油田地面工程优化简化的成果及启迪

隋永刚* 汤林

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油勘探与生产公司）

油田地面工程优化简化的成果及启迪

隋永刚*1汤林2

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油勘探与生产公司）

为了推进油气田地面建设的优化简化，中国石油勘探与生产公司从各油气田的产能建设和老油田改造工程中，每年筛选出10项新建项目和10项改造项目，作为重点工程，进行跟踪和检查。以油田地面建设优化简化为主线，从新、老油田地面工艺流程的优化简化，地面建设总体布局优化，新技术、新工艺、新设备、新材料的应用，油田地面生产系统节能降耗，节约人力资源等方面分析了油田地面建设优化简化取得的成效。总结分析了各油田的做法和经验，归纳了对做好油气田地面建设优化简化工作的认识，为今后油田地面工程建设提供了参考。

油气田；地面建设；优化简化

自2004年以来，为了推进油气田地面建设的优化简化，中国石油勘探与生产公司开展了“双十”工程，就是从各油气田的产能建设和老油田改造工程中，每年筛选出10项新建项目和10项改造项目，作为重点工程，进行跟踪和检查，把优化简化落实到项目的实施全过程中。该项工程的工作共进行了3年，到2006年共实施了60项工程，总计节省建设投资约23亿元；节省运行费用约8.9亿元/a。目前，这些已建成工程在增加和稳定原油和天然气产量、保障油气田安全生产、降低能源和原材料消耗，以及提高油气田生产运行管理水平等方面，已取得显著成效，对油气田地面建设的优化简化起到了示范带动作用。

本文将以“双十”工程为主要研究对象，以油田地面建设优化简化为主线，分析新、老油田地面建设优化简化取得的成效，总结和分析各油田的做法和经验，为今后工作提供参考。

1 优化简化取得的成效

1.1 新建油田地面工艺流程更加优化

各油田地面集输工艺的优化，都是在优化集输工艺参数，采用新技术，简化工艺流程，减少系统设备用量，降低能源消耗，节约投资和运行成本，保障安全生产等方面进行工作，取得了非常显著的效果。

1.1.1 大庆敖南油田

大庆敖南油田含油面积为 177.14km2，2006～2007年共安排 22个区块进行开发，基建油水井1 906口，其中油井1 399口，注水井507口，建成生产能力95.55×104t/a。

敖南油田属于特低渗透油田，单井产量一般为1.2～2.5t/d，原油凝点较高（32℃），黏度为20.9mPa·s，气油比低（35.5m3/t）。敖南油田 40%的井位于低洼地、水泡子、养鱼池中，38%的井位于耕地和林地中，征地费用高，建设难度大。敖南油田主力油区中部距已建地面系统均在 20km以上，周边无生产能力可依托。油田冬季寒冷，极端最低气温为-36.2℃，平均最低气温为-25.1℃，最大冻土深度为2.3m，集输难度大。

针对地面建设的难度，敖南油田采用了单管环状掺水集油、电热管单管集油、串联集输油、多功能高效合一设备、便携式软件量油仪、多功能储罐拉油、单干管单井配水和单干管多井配水、分质、分压注水、清污混注注水工艺等一系列优化简化措施。

通过集输掺水参数优选，单井掺水量与常规相比，降低了64%，油水混合液进站温度平均降低了5℃以上，降低了能耗，每年单井运行费用节省 1万元以上。同时，单管环状集油与双管掺水集油、三管伴热集油相比，集油管道分别节约35%和65%。

敖南油田有 24座阀组间采用串接方式进转油站，有4座转油站串联进脱水站，与单独进站相比，每座阀组间节约管道 2.1km，每座转油站节约管道8.9km。

通过改善集油系统的流动状态，合理利用油井井口回压，扩大集油半径，使转油站辖井数由以往最多100口增至最多330口，并少建2座转油站。采用多功能储罐拉油，解决了26口偏远机采井的集油问题。采用便携式软件量油、标定车校验技术，成功地解决了环状集油技术条件下的单井计量问题。

1.1.2 长庆西峰油田

长庆西峰油田位于陇东黄土高原，是典型的低产低渗透油田，目前已建成产能 160×104t/a，油井1 200余口，注水井420余口，共建成联合站2座，转油站8座，增压站12座，注水站5座，平均单井日产油约2.5t/d。

西峰油田地面系统采用了“井口（增压点）→接转站→联合站”的布站方式，以丛式井单管不加热密闭集输为主要流程，主要配套技术包括：井口功图计量、丛式井单管集油、密闭增压混输、稳流阀组配水等。

西峰油田全部油井采用了功图法计量技术，替换了双容积计量方式，避免了以往以数小时量油折算日产量带来的系统误差，计量误差大部分可控制在10%以内，基本满足油井计量的需要。利用功图法计量的通讯平台，可以实现生产状况、生产参数巡检和载荷报警，检测实时功图、生成单井生产曲线和产量报表，进行生产时率查询和历史功图查询等。每个数据处理点可管理40口油井，现场无需人工操作。功图法计量技术的平均单井投资约1.2万元。

通过理论计算和现场试验，西峰油田合理界定了原油不加热集输半径为3.5～4km。对于边远井组，采取了设增压点进行油气混输的工艺措施。增压点不设缓冲罐、加热炉和备用泵，油井来液经总机关直接进混输泵外输至接转站，事故状态时采取压力越站方式外输。这种简单实用的增压方式，适应黄土墚峁地区低渗透油田的特点，节约了产能建设投资。

西峰油田注水系统的优化，由“单干管、小支线、活动洗井”转变为“单干管稳流配水、活动洗井”，由配水间集中配注改为稳流阀组分散配注，取消了配水间，减少了注水支线。稳流配水工艺技术，克服了串管配注流程中单井注水量相互干扰的问题，避免了超注、欠注问题。稳流配水阀组一般辖3～5口注水井，装置结构简单，易于实现标准化预制，现场安装工作量小，建设周期短，可整体搬迁，适应超前注水需要。

1.2 老油田地面工艺流程更加简化

1.2.1 扶余油田

扶余油田2004年开始实施综合调整改造，当时油田有3个采油厂，3座联合站（各采油厂设1座联合站），集油干线 23条、接转站 26座、计量站321座。总井数为4 012口，其中油井3 110口，注水井902口，总产油量为61.6×104t/a，总产液量为767.3×104t/a，综合含水率92%。主体流程是三级布站、三管伴随、开式流程。

经过2004～2006年的总体调整改造，扶余油田70%的油井采用串井不加热单环集输，30%的油井采用环状季节性掺输。平均2～4口井一串，不但增加了集油管内的流动液量，减少了管道长度，而且节约了掺水量。改造前，燃油量达到 4.8×104t/a，改造后，以天然气作燃料，燃气量为412×104m3/a，改造前后比较，按当量计算节能率达到93%。改造后，接转站由26座降到5座，大大降低了运行费用。通过注水系统优化以及中心注水站采用变频调速，注水系统节电达1 481×104kW·h/a。改造后实现了密闭集输和处理，原油损耗由原来的 2.3%降为约1.0%，每年减少原油损耗约1.3×104t，提高了原油商品率。

1.2.2 港西油田

港西油田在简化改造工程中，以单井在线计量技术为突破口，撤销计量站，停运掺水系统，缩短工艺流程，形成了“油井—转油站—集中处理站”和“注水站—水井”的地面建设新模式，使集油和注水系统的适应能力得到明显改善和提高。

为了停运掺水系统，实现常温输送，港西油田进行了88口井的现场试验，采取了井口套管加药降凝，相邻高产液油井串联低产液油井集油等措施。港西西一接转站原辖计量站7座，配水间8座，生产油井30口，注水井22口，日输液3 400m3/d，综合含水率高达 95.9%，原油黏度为 116mPa·s（50℃），凝固点为-3℃。改造后，采用井口功图法在线计量技术，取消了全部计量站，应用恒流控制技术取消了配水间，实现了单管常温输送，停运了掺水系统。其中，22口注水井由 13口井应用恒流芯子控制注水量，9口井应用水咀＋水表计量水量，满足了单井注水控制要求。油井计量精度由±10%提高到±5%，系统输差由±25%提高到±5%，单井回压均值由 0.45MPa下降到 0.28MPa，管网长度由78.6km减少到31.3km，减少了60%。

1.2.3 葡南油田

葡南油田 1984年投入开发，含油面积为74.9km2，有油水井704口（其中油井491口，注水井213口），含水率为72.10%。

近几年应用“关、停、并、转”简化技术措施，分别在葡五联、葡三联、葡四联所辖区域的系统进行了调整改造。关掉50口无效井，使其从集输系统分离出来，治理后视情况再进系统或提捞采油。停掉了负荷率较低的葡南2号转油站、葡五转油站、1号、3号、4号供热站5座站场，对集油注水系统进行了重新布局，52座计量间合并为 22座集油阀组间。葡四联地区20座配水间合并为11座配水间。

将双管掺水流程改为单管环状掺水流程，集油阀组间辖4～6个集油环，单环辖3～5口油井，集油阀组间辖井最多达30口油井。使集油管道长度减少了50%。掺水温度由传统的80℃优化为70℃，单井掺水量由改造前的1.0m3/h下降为0.5m3/h。

1.3 地面建设总体布局更加合理

1.3.1 长庆西峰油田

在西峰油田的站场布局中，根据地形地貌和环境特点，平原油区采用井—联合站一级布站方式；沟壑地带采用井—转油站—联合站布站方式。形成了以联合站为中心，转油站为骨架的二级布站模式，减少布站数量，降低了地面工程建设投资。

为了节约用地，大规模推广丛式井钻井工艺，每座丛式井场辖油水井6～8口，不仅减少了道路铺设而且还减少了管道敷设。

西峰油田合理界定的单井集输半径为 3.5～4km。对边远井组采用密闭增压技术，扩大和延伸了接转站的辖井范围，形成了以联合站为中心、接转站为骨架、井组增压为补充的总体布局。

西峰油田百万吨产能平均建接转站4座，辖井控制距离长达25km。与陇东老区相比，减少接转站15座，人井比由1.59人/井下降到0.47人/井，井站比由16.8井/站增大到59.1井/站。

1.3.2 敖南油田

敖南油田分属两厂管辖，在地面建设中，打破厂界、统一布局，阀组间以上地面设施两厂合一建设，共少建7座转油站、1座水质站、1座变电所，少建供气管道 8km。采用直井、丛式井及水平井多种钻井方式，减少占地97×104m2。通过综合优化，地面建设平均单井投资降低了11%。

1.3.3 扶余油田

扶余油田简化改造后，3座联合站合并为1座，其他2座改为放水站，减少中间站场，将原26座接转站简化为5座。原321座计量间改造为221座集油阀组间。西区采用一级半布站方式；中区和东区采用二级半布站方式。形成了以中心处理站为核心，两座放水站为重点，5座接转站为基础，10条集油干线为骨架的总体布局模式。扶余油田的地面系统改造，优化了总体布局，减少了站场数量，大大降低了能耗，节约了运行费用。

1.3.4 新疆九7、九8区稠油油田

新疆九7、九8区地面系统通过总体布局的优化，实现了48口油井为一个计量、注汽、接转单元的地面布局模式。这种布局采用注汽锅炉与计量接转站合建的方式。将注汽半径由 1.5km缩短到 0.5km，降低了沿程热损失，井口蒸汽干度由 60%提高到70%以上，锅炉热能的利用率提高了 10%，有效地保障了蒸汽注入质量，并使锅炉压力等级选型由16MPa降低为10MPa，且减少了高压注汽管道的建设工程量。

采用48井式布站模式，使单站辖井数量比原来增加了2倍，相当于减少转油泵近2/3，转液量的增加保证了转油泵的连续运行，减少了启停泵次数，提高了泵效和泵的利用率。此布站模式使地面工程投资降低了约25%。

1.4 提高了技术水平和生产管理水平

1.4.1 推动了新技术、新工艺、新设备、新材料的更广泛应用

井口功图法单井计量技术的大规模推广应用使取消计量站成为可能，因而使集油工艺流程得到大大简化。同时也实现了对油井生产的实时监控，提高了油田生产自动化管理水平。

大量采用丛式井钻井技术，为优化油田地面建设总体布局、节约工程投资奠定了基础。

对不加热集油的技术界限和季节性掺输的技术界限进行试验界定，进一步降低了掺水温度，扩大了不加热集输规模。

定压放气阀套管气回收技术为节能减排、提高资源利用率创造了条件。

稳流阀配水工艺技术提高了单井注水流量控制精度，减小了注水的不均衡性，较好地解决了单井超注和欠注问题，提高了油田开发效果。

油气混输泵增压技术的逐渐成熟应用，为边远零散区块和边远井组的油气集输提供了更先进的技术支持。大庆、长庆、新疆等油田都有多项典型工程实例，证明了油气混输泵增压技术的可行性。

高效三相分离器、高效多功能组合装置、横向流聚结除油器、真空相变加热炉、变频调速设备以及无功补偿装置等节能设备得到了更广泛的应用。这些设备体积小、能耗低、效率高、工艺简单、流程短、布局紧凑、管理方便、运行成本低，对提高油田总体技术水平起到了重要的作用。

非金属管材等抗腐蚀新材料也得到了大量应用。冀东、吉林、新疆、塔里木等油田采用非金属管材、PE夹克管电热熔收缩复合补口新技术、新型玻璃纤维复合管、不锈钢复合管材等，提高了集输管网和水系统管网的耐腐蚀能力。

“双十”工程的实施和优化简化的不断深入，使各油田技术基础工作得到进一步加强，推动了油田数字化建设和地面工程建设的标准化。“设计标准化、制造橇装化、布局模块化”，达到了提高建设质量，缩短建设工期，降低综合成本的目的，为地面建设的优化简化提供了技术支持和保障。

1.4.2 地面工程建设投资节约显著

扶余油田，通过集输管网的优化，节约单井管道312.9km，节约投资4 381万元；通过合理利旧和优化站场布局，节约用地投资约8 200万元。

西峰油田的地面建设通过总体优化，使靖安油田的百万吨产建地面投资8.4亿元下降到7.5亿元，降低了10.7%。

大庆敖南油田若按大庆油田其他外围区块的常规做法，地面建设百万吨产能投资将达到24亿元，总体优化和工艺简化后，使地面建设百万吨产能投资降为21亿元，降低了12.5%。

1.4.3 油田地面生产系统节能降耗效果显著

葡南油田简化改造前，集输系统平均吨油自耗气达到 50.1m3/t，吨油耗电 236kW·h/t。改造后，吨油自耗气下降到 27.22m3/t，吨油耗电下降到221.52kW·h/t，节约能耗成本约800万元/a。转油站原油分离负荷率由 59.5%上升为 75.8%，掺水设施负荷率由 51.9%上升为 94.3%。注水系统效率由51.9%提高到54.8%，注水单耗由8.75kW·h/m3下降为 7.5kW·h/m3。

扶余油田整体简化改造后，吨液总能耗由323MJ/t下降为 173MJ/t；吨油总能耗由 4 029MJ/t下降为 1 559MJ/t；吨油耗电由 54.4kW·h/t下降为30.7kW·h/t；吨油耗气由 67m3/t下降为 4.1m3/t。节约能耗费用达到1.77亿元/a。

1.4.4 节约了人力资源，提高了管理水平

新疆油田在九7、九8区稠油地面建设中，采用48井式计量接转站，与以往的 16井式计量接转站地面布局模式相比，少建24座计量接转站，需要的人力资源由468人减少为206人。

大庆葡南油田，地面工程系统简化改造后，8座转油站、供热站合并为4座，72座计量间、配水间合并为33座，115台设备减为54台，生产小队编制由10个减少为7个，管理人员由337人减少为189人。

西峰油田地面建设的优化，使接转站数量减少了22座，井站比由16.8井/站增大到59.1井/站，人井比由1.59人/井下降到0.47人/井，用工人数下降了70%。

2 优化简化工作的做法及其经验

2.1 坚持“四把关一会审”

对于地面工程建设项目，一是，要求设计单位对其拟定的建设方案和初步设计进行内部技术把关，确保设计输入与输出质量；二是，油田公司主管部门对建设方案和初步设计的把关，凡设计单位提交的初步设计，主管部门都要进行审查；三是，油田公司对建设方案和初步设计的把关，在主管部门审查通过后，由主管领导主持，有关专家、技术负责人、各有关处室、项目建设单位和设计单位，对建设方案和初步设计进行审查；四是，中国石油天然气股份有限公司对建设方案和初步设计的审查把关，在油田分公司审查后，经设计单位整改完善后上报中国石油天然气股份有限公司审查。

“一会审”是在施工图设计完成之后，由基建工程部组织相关部门、建设单位及项目组、监理公司、施工单位、设计单位进行施工图会审。通过对工程建设项目实行“四把关一会审”，从设计源头上杜绝问题。

在逐级审查中，还应注重整体优化和过程优化。整体优化是指项目整个工程，包括建设规模的优化、主体工程和各系统配套工程的优化。过程优化是指在前期可研、初步设计、施工图、施工各阶段，根据各阶段任务的不同，优化的侧重点有所不同。通过分段优化，最终使工程设计和建设臻于完善。

2.2 优化调整坚持“四个结合”和“四适”原则

“四个结合”即坚持系统优化调整与开发规划相结合，与产能建设相结合，与更新维护相结合，与技术进步相结合。

“四适”即做到“适用、适应、适时、适度”调整，即工艺技术要适用、规模能力要适应、时机选择要适时、调整幅度要适度。

老油田在进入高含水、特高含水开发阶段，系统优化调整是结合设施的更新维护适当调整地面工程规模、简化工艺的过程。规模的调整、调整时机的选择与开发安排是密不可分的。只有依据开发预测，系统优化调整才能做到“适时”、“适度”。脱离开发规划及产量预测，调整就变成了盲目的调整，调而不优，甚至引起新的矛盾和问题，从而引起新增投资。

地面工程在系统优化调整过程中，可以根据建设及运行现状，与油藏工程结合，确定既能满足油田产量接替需要，又有利于地面工程系统优化调整的开发规划方案。

2.3 坚持建设项目经理经济责任承包制度和工程招投标制度

采取项目经理模拟法人的办法，以经济承包责任书的形式，将建设工程新增生产能力或建设规模、工期、质量、投资限额、安全、环保治理等指标予以明确，以此作为对项目经理业绩考核的依据，严考核、硬兑现。特别是实行工程质量一票否决制，工程质量优良率指标达不到油田指标，或出现重大质量事故，将追究项目经理的经济责任。同时，制定了《建设项目竣工验收制度》和《工程稽查效能监察制度》。 建设项目竣工验收分项目管理单位自检预验收、生产使用单位复检初步验收、油田竣工验收委员会正式验收3个程序。正式验收按照安全、消防、环保、工业卫生、审计等部门专项验收和计划、财务、基建、生产运行、开发等部门组织综合验收相结合的方式进行。

工程建设采用工程招投标制度选择施工队伍，为控制投资和确保质量创造有利条件。强化工程建设合同管理，工程施工单位对工程造价和质量指标没有在合同中作出明确承诺的，所签订合同一律无效，并不得进场开工。

2.4 加强基础管理，推行“四单”核算

为了做好生产运行的优化，在管理上细化了成本指标，提出了“四单”（单岗、单井、单机、单炉）核算管理措施，摸索出了以单岗核算为重点，通过完善计量手段、确定设备定额单耗、编制设备经济运行指导书，规范设备操作与管理。并将考核指标层层分解落实到人，严规范、严考核、严兑现。形成了优化运行、降本增效的良好局面。

3 认识及启迪

通过分析“双十”工程优化简化的效果，研究各油气田在优化简化工作中的做法，得到以下认识：

一是，领导重视，管理到位，是实现优化简化的关键。只有把优化简化纳入油田生产建设的议事日程，制定完整的总体规划，明确创新思路，做到精细管理和认真落实，才能切实把“优化简化”落实到油田地面建设全过程中。

二是，技术创新是搞好优化简化的重要手段。必须充分应用新工艺、新技术、新设备、新材料，才能实现工艺流程的简化、能耗的降低。

三是，观念创新是做好地面建设优化简化的前提。只有打破旧的思维定势，勇于突破传统模式，才能在实践中大胆探索，推动技术创新，带动工艺模式、管理体制和机制的创新，实现地面建设的优化简化。

四是，地面建设必须与开发工程作为一个整体，统筹优化，才能实现更好的优化效果。采用丛式井钻井使得地面布局更加优化是一个最好的例证。

五是，必须在总体发展规划的指导下开展优化工作，才能保证油气田地面建设的长期合理性。应依据油田中长期总体发展规划，立足当前、面向未来、统筹考虑、全面优化，保证油气田建设整体协调发展。

六是，前期研究和设计的优化，是做好油气田开发整体优化的根本。据统计，方案及设计阶段对工程项目的经济性影响程度占90%以上，因此，应做好可研报告的评估和设计审查工作。

七是，施工过程中的优化是整体优化中不可缺少的重要环节。许多油田的经验证明，施工阶段的优化，不仅使设计更趋合理，而且可以在满足工程功能的前提下，减少工程量，节约工程造价，并缩短工程工期。

八是，成立项目经理部，对工程建设全过程统筹管理，是做好地面建设优化、打造优质工程的关键。项目团队可以集钻井、采油、地质、设计管理、基建和生产等各方面的技术管理骨干于一体，全过程、全方位地组织、控制与协调项目运作，保证项目从设计、施工到生产管理各环节的协调、高效运行，为整体优化创造条件。

[1] 大庆油田有限责任公司.坚持技术创新优化简化并重努力实现油田地面系统经济效益最大化[R].大庆油田有限责任公司.2007.

[2] 中国石油长庆油田分公司.创建西峰模式不断提高地面建设水平[R].中国石油长庆油田分公司.2007.

[3] 中国石油长庆油田分公司.依靠科技创新持续优化简化再创低渗透油气田地面建设新水平[R].中国石油长庆油田分公司.2007.

[4] 吉林油田分公司.吉林油田“简化、优化”工作汇报[R].吉林油田分公司.2007.

[5] 吉林油田石油工程有限责任公司.扶余油田整体改造工程总结报告[R].吉林油田石油工程有限责任公司.2007.

[6] 中国石油大港油田分公司.依靠技术进步结合油田实际努力开创大港油田系统简化工作新局面[R].中国石油大港油田分公司.2006.

[7] 新疆油田分公司.新疆稠油、超稠油集输工艺优化研究与应用[R].新疆油田分公司.2007.

隋永刚等. 油田地面工程优化简化的成果及启迪. 石油规划设计，2011，22（4）：9～13，29

TE323

A

1004-2970（2011）04-0009-06

* 隋永刚，男，高级工程师，国家注册石油天然气工程师。1982年毕业于华东石油学院石油储运专业，现在中国石油天然气股份有限公司规划总院从事油气田地面工程设计和科研工作，担任主任工程师，有多项科研和设计成果获得部、局级奖励，发表多篇论文。地址：北京市海淀区志新西路3号，100083。E-mail：suiyonggang@petrochina.com.cn

2010-11-09

郜婕