時間：2023-03-02 15:08:43
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第四采油廠現有的五個采油工區(qū)均設有保衛(wèi)組，廠區(qū)內各單位的門衛(wèi)、巡防隊等治保機構健全，做到了勤務規(guī)范，著裝標準。同時廠里成立了職工服務站，健全了內部調解、幫教轉化等群防群治組織管理制度，做到了分工明確，措施到位，工作規(guī)范。目前共有保安員66名，其中護廠大隊37名，下設7個保安班，包括新組建的技防班；采油工區(qū)29名，擔負著全廠1127口油、氣、水井及設施的保護和7條輸油氣管道的巡護任務。廠區(qū)內共有8個大隊級單位，有專兼職治保會人員42名，形成了專群結合、全員參與的工作局面。
多年來，廠綜治委認真貫徹油田公司精細管理工作要求，在綜合治理工作實踐中，善于總結工作經驗，不斷創(chuàng)新工作機制。近年，面對綜治工作的新形勢、新任務，新挑戰(zhàn)，探索出了具有四廠特色的“五化”工作機制，全面提升了綜治精細管理工作水平，創(chuàng)出了一流工作業(yè)績。
近年來，共抓獲拘留各類涉油不法分子100余名，繳獲盜油車輛40多臺、收繳被盜原油50余噸，實現了土煉油爐為零，被盜電量為零，回收落地原油1200余噸，協(xié)助處置各類工農糾紛46起，及時制止管道違法占壓84起。曾先后被評為“全國整治油氣田及輸油氣管道生產治安秩序專項行動先進集體”、“河北省企業(yè)事業(yè)單位治安防范先進單位”等稱號，在開展“兩會”及國慶安保維穩(wěn)工作中，獲得了油田公司“兩會”安保嘉獎令表彰，在開展“平安油田”創(chuàng)建工作中，被河北省授于《2011年度深化“平安油田”創(chuàng)建先進單位》稱號。
一、不斷總結經驗，創(chuàng)新管理，形成了綜治工作“五化”機制。
一是突出打擊能力，實現警保聯(lián)防一體化。針對涉油不法分子手段呈多樣化、團伙化、智能化、暴力化的趨勢，通過健全與萬東分局協(xié)同工作制度，細化相關規(guī)定，加強整體協(xié)作配合，不斷優(yōu)化整合公安、內保資源，形成了警保聯(lián)合、警企聯(lián)動、企地聯(lián)合的良好格局。萬東分局每天安排兩名干警與護廠大隊保安班共同巡防、備勤，有效規(guī)避了執(zhí)勤過程中的法律風險，凸顯了配合緊密、同心合力、打擊及時、震懾有力的優(yōu)勢。“11.7”、“4.15”等管道鉆孔團伙盜油案件的成功告破，彰顯了警保聯(lián)合一體化的威力。
二是保持高壓態(tài)勢，實現重點行動常態(tài)化。按照“嚴防、嚴管、嚴打、嚴治”的工作思路，將重要時期安保行動以常態(tài)化持續(xù)開展，采取日常巡防和重點巡查相結合的方式，實施交叉巡護、重點打擊。同時，嚴格落實“一崗雙責”、“一票否決”等制度，目標明確、重點突出，任務有分工、責任有落實、交接無空檔的運行工作機制充分顯效。在油區(qū)治理工作中，為準確、有力打擊不法涉油犯罪，堅持深入開展油區(qū)動態(tài)分析活動。嚴格執(zhí)行綜治辦、護廠大隊班以上干部參加的周分析會，護廠、保衛(wèi)組半月分析會及廠主管領導、萬東分局領導、生產單位總支書記參加的月度分析會議制度，對階段性工作進行總結，對油區(qū)形勢進行分析，對發(fā)案特征進行剖析，做到了信息通暢，掌控準確，協(xié)調到位，處置各類突發(fā)事件措施得當。為加強緊密協(xié)作，萬東分局每天安排兩名干警同護廠大隊保安班共同巡防、備勤。同時，采取加密巡查、主動出擊、化裝偵察等辦法，對涉油不法分子實施嚴厲打擊，較好的維護了油區(qū)治安秩序。
三是夯實防范基礎，實現動態(tài)防控網絡化。通過將各種特殊時期安保工作常態(tài)化開展，持續(xù)保持了高壓態(tài)勢，牢牢掌握了主動權，始終保持了油區(qū)的穩(wěn)定秩序。按照“突出技防、加強人防、鞏固物防”的思路，先后投資260萬元，建立多層次防控體系，實現了油（廠）區(qū)重點單位、要害部位全面監(jiān)控。通過定期開展油（廠）區(qū)治安形勢和案情分析，突出重點、廣布特情，對重點部位加密巡查、嚴防死守，布設“人防”控制網；采取加裝防護欄、應用監(jiān)控系統(tǒng)，油井安裝E型鎖、加固防盜井口房，鞏固“物防”基礎網；采取安裝區(qū)域防控報警、管道聲波、壓力報警、移動黑光取證等先進設備，有效提升綜合防控能力，構建“技防”信息網。
四是依托政策優(yōu)勢，實現企業(yè)維權法制化。面對占壓與反占壓日益凸顯的矛盾，我廠在廣泛開展法制宣傳的基礎上，進一步完善《第四采油廠輸油氣管道安全保護工作方案》及巡護制度，同時利用《石油天然氣管道保護法》這一法律武器，及時有效制止各類新發(fā)占壓、干擾油氣生產及侵占井場、道路等行為的發(fā)生，形成強化宣傳、嚴加防范、專項整治、重點打擊的整體合力，較好地維護了企業(yè)合法權益。先后對所轄油區(qū)20多個重點村鎮(zhèn)開展了法制宣傳活動。共出動警務宣傳車300余臺次，便民服務車輛90余臺，電、氣焊40余套，宣傳人員1500余人次。共張貼散發(fā)《關于清理違法占壓石油天然氣管道公告書》6000余份、《石油天然氣管道保護法》宣傳手冊2100余本、制作懸掛標語橫幅140多條、利用宣傳車播放《致油區(qū)村民一封信》及《最高人民法院、最高人民檢察院關于辦理盜竊油氣、破壞油氣設備等刑事案件具體應用法律若干問題的解釋》130余小時，為當地村民修理農機具共1500多件，營造了良好的外部氛圍。
1.老油田的油氣集輸系統(tǒng)中，在實際集輸過程中，最初的油氣設計與實際集輸不匹配，并且在集輸過程中會大量浪費能源，提升處理成本。
2.集輸站內設備老舊，能耗較高，部分嚴重老化，降低了集輸效率。
3.老油田中集輸管道設備老化、腐蝕嚴重，易造成對環(huán)境的污染。
4.老油田的檢測系統(tǒng)存在誤報問題，對其使用效果造成嚴重影響，并使用戶對其信任程度有所降低，同時無形之中增大了工作人員的工作強度。
二、對集輸系統(tǒng)優(yōu)化整治方案方法
1.對油氣集輸設計進行調整改造
在對老油田進行整治改革中，應重視對油氣集輸系統(tǒng)的設計與調整。在該方面，主要應重視以下三點：
（1）優(yōu)化設計脫水系統(tǒng)結構，并對放水站的工藝進行適當改進。油田中脫水系統(tǒng)的主要任務是將其中的放水系統(tǒng)與油田的實際脫水相互結合，并注意外輸系統(tǒng)的設備運行率及運行生產狀況，將老油田中傳統(tǒng)的脫水結構進行重新的合理設計，使其滿足日常生產需要
（2）對于新型高科技的集輸要大力推廣應用，逐步實現脫水區(qū)域與外輸系統(tǒng)的全面合理優(yōu)化。在實際集輸過程中，大部分油田要面對在生產高峰期后的系統(tǒng)運行效率大幅度降低和脫水系統(tǒng)負荷失衡問題。針對出現的該類具體問題，應及時對脫水處理系統(tǒng)進行適當調整和設計。為此，可通過以下方法進行整治：首先，要將前兩段中脫水系統(tǒng)負荷較低的、不能維持正常運行的脫水站改為放水站，同時將管內原油輸送到下一脫水站內進行脫水；其次，對于脫水站負荷不高只能將近維持運行的，要依據不同區(qū)域對原油裝置的布局及輸送方案，采用不同的化學處理手段對容器進行脫水處理。在區(qū)域內部，要以在脫水站進行穩(wěn)定的原油結合得到最大的凈化油量為最終目的。
（3）調整優(yōu)化過渡性的集油外輸系統(tǒng)，對集油管網重新合理規(guī)劃設計，達到減級性布站目的。通過大量實踐研究表明，對過渡性的布站進行合理的區(qū)域減級規(guī)劃，對于老油井的集油半徑適當增大，并提升井口回壓，借此可將傳統(tǒng)“三級站”升級為“兩級站”，使其規(guī)模減小，維護費用及其運行成本大大降低。
2.具體優(yōu)化措施
（1）混合泵的使用。相比雙螺旋桿混合泵來說，單螺旋桿混合泵具有更多優(yōu)點，如單螺旋桿混合泵的抗砂石和雜質的能力更強，在運行過程中，不需再安置其他的過濾器及除砂裝置；單螺旋桿混合泵運行過程中所需較低電功率即可，運行費用低廉；混合泵軸封部位在低壓區(qū)域，與出泵口壓力相差不大，均為0.2Mp，密封可靠，不易泄漏。螺旋桿混合泵的投入使用可使流程簡化，設備量減少，同時可是場地占地面積縮小，減少對廠房的投資，所以，在對外輸設備進行選擇時，單螺旋桿混合泵是最適宜的。
（2）集輸系統(tǒng)中的節(jié)能方案。當前形勢下，我國各油田和企業(yè)的主要任務即是研究調查目前國內油田集輸系統(tǒng)高能耗的原因，并大力開發(fā)新技術，達到節(jié)能降耗的目的。在當前，大多數企業(yè)和油田開始采用的節(jié)能新技術主要有：利用熱泵對污水進行余熱的回收利用；對加熱爐進行節(jié)能改造；對集油采用低溫或不加熱的方式進行。
其中熱泵技術即是根據逆卡諾循環(huán)原理，促使載熱物可從具有低溫余熱的物質中吸收熱量，增加自身內能，同時可以在具有高溫度區(qū)域釋放自身熱量的回收系統(tǒng)。因熱泵可把處于低溫處的熱能變換成為高溫處的熱能，以此使能量利用效率得以提高，這時當前主要采取的一種余熱回收方式。根據實際經驗，部分油田采用壓縮式熱泵，還有一部分油田則主要采用吸收式的熱泵，在對含油污水進行余熱回收時，可將其出水溫度升高20攝氏度左右，其節(jié)能的效果異常明顯。加熱爐是一個集油井脫水、摻水、供熱采暖的重要設備，所受主要的影響因素即為爐體的散熱損失、空氣系數、燃燒器參數及排煙溫度。為使加熱爐能耗降低，應重點考慮如下幾點：加熱爐能否達到高效節(jié)能；新技術的采用是否有效，燃燒器的選擇是否為優(yōu)質產品，能否保證燃料充分燃燒，加熱爐的維護能否定期進行等。為保證油氣集輸系統(tǒng)能夠安全可靠的開展工作，通常采用雙管摻水技術，傳統(tǒng)的雙管摻水技術具有可靠安全、方便管理的優(yōu)點，但該技術往往需要以天然氣和電量的大量消耗為代價，這在無形之中使系統(tǒng)的能耗有所增加。因此，為減少摻水耗氣，常采用低溫集輸的方式。
（3）采用先進的計算機技術對其進行監(jiān)視和控制，使事故發(fā)生幾率降低，使得油氣集輸的自動化水平得以提高，在計算機的實時監(jiān)控技術中，主要包括以下幾方面內容：實時監(jiān)測三相分離器的加熱爐中干氣壓力及進口溫度，對其變化情況要及時掌握，以此保證集輸設備的運行安全有效不出故障；使用先進的雷達導波技術自動檢測油罐內的原油液面的高度，防止因原油液面過高或過低導致冒罐和頂罐現象發(fā)生，在生產過程中，提高計算精度和安全性能，并使不必要的勞動力有所節(jié)省，減輕石油工作者的工作強度；在該技術運用過程中，可全天候的對外輸油泵房、電脫水器及原油穩(wěn)定塔等重要設備區(qū)進行監(jiān)控，監(jiān)視整個原油站的工作運行情況，同時使問題原因得到方便查找。
3.參考實例
61號集油區(qū)是新疆油田公司采油二廠早已開發(fā)的老油田區(qū)，它所轄包括六東區(qū)、六中區(qū)和七中區(qū)三個油田區(qū)。該油田集輸系統(tǒng)存在較大的安全隱患，例如：系統(tǒng)適應性差、能耗高、生產瓶頸等。為了消除安全隱患，降低運行成本，該油田進了一系列改進。首先，對油氣集輸系統(tǒng)進行適應性分析，優(yōu)化布站，使用單井兩相流流量計，停止計量配水戰(zhàn)的使用。其次調整地面油氣集輸網管布局，理順集輸流向，井口能量充分利用，在一部分的集輸干線中安裝混輸泵，停止使用61號轉油站。這些措施的應用，成功降低了伴生氣放空量5×104m2/d，從而使天然氣的銷售收入增加，減少了油田老化的調整改早投資20%～30%，有效的控制了老油田的操作成本和生產能耗。
三、技術系統(tǒng)優(yōu)化意義
優(yōu)化簡化關鍵工藝技術
1優(yōu)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(yōu)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(guī)模和位置。西區(qū)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(lián)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(qū)位于松原城區(qū)內，經優(yōu)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(qū)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(lián)合站改造為2個放水站（東區(qū)放水站和中區(qū)放水站）、1個中心處理站（西區(qū)中心處理站）。扶余油田原油外輸口由3個改為1個，即西區(qū)中心處理站外輸口。東區(qū)放水站和中區(qū)放水站負責本作業(yè)區(qū)產液的簡易脫水，低含水油外輸至西區(qū)中心處理站；西區(qū)中心處理站負責西區(qū)產液的油氣分離及一段脫水，將東區(qū)、中區(qū)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(lián)合站內，處理規(guī)模和能力滿足未來開發(fā)的需要，只進行改造，不需擴建。注水管網三網聯(lián)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(tǒng)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(yōu)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(lián)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(tǒng)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(qū)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(xù)相和分散相發(fā)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(jié)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(huán)狀端點井季節(jié)性摻輸相結合的工藝，以常溫集油為主，季節(jié)性摻輸為輔。具體如下：一是，多井串聯(lián)、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(lián)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(huán)行串聯(lián)、端點井季節(jié)性摻水集輸模式。多井實施串聯(lián)，在集油閥組間和串聯(lián)端點井之間建設摻水管道，形成多井串聯(lián)、環(huán)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(lián)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(tǒng)，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(jié)性摻水，在天氣比較暖和的季節(jié)，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(yōu)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(tǒng)負荷率大大提高。增壓站位于西區(qū)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(qū)和東區(qū)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(lián)鎖，可實現連續(xù)密閉輸油，大大降低了油氣損耗和用電量。改造后，中區(qū)和東區(qū)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(qū)中心處理站統(tǒng)一脫水凈化。該站負責西區(qū)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(qū)和中區(qū)放水站輸送來的低含水油，與本站產液統(tǒng)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(jié)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(yōu)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(guī)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(wěn)定性。現場應用期間，扶余和紅崗聯(lián)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(lián)合站上推廣應用。
5低溫污水處理工藝技術
由于集輸系統(tǒng)采用不加熱流程及低溫脫水工藝，造成污水處理系統(tǒng)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(tǒng)三網聯(lián)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(tǒng)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(jié)能降耗、減少運行費用。部分串聯(lián)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(jié)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(fā)地面工程整體調整改造。通過優(yōu)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(huán)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(tǒng)達到密閉，油氣損耗降低，井口至聯(lián)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(tǒng)效率由原來的37.2%提高到50.0%。二是，集輸系統(tǒng)技術指標有所提高。優(yōu)化集輸系統(tǒng)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(jié)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(tǒng)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(yōu)化調整，對場站實施關、停、并、轉、改等措施，地面設施規(guī)模減小，提高了設備的利用率，系統(tǒng)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(tǒng)改造帶來的優(yōu)化簡化，改變了生產工藝和作業(yè)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(qū)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(fā)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(lián)集輸流程，簡化了集輸工藝。集輸系統(tǒng)全面實施不加熱輸送和油氣密閉集輸處理，節(jié)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(qū)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(tǒng)優(yōu)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(tǒng)運行負荷、降低生產運行能耗及成本。二是，堅持系統(tǒng)優(yōu)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(jié)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(tǒng)優(yōu)化調整與中長期規(guī)劃方案相結合的原則。地面系統(tǒng)的優(yōu)化調整要充分與油藏開發(fā)部門結合，并隨著油田開發(fā)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(guī)模化推廣應用的原則。
2常溫集油運行管理經驗
常溫輸送流程與熱水伴熱及摻水流程相比，油井采出液以段塞流形式輸送，井口回壓會有上升，運行溫度低，易凝管。因此，要從井口回壓和運行溫度兩方面加強運行管理。一是，根據井口回壓變化情況，對常溫輸送油井進行壓力分級管理：井口回壓低于1.0MPa，并能長期保持穩(wěn)定的井進行正常管理；井口回壓范圍在1.0～2.0MPa的油井，監(jiān)測其含水、產液量變化情況，制定吹掃管道制度。要注意季節(jié)性摻輸水質的處理，控制結垢速度，降低油井回壓。二是，運行溫度控制方面，施工時間盡量避開上凍期，防止因凍土使管溝回填不實、增加凍土層深度，造成常溫輸送困難；加強井口電熱帶保溫的管理，保證油井再啟動時井口保溫完好；對以季節(jié)性摻輸為條件的常溫輸送油井，要根據油井生產參數的動態(tài)變化，對達到常溫輸送界限的井通過現場實踐進行。
