目前，大庆油田进入开发中后期，已建成世界上规模最大的化学驱开发油田，三次采油年产量达到1 000×104t 以上；水驱开发进入高含水阶段；长垣外围属于典型低产、低渗油田。为适应开发需要，大庆油田建成了处理规模大、技术性及系统性强、配套程度高的地面工程系统，围绕原油3 000×104t 稳产高质量发展，油田产能建设规模不断扩大，地面工程系统持续攻坚克难、开拓创新，不断提升技术和管理水平[1-6]。

1 取得的主要成效

大庆油田地面工程系统践行满足开发生产需要和有效控制地面投资的要求，持续提升地面工程技术水平，奋力开创油田高质量发展新局面。在“十三五”及2021 年期间，首先是突出效益，坚持低成本效益建产理念，不断总结与推广“三优一简”措施，持续推进控成本降投资，有效控制了地面新增规模和处理能力[7-10]，与“十三五”初期相比，地面单井投资下降22%，百万吨产能地面投资下降43%；其次是突出效率，全力推进标准化设计，助力快速建产，油田大、中、小型站场标准化设计覆盖率在2021 年分别达到86%、90%和100%，通过橇装化、模块化设计促进工厂化预制，以“空间换时间”，实现了地面建设由现场“串联”施工向前后场“并联”建设的转变，小型站场建设周期缩短70%，大、中型站场缩短30%，产能贡献率与“十三五”初期相比上升15.6%。

2 面临的形势与任务

（1）产量构成中新增产能占比增大，快速建产需求更加迫切。为实现高质量原油稳产，油田在“十四五”期间确定了“年新增产能200×104t 以上、新井产量贡献率40%以上”的工作目标，绝大部分区块将按照投产时间倒排运行计划，地面工程方案、设计及施工工作量大，周期短，需持续提升建产效率。

（2）剩余资源劣质化趋势明显，效益建产难度越来越大。长垣水驱：优质储量逐年向三次采油转移，将主要攻关低产低效区域，转向萨零组及过渡带，“上下左右”找油难度大；长垣化学驱：一类油层动用率高，产能主力转向二、三类油层，二类油层上下返储层品质差，三类油层井段长、层数多、厚度薄、砂体关系复杂，建设投资高、化学剂用量大、费用高；外围油田：优质储量已开发，将动用探明未开发储量，剩余油分布愈加零散，物性差异大和开发难度大，环境复杂、缺少地面依托。综上所述，高成本产量占比增加，产能区块效益达标难度增大。

（3）产能工程同期配套数字化建设，建设组织模式需要同步转变。按照油田总体部署，产能区块同步完成数字化建设，一方面可有力推动地面优化简化，另一方面受数据采集控制、运维值守模式等设计标准变化，以及工期紧、上线井数多、站场改造大等影响，需要及时转变建设组织模式，适应快速建产、效益建产需要。

3 下一步对策及优化措施

在新形势下，将积极拓展“三优一简”新内涵，在“地上地下一体化优化、地面总体建设布局优化、系统已建能力利用优化、规模应用简化技术”的基础上，融合标准化设计和数字化建设，打造“三优两化一简”的效益建产新模式，为地面系统精益生产打牢工程基础，力争“十四五”末单井地面投资下降20%。

3.1 明晰重点对策

针对不同开发方式，进一步明晰地面重点技术对策。

（1）长垣老区过渡带依托大平台丛式井，进一步简化站外集输与注水工艺。充分利用“金边工程”开发采用大平台布井优势，推广平台串接干管集油、注水工艺，单井通过数字化实现计量和配注，与常规工艺相比，可减少管道40%以上。

（2）化学驱强化已建设施的重复利用。近几年，各厂化学驱产能都不同程度加大了已建设施的应用力度，尤其是2021 年南一区西东块聚驱产能，利旧了4 座已停注7 年的注入站，注入厂房及站内设备在停注后进行了及时维修和保养，大部分设施完好，共利用4座厂房、56套注入阀组、22台注入泵及配套设施，站外高低压管道利用达16.7 km，节省建设投资3 196万元。下一步将继续加大已建设施重复利用力度，尤其是针对化学驱周期性开发特点，紧密结合开发部署，加强对停注区块的站场设备保养与维护，研究相关利旧设施检测评估措施，实现在用资产的效益最大化。

（3）外围油田推广集成化、橇装化建站模式。采用多功能集成合一装置，减少设备数量、节约站场占地、提高建设效率，同时便于搬迁复用，降低投资，例如“六合一”集成装置与常规掺水转油站相比，整体设备投资可降低20%，减少占地面积53%。

3.2 推广新模式

积极推广“标准化设计+工厂化预制+数字化交付”建设模式。

（1）积极推进小型站场冬季预制工作。计量间、配水间等小型站场已全部完成标准化橇装设计，实现了工厂化预制，每年11 月下达第二年小型站场的预制计划，实现冬季工厂化预制、春季现场安装，站外系统先建先投。2022 年，为保证上半年施工需求，已有8个区块的38座小型站场提前开展委托预制。

（2）持续完善大中型站场标准化模块定型设计。按照“单台设备成模块→多个模块组单元→多个单元组站场”的技术思路，2022 年产能工程中南I-1 转油站、杏十一区1 号注入站和2 号注入站，按照“设计定型、生产选商”原则确定标准化施工图，打通“最后一公里”，提交了工厂化预制的模块定型图。下一步将完成转油站等4类中型站场的标准化通用图集设计，“十四五”末实现大中型站场标准化模块定型设计的全覆盖，同时持续推进页岩油、储气库、气田标准化设计，满足各领域高水平、快速建设需要。

（3）积极研发应用一体化集成装置。“十三五”以来油田推广应用各类一体化集成装置1 075套，满足了快速建产需求，并节省投资11 065 万元。下一步将推进一体化集成装置产品化自主设计，制定名录清单及技术规格书，完善用户意见和质量标准，为油田快速建产、效益建产提供技术支持。

（4）快步推进数字化交付。数字化交付是以站场设施为核心，对工程项目设计、采购与施工建设阶段产生的数据信息进行移交的工作过程。通过构建数字孪生体，与物理站场同步建成数字站场，为实现站场的智能巡检、虚拟培训、优化运行与风险预警等应用场景提供数字基础，通过与动态数据集成，建设“全面动态感知、实时生产优化、风险主动管控、智能运行控制”的油田地面智能站场。2021 年油田开展了太一联合站、红压油气处理厂、四站储气库的数字化交付，其中太一联是油田首座数字化交付大型联合站，形成了具有油田特色的数字化交付标准体系，通过对地面设施正向、逆向建模，集成生产运行实时数据后将打造智能联合站。2022 年将继续开展喇400 联合站、南I-1 转油站以及杏十一1号注入站的数字化交付工作。

3.3 积极开展油田数字化建设

（1）加快油田低成本物联网建设进程。近两年按“典型探索、示范引领、推广应用、全面实现”总体部署，通过龙虎泡、海拉尔、采油五厂等示范工程，已形成了“先优化简化、后数字化”的建设模式，通过优化数字化建设对象，进一步控制了建设投资。2022 年将加速推进油田数字化建设，预计到2024年底，实现油田数字化建设全覆盖。

（2）积极开展大中型站场数字化建设。目前油田已实施集中监控多岗位大型站场257座，无人值守变电所、注入站等非油气站场518座，其中喇十七注污水站无人值守模式已运行633 天。“十四五”期间，将结合数字化建设，积极推进多岗位大型站场集中监控与非油气站场无人值守建设，并逐步推广无人值守转油（放水）站，力争实现中小型站场全部无人值守，大型联合站集中监控、少人值守。大庆油田集中监控、无人值守站场实施情况见表1。

表1 油田集中监控、无人值守站场实施情况Tab.1 Implementation status of centralized monitoring and unattended stations in the oilfield

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，面对低碳发展新形势、安全环保新要求、数智共享新机遇，要认真践行油田战略部署，解放思想、转变观念，在地上地下一体化优化、地面总体建设布局优化、系统已建能力利用优化、规模应用简化技术的基础上，积极创建“三优两化一简”的效益建产新模式，大力推广“标准化设计+工厂化预制+数字化交付”建设模式并推进油田数字化建设；攻坚克难、开拓创新、多措并举，结合不同开发方式进一步明晰地面重点技术对策，努力提升地面工程技术水平。