新形势下大庆油田地面建设规划的做法

* 王明信，男，教授级高级工程师。

1991年毕业于大庆石油学院采油工程专业，获学士学位。

现在大庆油田有限责任公司第四采油厂，任总设计师。

地址：黑龙江省大庆市红岗区第四采油厂机关，163511。

E-mail：wangmx@文章编号：1004-2970（2019）02-0016-04王明信*1 诸葛祥龙2 王中专1（1.大庆油田有限责任公司第四采油厂；2.大庆油田有限责任公司第五采油厂）王明信等. 新形势下大庆油田地面建设规划的做法. 石油规划设计，2019，30（2）：16～18，22摘要 随着开发建设的逐渐深入，大庆油田进入高含水开发后期，产量递减、含水上升趋势日益明显，庞大的体量规模下开发效益变差。

国际油价波动影响着油田开发效益，产量降低和效益变差又增加了投资形势的严峻性。

针对影响和制约油田开发效益和建设发展的形势及问题，提出了新形势下做好地面规划的三个做法，即，与油田开发相结合、与发展形势相结合、与生产管理相结合，对今后如何做好油田地面建设规划具有一定的借鉴意义。

关键词 大庆油田 地面建设规划 形势 做法中图分类号：TE863 文献标识码：A DOI ：10.3969/j.issn.1004-2970.2019.02.0041 大庆油田开发建设面临的形势大庆油田既是典型的整装大型水驱开发油田，也是世界上规模最大的化学驱开发油田，目前以水驱、聚合物驱、三元复合驱开发为主。

为适应这三种开发方式的需要，油田建成了处理规模大、技术性及系统性强、配套程度高的地面工程系统，包括主体工程设施、配套工程设施、公用工程设施及生产管理设施等。

随着开发建设的逐渐深入，大庆油田进入高含水开发后期，产量递减、含水上升趋势日益明显，庞大的体量规模下开发效益变差。

国际油价波动直接影响油田的开发效益，而产量降低和效益变差又增加了投资形势的严峻性。

1.1 油价不稳定形势由于吨油操作成本相对固定，当油价低于盈利线运行时，油田整体亏损；当油价高于盈利线运行时，油价越高则盈利越多、效益越好。

国际石油价格受金融风暴、石油危机、重要石油输出国战争等因素影响，高低震荡变化。

自1973年爆发第一次石油危机以来，国际油价经历了4次上涨、4次暴跌。

2009年以来，随着世界经济的衰退和金融管制的加强，油价在2009年开始反弹回升，在2011年3月至2014年7月期间维持了一段时间的较高价位（约100美元/桶），2014年8月后却又一路下滑，跌至45～55美元/桶，2016年1月20日跌至多年来的最低点27.10美元/桶。

在2014年至2016年国际油价快速下行阶段，国内外石油公司净利润均下降40%以上，国内石油公司下降幅度甚至达到76%。

1.2 产量递减形势大庆油田连续27年原油产量在5 000×104t/a以上，之后又连续12年原油产量在4 000×104t/a 以上。

目前，长垣主力油田已进入特高含水开发阶段，剩余可采储量基础薄弱，二次采油、三次采油挖潜剩余油难度加大；外围及海塔盆地储量丰度低、流度低、油品物性差，难以规模建产。

未来一段时期内，长垣水驱以薄差油层二次加密、三次加密或过渡带扩边为主，产油量呈逐年下降趋势，产液量、注水量总体也呈下降趋势；三次采油以高浓度聚合物驱、三元复合驱为主；长垣外围油田和海塔盆地主要以低渗透、特低渗透油层为主。

油田产量均呈递减趋势。

1.3 低效生产形势大庆油田经过近60年的开发建设，处理规模大、生产设施多，造成成本支出和投资需求不断增加，这主要体现在以下几个方面：一是折旧折耗多。

经过近60年的开发建设，大庆油田已建油水井和各类大中小型站场数量众多，配套建设的各类工艺管道及站场设备设施数量较多。

生产成本折算中，按照年限法对这些设施资产进行折旧，年折旧成本高。

二是老化设施改造投资高。

大庆油田已建各类站场建设年限在20年以上的比例为32.6%，建设年限为20年以上的各类管道比例为20.1%。

这些站场及管道运行年限长，腐蚀老化严重，设备故障率高，工艺落后，部分油气及高压场所还存在一定的安全隐患，改造投资较大。

三是生产操作用工人数多。

由于大庆油田建设时间长，已建油田规模庞大、数量众多，大庆油田整体生产信息化建设与应用程度较低。

油水井自动采集及手持器采集的井数占油水井总数的比例和实现信息化改造的大中小型站场占站场总数的比例均低于30%。

自动化程度低，而油田生产规模不断扩大，造成大量的操作管理由人工完成，生产用工人数较多。

四是生产能耗高。

随着原油产量降低、产液含水率上升，集输及处理系统运行效率降低，运行能耗升高。

截至2017年底，大庆油田转油（放水）站平均负荷率约为62.0%，脱水站一段游离水负荷率约为63.0%、二段电脱水负荷率约为37.2%，注水站综合负荷率约为61.3%，配制站负荷率约为41.5%，污水站负荷率约为68.7%。

受站库低效运行及部分设备老化、高耗能等综合因素影响，生产能耗控制难度不断加大，吨油生产综合能耗由2006年的85.28 kgce/t增加到2017年的109.24 kgce/t［1］。

2 新形势下油田地面建设规划做法2.1 油田地面建设规划与油田开发相结合油田开发是油田建设的前提，地面建设规划要服务油田开发，满足各种方式开发工艺及处理需求。

地面建设与油田开发相结合，实现地上地下一体优化［2］，会产生巨大效益。

2.1.1 一体优化开发区块，能力接替利用老油田要稳定开发效益，需要维持一定的产能规模，井网加密和三次采油是维持产能的重要手段。

在三次采油产能建设中，由于开发具有阶段性和周期性，地面建设要与开发安排深度结合，优化区块开发顺序，实现地面已建站库能力的接替利用。

p 如，杏树岗油田在杏三～四区东部开发部署上，经地上地下结合，开发时间由2011年推迟至2013年，期间由杏六区中西部聚合物驱接替产能，而相邻区域内的杏三～四区东部与杏一～二区东部实现站库能力接替利用。

少建设配制能力4 000 m3/d，少建设污水能力8 000 m3/d，少建设曝氧能力6 000 m3/d，有效控制了建设规模。

2.1.2 一体优化钻井井位，降低建设投资随着油田所处环境的建设发展，油田与市政设施交错分布，油田建设动迁与征地费用居高不下。

为此，通过地面井位与油藏井位结合，实施丛式布井，可有效降低建设投资。

如，杏七区东部产能建设中，设计968口丛式井，工艺管廊带、电力线路、变压器、进井道路等设施合建，临时征地减少80%，永久征地减少48%，降低建设投资8 600×104元。

2.2 油田地面建设规划与发展形势相结合在效益驱动的目标管理下，为应对低油价、高成本等形势和问题，地面工程系统采用优化、简化、数字化的优化建设措施，从源头上控制投资、降低成本。

2.2.1 优化能力利用大庆油田油气集输、污水、注水、配制等系统能力负荷相对较低，油田老区新建产能通常与已建老井交错分布，因此，可充分挖掘产能区域已建站库剩余能力，控制建设规模。

如，在杏七区东部II块和IV块三次加密及三元复合驱产能建设中，充分考虑区域内及相邻区域站库剩余能力，进行合理优化利用。

其中，三次加密产能建设新增负荷利用区域内已建3座转油站和2座脱水站剩余能力，未新增站库。

三元复合驱产能建设中，充分利用相邻杏六区东部三次采油区块进入后续水驱的时机，利用已建杏北1号配制站和杏二十二注水站的剩余能力，有效控制了产能新增规模。

通过剩余能力的优化，共少建地面处理规模1.52×104 m3/d。

2.2.2 优化新建站库布局综合考虑建设投资和后期管理用工组织等实182019年3月王明信等：新形势下大庆油田地面建设规划的做法第30卷 第2期际，推进“合建站，建大站”的布局优化模式，控制站库新增数量。

如，杏七区东部II块和IV块产能建设中，打破区块界限，统筹考虑区域水驱、三元复合驱能力，实施区域新增站库统一布局。

通过对整个区域站库布局的优化，实现了转油放水站、调配站、三元污水站、深度污水站和注水站的合并建设，将5座站库合并建设为1座大型联合站，同时，少建各类站库2座，有效控制了新增站库的数量。

2.2.3 简化地面建设工艺积极采用成熟工艺和简化流程，水驱集输系统采用“两就近”挂接工艺，三次采油配注系统采用单干管单井注水工艺和“集中调配、分散注入、低压二元、高压二元”配注工艺，供配电系统采用“一变多井”配电工艺，可以有效控制投资，简化后期管理。

如，杏七区东部三次加密和三元复合驱产能建设中，三元配注系统集中建设调配站1座，将2座配注站简化为2座注入站，节省建设投资33%；供配电系统采用“一变多井”配电工艺，少建变压器125台。

水驱集输系统采用“两就近”集油工艺，少建站外管道81 km。

通过优化，共减少地面建设投资约3 520×104元。

2.2.4 推进数字化建设随着信息化技术的发展，数字化油田建设是实现减员增效的必由之路。

在数字油田的基础上逐步完善和发展，实施大型站场集中监控、变电所无人值守、井场及中小型站场无人值守，以及建立生产管理中心等信息化建设。

通过实施信息化建设，实现了井站各类数据的自动采集、处理与应用，促进了管理组织模式和劳动组织结构优化，油田用工总数预计可降低30%。

2.3 油田地面建设规划与生产管理相结合油田地面建设满足油田生产是基础，老油田地面建设规划要充分与生产管理相结合，优化能力、完善工艺、消除隐患，满足油田生产高效、平稳、安全运行。

2.3.1 系统优化调整，实现高效生产受原油产量递减和三次采油区块开发阶段性特点的影响，部分系统和站库相继出现低负荷运行状态，生产运行低效，运行能耗控制难度大。

同时，随着油田开发时间的延长，年限长的站库设备老化低效。

结合产量递减趋势，根据区域站库布局及设备运行负荷，在老油田改造中，实施集输系统、脱水系统、外输系统、注水系统、污水系统等的优化调整，可有效实现减员增效。

如，根据三次采油开发的阶段性特点，杏北油田结合区域内站库老化情况，实施后续水驱区块水驱、聚合物驱优化调整。

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、负荷率低的聚驱后转油站，核减老化水驱站库。

先后对杏四～五区中部、杏四～六面积等5个区块实施了转油站优化调整，共计核减老化水驱转油站6座。

优化调整后，改造投资累计减少4 444×104元，减少劳动用工65人，运行后节能降耗效果显著，年节电491.7×104 kW·h，年节气266.3×104 m3，年降低运行费用554×104元。

2.3.2 完善工艺流程，保障平稳运行地面建设最终要付诸生产，生产运行是检验地面建设工艺的主要依据。

大庆油田经过几十年的发展，多元开发方式并存，水驱开发地面工艺已经成熟，聚合物驱开发地面工艺基本成熟，三元复合驱开发地面工艺持续完善。