油田产能建设运行优化措施与效果分析

张伟 刘伟卓 王博 张培宁

1大庆油田有限责任公司第一采油厂

2中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司

“十三五”期间，某油田开发区紧密结合开发部署，地面工程持续开展方案优化、工艺简化和设计标准化工作，大力推进地面工程技术的创新和配套完善，有效控制投资规模，努力提高油田开发总体效益并取得了一些成果。“十四五”期间，紧紧围绕“满足开发生产需要、控制工程建设投资”的核心目标，持续推进“三优两化一简”等技术措施，坚持当前与长远相结合、成熟与新技术相结合，实现地面工程降本增效。

1 区块项目简介

某区西东块位于黑龙江省大庆市境内，所处建设区域内多为已建油田地面站场，市政及企事业单位、居民区等建筑物较少，地面设施密集，交通较为便利，区域内整体地势较为低洼，平均海拔141.6～149.0 m，多为低洼草地、苇塘地和季节性水泡子。

本次产能建设基建井分布在某开发区第N作业区所辖区域，区域内为已开发区块水驱、聚驱并存，建有较为完善的油、气、水、电、道路等工程，区域内涉及各种已建站所共30 座（表1）。

表1 某产能区域内涉及的各类已建站所统计Tab.1 Statistics of various existing stations involved in an production capacity area

本次产能建设共包括水驱、聚驱两个项目，其中水驱项目包括2 个子区块，分别为某油层水驱层系井网优化调整、某油层加密调整、更新及高效井；聚驱项目为某Ⅰ5-某Ⅱ10 油层的三次采油。该项目共新钻油水井951 口（油井527 口、水井424 口），基建油水井1 385 口（油井782 口、水井603 口），建成产能52.23×104t（表2）。

表2 区块产能基建油水井数量统计Tab.2 Statistics of the number of oil and water wells in the production capacity infrastructure of a block

该项目为某开发区2022 年产能建设项目，按照公司对某开发区2022 年产量目标的论证要求，结合公司2022 年开发工作安排，在深入分析开发形势、存在问题、调整潜力的基础上，只有某区西部产能区必须要通过抢钻、抢建、抢投，2022 年产量达到51.83×104t 以上，方能完成公司要求的产量目标。

2 快速建产实施措施及效果

地面系统直面钻井、基建规模大、时间紧、钻前准备不充分等诸多困难，按照2021 年9 月初开钻、10 月中旬开始基建施工的要求倒排地面方案、图纸设计的时间节点，精心组织、高效协调，产能运行工作得以有效推进。

2.1 井场垫方方案

为了加快某区西东块产能建设钻井总体进程，前期井场垫方通过现场井位勘察、分项目、分组、分钻井公司、分地类进行井场勘测等措施进行方案编制。该项目共规划新钻井951 口，钻井垫方分三批上报，每批次317 口井，第一批井场垫方下达计划92×104m3，第二批井场垫方下达计划65×104m3，第三批上报50.13×104m3，保障了钻井前期垫方的如期进行。同时技术人员与生产单位紧密结合，根据实际需求绘制了钻井井场通井路平面图，后期设计阶段又与设计单位深度结合，让设计单位，最大幅度利用前期钻井道路的基础上，规划生产井场通井路，节省了土方与投资[1]。

2.2 地面工程方案

方案编制阶段，地面系统采取“三个介入”。超前介入：不等开发方案完成，提前对产能区块内地面系统进行全面调查，实现地面系统资料与开发方案同时上报设计院；主动介入：主动参与产能区块开发参数的制定，做到地上地下一体化，参与钻井井位勘查，确保新钻井井位的可实施性；有效介入：在地面方案启动前与厂各部室、矿大队结合站库改造内容，梳理井站关系，确定新建管道路由。

某区西东块开创了方案阶段编制站外系统独立方案，并单独进行了审查的先河，审查后进行站外系统预交底，实现了站外系统初步设计与整体方案同步开展。同时在方案批复中劈分了站外系统与站内改造的工程量并估算投资，有效规避了无安全设施设计批复无法进行基建施工的制约，为站外系统抢建、抢投创造了有利条件。相比正常运行，地面工程方案最终实现了提前30 天完成[2]。

2.3 图纸设计

针对产能项目影响因素多、图纸设计工程量大、周期长的特点，设计阶段通过4 项措施加快设计进度：①提前开展初设：站外系统方案审查后，进行预交底，提前开展初设；②方案初设同步开展：编制整体方案与站外系统初步设计同步开展；③初设分批报审：站外系统初设与站内改造初设分批上报审查；④初设施工图同步开展：站外系统初设与施工图同步开展，审查后即可发施工图。

站外系统方案完成后交底进行了站外系统初步设计，初设与整体方案同步开展，整体方案完成后再进行正式交底，通过各节点的紧密衔接，仅在正式交底25 天后就完成了站外系统初步设计，相比正常60 天的初步设计周期提前了35 天。同时为了支持该项目的抢投、抢建，在正式施工图发放的半个月前，提前提供了管道、抽油机、基础、变压器、集油阀组间、配水间等大宗物资料表，为基建部门物资备料节省了大量的时间[3]。

为了配合分批基建投产的模式，地面系统在开发、基建、生产运行与设计单位之间架起沟通的桥梁，与各部门紧密结合，最终实现了按基建投产顺序分期、分批发放施工图纸，保障了抢投的顺利实施。

通过上述超常规措施实施，某区西东块产能项目实现站外系统施工图提前30 天发放，为该区块抢投、抢建提供了有力保障。

3 效益建产实施措施及效果

为了应对公司投资紧张的压力，地面系统通过优化建设方案、优化系统布局、优选处理工艺及技术、地上地下一体化等技术措施，持续压缩地面投资规模。

（1）剩余能力利用与工艺优化相结合，减少新建规模。一是根据开发水驱层系井网调整特点、新增油井井位分布，充分利用油转水空出留头、已建计量间预留头，就近接入已建计量间。二是结合区域数字化的同步实施，软件量油解除了对单井集油工艺的制约，综合应用双管掺水集油、丛式井双管掺水集油和双管并联掺水集油多种工艺，进行集油工艺优化。在水驱系统新钻301 口油井的情况下，实现基建543 口油井全部接入已建52 座计量间，区域内没有新建集油阀组间或计量间。三是结合利用井、更新井开发特点，共利旧管道142.68 km，利用率达到90%以上，节约投资2 687 万元[4]。

（2）水、聚驱产能统筹规划，充分利用已建设施能力。统筹考虑水、聚驱产能同区域、同步开发特点，从平衡区域水聚驱转油（放水）站和污水站负荷率、满足深度水需求和减少站场扩建等角度考虑，通过方案对比，将10 座聚驱计量间调入水驱系统，减少3 座聚驱转油（放水）站的气液分离能力扩建，节省投资192 万元；同时合理布局聚驱集油阀组间，原路由利旧已建管道27.5 km，利用率达到78%以上，节省投资927 万元[5]。集输系统利用油气分离能力4.83×104t/d，游离水沉降能力3.63×104t/d，电脱水能力1 955 t/d。供水及水处理系统利用已建污水站能力3.4×104m3/d，利用已建注水站能力2.8×104m3/d。

（3）联合布井，降低投资，地上地下一体化，优化新钻井平台。水、聚驱产能统筹规划，集中钻设丛式井平台，成功避开地面已建建筑物，在减少临时占地、钻机搬迁的同时，地面系统根据丛式井平台分布，水、聚驱产能统筹配置井场变压器、进井通道，优化采用丛式井双管集油掺水工艺、丛式井单干管注水工艺。与单井单变压器相比，减少变压器设置119 台、减少单井集油掺水管道20.8 km，减少单井注水管道8.9 km，减少进井通道铺设16.37 km，共计节省投资1 173 万元[6]。

（4）站场更新改造与优化合并相结合，降低改造投资，优化运行成本，精简数字化建设对象。在降投资方面：通过站外系统调整和站场合并，取消某甲、某乙、某丙转油站3 座，新建站与某甲联合站合建，采暖、数字化建设均依托联合站，减少投资235.5 万元，与原址更新改造相比，合建方式可减少3 座转油站，减少更新改造2 920 万元。合并后，机泵集中布置，能力互用，与合并前相比，管辖油井由3 座站共辖332 口增加到单站辖井523口，但机泵由28 台减少到11 台，加热炉由12 台减少到8 台，油气水分离处理设备由10 台核减到3台，精简了设备数量。同时减少了3 座站的站控系统及视频监控系统改造投资，节省数字化投入290 万元。因此，总计可减少投资3 445.5 万元[7]。在运行成本方面：优化合并与数字化建设相同步，利用集中监控代替人工巡检，减少管理点3 处，减少定员25 人，年节约人工成本375 万元；取消采暖炉3 台，与合并前比较，每年可节约天然气消耗36.5×104m3；加热炉负荷率有效提高，每年可节省天然气13.34×104m3，合计每年节约运行成本573.5 万元。

4 下一步优化措施

“十四五”期间产能建设将坚持优化系统布局，提高运行负荷，提升管理水平，降低运行成本的总体要求，以某区西东块运行模式为指导，全面实施标准化、数字化、智能化建设，加强系统优化调整，搞好挖潜增效，开展科研课题，注重节能降耗，努力实现降低改造投资、控制运行成本、提高技术水平、提高经济效益的目标，实现油田绿色安全、高质量发展[8-9]。

（1）持续推进“三优一简”的技术措施，实现油田高效开发。产能建设将继续围绕“降投资、控成本、减能耗、保生产”建设目标，以适应开发的总体需求和生产平稳运行为核心，通过采取优化总体方案、优化整体布局、优化总体规模、优化设计参数、地上地下一体化、设备高效节能化、工艺技术再简化等措施，满足油田建设及生产需求，提高开发效益[10]。从保障油田生产需要出发，通过采取老化站库改造、工艺优化升级、基础设施更新、系统挖潜增效和持续推进安全环保、隐患治理等措施，提高地面已建基础设施安全、平稳、高效、环保运行的能力，做到调整有效、改造到位、处理达标、隐患消除，一次改造能适应较长时期的油田发展。

（2）持续优化地面站库系统布局，实现减员增效。“十四五”期间将以“降投资、控成本、增效益”为主线，持续开展系统能力优化、总体布局优化，规模应用优化简化技术成果，提高油田综合开发效益，统筹利用已建设施能力，控制新增建设规模，降低建设投资和运行成本。水、聚驱统筹利用已建设施能力，对站场进行优化整合，盘活已建设施，立足区块间能力调配，控制新增建设规模；三元驱新建站场坚持集中建大站原则，减少设施数量和管理节点，实现减员增效[11-12]。

（3）深化标准化设计，缩短设计工期，提高设计质量。“十四五”期间将进一步推广应用标准化设计成果，全区679 座小型站场、321 座大中型站场的更新改造应用标准化设计，实现小型站场标准化覆盖率达到100%，大中型站场标准化覆盖率达到85%以上的目标。同时全面推行油田小型站场橇装化设计建设模式，实现小型站场橇装化设计全覆盖，为油田产能高效、快速的地面建设作出重要贡献[13]。

（4）持续推进数字化建设，实现智慧油田。在数字油田基础上，逐步完善、发展升级，形成人员集中管理、运行集中控制、数据集中处理的数字化管理模式。以智能化建设为典范，实现标准化设计、模块化建设。通过示范引领，固化模式，做到可复制、可推广。通过持续推进，实现智能化建设全覆盖，井间覆盖率达到100%，并且大中型站场全部实现集中监控、无人值守。最终实现全厂井、间、站、库智能化的全覆盖，升级、完善软件平台，油气生产业务管理和指挥全部智慧化，建成智慧油田。