大庆萨中油田调整改造总体思路及实施

油田进入高含水后期开发建设后,如何降低油田地面工程改造投资,实现低成本战略,目前已成为大庆油田可持续发展急需解决的一个难题。针对这一问题,大庆油田结合中长期开发规划,采取了简化地面工艺设备和技术、探索采用新的技术界限、采取新技术和新成果、挖潜地面已建设施能力等一系列措施,并取得了阶段性的成果。同时也对高含水后期老油田开发增效建设提出了几条建议。

分析大庆油田十五期间及以后,控制能耗和成本面临的形势和困难。提出了优化调整改造地面工程的基本思路:针对部分系统及区域低效运行问题,通过优化调整改造,提高系统运行效率,降低运行费用;针对油田生产成本控制难度增大的问题,采取有效措施,努力降低水、电、气等生产消耗;针对聚驱采油的新形势,通过统筹规划,有序调整,解决聚驱采油的新矛盾。

"十二五"期间,大庆油田针对控制能耗、降低成本等问题进行了研究,并确定了地面工程优化调整的治理措施。地面工程的建设是影响到区域运行效率的关键环节,涉及到水、电、气等生产用能源的消耗。本文以下从大庆油田所面临的聚驱采油技术必要性出发,科学规划、统筹安排,针对油田地面工程优化调整提出改造思路。

根据扶余油田现状及存在的问题,确定了调整改造原则、技术路线和实施方案。重点为扶余油田3个采油厂所辖的油气集输系统、脱水及外输系统、油田注水、污水处理系统等提出改造规划方案。结合老油田调整改造实际,认识到老油田调整改造应做好总体规划、简化流程、技术攻关,解决安全生产问题等。

分析了影响深井泵泵效的因素.统计表明,不同含水级别、不同泵深的抽油井保持较高的泵效所需要的最小沉没度和合理沉没度是不同的.推荐了萨申油田合理沉没度范围和合理下泵深度.分析结果对抽油机井生产管理和机泵杆参数设计优化具有指导意义.

马岭油田投入注水开发已经20多年。随着油田开发形势的变化和油田综合调整步伐的加快，注水系统地面工艺方面暴露的矛盾日益突出，如设备注水能力满足不了地质配注需要，注水效率低，水质不达标等主要问题。1994～1995年对该系统进行了调整改造。对井站布局进行调整并完善水处理工艺，对注水设备进行改造等措施见到了显著效果，为低渗透油田的稳产、节能降耗和提高效益起到了重要作用。

葡北油田2006年开始冷输试验,2008年开始对葡北8#站、10#站进行整体的系统优化调整改造,目前已对葡北8#站、10#站、12#站、9#站、6#站、11#站地区进行了整体的系统优化调整改造。葡北地区共有单管冷输油井427口,占葡北地区11个采油队总井数的35.38%,主要针对葡北油田系统调整改造的效果进行分析,对改造中积累的经验进行总结。在已有的技术及经验基础上大胆探索新技术、新工艺,在葡北6#站地区首次开展二级布站试验,探索高寒地区二级布站的可行性,扩大冷输工艺的应用范围,力求工艺最简化、投资最小化、运行成本最低化。

马岭油田投入注水开发已经20多年。随着油田开发形势的变化,和油田综合调整步伐物加快,注水系统地面工艺方面暴露的矛盾日益突出,如设备注水能力满足不了地质配注需要,注水效率低,水质不达标等主要问题。1994-1995年对该系统进行了调整改造。

大庆油田配制站建设坚持"地上、地下"一体化优化,提高综合开发效益;坚持总体布局优化,控制新增规模;坚持工艺优化、简化,降低建设投资和运行成本;推进标准化,实现适时、高效、模块化的建站模式;加强系统数字化、信息化建设,实现减员增效。坚持配制系统地面工艺的优化简化、突破技术瓶颈,对维持油田地面设施平稳运行,降低地面工程建设投资,提高油田整体开发效益,以及保障4000万吨稳产顺利实施具有重要意义。

扶余油田综合调整改造工程是中国石油老油田调整改造的重点工程,通过采用不加热集输技术,低温原油脱水和低温污水处理技术,优化总体布局,3座联合站合为1座,26座接转站减少为5座;优化站内平面布局,在原站内保证老系统正常生产的同时完成工程改造;通过调整改造,优化简化了工艺,降低了投资和运行成本,达到了节能降耗的目标。

系统分析了油田调整改造项目经济性的评价方法。在综合分析油田调整改造项目的技术措施后,建立了具有针对性的油田调整改造项目经济性评价模型,并深入探讨了模型参数的确定方法及最佳改造时间的选择方法。通过实际案例应用表明了采用本文模型评价油田调整改造项目的经济性得到的评价结果真实而可靠。

大庆油田归属油气生产单位管理的35kv变电站数量多,导致用工总量偏大及电网调度管理困难.变电站实现无人值守能起到提升油田电网综合管理水平、提高电网安全可靠性和减员增效的作用,已成为油田电网建设和管理的发展方向.从电力调度自动化系统、安防与火灾报警系统、通信传输系统及变电站本体改造等方面,探讨了大庆油田35kv变电站实现无人值守的设计思路.无人值守变电站经过设计优化和规范化管理,供电可靠性和安全性得到了保证,有力地保障了油田原油生产.

伴随着油田的不断开采，有些老油田存在的系统和区域间的负荷不平衡问题，或者地面设施老化造成开采能耗不断升高等问题也逐渐显现出来，所以我们要对老油田进行优化和调整。我们应该降低油田地面工程改造投资，实现低成本生产的战略，本文就老油田凸显的一些问题做了简单的介绍，并提出了一些解决该问题的方法。为老油田调整改造优化调整提供了一定的参考。

近年来,我国针对油田轻烃回收装置现状做了详细的调查、研究,并对其进行分析,发现,我国油田轻烃回收装置主要原料来自大庆油田,通过增压、制冷等方式将轻烃分离出来,得到合格干气。本文主要针对大庆油田的轻烃回收装置运行的过程中,产生的一些冷量能资源消耗、氨压缩机以及负荷过大等问题,并且提出对油田生产工艺的流程进行改造,充分利用油田冷量资源,为我国油田节约能源,以此来提高我国的轻烃收率。

大庆油田丙烷制冷装置——大庆油田共有6套上下游独立的油田气浅冷装置，原来大多采用氨制冷工艺，后来陆续改为丙烷制冷工艺，现在已经改造完成4套，分别为北压、喇压、南压和萨南丙烷制冷装置。丙烷制冷与氨制冷比较，工艺原理相似，但轻烃收率可提高0．3倍左右...

结合萨中油田复杂的地理地貌特征,地面工程采取"三突破、一提高"的建设模式。大庆油田的开发建设实例证明,油田生活与生产设施要分开建设。虽然在建设初期会增加一些生产的不便,但从油田长远发展来看,分开建设,互不影响彼此的发展规模,提高了生产的安全性,同时也提高了居民生活的质量。项目前期积极开展的地上、地下一体化设计,是萨中油田挖潜开发建设顺利实施的首要前提。萨中油田挖潜开发严格遵守相关安全规范,在局部地区提高管道承压等级,并采取加套管等方式提高安全等级。局部地区所采用的布局及工艺优化,均满足安全要求,因地置宜地进行优化,在可行范围内降低建设投资。

介绍大庆油田抽油机系统节能改造具体措施及效果。

中国石油天然气股份有限公司组织专家调查研究和总结了各油田的工作经验,确定了以“简化”为核心的对老油田地面系统进行调整改造的指导思想及基本原则。文章阐述了在老油田调整改造中,在工程规模和布局、推广成熟适用技术、地面系统简化流程、确保安全环保达标、精细管理节能降耗等方面应做的工作,并对保障简化工作和正确处理各种关系应注意的问题进行了论述。

中国石油天然气股份有限公司,组织专家调查研究和总结了各油田的工作经验,确定了以"简化"为核心的对老油田地面系统进行调整改造的指导思想及基本原则.文章阐述了在老油田调整改造中,在工程规模和布局、推广成熟适用技术、地面系统简化流程、确保安全环保达标、精细管理节能降耗等方面应做的工作,对保障简化工作和正确处理各种关系应注意的问题进行了论述.

新时期背景下,油田地面工程优化调整的重要性逐渐突显出来。特别是在建设地面工程的过程中,会对区域的运行效率,特别是水、气和电等诸多生产所需能源消耗产生直接的影响。基于此,文章将油田地面工程作为主要研究内容,重点阐述其优化调整改造的相关内容,以期为同行业提供借鉴。

朝阳沟油田已进入产油量、产液量、注水量的大幅度递减阶段,已建地面设施的负荷率逐年下滑。如何使其与产量大幅递减的开发形势相适应,是已建地面工程系统调整的重点也是难点。本文通过对油田现状及开发趋势的分析,提出了优化调整改造的主要技术措施,并对低产油田开发后期地面建设的有关问题取得了进一步的认识,提出了适应低产油田开发后期地面建设的应对措施。

为解决老油田地面工艺系统能力过剩、系统运行效率低的问题,对地面工艺系统进行了以停运辙并为主要内容的调整改造,取得良好效果,有力保证了老油田的平稳运行和安全生产,提高了经济效益。