序言：寫作是分享個人見解和探索未知領(lǐng)域的橋梁，我們?yōu)槟x了8篇的輸油氣公司工作思路樣本，期待這些樣本能夠為您提供豐富的參考和啟發(fā)，請盡情閱讀。

第1篇

優(yōu)化簡化關(guān)鍵工藝技術(shù)

1優(yōu)化總體布局

（1）場站布局

扶余油田范圍較大，井數(shù)較多。按照“抽稀、整合、優(yōu)化”的原則，在適當增加井口回壓、增大集輸半徑的前提下，合理調(diào)整場站規(guī)模和位置。西區(qū)南北長10km、東西寬7km，轄井1444口，采用一級半布站。集油干線由9條減少為5條，除2-E干線外，其余4條干線最遠井距聯(lián)合站集輸半徑均超過5km，其中2-C干線達到8km。因此，在2-C干線上保留1座增壓站，其他接轉(zhuǎn)站和增壓站、加熱站均取消。中區(qū)位于松原城區(qū)內(nèi)，經(jīng)優(yōu)化布局，接轉(zhuǎn)站由10座減少為3座，且改為密閉流程；站外集油干線改造為2條。東區(qū)南北長14km、東西寬8km，采用一級半布站與二級半布站混合方式，接轉(zhuǎn)站由9座減少為3座，且改為密閉流程；站外集油干線改造為3條。改造后，3個采油廠的聯(lián)合站改造為2個放水站（東區(qū)放水站和中區(qū)放水站）、1個中心處理站（西區(qū)中心處理站）。扶余油田原油外輸口由3個改為1個，即西區(qū)中心處理站外輸口。東區(qū)放水站和中區(qū)放水站負責本作業(yè)區(qū)產(chǎn)液的簡易脫水，低含水油外輸至西區(qū)中心處理站；西區(qū)中心處理站負責西區(qū)產(chǎn)液的油氣分離及一段脫水，將東區(qū)、中區(qū)外輸來的含水油與本站低含水油共同進行二段熱化學沉降脫水，脫水后，凈化油外輸至銷售公司油庫。原21座接轉(zhuǎn)站調(diào)整為集油摻水增壓站1座、接轉(zhuǎn)站6座。采出水處理站和注水站仍設(shè)在原3個采油廠的聯(lián)合站內(nèi)，處理規(guī)模和能力滿足未來開發(fā)的需要，只進行改造，不需擴建。注水管網(wǎng)三網(wǎng)聯(lián)通，注水水源以處理后的采出水為主，不足部分用清水補充。調(diào)改后，扶余油田地面工程總體布局為：中心處理站1座，放水站2座，接轉(zhuǎn)站6座，油氣混輸增壓站1座，污水處理站3座，注水站3座，采油井4115口，注水井1446口，集輸管道1243km，注水管道233km。擔負著整個扶余油田的全部油水井的集輸、脫水、外輸、污水處理、注水等。

（2）計量站布局

改造后，站外集輸系統(tǒng)采用常溫集油和端點摻水流程，采用“抽稀”的方式調(diào)整計量站管轄范圍，增加計量站的管轄井數(shù)，對轄井過少的計量站實施關(guān)、停、并等措施，原321座計量站調(diào)改為203座，取消計量站內(nèi)計量分離器，將計量站改造為閥組間；單井產(chǎn)液計量改為采用井口計量方式，以液面恢復(fù)法或功圖法計量為主，以活動計量車計量為輔。

（3集輸、供熱管網(wǎng)布局

打破現(xiàn)有站隊界限，根據(jù)輸油干線情況、站場位置以及處理液量情況，對集油干線進行優(yōu)化調(diào)整。調(diào)整后，扶余油田集油干線由原來的23條減少為10條；干線閥池與集油配水間合建，共減少獨立閥池48座。實施串井、串間后，支干線由射狀管網(wǎng)改為枝狀管網(wǎng)。摻輸用熱采用以聯(lián)合站集中供熱為主、接轉(zhuǎn)站分散供熱為輔的供熱格局。

2串井常溫集輸工藝技術(shù)

油氣集輸系統(tǒng)是地面工程的核心，其投資占地面工程的30%～40%，能耗占總能耗的60%～80%，且主要是熱能消耗，占集輸能耗的90%～97%。若集輸過程采用常溫集輸流程，將會產(chǎn)生良好的經(jīng)濟效益，而常溫集油技術(shù)的關(guān)鍵在于邊界條件的確定。

（1）常溫集油技術(shù)界限研究

影響常溫集油技術(shù)界限的因素很多，應(yīng)根據(jù)油品物性、油井產(chǎn)量、含水率、井口出油溫度、集輸距離、氣油比以及管材等具體條件來確定合適的常溫集輸邊界條件。通過大量的常溫集油試驗和PIPESIM軟件驗證，總結(jié)出了各種常溫集油工藝技術(shù)的適應(yīng)條件與范圍。

原油凝固點和黏溫性質(zhì)是決定原油集輸工藝的重要參數(shù)。一般而言，原油流動性隨黏度增加而降低。扶余原油的凝固點為20～24℃，且黏溫性質(zhì)較好，適宜常溫輸送。選擇具有代表性的能較全面反映試驗結(jié)果的區(qū)塊進行試驗，試驗結(jié)果表明：產(chǎn)液量＜3m3/d的油井，由于流速慢，造成管道沿程溫降較大，析蠟嚴重，含水率＞90%的油井每100m平均壓降為0.2MPa，壓降較大造成井口回壓升高；單井產(chǎn)液量在3～5m3/d的油井，管輸壓降和溫降比＜3m3/d油井有較好的改善；產(chǎn)液量在5～15m3/d的油井，大部分油井管道每100m壓降＜0.1MPa，井口回壓較低，適宜于常溫集油；產(chǎn)液量＞15m3/d的油井，大部分油井管道每100m壓降＞0.17MPa，井口回壓較高，但是，由于流速大且含水高，堵管的可能性較小，具備全部實施常溫集油的可能性。試驗表明，扶余油田原油含水率為20%～60%時，隨含水率增加，黏度增加緩慢；含水率為60%～65%時，隨含水率增加，黏度急劇加大，含水率達到65%時黏度最大；含水率為65%～70%時，隨含水率增加黏度急劇下降，此時連續(xù)相和分散相發(fā)生轉(zhuǎn)換，即由油包水型轉(zhuǎn)換為水包油型乳狀液。由此可以看出，常溫集油的含水率要大于轉(zhuǎn)相點附近的含水率。另外，含水率與管壁結(jié)蠟量也有關(guān)，原油含水率在65%以下時，隨著含水率的上升結(jié)蠟量降低緩慢；當原油含水率達到65%以上時，隨著含水率的上升結(jié)蠟量降低較快。通常，井口出油溫度不但與井深有關(guān)，還隨著產(chǎn)液量增加、含水率上升而升高，而溫度越高越有利于黏度降低、結(jié)蠟量減少、流動性改善。單井集油管道越長，尤其是超過600m以上，管道沿程阻力越大，井口回壓越容易升高；單井集油管道在300～600m時，沿程摩阻較??；單井管道長度小于300m時，沿程摩阻最小，最有利于油井生產(chǎn)，井口回壓最低。試驗結(jié)果表明，產(chǎn)液量高、氣油比大的油井，其井口回壓較低；產(chǎn)液量低、氣油比小的油井，井口回壓較高。由此可見，氣油比高對井口回壓降低是有利的。對玻璃襯里無縫鋼管、高壓玻璃纖維增強復(fù)合管和無縫鋼管3種管材進行了現(xiàn)場試驗，結(jié)果表明：采用無縫鋼管的油井，由于內(nèi)壁粗糙，易結(jié)蠟，油井產(chǎn)液流動阻力大，造成井口回壓較高。因此，無縫鋼管不適用于不加熱集油井；玻璃襯里鋼管同玻璃纖維增強復(fù)合管比，內(nèi)壁具有較強的親水特性，表面光滑，油品流動性好，有利于實現(xiàn)常溫輸送。

（2）“扶余模式”常溫集油技術(shù)

針對扶余油田井淺（500m）、單井產(chǎn)量低（產(chǎn)液6.7t/d、產(chǎn)油0.5t/d）、井口出油溫度低（10℃）、氣油比低（17m3/t）、冬季氣溫低（最低-36.6℃）的特點，根據(jù)“常溫集油技術(shù)邊界研究”的結(jié)論，在4115口已建和新建油井中，確定有70%的油井采用常溫集油，其他油井實施季節(jié)性摻輸。因此，形成了扶余模式常溫集油，即采用串井常溫集輸和環(huán)狀端點井季節(jié)性摻輸相結(jié)合的工藝，以常溫集油為主，季節(jié)性摻輸為輔。具體如下：一是，多井串聯(lián)、單管深埋的常溫集油模式。按照油井產(chǎn)量和所允許的井口回壓，以某一油井為端點井，約3～5口井串聯(lián)在一起。在條件允許的情況下，盡可能以高產(chǎn)液量、高含水油井作為端點井，以帶動產(chǎn)液量較少、出油溫度稍低、甚至間歇出油的油井。二是，多井環(huán)行串聯(lián)、端點井季節(jié)性摻水集輸模式。多井實施串聯(lián)，在集油閥組間和串聯(lián)端點井之間建設(shè)摻水管道，形成多井串聯(lián)、環(huán)狀摻水模式，平均每口井摻水量為3m3/d。常溫集油技術(shù)應(yīng)用關(guān)鍵點：一是，充分利用機采能量，適當延長單井集油半徑，應(yīng)以井口回壓控制在1.0MPa以內(nèi)，最大不超過1.5MPa為條件；二是，單井集油管道采用玻璃襯里無縫鋼管，不保溫，埋深在凍土層以下，保證產(chǎn)液中水不凍，可帶動油流動；三是，采用常溫集輸?shù)膯尉孛娌捎蜆湟韵?m的立管設(shè)電熱帶保溫，可有效解決立管凍堵的問題；四是，多井串聯(lián)可改善流動狀況，減少管道長度。對含水率低于轉(zhuǎn)相點的油井，應(yīng)盡早接入串管系統(tǒng)，在混合含水率滿足所推薦的常溫集油條件時，可以常溫集油，否則應(yīng)采用摻水輸送；五是，部分油井采用摻水集輸流程，可季節(jié)性摻水，在天氣比較暖和的季節(jié)，不需要摻水即可正常生產(chǎn)。因此，應(yīng)較好地把握摻水時機。

3簡化優(yōu)化站內(nèi)流程

在沒有新增地的情況下，在原站內(nèi)改造、擴建了10座站場。改造后，各站系統(tǒng)負荷率大大提高。增壓站位于西區(qū)8＃站，采用油氣混輸增壓技術(shù)，延長了集輸半徑，降低了井口回壓0.5～0.9MPa，少建設(shè)接轉(zhuǎn)站1座。改造后，中區(qū)和東區(qū)各設(shè)接轉(zhuǎn)站3座，具有集油、摻水、增壓和供熱功能。采用一段密閉集輸技術(shù)，主要設(shè)備為“三合一”裝置，外輸泵通過變頻裝置與“三合一”液位聯(lián)鎖，可實現(xiàn)連續(xù)密閉輸油，大大降低了油氣損耗和用電量。改造后，中區(qū)和東區(qū)各設(shè)放水站1座。放水站接收二級半布站接轉(zhuǎn)站的產(chǎn)液，與二級布站的產(chǎn)液匯集，采用一段低溫脫水流程，低含水油輸送至西區(qū)中心處理站統(tǒng)一脫水凈化。該站負責西區(qū)油井產(chǎn)液的氣液分離以及站外熱水摻輸?shù)热蝿?wù)，還接收東區(qū)和中區(qū)放水站輸送來的低含水油，與本站產(chǎn)液統(tǒng)一脫水后，凈化油外輸。中心處理站采用一段大罐低溫沉降脫水與二段熱化學沉降脫水相結(jié)合的“二段脫水”工藝。

4低溫脫水工藝技術(shù)

由于站外采用常溫集輸工藝，站內(nèi)的一段脫水溫度在20～30℃。為了適應(yīng)低溫脫水、節(jié)能降耗，開展了一段低溫脫水、二段降溫脫水工藝技術(shù)研究。2.4.1一段低溫脫水工藝扶余油田原油為石蠟基，蠟含量超過6%，低溫下蠟的大量析出增加了原油黏度，降低了采出液的流動性，且阻礙了水珠聚并，從而導(dǎo)致破乳困難。為此，確定了破乳劑的攻關(guān)方向，即在極性界面膜上吸附、具有分支結(jié)構(gòu)、HLB（親水親油平衡值）值在8～11之間、具有一定油溶性、能夠迅速滲透到油水界面的破乳劑。成功研制了低溫破乳劑R151，同時，為使破乳劑迅速擴散、滲透，篩選出了效果較好的助劑JWRH-MM。試驗結(jié)果表明，在15～20℃范圍內(nèi)，破乳劑對脫水效果影響不大，但是，只要高于凝固點溫度，破乳劑R151的低溫破乳效果明顯優(yōu)于其他破乳劑，且加藥量對破乳效果的影響較大。25℃時，基本可以達到殘余含水20%～30%的要求，水中含油≤1000mg/L，與助劑JWRH-MM進行合理比例的復(fù)配還可提高破乳脫水效果，28℃時，一段脫水后原油含水率為18.4%。目前，破乳劑R151及其改進破乳劑已在吉林老油田改造中廣泛應(yīng)用，均能達到理想的破乳脫水效果。2.4.2二段降溫脫水工藝一段脫水溫度低，若二段脫水溫度仍為常規(guī)的65～70℃范圍內(nèi)，勢必要增加燃料消耗量。因此，根據(jù)實際需要，成功研制了降溫脫水破乳劑KD-1，其具有低溫脫水性能良好的適應(yīng)性以及穩(wěn)定性。現(xiàn)場應(yīng)用期間，扶余和紅崗聯(lián)合站脫水爐出口溫度由70℃降低至55℃，外輸原油含水≤0.5%。目前，二段降溫脫水技術(shù)正逐步在吉林油田12座聯(lián)合站上推廣應(yīng)用。

5低溫污水處理工藝技術(shù)

由于集輸系統(tǒng)采用不加熱流程及低溫脫水工藝，造成污水處理系統(tǒng)接收的原水平均溫度只有25℃，污水溫度低，黏度大，油珠浮生速度緩慢，處理難度加大。結(jié)合實際情況，采用了壓力式除油—二級過濾工藝流程，實現(xiàn)了低溫污水處理合格。

6注水系統(tǒng)三網(wǎng)聯(lián)通，注水井采用井口計量技術(shù)

根據(jù)扶余油田油藏條件和注水壓力相同、系統(tǒng)設(shè)計相同等實際情況，在3座注水站對應(yīng)的注水管網(wǎng)干線之間增設(shè)連通管道，將3座注水站連通，使其注水能力相互補充，減少了注水泵的回流，有利于節(jié)能降耗、減少運行費用。部分串聯(lián)注水井或平臺井采用井口計量技術(shù)，該計量方式是2～3口注水井由1條注水管道供水，計量和調(diào)節(jié)全部在井口進行，減少配水間的面積、減少了單井管道的長度。

改造效果及推廣應(yīng)用

1改造效果

2003年至2006年，扶余油田完成了二次開發(fā)地面工程整體調(diào)整改造。通過優(yōu)化簡化，實施常溫集油和低溫脫水，降低了工程投資和運行費用，確保了油田安全、環(huán)保、低能耗生產(chǎn)，經(jīng)濟效益和社會效益均取得較好的效果。一是，能耗水平有所降低。改造后，系統(tǒng)達到密閉，油氣損耗降低，井口至聯(lián)合站基本實現(xiàn)了油氣密閉混輸，油氣損耗國內(nèi)先進水平為1.2%，而扶余油田達到1.0%；噸油生產(chǎn)能耗由原來的4029MJ/t降至1548MJ/t；注水系統(tǒng)效率由原來的37.2%提高到50.0%。二是，集輸系統(tǒng)技術(shù)指標有所提高。優(yōu)化集輸系統(tǒng)總體布局，簡化放水站功能，集中脫水；調(diào)整集輸半徑，減少中間站場數(shù)量；簡化井口計量方式，計量間“抽稀”，改造為集油閥組間。應(yīng)用高含水原油常溫集輸技術(shù)，簡化工藝、縮短流程，降低能耗，節(jié)約了生產(chǎn)成本，實現(xiàn)了集輸處理的高效益。表1為改造后扶余油田集輸系統(tǒng)主要技術(shù)指標。三是，提高設(shè)備利用率，降低了維護成本。通過對地面建設(shè)布局進行優(yōu)化調(diào)整，對場站實施關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)、改等措施，地面設(shè)施規(guī)模減小，提高了設(shè)備的利用率，系統(tǒng)維護費用大大降低。四是，管理和操作人員大幅度減少。由于集輸系統(tǒng)改造帶來的優(yōu)化簡化，改變了生產(chǎn)工藝和作業(yè)制度。因此，減少了操作工人和維修工人，改造后較改造前減少800人。

2“扶余模式”在紅崗油田老區(qū)的應(yīng)用

扶余油田改造取得的經(jīng)驗成功地應(yīng)用于紅崗油田，并且對“扶余模式”有了進一步的發(fā)展，形成了“紅崗模式”常溫集油技術(shù)。紅崗油田單井產(chǎn)量較高（產(chǎn)液量19.5t/d、產(chǎn)油量1.4t/d）、井口出油溫度低（20℃）、氣油比較高（106.6m3/t）、冬季溫度低（最低-36℃）。根據(jù)常溫集輸邊界條件的研究結(jié)論以及“扶余模式”的成功經(jīng)驗，形成了紅崗常溫集油模式——單管串井常溫集輸模式。即單井集油管道和集油支干線全部采用常溫輸送流程，單井管道不保溫，井串井、間串間、支干線串支干線，改善流動狀況，減少管道工程量，實現(xiàn)了從井口到站的單管常溫密閉串聯(lián)集輸流程，簡化了集輸工藝。集輸系統(tǒng)全面實施不加熱輸送和油氣密閉集輸處理，節(jié)省了油氣集輸自耗氣，降低了單位能耗，噸油能耗由改造前的2352.3MJ/t下降至822.2MJ/t，油氣損耗率由2.3%降至0.5%。改造后，紅崗油田老區(qū)地面工程水平大大提高，從根本上解決了工藝流程落后，運行費用高，管道及設(shè)備腐蝕、漏失嚴重等各種生產(chǎn)運行問題。常溫輸送技術(shù)已在吉林油田7個采油廠推廣應(yīng)用，其中，扶余、紅崗和前大采油廠應(yīng)用較為廣泛，常溫輸送油井所占比例均超過60%；英臺、新立、乾安和長春采油廠常溫輸送油井所占的比例均低于25%，有較大的挖潛空間。

取得的幾點認識

1老油田調(diào)改原則

一是，堅持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與已建設(shè)施更新維護相結(jié)合的原則。通過關(guān)停、合并低負荷、腐蝕老化嚴重的站及設(shè)施，降低更新維護費用、提高系統(tǒng)運行負荷、降低生產(chǎn)運行能耗及成本。二是，堅持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與科技進步相結(jié)合的原則。只有大力推廣新工藝、新技術(shù)，才能取得最大的節(jié)能降耗效果，如，采用不加熱集輸工藝、高效的合一設(shè)備等。三是，堅持系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整與中長期規(guī)劃方案相結(jié)合的原則。地面系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)整要充分與油藏開發(fā)部門結(jié)合，并隨著油田開發(fā)方案的變化進行適時調(diào)整。四是，常溫集輸?shù)刃录夹g(shù)的推廣，堅持先現(xiàn)場試驗摸索邊界條件，后規(guī)?；茝V應(yīng)用的原則。

2常溫集油運行管理經(jīng)驗

常溫輸送流程與熱水伴熱及摻水流程相比，油井采出液以段塞流形式輸送，井口回壓會有上升，運行溫度低，易凝管。因此，要從井口回壓和運行溫度兩方面加強運行管理。一是，根據(jù)井口回壓變化情況，對常溫輸送油井進行壓力分級管理：井口回壓低于1.0MPa，并能長期保持穩(wěn)定的井進行正常管理；井口回壓范圍在1.0～2.0MPa的油井，監(jiān)測其含水、產(chǎn)液量變化情況，制定吹掃管道制度。要注意季節(jié)性摻輸水質(zhì)的處理，控制結(jié)垢速度，降低油井回壓。二是，運行溫度控制方面，施工時間盡量避開上凍期，防止因凍土使管溝回填不實、增加凍土層深度，造成常溫輸送困難；加強井口電熱帶保溫的管理，保證油井再啟動時井口保溫完好；對以季節(jié)性摻輸為條件的常溫輸送油井，要根據(jù)油井生產(chǎn)參數(shù)的動態(tài)變化，對達到常溫輸送界限的井通過現(xiàn)場實踐進行。