油田地面建設工藝技術創新與實踐

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大情字井油田產能建設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工程。堅持地質、開發、地面系統“三位一體”，整體優化、總體規劃、分期實施，降低建設投資。運用合理的優化理論進行優化設計，充分考慮近期與遠期，適應滾動開發的需要，篩選出最優的規劃方案，合理減少管理點，最大限度地實現油田地面系統從設計到運行的總體優化。站場布局、管網設計、運行管理和生產決策都力求使整個油田開發的建設費用和運行費用最低，開發的可行性、經濟性提高。建立了以聯合站為中心、接轉站為骨架的集輸系統格局，以適應自然地形特點，滿足滾動開發需要。根據大情字井油田區塊多，區塊與區塊、井區與井區之間的相對距離較遠的特點，地面建設的總體布局是在相對集中的位置建聯合站1座，由聯合站完成油氣分離、原油脫水、原油外輸、采出水處理等作業；周圍區塊建9座接轉站，采用二級半站的布局方式，完成全油區的集輸任務，所有產液均在大情字井聯合站統一脫水及污水處理，處理后的凈化油輸至乾安中心處理站。由于大情字井區塊分散，注水系統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，在油田開發初期，注水取用第四系地下水為水源，隨著油田開發和污水處理工程的完善，合理利用和節約水資源，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。注水系統總建設規模為13410m3/d。供配電系統結合大情字井地區油藏開發的用電需要，優化整體布局，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、情北地區新建3座變電所。大情字井變電所建在大情字井聯合站內，主變壓器為2×10000kVA；情南地區變電所建在黑96區塊附近，主變壓器為2×6300kVA；情北地區變電所建在黑81區塊附近，主變壓器為2×6300kVA。注水站場之間通過注水干線實現了連通，站場之間實現了水量調節，避免了“部分站場滿負荷運行、部分站場設備閑置”的現象，建立了高效的注水網絡，既有效補充了地層能量，又節約了能耗，保證了油田正常生產。針對不同層系的污水不配伍特性，在工藝設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垢。在大情字井油田建立了以聯合站自控系統為主、接轉站數據采集系統為輔的油田生產管理系統——SCADA系統，實現了所轄各主要站場生產過程參數的自動采集、集中監視，滿足了今后吉林油田自動化系統的總體發展要求。大情字井油田自然條件惡劣，社會環境復雜，地處偏僻，基礎設施薄弱，當地交通極為不便，對建設施工和生產管理影響很大。地面建設設計結合地形地貌、地質情況，優選井區線路，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結構。油區干道基本貫穿整個油區，連通各大站點，既保障了油區交通安全，提高了迅速應對突發事件的能力，方便油區的生產和管理運行，又推動了地方經濟發展。大情字井油田建設本著“以人為本”的思想，建成了以倒班點為依托，采油隊部為補充，設施齊全的礦建系統。

在大情字井油田建設中，積極推廣實用的成熟技術主要有15項。針對大情字井油田區塊比較分散的特點，篩選了3種比較適合于該油田開發的集輸流程進行對比。單管小環狀摻水流程：該流程取消了計量站，采用軟件計量方式進行計量，解決了以往環狀流程串井多集油環過長、摻水量不易控制、端點井回壓過高等問題，同常規摻水集輸流程相比，可以節省地面建設投資30％左右，且生產運行平穩，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的油、氣、水混合物經井口管道加熱器加熱后進入集油干線，再經干線加熱器加熱后進集油站。電加熱器全部有溫控裝置，根據環境溫度自動起停，間歇升溫。此流程油井串聯進站的工藝簡單，管線用量少、投資少；但存在端點井比較多的問題，生產管理難度大，大面積開發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90年代被大規模采用，其特點是采用固定式計量方式，計量結果相對準確，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塊間距較大，如果出現停電，管理上很難處理；單管小環狀摻水流程有投資相對較低、運行費用少、管理方便的特點，從長遠角度看作為大情字井油田開發的主體流程是有利的，也是可行的，是本次推薦方案。該地區開采初期污水的總礦化度達14000mg/L，硫酸鹽還原菌（SRB）的含量高達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，水質腐蝕性將呈增大的趨勢。根據水質分析看出，大情字井水質結垢主要為CaCO3型。依據石油天然氣行業標準SY/T0600—1997《油田水結垢趨勢預測》對水質的結垢趨勢進行預測，清水無明顯結垢，污水有一定的結垢趨勢，但較弱。根據大情字井地區腐蝕較嚴重的情況決定，油區內的集輸管線采用高壓玻璃鋼管。根據新建產能站外單井的集油流程，以及吉林油田的實際生產現狀，在大情字井油田推廣軟件量油技術。軟件計量是通過測試泵功圖，利用計算分析軟件求解，并結合分析采油井其他有關數據計算出油井摻液量，可替代傳統的雙容積計量分離器計量方式，取消了計量間。該技術可提高自控化水平，簡化工藝流程，降低投資和生產成本，提高管理水平。進系統油井采用軟件量油，數據遠傳至中控室，取消計量間，結合生產實際情況，建設閥組間，以便調節摻水量，維護油井。支干線采用雙管摻輸流程，管材采用高壓玻璃鋼管。根據油藏工程產能建設部署，合理布局閥組間，并經熱力及水力校核，合理選擇管徑。新建摻輸閥組間，間串間、支干線串支干線，節省了投資。采用二級半布站方式，接轉站主要完成油氣分離、含水原油外輸、站外供熱等任務，根據接轉站的功能和站外流程的需要，站內采用比較成熟的全密閉集輸流程。應用國內比較先進的超聲波液位控制技術，使三合一的液位與外輸泵的變頻聯鎖，運行非常平穩，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，節約占地20%，減少油氣損耗1%，屬同行業先進水平。站內工藝流程見圖1。3熱后進入集油干線，再經干線加熱器加熱后進集油站。電加熱器全部有溫控裝置，根據環境溫度自動起停，間歇升溫。此流程油井串聯進站的工藝簡單，管線用量少、投資少；但存在端點井比較多的問題，生產管理難度大，大面積開發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90年代被大規模采用，其特點是采用固定式計量方式，計量結果相對準確，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塊間距較大，如果出現停電，管理上很難處理；單管小環狀摻水流程有投資相對較低、運行費用少、管理方便的特點，從長遠角度看作為大情字井油田開發的主體流程是有利的，也是可行的，是本次推薦方案。該地區開采初期污水的總礦化度達14000mg/L，硫酸鹽還原菌（SRB）的含量高達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，水質腐蝕性將呈增大的趨勢。根據水質分析看出，大情字井水質結垢主要為CaCO3型。依據石油天然氣行業標準SY/T0600—1997《油田水結垢趨勢預測》對水質的結垢趨勢進行預測，清水無明顯結垢，污水有一定的結垢趨勢，但較弱。根據大情字井地區腐蝕較嚴重的情況決定，油區內的集輸管線采用高壓玻璃鋼管。根據新建產能站外單井的集油流程，以及吉林油田的實際生產現狀，在大情字井油田推廣軟件量油技術。軟件計量是通過測試泵功圖，利用計算分析軟件求解，并結合分析采油井其他有關數據計算出油井摻液量，可替代傳統的雙容積計量分離器計量方式，取消了計量間。該技術可提高自控化水平，簡化工藝流程，降低投資和生產成本，提高管理水平。進系統油井采用軟件量油，數據遠傳至中控室，取消計量間，結合生產實際情況，建設閥組間，以便調節摻水量，維護油井。支干線采用雙管摻輸流程，管材采用高壓玻璃鋼管。根據油藏工程產能建設部署，合理布局閥組間，并經熱力及水力校核，合理選擇管徑。新建摻輸閥組間，間串間、支干線串支干線，節省了投資。

采用二級半布站方式，接轉站主要完成油氣分離、含水原油外輸、站外供熱等任務，根據接轉站的功能和站外流程的需要，站內采用比較成熟的全密閉集輸流程。應用國內比較先進的超聲波液位控制技術，使三合一的液位與外輸泵的變頻聯鎖，運行非常平穩，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，節約占地20%，減少油氣損耗1%，屬同行業先進水平。站內工藝流程見圖1。接轉站內平面布局進行優化，將以往的裝置區、熱水泵房、油泵房集中建設，變為一個大單體，布局緊湊、節省占地空間。該平面布局方式首次在大情字井油田應用，后被吉林油田其他單位大面積推廣應用。站內生產區和管理區分開布置。生產區在滿足規范要求的防火間距和風向的前提下，油氣集輸、注水分區布置，通過廠區道路分為兩個區。道路的兩側為工藝管道、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有綠化帶，場區豎向隨自然標高布置，盡量挖填平衡，站內高于站外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，自行研制了集化學混凝、粗粒化技術、斜管分離技術為一體的多功能壓力除油設備，使含油污水處理、沉降時間由傳統的4h縮短為40min，大大提高了處理效率，同時使污水處理實現了密閉，減少了氧的溶入，減緩管道、設備的腐蝕。整個處理過程僅進行一次加壓，減少提升次數，減輕了污水的乳化程度，提高了處理效率，節省了一次性投資。輕質濾料過濾器應用經化學處理的核桃殼為過濾介質，該介質具備親油憎水的特性，除油效率高，濾速可達15～20m/h，濾料略重于水，便于沖洗再生，節省了反沖洗用水。雙濾料過濾器以無煙煤和石英砂為過濾介質，濾料經反沖洗后經水力分選形成上粗下細的濾床，提高截污能力，具有良好的除油和去懸浮物的特性。兩級過濾器串聯經過合理的濾床搭配，保證了處理水質，實現了反沖洗自動化，保證了濾后的水質。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、遙調端口。采用微機綜合自動化裝置代替傳統的繼電保護方式節省大量的二次設備，使變電所主廠房由傳統的二層樓房結構變為平房，節省了投資和占地面積，共節省投資98萬元，節省建筑面積400m2，節省占地3000m2，同時提高了供電的安全性和可靠性。根據井距和單井電機功率，利用“油田地面工程優化設計軟件”，經多方案比選論證，優選出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母線上各裝設一組戶外成套電容器，使變電所低壓側的功率因數保持在0.96以上；在10kV架空線路負荷密集區分散裝設成組補償電容器（200～300kVar/組）；在抽油機電機控制箱內裝設就地補償電容器，在低壓配電室集中裝設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電55.6×104kW•h（其中低壓線路節電27.6×104kW•h，10kV線路節電12.6×104kW•h，低壓配電室節電5.7×104kW•h，變電所主變壓器節電9.7×104kW•h），年節省運行電費18.63萬元。原油外輸泵、低壓注水泵電機均采用變頻調速裝置（每個泵房裝一臺變頻器）。外輸泵變頻器實現恒液位閉環控制，省去儲油罐，節省投資。目前投運的兩座接轉站和聯合站外輸泵變頻器每年可節電95.6×104kW•h，節省運行電費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負載的變化自動調節，節省電能。同時采用低溫電器元器件對電機提供多種保護，減少燒毀電機事故的發生。經現場測試，節省有功電能10％，節省無功電能20％，目前投產井年可節電82.3×104kW•h，節省電費35萬元。配電變壓器采用S10型比S7型空載損耗降低20％，負載損耗降低25％，目前投運的配電變壓器年可節電15.7×104kW•h。避雷器及63kV線路絕緣子均采用復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，代替傳統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省投資66.5萬元。

大情字井油田產能建設工程為保證生產安全采用了安全生產設施與主體工程同時設計、同時施工、同時投產的建設模式。（1）在設計中嚴格執行國家有關安全衛生的標準、規定和規范。（2）平面布置嚴格進行防爆等級分區，設備、管道、建構筑構之間嚴格執行GB50183—2004《石油和天然氣工程設計防火規范》的防火間距要求。（3）具有火災爆炸危險的生產設備和管道設計安全閥，對有油氣散發的場所設計可燃氣體泄漏報警裝置。（4）站內設置閉合環形共用接地網，所有帶電設備的金屬外殼均采用接地保護。（5）站外供電線路采用復合硅橡膠絕緣子，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，大情字井地區建筑物抗震烈度按7度設防，達到抗震設計的規范標準。（7）貫徹HSE管理體系。（1）在正常情況下，輸油輸氣系統處于密閉集輸狀態，即使在緊急情況下所放的廢氣經火炬放空，不會對周圍環境造成影響。（2）接轉站屬于密閉分離輸油，分離出的氣作為加熱爐的燃料，多余的氣聯網外輸，分離的油密閉外輸，站內無油氣泄漏。（3）聯合站的脫水、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，也減少了外排污水造成的環境污染。（4）整個大情字井油田的氣全部聯網，放空火炬只有1處，減少了放空點，最大限度地減輕對環境的污染。（5）注水系統采用單干管多井配水流程，洗井水回到集輸系統，沒有任何外排。（6）站外注水管線與集輸管線適當距離同溝敷設，減少對地面植物的破壞。（7）站內充分考慮綠化和植被，綠化系數不低于15%。（8）變壓器選用全密封結構，無滴漏、無污染。（1）在工藝流程設計中盡量簡化流程，充分利用抽油機的能量輸送，合理擴大集輸半徑，盡量少用動力設備。（2）用節能型電氣產品，井排線路的變壓器均采用S10-m節能型，S10型比S7型節省空載損耗20%，節省負載損耗25%。（3）天然氣作為第一能源，站內所有的燃料均為天然氣。（4）外輸管道設有清管設施，定期清管，減少輸送壓力能耗，提高管輸效率。（5）采用電容器進行無功補償，提高供電網絡的功率因數，減少供電網絡損耗。（6）管線及設備采用保溫措施，減少熱量損耗。（7）采用SCADA集散控制系統進行管理，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100萬噸產能建設工程中共應用了4種新設備新材料，分別是：新型復合極板電脫水器（科研產品）、伴生氣自然冷卻除油裝置（自主專利產品）、高壓玻璃鋼管材（耐腐蝕、環保）、高效真空加熱爐（自動化程度高、體積小、節能、一爐多用）。

大情字井油田100×104t產能建設工程項目經過幾年的生產運行，站場運行平穩，性能可靠，原油處理量、質量等均達到或超過設計指標。油田百萬噸產能建設時間長，且屬于低滲透油田，在設計中堅持“安全、適應、經濟、可靠”的原則，以經濟效益為中心，近遠期相結合，因地制宜地采用了多項適用性新技術、新工藝，“優化”和“簡化”相結合，“積極推廣成熟技術、創新發展特色技術、吸收利用適用技術，建設新型地面模式”，取得了較好的經濟效益和社會效益，實現了各項技術指標全面達標的高效開發，使大情字井油田地面建設整體水平達到一個新的高度。該油田地面建設模式及其成功經驗，目前已經在吉林油田開發中廣泛應用；地面工程設計中新技術、新工藝、新設備的成功應用，促進了油田地面建設的技術進步，也為國內同類油田的高效開發提供了成熟技術和可借鑒的經驗，具有良好的推廣和應用前景。

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