边孝琦 邢宸 朱启光 寇秋涣 张春刚

大庆油田设计院有限公司

在大庆油田深入推进油田高质量发展的新要求下，地面工程紧密围绕效益建产、节能降耗为中心，精心谋划、狠抓落实，以务实创新的作风和攻坚克难的勇气，为大庆油田地面建设增砖添瓦。

大庆油田2021年共安排框架区块110个，油水井6 185 口，产能253.96×104t/a，是近5 年以来年度产能工作最多的一年。地面工程通过采取整体协调、统一调配、标准化设计等一系列措施，圆满完成了产能建设任务，同比上一年度油水井多建958口，产能多建42.89×104t/a。紧密围绕油田开发部署，以“满足开发生产需要、控制工程建设投资”为目标，持续采用“三优一简”的技术措施，尤其是突出三元复合驱及外围低渗透产能区块的方案优化，在满足油田开发和生产的同时，大幅降低了地面建设投资和运行成本[1-4]。其中，仅2021 年就有10 个内部收益率低于行业标准的产能建设项目经过优化简化、引入市场机制等措施，投资控制效果显著，优化后的方案内部收益率超过6%的行业标准，使得33.93×104t/a产能得以开发动用，为大庆油田的高产、稳产做出了新突破。

1 开发特点

大庆油田开发60 余年，随着产能开发建设的不断深入，长垣老区核心区域水驱、化学驱相互交错，二类油层上返的聚驱井与水驱井属于同区域，水、聚驱井同属于相同平台、相同场站的情况更加普遍，严格区分水、聚驱的单井、单站调头工程量增加幅度较大。油田过渡带区域开发力度加大，油品性质变差、单井产量低；外围油田区块更加零散，地面依托性变差，稠油、致密油的开发成本进一步上升，油田效益建产面临挑战[5-8]。

2 效益建产有效措施

2.1 统筹安排

以萨中开发区南一区西东块产能为例，该区块为水、聚驱同步开发区块，不同驱油方式的井井位交叉分布。根据产能建设规模及特点，采取了以下效益建产措施。

2.1.1 坚持三优一简，提高产能开发效益

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，减少地面建设投资及建设规模[9]。

对油气集输系统，首先，充分依托已建系统建设。各系统充分利用已建站场剩余能力19.8×104m3/d，区域系统负荷率提高10%～45%；集油系统新井就近接入已建间，新建计量（阀组）间就近接入已建转油站；注水系统新井就近搭接至已建注水干线。其次，简化单井集油工艺。丛式井平台采用干管集油掺水工艺，减少单井集油、掺水管道数量；依托数字化建设，采用示功图量油，核减单井计量管道，新建计量间降级为集油阀组间。最后，区域优化合并。停运转油站3座，新建南Ⅰ-1转油站，通过依托南I-1联合站的游离水沉降、采暖、数字化建设等能力，实现了机泵集中布置，能力互用（图1）。

图1 南一区区域优化Fig.1 Regional optimization of the South 1 District

对配注系统，利用已建注入站，本着节约投资、降低管理难度的原则，对注入站工艺进行完善及优化，由“单泵单井”（图2）工艺改为“一泵多井”工艺（图3）。

图2 单泵单井工艺示意图Fig.2 Schematic diagram of single-pump single-well process

图3 一泵多井工艺示意图Fig.3 Schematic diagram of single-pump multiple-well process

通过地上地下一体化，新钻井布丛式井平台，利用平台变给同一平台的多口油井供电，减少了119台变压器设置，节省投资约476万元。

2.1.2 水、聚驱统筹规划

以计量间为单元，整体划分水、聚驱油井的井站关系，统筹考虑水、聚驱产能同区域、同步开发特点，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）站的能力扩建，合理布局聚驱集油阀组间，利旧已建站间管道27.5 km。针对水泡子区域的丛式井平台，将钻井土方收拢后全部就地用于后期井场基建，减少外运土6.8×104m3，节省投资214万元。

南一区西东块产能建设通过剩余能力利用与工艺优化相结合，水、聚驱产能统筹规划等技术措施（表1），共节省地面投资8 424 万元，节省运行费用573万元。

表1 南一区西东块优化措施Tab.1 Optimization measures for the west east block of South 1 District

2.1.3 缩短设计周期，保证当年开工建设

开发区块钻井基建规模大、工期紧、水聚驱交叉系统规划复杂，该区块按照基建施工日期倒排地面方案、图纸设计的时间节点，采取将站内外分步审查、提前预交底、提前开列物资料表、标准化橇装预制（新建小型站场）等多种措施，有效提高了产能方案及设计速度。设计阶段通过提前开展初设、方案初设同步开展、初设分批报审、初设施工图同步开展等措施加快设计进度，实现站外系统施工图提前30天发放。

2.2 整体优化

“十四五”期间，老区水驱加大过渡带开发力度，打造“金边工程”。北部过渡带地区（图4）2021～2022 年共计部署4 项产能，基建油水井774口，建成产能20.12×104t。

图4 萨北开发区井位示意图Fig.4 Schematic diagram of well location in North Sartu Development Zone

2.2.1 统筹规划，分期实施

四个区块统一规划，整体部署，通过优化布局，减少新建转油站1 座，节约投资2 300 万元。充分利用已建脱水站能力，利用游离水能力1.1×104m3、电脱水能力0.1×104m3，节约投资560万元。

2.2.2 系统整体优化简化

（1）计量模式优化简化。结合数字化建设，单井采用数字化功图法量油，新建7座计量间改为集油热洗阀组，取消计量间计量分离器，油井取消计量管道，只保留掺水热洗功能，共节省管道16 km，节省计量分离器7 座，节省投资480 万元。为降低投资，大平台集油工艺由双管掺水工艺（图5）调整为每4 口油井为1 组的双管串联集油工艺（图6），在保证油井热洗前提下，尽可能减少单井管道建设，共节省管道42 km，节省投资630万元。

图5 双管流程示意图Fig.5 Schematic diagram of double pipe flow

图6 双管挂接流程示意图Fig.6 Schematic diagram of double pipe hooking flow

（2）集油工艺优化简化。为降低投资，大平台集油工艺由双管掺水工艺调整为每4 口油井为1 组的双管串联集油工艺，在保证油井热洗前提下，尽可能减少单井管道建设，共节省管道42 km，节省投资630万元。

（3）道路及井场优化简化。以产能单座大平台井通井路为例，站外大平台井通井路采用3.5 m 宽砂石通井路0.145 km，减少新建单井通井路1.1 km，同时单井调整平台井后，井场平均土地面积减少5 000 m2。产能大平台井建设共计减少新建通井路66.1 km，优化占比75%，减少井场征地面积0.52 km2，优化占比78%，共计降低建设投资3 740余万元，减少土地征地及复垦费用1 787万元。

（4）供配电系统优化简化。以产能单座大平台井为例，采用2座250 kVA×2平台变，新建0.1 km线路。如采用单井供电模式，则需要新建1.3 km线路，11 座50 kVA 变压器、2 座63 kVA 变压器，共减少新建线路1.2 km。产能大平台井建设共计减少新建线路20.89 km，减少新建变压器203 座，优化占比84%，共计降低建设投资650万元。

（5）钻井线路全部转为产能线路。产能地区农牧设施较多、地形复杂，征地较为困难。为避免重复办理征地手续，缩短征地时间，方案阶段规划将本次产能钻井线路全部转为产能线路，以缩短征地现场测绘、土地确权时间，缩减征地周期20天。

（6）工艺管道高比例沿道路敷设。在满足设计及生产运行要求前提下，在道路两侧分别敷设管道管廊带，工艺管道高比例沿产能道路两侧敷设，利用道路已征地范围，缩短征地协调时间约7天，减少征地范围4.5×104m2及征地费用40.68 万元，加快站外系统建设速度。

2.3 打破管理界限

永乐油田源142-源20 区块扶余油层产能，基建井分属采油八厂、十厂，区块北侧为八厂永乐油田，距离区块中心24 km，距离十厂拉油区块25 km，西北侧为头台油田，距离区块中心约4.5 km。

打破厂界，地面建设统一规划。由于产能区块与所属采油厂站场距离偏远，将采油八厂、十厂油井集中建设集油管网，采出液统一进入头台油田源141转油站处理（图7）。为满足厂间产量交接，在头台源141转油站设置计量工艺，在十厂平台设计量分离器计量产液。通过充分利用头台油田已建站场及设施降低投资，少建设中间加热站4座、拉油点1座，拉油通井路7 km，节省投资1 648万元。

图7 永乐油田源142-源20区块Fig.7 Yuan142-Yuan 20 Block of Yongle Oilfield

方兴油田2021 年产能建设共新建油井30 口，分布在南北两个井区。距离方兴油田已建系统较远，拉运距离分别为60 km 和35 km，拉运输油成本较高。经现场优化了集油方案，将方兴油田生产井全部就近接入七厂的葡南7号转油站和八厂的永4转油站，打破了厂界限制，节省投资及10年费用现值464.12万元。

2.4 引入市场理念

2.4.1 来94稠油区块

来94 区块位于齐齐哈尔江桥地区，油藏性质为低产、低渗透、稠油油藏，按常规油藏开发模式，无法实现该油藏的有效动用。为开发江桥地区稠油油藏，实现效益建产，油藏开发采用地上、地下联动，开展联合设计。同时引入市场理念，实现了江桥地区稠油的有效动用。

以经济评价为指导，确定总体投资，采取效益倒逼，大幅降低各项工程费用。优选天然气作为注汽点燃料源，虽增加新建天然气系统一次性投资2 575万元，但13个蒸汽注入周期，较柴油可节省燃料费3.4 亿元；充分利用地方道路，优化道路路由，降低道路建设标准，规避不良地质路段，少新建道路7.2 km，优化道路33.6 km，节省建设投资2 938 万元；供气管道采用枝状分布，设支线5条，与单一长距离供气管道相比，节省投资125万元；电力线路按依托道路、与管道同路由及单独取直敷设三种方式建设，综合节省投资54 万元；按市场化招标方式计价，下浮预制产品设备材料价格，调减二类费用费率，综合降低投资1 863万元。

2.4.2 塔21-4致密油区块

塔21-4 外扩区块作为致密油开发典型项目，开发难度大、成本高。地面工程通过采用“三优一简”措施，累计节省投资3 002 万元，可节约年运行成本510万元，促使该区块得到有效动用。同步开展数字化建设，取消小队编制，采用班组制度，劳动定员由41人优化至21人。

地上地下一体化优化，提高总体开发效益。102口井形成24座平台，采用单变压器多井供电等措施，少建集油管道18.6 km、井场变压器78 台、供电线路10.6 km、道路11.7 km，节省投资1 036.8万元；节约永久占地54.98×104m2；实施系统布局优化，控投资降成本。通过采用多方案比选，新老井统筹考虑，优化区块整体系统布局，优选站外集油系统与站内处理工艺，年节省运行费用510 万元；充分利用已建能力，控制新增建设规模。充分利用已建站场及集油系统剩余能力，控制建设规模，节省建设投资470 万元；应用橇装集成化装置，满足快速建产需求。结合致密油油藏开发初期压裂返排液量较大的规律，初期利旧返排液预处理一体化集成装置8 座（图8），节省投资530.72 万元。推广应用“六合一”集成装置，实现转油站工艺设备高度集成化、橇装化，与常规掺水转油站相比，整体用料降低20%，减少占地面积53%，节省投资865.3万元。

图8 返排液预处理一体化集成装置Fig.8 Integrated device for flowback liquid pretreatment

通过市场化运作，提升区块开发效益。塔21-4 区块整体投资10.88 亿元，平均单井投资625万元，对比常规模式开发节省投资5.54亿元，投资降幅达33.7%。

2.5 注入设施充分利旧

化学驱产能区块在一个注入周期完成后，则注入设施闲置。通过生产单位现场管理，停注后对设备进行维护和保养，当该区块进入下一个注入周期时，尽可能对已建注入泵房、注入阀组、注入泵、母液储槽（箱）及站外管道等设施进行改造利旧，减少地面新建设施，降低产能建设投资，经济效益显著。

2.5.1 2021年西区及西过三元复合驱产能

基建注入井全部为老井利用井，区块内已建注入站6 座，分别于2018 年、2020 年停注。由于该区块停注时间短（0.5～3年），注入厂房及站内设备均较为完好。2021 年该区块上返时，利旧注入站厂房6座，利旧注入阀组111套、注入泵39台（仅更换4 台泵），利旧母液储箱6 座，利旧母液管道37.55 km，利旧注水管道226.84 km。通过设备利旧，节省建设投资12 538 万元（站内投资3 400 万元，站外投资9 138万元）。

2.5.2 2021年南一区西东块聚驱产能

区块内已建聚驱注入站4座，2014年停注。由于该区块停注时间长（7 年），注入厂房及站内设备在停注后经现场及时维修和保养，部分设施完好。2021 年该区块上返时，利旧注入站厂房4 座，利旧注入阀组56套，注入泵全部利旧（22台），利旧母液储箱4 座，利旧母液管道8.9 km，利旧注水管道7.8 km。通过设备利旧，节省建设投资3 196万元（站内投资2 198万元，站外投资998万元）。

2.6 标准化设计助力高效建产

2022年产能项目中新建南Ⅰ-1转油站1座，设备容器安装等全部采用模块化设计，共选用了41个模块，并按计划开展了冬季工厂化预制，为后续缩短现场施工提供了条件。

2021 年油田产能应用标准化设计成果，提高了设计质量，小型站场缩短设计周期50%，大中型站场缩短设计周期30%；利用工厂预制，小型站场施工工期由45天缩短至7天，大中型缩短施工周期15%，提高新井贡献率5%，保障了油田系统工程先建先投，进一步促进产能建设提速提效[10]。

2.7 数字化交付稳步实施

通过关联设计、采购、施工、运维各阶段信息，构建地面建设工程数字孪生站场，形成全新的地面建设工程全生命周期信息化管理模式[11]（图9）。

图9 数字化交付实施目标Fig.9 Digital delivery implementation goals

2.7.1 红压油气处理厂天然气净化工程项目

在全专业三维协同设计基础上，完成设计阶段模型、数据、文档交付及关联，将物理站场同步转换为数字站场；定制开发4D 施工进度管理功能，为项目计划的编制、落实及变更提供重要依据，在项目建造前期指导施工，中期把控施工，后期校核施工，推动建设项目精细化管理。

2.7.2 四站储气库群工程项目

分析梳理采购和施工过程管理需求，与大庆油田基本建设运行管理系统无缝集成，可为智慧工地提供项目信息及三维模型，实现地面建设各参与方数据信息的有序传递、集成共享、多方应用，探索形成地面建设“信息化项目管理+数字化成果交付+智慧化现场管控”的地面建设全新管理模式。

2.7.3 太一联合站改造工程项目

太一联合站改造项目是实施数字化交付的油田典型站场，在交付实施中，形成具有油田特色的数字化交付标准体系框架；对已建地面设施实施逆向建模（图10）；集成油田数字化生产运行实时数据，将交付成果延伸至运维期，探索油田地面站场智能运维技术路线。

图10 太一联逆向模型Fig.10 Reverse model of Taiyi Multi-purpose Station

3 建议

（1）坚持细化降投资措施。常规水驱通过统筹布局，深挖系统潜力，利用系统剩余能力，严格控制新增规模。扩边区域借鉴外围油田建设模式，采取更加简化的工艺，简化建设充分依托已建系统，控制新建规模[12]；水驱、聚驱、复合驱能力整合，功能共用，设备互备，集中联合建站或依托已建站扩改建，简化工艺、上下返区块充分利用已建配注设施[13]；独立的稠油区块、致密油区块利用市场化机制，采用塔21-4 建设模式，大幅降低整体投资。独立的其他零散区块，采用多功能合一装置橇装化建站，原油、天然气、污水就地处理、回注，净化油外输。

（2）坚持已建注入设施利旧，降低化学驱建设投资。针对聚合物驱上返、下返工程，坚持加大已建注入设施利旧力度，降低化学驱建设投资。经统计，2022 年产能中共计利旧注入站12 座，利旧注入阀组448 套，利旧注入泵299 台，利旧母液储箱（槽）12 座，利旧母液管道24.07 km，利旧注水管道332.83 km。共计可节省建设投资21 410万元。

（3）坚持以数字化建设推动工艺简化的实现。通过数字化建设，实现了单井在井口计量，集油工艺进一步简化：计量间降级为阀组间，取消了计量分离器，丛式井平台集油工艺减少了计量管线，可降低站外系统投资。

（4）探索注入站、配置站橇装化建设，实现部分设备可搬迁。近几年产能中，根据生产单位反映，聚合物配制站和注入站经过一轮注入后，再次利用时存在问题较多，尤其是注入站，往往经过一轮注入，转入后续水驱，造成设备闲置。再次注入利旧时，因闲置造成阀组和注入泵等需要再次维修改造，费用较高。“十四五”期间，将探索配制站、注入站橇装化的建设模式，在本区块注入结束后，设备由油田公司统一协调，整橇搬迁至其他采油厂其他区块重复利用，减少设备闲置。

（5）探索立体化优化简化措施。开展井筒电加热清蜡应用试验，采用加热电缆清蜡，同时为采出液提温，探索特高含水条件下单管集油可行性。形成采油工程、地面工程一体化的优化简化技术，实现单管集输，降低建设费用；取消掺水热洗系统，减少天然气消耗，减少直接排碳；管道数量减少，运行温度降低，减缓管道腐蚀，降低管道失效风险；站场取消掺水热洗炉，减少投资及运行费用。

（6）推广零散油田“橇装建站”。外围油田新开发区块更加零散，致密油、稠油区块加大开发力度。区块面临油区分布零散，无法相互依托，地面环境复杂，地面工程建设困难，多种开发方式并存，油品物性差异较大，大规模压裂给站场处理带来困难等问题，针对这些问题，下步将基于研究成果，推广“橇装建站”的建设模式，将原油脱水、污水处理联合成橇，实现站场小型化、橇装化。污水就地处理就地回注，减少建设费用，降低生产成本。

（7）持续化完善标准化设计。持续完善大庆油田标准化设计工作，实现油田常规站场设施、设备模块化设计全覆盖。

（8）深化推进全生命周期数字化交付。完善数字化交付标准体系建设、完善数字化交付平台、开展数字化交付智能运维平台研发工作。

4 结论

“十四五”期间，开发对象劣质化更加严重，效益建产难度更大。对此，将赋予“三优一简”新的内涵，提出更加细化的应对措施，积极应对，控制投资。地面工程通过加强方案设计的优化，围绕“数字化、橇装化、标准化”大力实施“三优一简”技术措施，充分利用已建站能力，利旧已建设施并逐步加强立体化三维设计，加快规划设计、产品预制进度，保证产能建设顺利进行，多措并举，努力实现效益建产，为高效益开发提供地面保障。