油田地面建设工艺技术创新与实践

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大情字井油田产能建设地面工程是一项包括油气集输、油气处理、注水、供水、污水处理、供配电、通信、矿建等方面的综合系统工程。坚持地质、开发、地面系统“三位一体”，整体优化、总体规划、分期实施，降低建设投资。运用合理的优化理论进行优化设计，充分考虑近期与远期，适应滚动开发的需要，筛选出最优的规划方案，合理减少管理点，最大限度地实现油田地面系统从设计到运行的总体优化。站场布局、管网设计、运行管理和生产决策都力求使整个油田开发的建设费用和运行费用最低，开发的可行性、经济性提高。建立了以联合站为中心、接转站为骨架的集输系统格局，以适应自然地形特点，满足滚动开发需要。根据大情字井油田区块多，区块与区块、井区与井区之间的相对距离较远的特点，地面建设的总体布局是在相对集中的位置建联合站1座，由联合站完成油气分离、原油脱水、原油外输、采出水处理等作业；周围区块建9座接转站，采用二级半站的布局方式，完成全油区的集输任务，所有产液均在大情字井联合站统一脱水及污水处理，处理后的净化油输至乾安中心处理站。由于大情字井区块分散，注水系统采用分块建注水小站的布局，共建注水小站9座，采用三级布站注水方式，在油田开发初期，注水取用第四系地下水为水源，随着油田开发和污水处理工程的完善，合理利用和节约水资源，将处理后的采出水作为注水水源回注油层以取代一部分清水。注水系统总建设规模为13410m3/d。供配电系统结合大情字井地区油藏开发的用电需要，优化整体布局，合理的选择变电所的位置和确定供电等级，在大情字井、情南、情北地区新建3座变电所。大情字井变电所建在大情字井联合站内，主变压器为2×10000kVA；情南地区变电所建在黑96区块附近，主变压器为2×6300kVA；情北地区变电所建在黑81区块附近，主变压器为2×6300kVA。注水站场之间通过注水干线实现了连通，站场之间实现了水量调节，避免了“部分站场满负荷运行、部分站场设备闲置”的现象，建立了高效的注水网络，既有效补充了地层能量，又节约了能耗，保证了油田正常生产。针对不同层系的污水不配伍特性，在工艺设计时考虑污水同层回注的原则，避免不配伍的污水混合后造成管路结垢。在大情字井油田建立了以联合站自控系统为主、接转站数据采集系统为辅的油田生产管理系统——SCADA系统，实现了所辖各主要站场生产过程参数的自动采集、集中监视，满足了今后吉林油田自动化系统的总体发展要求。大情字井油田自然条件恶劣，社会环境复杂，地处偏僻，基础设施薄弱，当地交通极为不便，对建设施工和生产管理影响很大。地面建设设计结合地形地貌、地质情况，优选井区线路，形成了水泥道路为主干路、砂石道路为次干道、钻前道路为支线的路网结构。油区干道基本贯穿整个油区，连通各大站点，既保障了油区交通安全，提高了迅速应对突发事件的能力，方便油区的生产和管理运行，又推动了地方经济发展。大情字井油田建设本着“以人为本”的思想，建成了以倒班点为依托，采油队部为补充，设施齐全的矿建系统。

在大情字井油田建设中，积极推广实用的成熟技术主要有15项。针对大情字井油田区块比较分散的特点，筛选了3种比较适合于该油田开发的集输流程进行对比。单管小环状掺水流程：该流程取消了计量站，采用软件计量方式进行计量，解决了以往环状流程串井多集油环过长、掺水量不易控制、端点井回压过高等问题，同常规掺水集输流程相比，可以节省地面建设投资30％左右，且生产运行平稳，易于管理，吨油耗气一般为15m3以下。在原油物性较差、集中供热的情况下，应是首选流程。单管枝状电加热集油流程：该流程的特点是单井生产的油、气、水混合物经井口管道加热器加热后进入集油干线，再经干线加热器加热后进集油站。电加热器全部有温控装置，根据环境温度自动起停，间歇升温。此流程油井串联进站的工艺简单，管线用量少、投资少；但存在端点井比较多的问题，生产管理难度大，大面积开发且比较分散的油田不适于用。双管掺水工艺流程：该流程于20世纪90年代被大规模采用，其特点是采用固定式计量方式，计量结果相对准确，井口回压较小，管理方便；但管线投资大，运行费用高。双管掺水流程的缺点是一次性投资大，日后管线维护工作量大；单管枝状电加热流程的缺点是管理不便，运行费用高，特别是大情字井油田的区块间距较大，如果出现停电，管理上很难处理；单管小环状掺水流程有投资相对较低、运行费用少、管理方便的特点，从长远角度看作为大情字井油田开发的主体流程是有利的，也是可行的，是本次推荐方案。该地区开采初期污水的总矿化度达14000mg/L，硫酸盐还原菌（SRB）的含量高达105个/mL，这些都是潜在的腐蚀因素。随着各种增油措施的不断增加，水质腐蚀性将呈增大的趋势。根据水质分析看出，大情字井水质结垢主要为CaCO3型。依据石油天然气行业标准SY/T0600—1997《油田水结垢趋势预测》对水质的结垢趋势进行预测，清水无明显结垢，污水有一定的结垢趋势，但较弱。根据大情字井地区腐蚀较严重的情况决定，油区内的集输管线采用高压玻璃钢管。根据新建产能站外单井的集油流程，以及吉林油田的实际生产现状，在大情字井油田推广软件量油技术。软件计量是通过测试泵功图，利用计算分析软件求解，并结合分析采油井其他有关数据计算出油井掺液量，可替代传统的双容积计量分离器计量方式，取消了计量间。该技术可提高自控化水平，简化工艺流程，降低投资和生产成本，提高管理水平。进系统油井采用软件量油，数据远传至中控室，取消计量间，结合生产实际情况，建设阀组间，以便调节掺水量，维护油井。支干线采用双管掺输流程，管材采用高压玻璃钢管。根据油藏工程产能建设部署，合理布局阀组间，并经热力及水力校核，合理选择管径。新建掺输阀组间，间串间、支干线串支干线，节省了投资。采用二级半布站方式，接转站主要完成油气分离、含水原油外输、站外供热等任务，根据接转站的功能和站外流程的需要，站内采用比较成熟的全密闭集输流程。应用国内比较先进的超声波液位控制技术，使三合一的液位与外输泵的变频联锁，运行非常平稳，液位变化不超过1cm，流程简单，操作方便，与以往的开式流程相比，节约占地20%，减少油气损耗1%，属同行业先进水平。站内工艺流程见图1。3热后进入集油干线，再经干线加热器加热后进集油站。电加热器全部有温控装置，根据环境温度自动起停，间歇升温。此流程油井串联进站的工艺简单，管线用量少、投资少；但存在端点井比较多的问题，生产管理难度大，大面积开发且比较分散的油田不适于用。双管掺水工艺流程：该流程于20世纪90年代被大规模采用，其特点是采用固定式计量方式，计量结果相对准确，井口回压较小，管理方便；但管线投资大，运行费用高。双管掺水流程的缺点是一次性投资大，日后管线维护工作量大；单管枝状电加热流程的缺点是管理不便，运行费用高，特别是大情字井油田的区块间距较大，如果出现停电，管理上很难处理；单管小环状掺水流程有投资相对较低、运行费用少、管理方便的特点，从长远角度看作为大情字井油田开发的主体流程是有利的，也是可行的，是本次推荐方案。该地区开采初期污水的总矿化度达14000mg/L，硫酸盐还原菌（SRB）的含量高达105个/mL，这些都是潜在的腐蚀因素。随着各种增油措施的不断增加，水质腐蚀性将呈增大的趋势。根据水质分析看出，大情字井水质结垢主要为CaCO3型。依据石油天然气行业标准SY/T0600—1997《油田水结垢趋势预测》对水质的结垢趋势进行预测，清水无明显结垢，污水有一定的结垢趋势，但较弱。根据大情字井地区腐蚀较严重的情况决定，油区内的集输管线采用高压玻璃钢管。根据新建产能站外单井的集油流程，以及吉林油田的实际生产现状，在大情字井油田推广软件量油技术。软件计量是通过测试泵功图，利用计算分析软件求解，并结合分析采油井其他有关数据计算出油井掺液量，可替代传统的双容积计量分离器计量方式，取消了计量间。该技术可提高自控化水平，简化工艺流程，降低投资和生产成本，提高管理水平。进系统油井采用软件量油，数据远传至中控室，取消计量间，结合生产实际情况，建设阀组间，以便调节掺水量，维护油井。支干线采用双管掺输流程，管材采用高压玻璃钢管。根据油藏工程产能建设部署，合理布局阀组间，并经热力及水力校核，合理选择管径。新建掺输阀组间，间串间、支干线串支干线，节省了投资。

采用二级半布站方式，接转站主要完成油气分离、含水原油外输、站外供热等任务，根据接转站的功能和站外流程的需要，站内采用比较成熟的全密闭集输流程。应用国内比较先进的超声波液位控制技术，使三合一的液位与外输泵的变频联锁，运行非常平稳，液位变化不超过1cm，流程简单，操作方便，与以往的开式流程相比，节约占地20%，减少油气损耗1%，属同行业先进水平。站内工艺流程见图1。接转站内平面布局进行优化，将以往的装置区、热水泵房、油泵房集中建设，变为一个大单体，布局紧凑、节省占地空间。该平面布局方式首次在大情字井油田应用，后被吉林油田其他单位大面积推广应用。站内生产区和管理区分开布置。生产区在满足规范要求的防火间距和风向的前提下，油气集输、注水分区布置，通过厂区道路分为两个区。道路的两侧为工艺管道、电力线、通信线、控制电缆线的走廊带。工艺管道和道路之间设有绿化带，场区竖向随自然标高布置，尽量挖填平衡，站内高于站外0.30m。大情字井油田采出水矿化度高，呈腐蚀性，污水含油乳化程度高，难分离，自行研制了集化学混凝、粗粒化技术、斜管分离技术为一体的多功能压力除油设备，使含油污水处理、沉降时间由传统的4h缩短为40min，大大提高了处理效率，同时使污水处理实现了密闭，减少了氧的溶入，减缓管道、设备的腐蚀。整个处理过程仅进行一次加压，减少提升次数，减轻了污水的乳化程度，提高了处理效率，节省了一次性投资。轻质滤料过滤器应用经化学处理的核桃壳为过滤介质，该介质具备亲油憎水的特性，除油效率高，滤速可达15～20m/h，滤料略重于水，便于冲洗再生，节省了反冲洗用水。双滤料过滤器以无烟煤和石英砂为过滤介质，滤料经反冲洗后经水力分选形成上粗下细的滤床，提高截污能力，具有良好的除油和去悬浮物的特性。两级过滤器串联经过合理的滤床搭配，保证了处理水质，实现了反冲洗自动化，保证了滤后的水质。微机综合自动化除具有完善的控保功能外，还有“微机五防功能”、“小电流接地线功能”、“操作演示功能”、“故障录波功能”，并有遥信、遥测、遥调端口。采用微机综合自动化装置代替传统的继电保护方式节省大量的二次设备，使变电所主厂房由传统的二层楼房结构变为平房，节省了投资和占地面积，共节省投资98万元，节省建筑面积400m2，节省占地3000m2，同时提高了供电的安全性和可靠性。根据井距和单井电机功率，利用“油田地面工程优化设计软件”，经多方案比选论证，优选出1台配电变压器（160kVA）带3口井，3排井建1条10kV架空线路的最佳配电方案，比1口井1台配电变压器的配电方式降低工程造价20％，目前120口井可节省投资306万元。本着无功就地平衡原则，在63kV/10kV变电所两段10kV母线上各装设一组户外成套电容器，使变电所低压侧的功率因数保持在0.96以上；在10kV架空线路负荷密集区分散装设成组补偿电容器（200～300kVar/组）；在抽油机电机控制箱内装设就地补偿电容器，在低压配电室集中装设无功电容自动补偿装置；以上电容补偿措施方便运行管理，降低线路和变压器的电能损耗。大情字井油田目前投运的电容器每年共可节电55.6×104kW•h（其中低压线路节电27.6×104kW•h，10kV线路节电12.6×104kW•h，低压配电室节电5.7×104kW•h，变电所主变压器节电9.7×104kW•h），年节省运行电费18.63万元。原油外输泵、低压注水泵电机均采用变频调速装置（每个泵房装一台变频器）。外输泵变频器实现恒液位闭环控制，省去储油罐，节省投资。目前投运的两座接转站和联合站外输泵变频器每年可节电95.6×104kW•h，节省运行电费43万元。自行研制了智能型油井电机控制箱，使控制箱输出电压根据负载的变化自动调节，节省电能。同时采用低温电器元器件对电机提供多种保护，减少烧毁电机事故的发生。经现场测试，节省有功电能10％，节省无功电能20％，目前投产井年可节电82.3×104kW•h，节省电费35万元。配电变压器采用S10型比S7型空载损耗降低20％，负载损耗降低25％，目前投运的配电变压器年可节电15.7×104kW•h。避雷器及63kV线路绝缘子均采用复合硅橡胶绝缘材料制成，绝缘性能好不易破损，维修费用低。低洼积水地段63kV线路电杆采用薄壁钢管离心混凝土电杆，代替传统使用的钢管杆或铁塔，防冻胀效果好，投资省，本工程可比钢管杆节省投资66.5万元。

大情字井油田产能建设工程为保证生产安全采用了安全生产设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产的建设模式。（1）在设计中严格执行国家有关安全卫生的标准、规定和规范。（2）平面布置严格进行防爆等级分区，设备、管道、建构筑构之间严格执行GB50183—2004《石油和天然气工程设计防火规范》的防火间距要求。（3）具有火灾爆炸危险的生产设备和管道设计安全阀，对有油气散发的场所设计可燃气体泄漏报警装置。（4）站内设置闭合环形共用接地网，所有带电设备的金属外壳均采用接地保护。（5）站外供电线路采用复合硅橡胶绝缘子，提高线路整体耐雷水平，安全性、可靠性高，寿命长。（6）在抗震方面，大情字井地区建筑物抗震烈度按7度设防，达到抗震设计的规范标准。（7）贯彻HSE管理体系。（1）在正常情况下，输油输气系统处于密闭集输状态，即使在紧急情况下所放的废气经火炬放空，不会对周围环境造成影响。（2）接转站属于密闭分离输油，分离出的气作为加热炉的燃料，多余的气联网外输，分离的油密闭外输，站内无油气泄漏。（3）联合站的脱水、污水处理全部采用密闭流程，分离出的气做为加热炉的燃料，净化油密闭外输，处理后的污水做为注水水源，减少了地下水资源的开发，也减少了外排污水造成的环境污染。（4）整个大情字井油田的气全部联网，放空火炬只有1处，减少了放空点，最大限度地减轻对环境的污染。（5）注水系统采用单干管多井配水流程，洗井水回到集输系统，没有任何外排。（6）站外注水管线与集输管线适当距离同沟敷设，减少对地面植物的破坏。（7）站内充分考虑绿化和植被，绿化系数不低于15%。（8）变压器选用全密封结构，无滴漏、无污染。（1）在工艺流程设计中尽量简化流程，充分利用抽油机的能量输送，合理扩大集输半径，尽量少用动力设备。（2）用节能型电气产品，井排线路的变压器均采用S10-m节能型，S10型比S7型节省空载损耗20%，节省负载损耗25%。（3）天然气作为第一能源，站内所有的燃料均为天然气。（4）外输管道设有清管设施，定期清管，减少输送压力能耗，提高管输效率。（5）采用电容器进行无功补偿，提高供电网络的功率因数，减少供电网络损耗。（6）管线及设备采用保温措施，减少热量损耗。（7）采用SCADA集散控制系统进行管理，防止人为的误操作，加强了事故的分析与处理能力。（8）倒班点、采油队部等居住建筑在外墙增加保温砂浆层，以增加建筑物的保温效果。大情字井油田在100万吨产能建设工程中共应用了4种新设备新材料，分别是：新型复合极板电脱水器（科研产品）、伴生气自然冷却除油装置（自主专利产品）、高压玻璃钢管材（耐腐蚀、环保）、高效真空加热炉（自动化程度高、体积小、节能、一炉多用）。

大情字井油田100×104t产能建设工程项目经过几年的生产运行，站场运行平稳，性能可靠，原油处理量、质量等均达到或超过设计指标。油田百万吨产能建设时间长，且属于低渗透油田，在设计中坚持“安全、适应、经济、可靠”的原则，以经济效益为中心，近远期相结合，因地制宜地采用了多项适用性新技术、新工艺，“优化”和“简化”相结合，“积极推广成熟技术、创新发展特色技术、吸收利用适用技术，建设新型地面模式”，取得了较好的经济效益和社会效益，实现了各项技术指标全面达标的高效开发，使大情字井油田地面建设整体水平达到一个新的高度。该油田地面建设模式及其成功经验，目前已经在吉林油田开发中广泛应用；地面工程设计中新技术、新工艺、新设备的成功应用，促进了油田地面建设的技术进步，也为国内同类油田的高效开发提供了成熟技术和可借鉴的经验，具有良好的推广和应用前景。

本文作者：王树臣工作单位：中国石油吉林油田公司基建工程处