大庆油田地面工程提质增效措施及形势对策分析.pdf

大庆油田地面工程系统在优化简化控投资、数智化建设提效率、管道治理加力度等方面已取得显著成效，但仍面临效益建产难度大，数字化转型与智能化发展步伐加快，采出水处理难度大，以及管道失效治理任务艰巨等严峻形势。为此，大庆油田地面工程系统要继续深化应用“三优一简”措施，持续提升地面建设水平，深入开展油田地面数智化建设，全面提升采出水处理质量，持续强化管道失效治理，切实做好提质增效工作，奋力开创油田高质量发展新局面。关键词：地面工程；优化简化；提质增效；高质量发展Analysis of Measures and Situation Countermeasures for Improving Quality and Efficiency of Surface Engineering in Daqing OilfieldLI Junchao1，LIU Yuanqi1，WU Hai2，NING Ye3，DONG Yue41Daqing Oilfield Co.，Ltd.2Jingbian Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Co.，Ltd.3No.3 Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co.，Ltd.4No.4 Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co.，Ltd.Abstract：The surface engineering system of Daqing Oilfield has achieved remarkable results in opti-mizing and simplifying investment control，improving efficiency of digital and intelligent construction，and strengthening pipeline management.However，it still faces severe situations such as the difficulty ofbenefit production and construction，the accelerated pace of digital transformation and intelligent devel-opment，the difficulty of produced water treatment，and the arduous task of pipeline failure manage-ment.To this end，the surface engineering system of Daqing Oilfield should continue to deepen the ap-plication of the three optimizations and one simplification measures to continuously improve the sur-face construction level，carry out the construction of oilfield surface digital intelligence，comprehen-sively improve the quality of produced water treatment，continue to strengthen the treatment of pipe-line failure，do a good job in improving quality and efficiency，and strive to create a new situation ofhigh-quality development of the oilfield.Keywords：surface engineering；optimization and simplification；improve quality and efficiency；highquality development大庆油田开发建设 60 余年，是国内原油产量最大的陆上油田。目前，已进入开发中后期，水驱开发进入高含水阶段，化学驱开发稳步推进。为适应开发需要，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。围绕原油稳产高质量发展的目标，地面工程系统持续攻坚克难、开拓创新，提升技术和管理水平1-2。1地面工程系统建设1.1优化简化控投资产能建设持续应用“三优一简”技术措施3-5，努力控制新增规模和建设投资，2022 年同比进一步减少单井地面投资 11.6%，“十三五”以来，共DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2023.08.01476第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/大庆油田专栏少建各类站场 219 座，减少占地 4 780.02104m2，节省建设投资 49.68亿元，年节约运行成本 6 400万元，平均单井地面投资由 130.7 万元降至 90.3 万元（表 1）。低效难动用区块地面方案实现规模零新增、站场零新增、单井地面投资有效控减的“两零一控减”目标，站场新增情况见表 2。通过与油藏、钻采专业综合优化提升开发效益，2年共计 56个低效区块、2 794口井、123.28104t 产 能 得 到 有 效 动 用。具 体 优 化 措 施 及 效 果如下：（1）长垣老区产能建设与系统调整相结合。南一区产能结合水驱、聚驱同步开发特点，地面系统打破水聚驱界限，能力统一挖潜调配，在新增1 110 口油水井的情况下，未新增站场的同时核减老化低效站场 6 座，提高区域油气分离负荷率 54.5个百分点，减少地面投资 2.1 亿元，年节省运行费用 1 940万元。（2）化学驱错峰开发与分期建设相结合。采油二厂南七南八区三元区块和采油五厂杏南开发区聚驱区块，通过对地面系统总体布局，按照开发节奏分期建设，少建大中型站场 16 座，减少地面投资 7.5 亿元。另外，加大对停注后注入站闲置设施和站外高、低压管道利用力度，减少地面新建设施，逐一核实评估后共利旧注入站厂房 22 座，利旧 各 类 设 备、设 施 896 台（套），各 类 管 道 共787.2 km，减少地面建设投资 3.9亿元。（3）充分发挥大井丛优势，以“集、输、注”系统为核心，“路、电、信”系统同步优化，合并路由形成管廊带，简化工艺形成了丛式井地面建设模式。采油八厂丛式井比例由“十三五”初期的47.6%提高至 2022年的 94%，地面建设投资减少了3 000万元。（4）稠油区块开发部署与地面分期建设相结合。采油九厂来 94 稠油区块，针对开发难度大、单井产量低、系统无依托等不利条件，地面系统通过统筹布局、简化工艺、优化路由、控制标准及多方案经济比选，减少投资 1.2 亿元，年节约运行成本 2 163万元，实现了难采储量的有效动用。1.2地面建设“六化”工作（1）标准化设计实现三维转型升级。升级小型站场标准化定型图 39 套，新增标准化定型图 248套，实现油、水系统小型站场标准化设计全部三维化，2022 年建设的 6 座大中型站场和 42 座小型站场全部采用三维设计，同比提高设计效率 15%，减少设计变更 60%。（2）规模化采购，强化“冬储”助力快速建产。重点对一体化集成装置、电气材料设备等常规物资实行规模化采购，工程建设类物资集采率超过90%；建立常态化物资储备机制，2022年，通过冬季预制备料，提前预制完成橇装阀组间、配水间等24 座，各类防腐管线 1 200 km、抽油机基础 653套、电杆 5 200根，助力了产能区块快速建产。（3）注入站工厂化预制取得新突破。在采油五厂、采油七厂产能项目推行橇装注入站工厂化预制试点，其中杏十一区 1 号、2 号注入站，通过自动表 120162022年优化简化措施效果Tab.1 Effect of optimization and simplification measures from 2016 to 2022项目减少占地/104m2少建大中型站场节省建设投资/亿元年节省运行费用/万元2016年806.67367.36 0002017年500.00327.57 0002018年526.67307.586 5002019年613.34276.575 8002020年913.34246.946 2002021年760.00397.77 5002022年660.00316.095 900表 2新增大中型站场数量及设计规模Tab.2 Number and design scale of the newly-built large and medium-sized stations站场类型水驱转油站深度污水站聚驱注入站聚驱转油站聚驱转油放水站水驱脱水站深度水注水站站场数量核减411新建13合计-3-12站场规模扩建3152211新增规模/（104td-1）1.90.70.20.60.5核减规模/（104td-1）2.80.80.3合计-0.9-0.1-0.10.60.577大庆油田专栏李俊超等：大庆油田地面工程提质增效措施及形势对策分析油气田地面工程 https:/切割、坡口加工、自动焊接，累计完成焊接量6 650 达因，自动焊比例占混配阀组模块焊接总量的 73%，预制完成后快速转运至施工现场进行高效复装，节约施工工期 15日以上；葡北 2号注入站实现全站整体橇装化。（4）模块化建设实现施工全面提速。南 I-1 转油站，共 41 个模块复用标准化设计成果，实现了后线工艺预制与现场土建施工同步实施，仅用 3个月就完成了主体工艺建设。合深 4区块，应用各类模橇块 73 个，全部后厂预制、前线组装，节省设计周期 30%，提升施工速率 40%，保证了现场施工安全和山地建设进度。（5）信息化管理显著提升项目管控能力。持续应用基本建设运行管理系统，工程项目上线率达99.2%，项目建设期资料全部实现线上流转，2022年 上 线 资 料 62 279 份，对 比 传 统 管 理 方 式 节 约7 543 个工作日。开展智慧工地深化应用，全年在油田 19 个大中型项目，63 个小型、零散项目现场应用，典型违章较其他项目低 68.9%，重复性问题同比下降 29.6%。通过扩展智能巡检、高风险作业许可管理、企业级看板、项目群多层级管控等功能，进一步提升了现场施工监管水平。（6）数字化交付实现两个全覆盖。实现油气田站场类型全覆盖，不断拓展油田数字化交付站场类型，油田已有 8个项目实现了数字化交付，涵盖油田联合站、天然气处理站、储气库、转油（放水）站、污水站、注入站等全部类型，为油田站场智能运维提供立体模型数据基础。实现设计、采购、施工过程全覆盖，通过与智慧工地和基建运行管理系统交互融合，实现地面建设的设计、采购、施工全过程数字化交付，以工程对象为核心，设计图纸、三维模型、采购文件、施工记录全面关联集成，实体站场与数字站场同步建设，坚实迈出了数字孪生的第一步。1.3数智化建设步入快车道（1）井站数字化建设任务超额完成。规划计划部超前组织完成了 6 个采油厂 4.6 万口油水井、约3 000 座站场的数字化方案编制及审查报批工作，采油厂数字化建设方案全部完成，比“十四五”规划提前 2年。生产运行与信息部、基建管理中心及相关采油采气单位通力合作，实现约 2.2 万口油气水井的数字化改造数据上线，井场数字化覆盖率达43.7%，超额完成了股份公司下达的工作目标。（2）作业区生产管控平台（1.0）扩大应用。在生产监控、生产管理、能耗管控等 6大功能基础上，完善形成生产管理智能告警、处置落实、跟踪维护的闭环管理，同时融合加热炉完整性管理平台，实现集中智能监控，生产运行精准高效，与数字化建设同步推进。（3）大中型站场建设管理模式持续优化。目前已 实 施 集 中 监 控 多 岗 位 大 型 站 场 270 座，占 比94.4%；无人值守变电所、注入站等非油气站场525 座。2022 年开展数字化方案，安排新增 188 座非油气独立站场及 30 座转油站无人值守建设，正在开展施工图设计。采油五厂杏南二转油站在投产运行中为油气站场的事故应急处置、联锁管控起到了示范引领作用，通过远程自动控制掺水量，实现精准掺水，年节气 8104m3。采油三厂萨北 52、53 号 2 座无人值守转油站投产后开展现场驻站写实，深化总结需要优化完善的关键节点，为进一步完善无人值守建设标准提供第一手资料。（4）站场智能运维技术初见成效。依托采油五厂太一联数字化交付成果，集成站场集中监控采集的生产数据实现三维生产可视化，方便在线管控；掌握设备从采购到进站的各类信息，分析站场能耗节点，辅助重点节能部位精确把控；将动静态数据全融合，实现了虚拟巡检、能耗分析、运行预警等功能，提升了站场运维水平。1.4管道失效率再创新低2022 年油田管道综合失效率 0.25 次/(kma)，比 2021 年下降 32.07%，比集团公司计划目标高出12.07个百分点，比 2018年最高时下降 56.6%。（1）控增量，提高新建管道质量。强化管材施工质量及运行管控，完成母材抽检 1 131 批次，合格率 99.82%；出厂质检 12 批次 185 组，入厂质检102 批 次，清 退 106 km；施 工 抽 检 41 个 项 目 共53.7 km，查改问题 49 处。尤其是对因管材与施工质量、外力破坏等导致失效的 7 条管道的典型问题，下发通报，查根源严整改。不断完善运行管控措施，完成 A5系统失效类型及分年段等 1 364项数据模块开发应用，全面保证数据准确性和时效性。按照管道分类分级，编制一线一案 1 239 份，一区一案 384份。（2）减存量，系统推进已建管道失效治理。开展管道压力试验工程，在开发事业部组织下，完成管道压力试验 8 375 条、共 3 813 km，为下步修复和局部更新提供了重要依据。加大腐蚀管道更新力度，结合管道专项等工程，更新腐蚀老化管道78第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/大庆油田专栏1 487 km，消除失效 8 462 次，各单位自购管材697.5 km，取得较好治理效果。开展检测评价与修复，检测评价 4 743 km 管道，检测破损点 13 332处；修复 2 445 km，修复破损点 4 797 处，减少失效 2 751次，投入产出比 13.45。提高阴保系统运行质效，完成阴保系统测试 452 套，维修 256 套，保护电位合格率 85.46%，同比 2021 年提高了 5.44个百分点。积极推进示范区建设，加快二厂南三区西 部 无 泄 漏 示 范 区 建 设，完 成 检 测 修 复 管 道116 km、阴保系统 12 套，完成采油三、五、六厂示 范 区 工 程 检 测 修 复 2 192 km，减 少 失 效 1 053次。制定了示范区风险评价技术规范、管网阴极保护技术规定及完整性管理模板，引领与示范作用明显。（3）深化内腐蚀控制技术研究。随着油田化学驱范围增大，管道内输送介质日趋复杂，氧腐蚀、细菌腐蚀、垢下腐蚀多发并存，金属管道失效主导因 素 由 外 转 内，内 腐 蚀 失 效 占 比 由 31.62%升 至68.92%。分系统、分区域针对性开展了内腐蚀监测14 组，实时掌握内腐蚀变化规律；开展了高分子热熔覆、螺纹接头等内腐蚀控制技术现场验证试验，为后期设计选材、防腐工艺改进提供依据。2形势与任务（1）效益建产难度越来越大，快速建产需求愈加紧迫。“十四五”后三年，初步安排年基建油水井 6 000 口以上，长垣水驱以层系调整、过渡带加密、边部外扩及扶余油层为主；化学驱以二类 B油层为主，储层转差；外围油田区块分布也愈加零散。（2）数字化转型、智能化发展步伐加快。按照集团公司“十四五”末基本建成数字中国石油，“十六五”末全面建成数字中国石油的总体部署，油田需要全力加快数字化建设和智能化发展的探索和应用工作，打造支撑当前、引领未来的新型数字化能力，推动业务模式重构、管理模式变革，以高水平数字化转型支撑油田高质量发展6-7。（3）采出水处理难度越来越大，需全面治理提质量。在水驱污水处理时水质综合达标率较高，为90%，但随着含聚浓度升高，部分站暴露出横向流工艺和核桃壳过滤工艺不适应的问题，水质稳定达标处理难。在聚驱污水处理时深度水需求量不断增加，含聚污水深度处理主体工艺路线尚不明晰，在用的微生物处理工艺比常规工艺的流程长，全面推广投资压力大。三元污水处理与水聚驱采出水相比性质发生了较大变化，黏度升高，油水分离及悬浮物去除难度大幅增加，水质达标处理十分困难8。（4）管 道 失 效 治 理 任 务 依 然 艰 巨。截 止 到2022 年，油田已建生产管道 11.4104km，占勘探板块近三分之一；共失效 28 554次，失效总量仍处于 16 家油气田公司的高位；油气集输和注入系统的类管道仍是失效主体。总体特点是：管道体量大、运行年限长、管网密度大，日常维护和管理强度大。“十四五”末实现失效治理达标的任务9-10。3对策及优化措施3.1总结经验，深化应用三优一简措施融合数字化建设、标准化设计、新能源业务，不断助力油田产能高效、智能、绿色开发建设。（1）开展工艺设备适应性调查，不断完善地面工艺技术。开展地面集输、注水、配制注入、采出水处理等系统工艺及设备适应性专项调查和研究，为“十四五”后三年工艺设备的持续优化和完善做好基础工作。（2）借助数字化优势，进一步简化集油工艺。结合油田数字化建设的快速推进，重点对长垣老区单井计量、掺水热洗等集油工艺开展持续优化简化，助推传统管理模式的转变。单井计量工艺简化，计量间降级为集油阀组间，取消单井计量管道。单井掺水工艺简化，23口独立井采用双管并联掺水集油工艺，平台井采用丛式井双管掺水集油工艺。站间掺水热洗工艺简化，站间掺水、热洗管道串接，利用掺水自动控制装置实施调节。（3）研发应用橇装高效一体化设备。针对外围油田区块零散、依托性差、产量递减快的特点，持续加大高效一体化设备的研制、推广应用力度，以适应动态开发建设需求。重点研发应用多功能高效采出液处理和油水一站式处理装置，高效可搬迁，控投资提效益。3.2提升地面建设“六化”水平提升工厂化预制及模块化覆盖率，大型站场等重点项目力争达 80%以上。全面推广数字化交付平台，并与基建管理系统、智慧工地实现深化交互、融合不断，为油田快速建产、效益建产、高质量建设增添新动能。（1）标准化设计。全面开展聚驱采出水处理站和采出水深度处理站等大中型站场标准化模块定型设计，推进工厂化预制，转变建设方式，显著缩短工期，逐步实现井站同步投产，提升新井产能贡献79大庆油田专栏李俊超等：大庆油田地面工程提质增效措施及形势对策分析油气田地面工程 https:/率。持续推进页岩油、储气库、含硫气田标准化设计，开展新能源、地热、风光气电等新领域标准化设计，满足高水平快速建设需要。（2）规模化采购。结合 2023 年度地面建设计划安排，提前组织物资冬储工作，为冬季工厂化预制有序开展打好基础。（3）工厂化预制。紧跟油田地面建设橇装化、模块化、集成化的发展趋势，通过联合开发、外引专家、内配提升等多种手段，强化工厂化预制二次设计能力，实现标准化设计与工厂化预制的高效对接，逐步丰富预制产品，拓展预制范围，提升预制质量。提升橇装化“三间”、注入站等产品制造能力，在油田推广应用分离器橇、计量分离器橇、过滤分离器橇等一体化集成装置。（4）模块化建设。加强油气站场一体化集成装置和工艺模块制造、运输和安装技术研究，总结合深集气站橇装化建站经验，在油田推广橇装化注入站应用。依托升平储气库等大型场站项目，打造具有油田特点的“橇装化建站、模块化建厂”新模式。（5）信息化管理。持续开展“安眼工程”油气田地面建设智慧工地技术深化应用研究 课题攻关，研发应急管理模块，建立个性化门户，在集成安眼工程智能分析结果的基础上，结合现场智能感知数据，开展动火、挖掘、高处等 7项高风险作业典型场景智能分析预警研究。深化厂（分公司）级监管平台应用效果，构建联防联控监管模式，在油田重点项目及大、中、小型场站、站外系统、零散维修、隐患治理等项目全面推广应用智慧工地。深化基本建设运行管理系统应用与集成，对接智慧工地系统和数字化交付系统，提供项目信息读取支持，在现有分包框架体系下，完善多种项目管理模式架构，依托分包计划、分包组织机构、分包准入等内容逐步优化分包管理流程。（6）数字化交付。丰富数字化交付系统功能，完成合深 4先导试验工程数字化交付工作。开展升平储气库、CCUS 管道数字化交付工作，同步优化大庆油田数字化交付实施模式、工作流程、质量检查标准等。探索与 A4、A5、A11、智慧工地等系统的数据交互，依托喇 400合建站、中十六联合站等项目，探索快速、经济的油田已建场站逆向恢复数字技术。3.3开展油田地面数智化建设（1）快速提升油田数字化覆盖率。2023 年再增加 3.5 万口油水井数字化建设，油田数字化覆盖率达到 75%以上。实施油田骨干网升级改造，加快推进川渝流转区块井站数字化上线运行。全面启动天然气、储运销售分公司的数智化建设方案。（2）构建数字孪生，助力数字站场智能化运行。重点完善中十六、喇 400数字孪生站场，以物联网建设为基础，集成生产实时数据、设备维保记录等信息，打造全感知、全可视的站场数字孪生平台，实现工艺流程模拟、生产实时报警、设备故障诊断、智能虚拟巡检、事故应急响应、能耗综合分析等智能应用场景。3.4提升采出水处理质量（1）水驱污水处理系统。“十四五”期间将结合产能、老改等工程逐步安排横向流工艺改造 4座站，核桃壳及搅拌式过滤器改造 18 座站，解决水驱站含聚后工艺不适应问题。（2）聚驱污水深度处理系统。加快沉降罐添加微生物处理技术工业化应用，2022 年已在采油三厂聚北-1污水站（规模 2.0104m3/d）实施微生物处理工艺改造，目前已完成主体施工，预计2023年 5月投产运行，将持续跟踪运行效果，该技术可作为已建污水站改扩建的主体工艺。开展双纳米 处 理 工 艺 试 验，2022 年 将 处 理 规 模 扩 大至 2 000 m3/d，目前正在进行安装调试，预计 2023年 1月上旬投产运行。2023年将对气浮、过滤等各环节工艺参数进行跟踪评价，总结推广应用经验。（3）三元污水处理系统。推广新型滤罐改善滤后水质，新型破板结过滤器水质可提升 50%以上，单体设备投资节省 40%以上，滤后水质得到明显改善，全油田已安排推广应用 204 座过滤罐。“十四五”后三年将结合三元站运行情况，逐步扩大推广规模。探索三元污水回注本区块技术路线，前期在采油一厂中十九注入站开展了“微纳米氧化处理”工艺试验，在来水达到“双 50”情况下，可满足稀释体系质量要求；2023年将在采油一厂聚南 1-2污水站开展扩大试验（16 000 m3/d），为实现三采区域注采平衡提供技术支撑，也为三元污水的回注问题探索方向。建设三元采出水水质达标示范站，开展三元污水处理新工艺试验，2023年在南 7-4三元污水处理站开展三元采出水微生物处理工业化先导试验（3 400 m3/d），重点研究在工业化应用中微生物工艺抗水质波动的适应性机制和调控对策，探索三元驱污水在驱替全过程稳定达标处理的技术手段；优化药剂配方和投加方式，结合三元采出液性80第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/大庆油田专栏质变化，在前段转油放水站投加油水分离剂、螯合型和硫化物去除型水质稳定剂，确保源头水质；在污水站投加多功能滤料清洗剂，抑制反冲洗水中的硫化亚铁等杂质对沉降罐进水的污染，改善滤料的清洗和再生效果。3.5持续强化管道失效治理治理目标：2023年管道失效率同比下降 40%以上，达到 0.15次/(kma)，“十四五”末类管道达到 0.05 次/(kma)，即集团公司管道失效率指标要求。（1）强化腐蚀控制技术措施。据统计，因腐蚀导致管道失效占比 99.13%，是失效的主要形式。2023年重点开展压力试验：分 6批次 2 721 km，每批次 1 000 条 453 km，为修复和更新提供依据；检测修复：检测评价管道 3 653 km，修复 2 435 km；阴保维修：2023 年阴极保护系统保护电位合格率达 90.0%以上；阴保覆盖：加快已安排井网区域阴保系统的建设步伐。（2）强化全过程管控，加大非金属管道应用力度。非金属管道防结垢、防结蜡，施工方便，热力、水力特性好，造价低、使用寿命长，尤其在腐蚀控制方面具有先天优势。从吉林等油田失效治理情况看，在腐蚀严重地区因地制宜的推广应用非金属管道是“控增量”的重要措施之一。由于产品质量不达标、维抢修质量不合格、管道超标服役等原因，2022 年 大 庆 油 田 非 金 属 管 道 失 效 率0.296 次/(km a)，高 于 金 属 管 道 的 失 效 率0.249 次/(kma)。2023年，将建立非金属管道全生命周期质量管控体系，严把设计期选材、采购期入库、建设期施工、运行期管理等 4道关口，充分发挥非金属耐蚀优势，依托局内制造企业（昆仑管业等），结合产能及管道专项等工程，以注入管道、污水管道为重点，因地制宜开展区域性现场应用。（3）加强技术攻关，助推失效治理工作再上新台阶。针对小口径管道内腐蚀控制困难的问题，开展压接接头、内堆焊及非金属内穿插等技术研究，实现小口径管道内防腐措施完整有效。针对非金属管道质量控制措施不健全的问题，开展非金属管道质量监督体系建设及质量控制技术、维抢修技术研究，实现非金属管道全生命周期质量可控。针对管道失效治理措施相对滞后的问题，开展管道失效风险预测技术研究，实现管道检测、修复措施的预见性、针对性。4结束语地面工程是油田开发的重要环节，是控投资降成本的重要源头，面对低碳发展新形势、安全环保新要求、数智共享新机遇，将认真学习贯彻落实党的二十大精神，努力践行油田公司抓好“三件大事”的战略部署和“一稳三增”总体要求，守正创新、踔厉奋发、勇毅前行，进一步做好地面工程提质增效、油田用能清洁替代和新能源发展等重点技术工作，奋力开创油田高质量发展新局面。参考文献1 李杰训，赵雪峰，田晶高含水期大庆油田油气集输系统地面规划的做法与认识J石油规划设计，2017，28（4）：8-11，34，56LI Jiexun，ZHAO Xuefeng，TIAN Jing Practice and un-derstanding of surface planning of oil-gas gathering andtransportation system in Daqing Oilfield during high water cutperiodJ Petroleum Planning&Engineering，2017，28（4）：8-11，34，562 李杰训大型油气田地面工程优化设计方法研究进展J油气田地面工程，2019，38（2）：1-6，29LI Jiexun Research progress of optimal design on large-scale oil-gas field surface engineeringJ Oil-Gas FieldSurface Engineering，2019，38（2）：1-6，293 张春刚大庆油田产能地面建设优化简化技术应用J油气田地面工程，2020，39（10）：13-17ZHANG ChungangOptimization and simplification technol-ogy application for surface construction of production capaci-ty in Daqing OilfieldJ Oil-Gas Field Surface Engineer-ing，2020，39（10）：13-174 梁月玖，郭峰，张维智油气田地面工程提质增效工作成果与展望J石油规划设计，2020，31（2）：14-16，21LIANG Yuejiu，GUO Feng，ZHANG Weizhi Achieve-ments and prospects of improving quality and efficiency ofoil-gas field surface engineeringJ Petroleum Planning&Engineering，2020，31（2）：14-16，215 张春刚系统优化调整助力老油田提质增效J石油规划设计，2019，30（1）：15-18，25ZHANG Chungang Facility optimization to improve qualityand efficiency for old oilfieldJPetroleum Planning&Engi-neering，2019，30（1）：15-18，25（下转第 85页）81第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/大庆油田专栏6 高鑫宇油气集输系统能量优化软件在油田的应用J石油规划设计，2019，30（3）：29-32，50GAO XinyuApplication of energy optimization software foroil-gas gathering and transmission system in oilfieldsJPe-troleum Planning and Engineering，2019，30（3）：29-32，507 任大伟集输系统加热能耗分析及节能减碳措施J油气田地面工程，2022，41（11）：8-11，17REN Dawei Analysis of heating energy consumption andmeasures for energy conservation and carbon reduction in gasgathering systemJ Oil-Gas Field Surface Engineering，2022，41（11）：8-11，178 王志勇，华丽威，王利民，等外围油田集输系统降耗增效措施及效果分析J油气田地面工程，2022，41（8）：39-42WANG Zhiyong，HUA Liwei，WANG Limin，et alMea-sures for reducing consumption and improving efficiency ofgathering and transportation systems in peripheral oilfieldsand their effect analysisJOil-Gas Field Surface Engineer-ing，2022，41（8）：39-429 邓辉低温集输技术界限及运行优化J油气田地面工程，2022，41（8）：43-46DENG Hui Technical limits and operation optimization oflow temperature gathering and transportationJ Oil-GasField Surface Engineering，2022，41（8）：43-4610 张伟，王博，沈玺琳采油厂节能降耗措施综合应用及效果分析J油气田地面工程，2022，41（7）：87-92ZHANG Wei，WANG Bo，SHEN Xilin Comprehensiveapplication and effect analysis of energy conservation andconsumption reduction measures in oil production plantsJOil-Gas Field Surface Engineering，2022，41（7）：87-92作者简介黄振昊：工程师，2013 年毕业于东北石油大学电子科学与技术专业，从事地面生产管理工作，18345981567，hzhen-，黑龙江省大庆市让胡路区大庆油田有限责任公司，163000。收稿日期2023-03-19（编辑李娜）（上接第 81页）6 王海涛油田数字化发展趋势及仪表在油田生产节能中的应用J石油石化节能，2019，9（9）：11，38-40WANG HaitaoDiscussion on the development trend of digi-tal oilfield and the application of instrument in oilfield pro-duction and energy conservationJ Energy Conservation inPetroleum&Petrochemical Industry，2019，9（9）：11，38-407 曹万岩，张德发，张丹丹，等油田站场智能化运维应用场景展望J油气与新能源，2021，33（4）：65-68CAO Wanyan，ZHANG Defa，ZHANG Dandan，et alProspect of application scenarios of intelligent operation andmaintenance in oilfield stationsJPetroleum and New Ener-gy，2021，33（4）：65-688 单红曼已建三元污水站滤前水常规处理和外输水深度处 理 现 场 试 验 研 究 J 油 气 田 地 面 工 程，2022，41（6）：51-57SHAN HongmanField test and research on the convention-al treatment of pre-filtration water and the advanced treat-ment of external water in the established ASP sewage treat-ment stationJOil-Gas Field Surface Engineering，2022，41（6）：51-579 李双林，李智艺，纪贤晶，等油田管道失效成因分析与对策建议J油气田地面工程，2022，41（11）：106-110LI Shuanglin，LI Zhiyi，JI Xianjing，et alCause analysisand countermeasures of oilfield pipeline failureJ Oil-GasField Surface Engineering，2022，41（11）：106-11010 张建军，赵伟，张昕油田埋地管道腐蚀失效规律性认识及治理对策J油气田地面工程，2022，41（8）：61-67ZHANG Jianjun，ZHAO Wei，ZHANG XinUnderstand-ing of corrosion failure regularities of buried pipelines andcountermeasuresJ Oil-Gas Field Surface Engineering，2022，41（8）：61-67作者简介李俊超：高级工程师，2008 年毕业于大庆石油学院资源勘查 工 程 专 业，从 事 地 面 工 程 领 域 工 作，13936841195，黑龙江省大庆市让胡路区大庆油田有限责任公司，163000。收稿日期2