大庆油田有限责任公司第十采油厂

2018年4月，某油田产能区块井喜获高产工业油流，成为松辽盆地外围首口自然产能超百立方米的探井，也是大庆探区自1973 年以来自然产能超百立方米的又一口探井，展现了良好的勘探前景，同时也拉开了区块开发建设的帷幕。

1 基本概况

按照“勘探开发一体化、整体效益建产”的思路要求[1]，2019 年某油田产能区块基建油水井152口，其中油井124 口，水井28 口，建成产能16.94×104t/a，初期产液673 t/d，产油449 t/d；后期产液501 t/d，产油150 t/d，是该外围油田实现稳产、上产的主要产能区块，如表1所示。

区块地处双城市区西南15 km同心满族乡和兰棱镇境内，位于双城油田东南部，距已建S1 联直线距离36 km，公路距离71 km，区块位置独立，无系统依托。油田区域内主要地类为耕地，西南部分区域为水稻田地，村屯较多，整体地势东北高、西南低。从治安村往西和新化村西南部区域低于151 m 高程地带均为低洼耕地，雨季易积水成为淤地，土路难以通行，新化村西南部区域以水稻田地为主，局部地区为丘陵地带，地面环境复杂，从以往开发经验看，效益建产难度大。

表1 某油田产能区块基建油水井开发指标预测Tab.1 Infrastructure oil and water well development index forecast of an oilfield production block

2 “三高”模式

2.1 优化简化高效益

2.1.1 丛式布井降投资

区块建设推行“地上地下一体化”工作模式[2]，地面建设、开发共同现场勘察，充分结合，以地下地层靶点坐标为依据，按照“一防、三省、四远离”原则，优化布井方案。即统筹考虑斜井尽量避免穿越地质断层，防止套变；最优地面建设方案，做到省管道、省电力线路、省新建道路；井位尽量远离村屯、水泡、水渠环境敏感区域和征地费用高的地段。经过优化对比，124口油井和28口水井，共布设独立油水井各1口，丛式平台19座，最大平台19口井。

与常规建设方式相比，集油阀组间由7座减少到3 座，管道由205 km 减少到170 km，道路由45 km 减少到8 km，井场由152 座减少到21 座。通过优化布井方式，虽然钻井和采油增加投资4 599 万元，但地面建设节省建设投资5 715 万元，总体节省投资1 116万元。

2.1.2 简化工艺提效益

优化集油工艺，降低运行成本[3]。根据已投产区块经验，单管电加热流程在建设投资上比环状掺水流程优势明显，本区块建设中集油工艺优化上即考虑短期投资成本，更兼顾长期运行成本。单管电热混输集油需在区块中心新建混输泵站1座，井口设电加热器21 台，新建集输油管道21.7 km，管道集肤效应电加热装置17 台，建设投资7 515 万元。环状掺水流程需新建转油站1 座，集油阀组间3座，集油掺水管道47.6 km，建设投资10 416.23 万元，电热混输集油比环状掺水流程节省近30%建设投资。但环状掺水流程维护方便，运行能耗低，从长远成本角度测算，采用环状集油流程，投资及10年费用现值比电热流程少3 878万元，节省运行费用达52.2%，降低了运行成本，因此区块选择环状掺水工艺进行站外建设[4]。

优选脱水工艺，实现转油、脱水灵活转变。鉴于零散区块往往因开发潜力不明确导致投产初期设备能力不足、后期闲置的问题，以及采用传统的二段电脱水工艺，因外输工况调整导致电脱水装置闲置产生无效投资的风险，因此采用两段热化学脱水工艺。初期2 台Φ4 000 mm×20 028 mm 三相分离装置串联二段脱水，如区块转为管道外输，则2台装置功能转为油气分离器，互为备用，满足含水油外输需求。通过工艺优选，少建2 台电脱水装置，节省投资370万元。

开展前期实验，简化工艺流程。目前大庆油田“8.3.2”注水指标常规处理工艺流程为“来水 氧化除硫 自然沉降 混凝沉降 两级压力过滤 出水”，在方案设计过程中，先期对双66 等3 口高含水井取样化验后再确定工艺流程。3口井硫化物含量最高为3.77 mg/L，由于含硫量较低，取消氧化除硫工艺，节省建设投资230万元。新建注水站优先回注污水，不足部分补充清水，污水由污水站提供，清水由水质站提供。为降低投资，对生产油井和水源井取样，进行清污混合室内试验，悬浮物无增加趋势，注水站简化为清污混注流程，减少投资120万元。

简化炉前工艺，降低安全风险。按照油田公司调研结论，对加热炉炉前工艺进行了简化，取消7座烧火间及配套的可燃气体报警器和采暖工艺，增加挡雨棚和供气管道伴热，节省投资10 万元，同时有效降低了密闭空间可燃气体的燃爆风险。

采用过水路面，满足生产运行。为满足152口油水井、联合站及计量间等对外的交通联络。统筹考虑平台位置、完善地方基础设施等因素，共新建井排支、干环路18 km，按交通部四级公路标准设计，采用水泥混凝土路面。根据区块的地势、地貌，为减少基本农田占用、避免路基阻水淹没农田引发经济纠纷等不利情况，道路高度按过水路面设计。通过优化路径，节省征地等建设投资800 万元，同时提高了道路的使用寿命。

2.1.3 统筹利用

统筹考虑钻井、压裂、采油井场及道路的垫方和征地，避免重复垫方、重复征地。前期钻井道路保通工程和后期地面建设有序衔接，将钻井前期垫路3.5×104m3的建筑垃圾充分利旧，其中垫低洼井场1.24×104m3，垫通井路1×104m3，回收利用率65%，节省投资885万元。

2.1.4 多措并举提前建产

积极开展提前建产临时工程设计，采用井场拉油的方式组织生产，产液拉运至S1#联合站卸油点。新建供电线路6.8 km，灵活租用变压器7 台，井场注水橇5 座，组织维修储油罐7 座，提前投产油井39口，水井10口，累计贡献产量3.41×104t，累计注水1.05×104m3。新建的井场设备52 套和平台通井路均与产能工程相符。

通过地面系统优化简化、临时设计等措施，共节省建设投资2 621 万元，单井投资由320 万元降至303 万元，收益率由10.7%上升至11.5%；提前建产原油8.05×104t，实现了区块的经济有效开发。

2.2 管理创新高效率

2.2.1 超前介入构建骨架

为保障区块的快速实施，地面规划设计工作提前介入[5]，开展调研，多方结合，保障电力、水资源等基础设施供给。

结合开发预测，确定建设规模，优选外输方案。提前介入后，现场初步勘查，预选拟建联合站和集油配水间站址，同时对区块产出液去向进行了优化。鉴于该区块产油量递减幅度大、产液量递减幅度较小的特点，分别对比原油管输和拉运两种方式输至朝阳沟油田和哈尔滨炼油厂4个方案进行优选。拉运至哈尔滨炼油厂，运距90 km，年运行费用1 300 万元，拉运至S1#联合站卸油点，运距71 km，年运行费用1 025万元；管输至哈尔滨炼油厂，管道长度80 km，需建设中间加热加压站，投资6 440万元，管输至S1#联合站卸油点，管道长度43 km，需建设中间加热加压站，投资2 300 万元。综合考虑运行费用、建设投资、建设难度、外输计量以及目前S1#外输管道的运行能力受限等因素，确定区块初期产量拉运至S1#联合站卸油点。

调查地下水资源，为油田注水提供保障。区块周边无可依托的工业供水系统，经与地方水务局协同调查水井4口，结合钻井资料，区块地区地下水含水层厚度在8～15.5 m，涌水量500～700 m3/d，水资源丰富，水质较好，可以满足油田注水需求。

调查电力系统，为油田开发注入动力。区块无油田电网可依托，附近有希勤和金城66/10 kV国网变电所2 座，均从S1#变电所西线接出，希勤变电所距离拟建S3#联合站6.5 km，经跃进变电所接至S1#变电所，线路总长28 km。金城变电所距离S3#联合站7.2 km，中间有京哈铁路和高架高铁经过，距离S1#变电所线路长度21 km。经与国网沟通，变电站负载率33.4%，负载率41.3%，能够满足S3#联合站区域新增1 769 kW 负荷需求，最终确定从希勒和金成变电所引双回路保障电力供应。

2.2.2 打破常规并行推进

鉴于区块的特殊性，在项目的运行管理上，打破常规，采取“四同步”工作方式，加快项目实施进度。

建设单位和设计单位同步工作。成立了区块项目组，油田设计院成立了方案设计专业项目组，均安排骨干力量全力保障项目运行。

开发方案和地面方案同步开展。根据初步油藏产能资料启动地面工程方案的编制工作，期间随着油藏产能资料的不断调整变化来调整地面方案，油藏产能资料终稿确定后15 天便完成地面工程方案的编制和上报，并在一周内通过方案审查。

初步设计和施工图设计同步开展。集输、供注水、道路等主要专业设计人员提前参与方案编制讨论，根据拟定建设方案，提前开展项目集输油管网、道路和S3#联合站等骨架工程设计工作，同时初步设计、施工图设计同步进行，缩短了项目设计周期。

施工图、白图同步报审。单项工程从传统的资料齐全统一报审，到采取施工图、白图同步报审，分批审查的方式，加快了项目审批进度。

2.2.3 “三化”设计加快进度

区块以“小型站场设施橇装化、大型站场设施模块化、站内工艺预制化”为工作目标，3座集油间、4 座配水间、1 座配电站均按照标准化橇装可移动式设计。站场施工图采用PDMS 三维绘图设计，水处理设备、加热装置等站内设备可在工厂内模块化组装，站内与设备设施连接的工艺管线可实现工厂化预制，可预制化率达到97%，较传统土建—工艺现场施工方式，明显缩短施工周期，实现快速建产。

通过超前介入和创新的“四同步”工作方式、“三化”设计，区块最终方案设计比计划提前一个半月完成，为基建施工奠定了基础，争取了主动。

2.3 数字引领高标准

按照优化组织架构、实行扁平化管理的要求，以“管理集中化、技能全面化、办公无纸化”为目标，油田新老区域统一实施数字化建设[6]，为构建专业化班组、矿两级管理模式，减少定员，节约运行成本，为建设成高标准、高水平、现代化数字油田提供基础保障[7]。

2.3.1 抽油机井

对369口新老抽油机井的综合电参、油压、载荷、位移数据进行采集，仪表数据先以无线方式传送至电参分析控制器，再通过WIA-PA网络汇聚至计量间无线网关传回中控室，实现单井生产参数监控、远程启停、功图计产、异常工况自动报警功能[8]。

2.3.2 集油配水间

10 座阀组间掺水、集油汇管温度压力采集，掺水温度远程设定闭环调节，6 座配水间注水汇管、支线压力采集，注水量远程设定，流量自动调节，生产数据无线回传，实现中控室远程调参，集油配水间生产无人值守。

2.3.3 转油站

对S1#、S2#联合站重要生产参数设仪表采集点，容器液位、主要机泵、反冲洗控制改为电动阀或变频调节，站内生产数据、视频监控，汇同站外计量间、油水井参数回传至中控室集中监控。

2.3.4 联合站

S3#联合站采用中控PLC+服务器+操作员站+远程I/O 站搭建控制系统，整合站内污水、清水、注水、消防、配电所、废液站，以及脱水、装车岗生产数据，在清水岗、脱水岗分别设置远程I/O 机柜间，实现“八岗合一”集中监控。

2.3.5 区域生产管理中心

以A11 系统提供的平台作为前端数据采集基础，接收生产数据存储、汇总、展示，自动生成报表，以网站形式发布于办公网，实现区域所辖井、间、站等生产和设备运行数据实时监控、巡检、异常自动报警、远程管理控制、应急指挥等功能[9]。

油田数字化建成投产后，实现了管理层级扁平化，改变了传统的信息逐级上报，指令逐级下达的运行模式，将生产信息实时推送到不同管理层级，缩短生产指令传递链条；生产运行高效化，信息化技术与传统生产技术融合，取代大量简单、重复的劳动，通过持续提升基层操作技能和不断优化用工模式，实现生产效率提升；信息采集全面化，通过实时生产数据和视频图像，全天候、全参数、全过程的监视生产变化[10]，为后续油气生产决策提供数据支撑。人力资源最优化，用工总数可减至100人，设置2 个采油工区、1 个保障队，采油工区主要承担井间站巡检、取样、处理以及站内中控室监控职能；保障队承担区域抢修、车辆服务、仪表运维等生产服务职能。

3 结束语

（1）“地上地下一体化”，优化布井方案，简化地面工艺，利用钻井线路和道路，开展临时设计，提前建产，是降低建设投资、提高开发效益的有效手段。

（2）通过“四同步”的管理创新和橇装化、模块化、标准化的“三化”设计，能够提高项目运行效率，为快速投产提供保障。

（3）井间站和生产管理中心的数字化建设，是实现管理层级扁平化、生产运行高效化、信息采集全面化、人力资源最优化的基础保障。

（4）高效益、高效率、高标准的“三高模式”跳出传统思维高站位，从投资、管理、成本、社会效益多方融合，实现了顶层设计的目标，打造外围油田标杆精品工程，为类似独立整装区块的经济有效开发提供可借鉴的经验。