攻克技术难关 优化简化工艺流程.docx

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攻克技术难关优化简化工艺流程

攻克技术难关优化简化工艺流程

---中国石油长庆油田分公司合水油田超低渗油藏50万吨产能建设工程

张志国李岩成卢惠春潘年明霍建军李园园李继华习琦

【摘要】合水油田是典型的超低渗透油藏（三低），经过多年几上几下反复勘探，评价该油区地质储量无开采价值。

2008年我们认真进行超低渗透油藏技术攻关，使合水油田取得了突破性发展，合水油田建设中采取“大井组建设、井组串接、分段变径、端点加温”的方式对多井场管线链接，满足工艺需要，实现投资降控。

以投资、工期、质量控制为重点，该项目“以技术进步为先导，以经济效益为中心，以优化简化为手段，以降本增效为目的”，实现合水油田规模化建设打下良好的基础，有序推进和完成工程建设目标。

【关键词】合水油田超低渗油藏技术创新科学管理优化简化

一、成果背景

合水油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部、甘肃省庆阳市的合水县、宁县和正宁县境内。

合水油田是典型的超低渗透油藏,经过多年几上几下反复勘探，2008年才大规模滚动式的开采；庄一联合站为中心枢纽的集输站2座,增压点10座，注水站4座，接转站1座，伴生气综合利用站1座，三级消防站1座，35kv变电所1座，拉油站12座，超前注水流动注水撬8座，其中污水回注站4座（处理站），配水间82座，工程总投资费用为10.2亿元。

第一项目部地面原油物性统计表

流体性质

庄36井区（长8）

庄211井区（长6）

庄73井区（长3）

原油粘度（mPa.s）50℃

6.99

4.56

6.65

密度（t/m3）20℃

0.856

0.841

0.851

初溜点（℃）

54.5

59

56

凝固点（℃）

19

16

19

气油比（m3/t）

106.4

111.8

27.3

原油含水（体积含水）

20%

20%

20&

长庆油田公司第一采油技术服务处是2009年转型采油业务的第一年，产能建设面临巨大的挑战与困难：

因为移交原因，2009年初施工队伍、钻前、超前注水等产建准备严重不足；建设管理队伍经验严重缺乏、支撑力量不足；地质情况十分复杂，建设区域不落实；外协难度大、政府部门工作节奏慢，投资控制形势严重；林区、水源区建设安全环保要求高；地面配套工程建设，主要开采区域是合水县境内，开采面积为3018.7km2,产能钻井数777口，其中油井为574口，注水井203口。

合水油田没有一座骨架工程可以依托，临时运行难度大、费用高，且多处于村庄、耕地保护区、林区和水源保护区，地形破碎，地面建设条件恶劣。

历经2年时间已经建成36万吨小型油田，计划在2015年建成100万吨大油田，超低渗透油藏的开发是长庆油田的一大技术创新和发展的趋势。

二、选题理由

综合考虑合水油田开发状况及资源的均衡分配，建立了油田投资、产量、成本和效益优化简化配置模式。

针对地质状况选择配套工艺，枝状集输工艺，单管流程、密闭集输、数字化、无基础抽油机等等系列技术的调整后适合本区块开发，满足要求，降低成本，站点建设推行“井组串接、井站共建场站合建、区部与站合建、井站合建”，根据成本的控制，结合超低渗开发模式，减少投资降耗是基本，缩减系统建设投资，确定地下地上一体化优化、地面工艺简化的开发方式。

建设过程中克服种种困难，以技术攻关，取得一定成效和显著的成果。

三、实施时间

产能建设项目组相对应的实施计划表，如下：

合水油田地面工程项目管理实施计划表

实施时间

2008年5月～2010年1月

分阶段实施时间表：

管理策划

2008年5月～2009年2月

管理措施实施

2009年2月～2009年11月

过程检查

2009年2月～2009年11月

取得成效

2009年3月～2010年1月

四、管理技术创新

合水油田超低渗透油藏开发的新油田，产能建设“以技术进步为先导，以经济效益为中心，以优化简化为手段，以降本增效为目的”，积极开展优化简化技术的研究、试验，提高地面工艺适应性；因此实施管理技术创新将是我们对钻井、试油、地质分析、井场组合、原油采出水处理系统、伴生气综合利用站，井场采用标准化治理、加强水源区保护措施，保护“天然水库、绿色屏障”，构建油田开发与环境保护的双赢局面的坚实基础。

超低渗开采的模式采用大井场组合（6油+2水组合），09年合水油田的产能建设是15万吨（344口井），建设240m³/d增压点按照每座井场0.14设置，经过站外管线及配套工程优化简化，最后只需建设3座站点也完全满足生产要求，其中一个增压点接收到26个井场的来油，一次性节约投资建设增压点的费用在至少1000万以上，增压点配备人员、设备的维护保养、作业区管理也得到减少。

1、管线T形串接，确保方案的针对性和可实施性

井组出油管线为油气水三相混输管路，随油气比和地形的不同，流态复杂多变。

根据混输管路一般规律，管线沿地形起伏时，管路的压降除克服摩阻外，还包括上坡段举升流体所消耗的、而在下坡段不能完全回收的静压损失。

当管线“U”型通过沟谷和爬坡时，附加压降均很大，从而大大缩短了集输距离，同时通球、清管的难度也大。

积极应用环状集油、单管集油、偏远区块集中拉油、长距离油气混输、功图法计量油、站站串接等技术，特别是大规模试验并推广单管树状串接，电热集油工艺与螺杆泵增压油气混输，输油能耗降低30％以上；采取“大井组建设、井组串接、分段变径、端点加温”的方式对多井场管线链接，满足工艺需要，实现投资降控，结合井场与井场的地理位置优势，考虑井场的单井数量，实现多井场串接，采用该工艺实践证明对单井管线的吹扫、通球符合技术要求，安装时用Ф76×4短接，Ф60*3.5煨制弯头,Ф76×60的变径大小头焊接成连接点，实现多井场串接（如图），要带30度的倾斜度；这样可以减少工作量和原材料，单井油管线与常规铺设相比较只用75km,节约管材40～50%（2至3个井场采用一条主管线输出油到站点），单井综合投资降低20%以上。

2、站点建设：

超低渗透第一项目部庄36井区为2009年新开发区块，周围无已建骨架系统可依托，2009年集输系统新建联合站1座，主要内容包括油气分离，原油脱水、储存、装卸、采出水处理及回注等。

该站庄一联合站属于固城作业区生产与生活的中心，庄一联合站是承担合水油田原油外输核心工程，因此于2009年11月建成投运，保证了油田的正常生产。

根据《长庆油田“十一五”石油开发规划产量部署表（分区块）》，合水油田到2015年预测产量为100*104t/a，因此庄一联合站设计规模为50*104t/a。

（1）、选址

根据合水地形特点，“场站合建、区部与站合建、井站合建、大井场组合及二级布站相结合”的原则，站外井场除个别位于山坡和沟底，一般均位于黄土梁峁上，地势相对较好。

因此骨架站站址选择充分利用地形高差的自然势能，输出油管线铺设提供良好的优势，站点选在地势较低且交通便利的川道内。

庄一联合站地位于甘肃省合水县固城乡董家寺村，距合水县城约9.0km，合（水）固（城）公路距离场地约150m，并有宽约2.5m的村间土路可直达场地，交通状况较好，施工便利。

场地所处地貌单元为河流阶地，总体地形较为平坦，站场最终平整高程1059m。

（2）、油气集输工艺

庄一联合站站场初期规模30×104t/a，终期规模50×104t/a；注水系统规模为3500m3/d；清水处理规模2500m3/d；采出水处理系统设计初期规模500m3/d终期规模为1000m3/d，分为生产区和工作区，主要由1000m3罐区、油气集输区、装卸区、注水及配电区、站控及水处理区组成；功能包括：

油气分离，原油脱水稳定、预留轻烃回收装置、存储、装卸、外输，采出水处理及回注等。

站内主要设备有1000m3净化油罐4具，1200m3/d三相分离器2台，1500kw加热炉2台，80m3分离缓冲罐1具，45m3/h输油泵2台。

庄一联合站建设的注重安全环保和资源综合利用，积极推进生态环境建设，油田采出水全部通过最新工艺处理合格后回注油层，通过加大环保投资力度，来实现零排放、零污染，切实把环境保护工作落到实处；生产污水、生活污水都经过站内的设备净化处理，回注到注水井；同时预留工艺流程，采用轻烃回收装置、套管气回收、大罐抽气和天然气发动机等技术回收利用伴生天然气；实现节能降耗，资源综合利用。

（3）、原油工艺流程

（4）、污水处理工艺

庄一联合站脱水选油过程中产生大量含油类有机废水，经过沉降-混凝－过滤，将废水处理后用于地下油层回注，既可避免污水外排保护环境，又能节约水源，提高采收率。

庄一联合站污水处理流程简图

（5）、庄一联伴生气综合利用工程（轻烃回收装置）

2010年新建庄一联伴生气综合利用工程是重点建设的项目，主要是原油稳定气、庄一联合站来伴生气、庄二联合站来伴生气、其余站外来气组成；采用的工艺技术措施有原油稳定单元、压缩单元、冷凝分馏单元等模块组成。

合水油田的油气比重大（100.6m3/t），石油伴生气的主要成分是甲烷（CH4）,俗称天然气。

还含有少量的乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）。

丙烷和丁烷的混合气可以液化，就是罐装“煤气”，气体来源如下图。

庄一联轻烃回收装置工艺流程图

3、新站点建设

新站建设采取因地制宜、全面规划、分布实施、加强管理、注重实效的原则，以标准化设计、模块化建设、数字化管理，提高了生产效率，减少了原油拉运，实现了建设运营零污染、零事故。

标准化设计：

根据2009年庄9区块产能建设部署，实现超前注水工程需新建庄6注水站。

（1）标准化设计：

根据井站的功能和流程，设计一套通用的、标准的、相对稳定的、适用于地面建设可操作的设计文件。

（2）模块化建设：

对油气站场各个工艺环节进行划分，对不同的单体设备、不同规模的处理模块进行定型设计，按单体模块进行生产，每个模块就是一个产品，然后按照分项预制、组件成模和现场拼装的工序进行施工。

（3）过程控制

a、实行三位一体管理。

每项工程开工前，尤其是重点工程，明确提出争创优良工程的目标。

施工过程中，每周召开一次由项目组、监理公司、施工单位负责人参加的工程例会，监理公司分别对各项工程存在的质量问题进行通报，要求施工队伍限期整改。

同时坚持月度质量大检查制度，对检查出的问

题进行通报，倾向性问题召开现场会予以及时纠正。

b、强化过程监控，提高工程质量

严格执行《质量手册》及《质量程序文件》，

加强预制过程管理，强化驻厂监造职责，

实现质量管理重心前移，切实提高工程质量。

c、建立质保体系，强化监督职能

加强监督日常管理，设立监督现场工作记录，适时召开质量问题分析会，继续推行“六位一体”全面质量管理，进一步授予监理人员和采油作业区充分的质量管理权力，没有作业区和监理人员的签字认可，项目工程不予验收结算，对不注重质量管理的施工单位和监督进行曝光、处罚，确保工程优良率。

d、庄一联（数字化管理）

庄一联设计规模50×104t/a，于2009年12月建成投运，采用现代科技技术的管理模式：

计算机监控系统对油田联合站的各个生产工艺过程进行实时站内监控、远程井场监控、数据采集、报表打印等，计算机监控系统的发展为油田建设的自动化监控注入了新的活力。

联合站是油气田集输、注水工艺、采出水处理过程中的一个重要环节，它直接关系到单井生产液量、注水井液量、外输原油的质量等，其工艺特点是系统关联紧密、操作规程、系统运行状况复杂多变且系统过程中流程多变。

同时提高生产率、减少事故发生率、降低工人的劳动强度。

联合站监控系统

五、管理措施实施和风险控制

针对我们产能建设工作的具体思路是：

突出一个中心，坚持两条主线，实现七项目标，抓好八项重点工作。

——突出“一个中心”：

即将“全面实现业绩目标”作为产能建设工作组织的核心，建产过程中全面实现以确保产能和投资有效控制为中心的业绩目标，同步实现“储量增长、安全环保受控、质量全面达标、队伍建设良好、建设环境稳定”共七项目标，整体高效推进和完成建设工作。

——坚持“两条主线”：

在建设过程中坚持“超低渗透油藏建设模式、油田开发2342工作思路”两条工作主线不动摇，一切建设与管理措施，以坚持超低渗透油藏建设模式工作为主线；一切确保单产和整体建设产能目标措施，以坚持油田开发2342工作思路为主线。

——抓住“八项重点工作”：

在产能建设各项工作以两条主线为牵引的同时，还要具体抓好“超前注水、投资控制、储量增长、安全环保受控、质量达标、稳定建设环境、项目团队建设、优化生产组织”八项重点工作，确保产能建设业绩目标的全面实现。

一、抓好“两化”建设，落实36911节点目标

按照公司“36911”建设目标的具体要求，项目组重点抓标准化设计、模块化建设和超前注水、庄一联合站工程组织，认真编排运行计划，超前组织、积极沟通、加强协调，力争“两个到位”，做到“四个提前”，完成“两个加速”，努力做好项目前期各项准备工作，为后期地面建设提速奠定良好的基础，按时完成“36911”目标场站的全部工作量，并投入运行。

1、全面实施“两化”建设模式，提升地面建设水平

严格按照公司“标准化设计，模块化建设”的工作要求,做到“设计标准化，设备定型化，工艺模块化，施工组装化”,从而达到提高生产效率、提高质量、降低风险、降低成本的目的，有效提升地面工程建设管理水平。

①、按照标准化图纸施工，结合优化的方案，站点建设是采用标准图纸（工艺流程、站内设备的位置摆放），标准化井场（数字化设备的安装、抽油机安装、电缆的铺设等），站外管线的铺设，做到不浪费，最大化的减少投资。

②、实施规模化物资采购。

规模化物资采购是“两化”建设的重点，是降控投资、提高建设水平的有效手段。

项目组今年在接到设计院给出的方案后，第一时间全部向物资装备部申报，五月底以前完成场站建设的设备和站外管线材料计划上报工作，确保了建设进度，达到了公司的要求。

2、突出重点工程组织，确保节点目标实现。

超前注水和庄一联合站骨架工程建设，是项目组的重点工程，也是制约实现36911目标节点的关键工程，项目组通过这两项重点工程组织，保证了36911节点目标得实现。

一是千方百计实现超前注水。

提高思想认识、结合油田公司对“超前注水是提高单井产量、确保油田长期稳产的核心技术”的思想，保证“五个提前”，注水井提前钻，注水系统提前建（流动注水撬），管线提前铺设，注水井提前投，骨架注水管网工程提前建设（庄一联的注水系统在2009年8月投运，站外骨架注水管线在9月份全部完工并投运），实现超前注水工程的建设目标，我项目部在六月底基本完成全年的超前注水任务，为全年超前注水打下基础。

注水井优先注：

从三月份开始，倒排地面管线及投注计划，明确了超前注水责任人和期限，严考核硬兑现，分节点控制均达到了36911目标，全年超额完成今年任务。

二是采取强有力措施，紧盯庄一联合站等骨架工程施工进度。

重点工程全部采用内部施工队伍，选择长庆建工、机械厂、华泰公司对联合站和增压点进行工程总包，满足了建设进度和质量需要。

项目组加强外协攻关力量，主要领导亲自出马，打通关键环节，边申报、边开工建设、边办理用地手续，通过超常规运作，保证了地面工程建设用地，确保了各项重点工程的如期开工建设，为建设单位提供了便利条件。

六、放手提抓施工质量，实现优质高速作业

全过程控制以建立项目组、监理公司、施工单位质量控制体系，推行质量管理责任制，做到组织落实、责任落实、措施落实，质量体系健全。

利用周四地面工程例会、协调通报等多种方式保证质量控制体系正常运转。

监理部实行红黄牌问责制，对每位监理进行考核，打分排名。

同时对施工单位工程质量以及工程进度问题进行奖罚。

1、强化环节控制、严格过程管理

①.严把施工队伍准入关，充分发挥市场开放的优势，对施工队伍全面实行招投标，强化“四个审查”，经过招投标择优录用资质能力强、技术水平高、服务意识强、诚信度高的施工队伍参与地面工程建设工作，为提高地面工程建设质量奠定了坚实的基础。

②.严把材料入场关，严把图纸会审关、严把焊工考试关等必须经过项目组、现场监理、施工单位三方共同参与，材料检验合格后方可进场使用的单位有关制定项目物资管理制度和设备、材料进场检验制度，要求进场材料必须，填写材料报验记录和设备开箱记录；为确保站内储罐、工艺管道、站外管线的焊接质量，项目组、监理公司组织对进入建设市场的持证焊工进行岗前考试，考试合格者发放由项目组、监理公司共同认证的焊工上岗证，确保焊工上岗持证率达到100%。

③.严把施工过程控制关，严格工序管理，认真落实“三检制”和“工序交接”制度；焊口质量检测关，设备、材料进场验收关，质量资料签证关，隐蔽工程验收关，关键部位和工序旁站关。

要求监理人员对已报验的隐蔽工程进行现场检查，采用相片的形式保存资料以实现对工程施工全过程有效控制。

④.严把单项工程验收关，组织监理公司及使用单位进行初步验收，对工程存在的问题进行会议交底，督促施工单位无条件整改，同时出具单项工程交工验收签证单，严格验收程序，确保各项工程投运成功。

2、应用四新技术和管理创新，从系统整体上降控投资

积极应用环状集油、单管集油、偏远区块集中拉油、长距离油气混输、功图法计量油、站站串接等技术，特别是大规模试验并推广单管树状串接，电热集油工艺与螺杆泵增压油气混输，油集输能耗降低30％以上。

3、始终抓好施工过程中的工作量及投资控制

一是依据施工图纸建设施工，严格施工图纸的审查，施工中不断优化。

通过对设计图纸会审及时将存在的问题反馈到设计单位，杜绝了因施工图错误造成的返工和浪费。

二是做好全年的计划（投资计划、工程施工计划）；今年大小工程都由项目组人员、监理公司、施工单位、作业区四方到现场对施工单位进行工程现场交底，对管线走向、场站位置、材料规格等进行明确，现场发放《施工任务通知单》，确保工程有计划、有数量、有内容，始终让工程投资处于事前控制状态。

三是工程实施阶段过程中，工程变更的严格控制。

每周地面办公室召开一次地面生产会议，主要是由施工单位汇报工程进度、变更内容，由项目组地面办公室、综合办公室及专业监理参加，通过现场核查，如果需要变更及时与设计院联系确定，做到工程变更有记录、做到工程投资处在控制状态之中，并采取联合验收和现场实测实量与施工资料相结合的办法,确保现场工作量与结算价款相一致。

四是应用四新技术和管理创新，从系统整体上降控投资：

积极应用环状集油、单管集油、偏远区块集中拉油、长距离油气混输、功图法计量油、站站串接等技术，特别是大规模试验并推广单管树状串接，电热集油工艺与螺杆泵增压油气混输，油集输能耗降低30％以上。

五是靠实具体措施，实现安全环保生产零事故目标

认真贯彻落实上级有关各项文件精神，把工作重点落实到一线，抓安全环保到工地，保证了全年工程建设安全环保无事故的目标，组织建全、责任到人、明确权责、分级管理、项目启动时期项目组与监理公司、施工单位签订了安全责任书，项目部地面工作人员、监理人员、施工单位人员，实行安全环保生产管理从上至下人人有责任、人人在监督管理体系。

不仅要抓好质量通病的治理而且更要抓好安全环保通病的治理，把安全环保检查的工作提升到质量大检查之上。

如每一个场站建设，项目组都要求施工单位必须设立工业垃圾场、生活垃圾场和搭建厕所。

月度进度、质量、安全环保三位一体检查是月度考评的主要内容。

七、效果与评价

（1）面对油区复杂的耕地保护区、林区和水源保护区建设形势，项目组提出了“坚持超低渗透油藏建设模式，抓好地面与地质方案、长远规划、地形地貌、外协条件的四个结合，实现地面方案优化”的地面建设方案配套意见，在开发中探索出了这套有效的开发模式，从源头提高工程适应性。

（2）积极应用环状集油、单管集油、偏远区块集中拉油、长距离油气混输、功图法计量油、站站串接等技术，特别是大规模试验并推广单管树状串接，减少增压点、井场、征地、铺设输出油管线等工程与临时用地，建设投资降低30％以上。

（3）探索出“大井组建设、井组串接、分段变径、端点加温”的方式对多井场管线链接工艺，油系统围绕增压点与庄一联，结合井场与井场的地理位置优势，考虑井场的单井数量，实现多井场串接。

该项工艺单井油管线方案设计108km，经过优化简化后焊接75km，该项工艺单井油管线节约管材10～15%，单井综合投资降低10%左右，取得一定效果。

（4）全年产能建设任务顺利实现。

2009年项目组一切从“零”起步，克服了优质地质储量不足、外协纠纷矛盾突出等诸多困难影响，全面完成公司下达两年36万吨产能配套建设任务，为全处的转型和发展奠定了基础。

（5）忠实执行超低渗透建设模式，建设目标全面实现。

面对合水地区复杂的地质情况，项目组始终以全面实现业绩为工作最终目标，坚持勘探开发一体化运行程序、坚持超前注水技术政策和“2342”开发思路，坚持“钻井服从地质”和“注水要更加精细，压裂要更有针对性，工作制度要更有科学性”的要求，以地质为龙头，精细组织，加强环节控制，实现了建设目标，单井产能超过公司考核目标，达到2.5t/d，先后有71口井实现自喷采油。

（6）注水工作超前组织高效运行。

把超前注水当作提高单井产量的主要工作来抓，按照水源井优先打、注水井优先钻、流动注水撬优先投、主水管线优先铺设、注水井优先注、注水系统优先建的六个“优先”工作要求，先后投运流动注水撬18座，全面实现产建区超前注水，并为快速建设奠定了基础。

（7）该工程自投入滚动开发到全面建成，各单项工程投产均一次成功，未发生任何质量安全事故，投产后，生产运行安全、平稳，污水处理达标，实现了零排放，环境治理、植被恢复达标。

（8）坚持工程与地质相结合，加强随钻分析，做到完钻一口，分析一口，通过分析研究保证了产能建设的基础。

该油田建设开发至10年2月，累计生产原油36万吨，对超低渗透油田开发、能源供给具有积极的促进作用，同时拉动了区域性经济需求。