導(dǎo)語：油田地面建設(shè)工藝技術(shù)創(chuàng)新與實踐一文來源于網(wǎng)友上傳，不代表本站觀點，若需要原創(chuàng)文章可咨詢客服老師，歡迎參考。

大情字井油田產(chǎn)能建設(shè)地面工程是一項包括油氣集輸、油氣處理、注水、供水、污水處理、供配電、通信、礦建等方面的綜合系統(tǒng)工程。堅持地質(zhì)、開發(fā)、地面系統(tǒng)“三位一體”，整體優(yōu)化、總體規(guī)劃、分期實施，降低建設(shè)投資。運用合理的優(yōu)化理論進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，充分考慮近期與遠(yuǎn)期，適應(yīng)滾動開發(fā)的需要，篩選出最優(yōu)的規(guī)劃方案，合理減少管理點，最大限度地實現(xiàn)油田地面系統(tǒng)從設(shè)計到運行的總體優(yōu)化。站場布局、管網(wǎng)設(shè)計、運行管理和生產(chǎn)決策都力求使整個油田開發(fā)的建設(shè)費用和運行費用最低，開發(fā)的可行性、經(jīng)濟性提高。建立了以聯(lián)合站為中心、接轉(zhuǎn)站為骨架的集輸系統(tǒng)格局，以適應(yīng)自然地形特點，滿足滾動開發(fā)需要。根據(jù)大情字井油田區(qū)塊多，區(qū)塊與區(qū)塊、井區(qū)與井區(qū)之間的相對距離較遠(yuǎn)的特點，地面建設(shè)的總體布局是在相對集中的位置建聯(lián)合站1座，由聯(lián)合站完成油氣分離、原油脫水、原油外輸、采出水處理等作業(yè)；周圍區(qū)塊建9座接轉(zhuǎn)站，采用二級半站的布局方式，完成全油區(qū)的集輸任務(wù)，所有產(chǎn)液均在大情字井聯(lián)合站統(tǒng)一脫水及污水處理，處理后的凈化油輸至乾安中心處理站。由于大情字井區(qū)塊分散，注水系統(tǒng)采用分塊建注水小站的布局，共建注水小站9座，采用三級布站注水方式，在油田開發(fā)初期，注水取用第四系地下水為水源，隨著油田開發(fā)和污水處理工程的完善，合理利用和節(jié)約水資源，將處理后的采出水作為注水水源回注油層以取代一部分清水。注水系統(tǒng)總建設(shè)規(guī)模為13410m3/d。供配電系統(tǒng)結(jié)合大情字井地區(qū)油藏開發(fā)的用電需要，優(yōu)化整體布局，合理的選擇變電所的位置和確定供電等級，在大情字井、情南、情北地區(qū)新建3座變電所。大情字井變電所建在大情字井聯(lián)合站內(nèi)，主變壓器為2×10000kVA；情南地區(qū)變電所建在黑96區(qū)塊附近，主變壓器為2×6300kVA；情北地區(qū)變電所建在黑81區(qū)塊附近，主變壓器為2×6300kVA。注水站場之間通過注水干線實現(xiàn)了連通，站場之間實現(xiàn)了水量調(diào)節(jié)，避免了“部分站場滿負(fù)荷運行、部分站場設(shè)備閑置”的現(xiàn)象，建立了高效的注水網(wǎng)絡(luò)，既有效補充了地層能量，又節(jié)約了能耗，保證了油田正常生產(chǎn)。針對不同層系的污水不配伍特性，在工藝設(shè)計時考慮污水同層回注的原則，避免不配伍的污水混合后造成管路結(jié)垢。在大情字井油田建立了以聯(lián)合站自控系統(tǒng)為主、接轉(zhuǎn)站數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)為輔的油田生產(chǎn)管理系統(tǒng)——SCADA系統(tǒng)，實現(xiàn)了所轄各主要站場生產(chǎn)過程參數(shù)的自動采集、集中監(jiān)視，滿足了今后吉林油田自動化系統(tǒng)的總體發(fā)展要求。大情字井油田自然條件惡劣，社會環(huán)境復(fù)雜，地處偏僻，基礎(chǔ)設(shè)施薄弱，當(dāng)?shù)亟煌O為不便，對建設(shè)施工和生產(chǎn)管理影響很大。地面建設(shè)設(shè)計結(jié)合地形地貌、地質(zhì)情況，優(yōu)選井區(qū)線路，形成了水泥道路為主干路、砂石道路為次干道、鉆前道路為支線的路網(wǎng)結(jié)構(gòu)。油區(qū)干道基本貫穿整個油區(qū)，連通各大站點，既保障了油區(qū)交通安全，提高了迅速應(yīng)對突發(fā)事件的能力，方便油區(qū)的生產(chǎn)和管理運行，又推動了地方經(jīng)濟發(fā)展。大情字井油田建設(shè)本著“以人為本”的思想，建成了以倒班點為依托，采油隊部為補充，設(shè)施齊全的礦建系統(tǒng)。

在大情字井油田建設(shè)中，積極推廣實用的成熟技術(shù)主要有15項。針對大情字井油田區(qū)塊比較分散的特點，篩選了3種比較適合于該油田開發(fā)的集輸流程進(jìn)行對比。單管小環(huán)狀摻水流程：該流程取消了計量站，采用軟件計量方式進(jìn)行計量，解決了以往環(huán)狀流程串井多集油環(huán)過長、摻水量不易控制、端點井回壓過高等問題，同常規(guī)摻水集輸流程相比，可以節(jié)省地面建設(shè)投資30％左右，且生產(chǎn)運行平穩(wěn)，易于管理，噸油耗氣一般為15m3以下。在原油物性較差、集中供熱的情況下，應(yīng)是首選流程。單管枝狀電加熱集油流程：該流程的特點是單井生產(chǎn)的油、氣、水混合物經(jīng)井口管道加熱器加熱后進(jìn)入集油干線，再經(jīng)干線加熱器加熱后進(jìn)集油站。電加熱器全部有溫控裝置，根據(jù)環(huán)境溫度自動起停，間歇升溫。此流程油井串聯(lián)進(jìn)站的工藝簡單，管線用量少、投資少；但存在端點井比較多的問題，生產(chǎn)管理難度大，大面積開發(fā)且比較分散的油田不適于用。雙管摻水工藝流程：該流程于20世紀(jì)90年代被大規(guī)模采用，其特點是采用固定式計量方式，計量結(jié)果相對準(zhǔn)確，井口回壓較小，管理方便；但管線投資大，運行費用高。雙管摻水流程的缺點是一次性投資大，日后管線維護(hù)工作量大；單管枝狀電加熱流程的缺點是管理不便，運行費用高，特別是大情字井油田的區(qū)塊間距較大，如果出現(xiàn)停電，管理上很難處理；單管小環(huán)狀摻水流程有投資相對較低、運行費用少、管理方便的特點，從長遠(yuǎn)角度看作為大情字井油田開發(fā)的主體流程是有利的，也是可行的，是本次推薦方案。該地區(qū)開采初期污水的總礦化度達(dá)14000mg/L，硫酸鹽還原菌（SRB）的含量高達(dá)105個/mL，這些都是潛在的腐蝕因素。隨著各種增油措施的不斷增加，水質(zhì)腐蝕性將呈增大的趨勢。根據(jù)水質(zhì)分析看出，大情字井水質(zhì)結(jié)垢主要為CaCO3型。依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T0600—1997《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測》對水質(zhì)的結(jié)垢趨勢進(jìn)行預(yù)測，清水無明顯結(jié)垢，污水有一定的結(jié)垢趨勢，但較弱。根據(jù)大情字井地區(qū)腐蝕較嚴(yán)重的情況決定，油區(qū)內(nèi)的集輸管線采用高壓玻璃鋼管。根據(jù)新建產(chǎn)能站外單井的集油流程，以及吉林油田的實際生產(chǎn)現(xiàn)狀，在大情字井油田推廣軟件量油技術(shù)。軟件計量是通過測試泵功圖，利用計算分析軟件求解，并結(jié)合分析采油井其他有關(guān)數(shù)據(jù)計算出油井摻液量，可替代傳統(tǒng)的雙容積計量分離器計量方式，取消了計量間。該技術(shù)可提高自控化水平，簡化工藝流程，降低投資和生產(chǎn)成本，提高管理水平。進(jìn)系統(tǒng)油井采用軟件量油，數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳至中控室，取消計量間，結(jié)合生產(chǎn)實際情況，建設(shè)閥組間，以便調(diào)節(jié)摻水量，維護(hù)油井。支干線采用雙管摻輸流程，管材采用高壓玻璃鋼管。根據(jù)油藏工程產(chǎn)能建設(shè)部署，合理布局閥組間，并經(jīng)熱力及水力校核，合理選擇管徑。新建摻輸閥組間，間串間、支干線串支干線，節(jié)省了投資。采用二級半布站方式，接轉(zhuǎn)站主要完成油氣分離、含水原油外輸、站外供熱等任務(wù)，根據(jù)接轉(zhuǎn)站的功能和站外流程的需要，站內(nèi)采用比較成熟的全密閉集輸流程。應(yīng)用國內(nèi)比較先進(jìn)的超聲波液位控制技術(shù)，使三合一的液位與外輸泵的變頻聯(lián)鎖，運行非常平穩(wěn)，液位變化不超過1cm，流程簡單，操作方便，與以往的開式流程相比，節(jié)約占地20%，減少油氣損耗1%，屬同行業(yè)先進(jìn)水平。站內(nèi)工藝流程見圖1。3熱后進(jìn)入集油干線，再經(jīng)干線加熱器加熱后進(jìn)集油站。電加熱器全部有溫控裝置，根據(jù)環(huán)境溫度自動起停，間歇升溫。此流程油井串聯(lián)進(jìn)站的工藝簡單，管線用量少、投資少；但存在端點井比較多的問題，生產(chǎn)管理難度大，大面積開發(fā)且比較分散的油田不適于用。雙管摻水工藝流程：該流程于20世紀(jì)90年代被大規(guī)模采用，其特點是采用固定式計量方式，計量結(jié)果相對準(zhǔn)確，井口回壓較小，管理方便；但管線投資大，運行費用高。雙管摻水流程的缺點是一次性投資大，日后管線維護(hù)工作量大；單管枝狀電加熱流程的缺點是管理不便，運行費用高，特別是大情字井油田的區(qū)塊間距較大，如果出現(xiàn)停電，管理上很難處理；單管小環(huán)狀摻水流程有投資相對較低、運行費用少、管理方便的特點，從長遠(yuǎn)角度看作為大情字井油田開發(fā)的主體流程是有利的，也是可行的，是本次推薦方案。該地區(qū)開采初期污水的總礦化度達(dá)14000mg/L，硫酸鹽還原菌（SRB）的含量高達(dá)105個/mL，這些都是潛在的腐蝕因素。隨著各種增油措施的不斷增加，水質(zhì)腐蝕性將呈增大的趨勢。根據(jù)水質(zhì)分析看出，大情字井水質(zhì)結(jié)垢主要為CaCO3型。依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T0600—1997《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測》對水質(zhì)的結(jié)垢趨勢進(jìn)行預(yù)測，清水無明顯結(jié)垢，污水有一定的結(jié)垢趨勢，但較弱。根據(jù)大情字井地區(qū)腐蝕較嚴(yán)重的情況決定，油區(qū)內(nèi)的集輸管線采用高壓玻璃鋼管。根據(jù)新建產(chǎn)能站外單井的集油流程，以及吉林油田的實際生產(chǎn)現(xiàn)狀，在大情字井油田推廣軟件量油技術(shù)。軟件計量是通過測試泵功圖，利用計算分析軟件求解，并結(jié)合分析采油井其他有關(guān)數(shù)據(jù)計算出油井摻液量，可替代傳統(tǒng)的雙容積計量分離器計量方式，取消了計量間。該技術(shù)可提高自控化水平，簡化工藝流程，降低投資和生產(chǎn)成本，提高管理水平。進(jìn)系統(tǒng)油井采用軟件量油，數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳至中控室，取消計量間，結(jié)合生產(chǎn)實際情況，建設(shè)閥組間，以便調(diào)節(jié)摻水量，維護(hù)油井。支干線采用雙管摻輸流程，管材采用高壓玻璃鋼管。根據(jù)油藏工程產(chǎn)能建設(shè)部署，合理布局閥組間，并經(jīng)熱力及水力校核，合理選擇管徑。新建摻輸閥組間，間串間、支干線串支干線，節(jié)省了投資。

采用二級半布站方式，接轉(zhuǎn)站主要完成油氣分離、含水原油外輸、站外供熱等任務(wù)，根據(jù)接轉(zhuǎn)站的功能和站外流程的需要，站內(nèi)采用比較成熟的全密閉集輸流程。應(yīng)用國內(nèi)比較先進(jìn)的超聲波液位控制技術(shù)，使三合一的液位與外輸泵的變頻聯(lián)鎖，運行非常平穩(wěn)，液位變化不超過1cm，流程簡單，操作方便，與以往的開式流程相比，節(jié)約占地20%，減少油氣損耗1%，屬同行業(yè)先進(jìn)水平。站內(nèi)工藝流程見圖1。接轉(zhuǎn)站內(nèi)平面布局進(jìn)行優(yōu)化，將以往的裝置區(qū)、熱水泵房、油泵房集中建設(shè)，變?yōu)橐粋€大單體，布局緊湊、節(jié)省占地空間。該平面布局方式首次在大情字井油田應(yīng)用，后被吉林油田其他單位大面積推廣應(yīng)用。站內(nèi)生產(chǎn)區(qū)和管理區(qū)分開布置。生產(chǎn)區(qū)在滿足規(guī)范要求的防火間距和風(fēng)向的前提下，油氣集輸、注水分區(qū)布置，通過廠區(qū)道路分為兩個區(qū)。道路的兩側(cè)為工藝管道、電力線、通信線、控制電纜線的走廊帶。工藝管道和道路之間設(shè)有綠化帶，場區(qū)豎向隨自然標(biāo)高布置，盡量挖填平衡，站內(nèi)高于站外0.30m。大情字井油田采出水礦化度高，呈腐蝕性，污水含油乳化程度高，難分離，自行研制了集化學(xué)混凝、粗?；夹g(shù)、斜管分離技術(shù)為一體的多功能壓力除油設(shè)備，使含油污水處理、沉降時間由傳統(tǒng)的4h縮短為40min，大大提高了處理效率，同時使污水處理實現(xiàn)了密閉，減少了氧的溶入，減緩管道、設(shè)備的腐蝕。整個處理過程僅進(jìn)行一次加壓，減少提升次數(shù)，減輕了污水的乳化程度，提高了處理效率，節(jié)省了一次性投資。輕質(zhì)濾料過濾器應(yīng)用經(jīng)化學(xué)處理的核桃殼為過濾介質(zhì)，該介質(zhì)具備親油憎水的特性，除油效率高，濾速可達(dá)15～20m/h，濾料略重于水，便于沖洗再生，節(jié)省了反沖洗用水。雙濾料過濾器以無煙煤和石英砂為過濾介質(zhì)，濾料經(jīng)反沖洗后經(jīng)水力分選形成上粗下細(xì)的濾床，提高截污能力，具有良好的除油和去懸浮物的特性。兩級過濾器串聯(lián)經(jīng)過合理的濾床搭配，保證了處理水質(zhì)，實現(xiàn)了反沖洗自動化，保證了濾后的水質(zhì)。微機綜合自動化除具有完善的控保功能外，還有“微機五防功能”、“小電流接地線功能”、“操作演示功能”、“故障錄波功能”，并有遙信、遙測、遙調(diào)端口。采用微機綜合自動化裝置代替?zhèn)鹘y(tǒng)的繼電保護(hù)方式節(jié)省大量的二次設(shè)備，使變電所主廠房由傳統(tǒng)的二層樓房結(jié)構(gòu)變?yōu)槠椒浚?jié)省了投資和占地面積，共節(jié)省投資98萬元，節(jié)省建筑面積400m2，節(jié)省占地3000m2，同時提高了供電的安全性和可靠性。根據(jù)井距和單井電機功率，利用“油田地面工程優(yōu)化設(shè)計軟件”，經(jīng)多方案比選論證，優(yōu)選出1臺配電變壓器（160kVA）帶3口井，3排井建1條10kV架空線路的最佳配電方案，比1口井1臺配電變壓器的配電方式降低工程造價20％，目前120口井可節(jié)省投資306萬元。本著無功就地平衡原則，在63kV/10kV變電所兩段10kV母線上各裝設(shè)一組戶外成套電容器，使變電所低壓側(cè)的功率因數(shù)保持在0.96以上；在10kV架空線路負(fù)荷密集區(qū)分散裝設(shè)成組補償電容器（200～300kVar/組）；在抽油機電機控制箱內(nèi)裝設(shè)就地補償電容器，在低壓配電室集中裝設(shè)無功電容自動補償裝置；以上電容補償措施方便運行管理，降低線路和變壓器的電能損耗。大情字井油田目前投運的電容器每年共可節(jié)電55.6×104kW•h（其中低壓線路節(jié)電27.6×104kW•h，10kV線路節(jié)電12.6×104kW•h，低壓配電室節(jié)電5.7×104kW•h，變電所主變壓器節(jié)電9.7×104kW•h），年節(jié)省運行電費18.63萬元。原油外輸泵、低壓注水泵電機均采用變頻調(diào)速裝置（每個泵房裝一臺變頻器）。外輸泵變頻器實現(xiàn)恒液位閉環(huán)控制，省去儲油罐，節(jié)省投資。目前投運的兩座接轉(zhuǎn)站和聯(lián)合站外輸泵變頻器每年可節(jié)電95.6×104kW•h，節(jié)省運行電費43萬元。自行研制了智能型油井電機控制箱，使控制箱輸出電壓根據(jù)負(fù)載的變化自動調(diào)節(jié)，節(jié)省電能。同時采用低溫電器元器件對電機提供多種保護(hù)，減少燒毀電機事故的發(fā)生。經(jīng)現(xiàn)場測試，節(jié)省有功電能10％，節(jié)省無功電能20％，目前投產(chǎn)井年可節(jié)電82.3×104kW•h，節(jié)省電費35萬元。配電變壓器采用S10型比S7型空載損耗降低20％，負(fù)載損耗降低25％，目前投運的配電變壓器年可節(jié)電15.7×104kW•h。避雷器及63kV線路絕緣子均采用復(fù)合硅橡膠絕緣材料制成，絕緣性能好不易破損，維修費用低。低洼積水地段63kV線路電桿采用薄壁鋼管離心混凝土電桿，代替?zhèn)鹘y(tǒng)使用的鋼管桿或鐵塔，防凍脹效果好，投資省，本工程可比鋼管桿節(jié)省投資66.5萬元。

大情字井油田產(chǎn)能建設(shè)工程為保證生產(chǎn)安全采用了安全生產(chǎn)設(shè)施與主體工程同時設(shè)計、同時施工、同時投產(chǎn)的建設(shè)模式。（1）在設(shè)計中嚴(yán)格執(zhí)行國家有關(guān)安全衛(wèi)生的標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)定和規(guī)范。（2）平面布置嚴(yán)格進(jìn)行防爆等級分區(qū)，設(shè)備、管道、建構(gòu)筑構(gòu)之間嚴(yán)格執(zhí)行GB50183—2004《石油和天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》的防火間距要求。（3）具有火災(zāi)爆炸危險的生產(chǎn)設(shè)備和管道設(shè)計安全閥，對有油氣散發(fā)的場所設(shè)計可燃?xì)怏w泄漏報警裝置。（4）站內(nèi)設(shè)置閉合環(huán)形共用接地網(wǎng)，所有帶電設(shè)備的金屬外殼均采用接地保護(hù)。（5）站外供電線路采用復(fù)合硅橡膠絕緣子，提高線路整體耐雷水平，安全性、可靠性高，壽命長。（6）在抗震方面，大情字井地區(qū)建筑物抗震烈度按7度設(shè)防，達(dá)到抗震設(shè)計的規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)。（7）貫徹HSE管理體系。（1）在正常情況下，輸油輸氣系統(tǒng)處于密閉集輸狀態(tài)，即使在緊急情況下所放的廢氣經(jīng)火炬放空，不會對周圍環(huán)境造成影響。（2）接轉(zhuǎn)站屬于密閉分離輸油，分離出的氣作為加熱爐的燃料，多余的氣聯(lián)網(wǎng)外輸，分離的油密閉外輸，站內(nèi)無油氣泄漏。（3）聯(lián)合站的脫水、污水處理全部采用密閉流程，分離出的氣做為加熱爐的燃料，凈化油密閉外輸，處理后的污水做為注水水源，減少了地下水資源的開發(fā)，也減少了外排污水造成的環(huán)境污染。（4）整個大情字井油田的氣全部聯(lián)網(wǎng)，放空火炬只有1處，減少了放空點，最大限度地減輕對環(huán)境的污染。（5）注水系統(tǒng)采用單干管多井配水流程，洗井水回到集輸系統(tǒng)，沒有任何外排。（6）站外注水管線與集輸管線適當(dāng)距離同溝敷設(shè)，減少對地面植物的破壞。（7）站內(nèi)充分考慮綠化和植被，綠化系數(shù)不低于15%。（8）變壓器選用全密封結(jié)構(gòu)，無滴漏、無污染。（1）在工藝流程設(shè)計中盡量簡化流程，充分利用抽油機的能量輸送，合理擴大集輸半徑，盡量少用動力設(shè)備。（2）用節(jié)能型電氣產(chǎn)品，井排線路的變壓器均采用S10-m節(jié)能型，S10型比S7型節(jié)省空載損耗20%，節(jié)省負(fù)載損耗25%。（3）天然氣作為第一能源，站內(nèi)所有的燃料均為天然氣。（4）外輸管道設(shè)有清管設(shè)施，定期清管，減少輸送壓力能耗，提高管輸效率。（5）采用電容器進(jìn)行無功補償，提高供電網(wǎng)絡(luò)的功率因數(shù)，減少供電網(wǎng)絡(luò)損耗。（6）管線及設(shè)備采用保溫措施，減少熱量損耗。（7）采用SCADA集散控制系統(tǒng)進(jìn)行管理，防止人為的誤操作，加強了事故的分析與處理能力。（8）倒班點、采油隊部等居住建筑在外墻增加保溫砂漿層，以增加建筑物的保溫效果。大情字井油田在100萬噸產(chǎn)能建設(shè)工程中共應(yīng)用了4種新設(shè)備新材料，分別是：新型復(fù)合極板電脫水器（科研產(chǎn)品）、伴生氣自然冷卻除油裝置（自主專利產(chǎn)品）、高壓玻璃鋼管材（耐腐蝕、環(huán)保）、高效真空加熱爐（自動化程度高、體積小、節(jié)能、一爐多用）。

大情字井油田100×104t產(chǎn)能建設(shè)工程項目經(jīng)過幾年的生產(chǎn)運行，站場運行平穩(wěn)，性能可靠，原油處理量、質(zhì)量等均達(dá)到或超過設(shè)計指標(biāo)。油田百萬噸產(chǎn)能建設(shè)時間長，且屬于低滲透油田，在設(shè)計中堅持“安全、適應(yīng)、經(jīng)濟、可靠”的原則，以經(jīng)濟效益為中心，近遠(yuǎn)期相結(jié)合，因地制宜地采用了多項適用性新技術(shù)、新工藝，“優(yōu)化”和“簡化”相結(jié)合，“積極推廣成熟技術(shù)、創(chuàng)新發(fā)展特色技術(shù)、吸收利用適用技術(shù)，建設(shè)新型地面模式”，取得了較好的經(jīng)濟效益和社會效益，實現(xiàn)了各項技術(shù)指標(biāo)全面達(dá)標(biāo)的高效開發(fā)，使大情字井油田地面建設(shè)整體水平達(dá)到一個新的高度。該油田地面建設(shè)模式及其成功經(jīng)驗，目前已經(jīng)在吉林油田開發(fā)中廣泛應(yīng)用；地面工程設(shè)計中新技術(shù)、新工藝、新設(shè)備的成功應(yīng)用，促進(jìn)了油田地面建設(shè)的技術(shù)進(jìn)步，也為國內(nèi)同類油田的高效開發(fā)提供了成熟技術(shù)和可借鑒的經(jīng)驗，具有良好的推廣和應(yīng)用前景。

本文作者：王樹臣工作單位：中國石油吉林油田公司基建工程處