输油气公司工作思路大全11篇

绪论：写作既是个人情感的抒发，也是对学术真理的探索，欢迎阅读由发表云整理的11篇输油气公司工作思路范文，希望它们能为您的写作提供参考和启发。

篇（1）

在全国上下提倡节能减排新形势下，油田公司，以强化日常管理为重点，以严格考核为手段，全面提升了五大系统效率，提高了能源和水资源的综合利用效率,实现油田吨液综合能耗、吨液新水量逐年降低的持续、高效、健康发展，归结集团公司节能减排工作主要呈现出四大亮点：

一是在集团领导带动下，转变节能观念，突破节能瓶颈。

油田上下在集团领导的带动下，时刻保持对节能生产形势的警觉，自觉增强责任感和使命感，转变节能观念，把安全生产和节能减排作为转变增长方式的突破口和重要抓手，积极做好节能减排的实践者、推动者，坚持走科技含量高、资源消耗低、环境污染少、安全生产得到充分保障的新型工业化道路。

二是节能措施层层推进，节能减排责任制逐步落实。

集团公司不断总结、巩固实现节能减排工作的均衡和可持续发展。节能措施层层推进，当前，油田节能文化建设已经迈入自主管理初级阶段，集团公司抓住有利时机，充分利用节能文化搭建的平台，推动节能减排工作实现质的飞跃，提升体系运行质量，节能减排责任制也正在逐步落实。

三是注重节能减排文化的理念、工具和方法的普及运用，推动节能减排工作取得积极进展。

在期间，我们集团公司大胆采用国内先进适用的工艺技术，形成了以高效三相分离器、密闭集输、污水生化处理等为主的特色工艺。

在节能理念的倡导下，油田伴生气回收利用效果显著，加强了外输管线的建设，建立了输气管网，输气管网每天外输伴生气40万方，期间外输伴生气2.8亿方；建立了三个CNG加气站，每天外销11万方，期间外销伴生气6410万方。二是推广应用天然气发电工程。建立了燃气发电站，投入了22套机组，负载9000KW，期间共发电14022万千瓦时，回收利用伴生气3874万方。

为了有效利用伴生气资源，集团还开展了科研攻关，截止到2014年12月底,岛共投采油井43口，36口气举采油，7口关井，减少了集输、注水设备的投入和伴生气的放空，同时也为其它人工岛建立了一种气举采油模式。集团整体实施直线型节能抽油机，成果显著2008年起，在新井投产尤其是中深层和深层井大量使用，至今已推广应用了232台，运行最长时间达5年多。节能效果达到30%以上，系统效率平均增幅6.39%，年节电1000万度。

为确保节能节水工作责任到位、运转高效，我们制定了《新产品、新技术市场准入管理办法》，对试用、监测评价效果明显的新产品和新技术按公司市场管理办法规定程序办理市场准入，逐步推广使用。申请准入的节能节水新技术、新产品必须经第三方具有检测资质的监测部门进行节能效果监测与评价，油田公司根据监测数据和评价等级发放认可证，并通过网络功能实施证后监督，严禁各单位使用无证产品（技术）。2014年上半年油田委托集团公司节能监测中心对5个不同厂家的变频控制器、太阳能防蜡器、太阳能加温装置、抽油机伺服装置、塔架式抽油机进行了监测与评价，通过组织多部门的公平优选，确定质量好价格优、技术含量高、节能效果好的3家节能产品进入了油田市场，为节能新产品推广应用奠定了基础。

四是明确了节能减排工作思路，为加快建设资源节约型、环境友好企业奠定基础。

为更好的推进节能减排活动开展，我们集团明确了节能减排工作思路，首先做到分析油田节能的潜力和存在的问题，并结合生产实际制定合理的解决措施，其次节能减排工作思路最终目标就是要全面提高五大系统效率，推动油田节能节水技术进步，促使油田更好的实现节能减排的目标。节能减排工作思路中我们始终坚持把科技作为节能节水的“发动机”，大力发展先进适用的节能减排技术，通过集成配套和加强管理，不断突破节能减排的瓶颈，极大地提高了科技对节能节水的贡献率。

二、创新管理手段，以节能获效益

期间，国家高度重视节能减排工作，提出了GDP能耗在2010年的基数上，下降18%的总体目标，同时集团公司将节能量、节水量作为硬性指标纳入和年度考核中，在这种新形势、新任务下，公司坚持创新管理手段，以节能获效益，狠抓落实节能工作，从以下几个方面着手。

1、加强领导、落实责任，营造节能降耗的的良好环境

加强组织领导，强化节能目标责任的落实考核。进一步完善各级领导节能降耗的指标体系和考核体系，使节能降耗工作形成机制。逐级分解落实节能降耗指标，强化责任落实和监督考核,层层签定目标责任书，落实好控制方案、严考核，硬兑现。

2、坚持科学调度、有保有压，全面完成节能节水目标任务

集团正是采取了科学调度，使得油田机采系统效率由2010年的24.49%上升到2014年的29.68%，上升了2.15个百分点，上升了5.19个百分点。注水系统效率由2010年的67.69%上升到2014年73.29%，上升了5.6个百分点。输油系统效率由2010年的31.35上升到2014年的47.74%，上升了16.39个百分点。加热炉系统效率由2010年的73.71%上升到2014年的82.79%，上升了9.08个百分点。供电线路损耗由2010年的8.2%下降到2014年的5.4%，下降了2.8个百分点。

工作中，集团公司更是按照油田能耗特点，要求员工有保有压，分专业开展节能工作。充分发挥各专业处室、部门的职能，使节能工作落实在专业领域。

3、强化保障、促转变，建立健全节能降耗工作长效机制

2015年，油田将加快推进合同能源管理。优选工艺技术成熟、设备材料质量可靠、投资回收期短，见效快的项目推行能源合同管理，逐步使合同能源管理成为实施节能技术改造的有效方式。同时，强化保障、促转变，建立健全节能降耗工作长效机制。把技术与管理相结合。，对优化生产运行、减少天然气放空、杜绝跑冒滴漏、强化计量监测等方面的节能节水潜力进行量化，力争通过长效机制的建立与完善，进一步降低能耗。

4、突出重点，克难攻坚，开创节能降耗新局面

2015年，我们会引进新技术、新产品，提高节能效果，坚持"突出重点,成熟先行,效益优先"的原则,继续加大新技术、新产品的推广应用，提高节能效果。开场节能降耗新局面。

优选技术成熟，效果显著的是重点节能工程项目，集团严格规范节能技改项目的管理，对节能技改项目实施了全过程的监督管理，期间实施节能节水技措项目10项，其中抽油机系统效率提高技术、直线抽油机应用、超高转差电机应用、电机变频控制、直驱式螺杆泵拖动装置应用、注水管网优化、真空（相变）加热炉应用、太阳能加热技术得到了广泛的推广应用先进成熟的节能节水技术得到广泛推广应用，落实投资28530万元，形成了年节能4.7万吨标煤、节水41万立方米、累积创效35680万元。

5、积极探索，拓宽思路，创立具有特色的节能减排模式

油田积极探索，拓宽思路，将节能新思路重点放在节能技术开发特别是专有知识产权技术开发上，研发了以真空加热炉为主导炉型的各种用途的加热产品，真空加热炉的热效率比传统的水套炉提高了20个百分点，目前油田在用的加热炉全部是生产的节能型加热炉。针对以上问题，经过艰辛的开发过程，研发出拥有自主知识产权的节能型塔架式抽油机，并成功推广应用近50台。从现场应用效果看，长冲程抽油机适合中深层、深层井中后期开发，可有效提高单井产量，与游梁抽油机相比耗能大大降低，而且对杆管偏磨有明显的减缓作用。我油田偏远井站应用的储油罐仍主要采用电加热方式，耗能较高且存在安全隐患，经多次论证达成采用太阳能的一致意见，研发出了太阳能加热装置，并在油田安装了3套，经过对比测试，年节电7万千瓦时。

同时，我们集团公司结合自身的生产实际情况和管理模式，合作开展了《建设指标体系与节能减排模式研究》项目的研究，建立了一套以加强节能减排文化、管理制度和节能减排标准化“三项建设”为主线，以系统优化、管理保障和项目投资管理“三大体系”为支撑，具有特色的节能减排运行模式和运行机制。通过有效实施全员、全方位的管理，形成了有机的协调、能够自我完善和自我控制的节能减排管理运营模式，达到了企业生产本质节能，实现了企业稳定、可持续发展。为此，可以说公司创立了特色的节能减排模式。

6、注重战略规划，系统把握节能节水布局

科学超前的战略规划是节能节水取得实效的前提。为此，我们坚持把节能节水工作纳入公司总体发展战略，综合考虑产量、效益、节能节水等各方面因素，搞好战略规划，优化战略布局。2008年专门成立了“油田现状评价与规划”研究小组，专题研究后两年及公司节能节水发展方向及若干问题，在集团公司油田节能监测中心、西安石油大学、等技术机构参与和配合下，历时一年半完成了发供电系统、采油系统、油气集输处理系统、注水系统、加热系统、矿区系统等6大系统的评价分析工作，形成了《油田能源利用现状分析评价报告》。按照集团公司节能节水项目投资规划方向和要求，提前全面、全方位研究制订了《油田节能节水项目指导意见》，科学合理的描述了9大类13分项55个小项的节能节水潜力，节能量23万吨标煤、节水量130万立方米、投资4.71亿元、年经济效益2.07亿元。

7、统筹系统运行，挖掘节能节水节水潜力

自从集团公司在内部开展创建节能节水型企业活动以来，我们公司全面完成了节能节水目标任务，完成节能目标的170.8%，节水目标的107.06%。归功于集团的统筹系统运行，挖掘节能节水节水潜力。

集团周密部署，立体式推进。在节能上，统筹安排，采用国内先进适用的工艺技术，大力实施节能节水技术改造，充分挖掘出油田节能节水潜力。

在机采方面：实施控水增油工程，开展区块调剖，调整产液结构，对特高含水井实施卡堵水、封层重射，降低综合含水；实施井筒举升节能工程，合理开展油井捞油作业30多少口。

注水系统方面：深入开展注采井组动态分析、调整了不同注水区块的配注水平、推广应用稳流配水技术、简化注水流程。

集输系统方面：深化采出水处理工艺，减少回灌水量142.75万立方米；推广常温预脱水工艺技术，针对含水量高的情况，推广应用了12台预脱水器；调整集输系统网络和转油站布局，人工岛实行了油气混输技术，油气经过简单的井口计量，通过海底管线输送到联合站；将G77转油站拆除，并入G29转油站，关闭了先导试验站，减少了油气输送耗电。

篇（2）

2如何培育和构建企业安全文化

2.1提升对企业安全文化的思想认识文化从某种意义上来讲是抽象的物质，企业安全文化也是如此，其实质是人们在企业的生产实践中形成的思想内容，因此，要培育和构建企业安全文化首先就要从思想上提高对企业安全文化的认识。这里所说的提高思想认识并不是企业领导将自己的主观思想强加到其他普通职员脑中的过程，而是企业中包括领导和管理者在内的全体员工，在企业生产实践中提升出来的思想共识，或是在企业思想指导下通过宣传等手段在企业内部形成的统一的思想共识。作为企业的领导，必须要首先提升自己的思想认识，并做到身体力行，不仅是企业安全文化的形成指导者，也是把安全文化落到行动中的实践者。企业中相关的部门要做好企业安全文化相关的宣传教育和培训工作，在企业中形成一种良好的氛围，可以考虑在企业中建设班组安全文化，并逐渐培育出优秀的文化成果，进而调动员工的积极性，增强员工的责任感和自我荣誉感，着力将员工的工作热情和奋斗方向引入到安全生产上来。作为公司的职员，要积极响应企业的宣传和培训工作，从思想上开始改变，对企业安全文化逐渐有一个清晰、明了、正确的认识，进而在企业中形成思想共识，共同为企业安全文化的构建出力。

2.2确定企业安全文化的具体内容企业安全文化对每家企业来讲都是特有的，企业需要根据自身特点，确立出真正适和且适应企业发展的具有企业特色的企业安全文化，可以从安全认识、安全道德、安全方法几个方面着手。一是要根据企业实际树立目标，这一目标必须建立在企业文化的基础之上，要适合本企业的长期稳定发展目标。同时还要将这一目标分散到每位员工，让员工主动参与到企业安全文件构建工作中来，让员工认识到其意义和作用，从而使员工可以无意识的自觉遵守相关的规章制度，承担安全生产的责任，并做到安全生产。二是确立生命诚可贵的安全道德。职业道德包含的内容广泛，而“安全第一”应该作为企业职业道德的基本要求，珍爱生命、珍惜人生的思想需要在企业中不断深入人心，在每位职工的心理形成统一的职业道德价值。同时，要强调生产过程的安全性和产品质量的安全性。三是确立“安全第一，预防为主”的企业安全文化理念和工作思路。安全要考虑生产管理过程中的安全，特别是在安全与其他因素产生矛盾时，还是应该不改变安全第一的立场；另一方面是审查、验收以及评比评优等方面，可以施行“安全一票否决制”，强化安全在工作中的实际影响。“预防为主”是安全工作和安全文化的核心，将隐患降到最低，减少安全事故的发生才是安全工作的重点。

2.3充分发挥企业全体职员团队作用企业安全文化是通过企业产品、企业形象展现出来的，直接的体现者是企业的员工。每位员工都是企业安全文化的建设者，同时也是受益者和传播者，因此，企业安全文化的构建要明确职工的主体地位，最大限度的发挥员工团队作用，企业安全文化的建立要从企业安全生产实践中不断形成，所以可以考虑从以下几个方面发挥员工自身和团队的作用。其一、统一员工思想认识，了解什么是真正意义上的企业安全文化，使员工从思想上认识到“安全是根本”的观念。要时刻有危机感，安全生产是前提，而且安全是一个只有起点，没有终点的持久性工作，永远都不能懈怠。企业管理者在员工日常教育中可通过安全案例教育、典型警示教育，使员工始终保持清醒的认识。企业要营造安全高于一切的文化氛围，职工要从衣、食、住、行处着手，时时刻刻想安全、讲安全，把企业的发展建立在绝对安全的基础上。其二，对于企业的管理，倡导是必须的，但主要手段仍然是管理，加强企业生产实践的管理和企业员工的组织管理。安全事项的执行力度是安全生产的重要环节，安全相关的规定并不是一纸空文，只有落实到生产实际中才能发挥其应用的作用，企业管理者必须强化变形管理和监督，时刻将员工的作业行为置于严格的监督监控之中，杜绝任何违章作业。其三，企业需要形成共同的品牌意识。表面上看，企业安全文化和企业品牌没什么关系，但实际上品牌是企业文化的形象代表，而企业安全文化是企业文化的组成部分，所以抛开品牌单纯的讲企业安全文化是不合适的。在品牌的构建和营销中要体现企业安全文化的内涵，为企业树立良好的形象，同时进一步增强企业员工的归属感，激励员工保持良好的安全纪录，推进企业安全生产工作。

2.4长期、不间断关注企业安全文化任何企业的发展都包括企业文化的发展，企业安全文化是在企业生产中形成，也是在发展中不断革新的，其本身也是需要长期关注的，并不同于企业制度，一旦制定就可以照此施行便可，企业安全文化需要多方位的持久营造，保证企业安全文化持续健康有效发展。

篇（3）

1优化总体布局

（1）场站布局

扶余油田范围较大，井数较多。按照“抽稀、整合、优化”的原则，在适当增加井口回压、增大集输半径的前提下，合理调整场站规模和位置。西区南北长10km、东西宽7km，辖井1444口，采用一级半布站。集油干线由9条减少为5条，除2-E干线外，其余4条干线最远井距联合站集输半径均超过5km，其中2-C干线达到8km。因此，在2-C干线上保留1座增压站，其他接转站和增压站、加热站均取消。中区位于松原城区内，经优化布局，接转站由10座减少为3座，且改为密闭流程；站外集油干线改造为2条。东区南北长14km、东西宽8km，采用一级半布站与二级半布站混合方式，接转站由9座减少为3座，且改为密闭流程；站外集油干线改造为3条。改造后，3个采油厂的联合站改造为2个放水站（东区放水站和中区放水站）、1个中心处理站（西区中心处理站）。扶余油田原油外输口由3个改为1个，即西区中心处理站外输口。东区放水站和中区放水站负责本作业区产液的简易脱水，低含水油外输至西区中心处理站；西区中心处理站负责西区产液的油气分离及一段脱水，将东区、中区外输来的含水油与本站低含水油共同进行二段热化学沉降脱水，脱水后，净化油外输至销售公司油库。原21座接转站调整为集油掺水增压站1座、接转站6座。采出水处理站和注水站仍设在原3个采油厂的联合站内，处理规模和能力满足未来开发的需要，只进行改造，不需扩建。注水管网三网联通，注水水源以处理后的采出水为主，不足部分用清水补充。调改后，扶余油田地面工程总体布局为：中心处理站1座，放水站2座，接转站6座，油气混输增压站1座，污水处理站3座，注水站3座，采油井4115口，注水井1446口，集输管道1243km，注水管道233km。担负着整个扶余油田的全部油水井的集输、脱水、外输、污水处理、注水等。

（2）计量站布局

改造后，站外集输系统采用常温集油和端点掺水流程，采用“抽稀”的方式调整计量站管辖范围，增加计量站的管辖井数，对辖井过少的计量站实施关、停、并等措施，原321座计量站调改为203座，取消计量站内计量分离器，将计量站改造为阀组间；单井产液计量改为采用井口计量方式，以液面恢复法或功图法计量为主，以活动计量车计量为辅。

（3集输、供热管网布局

打破现有站队界限，根据输油干线情况、站场位置以及处理液量情况，对集油干线进行优化调整。调整后，扶余油田集油干线由原来的23条减少为10条；干线阀池与集油配水间合建，共减少独立阀池48座。实施串井、串间后，支干线由射状管网改为枝状管网。掺输用热采用以联合站集中供热为主、接转站分散供热为辅的供热格局。

2串井常温集输工艺技术

油气集输系统是地面工程的核心，其投资占地面工程的30%～40%，能耗占总能耗的60%～80%，且主要是热能消耗，占集输能耗的90%～97%。若集输过程采用常温集输流程，将会产生良好的经济效益，而常温集油技术的关键在于边界条件的确定。

（1）常温集油技术界限研究

影响常温集油技术界限的因素很多，应根据油品物性、油井产量、含水率、井口出油温度、集输距离、气油比以及管材等具体条件来确定合适的常温集输边界条件。通过大量的常温集油试验和PIPESIM软件验证，总结出了各种常温集油工艺技术的适应条件与范围。

原油凝固点和黏温性质是决定原油集输工艺的重要参数。一般而言，原油流动性随黏度增加而降低。扶余原油的凝固点为20～24℃，且黏温性质较好，适宜常温输送。选择具有代表性的能较全面反映试验结果的区块进行试验，试验结果表明：产液量＜3m3/d的油井，由于流速慢，造成管道沿程温降较大，析蜡严重，含水率＞90%的油井每100m平均压降为0.2MPa，压降较大造成井口回压升高；单井产液量在3～5m3/d的油井，管输压降和温降比＜3m3/d油井有较好的改善；产液量在5～15m3/d的油井，大部分油井管道每100m压降＜0.1MPa，井口回压较低，适宜于常温集油；产液量＞15m3/d的油井，大部分油井管道每100m压降＞0.17MPa，井口回压较高，但是，由于流速大且含水高，堵管的可能性较小，具备全部实施常温集油的可能性。试验表明，扶余油田原油含水率为20%～60%时，随含水率增加，黏度增加缓慢；含水率为60%～65%时，随含水率增加，黏度急剧加大，含水率达到65%时黏度最大；含水率为65%～70%时，随含水率增加黏度急剧下降，此时连续相和分散相发生转换，即由油包水型转换为水包油型乳状液。由此可以看出，常温集油的含水率要大于转相点附近的含水率。另外，含水率与管壁结蜡量也有关，原油含水率在65%以下时，随着含水率的上升结蜡量降低缓慢；当原油含水率达到65%以上时，随着含水率的上升结蜡量降低较快。通常，井口出油温度不但与井深有关，还随着产液量增加、含水率上升而升高，而温度越高越有利于黏度降低、结蜡量减少、流动性改善。单井集油管道越长，尤其是超过600m以上，管道沿程阻力越大，井口回压越容易升高；单井集油管道在300～600m时，沿程摩阻较小；单井管道长度小于300m时，沿程摩阻最小，最有利于油井生产，井口回压最低。试验结果表明，产液量高、气油比大的油井，其井口回压较低；产液量低、气油比小的油井，井口回压较高。由此可见，气油比高对井口回压降低是有利的。对玻璃衬里无缝钢管、高压玻璃纤维增强复合管和无缝钢管3种管材进行了现场试验，结果表明：采用无缝钢管的油井，由于内壁粗糙，易结蜡，油井产液流动阻力大，造成井口回压较高。因此，无缝钢管不适用于不加热集油井；玻璃衬里钢管同玻璃纤维增强复合管比，内壁具有较强的亲水特性，表面光滑，油品流动性好，有利于实现常温输送。

（2）“扶余模式”常温集油技术

针对扶余油田井浅（500m）、单井产量低（产液6.7t/d、产油0.5t/d）、井口出油温度低（10℃）、气油比低（17m3/t）、冬季气温低（最低-36.6℃）的特点，根据“常温集油技术边界研究”的结论，在4115口已建和新建油井中，确定有70%的油井采用常温集油，其他油井实施季节性掺输。因此，形成了扶余模式常温集油，即采用串井常温集输和环状端点井季节性掺输相结合的工艺，以常温集油为主，季节性掺输为辅。具体如下：一是，多井串联、单管深埋的常温集油模式。按照油井产量和所允许的井口回压，以某一油井为端点井，约3～5口井串联在一起。在条件允许的情况下，尽可能以高产液量、高含水油井作为端点井，以带动产液量较少、出油温度稍低、甚至间歇出油的油井。二是，多井环行串联、端点井季节性掺水集输模式。多井实施串联，在集油阀组间和串联端点井之间建设掺水管道，形成多井串联、环状掺水模式，平均每口井掺水量为3m3/d。常温集油技术应用关键点：一是，充分利用机采能量，适当延长单井集油半径，应以井口回压控制在1.0MPa以内，最大不超过1.5MPa为条件；二是，单井集油管道采用玻璃衬里无缝钢管，不保温，埋深在冻土层以下，保证产液中水不冻，可带动油流动；三是，采用常温集输的单井，地面采油树以下2m的立管设电热带保温，可有效解决立管冻堵的问题；四是，多井串联可改善流动状况，减少管道长度。对含水率低于转相点的油井，应尽早接入串管系统，在混合含水率满足所推荐的常温集油条件时，可以常温集油，否则应采用掺水输送；五是，部分油井采用掺水集输流程，可季节性掺水，在天气比较暖和的季节，不需要掺水即可正常生产。因此，应较好地把握掺水时机。

3简化优化站内流程

在没有新增地的情况下，在原站内改造、扩建了10座站场。改造后，各站系统负荷率大大提高。增压站位于西区8＃站，采用油气混输增压技术，延长了集输半径，降低了井口回压0.5～0.9MPa，少建设接转站1座。改造后，中区和东区各设接转站3座，具有集油、掺水、增压和供热功能。采用一段密闭集输技术，主要设备为“三合一”装置，外输泵通过变频装置与“三合一”液位联锁，可实现连续密闭输油，大大降低了油气损耗和用电量。改造后，中区和东区各设放水站1座。放水站接收二级半布站接转站的产液，与二级布站的产液汇集，采用一段低温脱水流程，低含水油输送至西区中心处理站统一脱水净化。该站负责西区油井产液的气液分离以及站外热水掺输等任务，还接收东区和中区放水站输送来的低含水油，与本站产液统一脱水后，净化油外输。中心处理站采用一段大罐低温沉降脱水与二段热化学沉降脱水相结合的“二段脱水”工艺。

4低温脱水工艺技术

由于站外采用常温集输工艺，站内的一段脱水温度在20～30℃。为了适应低温脱水、节能降耗，开展了一段低温脱水、二段降温脱水工艺技术研究。2.4.1一段低温脱水工艺扶余油田原油为石蜡基，蜡含量超过6%，低温下蜡的大量析出增加了原油黏度，降低了采出液的流动性，且阻碍了水珠聚并，从而导致破乳困难。为此，确定了破乳剂的攻关方向，即在极性界面膜上吸附、具有分支结构、HLB（亲水亲油平衡值）值在8～11之间、具有一定油溶性、能够迅速渗透到油水界面的破乳剂。成功研制了低温破乳剂R151，同时，为使破乳剂迅速扩散、渗透，筛选出了效果较好的助剂JWRH-MM。试验结果表明，在15～20℃范围内，破乳剂对脱水效果影响不大，但是，只要高于凝固点温度，破乳剂R151的低温破乳效果明显优于其他破乳剂，且加药量对破乳效果的影响较大。25℃时，基本可以达到残余含水20%～30%的要求，水中含油≤1000mg/L，与助剂JWRH-MM进行合理比例的复配还可提高破乳脱水效果，28℃时，一段脱水后原油含水率为18.4%。目前，破乳剂R151及其改进破乳剂已在吉林老油田改造中广泛应用，均能达到理想的破乳脱水效果。2.4.2二段降温脱水工艺一段脱水温度低，若二段脱水温度仍为常规的65～70℃范围内，势必要增加燃料消耗量。因此，根据实际需要，成功研制了降温脱水破乳剂KD-1，其具有低温脱水性能良好的适应性以及稳定性。现场应用期间，扶余和红岗联合站脱水炉出口温度由70℃降低至55℃，外输原油含水≤0.5%。目前，二段降温脱水技术正逐步在吉林油田12座联合站上推广应用。

5低温污水处理工艺技术

由于集输系统采用不加热流程及低温脱水工艺，造成污水处理系统接收的原水平均温度只有25℃，污水温度低，黏度大，油珠浮生速度缓慢，处理难度加大。结合实际情况，采用了压力式除油—二级过滤工艺流程，实现了低温污水处理合格。

6注水系统三网联通，注水井采用井口计量技术

根据扶余油田油藏条件和注水压力相同、系统设计相同等实际情况，在3座注水站对应的注水管网干线之间增设连通管道，将3座注水站连通，使其注水能力相互补充，减少了注水泵的回流，有利于节能降耗、减少运行费用。部分串联注水井或平台井采用井口计量技术，该计量方式是2～3口注水井由1条注水管道供水，计量和调节全部在井口进行，减少配水间的面积、减少了单井管道的长度。

改造效果及推广应用

1改造效果

2003年至2006年，扶余油田完成了二次开发地面工程整体调整改造。通过优化简化，实施常温集油和低温脱水，降低了工程投资和运行费用，确保了油田安全、环保、低能耗生产，经济效益和社会效益均取得较好的效果。一是，能耗水平有所降低。改造后，系统达到密闭，油气损耗降低，井口至联合站基本实现了油气密闭混输，油气损耗国内先进水平为1.2%，而扶余油田达到1.0%；吨油生产能耗由原来的4029MJ/t降至1548MJ/t；注水系统效率由原来的37.2%提高到50.0%。二是，集输系统技术指标有所提高。优化集输系统总体布局，简化放水站功能，集中脱水；调整集输半径，减少中间站场数量；简化井口计量方式，计量间“抽稀”，改造为集油阀组间。应用高含水原油常温集输技术，简化工艺、缩短流程，降低能耗，节约了生产成本，实现了集输处理的高效益。表1为改造后扶余油田集输系统主要技术指标。三是，提高设备利用率，降低了维护成本。通过对地面建设布局进行优化调整，对场站实施关、停、并、转、改等措施，地面设施规模减小，提高了设备的利用率，系统维护费用大大降低。四是，管理和操作人员大幅度减少。由于集输系统改造带来的优化简化，改变了生产工艺和作业制度。因此，减少了操作工人和维修工人，改造后较改造前减少800人。

2“扶余模式”在红岗油田老区的应用

扶余油田改造取得的经验成功地应用于红岗油田，并且对“扶余模式”有了进一步的发展，形成了“红岗模式”常温集油技术。红岗油田单井产量较高（产液量19.5t/d、产油量1.4t/d）、井口出油温度低（20℃）、气油比较高（106.6m3/t）、冬季温度低（最低-36℃）。根据常温集输边界条件的研究结论以及“扶余模式”的成功经验，形成了红岗常温集油模式——单管串井常温集输模式。即单井集油管道和集油支干线全部采用常温输送流程，单井管道不保温，井串井、间串间、支干线串支干线，改善流动状况，减少管道工程量，实现了从井口到站的单管常温密闭串联集输流程，简化了集输工艺。集输系统全面实施不加热输送和油气密闭集输处理，节省了油气集输自耗气，降低了单位能耗，吨油能耗由改造前的2352.3MJ/t下降至822.2MJ/t，油气损耗率由2.3%降至0.5%。改造后，红岗油田老区地面工程水平大大提高，从根本上解决了工艺流程落后，运行费用高，管道及设备腐蚀、漏失严重等各种生产运行问题。常温输送技术已在吉林油田7个采油厂推广应用，其中，扶余、红岗和前大采油厂应用较为广泛，常温输送油井所占比例均超过60%；英台、新立、乾安和长春采油厂常温输送油井所占的比例均低于25%，有较大的挖潜空间。

取得的几点认识

1老油田调改原则

一是，坚持系统优化调整与已建设施更新维护相结合的原则。通过关停、合并低负荷、腐蚀老化严重的站及设施，降低更新维护费用、提高系统运行负荷、降低生产运行能耗及成本。二是，坚持系统优化调整与科技进步相结合的原则。只有大力推广新工艺、新技术，才能取得最大的节能降耗效果，如，采用不加热集输工艺、高效的合一设备等。三是，坚持系统优化调整与中长期规划方案相结合的原则。地面系统的优化调整要充分与油藏开发部门结合，并随着油田开发方案的变化进行适时调整。四是，常温集输等新技术的推广，坚持先现场试验摸索边界条件，后规模化推广应用的原则。

2常温集油运行管理经验