马岭油田地面工艺系统优化简化技术应用实践

周学军 雷 钧 李 岩 杨 锋

（1.西北大学地质学系 陕西西安 710069）

（2.长庆油田公司技术监测中心 陕西西安 710018）

（3.长庆油田公司第二采油厂 甘肃庆城 745100）

马岭油田地面工艺系统采用三级或四级布站，经历了原油生产低含水至中高含水的过程。期间，由于综合含水上升及无效油井关停等原因，导致地面工艺系统效率下降、运行成本上升。结合油田生产实际，通过在马岭油田配套新工艺新技术，地面建设成本、系统运行能耗大幅度降低，人力资源进一步优化。因此，采用成熟的地面工艺技术，持续不断的优化简化老油田地面工艺流程，是降低地面建设投资、提高工艺技术水平，走低成本、效益化开发的必经之路。

一、基本概况

马岭油田位于甘肃省庆城县境内，油田分马岭北、马岭中、马岭南、上里塬四个含油区，探明含油面积192.86 K m2，地质储量7952.1×104t。1971年开始试采，最高年产油达到80×104t。截止2014年5月，油井开井380口，井口日产液水平3374t，井口日产油水平699 t，综合含水79.3%，年产油量25×104t。

马岭油田位于黄土高原上，沟壑纵横，站点分散，地面建设成本高，采用井口不加热单管集油流程和“井口—计量站—转油站—联合站”的三级或四级布站方式，适应了当时的地面建设配套需要。目前管辖站点28座，其中，联合站3座，转油站3座，增压站9座（数字化增压橇8座），拉油站12座，卸油站1座。管辖注水站21座（注水橇6座），其中11座注水站与集输站点合建。

二、存在的问题

随着开发时间的延长，老油田地面工艺系统逐渐暴露出一系列问题，生产运行成本逐年升高，安全环保压力逐年加大。主要表现在以下几个方面：

1.效率低，能耗高，用工数量大

由于原油含水的不断上升，产水量和注水量增大，产出液输送能耗及处理费用增高。部分计量站或转油站由于部分油井关停，存在“大马拉小车”现象，因产出液中富含成垢、腐蚀离子，集输管网、设备设施腐蚀严重，维护成本高。依照前期生产运行方式，一座计量站平均需员工5人，转油站需员工10人，且配水间需人员长期住守，用工数量达到4800人/百万吨。

2.脱出水未得到有效利用

原油脱出水主要在集中处理站处理、回注，上游注水开发区块仍以注清水为主。该地区清水资源较匮乏，脱出水若替代清水有效回注油层，将节约宝贵的清水资源和购买成本。截止2012年底，马岭油田采出水有效回注率仅为54.5%，二次利用空间较大。

3.新工艺新技术应用较少

随着长庆油田公司数字化油田的规模建设，井口功图计量、稳流阀组配水、数字化增压橇等新工艺新技术在西峰、华庆等油田成功推广应用，马岭油田原有地面工艺配套技术和运行管理方式明显落伍。

因此，为了进一步提高老油田地面工艺系统运行效率，降低生产成本，需要对地面系统进行简化，实施“流程再造”，满足新时期现代化油田管理的需要。

三、优化简化配套思路

1.工作思路

以优化劳动力、提高经济效益为目的，本着“立足生产，满足运行，精简流程，提高效率”的原则，开展老油田地面工艺系统优化简化。在实施过程中，注重“四个结合”，即与油田开发相结合、与生产运行相结合、与更新维护相结合、与工艺技术相结合。简化老油田的生产运行和管理环节，减少运行成本，提高工作效率，努力探索老油田管理增效的新途径。

2.技术配套

①将油井计量方式从计量站站内前移至井口，实现单井在线计量。

②推行阀组加温自压输油工艺，关停自压输油的计量站。

③推广应用稳流配水阀组，实现无人值守并达到平稳注水，减轻劳动强度。

④配套数字化增压撬，实现自控变频连续输油，降低生产成本。

⑤实施站点数字化配套，实现井站重要生产参数的自动采集、监测与控制，提高工作效率。

⑥采用柔性复合管等防腐管材，减少因管网腐蚀破漏对油区环境的污染。

通过以上六项成熟技术的应用，实施关停并转、水力越站，简化管理环节，降低运行成本，提高经济效益，老油田逐步向新油田地面工艺靠拢。

四、现场应用实践

近两年，结合老油田数字化配套建设，在马岭油田推广应用成熟的工艺技术，因地制宜地进行数字化改造，降低生产成本投入，优化人力资源，提高地面集输系统效率，通过各种方法解决老油田出现的问题。

1.关停低产区块，降低运行成本

随着开发时间的延长，马岭油田有5个区块日产油量低于5t，用工人数76人，年投入成本840万元。根据油藏及油水井关停情况，先后对北一区、中二区等5个低效区块实施整体关停，关停站点10座。

2.选用成熟工艺，关停计量站点

通过配套功图计量技术[1]，将油井计量前移至井口，并能实时监控油井生产工况；配套电磁加热装置，对站点所汇集液量进行加热后外输；配套稳流配水阀组[2]，实现注水井流量自动配注，并可将数据远传至站点控制平台[3]，通过以上技术配套，原计量站、配水间功能全部实现。截止目前，先后对中18计、中19计等8座站点实施关停，减少用工39人，年降低运行成本210万元。

3.优化集输流程，合理利用资源

南一区为马岭油田的一个生产区块，已建集输站点4座，注水站1座。2013年该区日产液量990 m3，日产油量60 t，综合含水92.9%。南102转已于2005年改造为具有脱水功能的集中处理站，低含水油外输至南联站，外输液量390 m3/d。经现场论证，在南102转新建拉油栈桥，净化油拉运至卸油台，停用外输线；脱出水外输至南一注有效回注。新增采出水回注水量200 m3/d；外输管线运行、维护费用减少100万元/年。

4.配套数字化橇，替代转油站点

转油站主要功能为收集上游站点液量，经计量、加热后增压外输，当油井计量通过功图计量前移至井口后，转油站仅负责加热和增压外输。借鉴数字化增压橇在西峰油田的成功应用[4]，将数字化增压橇应用于转油站，其主要工艺流程为单井产出液经总机关混合、过滤器过滤后，通过混输泵增压外输；变频装置可根据上游来液大小自动调整泵的转速；通过远程终端控制系统，将增压、自控等多功能高度集成，由电动阀门切换，满足多种工艺流程。缓冲分离的伴生气可供装置燃烧加热，无伴生气的站点依托原转油站加热系统。截止目前，已在马岭油田的8座站点配套应用，减少用工30人，年降低运行成本150万元。

5.采用防腐管线，确保平稳集输

马岭油田采出液中C O2的含量较高，硫酸盐还原菌、腐生菌处于严重超标状态，造成集输、注水管线腐蚀严重。鉴于非金属管材良好的防腐性能，在集输、注水系统上使用柔性复合管、塑料合金管、玻璃钢管等三大类共计105k m管线。防腐管线安装和维护便捷，解决了前期钢质管网腐蚀、使用寿命短的问题。

6.监控生产参数，提高工作效率

在井场配套功图计量、稳流配水阀组、视频监控系统、抽油机远程启停和自动投球装置，现场大量的人工巡检转变为电子巡护、智能管理，削减了人员、交通等安全风险。在联合站、转油站配套DCS监控系统，配套静压液位计，气体含量检测仪，温度、压力变送器、视频监控等自动化设备和装置，实现油气集输、采出水处理、供热、供电、消防等系统重要生产参数的自动采集、监测与控制[5]，减少站点值班人员，降低员工劳动强度。

五、成果与认识

1.通过实施老油田关停并转、优化简化工艺流程，达到了降低生产运行成本的目的，投资效益高。近两年共关停站点18座，优化人员145人，年降低运行成本1300万元。

2.数字化油田的建设，实现了从人工巡检式管理到预警式、接警式管理的转变，提高了生产效率和技术管理水平。岗位员工从简单、重复的操作工作中解脱出来，从事数字化技术操作和管理，确保了员工由技能操作型向技术管理型的转变。

3.消减了安全隐患，数字化系列技术替代了大量人工现场操作，人防变技防，实现了生产过程的智能监控，解决了老油田由于设备设施老化、工艺管网腐蚀严重和因地形地貌复杂潜在的安全隐患。

4.马岭油田地面工艺系统优化简化的成功实践，为同类型老油田地面工艺系统调整改造提供了很好的借鉴经验。

[1]杨瑞,黄伟,辛宏,王永全,李明江.功图法油井计量技术在长庆油田的应用[J].油气田地面工程.2010(02).

[2]常彦荣,李世荣,王海.注水井稳流配水工艺技术[J].油气田地面工程.2006(12).

[3]余金泽,任贵山,张杰,檀朝銮.注水井远程智能调控系统[J].中国石油和化工.2008(18).

[4]张应科,张兴良,潘宏文,卢延军.适应企业快速发展的数字化采油厂建设[J].中国石油企业.2011(03).

[5]杨世海,高玉龙,郑光荣,安玥馨,章瑞.长庆油田数字化管理建设探索与实践[J].石油工业技术监督.2011(05).