大慶油田呼倫貝爾分公司工程技術(shù)中心

海拉爾油田2001年投入開發(fā)，截至2019年底，已建成6 個作業(yè)區(qū)，油井1 211 口，注水井488 口，聯(lián)合站5座，轉(zhuǎn)油站4座，內(nèi)部輸油管道126.25 km，站間混輸管道29.25 km，35 kV 以上供電線路412 km，主干路320.8 km。油田主體設(shè)施基本完善，能夠滿足開發(fā)需要，并有一定的剩余能力。

1 海拉爾油田地面建設(shè)現(xiàn)狀

1.1 集油系統(tǒng)工藝現(xiàn)狀

海拉爾油田已形成一套較為完善的站外集油工藝系統(tǒng)，主要包括環(huán)狀摻水集油工藝、樹狀電加熱集油工藝、雙管摻水集油工藝、零散區(qū)塊單井架罐集油及提撈采油等，建有各類集油管道710.5 km，基本滿足了油田開發(fā)需要。

（1）環(huán)狀摻水集油工藝。海拉爾油田目前共有蘇131、烏東、貝16、貝28、貝301 作業(yè)區(qū)采用環(huán)狀摻水集油工藝，共管轄油井632口，占總油井?dāng)?shù)的52.19%。該集油工藝優(yōu)點是減少了集油管道的用量，簡化了閥組間工藝，建設(shè)投資低、摻水量少、管理方便[1]，比較適合海拉爾寒冷地區(qū)單井集油，較好滿足了油田生產(chǎn)需要；缺點是油井相互之間有影響，單井計量較復(fù)雜。

（2）樹狀電加熱集油工藝。樹狀電加熱管集油工藝主要在貝中、烏東作業(yè)區(qū)應(yīng)用，貝301作業(yè)區(qū)有少量應(yīng)用，共管轄油井289 口，占總油井?dāng)?shù)的23.86%。該工藝優(yōu)點是減少了集油管道的用量，一次性建設(shè)投資低，適合依托性差、氣量較少區(qū)塊的開發(fā)應(yīng)用[2]；缺點是存在維修技術(shù)水平要求高、耗電量高等問題，但基本滿足了油田開發(fā)需要。

（4）提撈生產(chǎn)。海拉爾油田共有提撈生產(chǎn)井236口，占總井?dāng)?shù)的19.49%。提撈生產(chǎn)基本滿足了偏遠、產(chǎn)量較低等低效井開發(fā)需求。

1.2 脫水系統(tǒng)工藝現(xiàn)狀

海拉爾油田建有蘇一聯(lián)、烏東聯(lián)、德一聯(lián)、德二聯(lián)、呼一聯(lián)共5 座脫水站。脫水采用“五合一”、“四合一+電脫水”、高效三相分離器熱化學(xué)脫水3 種脫水工藝。設(shè)計總脫水能力2.16×104t/d，目前實際處理量為1.3×104t/d，平均負荷為59.9%。

四合一+電脫水工藝：計量間來液進分離、加熱、沉降、緩沖合一裝置，含水油經(jīng)脫水泵增壓進電脫水器，凈化油進儲油罐，然后經(jīng)增壓、加熱后管道外輸。該工藝較常規(guī)電脫水工藝集成化水平相對較高，缺點是仍需采用脫水泵、電脫水器，能耗高。

“五合一”組合裝置脫水工藝：閥組間來液進入“五合一”組合裝置，經(jīng)緩沖、加熱、分離、沉降、電脫水處理，凈化油進儲油罐，然后經(jīng)外輸泵增壓管道外輸。該工藝較“四合一+電脫器”工藝更為簡化，缺點是能耗較高，現(xiàn)場操作難度相對較大。

高效三相分離器熱化學(xué)脫水工藝：閥組間來液進高效三相分離器進行油氣水分離，凈化油進儲油罐，然后經(jīng)增壓、加熱后管道外輸。該工藝簡化了脫水工藝流程，減少設(shè)備數(shù)量及占地面積，提高了處理效率，降低了地面建設(shè)一次投資及運行費用。該工藝僅適合水驅(qū)，單臺設(shè)備能力較低[3]。

德一聯(lián)、德二聯(lián)、烏東聯(lián)均采用高效三相分離器熱化學(xué)脫水工藝處理水驅(qū)原油，呼一聯(lián)“四合一+電脫水”工藝處理復(fù)合驅(qū)試驗產(chǎn)出液，蘇一聯(lián)采用“五合一”組合裝置脫水工藝處理整個油田外輸原油，海拉爾油田依據(jù)不同區(qū)塊特點，選用不同分離設(shè)施，很好地適應(yīng)油田開發(fā)。

1.3 輸油系統(tǒng)工藝現(xiàn)狀

油田輸油系統(tǒng)2009 年建成投產(chǎn)，結(jié)束原油外輸一直靠汽車?yán)\的歷史，實現(xiàn)了凈化油管輸，降低了拉油成本，減少油品損耗。輸油系統(tǒng)管道分輸油干線1 條和支線3 條。輸油干線起點是德二聯(lián)合站，途經(jīng)中1號加熱站，終點是蘇一聯(lián)。輸油支線有3 條，分別是德一聯(lián)合站至德二聯(lián)合站輸油管道、呼一聯(lián)合站至德二聯(lián)合站輸油管道、烏東聯(lián)至中1 加熱站輸油管道，共建內(nèi)部輸油管道126.25 km。

1.4 水系統(tǒng)工藝現(xiàn)狀

海拉爾油田位于草原深處，沒有社會依托，油田用水全部采取就地取水、就地處理、就地回注的方式。

在新的歷史條件下，我們建設(shè)社會主義先進文化，也必須堅持文化的“群眾性”這一根本原則，注重發(fā)揮人民群眾在文化建設(shè)中的主體作用。必須始終堅持文化發(fā)展依靠人民、文化發(fā)展為了人民、文化發(fā)展成果由人民共享的原則，提高全民族的文化素質(zhì)，實現(xiàn)人的全面發(fā)展。

（1）地下水處理系統(tǒng)。海拉爾油田共建成6座水質(zhì)站，均采用“錳砂除鐵+精細過濾”常規(guī)地下水處理工藝，處理后水質(zhì)達“3.2”標(biāo)準(zhǔn)后輸至注水站?？偺幚砟芰?5 280 m3/d，實際處理量4 458 m3/d，負荷率29.2%；建成水源井94 口，產(chǎn)水能力13 180 m3/d，實際供水量5 145 m3/d，負荷率39.0%。各水質(zhì)站能力可以滿足開發(fā)需求，存在部分作業(yè)區(qū)負荷率極低（德二聯(lián)水質(zhì)站負荷率僅為2.3%）的問題。

（2）注水系統(tǒng)。地面系統(tǒng)建成注水站7座、注配間23 座，注水系統(tǒng)采用分散和集中相結(jié)合的注水工藝，橇裝注水作為補充，單井和多井并存的配水流程。總注水能力15 505 m3/d，轄注水井488口，建有供水管道82.6 km、注水管道318.8 km，實際負荷7 733 m3/d，負荷率49.9%，基本滿足開發(fā)注水的需要。

（3）含油污水系統(tǒng)。海拉爾油田建有蘇一聯(lián)、烏東聯(lián)、德一聯(lián)、德二聯(lián)、呼一聯(lián)共5座含油污水處理站。污水站采用“除油緩沖罐 SSF凈化器無閥濾罐”的水驅(qū)深度污水處理工藝，設(shè)計污水總處理能力4 880 m3/d，實際處理量2 560 m3/d，負荷率52.5%。經(jīng)過多年運行，處理效果較好，操作簡便，出水平均含油1.53 mg/L、懸浮物1.48 mg/L，對比“橫向流除油+3級壓濾”或“一體化凈化機+2級過濾”的三級處理工藝，在運行過程中，可減少更換濾料頻率，降低運行成本。該工藝具有流程短、投資少、運行成本較低、抗污染性強等特點。污水系統(tǒng)因原油含水外輸，各站處理負荷不均衡，德一聯(lián)污水站停運，蘇一聯(lián)污水站處理能力不足。

2 存在的主要問題

海拉爾油田開發(fā)初期，采用地上地下一體化開發(fā)方式，當(dāng)年鉆井當(dāng)年投產(chǎn)的建設(shè)模式。雖然實現(xiàn)了快速上產(chǎn)，滿足了油田開發(fā)需求，但由于海拉爾油田地下的特殊性及地理環(huán)境復(fù)雜性，且隨著開發(fā)年限不斷增加，地面系統(tǒng)存在著一定問題。

（1）設(shè)備負荷率低，能耗高。目前5座聯(lián)合站各系統(tǒng)負荷率均較低（表1），脫水站平均負荷率59.9%，最低負荷僅為28.8%。水質(zhì)站平均負荷率39%，注水站平均負荷率49.9%，污水站平均負荷率52.5%。

（2）部分站場處理負荷不均衡問題突出[4]。由于油田內(nèi)部各站距離較遠，兩個站最近距離為9 km，加之受環(huán)境制約，無法實現(xiàn)內(nèi)部平衡。油田污水站平均負荷低，但局部較高，如表2所示。蘇一聯(lián)受徳二聯(lián)外輸摻水影響，隨原油產(chǎn)量降低，長輸管道外輸摻水，來水量將超過污水站設(shè)計能力需擴建。

（3）隨著開采年限的增加，低效井逐年增多。油田共有提撈生產(chǎn)井236 口，占總井?dāng)?shù)的19.49%，僅2017—2018 年轉(zhuǎn)提撈井130 口，占總井?dāng)?shù)的10.8%；而集油管網(wǎng)未進行相應(yīng)的優(yōu)化調(diào)整，導(dǎo)致部分集油管網(wǎng)低效或無效運行，造成燃料、電能浪費。

表2 污水站設(shè)計能力及預(yù)測Tab.2 Design capability and prediction of sewage station

（4）注水站規(guī)模小，無法滿足開發(fā)動態(tài)調(diào)整需求。油田區(qū)塊分散，注水系統(tǒng)呈現(xiàn)小而繁雜的情況，各作業(yè)區(qū)間注水系統(tǒng)相對獨立，且同一作業(yè)區(qū)內(nèi)注入壓力相差較大，存在多套注水系統(tǒng)，規(guī)模小，管理節(jié)點多，現(xiàn)場控制難度大[5]。分散注水多井配水工藝注配間預(yù)留能力較小，適應(yīng)能力差。開發(fā)后期動態(tài)調(diào)整頻繁，提壓、增注幅度大，注水站、注配間改造工程量大，投資浪費嚴(yán)重。

（5）數(shù)字化自動化水平低，變電所等仍采用值守模式。海拉爾油田地處內(nèi)蒙古草原深處，自然條件惡劣，井站間距離較遠，油田生產(chǎn)自動化水平較低，井、間、站數(shù)字化覆蓋率僅達到5%，現(xiàn)場監(jiān)測、運行控制等尚處于手工操作狀態(tài)，信息反饋不及時，生產(chǎn)管理有延時，造成用工數(shù)量多，勞動強度大，工作效率低，安防難度大，信息共享難。海拉爾油田供配電系統(tǒng)共有8座變電所，變電所與廠調(diào)度中心之間的信息傳遞主要依靠電話，電力調(diào)度獲得的信息滯后，存在周期性管理盲區(qū)，不利于故障的及時預(yù)警、分析及判斷，難以為油田電網(wǎng)的運行管理提供高效的系統(tǒng)保障。

（6）德二聯(lián)至蘇一聯(lián)外輸管道自2014 年已開始外輸含水油，油田貝區(qū)德二聯(lián)、德一聯(lián)、呼一聯(lián)為方便分作業(yè)區(qū)原油外輸交接計量，仍按脫水站模式運行，脫出凈化油進入儲罐暫存，計量后再摻水外輸，外輸系統(tǒng)開式運行，造成原油輕組分揮發(fā)，原油二次加藥脫水造成藥劑浪費，運行費用高，管理難度大。

（7）由于油田滾動開發(fā)，站場非一次性建成，存在功能相同單元在同一區(qū)塊分散建設(shè)的現(xiàn)象，如德一聯(lián)、呼一聯(lián)均建有新老注水站，管理點多，不利于現(xiàn)場生產(chǎn)管理及油田數(shù)字化建設(shè)的實施。

3 優(yōu)化調(diào)整措施

海拉爾油田已開發(fā)了18 年，開發(fā)地質(zhì)認(rèn)識也越來越清晰，根據(jù)目前油田存在的問題，并結(jié)合數(shù)字化油田建設(shè)，打破廠礦界限，采取“降、停、轉(zhuǎn)、并、減”的措施，對地面系統(tǒng)進行綜合優(yōu)化調(diào)整[6]。

3.1 站內(nèi)工藝優(yōu)化

（1）節(jié)約運行成本，將3座脫水站降級為轉(zhuǎn)油站。為達到地面系統(tǒng)安全有效運行，結(jié)合海拉爾油田數(shù)字化建設(shè)，為保證德蘇輸油干線運行，呼一聯(lián)和德一聯(lián)降級為轉(zhuǎn)油站，德二聯(lián)降級為轉(zhuǎn)油站放水運行，外輸含水油至蘇一聯(lián)脫水站集中脫水后外輸；烏東聯(lián)至中一加熱站管道停運，調(diào)整為汽車?yán)\外輸。按此運行，每年可節(jié)約藥劑31.5 t，節(jié)約費用34.21 萬元；降級為轉(zhuǎn)油站，回油溫度及外輸油進站溫度可降低至凝固點進站運行，年可節(jié)約燃油1 300 t，節(jié)約費用386.11 萬元；外輸系統(tǒng)由開式運行轉(zhuǎn)為閉式運行，每年減少原油輕組分揮發(fā)320 t，節(jié)約費用112萬元。

（2）合并德一聯(lián)、呼一聯(lián)新老注水站，減少管理點，優(yōu)化運行。德一聯(lián)降為轉(zhuǎn)油站運行后產(chǎn)液全部輸送至德二聯(lián)，德一聯(lián)污水站停運；德二聯(lián)匯集貝區(qū)產(chǎn)液后面臨含油污水剩余情況，德一聯(lián)需補充地下水，同時考慮站場集中管理、崗位合并，核減德一聯(lián)水質(zhì)站及水源井生產(chǎn)管理崗，統(tǒng)一由德二聯(lián)供給回注水源。由于油田滾動開發(fā)，德一聯(lián)、呼一聯(lián)均有新老2座注水站，為減少管理點和崗位，同時為信息化實施提供基礎(chǔ)，將2座站場的新老注水站優(yōu)化合并。

3.2 低效井地面管網(wǎng)優(yōu)化

地上地下一體優(yōu)化，治理低產(chǎn)、低效油井，130 口油井轉(zhuǎn)提撈生產(chǎn)導(dǎo)致部分集油環(huán)低效運行。通過計算，對油田集油管網(wǎng)進行系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整，停運閥組間3座、集油環(huán)及電加熱支線72個；棄置集油摻水管道108 km、電加熱管道6.5 km。調(diào)整后減少摻水量925 m3/d，節(jié)約燃料油1.15 t/d，減少耗電1 404 kWh/d，每年可節(jié)約運行費用201.6萬元。

3.3 自動化采集與控制

海拉爾油田采用ZigBee儀表技術(shù)+華為5G通信技術(shù)+有線供電模式，建設(shè)物聯(lián)網(wǎng)無線專網(wǎng)，實現(xiàn)生產(chǎn)過程的自動化采集與控制。小型站場采取“區(qū)域巡檢、無人值守”；中型站場采取“區(qū)域巡檢、少人值守”；大型站場采取“集中監(jiān)控”。通過數(shù)據(jù)集中處理，實現(xiàn)集中管理、運行控制，實現(xiàn)電子巡檢，減少人工巡檢次數(shù)，降低員工勞動強度；對關(guān)鍵部位實現(xiàn)遠程控制操作，優(yōu)化用工數(shù)量，精細管理，提升油田生產(chǎn)管理能力和水平[7]。無人值守站210 座，油田建設(shè)覆蓋率95%，實現(xiàn)了場站“集中監(jiān)控、少人值守、定時巡護”模式，促進了勞動組織架構(gòu)扁平化，適應(yīng)“生產(chǎn)安全指揮前移-服務(wù)保障后撤-海拉爾中轉(zhuǎn)協(xié)調(diào)”管理新模式，節(jié)省用工298余人，節(jié)約人工費4 470萬元。

3.4 橇裝注水

海拉爾油田區(qū)塊間地質(zhì)差異大，注水站、注配間規(guī)模小，滾動開發(fā)動態(tài)調(diào)整大，地面應(yīng)用橇裝注水裝置27 套，與已建注水站、注配間結(jié)合應(yīng)用，滿足了海拉爾油田超前注水以及開發(fā)一定范圍內(nèi)提壓、增注試驗的需要，是解決集中注水及分散注水工藝的重要補充部分。注水橇應(yīng)用靈活，開發(fā)試驗結(jié)束后可搬遷至其他區(qū)塊應(yīng)用，即解決了臨時注水問題，又節(jié)約了投資[8]。

3.5 變電所無人值守

通過應(yīng)用電力調(diào)度系統(tǒng)，改造變電站一次、二次設(shè)備，實現(xiàn)變電所無人值守[9]。8 座變（配）電所轉(zhuǎn)為無人值守，核減生產(chǎn)定員56 人（總數(shù)115人），運維人員由分散變?yōu)榧校〉昧藴p員增效的效果，緩解了油田供配電系統(tǒng)自動化程度低、用工冗余的問題，提升了電力生產(chǎn)安全管理水平[10]。同時與油田物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)相互融合，共同分享，建設(shè)大數(shù)據(jù)平臺。

4 結(jié)束語

（1）對于老油田，應(yīng)該采取分期分批進行優(yōu)化改造，在海拉爾油田地面系統(tǒng)優(yōu)化中，站場工藝降級調(diào)整3 座，站場核減3 座，站場合并4 座。站場優(yōu)化簡化后節(jié)約藥劑、燃油、用電、原油輕組分揮發(fā)的運行成本532.32萬元/a，實現(xiàn)了油田開發(fā)降本增效。

（2）海拉爾油田應(yīng)積極推廣數(shù)字化油田建設(shè)，提高自動化水平，系統(tǒng)優(yōu)化，分公司模式改革共減少用工298人，節(jié)約人工成本4 470萬元/a。

（3）對于新開發(fā)的油田，采取地上地下一體化開發(fā)方式，雖然滿足了快速上產(chǎn)要求，但地面很難適應(yīng)，因此建議統(tǒng)一規(guī)劃，分期實施，以避免功能單元分散和一次性建成后系統(tǒng)負荷低、運行能耗高等問題。