輸油氣公司工作思路大全11篇

緒論：寫作既是個人情感的抒發，也是對學術真理的探索，歡迎閱讀由發表云整理的11篇輸油氣公司工作思路范文，希望它們能為您的寫作提供參考和啟發。

篇（1）

在全國上下提倡節能減排新形勢下，油田公司，以強化日常管理為重點，以嚴格考核為手段，全面提升了五大系統效率，提高了能源和水資源的綜合利用效率,實現油田噸液綜合能耗、噸液新水量逐年降低的持續、高效、健康發展，歸結集團公司節能減排工作主要呈現出四大亮點：

一是在集團領導帶動下，轉變節能觀念，突破節能瓶頸。

油田上下在集團領導的帶動下，時刻保持對節能生產形勢的警覺，自覺增強責任感和使命感，轉變節能觀念，把安全生產和節能減排作為轉變增長方式的突破口和重要抓手，積極做好節能減排的實踐者、推動者，堅持走科技含量高、資源消耗低、環境污染少、安全生產得到充分保障的新型工業化道路。

二是節能措施層層推進，節能減排責任制逐步落實。

集團公司不斷總結、鞏固實現節能減排工作的均衡和可持續發展。節能措施層層推進，當前，油田節能文化建設已經邁入自主管理初級階段，集團公司抓住有利時機，充分利用節能文化搭建的平臺，推動節能減排工作實現質的飛躍，提升體系運行質量，節能減排責任制也正在逐步落實。

三是注重節能減排文化的理念、工具和方法的普及運用，推動節能減排工作取得積極進展。

在期間，我們集團公司大膽采用國內先進適用的工藝技術，形成了以高效三相分離器、密閉集輸、污水生化處理等為主的特色工藝。

在節能理念的倡導下，油田伴生氣回收利用效果顯著，加強了外輸管線的建設，建立了輸氣管網，輸氣管網每天外輸伴生氣40萬方，期間外輸伴生氣2.8億方；建立了三個CNG加氣站，每天外銷11萬方，期間外銷伴生氣6410萬方。二是推廣應用天然氣發電工程。建立了燃氣發電站，投入了22套機組，負載9000KW，期間共發電14022萬千瓦時，回收利用伴生氣3874萬方。

為了有效利用伴生氣資源，集團還開展了科研攻關，截止到2014年12月底,島共投采油井43口，36口氣舉采油，7口關井，減少了集輸、注水設備的投入和伴生氣的放空，同時也為其它人工島建立了一種氣舉采油模式。集團整體實施直線型節能抽油機，成果顯著2008年起，在新井投產尤其是中深層和深層井大量使用，至今已推廣應用了232臺，運行最長時間達5年多。節能效果達到30%以上，系統效率平均增幅6.39%，年節電1000萬度。

為確保節能節水工作責任到位、運轉高效，我們制定了《新產品、新技術市場準入管理辦法》，對試用、監測評價效果明顯的新產品和新技術按公司市場管理辦法規定程序辦理市場準入，逐步推廣使用。申請準入的節能節水新技術、新產品必須經第三方具有檢測資質的監測部門進行節能效果監測與評價，油田公司根據監測數據和評價等級發放認可證，并通過網絡功能實施證后監督，嚴禁各單位使用無證產品（技術）。2014年上半年油田委托集團公司節能監測中心對5個不同廠家的變頻控制器、太陽能防蠟器、太陽能加溫裝置、抽油機伺服裝置、塔架式抽油機進行了監測與評價，通過組織多部門的公平優選，確定質量好價格優、技術含量高、節能效果好的3家節能產品進入了油田市場，為節能新產品推廣應用奠定了基礎。

四是明確了節能減排工作思路，為加快建設資源節約型、環境友好企業奠定基礎。

為更好的推進節能減排活動開展，我們集團明確了節能減排工作思路，首先做到分析油田節能的潛力和存在的問題，并結合生產實際制定合理的解決措施，其次節能減排工作思路最終目標就是要全面提高五大系統效率，推動油田節能節水技術進步，促使油田更好的實現節能減排的目標。節能減排工作思路中我們始終堅持把科技作為節能節水的“發動機”，大力發展先進適用的節能減排技術，通過集成配套和加強管理，不斷突破節能減排的瓶頸，極大地提高了科技對節能節水的貢獻率。

二、創新管理手段，以節能獲效益

期間，國家高度重視節能減排工作，提出了GDP能耗在2010年的基數上，下降18%的總體目標，同時集團公司將節能量、節水量作為硬性指標納入和年度考核中，在這種新形勢、新任務下，公司堅持創新管理手段，以節能獲效益，狠抓落實節能工作，從以下幾個方面著手。

1、加強領導、落實責任，營造節能降耗的的良好環境

加強組織領導，強化節能目標責任的落實考核。進一步完善各級領導節能降耗的指標體系和考核體系，使節能降耗工作形成機制。逐級分解落實節能降耗指標，強化責任落實和監督考核,層層簽定目標責任書，落實好控制方案、嚴考核，硬兌現。

2、堅持科學調度、有保有壓，全面完成節能節水目標任務

集團正是采取了科學調度，使得油田機采系統效率由2010年的24.49%上升到2014年的29.68%，上升了2.15個百分點，上升了5.19個百分點。注水系統效率由2010年的67.69%上升到2014年73.29%，上升了5.6個百分點。輸油系統效率由2010年的31.35上升到2014年的47.74%，上升了16.39個百分點。加熱爐系統效率由2010年的73.71%上升到2014年的82.79%，上升了9.08個百分點。供電線路損耗由2010年的8.2%下降到2014年的5.4%，下降了2.8個百分點。

工作中，集團公司更是按照油田能耗特點，要求員工有保有壓，分專業開展節能工作。充分發揮各專業處室、部門的職能，使節能工作落實在專業領域。

3、強化保障、促轉變，建立健全節能降耗工作長效機制

2015年，油田將加快推進合同能源管理。優選工藝技術成熟、設備材料質量可靠、投資回收期短，見效快的項目推行能源合同管理，逐步使合同能源管理成為實施節能技術改造的有效方式。同時，強化保障、促轉變，建立健全節能降耗工作長效機制。把技術與管理相結合。，對優化生產運行、減少天然氣放空、杜絕跑冒滴漏、強化計量監測等方面的節能節水潛力進行量化，力爭通過長效機制的建立與完善，進一步降低能耗。

4、突出重點，克難攻堅，開創節能降耗新局面

2015年，我們會引進新技術、新產品，提高節能效果，堅持"突出重點,成熟先行,效益優先"的原則,繼續加大新技術、新產品的推廣應用，提高節能效果。開場節能降耗新局面。

優選技術成熟，效果顯著的是重點節能工程項目，集團嚴格規范節能技改項目的管理，對節能技改項目實施了全過程的監督管理，期間實施節能節水技措項目10項，其中抽油機系統效率提高技術、直線抽油機應用、超高轉差電機應用、電機變頻控制、直驅式螺桿泵拖動裝置應用、注水管網優化、真空（相變）加熱爐應用、太陽能加熱技術得到了廣泛的推廣應用先進成熟的節能節水技術得到廣泛推廣應用，落實投資28530萬元，形成了年節能4.7萬噸標煤、節水41萬立方米、累積創效35680萬元。

5、積極探索，拓寬思路，創立具有特色的節能減排模式

油田積極探索，拓寬思路，將節能新思路重點放在節能技術開發特別是專有知識產權技術開發上，研發了以真空加熱爐為主導爐型的各種用途的加熱產品，真空加熱爐的熱效率比傳統的水套爐提高了20個百分點，目前油田在用的加熱爐全部是生產的節能型加熱爐。針對以上問題，經過艱辛的開發過程，研發出擁有自主知識產權的節能型塔架式抽油機，并成功推廣應用近50臺。從現場應用效果看，長沖程抽油機適合中深層、深層井中后期開發，可有效提高單井產量，與游梁抽油機相比耗能大大降低，而且對桿管偏磨有明顯的減緩作用。我油田偏遠井站應用的儲油罐仍主要采用電加熱方式，耗能較高且存在安全隱患，經多次論證達成采用太陽能的一致意見，研發出了太陽能加熱裝置，并在油田安裝了3套，經過對比測試，年節電7萬千瓦時。

同時，我們集團公司結合自身的生產實際情況和管理模式，合作開展了《建設指標體系與節能減排模式研究》項目的研究，建立了一套以加強節能減排文化、管理制度和節能減排標準化“三項建設”為主線，以系統優化、管理保障和項目投資管理“三大體系”為支撐，具有特色的節能減排運行模式和運行機制。通過有效實施全員、全方位的管理，形成了有機的協調、能夠自我完善和自我控制的節能減排管理運營模式，達到了企業生產本質節能，實現了企業穩定、可持續發展。為此，可以說公司創立了特色的節能減排模式。

6、注重戰略規劃，系統把握節能節水布局

科學超前的戰略規劃是節能節水取得實效的前提。為此，我們堅持把節能節水工作納入公司總體發展戰略，綜合考慮產量、效益、節能節水等各方面因素，搞好戰略規劃，優化戰略布局。2008年專門成立了“油田現狀評價與規劃”研究小組，專題研究后兩年及公司節能節水發展方向及若干問題，在集團公司油田節能監測中心、西安石油大學、等技術機構參與和配合下，歷時一年半完成了發供電系統、采油系統、油氣集輸處理系統、注水系統、加熱系統、礦區系統等6大系統的評價分析工作，形成了《油田能源利用現狀分析評價報告》。按照集團公司節能節水項目投資規劃方向和要求，提前全面、全方位研究制訂了《油田節能節水項目指導意見》，科學合理的描述了9大類13分項55個小項的節能節水潛力，節能量23萬噸標煤、節水量130萬立方米、投資4.71億元、年經濟效益2.07億元。

7、統籌系統運行，挖掘節能節水節水潛力

自從集團公司在內部開展創建節能節水型企業活動以來，我們公司全面完成了節能節水目標任務，完成節能目標的170.8%，節水目標的107.06%。歸功于集團的統籌系統運行，挖掘節能節水節水潛力。

集團周密部署，立體式推進。在節能上，統籌安排，采用國內先進適用的工藝技術，大力實施節能節水技術改造，充分挖掘出油田節能節水潛力。

在機采方面：實施控水增油工程，開展區塊調剖，調整產液結構，對特高含水井實施卡堵水、封層重射，降低綜合含水；實施井筒舉升節能工程，合理開展油井撈油作業30多少口。

注水系統方面：深入開展注采井組動態分析、調整了不同注水區塊的配注水平、推廣應用穩流配水技術、簡化注水流程。

集輸系統方面：深化采出水處理工藝，減少回灌水量142.75萬立方米；推廣常溫預脫水工藝技術，針對含水量高的情況，推廣應用了12臺預脫水器；調整集輸系統網絡和轉油站布局，人工島實行了油氣混輸技術，油氣經過簡單的井口計量，通過海底管線輸送到聯合站；將G77轉油站拆除，并入G29轉油站，關閉了先導試驗站，減少了油氣輸送耗電。

篇（2）

2如何培育和構建企業安全文化

2.1提升對企業安全文化的思想認識文化從某種意義上來講是抽象的物質，企業安全文化也是如此，其實質是人們在企業的生產實踐中形成的思想內容，因此，要培育和構建企業安全文化首先就要從思想上提高對企業安全文化的認識。這里所說的提高思想認識并不是企業領導將自己的主觀思想強加到其他普通職員腦中的過程，而是企業中包括領導和管理者在內的全體員工，在企業生產實踐中提升出來的思想共識，或是在企業思想指導下通過宣傳等手段在企業內部形成的統一的思想共識。作為企業的領導，必須要首先提升自己的思想認識，并做到身體力行，不僅是企業安全文化的形成指導者，也是把安全文化落到行動中的實踐者。企業中相關的部門要做好企業安全文化相關的宣傳教育和培訓工作，在企業中形成一種良好的氛圍，可以考慮在企業中建設班組安全文化，并逐漸培育出優秀的文化成果，進而調動員工的積極性，增強員工的責任感和自我榮譽感，著力將員工的工作熱情和奮斗方向引入到安全生產上來。作為公司的職員，要積極響應企業的宣傳和培訓工作，從思想上開始改變，對企業安全文化逐漸有一個清晰、明了、正確的認識，進而在企業中形成思想共識，共同為企業安全文化的構建出力。

2.2確定企業安全文化的具體內容企業安全文化對每家企業來講都是特有的，企業需要根據自身特點，確立出真正適和且適應企業發展的具有企業特色的企業安全文化，可以從安全認識、安全道德、安全方法幾個方面著手。一是要根據企業實際樹立目標，這一目標必須建立在企業文化的基礎之上，要適合本企業的長期穩定發展目標。同時還要將這一目標分散到每位員工，讓員工主動參與到企業安全文件構建工作中來，讓員工認識到其意義和作用，從而使員工可以無意識的自覺遵守相關的規章制度，承擔安全生產的責任，并做到安全生產。二是確立生命誠可貴的安全道德。職業道德包含的內容廣泛，而“安全第一”應該作為企業職業道德的基本要求，珍愛生命、珍惜人生的思想需要在企業中不斷深入人心，在每位職工的心理形成統一的職業道德價值。同時，要強調生產過程的安全性和產品質量的安全性。三是確立“安全第一，預防為主”的企業安全文化理念和工作思路。安全要考慮生產管理過程中的安全，特別是在安全與其他因素產生矛盾時，還是應該不改變安全第一的立場；另一方面是審查、驗收以及評比評優等方面，可以施行“安全一票否決制”，強化安全在工作中的實際影響。“預防為主”是安全工作和安全文化的核心，將隱患降到最低，減少安全事故的發生才是安全工作的重點。

2.3充分發揮企業全體職員團隊作用企業安全文化是通過企業產品、企業形象展現出來的，直接的體現者是企業的員工。每位員工都是企業安全文化的建設者，同時也是受益者和傳播者，因此，企業安全文化的構建要明確職工的主體地位，最大限度的發揮員工團隊作用，企業安全文化的建立要從企業安全生產實踐中不斷形成，所以可以考慮從以下幾個方面發揮員工自身和團隊的作用。其一、統一員工思想認識，了解什么是真正意義上的企業安全文化，使員工從思想上認識到“安全是根本”的觀念。要時刻有危機感，安全生產是前提，而且安全是一個只有起點，沒有終點的持久性工作，永遠都不能懈怠。企業管理者在員工日常教育中可通過安全案例教育、典型警示教育，使員工始終保持清醒的認識。企業要營造安全高于一切的文化氛圍，職工要從衣、食、住、行處著手，時時刻刻想安全、講安全，把企業的發展建立在絕對安全的基礎上。其二，對于企業的管理，倡導是必須的，但主要手段仍然是管理，加強企業生產實踐的管理和企業員工的組織管理。安全事項的執行力度是安全生產的重要環節，安全相關的規定并不是一紙空文，只有落實到生產實際中才能發揮其應用的作用，企業管理者必須強化變形管理和監督，時刻將員工的作業行為置于嚴格的監督監控之中，杜絕任何違章作業。其三，企業需要形成共同的品牌意識。表面上看，企業安全文化和企業品牌沒什么關系，但實際上品牌是企業文化的形象代表，而企業安全文化是企業文化的組成部分，所以拋開品牌單純的講企業安全文化是不合適的。在品牌的構建和營銷中要體現企業安全文化的內涵，為企業樹立良好的形象，同時進一步增強企業員工的歸屬感，激勵員工保持良好的安全紀錄，推進企業安全生產工作。

2.4長期、不間斷關注企業安全文化任何企業的發展都包括企業文化的發展，企業安全文化是在企業生產中形成，也是在發展中不斷革新的，其本身也是需要長期關注的，并不同于企業制度，一旦制定就可以照此施行便可，企業安全文化需要多方位的持久營造，保證企業安全文化持續健康有效發展。

篇（3）

1優化總體布局

（1）場站布局

扶余油田范圍較大，井數較多。按照“抽稀、整合、優化”的原則，在適當增加井口回壓、增大集輸半徑的前提下，合理調整場站規模和位置。西區南北長10km、東西寬7km，轄井1444口，采用一級半布站。集油干線由9條減少為5條，除2-E干線外，其余4條干線最遠井距聯合站集輸半徑均超過5km，其中2-C干線達到8km。因此，在2-C干線上保留1座增壓站，其他接轉站和增壓站、加熱站均取消。中區位于松原城區內，經優化布局，接轉站由10座減少為3座，且改為密閉流程；站外集油干線改造為2條。東區南北長14km、東西寬8km，采用一級半布站與二級半布站混合方式，接轉站由9座減少為3座，且改為密閉流程；站外集油干線改造為3條。改造后，3個采油廠的聯合站改造為2個放水站（東區放水站和中區放水站）、1個中心處理站（西區中心處理站）。扶余油田原油外輸口由3個改為1個，即西區中心處理站外輸口。東區放水站和中區放水站負責本作業區產液的簡易脫水，低含水油外輸至西區中心處理站；西區中心處理站負責西區產液的油氣分離及一段脫水，將東區、中區外輸來的含水油與本站低含水油共同進行二段熱化學沉降脫水，脫水后，凈化油外輸至銷售公司油庫。原21座接轉站調整為集油摻水增壓站1座、接轉站6座。采出水處理站和注水站仍設在原3個采油廠的聯合站內，處理規模和能力滿足未來開發的需要，只進行改造，不需擴建。注水管網三網聯通，注水水源以處理后的采出水為主，不足部分用清水補充。調改后，扶余油田地面工程總體布局為：中心處理站1座，放水站2座，接轉站6座，油氣混輸增壓站1座，污水處理站3座，注水站3座，采油井4115口，注水井1446口，集輸管道1243km，注水管道233km。擔負著整個扶余油田的全部油水井的集輸、脫水、外輸、污水處理、注水等。

（2）計量站布局

改造后，站外集輸系統采用常溫集油和端點摻水流程，采用“抽稀”的方式調整計量站管轄范圍，增加計量站的管轄井數，對轄井過少的計量站實施關、停、并等措施，原321座計量站調改為203座，取消計量站內計量分離器，將計量站改造為閥組間；單井產液計量改為采用井口計量方式，以液面恢復法或功圖法計量為主，以活動計量車計量為輔。

（3集輸、供熱管網布局

打破現有站隊界限，根據輸油干線情況、站場位置以及處理液量情況，對集油干線進行優化調整。調整后，扶余油田集油干線由原來的23條減少為10條；干線閥池與集油配水間合建，共減少獨立閥池48座。實施串井、串間后，支干線由射狀管網改為枝狀管網。摻輸用熱采用以聯合站集中供熱為主、接轉站分散供熱為輔的供熱格局。

2串井常溫集輸工藝技術

油氣集輸系統是地面工程的核心，其投資占地面工程的30%～40%，能耗占總能耗的60%～80%，且主要是熱能消耗，占集輸能耗的90%～97%。若集輸過程采用常溫集輸流程，將會產生良好的經濟效益，而常溫集油技術的關鍵在于邊界條件的確定。

（1）常溫集油技術界限研究

影響常溫集油技術界限的因素很多，應根據油品物性、油井產量、含水率、井口出油溫度、集輸距離、氣油比以及管材等具體條件來確定合適的常溫集輸邊界條件。通過大量的常溫集油試驗和PIPESIM軟件驗證，總結出了各種常溫集油工藝技術的適應條件與范圍。

原油凝固點和黏溫性質是決定原油集輸工藝的重要參數。一般而言，原油流動性隨黏度增加而降低。扶余原油的凝固點為20～24℃，且黏溫性質較好，適宜常溫輸送。選擇具有代表性的能較全面反映試驗結果的區塊進行試驗，試驗結果表明：產液量＜3m3/d的油井，由于流速慢，造成管道沿程溫降較大，析蠟嚴重，含水率＞90%的油井每100m平均壓降為0.2MPa，壓降較大造成井口回壓升高；單井產液量在3～5m3/d的油井，管輸壓降和溫降比＜3m3/d油井有較好的改善；產液量在5～15m3/d的油井，大部分油井管道每100m壓降＜0.1MPa，井口回壓較低，適宜于常溫集油；產液量＞15m3/d的油井，大部分油井管道每100m壓降＞0.17MPa，井口回壓較高，但是，由于流速大且含水高，堵管的可能性較小，具備全部實施常溫集油的可能性。試驗表明，扶余油田原油含水率為20%～60%時，隨含水率增加，黏度增加緩慢；含水率為60%～65%時，隨含水率增加，黏度急劇加大，含水率達到65%時黏度最大；含水率為65%～70%時，隨含水率增加黏度急劇下降，此時連續相和分散相發生轉換，即由油包水型轉換為水包油型乳狀液。由此可以看出，常溫集油的含水率要大于轉相點附近的含水率。另外，含水率與管壁結蠟量也有關，原油含水率在65%以下時，隨著含水率的上升結蠟量降低緩慢；當原油含水率達到65%以上時，隨著含水率的上升結蠟量降低較快。通常，井口出油溫度不但與井深有關，還隨著產液量增加、含水率上升而升高，而溫度越高越有利于黏度降低、結蠟量減少、流動性改善。單井集油管道越長，尤其是超過600m以上，管道沿程阻力越大，井口回壓越容易升高；單井集油管道在300～600m時，沿程摩阻較小；單井管道長度小于300m時，沿程摩阻最小，最有利于油井生產，井口回壓最低。試驗結果表明，產液量高、氣油比大的油井，其井口回壓較低；產液量低、氣油比小的油井，井口回壓較高。由此可見，氣油比高對井口回壓降低是有利的。對玻璃襯里無縫鋼管、高壓玻璃纖維增強復合管和無縫鋼管3種管材進行了現場試驗，結果表明：采用無縫鋼管的油井，由于內壁粗糙，易結蠟，油井產液流動阻力大，造成井口回壓較高。因此，無縫鋼管不適用于不加熱集油井；玻璃襯里鋼管同玻璃纖維增強復合管比，內壁具有較強的親水特性，表面光滑，油品流動性好，有利于實現常溫輸送。

（2）“扶余模式”常溫集油技術

針對扶余油田井淺（500m）、單井產量低（產液6.7t/d、產油0.5t/d）、井口出油溫度低（10℃）、氣油比低（17m3/t）、冬季氣溫低（最低-36.6℃）的特點，根據“常溫集油技術邊界研究”的結論，在4115口已建和新建油井中，確定有70%的油井采用常溫集油，其他油井實施季節性摻輸。因此，形成了扶余模式常溫集油，即采用串井常溫集輸和環狀端點井季節性摻輸相結合的工藝，以常溫集油為主，季節性摻輸為輔。具體如下：一是，多井串聯、單管深埋的常溫集油模式。按照油井產量和所允許的井口回壓，以某一油井為端點井，約3～5口井串聯在一起。在條件允許的情況下，盡可能以高產液量、高含水油井作為端點井，以帶動產液量較少、出油溫度稍低、甚至間歇出油的油井。二是，多井環行串聯、端點井季節性摻水集輸模式。多井實施串聯，在集油閥組間和串聯端點井之間建設摻水管道，形成多井串聯、環狀摻水模式，平均每口井摻水量為3m3/d。常溫集油技術應用關鍵點：一是，充分利用機采能量，適當延長單井集油半徑，應以井口回壓控制在1.0MPa以內，最大不超過1.5MPa為條件；二是，單井集油管道采用玻璃襯里無縫鋼管，不保溫，埋深在凍土層以下，保證產液中水不凍，可帶動油流動；三是，采用常溫集輸的單井，地面采油樹以下2m的立管設電熱帶保溫，可有效解決立管凍堵的問題；四是，多井串聯可改善流動狀況，減少管道長度。對含水率低于轉相點的油井，應盡早接入串管系統，在混合含水率滿足所推薦的常溫集油條件時，可以常溫集油，否則應采用摻水輸送；五是，部分油井采用摻水集輸流程，可季節性摻水，在天氣比較暖和的季節，不需要摻水即可正常生產。因此，應較好地把握摻水時機。

3簡化優化站內流程

在沒有新增地的情況下，在原站內改造、擴建了10座站場。改造后，各站系統負荷率大大提高。增壓站位于西區8＃站，采用油氣混輸增壓技術，延長了集輸半徑，降低了井口回壓0.5～0.9MPa，少建設接轉站1座。改造后，中區和東區各設接轉站3座，具有集油、摻水、增壓和供熱功能。采用一段密閉集輸技術，主要設備為“三合一”裝置，外輸泵通過變頻裝置與“三合一”液位聯鎖，可實現連續密閉輸油，大大降低了油氣損耗和用電量。改造后，中區和東區各設放水站1座。放水站接收二級半布站接轉站的產液，與二級布站的產液匯集，采用一段低溫脫水流程，低含水油輸送至西區中心處理站統一脫水凈化。該站負責西區油井產液的氣液分離以及站外熱水摻輸等任務，還接收東區和中區放水站輸送來的低含水油，與本站產液統一脫水后，凈化油外輸。中心處理站采用一段大罐低溫沉降脫水與二段熱化學沉降脫水相結合的“二段脫水”工藝。

4低溫脫水工藝技術

由于站外采用常溫集輸工藝，站內的一段脫水溫度在20～30℃。為了適應低溫脫水、節能降耗，開展了一段低溫脫水、二段降溫脫水工藝技術研究。2.4.1一段低溫脫水工藝扶余油田原油為石蠟基，蠟含量超過6%，低溫下蠟的大量析出增加了原油黏度，降低了采出液的流動性，且阻礙了水珠聚并，從而導致破乳困難。為此，確定了破乳劑的攻關方向，即在極性界面膜上吸附、具有分支結構、HLB（親水親油平衡值）值在8～11之間、具有一定油溶性、能夠迅速滲透到油水界面的破乳劑。成功研制了低溫破乳劑R151，同時，為使破乳劑迅速擴散、滲透，篩選出了效果較好的助劑JWRH-MM。試驗結果表明，在15～20℃范圍內，破乳劑對脫水效果影響不大，但是，只要高于凝固點溫度，破乳劑R151的低溫破乳效果明顯優于其他破乳劑，且加藥量對破乳效果的影響較大。25℃時，基本可以達到殘余含水20%～30%的要求，水中含油≤1000mg/L，與助劑JWRH-MM進行合理比例的復配還可提高破乳脫水效果，28℃時，一段脫水后原油含水率為18.4%。目前，破乳劑R151及其改進破乳劑已在吉林老油田改造中廣泛應用，均能達到理想的破乳脫水效果。2.4.2二段降溫脫水工藝一段脫水溫度低，若二段脫水溫度仍為常規的65～70℃范圍內，勢必要增加燃料消耗量。因此，根據實際需要，成功研制了降溫脫水破乳劑KD-1，其具有低溫脫水性能良好的適應性以及穩定性。現場應用期間，扶余和紅崗聯合站脫水爐出口溫度由70℃降低至55℃，外輸原油含水≤0.5%。目前，二段降溫脫水技術正逐步在吉林油田12座聯合站上推廣應用。

5低溫污水處理工藝技術

由于集輸系統采用不加熱流程及低溫脫水工藝，造成污水處理系統接收的原水平均溫度只有25℃，污水溫度低，黏度大，油珠浮生速度緩慢，處理難度加大。結合實際情況，采用了壓力式除油—二級過濾工藝流程，實現了低溫污水處理合格。

6注水系統三網聯通，注水井采用井口計量技術

根據扶余油田油藏條件和注水壓力相同、系統設計相同等實際情況，在3座注水站對應的注水管網干線之間增設連通管道，將3座注水站連通，使其注水能力相互補充，減少了注水泵的回流，有利于節能降耗、減少運行費用。部分串聯注水井或平臺井采用井口計量技術，該計量方式是2～3口注水井由1條注水管道供水，計量和調節全部在井口進行，減少配水間的面積、減少了單井管道的長度。

改造效果及推廣應用

1改造效果

2003年至2006年，扶余油田完成了二次開發地面工程整體調整改造。通過優化簡化，實施常溫集油和低溫脫水，降低了工程投資和運行費用，確保了油田安全、環保、低能耗生產，經濟效益和社會效益均取得較好的效果。一是，能耗水平有所降低。改造后，系統達到密閉，油氣損耗降低，井口至聯合站基本實現了油氣密閉混輸，油氣損耗國內先進水平為1.2%，而扶余油田達到1.0%；噸油生產能耗由原來的4029MJ/t降至1548MJ/t；注水系統效率由原來的37.2%提高到50.0%。二是，集輸系統技術指標有所提高。優化集輸系統總體布局，簡化放水站功能，集中脫水；調整集輸半徑，減少中間站場數量；簡化井口計量方式，計量間“抽稀”，改造為集油閥組間。應用高含水原油常溫集輸技術，簡化工藝、縮短流程，降低能耗，節約了生產成本，實現了集輸處理的高效益。表1為改造后扶余油田集輸系統主要技術指標。三是，提高設備利用率，降低了維護成本。通過對地面建設布局進行優化調整，對場站實施關、停、并、轉、改等措施，地面設施規模減小，提高了設備的利用率，系統維護費用大大降低。四是，管理和操作人員大幅度減少。由于集輸系統改造帶來的優化簡化，改變了生產工藝和作業制度。因此，減少了操作工人和維修工人，改造后較改造前減少800人。

2“扶余模式”在紅崗油田老區的應用

扶余油田改造取得的經驗成功地應用于紅崗油田，并且對“扶余模式”有了進一步的發展，形成了“紅崗模式”常溫集油技術。紅崗油田單井產量較高（產液量19.5t/d、產油量1.4t/d）、井口出油溫度低（20℃）、氣油比較高（106.6m3/t）、冬季溫度低（最低-36℃）。根據常溫集輸邊界條件的研究結論以及“扶余模式”的成功經驗，形成了紅崗常溫集油模式——單管串井常溫集輸模式。即單井集油管道和集油支干線全部采用常溫輸送流程，單井管道不保溫，井串井、間串間、支干線串支干線，改善流動狀況，減少管道工程量，實現了從井口到站的單管常溫密閉串聯集輸流程，簡化了集輸工藝。集輸系統全面實施不加熱輸送和油氣密閉集輸處理，節省了油氣集輸自耗氣，降低了單位能耗，噸油能耗由改造前的2352.3MJ/t下降至822.2MJ/t，油氣損耗率由2.3%降至0.5%。改造后，紅崗油田老區地面工程水平大大提高，從根本上解決了工藝流程落后，運行費用高，管道及設備腐蝕、漏失嚴重等各種生產運行問題。常溫輸送技術已在吉林油田7個采油廠推廣應用，其中，扶余、紅崗和前大采油廠應用較為廣泛，常溫輸送油井所占比例均超過60%；英臺、新立、乾安和長春采油廠常溫輸送油井所占的比例均低于25%，有較大的挖潛空間。

取得的幾點認識

1老油田調改原則

一是，堅持系統優化調整與已建設施更新維護相結合的原則。通過關停、合并低負荷、腐蝕老化嚴重的站及設施，降低更新維護費用、提高系統運行負荷、降低生產運行能耗及成本。二是，堅持系統優化調整與科技進步相結合的原則。只有大力推廣新工藝、新技術，才能取得最大的節能降耗效果，如，采用不加熱集輸工藝、高效的合一設備等。三是，堅持系統優化調整與中長期規劃方案相結合的原則。地面系統的優化調整要充分與油藏開發部門結合，并隨著油田開發方案的變化進行適時調整。四是，常溫集輸等新技術的推廣，堅持先現場試驗摸索邊界條件，后規模化推廣應用的原則。

2常溫集油運行管理經驗