外圍某油田產能區塊地面建設模式探討

大慶油田有限責任公司第十采油廠

2018年4月，某油田產能區塊井喜獲高產工業油流，成為松遼盆地外圍首口自然產能超百立方米的探井，也是大慶探區自1973 年以來自然產能超百立方米的又一口探井，展現了良好的勘探前景，同時也拉開了區塊開發建設的帷幕。

1 基本概況

按照“勘探開發一體化、整體效益建產”的思路要求[1]，2019 年某油田產能區塊基建油水井152口，其中油井124 口，水井28 口，建成產能16.94×104t/a，初期產液673 t/d，產油449 t/d；后期產液501 t/d，產油150 t/d，是該外圍油田實現穩產、上產的主要產能區塊，如表1所示。

區塊地處雙城市區西南15 km同心滿族鄉和蘭棱鎮境內，位于雙城油田東南部，距已建S1 聯直線距離36 km，公路距離71 km，區塊位置獨立，無系統依托。油田區域內主要地類為耕地，西南部分區域為水稻田地，村屯較多，整體地勢東北高、西南低。從治安村往西和新化村西南部區域低于151 m 高程地帶均為低洼耕地，雨季易積水成為淤地，土路難以通行，新化村西南部區域以水稻田地為主，局部地區為丘陵地帶，地面環境復雜，從以往開發經驗看，效益建產難度大。

表1 某油田產能區塊基建油水井開發指標預測Tab.1 Infrastructure oil and water well development index forecast of an oilfield production block

2 “三高”模式

2.1 優化簡化高效益

2.1.1 叢式布井降投資

區塊建設推行“地上地下一體化”工作模式[2]，地面建設、開發共同現場勘察，充分結合，以地下地層靶點坐標為依據，按照“一防、三省、四遠離”原則，優化布井方案。即統籌考慮斜井盡量避免穿越地質斷層，防止套變；最優地面建設方案，做到省管道、省電力線路、省新建道路；井位盡量遠離村屯、水泡、水渠環境敏感區域和征地費用高的地段。經過優化對比，124口油井和28口水井，共布設獨立油水井各1口，叢式平臺19座，最大平臺19口井。

與常規建設方式相比，集油閥組間由7座減少到3 座，管道由205 km 減少到170 km，道路由45 km 減少到8 km，井場由152 座減少到21 座。通過優化布井方式，雖然鉆井和采油增加投資4 599 萬元，但地面建設節省建設投資5 715 萬元，總體節省投資1 116萬元。

2.1.2 簡化工藝提效益

優化集油工藝，降低運行成本[3]。根據已投產區塊經驗，單管電加熱流程在建設投資上比環狀摻水流程優勢明顯，本區塊建設中集油工藝優化上即考慮短期投資成本，更兼顧長期運行成本。單管電熱混輸集油需在區塊中心新建混輸泵站1座，井口設電加熱器21 臺，新建集輸油管道21.7 km，管道集膚效應電加熱裝置17 臺，建設投資7 515 萬元。環狀摻水流程需新建轉油站1 座，集油閥組間3座，集油摻水管道47.6 km，建設投資10 416.23 萬元，電熱混輸集油比環狀摻水流程節省近30%建設投資。但環狀摻水流程維護方便，運行能耗低，從長遠成本角度測算，采用環狀集油流程，投資及10年費用現值比電熱流程少3 878萬元，節省運行費用達52.2%，降低了運行成本，因此區塊選擇環狀摻水工藝進行站外建設[4]。

優選脫水工藝，實現轉油、脫水靈活轉變。鑒于零散區塊往往因開發潛力不明確導致投產初期設備能力不足、后期閑置的問題，以及采用傳統的二段電脫水工藝，因外輸工況調整導致電脫水裝置閑置產生無效投資的風險，因此采用兩段熱化學脫水工藝。初期2 臺Φ4 000 mm×20 028 mm 三相分離裝置串聯二段脫水，如區塊轉為管道外輸，則2臺裝置功能轉為油氣分離器，互為備用，滿足含水油外輸需求。通過工藝優選，少建2 臺電脫水裝置，節省投資370萬元。

開展前期實驗，簡化工藝流程。目前大慶油田“8.3.2”注水指標常規處理工藝流程為“來水 氧化除硫 自然沉降 混凝沉降 兩級壓力過濾 出水”，在方案設計過程中，先期對雙66 等3 口高含水井取樣化驗后再確定工藝流程。3口井硫化物含量最高為3.77 mg/L，由于含硫量較低，取消氧化除硫工藝，節省建設投資230萬元。新建注水站優先回注污水，不足部分補充清水，污水由污水站提供，清水由水質站提供。為降低投資，對生產油井和水源井取樣，進行清污混合室內試驗，懸浮物無增加趨勢，注水站簡化為清污混注流程，減少投資120萬元。

簡化爐前工藝，降低安全風險。按照油田公司調研結論，對加熱爐爐前工藝進行了簡化，取消7座燒火間及配套的可燃氣體報警器和采暖工藝，增加擋雨棚和供氣管道伴熱，節省投資10 萬元，同時有效降低了密閉空間可燃氣體的燃爆風險。

采用過水路面，滿足生產運行。為滿足152口油水井、聯合站及計量間等對外的交通聯絡。統籌考慮平臺位置、完善地方基礎設施等因素，共新建井排支、干環路18 km，按交通部四級公路標準設計，采用水泥混凝土路面。根據區塊的地勢、地貌，為減少基本農田占用、避免路基阻水淹沒農田引發經濟糾紛等不利情況，道路高度按過水路面設計。通過優化路徑，節省征地等建設投資800 萬元，同時提高了道路的使用壽命。

2.1.3 統籌利用

統籌考慮鉆井、壓裂、采油井場及道路的墊方和征地，避免重復墊方、重復征地。前期鉆井道路保通工程和后期地面建設有序銜接，將鉆井前期墊路3.5×104m3的建筑垃圾充分利舊，其中墊低洼井場1.24×104m3，墊通井路1×104m3，回收利用率65%，節省投資885萬元。

2.1.4 多措并舉提前建產

積極開展提前建產臨時工程設計，采用井場拉油的方式組織生產，產液拉運至S1#聯合站卸油點。新建供電線路6.8 km，靈活租用變壓器7 臺，井場注水橇5 座，組織維修儲油罐7 座，提前投產油井39口，水井10口，累計貢獻產量3.41×104t，累計注水1.05×104m3。新建的井場設備52 套和平臺通井路均與產能工程相符。

通過地面系統優化簡化、臨時設計等措施，共節省建設投資2 621 萬元，單井投資由320 萬元降至303 萬元，收益率由10.7%上升至11.5%；提前建產原油8.05×104t，實現了區塊的經濟有效開發。

2.2 管理創新高效率

2.2.1 超前介入構建骨架

為保障區塊的快速實施，地面規劃設計工作提前介入[5]，開展調研，多方結合，保障電力、水資源等基礎設施供給。

結合開發預測，確定建設規模，優選外輸方案。提前介入后，現場初步勘查，預選擬建聯合站和集油配水間站址，同時對區塊產出液去向進行了優化。鑒于該區塊產油量遞減幅度大、產液量遞減幅度較小的特點，分別對比原油管輸和拉運兩種方式輸至朝陽溝油田和哈爾濱煉油廠4個方案進行優選。拉運至哈爾濱煉油廠，運距90 km，年運行費用1 300 萬元，拉運至S1#聯合站卸油點，運距71 km，年運行費用1 025萬元；管輸至哈爾濱煉油廠，管道長度80 km，需建設中間加熱加壓站，投資6 440萬元，管輸至S1#聯合站卸油點，管道長度43 km，需建設中間加熱加壓站，投資2 300 萬元。綜合考慮運行費用、建設投資、建設難度、外輸計量以及目前S1#外輸管道的運行能力受限等因素，確定區塊初期產量拉運至S1#聯合站卸油點。

調查地下水資源，為油田注水提供保障。區塊周邊無可依托的工業供水系統，經與地方水務局協同調查水井4口，結合鉆井資料，區塊地區地下水含水層厚度在8～15.5 m，涌水量500～700 m3/d，水資源豐富，水質較好，可以滿足油田注水需求。

調查電力系統，為油田開發注入動力。區塊無油田電網可依托，附近有希勤和金城66/10 kV國網變電所2 座，均從S1#變電所西線接出，希勤變電所距離擬建S3#聯合站6.5 km，經躍進變電所接至S1#變電所，線路總長28 km。金城變電所距離S3#聯合站7.2 km，中間有京哈鐵路和高架高鐵經過，距離S1#變電所線路長度21 km。經與國網溝通，變電站負載率33.4%，負載率41.3%，能夠滿足S3#聯合站區域新增1 769 kW 負荷需求，最終確定從希勒和金成變電所引雙回路保障電力供應。

2.2.2 打破常規并行推進

鑒于區塊的特殊性，在項目的運行管理上，打破常規，采取“四同步”工作方式，加快項目實施進度。

建設單位和設計單位同步工作。成立了區塊項目組，油田設計院成立了方案設計專業項目組，均安排骨干力量全力保障項目運行。

開發方案和地面方案同步開展。根據初步油藏產能資料啟動地面工程方案的編制工作，期間隨著油藏產能資料的不斷調整變化來調整地面方案，油藏產能資料終稿確定后15 天便完成地面工程方案的編制和上報，并在一周內通過方案審查。

初步設計和施工圖設計同步開展。集輸、供注水、道路等主要專業設計人員提前參與方案編制討論，根據擬定建設方案，提前開展項目集輸油管網、道路和S3#聯合站等骨架工程設計工作，同時初步設計、施工圖設計同步進行，縮短了項目設計周期。

施工圖、白圖同步報審。單項工程從傳統的資料齊全統一報審，到采取施工圖、白圖同步報審，分批審查的方式，加快了項目審批進度。

2.2.3 “三化”設計加快進度

區塊以“小型站場設施橇裝化、大型站場設施模塊化、站內工藝預制化”為工作目標，3座集油間、4 座配水間、1 座配電站均按照標準化橇裝可移動式設計。站場施工圖采用PDMS 三維繪圖設計，水處理設備、加熱裝置等站內設備可在工廠內模塊化組裝，站內與設備設施連接的工藝管線可實現工廠化預制，可預制化率達到97%，較傳統土建—工藝現場施工方式，明顯縮短施工周期，實現快速建產。

通過超前介入和創新的“四同步”工作方式、“三化”設計，區塊最終方案設計比計劃提前一個半月完成，為基建施工奠定了基礎，爭取了主動。

2.3 數字引領高標準

按照優化組織架構、實行扁平化管理的要求，以“管理集中化、技能全面化、辦公無紙化”為目標，油田新老區域統一實施數字化建設[6]，為構建專業化班組、礦兩級管理模式，減少定員，節約運行成本，為建設成高標準、高水平、現代化數字油田提供基礎保障[7]。

2.3.1 抽油機井

對369口新老抽油機井的綜合電參、油壓、載荷、位移數據進行采集，儀表數據先以無線方式傳送至電參分析控制器，再通過WIA-PA網絡匯聚至計量間無線網關傳回中控室，實現單井生產參數監控、遠程啟停、功圖計產、異常工況自動報警功能[8]。

2.3.2 集油配水間

10 座閥組間摻水、集油匯管溫度壓力采集，摻水溫度遠程設定閉環調節，6 座配水間注水匯管、支線壓力采集，注水量遠程設定，流量自動調節，生產數據無線回傳，實現中控室遠程調參，集油配水間生產無人值守。

2.3.3 轉油站

對S1#、S2#聯合站重要生產參數設儀表采集點，容器液位、主要機泵、反沖洗控制改為電動閥或變頻調節，站內生產數據、視頻監控，匯同站外計量間、油水井參數回傳至中控室集中監控。

2.3.4 聯合站

S3#聯合站采用中控PLC+服務器+操作員站+遠程I/O 站搭建控制系統，整合站內污水、清水、注水、消防、配電所、廢液站，以及脫水、裝車崗生產數據，在清水崗、脫水崗分別設置遠程I/O 機柜間，實現“八崗合一”集中監控。

2.3.5 區域生產管理中心

以A11 系統提供的平臺作為前端數據采集基礎，接收生產數據存儲、匯總、展示，自動生成報表，以網站形式發布于辦公網，實現區域所轄井、間、站等生產和設備運行數據實時監控、巡檢、異常自動報警、遠程管理控制、應急指揮等功能[9]。

油田數字化建成投產后，實現了管理層級扁平化，改變了傳統的信息逐級上報，指令逐級下達的運行模式，將生產信息實時推送到不同管理層級，縮短生產指令傳遞鏈條；生產運行高效化，信息化技術與傳統生產技術融合，取代大量簡單、重復的勞動，通過持續提升基層操作技能和不斷優化用工模式，實現生產效率提升；信息采集全面化，通過實時生產數據和視頻圖像，全天候、全參數、全過程的監視生產變化[10]，為后續油氣生產決策提供數據支撐。人力資源最優化，用工總數可減至100人，設置2 個采油工區、1 個保障隊，采油工區主要承擔井間站巡檢、取樣、處理以及站內中控室監控職能；保障隊承擔區域搶修、車輛服務、儀表運維等生產服務職能。

3 結束語

（1）“地上地下一體化”，優化布井方案，簡化地面工藝，利用鉆井線路和道路，開展臨時設計，提前建產，是降低建設投資、提高開發效益的有效手段。

（2）通過“四同步”的管理創新和橇裝化、模塊化、標準化的“三化”設計，能夠提高項目運行效率，為快速投產提供保障。

（3）井間站和生產管理中心的數字化建設，是實現管理層級扁平化、生產運行高效化、信息采集全面化、人力資源最優化的基礎保障。

（4）高效益、高效率、高標準的“三高模式”跳出傳統思維高站位，從投資、管理、成本、社會效益多方融合，實現了頂層設計的目標，打造外圍油田標桿精品工程，為類似獨立整裝區塊的經濟有效開發提供可借鑒的經驗。