第一部分：概述第二部分：油田地面工藝技術第三部分：氣田地面工藝技術第一部分：概述第一部分：概述第一部分：概述一、地理位置

長慶油田總部位于陜西省西安市，是中國石油十四個地區分公司之一，主營鄂爾多斯盆地油氣勘探、開發、生產、儲運和銷售業務。中國石油第二大油田。鄂爾多斯盆地西安北京一、地理位置長慶油田總部位于陜西省西安市，是中國石油4

長慶油田的工作區域主要在鄂爾多斯盆地。位于我國中部，是我國第二大沉積盆地。盆地東起呂梁山，西抵賀蘭山，南到秦嶺北坡，北達陰山南麓，總面積37萬平方公里。二、工作區域15萬平方公里11萬平方公里5萬平方公里4萬平方公里2萬平方公里內蒙古自治區陜西省甘肅省寧夏回族自治區山西4長慶油田的工作區域主要在鄂爾多斯盆地。位于我國中部

油區屬內陸干旱型氣候,最低氣溫-25℃,最高氣溫38℃,年平均氣溫10℃左右,年降水500-800mm,凍土深度800-1300mm。三、自然條件油區屬內陸干旱型氣候,最低氣溫-25℃,最高氣溫38三、自然條件

油田主要以黃土原和沙漠為主，以中部的白于山和長城一線為界，可分南、北兩大部分。北部—沙漠、草原及丘陵區

地勢相對平坦海拔1200～1350m南部—黃土高原溝壑縱橫、梁峁交錯黃土層厚100～300m

海拔1100～1400m榆林延安烏審旗銀川鹽池吳旗西安

沙漠

草原

黃土高原

山地西安三、自然條件油田主要以黃土原和沙漠為主，以中部的白于山侏羅系延安組：延1～延10直羅組：直1～

直4三疊系延長組：長1、2、3、4+5、

6、7、8、10

長慶油區開發靖安、安塞、西峰、馬嶺、華池等28個油田，主要開采層系為侏羅系延安組和三疊系延長組油層，共22個油層組，72個小層。四、開發層系侏羅系長慶油區開發靖安、安塞、西峰、馬嶺、華池等28個★低滲：侏羅系滲透率10～100×10-3μm2

三疊系滲透率0.1～2.0×10-3μm2★低壓：壓力系數0.65～0.75

地飽壓差較小2.94～6.38MPa★低產：自然產能低或無自然產能五、油藏特點★低滲：侏羅系滲透率10～100×10-3μm2五、油藏★密度：0.84～0.85g/cm3（50℃）★粘度：5～8mm2/s（50℃）★凝點：14～22℃原油物性六、原油特性采出水物性★礦化度高

3～12×104mg/L★水型

主要為

CaCl部分為

NaHCO3

和Na2SO4★成垢離子含量較高100～7000mg/L★密度：0.84～0.85g/cm3（50℃）原油物性六、原低滲、低產加大了建設投入萬噸產建井數多且區塊分散，造成地面建設站點多、線路長，建設投入大。采出水處理難度大、投資高儲層孔喉半徑僅0.4～0.8μm，對注水和回注污水水質要求非常高；污水礦化度高，而且富含硫酸根、鈣、鋇、鍶等離子，易造成結垢、腐蝕；采出水處理流程復雜，必須采取相應的防腐措施。七、開發難點低滲、低產加大了建設投入七、開發難點自然環境惡劣

黃土高原溝壑縱橫、梁峁密布，地形極其破碎，濕陷性嚴重（個別地區達到四級），地下水資源匱乏，地面建設難度大。欠發達地區依托條件差油田所處地區主要以農牧業為主，工業基礎薄弱，道路、交通、電力、通信條件差；油田內部水、電、路、信等系統均需自行建設。七、開發難點

開發難點自然環境惡劣七、開發難點開發難點第二部分：油田地面工藝

王窯集中處理站第二部分：油田地面工藝王窯集中處理站

長慶油田自二十世紀七十年代以來，歷經三十多年勘探開發，先后投入開發建設了馬嶺、華池、安塞、靖安、吳起、西峰、姬塬等二十多個油田。在多年開發實踐中，基本形成了一套適用于（特）低滲透、低產油田、以及黃土高原復雜地形條件下的地面工藝技術，成功地控制了地面建設投資，確保了長慶特低滲透油田的有效開發。二、油田集輸流程長慶油田自二十世紀七十年代以來，歷經三十多年勘探開發

長慶油田油氣集輸流程的發展大體上可劃分為四個階段：1、開發初期的三管伴熱集輸流程馬嶺油田開發始于七十年代，開發層系為侏羅系延安組，地面建設沿用當時玉門油田的三管伴熱流程，采用“井口—計量間(選油站)—總站”三級布站方式。流程投資高、能耗大，是開發初期一個短暫的過渡階段。二、油田集輸流程長慶油田油氣集輸流程的發展大體上可劃分為四個階段：1、開發2、單井單管不加熱集輸流程--馬嶺模式

針對三管伴熱流程存在問題，經過反復試驗，對油氣混輸多項流特性有了初步的認識,對原油析蠟規律進行了分析,突破了原油進站溫度必須高于凝固點3～5℃的觀念。創建“馬嶺油田地面建設模式”二、油田集輸流程2、單井單管不加熱集輸流程--馬嶺模式針對三管伴熱流計量站接轉站聯合站采用單井單管不加熱密閉集輸，投球清蠟、端點加藥、管道破乳、大罐沉降脫水等配套技術首創單井單管不加熱密閉集輸工藝流程形成井口—計量站—接轉站—集中處理站的三級布站方式與傳統的三管流程相比，能耗大大下降，鋼材消耗下降40%，投資下降25%。二、油田集輸流程計量站接轉站聯合站采用單井單管不加熱密閉集輸，投球清蠟、端二、油田集輸流程3、叢式井雙管不加熱集輸流程—安塞模式

上世紀九十年代，在安塞探明上億噸貯量的大型低滲透油田,層系為三疊系延長組，屬低滲（滲透率1.29×10-3μm2）、低壓（地層壓力系數0.8~0.9）油藏。為了有效開發,開展先導性開發試驗、工業化開發試驗。推廣了叢式鉆井，油層壓裂改造等多項新技術。地面工藝也在馬嶺模式的基礎上進行了創新和改進，將單管改為雙管，以閥組代替計量站。創建了叢式井雙管不加熱油氣集輸流程。二、油田集輸流程3、叢式井雙管不加熱集輸流程—安塞模式二、油田集輸流程叢式井閥組密閉二級布站集輸流程雙管出油管線叢式井組閥組接轉站集中處理站輸油管線

地面建設形成以“單、短、簡、小、串”為技術特征；以叢式井閥組雙管不加熱密閉集輸為主要工藝流程；以閥組串閥組、接轉站串接轉站集油為主要配套技術；以“井口—接轉站—集中處理站”為主要布站方式的“安塞模式”。二、油田集輸流程叢式井閥組密閉二級布站集輸流程雙管出油管線叢二、油田集輸流程與馬嶺模式相比，安塞模式由單井單管改為叢式井閥組雙管流程，取消了計量站，簡化了接轉站。地面工程投資占總投資的比例由1988年的52.5%下降至1993年的36%，1995年下降至31.6%，平均為35.5%。石油天然氣總公司在項目后評估時評價：“該項目所取得的成功經驗，為低滲透油田的經濟開發提供了可借鑒的寶貴經驗和范例”。二、油田集輸流程與馬嶺模式相比，安塞模式由單井單管改為叢式井二、油田集輸流程4、叢式井單管不加熱集輸流程—西峰模式

西峰油田是二十一世紀初，在隴東地區開發建設的又一個大型油田，在建設過程中，充分利用了適用技術，創新和發展了地面建設工藝技術。以叢式井單管不加熱密閉集輸為主要流程以井口功圖計量、井叢單管集油、油氣密閉集輸、原油三相分離、氣體綜合利用、穩流閥組配水為主要技術內容以“井口（增壓點）→接轉站→聯合站”為主要布站方式二、油田集輸流程4、叢式井單管不加熱集輸流程—西峰模式

油井功圖計量技術依據油井深井泵工作狀態與油井液量變化關系，建立抽油桿、油管、泵功圖的力學和數學模型，通過獲取示功圖數據，計算油井產液量。數據傳輸數據傳輸數據傳輸數據處理平臺遠程終端監測模塊油井計量診斷分析監測模塊數據采集無線傳輸數據處理功圖計量流程示意圖載荷傳感器角位移傳感器電流電壓采集無線通訊二、油田集輸流程油井功圖計量技術依據油井深井泵工作狀態與油井液量變化關系

功圖法計量技術的成功應用，將計量點前移至井口，減少了計量管線，實現了“雙管流程”向“單管流程”的轉變。采用井口功圖計量、利用已建的通信平臺，可以實現油井實時的數據采集和檢測，為油田數字化管理創造了條件。

叢式井單管不加熱密閉集輸流程示意圖

叢式井組接轉站聯合站增壓點叢式井組油管線氣管線二、油田集輸流程功圖法計量技術的成功應用，將計量點前移至井口三、注水流程

油田初期注水開發采用雙管注水流程（馬嶺油田），注水站至配水間敷設兩條干管，一條用于正常注水，另一條用于洗井。1、雙管配水流程注水干管注水站配水間供水管線注水井配水間三、注水流程油田初期注水開發采用雙管注水流程注水干管

活動洗井車單井支線(DN40)單井支線注水支線注水干管注水站配水間供水管線注水井注水支線(DN40)配水間配水間2、單干管、小支線、活動洗井注水流程三、注水流程80年代末，根據安塞特低滲透油田日注量小、壓力高、洗井水量小、次數多的特點，采用了單干管小支線多井配水、活動洗井注水工藝流程。該工藝將傳統的注洗分開，洗井由活動洗井車現場完成，單井配注量在配水間內進行控制和計量。注水干管活動洗井車單井支線(DN40)單井支線注水支線注水

西峰油田采用樹枝狀單干管穩流閥組配水、活動洗井注水工藝流程。穩流配水技術利用穩壓恒流和流量調節方式，在系統壓力基本穩定的前提下，對單井配注量進行自動調節，使配注量相對恒定。適應了快速滾動建產的需要。實現了注水流程由集中配注改為分散配注，減少注水支線。穩流配水閥組三、注水流程3、單干管、小支線樹枝狀穩流配水工藝西峰油田采用樹枝狀單干管穩流閥組配水、活動洗井注水工

穩流閥的特點：

1）克服串管配注流程中相互干擾問題。

2）可以自動調節注水量，無人值守。

3）可實現生產數據自動傳輸。

4）由集中配注改為分散配注，減少了注水支線。

5）依托井場布置，控制3-5口注水井。

6）結構簡單、重量小，工廠預置。三、注水流程穩流閥的特點：三、注水流程清水管線:20﹟無縫鋼管污水管線:高壓玻璃鋼管最高工作壓力：25MPa

三、注水流程樹枝狀穩流配水流程示意圖清水管線:20﹟無縫鋼管三、注水流程樹枝狀穩流配水流程示意

目前在長慶油田采出水基本做到了就地處理、就地回注。處理工藝主要采用是先除油、后除機雜分段處理方式。現有三種除油方式：

1、除油罐除油工藝

2、氣浮式除油工藝

3、微生物除油工藝四、采出水處理工藝目前在長慶油田采出水基本做到了就地處理、就地回1、一級除油、二級過濾處理工藝：該流程目前應用較多，處理后的采出水含油、懸浮物、機雜等主要控制指標均達到10mg/L以下。核桃殼過濾器改性纖維球過濾器排泥緩沖罐

除油罐調節水罐調節水罐去注水系統絮凝劑殺菌劑殺菌劑含油污水緩蝕阻垢劑殺菌劑加藥殺菌劑采出水處理工藝流程圖四、采出水處理工藝1、一級除油、二級過濾處理工藝：該流程目前應用較多，處理后的

采用氮氣做為溶氣氣源，配套化學混凝和絮凝技術以去除懸浮物和含油。2007年在部分站點應用，含油低于5mg/l，懸浮物小于3mg/l。2、氣浮式采出水處理工藝：氣浮裝置流程示意圖四、采出水處理工藝采用氮氣做為溶氣氣源，配套化學混凝和絮凝技術以去

微生物除油技術一般應用是在小區塊采出水生化處理，是在簡易流程的基礎上增加微生物反應池及沉淀池，利用適宜的菌種進行除油。在采出水中投加高效聯合菌群，其在高礦化度的油田采出水中具有很好的活性。經過生化法處理后的凈化水含油量＜3mg/L，懸浮物＜16mg/L。回注緩沖罐沉降罐生化反應池排污池沉淀池凈化水罐3、微生物除油工藝：四、采出水處理工藝微生物除油技術一般應用是在小區塊采出水生化處理，是在第三部分：氣田地面工藝第三部分：氣田地面工藝一、氣田現狀

長慶氣區從1993年開始在靖邊氣田試采，1997年開始規模建產，天然氣產量逐年增加，先后實現了向陜、寧、蒙、京、津及華東地區的供氣，形成了“油氣并舉，協調發展”的格局。目前，長慶氣田開發氣田有5個，包括靖邊、榆林、烏審旗、蘇里格氣田。33一、氣田現狀長慶氣區從1993年開始在靖邊氣田試采，1、靖邊、烏審旗氣田：產量53×108m3/a。2、榆林氣田：1）長北合作區：長北合作區是殼牌與中國石油天然氣集團公司共同勘探開發天然氣資源，產量30×108m3/a；

2）榆林氣田南區：產量20×108m3/a。3、蘇里格氣田：產量44×108m3/a。4、子洲-米脂氣田：產量5×108m3/a。烏審旗氣田靖邊氣田榆林氣田子洲-米脂氣田蘇里格氣田一、氣田現狀1、靖邊、烏審旗氣田：烏審旗氣田靖邊氣田榆林氣田子洲-米脂氣二、地面集輸工藝技術 1、靖邊氣田1）主體技術：高壓集氣、集中注醇、多井加熱、間歇計量、小站脫水、集中凈化井場集氣站甲醇罐注醇泵MDEATEG外輸凈化廠35MDEA脫硫TEG脫水二、地面集輸工藝技術 1、靖邊氣田1）主體技術：高壓集氣、集2）集輸系統流程1、靖邊氣田2）集輸系統流程1、靖邊氣田

三多：多井集氣、多井注醇、多井加熱三簡：簡化井口、簡化布站、簡化計量兩小：小型橇裝脫水、小型發電四集中：集中凈化、集中甲醇回收

集中監控、集中污水處理1、靖邊氣田3）集氣工藝技術特點概括如下：三多：多井集氣、多井注醇、多井加熱1、靖邊氣田3）集氣1、靖邊氣田多井集氣：氣井在井口不經過加熱、節流，通過采氣管線直接高壓常溫輸送到集氣站，在集氣站內進行加熱節流、氣液分離和計量，再經過脫水后進入集氣干線。一座集氣站一般可轄井8～12口。加熱爐井場集氣站去分離器高壓采氣管線多井加熱：一臺加熱爐加熱4口氣井。多井集氣多井加熱4）集氣工藝1、靖邊氣田多井集氣：氣井在井口不經過加熱、節流，通過采氣管

多井注醇:就是在集氣站設高壓注醇泵通過與采氣管線同溝敷設的注醇管線向井口和高壓采氣管線注入甲醇。1、靖邊氣田4）集氣工藝多井注醇:就是在集氣站設高壓注醇泵通過與采氣管線同溝敷

簡化井口:井口僅安裝高壓自動安全保護裝置，通過前后壓差自動關閉，無人值守。保護器簡化計量:單井產量在集氣站內總機關切換、定時計量。1、靖邊氣田4）集氣工藝簡化井口:井口僅安裝高壓自動安全保護裝置，通過前后壓差靖邊氣田二級布站示意圖簡化布站：采用數學模型優化布站，確定了最優的集氣半徑在6km以內，實現了簡化布站。井口注醇管道采氣管道集氣站凈化廠集氣管道配氣總站外輸1、靖邊氣田4）集氣工藝靖邊氣田二級布站示意圖簡化布站：采用數學模型優化布站，確定了小型橇裝三甘醇脫水:集氣站采用集脫水、甘醇再生、甘醇循環一體化的三甘醇脫水裝置橇裝置。小型天然氣發電：靖邊氣田自然環境惡劣，面積大，電網為集氣站供電投資巨大。每座集氣站配置2臺小型天然氣發電機，一用一備。1、靖邊氣田4）集氣工藝小型橇裝三甘醇脫水:集氣站采用集脫水、甘醇再生、甘醇循環一體三甘醇脫水工藝流程圖分離器閃蒸罐TEG吸收塔重沸器緩沖罐濕天然氣干氣閃蒸氣水汽TEG冷卻器TEG循環泵再生塔富液貧液補充貧液燃料氣三甘醇脫水工藝流程圖分離器閃蒸罐TEG吸收塔重沸器緩沖罐濕集中凈化：靖邊氣田設置3座凈化廠對原料氣集中凈化處理，采用MDEA濕法脫硫和三甘醇脫水工藝，并對凈化工藝和溶液進行了優化和選擇。凈化氣達到國家天然氣二類指標：水露點：-130C(4.5MPa）；烴露點：在交接點的壓力和溫度條件下，比環境溫度低50C；硫化氫：20mg/m3（標準體積101.325kPa，200C）；總硫（以硫計）：200mg/m3（標準體積101.325kPa，200C）；二氧化碳：3%（v/v）

；1、靖邊氣田5）凈化工藝集中凈化：靖邊氣田設置3座凈化廠對原料氣集中凈化處理，采用M原料氣濕凈化天然氣重沸器蒸汽

汽體塔吸收塔凝結水酸氣

閃蒸罐循環泵貧液過濾器冷卻器冷卻器回流泵貧富液換熱器

氣氣換熱器閃蒸氣富液過濾器回流罐MDEA脫硫脫碳工藝流程改進增加空冷增加產品、原料氣換熱器增加貧液過濾原料氣濕凈化天然氣重沸器蒸汽汽體塔吸收塔凝結水酸氣集氣站拉運污水去水處理甲醇污水儲罐進料泵過濾器冷凝器回流罐凈化污水儲罐預加熱換熱器加熱換熱器塔底出水泵釜式換熱器加熱蒸汽冷凝水換熱器回流泵甲醇集中回收工藝：在凈化廠內配套建設甲醇集中回收裝置。回收后污水中甲醇含量小于0.02%(Wt%)，該工藝填補了國內氣開發污水處理方面的多項空白6）甲醇回收工藝集氣站拉運污水去水處理甲醇污水儲罐進料泵過濾器冷凝器回流罐凈LISALISAPIPIFTQFTQSDXCFTFTFT氣田采出水工業含油污水回注地下回收水泵回收水罐反沖洗泵反沖洗水罐回注泵凈化水罐反沖洗排水壓力沉降罐混凝劑PIXC工業污水集中處理技術：在凈化廠建設工業污水集中處理廠，回收甲醇后的污水和凈化廠內工業污水混合后采用生化處理，達到了污水零排放。7）污水處理工藝LISALISAPIPIFTQFTQSDXCFTFTFT氣田

在靖邊模式的基礎上，提出了“進一步減少集氣站數量、緩建地面系統”的建設思路，形成了以“節流制冷、低溫分離、前期小站脫水脫烴、后期集中凈化”為特點的榆林氣田地面建設模式。形成了獨具榆林氣田特色的“節流制冷、低溫分離、高效聚結、精細控制”主體低溫集氣工藝技術。2、榆林氣田在靖邊模式的基礎上，提出了“進一步減少集氣站數量、緩建低溫集氣工藝流程示意圖節流制冷井口甲醇罐井口來氣加熱換冷預過濾精細分離計量低溫分離商品天然氣外輸聚結器預過濾器中期早期后期49采氣井口集氣站注醇泵低溫集氣工藝流程示意圖節流制冷井口甲醇罐井口來氣加熱換冷預過

蘇里格氣田通過2001～2005年現場試驗和研究，針對氣田的“三低”特點，地面工藝流程為：“井下節流，井口不加熱、不注醇，中低壓集氣，帶液計量，井間串接，常溫分離，二級增壓，集中處理”。3、蘇里格氣田50蘇里格氣田通過2001～2005年現場試驗和研究，針1）、井場工藝：高低壓自動截斷、帶液計量、無線數據遠傳高低壓緊急關斷閥旋進流量計井場閥組太陽能電池板數據原傳電臺攝像頭1）、井場工藝：高低壓自動截斷、帶液計量、無線數據遠傳高低壓增壓2）、集氣站工藝流程分離總機關（混合、切換）計量外輸采氣干管集氣站工藝流程示意圖增壓2）、集氣站工藝流程分離總機關（混合、切換）計量外輸采氣

天然氣處理采用外加冷源（丙烷）制冷、低溫分離脫油脫水工藝；低溫分離效率是脫油脫水工藝的關鍵，選用低溫分離＋聚結分離的方式；3).天然氣處理工藝干線來氣清管接收液塞分離增壓壓力2.5MPa外輸計量計量脫油脫水處理廠總工藝流程示意圖

低溫分離脫油脫水工藝流程示意圖

天然氣處理采用外加冷源（丙烷）制冷、低溫分離脫油脫水工藝；4）、地面工藝主體工藝特點井下節流地面簡化井間串接二級增壓數字化管理(1)(2)(3)(4)(5)3、蘇里格氣田4）、地面工藝主體工藝特點井下節流(1)(2)(3)(4)((1).井下節流井下節流技術有效防止了井筒和地面采氣管線水合物的生成，是地面簡化技術的基礎。CQX型井下節流器示意圖3、蘇里格氣田(1).井下節流井下節流技術有效防止了井筒和地面采氣管線水合(2).地面簡化

通過井下節流技術，將井口壓力控制在1.3MPa左右，可以實現采氣管線介質溫度（在凍土層以下）全線高于水合物生成溫度。水合物防治工藝得到了全面簡化，取消了水合物抑制劑的注入設施和管線，取消井口加熱裝置，從而簡化了井場。高低壓截斷閥帶液計量天然氣進站帶液計量天然氣進站采氣樹3、蘇里格氣田(2).地面簡化通過井下節流技術，將井口壓力控制在1.3M(3).井間串接

蘇里格氣田采用樹枝狀井間串接工藝；與放射狀管網相比，平均單井管線長度減少36%；采氣干管串接井數可達8～12口，集氣站轄井數大幅上升。3、蘇里格氣田(3).井間串接蘇里格氣田采用樹枝狀井間串接工藝；3、蘇里(4).二級增壓

采用集氣站、處理廠的二次增壓工藝，合理分配壓比，有利于延長氣井生產壽命，提高采收率；集氣站從1.0Mpa增壓到3.5Mpa；處理廠2.5Mpa增壓到5.2Mpa。3、蘇里格氣田(4).二級增壓采用集氣站、處理廠的二次增壓工藝，合理分(5).數字化管理

氣井數字化管理技術，實現了數據采集、無線傳輸、緊急截斷、遠程控制和電子巡井功能，實現了蘇里格氣田從全面數字化自動管理。3、蘇里格氣田集氣站(5).數字化管理氣井數字化管理技術，實現了數據采集結束語長慶油田經過幾代石油人的孜孜追求和不懈努力，取得了持續的發展，長慶這個從陜甘交界名不見經傳的小鎮上起家的小油田，中國石油第二大油氣田企業。但長慶油氣田的進一步開發還面臨如何有效應對超“低滲、低壓、低產”的難題，地面工藝技術還須針對出現的問題，不斷的完善、創新和發展。結束語長慶油田經過幾代石油人的孜孜追求和不懈努力，取得了持續謝謝！●氣田風光謝謝！●氣田風光第一部分：概述第二部分：油田地面工藝技術第三部分：氣田地面工藝技術第一部分：概述第一部分：概述第一部分：概述一、地理位置

長慶油田總部位于陜西省西安市，是中國石油十四個地區分公司之一，主營鄂爾多斯盆地油氣勘探、開發、生產、儲運和銷售業務。中國石油第二大油田。鄂爾多斯盆地西安北京一、地理位置長慶油田總部位于陜西省西安市，是中國石油65

長慶油田的工作區域主要在鄂爾多斯盆地。位于我國中部，是我國第二大沉積盆地。盆地東起呂梁山，西抵賀蘭山，南到秦嶺北坡，北達陰山南麓，總面積37萬平方公里。二、工作區域15萬平方公里11萬平方公里5萬平方公里4萬平方公里2萬平方公里內蒙古自治區陜西省甘肅省寧夏回族自治區山西4長慶油田的工作區域主要在鄂爾多斯盆地。位于我國中部

油區屬內陸干旱型氣候,最低氣溫-25℃,最高氣溫38℃,年平均氣溫10℃左右,年降水500-800mm,凍土深度800-1300mm。三、自然條件油區屬內陸干旱型氣候,最低氣溫-25℃,最高氣溫38三、自然條件

油田主要以黃土原和沙漠為主，以中部的白于山和長城一線為界，可分南、北兩大部分。北部—沙漠、草原及丘陵區

地勢相對平坦海拔1200～1350m南部—黃土高原溝壑縱橫、梁峁交錯黃土層厚100～300m

海拔1100～1400m榆林延安烏審旗銀川鹽池吳旗西安

沙漠

草原

黃土高原

山地西安三、自然條件油田主要以黃土原和沙漠為主，以中部的白于山侏羅系延安組：延1～延10直羅組：直1～

直4三疊系延長組：長1、2、3、4+5、

6、7、8、10

長慶油區開發靖安、安塞、西峰、馬嶺、華池等28個油田，主要開采層系為侏羅系延安組和三疊系延長組油層，共22個油層組，72個小層。四、開發層系侏羅系長慶油區開發靖安、安塞、西峰、馬嶺、華池等28個★低滲：侏羅系滲透率10～100×10-3μm2

三疊系滲透率0.1～2.0×10-3μm2★低壓：壓力系數0.65～0.75

地飽壓差較小2.94～6.38MPa★低產：自然產能低或無自然產能五、油藏特點★低滲：侏羅系滲透率10～100×10-3μm2五、油藏★密度：0.84～0.85g/cm3（50℃）★粘度：5～8mm2/s（50℃）★凝點：14～22℃原油物性六、原油特性采出水物性★礦化度高

3～12×104mg/L★水型

主要為

CaCl部分為

NaHCO3

和Na2SO4★成垢離子含量較高100～7000mg/L★密度：0.84～0.85g/cm3（50℃）原油物性六、原低滲、低產加大了建設投入萬噸產建井數多且區塊分散，造成地面建設站點多、線路長，建設投入大。采出水處理難度大、投資高儲層孔喉半徑僅0.4～0.8μm，對注水和回注污水水質要求非常高；污水礦化度高，而且富含硫酸根、鈣、鋇、鍶等離子，易造成結垢、腐蝕；采出水處理流程復雜，必須采取相應的防腐措施。七、開發難點低滲、低產加大了建設投入七、開發難點自然環境惡劣

黃土高原溝壑縱橫、梁峁密布，地形極其破碎，濕陷性嚴重（個別地區達到四級），地下水資源匱乏，地面建設難度大。欠發達地區依托條件差油田所處地區主要以農牧業為主，工業基礎薄弱，道路、交通、電力、通信條件差；油田內部水、電、路、信等系統均需自行建設。七、開發難點

開發難點自然環境惡劣七、開發難點開發難點第二部分：油田地面工藝

王窯集中處理站第二部分：油田地面工藝王窯集中處理站

長慶油田自二十世紀七十年代以來，歷經三十多年勘探開發，先后投入開發建設了馬嶺、華池、安塞、靖安、吳起、西峰、姬塬等二十多個油田。在多年開發實踐中，基本形成了一套適用于（特）低滲透、低產油田、以及黃土高原復雜地形條件下的地面工藝技術，成功地控制了地面建設投資，確保了長慶特低滲透油田的有效開發。二、油田集輸流程長慶油田自二十世紀七十年代以來，歷經三十多年勘探開發

長慶油田油氣集輸流程的發展大體上可劃分為四個階段：1、開發初期的三管伴熱集輸流程馬嶺油田開發始于七十年代，開發層系為侏羅系延安組，地面建設沿用當時玉門油田的三管伴熱流程，采用“井口—計量間(選油站)—總站”三級布站方式。流程投資高、能耗大，是開發初期一個短暫的過渡階段。二、油田集輸流程長慶油田油氣集輸流程的發展大體上可劃分為四個階段：1、開發2、單井單管不加熱集輸流程--馬嶺模式

針對三管伴熱流程存在問題，經過反復試驗，對油氣混輸多項流特性有了初步的認識,對原油析蠟規律進行了分析,突破了原油進站溫度必須高于凝固點3～5℃的觀念。創建“馬嶺油田地面建設模式”二、油田集輸流程2、單井單管不加熱集輸流程--馬嶺模式針對三管伴熱流計量站接轉站聯合站采用單井單管不加熱密閉集輸，投球清蠟、端點加藥、管道破乳、大罐沉降脫水等配套技術首創單井單管不加熱密閉集輸工藝流程形成井口—計量站—接轉站—集中處理站的三級布站方式與傳統的三管流程相比，能耗大大下降，鋼材消耗下降40%，投資下降25%。二、油田集輸流程計量站接轉站聯合站采用單井單管不加熱密閉集輸，投球清蠟、端二、油田集輸流程3、叢式井雙管不加熱集輸流程—安塞模式

上世紀九十年代，在安塞探明上億噸貯量的大型低滲透油田,層系為三疊系延長組，屬低滲（滲透率1.29×10-3μm2）、低壓（地層壓力系數0.8~0.9）油藏。為了有效開發,開展先導性開發試驗、工業化開發試驗。推廣了叢式鉆井，油層壓裂改造等多項新技術。地面工藝也在馬嶺模式的基礎上進行了創新和改進，將單管改為雙管，以閥組代替計量站。創建了叢式井雙管不加熱油氣集輸流程。二、油田集輸流程3、叢式井雙管不加熱集輸流程—安塞模式二、油田集輸流程叢式井閥組密閉二級布站集輸流程雙管出油管線叢式井組閥組接轉站集中處理站輸油管線

地面建設形成以“單、短、簡、小、串”為技術特征；以叢式井閥組雙管不加熱密閉集輸為主要工藝流程；以閥組串閥組、接轉站串接轉站集油為主要配套技術；以“井口—接轉站—集中處理站”為主要布站方式的“安塞模式”。二、油田集輸流程叢式井閥組密閉二級布站集輸流程雙管出油管線叢二、油田集輸流程與馬嶺模式相比，安塞模式由單井單管改為叢式井閥組雙管流程，取消了計量站，簡化了接轉站。地面工程投資占總投資的比例由1988年的52.5%下降至1993年的36%，1995年下降至31.6%，平均為35.5%。石油天然氣總公司在項目后評估時評價：“該項目所取得的成功經驗，為低滲透油田的經濟開發提供了可借鑒的寶貴經驗和范例”。二、油田集輸流程與馬嶺模式相比，安塞模式由單井單管改為叢式井二、油田集輸流程4、叢式井單管不加熱集輸流程—西峰模式

西峰油田是二十一世紀初，在隴東地區開發建設的又一個大型油田，在建設過程中，充分利用了適用技術，創新和發展了地面建設工藝技術。以叢式井單管不加熱密閉集輸為主要流程以井口功圖計量、井叢單管集油、油氣密閉集輸、原油三相分離、氣體綜合利用、穩流閥組配水為主要技術內容以“井口（增壓點）→接轉站→聯合站”為主要布站方式二、油田集輸流程4、叢式井單管不加熱集輸流程—西峰模式

油井功圖計量技術依據油井深井泵工作狀態與油井液量變化關系，建立抽油桿、油管、泵功圖的力學和數學模型，通過獲取示功圖數據，計算油井產液量。數據傳輸數據傳輸數據傳輸數據處理平臺遠程終端監測模塊油井計量診斷分析監測模塊數據采集無線傳輸數據處理功圖計量流程示意圖載荷傳感器角位移傳感器電流電壓采集無線通訊二、油田集輸流程油井功圖計量技術依據油井深井泵工作狀態與油井液量變化關系

功圖法計量技術的成功應用，將計量點前移至井口，減少了計量管線，實現了“雙管流程”向“單管流程”的轉變。采用井口功圖計量、利用已建的通信平臺，可以實現油井實時的數據采集和檢測，為油田數字化管理創造了條件。

叢式井單管不加熱密閉集輸流程示意圖

叢式井組接轉站聯合站增壓點叢式井組油管線氣管線二、油田集輸流程功圖法計量技術的成功應用，將計量點前移至井口三、注水流程

油田初期注水開發采用雙管注水流程（馬嶺油田），注水站至配水間敷設兩條干管，一條用于正常注水，另一條用于洗井。1、雙管配水流程注水干管注水站配水間供水管線注水井配水間三、注水流程油田初期注水開發采用雙管注水流程注水干管

活動洗井車單井支線(DN40)單井支線注水支線注水干管注水站配水間供水管線注水井注水支線(DN40)配水間配水間2、單干管、小支線、活動洗井注水流程三、注水流程80年代末，根據安塞特低滲透油田日注量小、壓力高、洗井水量小、次數多的特點，采用了單干管小支線多井配水、活動洗井注水工藝流程。該工藝將傳統的注洗分開，洗井由活動洗井車現場完成，單井配注量在配水間內進行控制和計量。注水干管活動洗井車單井支線(DN40)單井支線注水支線注水

西峰油田采用樹枝狀單干管穩流閥組配水、活動洗井注水工藝流程。穩流配水技術利用穩壓恒流和流量調節方式，在系統壓力基本穩定的前提下，對單井配注量進行自動調節，使配注量相對恒定。適應了快速滾動建產的需要。實現了注水流程由集中配注改為分散配注，減少注水支線。穩流配水閥組三、注水流程3、單干管、小支線樹枝狀穩流配水工藝西峰油田采用樹枝狀單干管穩流閥組配水、活動洗井注水工

穩流閥的特點：

1）克服串管配注流程中相互干擾問題。

2）可以自動調節注水量，無人值守。

3）可實現生產數據自動傳輸。

4）由集中配注改為分散配注，減少了注水支線。

5）依托井場布置，控制3-5口注水井。

6）結構簡單、重量小，工廠預置。三、注水流程穩流閥的特點：三、注水流程清水管線:20﹟無縫鋼管污水管線:高壓玻璃鋼管最高工作壓力：25MPa

三、注水流程樹枝狀穩流配水流程示意圖清水管線:20﹟無縫鋼管三、注水流程樹枝狀穩流配水流程示意

目前在長慶油田采出水基本做到了就地處理、就地回注。處理工藝主要采用是先除油、后除機雜分段處理方式。現有三種除油方式：

1、除油罐除油工藝

2、氣浮式除油工藝

3、微生物除油工藝四、采出水處理工藝目前在長慶油田采出水基本做到了就地處理、就地回1、一級除油、二級過濾處理工藝：該流程目前應用較多，處理后的采出水含油、懸浮物、機雜等主要控制指標均達到10mg/L以下。核桃殼過濾器改性纖維球過濾器排泥緩沖罐

除油罐調節水罐調節水罐去注水系統絮凝劑殺菌劑殺菌劑含油污水緩蝕阻垢劑殺菌劑加藥殺菌劑采出水處理工藝流程圖四、采出水處理工藝1、一級除油、二級過濾處理工藝：該流程目前應用較多，處理后的

采用氮氣做為溶氣氣源，配套化學混凝和絮凝技術以去除懸浮物和含油。2007年在部分站點應用，含油低于5mg/l，懸浮物小于3mg/l。2、氣浮式采出水處理工藝：氣浮裝置流程示意圖四、采出水處理工藝采用氮氣做為溶氣氣源，配套化學混凝和絮凝技術以去

微生物除油技術一般應用是在小區塊采出水生化處理，是在簡易流程的基礎上增加微生物反應池及沉淀池，利用適宜的菌種進行除油。在采出水中投加高效聯合菌群，其在高礦化度的油田采出水中具有很好的活性。經過生化法處理后的凈化水含油量＜3mg/L，懸浮物＜16mg/L。回注緩沖罐沉降罐生化反應池排污池沉淀池凈化水罐3、微生物除油工藝：四、采出水處理工藝微生物除油技術一般應用是在小區塊采出水生化處理，是在第三部分：氣田地面工藝第三部分：氣田地面工藝一、氣田現狀

長慶氣區從1993年開始在靖邊氣田試采，1997年開始規模建產，天然氣產量逐年增加，先后實現了向陜、寧、蒙、京、津及華東地區的供氣，形成了“油氣并舉，協調發展”的格局。目前，長慶氣田開發氣田有5個，包括靖邊、榆林、烏審旗、蘇里格氣田。94一、氣田現狀長慶氣區從1993年開始在靖邊氣田試采，1、靖邊、烏審旗氣田：產量53×108m3/a。2、榆林氣田：1）長北合作區：長北合作區是殼牌與中國石油天然氣集團公司共同勘探開發天然氣資源，產量30×108m3/a；

2）榆林氣田南區：產量20×108m3/a。3、蘇里格氣田：產量44×108m3/a。4、子洲-米脂氣田：產量5×108m3/a。烏審旗氣田靖邊氣田榆林氣田子洲-米脂氣田蘇里格氣田一、氣田現狀1、靖邊、烏審旗氣田：烏審旗氣田靖邊氣田榆林氣田子洲-米脂氣二、地面集輸工藝技術 1、靖邊氣田1）主體技術：高壓集氣、集中注醇、多井加熱、間歇計量、小站脫水、集中凈化井場集氣站甲醇罐注醇泵MDEATEG外輸凈化廠96MDEA脫硫TEG脫水二、地面集輸工藝技術 1、靖邊氣田1）主體技術：高壓集氣、集2）集輸系統流程1、靖邊氣田2）集輸系統流程1、靖邊氣田

三多：多井集氣、多井注醇、多井加熱三簡：簡化井口、簡化布站、簡化計量兩小：小型橇裝脫水、小型發電四集中：集中凈化、集中甲醇回收

集中監控、集中污水處理1、靖邊氣田3）集氣工藝技術特點概括如下：三多：多井集氣、多井注醇、多井加熱1、靖邊氣田3）集氣1、靖邊氣田多井集氣：氣井在井口不經過加熱、節流，通過采氣管線直接高壓常溫輸送到集氣站，在集氣站內進行加熱節流、氣液分離和計量，再經過脫水后進入集氣干線。一座集氣站一般可轄井8～12口。加熱爐井場集氣站去分離器高壓采氣管線多井加熱：一臺加熱爐加熱4口氣井。多井集氣多井加熱4）集氣工藝1、靖邊氣田多井集氣：氣井在井口不經過加熱、節流，通過采氣管

多井注醇:就是在集氣站設高壓注醇泵通過與采氣管線同溝敷設的注醇管線向井口和高壓采氣管線注入甲醇。1、靖邊氣田4）集氣工藝多井注醇:就是在集氣站設高壓注醇泵通過與采氣管線同溝敷

簡化井口:井口僅安裝高壓自動安全保護裝置，通過前后壓差自動關閉，無人值守。保護器簡化計量:單井產量在集氣站內總機關切換、定時計量。1、靖邊氣田4）集氣工藝簡化井口:井口僅安裝高壓自動安全保護裝置，通過前后壓差靖邊氣田二級布站示意圖簡化布站：采用數學模型優化布站，確定了最優的集氣半徑在6km以內，實現了簡化布站。井口注醇管道采氣管道集氣站凈化廠集氣管道配氣總站外輸1、靖邊氣田4）集氣工藝靖邊氣田二級布站示意圖簡化布站：采用數學模型優化布站，確定了小型橇裝三甘醇脫水:集氣站采用集脫水、甘醇再生、甘醇循環一體化的三甘醇脫水裝置橇裝置。小型天然氣發電：靖邊氣田自然環境惡劣，面積大，電網為集氣站供電投資巨大。每座集氣站配置2臺小型天然氣發電機，一用一備。1、靖邊氣田4）集氣工藝小型橇裝三甘醇脫水:集氣站采用集脫水、甘醇再生、甘醇循環一體三甘醇脫水工藝流程圖分離器閃蒸罐TEG吸收塔重沸器緩沖罐濕天然氣干氣閃蒸氣水汽TEG冷卻器TEG循環泵再生塔富液貧液補充貧液燃料氣三甘醇脫水工藝流程圖分離器閃蒸罐TEG吸收塔重沸器緩沖罐濕集中凈化：靖邊氣田設置3座凈化廠對原料氣集中凈化處理，采用MDEA濕法脫硫和三甘醇脫水工藝，并對凈化工藝和溶液進行了優化和選擇。凈化氣達到國家天然氣二類指標：水露點：-130C(4.5MPa）；烴露點：在交接點的壓力和溫度條件下，比環境溫度低50C；硫化氫：20mg/m3（標準體積101.325kPa，200C）；總硫（以硫計）：200mg/m3（標準體積101.325kPa，200C）；二氧化碳：3%（v/v）

；1、靖邊氣田5）凈化工藝集中凈化：靖邊氣田設置3座凈化廠對原料氣集中凈化處理，采用M原料氣濕凈化天然氣重沸器蒸汽

汽體塔吸收塔凝結水酸氣

閃蒸罐循環泵貧液過濾器冷卻器冷卻器回流泵貧富液換熱器

氣氣換熱器閃蒸氣富液過濾器回流罐MDEA脫硫脫碳工藝流程改進增加空冷增加產品、原料氣換熱器增加貧液過濾原料氣濕凈化天然氣重沸器蒸汽汽體塔吸收塔凝結水酸氣集氣站拉運污水去水處理甲醇污水儲罐進料泵過濾器冷凝器回流罐凈化污水儲罐預加熱換熱器加熱換熱器塔底出水泵釜式換熱器加熱蒸汽冷凝水換熱器回流泵甲醇集中回收工藝：在凈化廠內配套建設甲醇集中回收裝置。回收后污水中甲醇含量小于0.02%(Wt%)，該工藝填補了國內氣開發污水處理方面的多項空白6）甲醇回收工藝集氣站拉運污水去水處理甲醇污水儲罐進料泵過濾器冷凝器回流罐凈LISALISAPIPIFTQFTQSDXCFTFTFT氣田采出水工業含油污水回注地下回收水泵