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1、输油工艺优化某厂地处陕、晋、宁、蒙 4 省（区） 15县（旗），开发管理着绥靖油田 及靖安、安塞油田部分区块，油区面积 19933.6 平方公里。目前，全厂共有油井 2070口，实际开井 1891口，平均产液量 10770m3/d ，产油量 3470t/d，综合含水 62.2 %;平均抽汲参数为 37.6mmK 1.9mX 4.7r/min x 1188m;平均动液面1078m 平均泵效39.5 %。全厂有集输站点 101 座，其中：输油首站 1 座，联合站 8 座，计量转 油站 26座，增压点 42座，简易拉油点 4座，增压撬 20座。输油管线 338Km， 单井集油管线1121Km管输率9
2、0%。一、原则地面建设系统吸取超低渗透油田 “简、小、快、省”的原则，简化工 艺，管理创新，效益开发的整体思路，遵循“标准化设计、模块化建设” 的思路，坚持“标准化设计、模块化建设” 与优化简化相结合原则；坚持 标准统一和技术先进原则；坚持设备统一化、定型化、组装撬装化的原则， 通过新工艺、新设备的应用，对老油田工艺流程的优化和新区地面工艺流 程的简化，提高系统管输率，优化产输系统，打造地面建设示范油田。二、地面系统面临的问题1 、老油田面临的问题（ 1 ）地面系统腐蚀老化严重随着油田开发时间的延长，地面系统设施的腐蚀老化问题日渐突出， 影响了已建设施能力的发挥，增加了日常生产管理难度。虽然老
3、油田基础 设施维护费用投资力度逐年加大，但实施的工程与生产需求相比仍有很大的差距。地面工程设施的更新维护仍是亟待解决的问题，如不及时更新维 护，将会影响到油田的安全生产。（2）能耗逐年上升 由于油田规模不断扩大，原油含水不断上升，产液量、产水量增大， 能耗逐年增高，导致油田单位能耗上升速度加快，控制难度增大 , 油田管理 难度越来越大。2、新区面临的问题（1）小区块增多，管输率低，生产运行成本高随着油田的发展，为了实现我厂 200 万吨跨越，我厂勘探评价力度将 加大，开发小区块越多，必然导致许多拉油井组，管输率低，生产协调组 织困难将增大，生产运行成本将增加。（2）开发层系多，系统结垢，影响正
4、常运行 开发小区块增多，开发层系也将增加，不同层系原油混输将必然存在， 由于水质不配伍，导致集输系统结垢是必然的，针对每套层系建立脱水回 注系统，势必将增加产建成本，与长庆油田的低成本开发战略相违背。二、新建产能优化简化 新建产能区块，针对不同产能规模和勘探开发程度采用相应的地面生 产系统工艺方案。地面建设系统吸取超低渗透油田 “简、小、快、省”的 原则，简化工艺，管理创新，效益开发的整体思路，经过一年的边建设边 探索，在地面布局上、工艺流程、技术创新上形成了地面工程简而不陋， 简而不降低技术水平，形成了超低渗透地面建设典型新工艺。一）地面简化、优化的新工艺、新技术1、丛式井单管集输技术丛式井
5、单管集输工艺是开发的主要流程，也是小区块油藏地面工艺油 井集油的主导技术 。丛式井单管集输工艺的前提是将油井计量从站内移至 井口， 井口计量技术的成功应用 ，使每个丛式井组出油管道由 2 条减为 1 条。(1)井口功图计量技术该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变 化关系，建立抽油杆 、 油管、泵功图的力学和数学 模型，通过获取示功图数据 ，计量油井产液 量。可替代传统的双容积计量分离器计量和翻斗计量方式，取消计量间， 集输流程由丛式井双管不加热密闭流程相应改为多井单管不加热密闭流 程，可大幅度减少集油管线长度，降低建设投资。平均每井节约建设投资 3 万元左右。(2) HGS-KQM型单井计
6、量装置采用多罐气液分离控制技术和油水气在线组分测量技术，使流态复杂 多变的多相流量测量简化为气、液分相计量，从而实现油、水、气多相流 的精确计量。气液控制器的气路出口配装气体流量计，液路出口配装液体 流量计和油水气组分仪，与计算机数据采集处理系统配套使用，完成对管 道多相流的在线计量(包括油、水、气分相流量及含水率) 。( 3)固定式 XF-2005 气液两相流量计 采用多罐气液分离控制技术和油水气在线组分测量技术，使流态复杂 多变的多相流量测量简化为气、液分相计量，从而实现油、水、气多相流 的精确计量，流量计采用质量流量计。将 XF-2005 气液两相流量计用于单 井场计量，或者与能够自动切
7、换计量的多通阀相结合组成计量撬，通过网 络实现数据远传和远程切换，实现无人职守，为后期老油田数字化改造提供技术储备。XF-2005气液两相流量计2、增压撬技术利用井组撬装增压设备，实现低液量偏远井组计量、增压任务，降低 井组回压，延长冷输半径。工艺原理：该装置安装在加热炉后面，井组来油通过混输管线进入降 回压装置的进口，通过螺旋式离心油气分离设备，气体分离出来，到该装 置上部空间，当含有原油小颗粒的气体通过该装置上部吸附式油气分离设 备时，原油小颗粒被吸附，凝结成液体流到该装置下部空间，下部空间的 原油通过柱塞泵增压向输油管网集输。而被分离出的气体通过排气管线， 流入计量管线外输，也可通过计量
8、站回收利用。增压撬工艺流程图3、撬装输油装置撬装输油装置，采用变频技术和输油泵相结合；该装置省去了总机关 和缓冲罐，将其建设至流程上端，可以取消增压点或增压撬，扩大输油半 径，同时为后期实现输油点无人职守，远程控制提供了方向。撬装输油装置4、撬装三相分离器三相分离技术针对边远小区块油田无法依托老站建系统，雨雪天气原油拉运困 难，注采井网不完善的问题，开发应用了撬装三相分离器三相分离技 术。该装置通过对流程的简化、优化，设备的撬装化，通过撬装三相 分离器和撬装注水泵，实现了原油的密闭脱水和污水就地回注，简化 了工艺流程，完善了注采井网，降低了原油拉运费用，提高了油田开 发的综合经济效益。处理后合
9、格原油（原油含水小于1%直接进入净化油 罐，处理后污水（含油小于10mg/l，悬浮物含量小于50mg/l ）直接进入 污水污水罐回注。同沉降罐脱水工艺相比，三相分离器脱水工艺设备少，工艺简单，操 作容易，建设投资少，后期运行过程中，运行和维护费用低。三相分离器脱水工艺流程示意图5、撬装注水泵房技术在以往的开发过程中，对地下油藏实施注水需要一套注水泵房，而建 设一套注水泵房周期长，对注水产生了很大影响。而撬装注水系统的出现 成功解决了这一问题。撬装注水系统通俗将就是一套可移动的临时注水泵房，将原来的注水 泵房简单化，并且可以随时拆卸移动，可以根据开发的需要随时进行注水, 这样以来，大大缩短了新井
10、投产周期，同时减少了投资。目前，撬装注水 在小区块得到了推广应用，起到了明显的效果。撬装注水系统的出现可以 说是低渗透油藏开发在注水技术上的一大创新，也是一大亮点，这项技术 的运用大大缩短了产建周期，为超低渗油藏的开速开发奠定了基础。6、树枝状单干管、环网注水管网工艺技术该工艺实现注水系统一级布站，配水环节在井口完成，取消了配水间 环节，十分适合丛式注水井场的特点，节省了单井注水管线。稳流配水阀 组采用智能型流量自控仪，流量自动调节，实现了无人值守，且具有关键 生产数据地自动采集和监测功能。采用最简化的树枝状注水管网，站间以干线连通，形成环状或枝状网络，实现水量共享、相互调剂，减少了注水站回流
11、损耗，提高注水系统效率，实现注水管网的最优化。通过对一座站注水泵进行变频调速即可实现整个注水系统的零回流，即降低变频器的配 置数量，又实现了系统效率提高。7、稳流配水技术 传统的注水井单井配水工艺一般都在配水间人工控制。为充分利用丛 式井的优势，小区块油藏地面建设整体采用单干管稳流配水，采用智能稳 流配水阀组流量自动调节，以稳流配水阀组取代了传统的配水间，阀组依 托井场建设，设彩钢保温房。稳流配水阀组管辖注水井 24 口，该装置结构简单、体积小、重量 轻 、工厂预制、可整体搬迁 、现场安装工作量小 、建设周期短 、满足 了超前注水的需要 ，实现了无人值守。（二）新建站按照新地面建设模式实施1、
12、群式大井组：一般井场布井 9-15 口，减少井场、站点数量，便于地面系统优化；同时节约土地，现场实施中根据地形，优化井场组合，推 行阶梯或子母井场，减少钻、试、投相互干扰，避免交叉作业安全风险， 加快新井投产。2、简化站点：将增压点改为增压撬、将集中处理站改为撬装处理站， 这样大大降低了场站投资。二级布站：采用增压撬撬装集中处理站的布站方式，取消接转站， 减少骨架站场数量；站外系统采用单管流程、井组间串接、多站同管输油 工艺减少管线数量，降低综合建设成本。井站共建：水源井、井场、增压撬、小型注水站、撬装集中处理站一 体化建设，形成小站模式。站场合建，节约用地，减少站点，方便管理。 道路、电力等
13、系统公用，大大减少地面建设投资。3、形成“ 短”“简”“小”“串”“撬”化工艺模式 低产小区块油藏的一般特点为产量低产、区块分散，根据各自的特点 简化地面生产系统，即 “短、简、小、串、撬” “短”是合理布站， 短流程；“简”是简化计量和集输处理流程； “串”是注水管网之间、平台 井之间串联；“小”是小站模式，以增压撬和撬装集中处理站为主的场站， 小设备，主要设备以 30 方小罐、小型三项分离器、小泵为主； “撬”是站 内所有的设备全部撬装化，撬装设备可在工厂预制、可整体搬迁可以随时 拆卸移动。这种模式简化了地面工艺，大大降低了建 设投资，而且实现了 地面工程简而不陋，简而不降低技术水平，保证
14、了油田长期正常生产。三、老油田地面系统优化简化1、系统优化简化与中长期开发规划相结合，坚持地上地下一体化 只有依靠开发规划，系统优化简化才能选择实时，调整适度。系统优 化简化是通过地上地下反复结合，优化布局，简化工艺，达到降低能耗， 降低运行成本的目的。2、系统优化调整与已建设施的更新维护相结合，提高老区改造投资利 用率通过系统优化简化与老油田更新改造相结合，在设施能力满足需要开 发的前提下，关停合并低负荷及腐蚀老化严重站的设施，避免对过剩设施 的更新维护，提高在用设施的运行负荷，使老油田改造投资更有价值，更有意义。3、系统优化调整与产能建设相结合，控制地面工程新增规模 在老油田加密调整等新增
15、产能建设中，通过对已建系统进行分析研究， 改造工艺流程，充分利用系统剩余潜力；改造设备结构，充分利用已建设 备资产；系统优化简化与产能建设相结合，可以使该产能区块地面工程系 统得到整体优化，解决了老系统存在的问题，充分利用已建设施的剩余能 力，减少新建工程，降低投资，为今后运行成本奠定基础。4、系统优化简化与技术进步相结合，保证系统优化 通过开展科技攻关，对取得新成果在系统调整中进行应用，使系统简 化后更加科学合理，同时，新工艺、新技术、新设备、新材料在系统简化 中应用，提高了地面工程技术水平。1）对现油井双管进站，站内双容单量工艺计量系统逐年进行简化，结 合油田数字化，逐步实现油井单管进站，
16、功图计量。目前我厂艾家湾作业区开发时间较长，建设时实行单井双管进站，站内集中计量，现油井集油管线已连续运行 10 年以上，管线到了更换周期， 可考虑对 28个井场进行功图计量，双管流程改为单管流程， 实现流程简化。2）将产液量低，负荷率低的增压点逐步改造为増压橇可考虑对产液量低于 50m3/d 的增压点更换为増压橇， 罗 1 增、罗 4 增、 罗 7 增、罗 8 增、罗 10 增、罗 11 增、罗 12 增、罗 13 增、罗 15 增、化 5 增，中 3 增、路 1 增、进行流程简化，减少岗位员工。3）不断改进原油脱水工艺，建立科学、经济的运行方式 逐步实现用三相分离器替代现沉降罐脱水方式，使脱水系统实现科学、高效、低成本运行。5、总体规划，分期实施，动态调整由于产量规模
