姬生柱

大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠

大慶油田第八采油廠屬于長(zhǎng)垣外圍典型低產(chǎn)低滲油田，隨著開發(fā)不斷深入，產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模不斷擴(kuò)大，老油田控制產(chǎn)量遞減難度不斷增大，新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模占比高，年均鉆建529 口井、新增產(chǎn)量12.14×104t。開發(fā)區(qū)塊以低產(chǎn)、偏遠(yuǎn)、零散的薄差油層為主，地面系統(tǒng)依托性差、建設(shè)環(huán)境復(fù)雜，經(jīng)濟(jì)效益需反復(fù)評(píng)價(jià)才能達(dá)標(biāo)，產(chǎn)能區(qū)塊經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用難。針對(duì)存在的問題，本文從地面優(yōu)化簡(jiǎn)化、地面節(jié)能降耗、油田數(shù)字化建設(shè)3 個(gè)方面開展技術(shù)研討。

1 優(yōu)化簡(jiǎn)化措施及效果

1.1 實(shí)現(xiàn)新建區(qū)塊經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用

系統(tǒng)實(shí)施“三優(yōu)一簡(jiǎn)”措施，實(shí)現(xiàn)新建產(chǎn)能區(qū)塊經(jīng)濟(jì)、有效動(dòng)用，解決已建系統(tǒng)問題，提高系統(tǒng)適應(yīng)性，為地面系統(tǒng)安全平穩(wěn)運(yùn)行打牢基礎(chǔ)[1]。

1.1.1 地上地下一體化優(yōu)化

2010 年起開展地上地下深度一體化，開發(fā)布置地下井位，地面布置叢式井位，綜合考慮地形、地貌、油層深度、井身結(jié)構(gòu)、運(yùn)行費(fèi)用等全成本因素，以方便生產(chǎn)管理為前提，整體優(yōu)化，能叢盡叢，減少地面新建工程量，降低建設(shè)投資，節(jié)省運(yùn)行成本[2]。地面布井堅(jiān)持精細(xì)優(yōu)化井位，控制地面新建規(guī)模，減少站外風(fēng)險(xiǎn)管理點(diǎn)，叢式井比例由初期的47.6%提高至94%，年降低建設(shè)投資3 000 萬元以上。

近年來開展了2 項(xiàng)技術(shù)研究：①井叢轄井?dāng)?shù)界限研究。綜合考慮井距、井深、建設(shè)投資、運(yùn)行費(fèi)用，建立平臺(tái)井?dāng)?shù)優(yōu)化曲線，考慮全成本，葡萄花油層布井9～25 口投資及運(yùn)行費(fèi)用最低，鉆井價(jià)格下降20%～40%，井叢轄井?dāng)?shù)89 口以內(nèi)皆經(jīng)濟(jì)可行。②井叢布置優(yōu)化研究。滿足鉆井運(yùn)行、作業(yè)修井等生產(chǎn)需要，重點(diǎn)考慮生產(chǎn)安全及方便管理，減少征地面積，兼顧地面工藝優(yōu)化。經(jīng)研究，當(dāng)井?dāng)?shù)大于8 時(shí)，雙排相對(duì)布置征地面積最小，巡回檢查路徑最短。

1.1.2 地面總體建設(shè)布局優(yōu)化

（1）打破廠界限制，不新建站。源142 區(qū)塊開采扶余油層，規(guī)劃基建油井52 口，建成產(chǎn)能6.29×104t。針對(duì)區(qū)塊遞減快、依托性差、建設(shè)難度大等特點(diǎn)，地面系統(tǒng)打破廠界限制，優(yōu)化建設(shè)布局，就近依托頭臺(tái)油田源141 站，降低建設(shè)投資，實(shí)現(xiàn)致密油零散區(qū)塊經(jīng)濟(jì)、有效動(dòng)用[3]。

（2）優(yōu)化區(qū)塊部署，錯(cuò)峰建設(shè)。源142 區(qū)塊采取滾動(dòng)開發(fā)建設(shè)，區(qū)塊內(nèi)涉及第八采油廠、第十采油廠、頭臺(tái)油田，2019—2021 年共規(guī)劃基建155 口井。第八采油廠2021 年規(guī)劃進(jìn)行區(qū)塊外擴(kuò)開發(fā)，補(bǔ)充基建58 口油井，單井地面工程投資178 萬元。通過延長(zhǎng)評(píng)價(jià)期至15 年、扣除分?jǐn)傎M(fèi)用、降低鉆采投資、利舊已建地面設(shè)備等措施后，經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)仍無法達(dá)標(biāo)。跟蹤已建井產(chǎn)量遞減情況，待地面系統(tǒng)負(fù)荷下降后再開展外擴(kuò)區(qū)塊開發(fā)，2024 年錯(cuò)峰建設(shè)，減少擴(kuò)建工程量，同時(shí)避免因扶余油層產(chǎn)量遞減快而造成的后期設(shè)備設(shè)施低負(fù)荷運(yùn)行的情況。

1.1.3 系統(tǒng)已建能力利用優(yōu)化

“十三五”以來，產(chǎn)能工程共新建油水井3 757口，地面堅(jiān)持挖掘已建系統(tǒng)能力與優(yōu)化布局相結(jié)合，井增、站不增，少建集油配水間33 座。與“十三五”初相比，地面各系統(tǒng)負(fù)荷率均有不同程度提升。2022 年規(guī)劃產(chǎn)能工程12 項(xiàng)，基建油水井633 口，優(yōu)化利用轉(zhuǎn)油注水站46 座、集油配水間95 座、集油環(huán)77 個(gè)，未新建站。

1.1.4 規(guī)模應(yīng)用簡(jiǎn)化技術(shù)

（1）利用混輸工藝擴(kuò)大集油半徑。臺(tái)9 區(qū)塊位于庫里泡水庫東南側(cè)，被古庫排干渠和支干渠劃分為3 部分，總含油面積34 km2，區(qū)域內(nèi)分布有農(nóng)田、林地及3 座村屯等，區(qū)域中心距離最近的永4轉(zhuǎn)油站7.75 km。采取滾動(dòng)開發(fā)，2016—2023 年逐年基建，共規(guī)劃基建305 口井，其中油井224 口、水井81 口，建成產(chǎn)能16.6×104t/a，臺(tái)9 區(qū)塊開發(fā)規(guī)劃見表1。

按照常規(guī)建設(shè)模式，需要在區(qū)域中心新建轉(zhuǎn)油注水站。滾動(dòng)開發(fā)形勢(shì)不好，初期建站規(guī)模難以確定，因此將臺(tái)9 區(qū)塊擴(kuò)邊，新建轉(zhuǎn)油注水站，降級(jí)為增壓集油配水間[4]，利用摻水混輸工藝擴(kuò)大集油半徑，新建油水井全部依托永4 轉(zhuǎn)油注水站剩余能力，永4 轉(zhuǎn)油站和注水站負(fù)荷率較初期分別提高28.6%和14%。共降低建設(shè)投資988 萬元，減少用工16 人，年節(jié)省運(yùn)行成本83 萬元.

（2）站外系統(tǒng)大力推廣成熟工藝技術(shù)。按照“站場(chǎng)少增占地、管網(wǎng)路由簡(jiǎn)化”的思路，采用環(huán)狀摻水與電熱工藝相結(jié)合、一管多井配注、一變多井配電等簡(jiǎn)化工藝，“十三五”以來共節(jié)省建設(shè)投資約9 000 萬元，年節(jié)省運(yùn)行成本80 萬元。

堅(jiān)持“控規(guī)模、控投資、提效益”的建產(chǎn)理念，通過不斷加大“三優(yōu)一簡(jiǎn)”措施應(yīng)用力度，單井地面建設(shè)投資得到有效控制。2022 年百萬噸產(chǎn)能地面投資18.9 億元，單井地面投資80.5 萬元，地面投資占比23.1%。

1.2 提高地面系統(tǒng)適應(yīng)性

已建地面系統(tǒng)主要存在兩方面問題：①結(jié)合后續(xù)十年開發(fā)預(yù)測(cè)，整體能力能夠滿足開發(fā)需求，局部系統(tǒng)能力需優(yōu)化調(diào)整。部分脫水站二段負(fù)荷較低，水質(zhì)站整體負(fù)荷較低，需結(jié)合生產(chǎn)運(yùn)行進(jìn)行優(yōu)化。②地面設(shè)施腐蝕老化嚴(yán)重。截止目前，地面系統(tǒng)運(yùn)行20 年以上站場(chǎng)16 座、儲(chǔ)罐64 座、集油配水間155 座、各類管道1 836 km，設(shè)備設(shè)施腐蝕老化問題日益突出[5]。對(duì)低負(fù)荷站場(chǎng)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，通過系統(tǒng)改造、工藝優(yōu)化、功能簡(jiǎn)化，提高設(shè)備效率等措施，消除安全隱患。

1.2.1 優(yōu)化調(diào)整脫水站能力

（1）肇一聯(lián)、徐三聯(lián)降級(jí)改造，提升系統(tǒng)效率。目前肇一聯(lián)和徐三聯(lián)主要存在兩方面問題：①二段負(fù)荷率逐年下降，最低降至11.6%；②熱化學(xué)脫水器與五合一均為火管直接加熱低含水油，存在安全隱患。結(jié)合開發(fā)預(yù)測(cè)外輸油含水情況，將2 座脫水站降級(jí)為轉(zhuǎn)油放水站；將熱脫與五合一組合處理裝置改造為三相分離器，輸送低含水油，以消除安全風(fēng)險(xiǎn)。

徐三聯(lián)降級(jí)后，下游宋一聯(lián)一段負(fù)荷率可提升12.0%，二段負(fù)荷率可提升24.5%；肇一聯(lián)降級(jí)后，下游宋二聯(lián)一段負(fù)荷率可提升11.8%，二段負(fù)荷率可提升41.1%。調(diào)整后脫水站由6 座減少為3 座，脫水站二段負(fù)荷率可整體提升38.6%，改造站場(chǎng)的同時(shí)優(yōu)化了站內(nèi)流程，簡(jiǎn)化計(jì)量及處理工藝，方便生產(chǎn)管理[6]。

（2）宋一聯(lián)、宋二聯(lián)老化油單獨(dú)處理，保證電脫水平穩(wěn)運(yùn)行。宋一聯(lián)、宋二聯(lián)脫水站因接收卸油點(diǎn)、污泥站、壓裂返排液處理站的來油，油品性質(zhì)復(fù)雜，電脫頻繁垮電場(chǎng)，導(dǎo)致外輸油含水及污水水質(zhì)超標(biāo)。針對(duì)這2 座脫水站各建設(shè)1 套熱化學(xué)沉降工藝處理老化油，如果達(dá)不到5‰的含水控制指標(biāo)，可反復(fù)回脫以保證外輸指標(biāo)。

（3）永一聯(lián)調(diào)整設(shè)備功能，提高系統(tǒng)適應(yīng)性。目前永一聯(lián)存在兩方面問題：①游離水檢修負(fù)荷率為140%，且站內(nèi)布局緊湊，無擴(kuò)建空間；②外輸凈化油量逐年下降，2027 年以后外輸油末點(diǎn)溫度低，不能滿足熱力條件。游離水脫除器檢修時(shí)采用外輸含水油運(yùn)行，到下游宋二聯(lián)進(jìn)行處理；2027年以后關(guān)閉電脫水器電源，將其作為游離水脫除器串聯(lián)使用，以保證原油外輸滿足的熱力條件，節(jié)約站內(nèi)擴(kuò)改建投資[7]。

1.2.2 停運(yùn)低負(fù)荷水質(zhì)站

目前全廠水質(zhì)站主要存在兩方面問題：①除扶余油層試驗(yàn)區(qū)塊以外，2 座水質(zhì)站負(fù)荷率不到30%；②衛(wèi)11 水質(zhì)站負(fù)荷率超過110%，需要擴(kuò)建或系統(tǒng)調(diào)整（表2）。針對(duì)以上問題采取了以下3 項(xiàng)措施：

表2 水質(zhì)站預(yù)測(cè)負(fù)荷率情況Tab.2 Predicted load rate of water quality stations %

（1）停運(yùn)徐1 水質(zhì)站。徐三聯(lián)地區(qū)轄污水站1 座，徐三聯(lián)和徐1 水質(zhì)站2 座，注水站4 座，目前產(chǎn)生污水可在本地區(qū)全部回注，不足部分由2 座水質(zhì)站補(bǔ)充。停運(yùn)徐1 水質(zhì)站，該地區(qū)注水全部由徐三聯(lián)污水站及清水站提供，預(yù)計(jì)年節(jié)省成本186 萬元，同時(shí)徐三聯(lián)水質(zhì)站負(fù)荷率由70.3%提高至74.4%，提升了4.1%。

（2）停運(yùn)肇5 水質(zhì)站。肇一聯(lián)地區(qū)轄污水站1 座，肇一聯(lián)和肇5 水質(zhì)站2 座，注水站4 座，目前產(chǎn)生污水可在本地區(qū)全部回注，不足部分由2 座水質(zhì)站補(bǔ)充。停運(yùn)肇5 水質(zhì)站，該地區(qū)注水全部由肇一聯(lián)污水站及清水站提供，預(yù)計(jì)年節(jié)省成本182 萬元，同時(shí)肇一聯(lián)水質(zhì)站負(fù)荷率由38.1%提高至79.9%，提升了41.8%。

（3）擴(kuò)大污水回注區(qū)塊，停運(yùn)衛(wèi)11 水質(zhì)站。目前宋一聯(lián)地區(qū)污水無法全部回注，現(xiàn)已外調(diào)至宋二聯(lián)，考慮到衛(wèi)11 區(qū)塊仍單獨(dú)回注清水，“十四五”后三年規(guī)劃新建宋一聯(lián)至衛(wèi)11 注水站供污水管道后，停運(yùn)衛(wèi)11 水質(zhì)站[8]。停運(yùn)后預(yù)計(jì)年節(jié)省成本290 萬元，污水輸送成本每立方米降低0.15 元。

1.2.3 解決轉(zhuǎn)油站安全隱患

全廠現(xiàn)有“加熱、分離、緩沖、沉降”四合一組合處理裝置共計(jì)44 臺(tái)，目前煙火管存在結(jié)垢嚴(yán)重、鼓包穿孔率高、細(xì)煙管組合處理裝置清垢困難等問題。針對(duì)此問題采取了2 項(xiàng)優(yōu)化措施：①完善組合處理裝置內(nèi)部結(jié)構(gòu)，不直接對(duì)原油加熱；②優(yōu)化處理工藝，制定了3 條改造技術(shù)思路，并最終優(yōu)選了改造新型組合處理裝置并新建外輸爐的技術(shù)思路，目前肇7 轉(zhuǎn)油站正在實(shí)施。

1.2.4 治理低溫集油環(huán)

針對(duì)集油半徑長(zhǎng)這一問題，通過在轄井較多的串接閥組間增加混輸泵，來降低輸油管道壓力。徐3 轉(zhuǎn)油站2#閥組間現(xiàn)場(chǎng)安裝混輸泵后，系統(tǒng)回油壓力由0.9 MPa 下降至0.45 MPa，改善了集油環(huán)的運(yùn)行條件，提高了油井的時(shí)率和產(chǎn)量；針對(duì)結(jié)蠟導(dǎo)致縮徑的137 km 集油管道進(jìn)行高溫?zé)嵯础⑼ㄇ蚣八嵯?；治理腐蝕穿孔管道的同時(shí)優(yōu)化20 個(gè)集油環(huán)路由，減少無效摻水集油路徑。

2 節(jié)能降耗措施及效果

2.1 節(jié)氣管理

圍繞“增加濕氣回收，控制用氣消耗”的思路，重點(diǎn)關(guān)注氣油比、噸液耗氣量等關(guān)鍵指標(biāo)，嚴(yán)控回油溫度等關(guān)鍵參數(shù)，提伴生氣量、提爐效、降回油溫度、降損耗，在保障平穩(wěn)運(yùn)行的同時(shí)，加強(qiáng)節(jié)氣管理。

2.1.1 提高伴生氣回收率

針對(duì)部分井口組合裝置損壞失效，加藥、洗井后套管關(guān)閉不嚴(yán)問題，從井到站，實(shí)施節(jié)點(diǎn)管控：①抓井口，?；厥章?。儲(chǔ)備組合閥易損件，隨時(shí)維修失效裝置，要求測(cè)試、加藥、洗井等工作完成后必須關(guān)閉套管閥門，減少氣流失。②控站內(nèi)，保析出率。控制進(jìn)站壓力，做好濕氣有效分離，合一流程壓力小于0.1 MPa，分離器緩沖罐壓力小于0.08 MPa；控燃?xì)鈮毫Γ樯鷼鈮毫ι愿哂诟蓺鈮毫?，確保伴生氣優(yōu)先燃燒。生產(chǎn)氣油比由2017 年的16.9 提高到2022 年的19.0，提高了12.4%。

2.1.2 提高加熱爐效率

全廠爐效低于80%的加熱爐27 臺(tái)，主要影響因素為煙火管結(jié)垢和過?？諝庀禂?shù)不合理。圍繞導(dǎo)熱性能和燃燒效率2 個(gè)指標(biāo)，在防結(jié)垢、清積垢等方面，優(yōu)化運(yùn)行提效率：①開展月度爐效測(cè)試。根據(jù)測(cè)試結(jié)果及時(shí)清火嘴、調(diào)風(fēng)量，確保氧含量控制在5%以下。②做好燃?xì)饬髁靠刂?。依?jù)理論動(dòng)態(tài)調(diào)整燃?xì)饬考柏?fù)荷率。③真空爐、水套爐實(shí)施盤管除垢。改造加熱爐匯集器、安裝可拆卸彎頭36臺(tái)，保證隨時(shí)通球，2022 年組織盤管通球75 臺(tái)，換熱效率明顯提高。④變周期清淤為按需清淤。密切關(guān)注加熱爐運(yùn)行狀態(tài)，火管監(jiān)測(cè)點(diǎn)溫度上升超過50 ℃時(shí)，及時(shí)組織清淤；接收壓裂返排液的站，每2 個(gè)月清淤1 次，在保證爐效的同時(shí)，保證安全運(yùn)行[9]。

2.1.3 開展試驗(yàn)降回油溫度

第八采油廠所轄油田油井產(chǎn)液量低、氣油比低、井口出液溫度低、原油凝固點(diǎn)高。原油集輸采用單管環(huán)狀流程，摻水集油環(huán)1 512 個(gè)，平均環(huán)長(zhǎng)3.13 km，單井產(chǎn)液量4.1 m3/d，出液溫度8～15℃，回油溫度控制難度較大。

（1）開展環(huán)狀摻水工藝回油溫度控制界限試驗(yàn)。以往按凈化油輸送標(biāo)準(zhǔn)，在凝固點(diǎn)以上3～5 ℃控制回油溫度，環(huán)狀集輸流程摻水后，集油管道內(nèi)介質(zhì)的最低含水率均大于80%，屬于高含水期。在集油環(huán)末端安裝玻璃管，開展控溫試驗(yàn)，摸索出環(huán)狀摻水工藝溫度控制界限，同時(shí)優(yōu)化摻水量、摻水溫度等運(yùn)行參數(shù)，指導(dǎo)生產(chǎn)調(diào)控。在凝固點(diǎn)進(jìn)站的前提下，對(duì)轉(zhuǎn)油站和閥組間的控制參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算，得出結(jié)論：隨著摻水溫度的升高，摻水量逐漸下降，65 ℃以上摻水量對(duì)摻水溫度變化不敏感，58 ℃以下?lián)剿侩S摻水溫度的降低幅度較大；摻水溫度在62～64 ℃時(shí)運(yùn)行費(fèi)用最低。

（2）制定溫控標(biāo)準(zhǔn)，加強(qiáng)日常檢查。全廠回油溫度每下降1 ℃，年節(jié)氣約300×104m3。按照凝固點(diǎn)運(yùn)行原則，外輸線凝固點(diǎn)以上2℃運(yùn)行，環(huán)管線36±2 ℃進(jìn)站，管理部門每月組織全覆蓋檢查，特殊環(huán)經(jīng)廠、礦兩級(jí)確認(rèn)后掛牌管理，溫度符合率保持在90%以上，較“十三五”前降低4 ℃以上。

2.1.4 治理低效集油系統(tǒng)降低熱量損失

為保證集油系統(tǒng)的高效運(yùn)行，對(duì)小于2 口井的集油環(huán)進(jìn)行水力熱力計(jì)算，結(jié)合油田開發(fā)，實(shí)施關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)方式，優(yōu)化管道走向。共合并低效集油環(huán)20 個(gè)，縮短管道24.16 km，單井單環(huán)轉(zhuǎn)、提、停運(yùn)26 個(gè)，降低摻水量33.6 m3/h，節(jié)氣28.7×104m3/d。

2.2 節(jié)電管理

地面系統(tǒng)重點(diǎn)落實(shí)耗電設(shè)備季節(jié)性優(yōu)化運(yùn)行，做好“一提兩降”，即：集輸系統(tǒng)優(yōu)化機(jī)泵運(yùn)行，提效率；適時(shí)管道清洗，降壓力；注水系統(tǒng)分級(jí)調(diào)整，降單耗，控制電量消耗。

2.2.1 提高變頻完好率

全廠9 座站泵管壓差大于0.4 MPa，主要原因?yàn)殚_發(fā)初期外輸液量平穩(wěn)，外輸泵與液量匹配合理，但隨著開發(fā)不斷深入，外輸液量有較大變化，因此造成了未設(shè)置外輸變頻或變頻器損壞的機(jī)泵泵管壓差較大，形成了不必要的損耗。對(duì)于外輸無變頻器的6 座站結(jié)合產(chǎn)能新建，3 座損壞的變頻器通過資產(chǎn)設(shè)備進(jìn)行維修，將泵管壓差控制到0.1 MPa以內(nèi)。

2.2.2 降低管道運(yùn)行壓力

組織正反流程周期倒運(yùn)：建立運(yùn)行制度，693個(gè)同徑集油環(huán)每月正反流程倒運(yùn)一次；組織高溫高壓熱洗：針對(duì)無法正反流程倒運(yùn)的集油環(huán)，根據(jù)運(yùn)行情況，隨時(shí)組織高溫高壓熱洗；適時(shí)組織管道通球：在各作業(yè)區(qū)配備不同管徑的清管器，可實(shí)現(xiàn)自主通球，通過摸索通球周期（外輸線壓力每上升0.3 MPa，站間線、環(huán)管線壓力上升0.5 MPa）常態(tài)化組織通球，累計(jì)實(shí)施長(zhǎng)度約1 117 km，平均壓力下降28.5%[10]。

2.2.3 降低注水系統(tǒng)單耗

與開發(fā)結(jié)合，對(duì)全廠注水井進(jìn)行壓力分級(jí)，優(yōu)選高壓井少、系統(tǒng)壓力高的8 座注水站開展注水降壓試驗(yàn)。高壓注水井調(diào)整84 口，注水站壓力由21.2 MPa 下調(diào)至20.3 MPa，下調(diào)0.9 MPa，注水單耗由7.78 kWh 下降至7.37 kWh，下降了0.41 kWh，累計(jì)節(jié)電55.25×104kWh。

2.2.4 停運(yùn)芳3 增壓站

宋一聯(lián)增加一級(jí)喂液泵，外輸泵壓由5.16 MPa提升至6.0 MPa，充分利用已建管道和外輸泵的能力，停運(yùn)增壓站，解決了運(yùn)行中泵管壓差大、能耗高的問題。宋一聯(lián)實(shí)施越站外輸，泵管壓差下降3.9 MPa。芳3 增壓站停運(yùn)后，宋一聯(lián)外輸油系統(tǒng)日耗電由5.28×104kWh 下降至4.06×104kWh，下降了23.1%，年節(jié)電288×104kWh。

2.2.5 摻產(chǎn)比技術(shù)優(yōu)化推廣

結(jié)合產(chǎn)量、含水、溫度、管徑、集輸距離以及摻水泵的特性曲線，根據(jù)不同季節(jié)逐站摸索合理摻產(chǎn)比，依據(jù)理論計(jì)算結(jié)果現(xiàn)場(chǎng)調(diào)控，通過平臺(tái)日監(jiān)管，現(xiàn)場(chǎng)月檢查，全年平均摻產(chǎn)比2.3，4 年下降了52%，年減少無效摻水循環(huán)216×104m3，通過控制摻產(chǎn)比，年節(jié)電206×104kWh。

2022 年地面系統(tǒng)年節(jié)氣348×104m3，年節(jié)電1 078×104kWh，分別占本系統(tǒng)用能的2.78%和4.52%。2016 年以來，噸液耗氣由19.1 m3下降至11.6 m3，下降了39.3%，噸液耗電由91.3 kWh下降至52.4 kWh，下降了42.6%。

3 數(shù)字化建設(shè)現(xiàn)狀

目前第八采油廠還未規(guī)模實(shí)施數(shù)字化建設(shè)，主要依賴人工巡檢、手動(dòng)調(diào)控，缺員問題突出。自2016 年起，依托產(chǎn)能及老區(qū)改造項(xiàng)目，在臺(tái)9、源142 區(qū)塊、肇8、宋一聯(lián)等站場(chǎng)開展數(shù)字化建設(shè)，截至2022 年10 月，共實(shí)施油水井351 口，閥組間8 座，配水間6 座，中型站場(chǎng)19 座，大型站場(chǎng)5 座。

大型站場(chǎng)已建設(shè)聯(lián)合站7 座，其中宋一聯(lián)、宋二聯(lián)、徐三聯(lián)、肇一聯(lián)、方4 聯(lián)5 座站場(chǎng)已通過產(chǎn)能建設(shè)及老區(qū)改造項(xiàng)目，實(shí)施集中監(jiān)控?cái)?shù)字化建設(shè)，升一聯(lián)、永一聯(lián)依托全廠生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)工程實(shí)施改造，聯(lián)合站數(shù)字化建設(shè)情況見表3。

表3 聯(lián)合站數(shù)字化建設(shè)情況Tab.3 Digital construction of multi-purpose stations

中型站場(chǎng)已建設(shè)中型站場(chǎng)32 座，目前實(shí)現(xiàn)合崗管理模式19 座，其中肇7、肇8 站中控室遷建至隊(duì)部，站內(nèi)“無人值守”，其余13 座站場(chǎng)依托生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)工程進(jìn)行無人值守改造（表4）。

表4 中型站場(chǎng)數(shù)字化建設(shè)情況Tab.4 Digital construction of medium-sized stations

站外系統(tǒng)自2016 年起，依托產(chǎn)能建設(shè)工程實(shí)現(xiàn)了臺(tái)9、源142、方4 區(qū)塊生產(chǎn)數(shù)據(jù)上傳至所屬站場(chǎng)中控室集中監(jiān)控，共實(shí)施油井272 口，水井79口，閥組間7 座，混輸間1 座，配水間6 座，站外系統(tǒng)數(shù)字化建設(shè)情況見表5。

表5 站外系統(tǒng)數(shù)字化建設(shè)情況Tab.5 Digital construction of off-site system

4 數(shù)字化建設(shè)推進(jìn)情況

以頂層設(shè)計(jì)、業(yè)務(wù)主導(dǎo)為原則實(shí)施數(shù)字化建設(shè)，2021 年11 月開始方案編制，2022 年9 月下達(dá)方案批復(fù)，預(yù)計(jì)2024 年12 月完成主體設(shè)備及各作業(yè)區(qū)生產(chǎn)指揮中心投運(yùn)，2025 年7 月全面竣工達(dá)到驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)。

4.1 實(shí)施原則及范圍

至2022 年3 月，全廠油水井12 079 口，除提撈井、長(zhǎng)關(guān)低效井、已實(shí)施數(shù)字化井以外，實(shí)施數(shù)字化建設(shè)油水井9 402 口，水源井101 口，小型站場(chǎng)554 座，大中型站場(chǎng)38 座。12 座獨(dú)立建設(shè)站場(chǎng)及1 座合建站場(chǎng)實(shí)現(xiàn)無人值守，20 座合建站場(chǎng)實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)上傳，5 座合建站場(chǎng)實(shí)現(xiàn)集中監(jiān)控。

4.2 投資及預(yù)期效果

油田公司批復(fù)主體投資26 773 萬元，建成后：①減緩用工壓力。預(yù)計(jì)2025 年底可節(jié)約用工870人，降低員工戶外惡劣環(huán)境下的工作強(qiáng)度。②提升管理指標(biāo)。通過數(shù)字化建設(shè)可加強(qiáng)油井過程管理，動(dòng)態(tài)優(yōu)化運(yùn)行參數(shù)，精細(xì)能耗管理，檢泵率降低1%，年耗電量下降1 051 kWh，可節(jié)約費(fèi)用669.5萬元。③提升安全環(huán)保監(jiān)管能力?？蓪?duì)存在風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行識(shí)別、評(píng)估、預(yù)判和遠(yuǎn)程控制，實(shí)現(xiàn)全方位、全過程、全天候立體管控，掌握風(fēng)險(xiǎn)管控主動(dòng)權(quán)。

為保證2025 年建成數(shù)字化油田，預(yù)計(jì)2022 年12 月末完成初設(shè)，2023 年2 月完成施工圖，2023年施工，2024 年末主體調(diào)試投運(yùn)，2025 年7 月全面竣工，達(dá)到驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)。

5 結(jié)束語

地面工程是油田開發(fā)的重要環(huán)節(jié)，也是控投降本的重要源頭，面對(duì)低碳發(fā)展新形勢(shì)、安全環(huán)保新要求、數(shù)智共享新機(jī)遇，應(yīng)努力踐行油田公司抓好“三件大事”的戰(zhàn)略部署和“一穩(wěn)三增”總體要求，認(rèn)真執(zhí)行好“有效控制地面投資和滿足開發(fā)生產(chǎn)需要”工作要求，在控投資提效益和保開發(fā)穩(wěn)生產(chǎn)等方面解放思想、轉(zhuǎn)變觀念。在新形勢(shì)下，將積極拓展“三優(yōu)一簡(jiǎn)”新內(nèi)涵，融合標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)和數(shù)字化建設(shè)，打造“三優(yōu)兩化一簡(jiǎn)”的地面建設(shè)新模式。通過堅(jiān)持系統(tǒng)優(yōu)化簡(jiǎn)化，持續(xù)推廣成熟技術(shù)等措施，實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)綜合節(jié)能改造，促進(jìn)生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化升級(jí)。加快數(shù)字化建設(shè)步伐，提升井場(chǎng)數(shù)字化覆蓋率，推進(jìn)大型站場(chǎng)集中監(jiān)控和轉(zhuǎn)油站無人值守改造，進(jìn)一步做好地面工程提質(zhì)增效各項(xiàng)重點(diǎn)技術(shù)工作，為地面系統(tǒng)精益生產(chǎn)打牢工程基礎(chǔ)。