大庆油田地面工程规划设计工作重心的转变论文
摘要：随着大庆油田地面基础设施使用年限的延长，地面工程在满足开发要求的同时，要把工作重心转变到加强基础设施的更新维护力度、盘活规模庞大的老旧资产效益上来，以避免积重难返、隐患频发现象的发生。采取加强地面工程技术基础管理、因地制宜地应用新工艺、新技术、地面系统全面优化调整等措施，以提高地面工程对油田开发建设的保障作用。
关键词：大庆油田；地面工程；规划设计；工作思路；转变
大庆油田地面工程从1960年起步，紧跟油田开发的步伐，总体上经历了四个阶段：1960-1975年，随着油田开发快速上产，基本建成了长垣老区地面系统骨架工程；1976-1995年，发展注水及污水处理技术，整装开发长垣外围油田，地面工程适应了5600×104t高峰产量的要求；1996-2008年，建立聚驱开发地面工程系统的同时，为适应原油产量战略调整，优化简化了已建水驱系统；2008年以后，为适应原油4000×104t稳产的需要，建立了三元复合驱地面工程系统，并努力保证已建基础设施安全平稳运行。总体上来说，经过50多年的开发建设，地面工程基础设施较好支撑了油田长期高产稳产，可是高负荷运行后的设施老化、性能下降、能耗升高、隐患增多等问题也日益突出。虽然每年都投入大量资金进行老旧设施的技术升级和安全改造，但油田基础设施数量庞大，更新维护的速度明显滞后于腐蚀老化的速度。
1老油田地面工程工作重点的转变
到2014年底，油田建成大中型站场1200多座、各类容器近7000台、各类机泵近9000台、各类管道近10×104km、各等级电力线路近2×104km、各等级道路2×104km以上。与中国石油其他各油田相比，设施总量均呈倍数关系。受气候、土壤、处理介质等方面因素的影响，设施的使用年限也受到了很大制约。据实际情况统计，站场整体使用20年就到了全面更新维护期，管道的平均使用寿命仅为15～20年，容器、储罐、加热炉、机泵出现严重腐蚀（腐蚀深度2.0mm或壁厚减薄超过50%）或损坏的年限分别为15、15、10和10年。大庆油田目前超服役年限的地面设施分别达到了20%以上，有些系统甚至达到了50%以上。基础设施能保持如此长时间的安全、平稳、高效、低耗运行，管理工作不断加强发挥了至关重要的作用，可是客观规律决定了建设百年油田不仅要靠精神，更要靠科学管理、科学投入。不断提高基础设施的适应性、安全性。因此，地面工程的重点工作在满足各种形式开发要求的同时，更要把思想转变到加强基础设施的更新维护，盘活规模庞大的.老旧资产，避免积重难返、隐患频发现象的发生。
2地面工程规划设计工作的导向转变
2.1延长基础设施使用寿命的技术基础管理
在实际工作中发现，金属管道频繁穿孔的重要原因之一就是基层班组在管道穿孔时以抢修保产为主，简易地进行木楔堵孔、打钢卡子或者点焊之后直接填土覆埋裸管，反而造成点部腐蚀加剧并扩散。规划设计部门制定了腐蚀穿孔管道防腐维护操作规程，统一了维护标准，提高了维修专业性，堵孔焊漏后及时恢复防腐层、保温层，这种做法将极大减少局部点位反复穿孔现象的发生。金属管道使用年限短的另一个原因是防腐层破损后由于未能及时发现和修复，造成壁厚减薄甚至穿孔；因此，管道检测、完善性评价、局部补强修复的一系列技术措施对于科学预判管道运行风险、减少风险发生几率起到至关重要的作用。依据2012年对油田在用的强制电流阴极保护系统运行情况的调查分析结果发现，油田已建的用于保护管道和储罐的583套强制电流阴极保护系统处于有效运行状态的系统237套，占总量的40.6%；由于各种原因处于停运状态的共计205套，占总量的35.2%；运行异常的有141套，占总量的24.2%。两年里通过维修维护，使180套恢复了正常，运行有效率提高到71.5%。上述措施都是管道完整性管理的重要内容，若按照可使管道的使用寿命延长至30年计算，相当于目前使用20年以上的1.3×104km管道再服役10年更新即可，依据目前管道修复成本约1.8万元/km计算，60年里可少投入一轮的更新投资，经济效益十分显著。三次采油工业化推广以后，地面工程技术一直困扰于污水处理难以达标回注问题。2014年，杏北油田在聚驱污水处理站采取了降低沉降罐液位后，把中间层单独用泵抽到废液储存池中，再进行污泥浓缩减量化处理。不需很大的改造投入和技术研究，污水处理效果却有很大的改善。类似于这种基础性的技术管理工作貌似小措施、小投入却会带来大变革、大收益，在老油田改造工程量日益增多、投资形势日趋紧张的情况下，规划设计工作的导向应该在重视优化、简化，应用新工艺、新技术的基础上逐步转变到更加重视技术基础管理工作，加大力度推进能提高地面基础设施管理水平的技术措施，指引广大规划设计工作者共同朝着夯实生产保障能力、改善设施使用性能、延长设施使用寿命的目标努力。
2.2根据油田自身条件和特点应用新工艺、新技术
借鉴其他油田的经验，为了简化集输处理工艺，大庆油田于2010年开始积极推广应用单管通球集油工艺，包括单井通球、串接通球和丛式井单汇管通球，涉及19个三次采油区块、2498口单井。应用过程中发现，采出液见聚后，井口回压普遍上升快，2012年冬季回压超过1.5MPa的异常井达到878口，占比35%。回压升高造成集油状况变差，检泵作业、活动热洗、管线解堵的工作量大幅上升，既影响了油井产量，又增加了工人劳动强度和提高了运行成本。通过不断总结经验认识到，单管通球工艺不适合于三次采油开发区块应用。主要是由于聚驱、三元复合驱采出液成分复杂，注聚受效期采出液含聚浓度上升、含水率下降，黏度升高，流动性变差，富含聚合物、蜡和沥青质等重质成分的黏稠物质，且呈不均匀分布，极易在管道弯头、阀门、变径及内部不光滑处聚集，造成管道局部淤积堵塞，液体流动阻力上升。目前已全部进行改造，完善了集中掺水、固定热洗流程。因此，同样的工艺技术要认真研究适用条件，既要取自五湖四海，又要符合自身特点才能放之皆准。同样为了简化集油工艺，大庆油田在“十五”末期开始在单井回油管道上应用碳纤维电加热管，应用井数达到2300多口，管道长度近700km。由于碳纤维电加热管道制造工艺的限制，每节制造长度仅14m，而每14m处有5个电接头，致使该管道接头过多，使用年限较短，投产一年后即故障频发。该工艺基于交变电流集肤效应和邻近效应原理，交变电流仅在管道内壁0.7mm左右的表层内通过，管壁产生大量电阻热，管道外表面电压、电流均为零，可安全接地。施工时，在原管道不开挖的情况下在管道内部穿入伴热电缆，一次性穿线可长达800m，除特殊情况外，单井管道中间无接头。两年来无故障稳定运行，可低于原油凝固点集油。与需要全线开挖管线改造的外穿槽式电热带技术相比，工程造价可降低一半。这件事例说明，同样基于电伴热原理，在大庆油田应用中经历了引进、学习，再根据实际应用情况改进提高的过程。三次采油开发区块要求注入地下的是经过深度处理的污水，对含油量、悬浮固体含量和悬浮物粒径中值有严格的要求。而三次采油的特点是含聚浓度高、乳化程度高，油水分离难度大，采出污水靠常规技术难以进行深度处理，造成了污水平衡、深度水源不足和控制三采污水零外排的压力巨大。2013年以来，萨北、萨南油田相继试验了生化法深度处理聚驱采出污水，研制了适应于聚驱污水特性的微生物，小试、中试都见到了效果，目前正在进行工业化试验。这也是大庆油田三次采油规模巨大的自身特点决定了既要采取拿来主义，又要建立具有自身特色技术工艺的典型做法。
2.3站场更新维护要与系统优化调整相结合
到目前为止，1200多座大中型站场中使用年限超过20年的有230多座，今后都要相应进行整体或局部改造。而“十三五”期间，喇萨杏主力油田原油产量将会递减，地面各系统负荷率会出现下降和不平衡，对水驱和聚驱后的区块和系统进行优化调整、挖掘剩余能力、提高负荷率、降低运行能耗已成必然趋势。这种形势下，无论是站场的常规技术改造还是安全改造都要坚持系统优化调整，并做到“五达标”，即油水气烃的处理要达标、能力及负荷调整要达标、节能降耗的指标要达标、设计参数及标准要达标、事故隐患的消除要达标。在调整、改造、达标这样做的过程中，也要区分具体情况，按“三适”原则进行。适时调整就是选择合适的调整改造时机。已进入改造期的站场，更新或改造时采用“关、转、并、降”措施坚决进行系统优化调整；未到改造期的站场对于运行能耗低的静态设施如容器、储罐、沉降罐等，即使负荷率低了也“非改不调”，设施更新时再调整，对于运行能耗高的动态设施如机泵、加热炉、变压器等，即使未到使用寿命，当出现超高或超低负荷率时都要“不改也调”，采取利旧调整、站间调换、节能改造等措施。适当调整就是结合具体项目开发预测去确定调整改造规模，总体能力要为后期新增处理液量及站间备用留有余地。适用调整就是要提高工艺技术的适用性。
3主管部门和设计单位应有的作用
老油田规划设计工作的核心还是要把地面基础设施改造好、维护好，继续使规模庞大、数量庞多、新度系数低的油气水处理系统有效发挥，保障油田生产的能力。这就要求规划设计主管部门增强前瞻性、提高预见性，善于发现地面工程中存在的各种矛盾和问题，能够找到有效的解决措施，先引领、早规划、快举措，经科学决策后的有效技术措施要全力重点推进，诸如管道防腐、水质改善、简化集输处理工艺等基础性的技术工作，要积极组织制定办法、规程，以点带面、加速推动。规划设计管理人员虽然没有参评技术专家、带头人的资格，但要具备技术专家的实力和管理专家的水平才能胜任管理岗位的工作。同时要负责搭建科学决策、民主决策的平台，负责规范项目运作、技术的应用。设计单位本身承担着地面工程参谋部的职能，在技术上要开拓视野，不能固步自封，要把技术和现场有机结合起来，在其他油田经过实践检验的好技术要因地制宜、改进修正、特色应用。在特高含水期，水驱、聚合物驱、三元复合驱多种开发形势并存，老区、外围油田产量构成发生较大变化的局面下，更要加强总体规划研究，梳理地面工程适应开发形势要求的系统间、区域间优化调整的总体思路，制定切实可行的优化调整方案。
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