前言：寻找写作灵感？中文期刊网用心挑选的油田地面系统优化简化措施及形势对策，希望能为您的阅读和创作带来灵感，欢迎大家阅读并分享。
摘要：针对杏北油田开发方式多元化、原油产量逐年降低、产能规模大、效益差、地面腐蚀老化突出等问题，大力开展地面系统优化简化工作。在产能建设上强化地上地下结合以提高方案深度，细化全过程协调推进方案设计进度，做好区域能力、布局优化及工艺简化提高产能效益；在已建系统上重点实施区域站场、站外系统优化调整，有序推进了区域集中监控建设。通过新老系统统筹，在控投资、降成本、增效益、提效率方面取得了显著效果。在总结优化简化主要措施基础上，结合油田开发安排，分析产能建设低产低效、各系统负荷不均、老油田腐蚀老化等形势，明确了今后一段时期地面优化调整措施，有效挖掘地面提质增效潜力，为杏北油田中长期地面规划提供指导意见。
关键词：杏北油田；地面系统；优化简化；产能建设；提质增效
杏北油田于1966年投入开发，1994年、1999年开始二、三次加密调整，2002年开始聚驱开发，2006年开始三元开发，形成了水驱、聚驱、三元驱并存的开发局面。开发50余年来，结合油田产能建设、系统配套和技术改造，形成了适应油田生产的油、气、水、电、控、信、路等地面工程系统，满足了各个时期的油田生产需求，保障了500×104t以上稳产35年，其中800×104t以上高产11年。截至2019年底，建成各类站库（间）727座、埋地管道10000km、电力线路2000km、油田道路2000km，地面各系统能力总体上能够满足油田开发、生产运行需求。
1“十三五”地面优化简化措施及效果
“十三五”期间，杏北油田除杏五区西部、杏七区西部及东部过渡带地区，其他区块的三采开发及三次加密调整基本全部覆盖，水驱产量比例维持在60%，三采产量比例40%，水驱增产空间在逐步缩小，三采开发呈现阶段性特点，总产量逐年下降。地面系统随新产能建设基础设施规模不断扩大，已建老系统腐蚀老化加剧，三采后续水驱区块负荷大幅度下降，生产能耗刚性增长，效益变差。在此形势下，“十三五”期间大力实施地面系统优化简化措施，重点解决了各区块产注量不平衡、各系统负荷不均衡、各节点运行不顺畅等问题[1]。
1.1产能建设着力控规模降投资
“十三五”期间，杏北油田主要建设产能区块29个，基建油水井2906口，开发方式包括三元复合驱、聚合物驱、三次加密调整、层系井网优化调整、扶余油层等。地面编制总体规划方案，统筹优化新、老系统，分年建设实施，确定了“三采能力接替利用、水驱能力优化利用”和站库布局、工艺优化简化的思路，围绕“控规模、降投资”大力实施“三优一简”技术措施[2]。
1.1.1实施地上地下一体化优化
（1）编制总体规划，实施分期建设。充分结合开发安排编制区域多区块总体方案，分年分步实施，能力合一考虑，实现地下驱油错峰开发、地上规模错峰建设，有利于区块已建地面能力充分利用，达到控规模、降投资的效果。2015年编制杏七区东部Ⅲ块产能建设方案，同期统筹规划2016年、2017年杏七区东部Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ块产能建设；2018年和2019年编制杏七区中部产能建设方案，同期统筹规划2022—2025年杏七区西部产能建设[3]。（2）实施丛式井布置，合建地面设施。合理优化布井方式，建设丛式井平台，合建工艺管廊带、井间路、电力线路及变压器等，直接减少临时征地80%以上，减少永久征地48%以上。“十三五”期间杏七区东部、中部等产能区块建设丛式井1184口，占总井数50%以上，有效减少了建设征地和基础设施数量，降低建设投资1.7亿元[4]。
1.1.2合理利用区域已建剩余能力
（1）三采新增能力接替利用相邻区块剩余能力。利用相邻三采区块进入后续水驱阶段时机，新建产能接替利用配制、注水、供配电剩余能力。杏七区东部利用相邻杏六区东部已建配制、注水能力1.08×104m3/d，供配电能力0.61×104kW；杏七区中部利用相邻杏六区中、西部已建配制和供配电能力分别为0.62×104m3/d、0.59×104kW。“十三五”期间接替利用已建系统能力1.7×104m3/d，有效控制了新增处理能力规模。（2）水驱新增能力全部利用区域已建系统剩余能力。新建产能全部进入已建转油站、脱水站、污水站等，控制新增站库数量。杏七区东部、中部利用已建各类站库17座，共利用剩余能力4.16×104m3/d，区域负荷率提高18%，实现了水驱产能建设零新增站库[5]。
1.1.3优化区域新增站库建设布局
（1）区域布局上实施合建站。打破区块界限、管理界限，统筹水驱、三采能力，区域站库统筹优化布局汇入一体，能力融合在一起。杏七区东部、中部7个区块合并建设转油放水、污水、注水、调配等站库9座，有效控制了新增站点数量。（2）建设方式上实施建大站。整合区域站场，站库建设采取集中建设、与已建站库相邻建设的方式，建设大型联合站。杏二十七联、杏二十六联、三元-7转3座大型合建站库整合了区域12座不同功能站场，有效减少了新增站点数量。（3）运行模式上实施集中监控。站库建设同步实施集中监控，优化运行管理模式，达到减员增效的目的。大型站库本站集中监控，例如杏七区东部水驱、三采污水处理统一建设沉降罐区、过滤罐区等，站场通行处设立中心控制室；中小型站库区域集中监控，例如杏七区中部三采区块注入站统一按照无人值守模式建设，数字化系统接入区域中心站场。“十三五”以来，产能建设同步实施集中监控站库13座。
1.1.4规模应用成熟的简化工艺技术
应用的简化工艺技术包括：“两就近”集油，油井就近搭接进入已建系统；“单干管”配水，注水井就近挂接干线；“一变多井”供配电，单台变压器带多口邻近油井；“一泵多井”注入等。“十三五”期间减少建设计量间11座、配水间17座、变压器389台、注入泵169台，且泵房、管道、道路、电力线路、征地等规模均大幅下降，有效控制了地面建设投资[6]。
1.2已建老系统大力实施优化调整
受原油产量递减、三采开发阶段性等因素影响，地面部分系统出现低输低负荷、运行高能耗等问题，围绕“调负荷、提效率”大力实施低负荷区域站场和站外系统工艺优化调整，优化区域负荷，提高系统运行效率。
1.2.1低负荷区域站场优化调整
（1）优化站外集输方向，实施低产低效转油站、计量间关停。针对部分转油站、计量间开井率低、产液量低、生产能耗高、地理位置偏远、生产生活管理难度大的问题，以提高运行效率、降低运行能耗为优化调整目的，实施低负荷站库的优化调整，采取调整采油方式、优化高产井集输方向等措施，将产油量＞1t/d井调整集输方向，将产液量＜15t/d井转为提捞井，将老化且生产隐患多的偏远转油站、计量间关停，减少管理节点。“十三五”期间，通过集输关系优化调整，共计取消计量间14座，核减低负荷转油站1座，减少用工65人，有效降低了生产运行成本和管理难度。（2）开展后续水驱区块水、聚驱集输系统优化调整。首先优化区域系统负荷，实施后续水驱区块转油站优化合并。针对水驱转油站运行年限长、老化严重，聚驱转油站年限相对较短、负荷低，水驱处理系统见聚，聚驱后续水驱阶段含聚质量浓度下降至150mg/L以下等问题，实施后续水驱区块水、聚驱集输系统优化调整，对转油站相邻建设、站外系统交叉重叠的低负荷区域站场优化合并，将后续水驱区块内运行年限长、老化严重的水驱转油站负荷，转到设施状况好、负荷低的聚驱后转油站，核减老化站库。近年来，共对6个聚驱后续水驱区块实施了集输系统优化调整，核减老化站库8座，减少用工79人，有效降低了老油田改造投资和生产运行成本。其次，优化站库平面布局，实施后续水驱区块脱水站优化合并。针对后续水驱区块水驱脱水站运行年限长、老化严重，聚驱脱水站设备设施腐蚀损坏严重，水驱产油量下降、聚驱产液及产油量下降，一、二段游离水脱除及热化学电脱水负荷低，水驱见聚、聚驱含聚浓度下降等问题，实施后续水驱区块水、聚驱脱水系统优化调整，对相邻建设的杏十二联水、聚驱脱水站优化合并，将2座脱水站场整合为1座，调整站库布局，优化岗位设置，减少用工29人，年节省运行成本435万元[7]。（3）开展后续水驱区块污水系统均衡负荷、能力优化调整。针对水驱处理系统全面含聚、污水站年限长且老化严重，聚驱后续水驱含聚浓度下降、污水站水量下降造成负荷低等问题，实施水、聚驱污水系统优化调整，将运行年限长、老化严重的水驱污水站负荷转到低负荷聚驱污水站，提高系统负荷。在杏一~三区西部对杏十二联水、聚驱污水站优化合并，核减水驱污水站1座，污水处理规模下调28.6%。针对三元污水含聚、含表面活性剂浓度下降，污水站处理量下降，负荷减少，聚驱污水含聚浓度下降，区块内三元、聚驱污水处理站库紧邻均进入后续水驱阶段等问题，实施三采区块三元、聚驱污水系统优化调整，关停建设较早的三元污水站，将三元负荷转到低负荷聚驱污水站，提高系统负荷。在杏一~二区东部对杏六联三元、聚驱污水系统能力整合，核减三元污水站1座，污水处理规模下调71.4%。针对后续水驱区块注入水质调整，三采管网深度水需求调整为普通水，深度污水站处理负荷下降等情况，实施后续水驱区块深度污水系统优化调整，将运行年限长、老化严重的深度站污水处理负荷转移至低负荷站库，提高系统负荷。在杏一~三区西部关停杏十九深，能力转移至杏二十五深，核减深度污水站1座，深度处理规模下调21.1%。（4）优化原油外输方向，实施油田脱水系统优化调整。杏北油田辖区内建有杏三、杏九原油稳定站2座，根据原油产量预测，“十三五”以后2座原油稳定站处理负荷持续较低，规模能耗偏高。通过与天然气公司结合，根据开发预测，保留1座原油稳定站即可满足生产需求。进一步结合各脱水站运行情况，受产量降低影响，部分站库低负荷高能耗、外输管道低输低负荷问题明显，管道沿程温降大，影响稳定输送。“十三五”编制并执行了杏北油田脱水系统优化调整方案，通过优化外输方向，取消杏三原油外输口，只保留杏九原油外输口1个。调整杏二联原油输送方向至杏九联，并核减管径；调整杏三联外输方向，经杏十一联输至杏九外输；对脱水站实施能力优化及配套调整改造，核减游离水脱除及电脱水器4台。采取上述措施有效提高了系统负荷，降低了系统能耗，脱水站外输温度平均下降9.5℃，生产耗气减少1370m3/d，在改造工程量较少的情况下实现系统能耗充分利用。
1.2.2站外系统优化简化调整
（1）计量间、配水间优化合并改造。针对腐蚀老化的车厢计量间、配水间存在隐患问题，安全隐患治理与优化简化调整同步，采取优化合并与原址新建相结合的方式调整改造，优化核减计量间34座、配水间5座，降低改造投资1872万元。（2）集输、注水管网优化更换方式。针对站外老化管网频繁腐蚀穿孔问题，腐蚀老化更新与优化简化调整同步，单井集输采取“两就近”挂接优化方向，普通注水网适应开发水量变化对主、复干线合并调整，核减注水干线3条，管道更换节省53.3km，降低改造投资3093万元。
1.3取得的主要成绩
“十三五”期间，地面规划不断强化质量，提高效率，通过大力实施优化简化措施，“地上”与“地下”兼顾、“存量”与“增量”并重、“区块”与“区域”结合，实现源头提质增效。合计接替利用生产能力14.8×104t/d，核减中小型站场65座，少建站库25座，降低单井投资比例30%，节省建设投资5.7亿元。较“十二五”末，在油水井大幅增加2472口情况下，计量间在453座基础上仅增加27座，转油站由51座不增反减2座，配制、注水站库由21座仅增加1座，变电所保持21座不变，各系统综合负荷率保持在60%以上的合理区间。
2“十四五”面临的形势及存在的问题
杏北油田“十四五”期间，开发安排杏五区西部Ⅱ、Ⅳ层系井网、聚驱区块，杏七区西部三次加密、聚驱和扶余油层等19个区块产能建设，基建油水井1553口。届时油田主力油层三采开发全覆盖，加密调整基本完成，油田可持续发展潜力进一步削弱，在提高采收率新技术推广前，唯有控含水、提高产液量来保障原油产量，产注量部署呈现“一降两升”趋势，即原油产量缓慢下降，产液量逐年上升，注水量随产液量变化逐年上升[8]。从总体上看地面的各系统能力，脱水负荷率随原油产量下降逐年降低，其他设备设施负荷率随产液量、注水量上升呈现攀升，并且随产能开发的深入，深度水需求上升、三采水需求下降。
2.1新建产能多井低产效益差，控投资难度大
随着油田开发的不断深入，剩余储量劣质化现象突出，油田开发形势日趋复杂，地面建设难度日渐增大，投资控制难度日渐增加。“十四五”期间，杏北油田产能基建油水井1553口，其中三次加密调整井762口，占总井数的49.1%，扶余油层井282口，占总井数的18.2%，合计1044口，占总井数的67.2%。结合“十三五”经验，三次加密调整及扶余油层单井日产油平均低于1.5t，单井建设投资在340~450万元之间，在油价持续较低的情况下，经济效益差，按照原油价格US$40/bbl评价税后财务内部收益率难以达标。
2.2地面基础设施规模大，设备腐蚀老化形势严峻
随着系统规模的不断扩大，“十四五”期间20年以上的设备设施比例增加，规模和数量庞大的设备设施经过多年连续运行，腐蚀老化问题日益突出，早期建成的工艺和设备不能适应新的开发形势和生产需求[9]。各系统主要设备设施情况见表3。
2.3区域负荷不均衡，系统存在低效、低负荷问题
“十四五”期间总体负荷率相对合理，但是存在部分系统和局部站库负荷率偏低的问题。（1）部分转油（放水）站低效、低负荷。油气分离负荷率持续低于50%的转油（放水）站仍有5座，主要集中在杏一～二区东部、杏一～三区西部及杏四～五区中部，均处于后续水驱阶段。（2）部分站库游离水脱除负荷率低。产液量逐年上升，游离水脱除负荷总体呈上升趋势，但受所辖区块处在不同开发阶段的影响，各站游离水脱除负荷差异较大，部分站库低负荷问题突出，其中杏Ⅱ-1脱水站及聚杏Ⅱ-1放水站游离水脱除负荷率均在35%左右。（3）部分站库电脱水负荷率低。产油量逐年下降，电脱水负荷率总体呈下降趋势，持续30%以下，其中无新建产能规划的杏Ⅰ-1脱、杏Ⅱ-1脱、杏十脱负荷率均低于20%。（4）部分后续水驱区块污水站负荷率低。后续水驱区块产液量低，污水处理量下降，并且区块注入水质调为普通水，深度水需求量下降，其中杏一～四区东部、杏四～六面积6座污水站负荷率在30%左右。五是部分区域注水站低负荷运行。部分基础井网注水量与后续水驱注水量持续下降，普通注水系统负荷率在50%左右，后续水驱注水系统负荷率在40%左右，有4座注水站负荷率低于40%。
2.4数字化油田建设需要进一步推进
杏北油田井网密度大、站库数量多，单位产量的设施规模远高于公司平均水平。2014年以来通过多渠道并举，快速推进了数字化的关键环节变电所和大中型站库的集中监控建设。但是，井间数字化覆盖率较低，整体应用模式仍需要进一步探索并完善。目前，已实现变电所无人值守覆盖率100%，大中型站库集中监控覆盖率81%，而井、间数字化传输由于点多面广，覆盖率仅为2%，需要加快整体推进的步伐[10]。
3主要对策及优化措施
为适应提质增效总形势，杏北油田地面系统下一步要继续挖掘系统优化潜力，针对形势及问题，以“降投资、控成本、增效益”为目标，围绕“保开发、保生产、保安全、保效益”开展工作。综合优化产能区域、系统完善已建设施，在系统优化运行、工艺优化简化方面做好部署，通过产能优化、老油田调整、数字化推进、闲置设施利用，把站库数量控制好、生产能耗稳定住、企业用工减下去、系统负荷提上来，为油田高质量发展提供坚实的地面保障。
3.1坚持产能建设“三优一简”技术措施
针对新建产能多井低产、效益差的问题，继续大力实施“三优一简”技术措施，坚持地上地下一体化优化、系统能力优化、总体布局优化、工艺简化，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，推进标准化、橇装化建设，努力实现增井增产不增站，减人减编减能耗，提高油田综合开发效益。（1）水驱、聚驱产能联合布站。依托已建站实施水驱、聚驱合一建设，流程分开，集中管理，控制建设投资和减少运行管理点，实现产能建设无新增转油站、污水站、注水站等大中型站库。（2）扶余油层产能实施跨区块集中建站。针对扶余油层区块分散开发，依托已建站实施区域集中建设站场，分期部署实施，依托老站建设2~3座水质站满足10年10个区块的注入需求。
3.2持续推进老油田优化调整
针对地面基础设施规模大、设备腐蚀老化、站库低效低负荷的问题，将区域优化调整、老化设施更新、安全环保隐患治理相结合，大力推广新工艺、新技术的研发应用，实施“核减、合并、降级”等改造措施。通过缩减站库密度，优化站场布局，精简站场规模，均衡区域负荷，核减损坏设备，以提高设施完好率，提高系统运行效率；通过工艺改造、技术管理实现降成本、创效益。逐步推进杏北油田集输系统向外输口方向集中能力承载，污水注水系统在萨大路东西两翼、过渡带东西两界均匀分布调运。对已经进入或即将后续水驱阶段的杏一～三区西部、杏一～二区东部、杏三～四区东部、杏六区中西部、杏四～六面积的转油站、放水站、脱水站、污水站、注水站等站库，根据产注量和不同水质供需的变化，进行优化合并或降级改造，优化集输处理关系和系统运行模式，均衡区域系统负荷，调整生产工艺，利用富余能力，整合建设规模，核减或降级转油站5~7座、放水站1座、脱水站2~3座、污水站2~3座、注水站2~3座。
3.3统筹实现数字化油田建设
针对井、间数字化传输覆盖率低的问题，深刻认识未来油田和技术的发展趋势，油田井多、站多、人少，地面建设优化有极限，但是技术发展优化可不断升级。为此，首先进一步加快未集中监控站场改造调整，对剩余的4座未集中监控站库安排投资渠道实现集中监控改造；其次，进一步完善较早实施的9座集中监控站库，确保2023年前实现大中型站场集中监控覆盖率100%。在此基础上，数字化油田建设的骨架基本形成，井、间数字化传输作为补充，结合产能对第四采油矿进行数字化油田建设，建立四厂先行试点，总结经验，以点牵线，以线带面。后期继续结合公司总体安排及投资形势，不断提质、提效、提档，逐步有序实现杏北油田的数字化建设及运维管理。
3.4有效利用已建设备设施
针对疫情和低油价带来的严冬，地面要牢固树立过紧日子思想。能迁建利旧维修不更新改造新建，能转资重组调配不报废拆除新购，充分摸清家底、摸透能力，掌握已建设备设施情况，重点记录闲置的完好设备设施。对在系统优化调整中合并核减的站库设备设施做好统计归档，明确并捋顺资产再利用的标准和流程，实现能力利用、在用设备利用。在此基础上，进一步打破厂区界限，在清楚自身的条件下建立与外单位资产互利互用的途径，实现信息共享、物资共享、资源共享。
4几点认识
面临新的形势，老油田地面工程系统要持续推进优化简化。（1）转变观念。老油田随着开发的推进和发展，必将面临产量递减的趋势，油田开发生产效益会逐步变差，地面工程技术人员要转变观念，牢固树立“今天的投资就是明天的成本”思想，挖掘已建系统能力潜力、设备潜力，合理提高能力利用和设备利旧程度，降低建设改造投资。（2）适应形势。老油田逐步面临规模大、产量低、效益差的问题，要推进油田的高质量持续发展，在开发上要不断探索新的开发方式提高采收率，在生产运行上要不断控制生产能耗和用工数量。地面工程建设要适应这种形势，推进系统布局调整，推进数字化、智能化油田建设，加强科技攻关，研究应用成熟简化工艺，应用节能设备、橇装设备等新技术，从源头上保障油田长远健康发展。（3）夯实基础。老油田发展到一定阶段，地面工程必然面临设备设施老化的问题，要做到与油田中长期开发规划充分结合，优化已建系统规模布局和运行负荷，优化新建产能建设模式，优化地面建设投资结构，在突出系统优化调整基础上，有序改善基础设施，夯实油田生产地面基础承载体系建设。
作者:王明信 单位:大庆油田有限责任公司第四采油厂
