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地面系统庞大老化工艺不适应、系统负荷率大幅降低、维护成本和运行能耗居高不下……面对开发后期老油田的系列共性问题，如何提质增效，助推企业高质量发展？油田公司以“地面工程系统整体功能整合流程再造”给出解决方案。这一方案从生产源头遏制“出血点”，使运行成本降低，环保、安全、技术升级，实现系统低耗高效运行，已被东部老油田借鉴采用，在不久前股份公司召开的油气田地面生产系统提质增效工作部署会上，被誉为老油田提质增效值得借鉴推广的“华北模式”。

跳出传统思维 掀起管理模式的革命性变革

“原油交接打破厂际界限，将所有油气生产单位的集输作为一个整体通盘统筹，不仅突破了过去地面系统简化优化的传统思维，也会因运行方式的改变引发管理模式的深刻变革……”令油田公司工程技术部副经理刘书军如此感慨的“主角”就是《油田公司地面工程系统整体功能整合流程再造方案》。

依据这一方案，冀中油区按照一个功能单元配置地面系统。打破一站一优化传统模式，采取区域集中处理方式，减少联合站，接转站密闭集输。站外取消三管伴热集油，主要采用单管集油工艺，最大限度减少热需求；站内取消二段脱水，降低热负荷。同时，采用地热、热泵、管道气等清洁能源，实现安全、环保升级。

这一方案的形成，基于对华北油田开发现状的深入调查和思考。连续10年稳产千万吨，最高时年产原油1733万吨。伴随着华北油田这个昔日的“油老三”曾经的辉煌，承载着这份生产能力，应运而生的是繁杂庞大的地面生产系统。据统计，从投入开发至今，华北油田冀中、二连两大油区建有油井7166口、注水井2826口、各类管线8755千米、联合站32座、接转站54座，其他站场311座。

然而，随着40余年的深度开发，华北油田的年产量已由最高时的1700余万吨降至400余万吨，虽经两轮的老油田系统简化，原油处理能力由2600余万吨/年降至870余万吨/年，但局部工艺改造并未完全解决系统存在的关键问题，大部分管道低输量运行风险大，原油分散处理效率低，伴热集油工艺能耗高，庞大陈旧的地面资产还催生了众多危险源，生产能力与处理能力之间的“大马拉小车”现象依然严重。

对症施治，方能药到病除。破解冗余分散，就要整体优化；节能降耗，倒逼功能整合。依此，方案明确技术路线——实施输油方式调整、集油方式调整、燃油替代三项工程，冀中油区实现油气田开发生产与计量功能分离。按原油流向，前端跨区域输送低含水油，末端自动交接集中处理，沿线18座联合站降级为转油放水站，实现地面系统整体瘦身、升级、提效。

据统计，三项工程完成后，油田站场负荷率将由43.6%提高到80%以上，地面系统运行成本降低10%以上。无疑，这为包括华北油田在内的深度开发老油田面临的共性问题和挑战找到了一个有效的突破口。

借力适宜技术 实现运行工艺的本质优化

“突破了低含水油的输送观念和管理，使低含水油输送从不可能到可能，成为国内石油系统首个吃螃蟹的。”说到系统工艺的优化创新，刘书军难掩自豪。

减少联合站，取消三管伴热集油，取消二段脱水……字面意思简简单单，但要突破传统工艺将其落到实处，可绝不简单。

要取消二段脱水，实现末端集中处理，就需研究低含水油输送技术；要减少联合站，减少值守型岗位，就需优选含水油计量技术；要取消伴热集油，降低站外热需求，就需研究常温集油工艺边界条件，优选单管集油方式……显然，让这份方案落到实处，没有技术的支撑无异于水月镜花。

为此，公司进行了大量的实验、论证。含水率控制在20%以内，可以实现安全、经济输油；采用体积流量计+在线密度计优化计算模型可满足低含水原油计量在线动态交接；管道低输量运行起始温度高、温降大、能耗高，增加输量后，热能消耗大幅下降，总能耗下降……经过一次次实验、论证得出的这些认知，为优选适宜技术推进输油方式和集油方式调整提供了依据和支撑——

在输油方式上，取消联合站传统的两段原油处理工艺，通过拓展Ostwald相体积理论，确定低含水油输送边界条件，沿线站场改输低含水油后，只运行一段工艺，低含水油直接外输，简化升温、加药、二段处理等过程，实现低温处理、输送。同时，通过应用动态在线计量技术，实现低含水油计量交接。

目前，采油一厂西柳—同口作业区、同口—雁领作业区采用多相流装置进行含水油计量交接，人工化验与多相流误差小于1%，已实现无人值守。

在集油方式上，探索通过应用地面井筒一体化、高液井带低液井串联集油、干线T接串联集油等技术实现单管常温集油；通过通球、热洗、加药、电加/伴热、季节停伴热等技术实现单管措施集油；通过端点掺水环状集油、间断掺水等技术实现掺水集油。

以八里庄油田为例，该油田应用地面井筒一体化技术，67口油井全部实现单管集油，平均井口温度由18~38摄氏度提高到30~47摄氏度，日耗电平均下降8.8%，实施前热洗周期3个月，目前应用一年没有热洗。

到今年上半年，公司已全部取消三管伴热集油工艺。仅此，就节约能耗两万吨标煤。

优化需求供给 引发节能降耗的裂变效应

一期高温采出液换热及以气代油，利用潜山高温采出液换热、加大伴生气回收、LNG等商品气代替目前的燃油加热炉；二期规模推广热泵和地热资源利用。——这是油田公司燃油替代工程的分步实施计划。

加热炉，可以说是油田集输生产中最常用的设备之一。以往，其加温一直以原油为燃料，在生产中，加热炉要消耗大量原油，不仅浪费了宝贵的资源，还不利于减排。据统计，公司以往用于生产供热的加热炉有300多台，其中燃油炉172台，年燃油超7万吨。与此同时，在油田开发生产运行中，会产生数量可观的采出水和伴生气。由于得天独厚的潜山地热资源，仅40~50摄氏度的采出水每年就有3000余万立方米。

本着深挖资源潜力，优化需求供给的原则，油田公司推出燃油替代工程。采油一厂，因规模化实现潜山高温采出水利用及燃油替代，年节约自用油11000吨、清水资源20万立方米。到今年7月，公司冀中油区已全部实现“燃油替代”，43座站的118台燃油炉全部停运，彻底告别40多年的“燃油时代”。由此，公司单位油田生产综合能耗、原油自用率等指标，跃升至中石油先进行列，不仅实现了节能降耗，还收获了安全环保效应。

如果说燃油替代取得了一举多得的效果，那么三项工程的综合实施，则让人们看到了效果叠加的裂变效应。

以河一联为例，这是个设计年原油处理能力45万吨、外输能力50万吨的联合站。其实际年处理原油16.6万吨，建有6个计量站、7个拉油点、1个阀组间，拥有2320千瓦加热炉3台、1160千瓦加热炉1台。该站2017年生产运行消耗燃油2501吨、伴生气15.5万立方米。

今年初，该站采用管道气代替燃油，所有油井由三管伴热全部改为单管串联集油，12月又投产水源热泵替代燃气。这些措施的综合实施，使该站实际耗能只有原方式的三分之一，运行费用减少40%。同时，随着联合站的降级瘦身，还会节省可观的人工成本费、设备维护修理费等。

河一联的变迁，只是油田公司地面工程系统整体功能整合流程再造的一个缩影。公司工程技术部地面技术科科长刘松群算了一笔账：整个系统工程完工后，可优化压缩岗位人员近400人、停用设备230余套，年减少燃油7万余吨、节电3000多万千瓦时、减少各类药剂使用300余吨、减少各类停运机泵的维修更新费用2000多万元。由此，每年可降低运行费用1.4亿多元。同时，还可大幅减少二氧化碳、氮氧化物等的排放，真正实现安全环保、节能降耗、提质增效的一举多赢。