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【摘要】本文首先对“十一五”及2011年产能建设情况进行概括性阐述，对产能建设中采取的各类工艺进行量化和技术化总结。之后对各类地面建设工艺技术的适应性进行分析，单项地面技术主要包括合一装置技术、环状掺水流程工艺、丛式平台工艺、塔架抽油机技术、单干管单井配水工艺等，在技术分析中，将江滩漫地区块环保工艺技术以独立单元形式进行适应性分析，分析中体现各单项技术与老技术在建设投资和生产适应性方面的差异，在不足方面以生产实际进行例证。并就各系统简化工艺技术在产能建设中的降投资贡献值进行总体计算分析。总结各系统采取的地面技术工艺的适宜性，提出“十二五”后四年的产能建设地面技术应用的总体思路和建议。
【关键词】产能建设 工艺技术 简化 适应性
1 “十一五”及2011年产能建设概况
我厂“十一五”及2012年共开发建设产能工程20多项，基建油水井1000多口，建成总产能60多万t/a。投产的区块除了加密区块外，新区块主要以某井区和某外扩区块为主，这两个区块投产油水井700多口，占产能井数的44%，建成产能20多万t/a，占总产能数的41%。
2 产能建设地面工艺
加密区块的集油系统主要以直井为主，采用“两就近”方式，新井挂接已建集油管道或就近接入已建配水阀组间的空头。开发新区块的地面建设遵循“站外以丛式平台为基础，环状流程工艺、单干管单井配水、一变多井做保障；站内高效合一装置为基础，岗位合并建设”的降投资原则，考虑区块特点，采用游梁抽油机基础架高和塔架抽油机机采方式，满足特殊区块的安全环保生产要求。
2.1 丛式平台布井
在某产能建设开始进行丛式平台布井设计，建设10多座平台，辖油井60多口，水井20多口。以井深1000米为例，对比丛式平台井与直井在开发钻井、地面建设和后期维护三个方面的投资变化情况见下表1所示；
开发钻井费用斜井较直井高10万元，主要原因为斜井进尺比直井长，而且斜井的单位钻井费用较直井高。采油防偏磨工艺中斜井较直井的扶正器数量多，因此造成投资增加0.86万元，斜井的扶正器安装程度为100%，直井的扶正器安装程度为40%左右。地面建设方面，斜井的投资较直井降低幅度较大，降投资主要体现在占地、通井路、井场配电、配电线路、集油管线五个方面。区块建成投产后，由于斜井的井筒结构，导致措施上检率较高、措施上检周期较短，通过对2008-2010年三年的直斜井统计，斜井的上检率为6.4%，比直井高2.4%，斜井的上检周期为624天，比直井少258天，折算成一年的费用，斜井比直井的作业费用多0.24万元。综合以上四方面建设、维护资金的变化情况，采取丛式平台布井较常规直井布井开发建设，地面开发投资可以降低6.18万元，降投资效果明显。而且在钻井阶段，由于是在同一平台钻井，省去了钻井队伍搬家环节，以一个平台四口井为例，可省去三次搬家环节，每次搬家费用按15万元估算，可降低搬家费用45万元，平均每口井可降低钻井费用11.25万元，虽然采油厂和钻井公司是以进尺结算，但是减少搬家环节，也为油田公司节省了燃料成本的消耗。
自“丛式平台井”应用至今，共建设丛式平台井场100多个，辖油井500多口，共节约占地面积41.11×104m2，减少集油管道49.26km，少建柱上变电站358台、供电线路14.32km，共节省地面建设投资9146.0万元。通过丛式平台布井方式的实施，即减少了地面建设一次性投资，提高了施工进度，由于管理点的数量的大幅度降低，方便了油水井日常生产管理。
丛式平台开发方式在加密区块受已建井条件限制，可以适当采用。在新区块的开发建设中应全面采用丛式平台开发建设模式，降低建设投资，规避开发风险，提高总体开发效益。
2.2 单管环状掺水流程
单管环状掺水集油工艺为90年代初期在外围低产油田开发的形势下、在双管掺水集油工艺基础上进行优化、简化而成，成为适应外围油田开发的新型掺水工艺。
由于“单管环状流程”与双管掺水流程相比，具有管道使用量小，掺水量和运行能耗均较低的特点，因此“十一五”及2011年期间投产区块，除了部分区块使用提捞和井场集油罐工艺外，单管环状掺水流程站外集油工艺被大面积使用。根据分析，环状掺水流程较双管掺水流程降低管道工程量在30%以上，降低掺水能耗接近40%。6年间，共有1000多口油井采用双管掺水流程工艺，涉及集油环200多个，集油半径超过5km，单环辖井数最大为10口井。该工艺节省一次性地面投资2039万元。
我厂集油环的应用效果较好，个别集油环由于压裂后初期产量较高和结蜡等原因，出现环所辖的油井无法全部投运的现象。我厂2011年投产建设的某区块，共建成*个环，40多口油井，产能开发资料中油井产液2.08t/d，产油1.9t/d，6月份开始陆续投产，初期平均油井产液6.0t/d，产油5.6t/d，实际产液与开发资料差异较大，导致3个集油环辖井无法正常投运。三个不能正常投运的集油环基本情况见下表2所示。
单管环状减量掺水集油工艺从优化简化工艺角度出发，管径小、集油半径大，对环中产量变化范围适应性也小。油井投产压裂产量高，导致产量预测与实际量偏差大，因此在该套工艺的设计阶段，应在理论计算的基础上，适当加大集油环管径，小幅度增大投资，以减少对投产带来的不利影响。
2.3 合一建站
2009年根据地面建设需要在某区块新建转油注水变电站1座，为达到降低投资、减少运行费用的目的，该转油注水变电站采用合一建设方式，站内建设四合一2台。
通过转油注水变电站合一建设与常规建站方式相比占地面积减少了1205 m2，与三合一工艺相比，降低建设投资568.64万元，节省岗位管理员工9人，年节约运行费用54万元。 四合一装置较常规三合一工艺相比，降低投资8.6%，具有工艺简化和一次性建设投资较低的优点，但是由于多功能集合，单体设备事故维修期间影响波及面较广，对平稳生产影响较大。合岗建站具有节省人员和降低地面建设投资的优点，但是对岗位职工素质要求较高。因此，今后在合一建站应用方面应重点考虑设备备用和人员培训，达到降低生产影响和高效运行的目的。
2.4 单干管单井配水
“十一五”及2011年期间投产的水井中，有部分水井采用单干管单井的配水工艺，占外扩区块注水井总数的66%，较集中配水工艺，减少注水管道的工程量63.31km，少建配水间12座，降低地面建设投资1557万元。
该简化工艺目前在生产使用中效果较好，但是由于单井管线未全部设置切断阀门，存在井口工艺维修时，注水支线上其他注水井需停井的情况，而且井场配水装置无保温和防盗措施，易发生配水装置锈蚀、冻堵和被盗现象。建议在单井管线全部加装切断阀门，避免注水井之间的相互影响，加装单井井口房，延长使用寿命。
2.5 非金属管材
自非金属管材在我厂应用至今，在注水、集油、污水系统应用非金属管道，应用重点为给排水及注水系统中应用的玻璃钢管道，占非金属管道总数的88%。集油管线应用的非金属管道为连续增强塑料复合管。非金属管道以其耐腐蚀、低摩阻特性，总体应用效果较好。
某区块建设外部环境均比较低洼，施工时间基本集中在10-12月份，管线沟平整较困难，回填土时易造成管道的破坏，投产第二年，回填土沉降，会增大非金属管道的纵向剪切力，易对管道造成剪切破坏。在管道运行期，由于维修力量不足、维修技术不强，事故维修困难较大。
3 简化地面工艺降低产能项目投资
“十一五”及2011年产能建设中，通过采取地面优化简化技术工艺，共降低产能建设地面投资1.21×108元，具体组成见表3。
通过上表可以看出，丛式平台布井对降低地面投资贡献值最大，降投资比例达到67%。环状掺水流程和单干管单井配水工艺降投资比例也较高，分别为15%和12%，是产能建设降投资的重要手段。
4 总结及建议
（1）在加密区块中，采用直井为主、斜井为辅的建设原则，在外扩和新区的建设中，全面采用“地下地面一体化丛式平台”工艺，最大限度增加单平台辖井数量，最大程度降低产能投资。
（2）站外集油工艺全部采用单管环状流程工艺，要求开发提供初期产量，根据初期产量确定站外设计参数，在降低地面建设投资的同时，保证区块投产初期的正常生产，并为新区的后期加密提供站外能力保障。
（3）根据预测，某区块在未来几年间需新建转油站，我们将坚持“合岗建站”原则，积极应用“合一装置”，增加设备备用，减少“合一设备”维修的影响程度。
（4）在注水系统全面应用单干管单井工艺，单井全部加装紧急切断阀，减少水井作业是对相关水井的干扰，并对井场配水装置采取保温防盗措施。
（5）非金属管道应尽量避免冬季施工，并增加管道敷设砂垫层，加大现场维修人员的技术培训力度。
参考文献
[1] 李虞庚.油气油气集输设计技术手册[M].北京：石油工业出版社，1994
[2] 王筠.吉林省石油工业可持续发展与循环经济运行模式研究[D].吉林大学.2007
[3] 周振斌.大庆外围油田产能建设工程整体经济评价研究[D].大庆石油学院.2007
[4] 王耕.中国石油企业跨国经营市场进入模式及区位选择研究[D].广东外语外贸大学.2009
[5] 王超.我国石油工程项目监理现状及对策[J].科技致富向导.2011，（20）
【关键词】产能建设 工艺技术 简化 适应性
1 “十一五”及2011年产能建设概况
我厂“十一五”及2012年共开发建设产能工程20多项，基建油水井1000多口，建成总产能60多万t/a。投产的区块除了加密区块外，新区块主要以某井区和某外扩区块为主，这两个区块投产油水井700多口，占产能井数的44%，建成产能20多万t/a，占总产能数的41%。
2 产能建设地面工艺
加密区块的集油系统主要以直井为主，采用“两就近”方式，新井挂接已建集油管道或就近接入已建配水阀组间的空头。开发新区块的地面建设遵循“站外以丛式平台为基础，环状流程工艺、单干管单井配水、一变多井做保障；站内高效合一装置为基础，岗位合并建设”的降投资原则，考虑区块特点，采用游梁抽油机基础架高和塔架抽油机机采方式，满足特殊区块的安全环保生产要求。
2.1 丛式平台布井
在某产能建设开始进行丛式平台布井设计，建设10多座平台，辖油井60多口，水井20多口。以井深1000米为例，对比丛式平台井与直井在开发钻井、地面建设和后期维护三个方面的投资变化情况见下表1所示；
开发钻井费用斜井较直井高10万元，主要原因为斜井进尺比直井长，而且斜井的单位钻井费用较直井高。采油防偏磨工艺中斜井较直井的扶正器数量多，因此造成投资增加0.86万元，斜井的扶正器安装程度为100%，直井的扶正器安装程度为40%左右。地面建设方面，斜井的投资较直井降低幅度较大，降投资主要体现在占地、通井路、井场配电、配电线路、集油管线五个方面。区块建成投产后，由于斜井的井筒结构，导致措施上检率较高、措施上检周期较短，通过对2008-2010年三年的直斜井统计，斜井的上检率为6.4%，比直井高2.4%，斜井的上检周期为624天，比直井少258天，折算成一年的费用，斜井比直井的作业费用多0.24万元。综合以上四方面建设、维护资金的变化情况，采取丛式平台布井较常规直井布井开发建设，地面开发投资可以降低6.18万元，降投资效果明显。而且在钻井阶段，由于是在同一平台钻井，省去了钻井队伍搬家环节，以一个平台四口井为例，可省去三次搬家环节，每次搬家费用按15万元估算，可降低搬家费用45万元，平均每口井可降低钻井费用11.25万元，虽然采油厂和钻井公司是以进尺结算，但是减少搬家环节，也为油田公司节省了燃料成本的消耗。
自“丛式平台井”应用至今，共建设丛式平台井场100多个，辖油井500多口，共节约占地面积41.11×104m2，减少集油管道49.26km，少建柱上变电站358台、供电线路14.32km，共节省地面建设投资9146.0万元。通过丛式平台布井方式的实施，即减少了地面建设一次性投资，提高了施工进度，由于管理点的数量的大幅度降低，方便了油水井日常生产管理。
丛式平台开发方式在加密区块受已建井条件限制，可以适当采用。在新区块的开发建设中应全面采用丛式平台开发建设模式，降低建设投资，规避开发风险，提高总体开发效益。
2.2 单管环状掺水流程
单管环状掺水集油工艺为90年代初期在外围低产油田开发的形势下、在双管掺水集油工艺基础上进行优化、简化而成，成为适应外围油田开发的新型掺水工艺。
由于“单管环状流程”与双管掺水流程相比，具有管道使用量小，掺水量和运行能耗均较低的特点，因此“十一五”及2011年期间投产区块，除了部分区块使用提捞和井场集油罐工艺外，单管环状掺水流程站外集油工艺被大面积使用。根据分析，环状掺水流程较双管掺水流程降低管道工程量在30%以上，降低掺水能耗接近40%。6年间，共有1000多口油井采用双管掺水流程工艺，涉及集油环200多个，集油半径超过5km，单环辖井数最大为10口井。该工艺节省一次性地面投资2039万元。
我厂集油环的应用效果较好，个别集油环由于压裂后初期产量较高和结蜡等原因，出现环所辖的油井无法全部投运的现象。我厂2011年投产建设的某区块，共建成*个环，40多口油井，产能开发资料中油井产液2.08t/d，产油1.9t/d，6月份开始陆续投产，初期平均油井产液6.0t/d，产油5.6t/d，实际产液与开发资料差异较大，导致3个集油环辖井无法正常投运。三个不能正常投运的集油环基本情况见下表2所示。
单管环状减量掺水集油工艺从优化简化工艺角度出发，管径小、集油半径大，对环中产量变化范围适应性也小。油井投产压裂产量高，导致产量预测与实际量偏差大，因此在该套工艺的设计阶段，应在理论计算的基础上，适当加大集油环管径，小幅度增大投资，以减少对投产带来的不利影响。
2.3 合一建站
2009年根据地面建设需要在某区块新建转油注水变电站1座，为达到降低投资、减少运行费用的目的，该转油注水变电站采用合一建设方式，站内建设四合一2台。
通过转油注水变电站合一建设与常规建站方式相比占地面积减少了1205 m2，与三合一工艺相比，降低建设投资568.64万元，节省岗位管理员工9人，年节约运行费用54万元。 四合一装置较常规三合一工艺相比，降低投资8.6%，具有工艺简化和一次性建设投资较低的优点，但是由于多功能集合，单体设备事故维修期间影响波及面较广，对平稳生产影响较大。合岗建站具有节省人员和降低地面建设投资的优点，但是对岗位职工素质要求较高。因此，今后在合一建站应用方面应重点考虑设备备用和人员培训，达到降低生产影响和高效运行的目的。
2.4 单干管单井配水
“十一五”及2011年期间投产的水井中，有部分水井采用单干管单井的配水工艺，占外扩区块注水井总数的66%，较集中配水工艺，减少注水管道的工程量63.31km，少建配水间12座，降低地面建设投资1557万元。
该简化工艺目前在生产使用中效果较好，但是由于单井管线未全部设置切断阀门，存在井口工艺维修时，注水支线上其他注水井需停井的情况，而且井场配水装置无保温和防盗措施，易发生配水装置锈蚀、冻堵和被盗现象。建议在单井管线全部加装切断阀门，避免注水井之间的相互影响，加装单井井口房，延长使用寿命。
2.5 非金属管材
自非金属管材在我厂应用至今，在注水、集油、污水系统应用非金属管道，应用重点为给排水及注水系统中应用的玻璃钢管道，占非金属管道总数的88%。集油管线应用的非金属管道为连续增强塑料复合管。非金属管道以其耐腐蚀、低摩阻特性，总体应用效果较好。
某区块建设外部环境均比较低洼，施工时间基本集中在10-12月份，管线沟平整较困难，回填土时易造成管道的破坏，投产第二年，回填土沉降，会增大非金属管道的纵向剪切力，易对管道造成剪切破坏。在管道运行期，由于维修力量不足、维修技术不强，事故维修困难较大。
3 简化地面工艺降低产能项目投资
“十一五”及2011年产能建设中，通过采取地面优化简化技术工艺，共降低产能建设地面投资1.21×108元，具体组成见表3。
通过上表可以看出，丛式平台布井对降低地面投资贡献值最大，降投资比例达到67%。环状掺水流程和单干管单井配水工艺降投资比例也较高，分别为15%和12%，是产能建设降投资的重要手段。
4 总结及建议
（1）在加密区块中，采用直井为主、斜井为辅的建设原则，在外扩和新区的建设中，全面采用“地下地面一体化丛式平台”工艺，最大限度增加单平台辖井数量，最大程度降低产能投资。
（2）站外集油工艺全部采用单管环状流程工艺，要求开发提供初期产量，根据初期产量确定站外设计参数，在降低地面建设投资的同时，保证区块投产初期的正常生产，并为新区的后期加密提供站外能力保障。
（3）根据预测，某区块在未来几年间需新建转油站，我们将坚持“合岗建站”原则，积极应用“合一装置”，增加设备备用，减少“合一设备”维修的影响程度。
（4）在注水系统全面应用单干管单井工艺，单井全部加装紧急切断阀，减少水井作业是对相关水井的干扰，并对井场配水装置采取保温防盗措施。
（5）非金属管道应尽量避免冬季施工，并增加管道敷设砂垫层，加大现场维修人员的技术培训力度。
参考文献
[1] 李虞庚.油气油气集输设计技术手册[M].北京：石油工业出版社，1994
[2] 王筠.吉林省石油工业可持续发展与循环经济运行模式研究[D].吉林大学.2007
[3] 周振斌.大庆外围油田产能建设工程整体经济评价研究[D].大庆石油学院.2007
[4] 王耕.中国石油企业跨国经营市场进入模式及区位选择研究[D].广东外语外贸大学.2009
[5] 王超.我国石油工程项目监理现状及对策[J].科技致富向导.2011，（20）