第一节 萨尔图油田 1986年，萨尔图油田原油生产能力为2998.59万吨／年，产油3063.48万吨，占总产量的55.1％；1995年，萨尔图油田原油生产能力、原油年产量达到双高峰，分别为3079万吨／年（占油田总产能的55.89％）和3134万吨（占油田原油总产量的54.98％）。此后，原油生产能力及原油年产量逐步下降，2000年，分别为2975万吨／年（占油田总产能的56％）和2984万吨（占油田原油总产量的56.3％）。2005年，分别为2498.39万吨／年（占油田总产能的55.64％）和2622.14万吨（占油田原油总产量的58.33％），萨尔图油田原油生产能力及原油年产量仍占油田总产能及总产量的55％以上。截至2005年底，全油田共有脱水站20座，转油站196座，计量间1346座；建成地面游离水脱除能力88.81万吨／天，电脱水能力13.51万吨／天；外输口有5个，外输油管线81.84千米，外输能力9.95万吨／天；注水站85座，注水泵295台，注水能力138.46万立方米／天。建污水处理站90座，其中普通含油污水33座，处理能力80.8万立方米／天；含油污水深度处理站31座，处理能力46.8万立方米／天；聚合物含油污水站18座，处理能力41.5万立方米／天；地面污水站8座，处理能力10万立方米／天。建聚合物配制站8座，配制能力9.36万立方米／天；聚合物注入站100座，注入能力36.8万立方米／天。
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萨尔图油田地面系统布局图 图－3 |
一、原油生产系统 （一）油气集输 1986年，萨尔图油田继续实施技术流程改造，以“计量站流程”取代“萨尔图流程”。同时，开始实施井网加密调整，其中二次加密井集油工程充分利用已建设施，见缝插针，新井集油管线接入原有计量站，新计量站接入老转油站系统，新转油站接入老脱水站系统，尽可能减少新建工程。到1990年，萨尔图油田油气集输流程技术改造全部完成，采用单井进站、集中计量、双管掺水保温、密闭集输处理流程，2000余口“萨尔图流程”油井接入密闭集输处理系统，并同步进行原油稳定、油田气处理、轻烃回收。
1995年，萨尔图油田开始实施聚驱三次采油，油气集输仍采用双管掺水保温集油流程，只是含聚合物采出液从井口至游离水脱除由独立系统完成，脱出游离水的含水原油仍进入水驱原油脱水系统脱水。
1996年，萨尔图油田开始井网三次加密，并遵循“两就近”原则，加密井就近接人原有计量站或集油管线，未再增建油气集输设施。直至2005年，油田加密调整仍实行见缝插针、“两就近”。
（二）原油脱水 1986年，萨尔图油田建有脱水站12座，所辖中转站111座，日处理外输原油能力为71119吨。原油脱水采用“填料式游离水脱除器———交直流复合电脱水器”两段脱水工艺。该工艺技术研发于萨尔图油田，并在全油田推广过程中，经过不断改进完善，一直得以延用。只是1995年后油田聚驱区块原油脱水，采用竖挂式电极脱水器。截至2005年，萨尔图油田共建有原油脱水站20座，所辖中转站170座，日处理外输原油能力为10.32万吨。
（三）原油稳定 1985年起，油田通过自行设计，采用负压脱气工艺，在北Ⅱ－1、北Ⅱ－2、南六联，以及东油库、萨南油气处理厂分别建设原油稳定装置。其中，萨南原油稳定装置生产规模为420万吨／年，其余生产规模均为350万吨／年。1987年10月，萨中油气处理厂建成500万吨／年加热蒸馏原油稳定装置。1991年，原有的龙南污油处理厂经改造，建成两套加热蒸馏原油稳定装置，生产能力分别为100万吨／年和150万吨／年。1994年，在南八联建成规模为260万吨／年的加热蒸馏原油稳定装置。至此，萨尔图油田建成2830万吨／年原油稳定能力，所产3100万吨／年原油全部进入密闭集输处理系统，经回收轻烃后外输。
1995年，东油库350万吨／年负压原油稳定装置改造成加热蒸馏装置。
2005年6月，由于原油产量下调，南六联350万吨／年原油稳定装置停运。同年，萨中油气处理厂停运迁建（新址位于北Ⅰ－1），新厂原油稳定装置采用加热闪蒸工艺，生产规模为400万吨／年；龙南原油处理厂迁建于中七联，新厂采用加热提馏原油稳定装置，生产规模为180万吨／年。截至2005年底，萨尔图油田共建原油稳定装置7套，原油稳定能力2240万吨／年。
（四）油田气处理 1986年4月，为提高油田气利用率，减少夏季多余油田气排放量，中七、萨南、萨中3座规模均为30万立方米／日的浅冷装置建成投产。加之原有的南区压气站（供气能力为30万立方米／日）、北区压气站（供气规模为60万立方米／日），萨尔图油田形成供气能力180万立方米／日。1988年4月，作为乙烯原料二期工程，萨中、萨南油气处理厂从西德引进的两套60万立方米／日油田气深冷装置建成投产，萨尔图油田气处理系统至此基本配套完善。
1990年，萨尔图油田南区压气站建成规模为30万立方米／日的浅冷装置。1991年，南区压气站经扩建，生产规模达到50万立方米／日。1993年，萨尔图油田北区压气站规模为30万立方米／日的浅冷装置（北压二套）建成投产。2001年，北区压气站浅冷装置经改造，生产规模达到50万立方米／日。后随油气产量下调，对油田气处理装置也相应进行调整改造。2005年，为维持轻烃产能，将萨北、萨南及南区压气站制冷工艺由氨压缩制冷改为丙烷制冷；在北Ⅰ－1油气处理厂新建规模为70万立方米／日的油田气深冷装置；萨中60万立方米／日深冷装置停运。
截至2005年底，萨尔图油田建成油田气浅冷装置6套，总规模为250万立方米／日；深冷装置2套，总规模为130万立方米／日。
（五）油气烃储运 1986年，大庆油田建成轻烃总库，与乙烯原料工程配套形成轻烃储运系统。萨尔图油田油气处理装置所产轻烃通过北（喇二、北压）、中（中七、南压）、南（杏树岗油田）三条轻烃管道输至轻烃总库，并经总库转输至大庆乙烯厂。1988年，与天然气外输计量站配套的大庆轻烃外输计量站建成投产。
1992年，鉴于萨中油田原油脱水站、产油量同步增多，建成向南一油库管输原油的西部供输油站，并将西油库改造成专门用于装车外运原油的油库。1995年以后，为扩大原油储备能力，南一油库建成10万立方米大型浮顶油罐。萨尔图油田原油经北油库、东油库、西部供输油站和南一油库，分别输往“八三”管线总外输计量站以及大庆石化总厂炼油厂与大庆炼化公司，只有少量原油经西油库装车外运。这种状况一直延续至2005年。
二、注入工程 （一）含油污水处理 1985年以前，含油污水处理采用“混凝除油—石英砂过滤”两段工艺，并应用斜板除油、粗粒化除油技术。1986年以后，针对含油污水携沙量增加的状况，研发出除沙工艺，使高渗透油层注水水质处理工艺得以进一步完善。1990年11月，含油污水深度处理工艺在北Ⅲ－1试验成功，全油田从此推行分质注水：二、三次加密井注入经深度处理的含油污水，基础井网及一次加密井注入适合高渗透率油层水质标准的含油污水。
1996年起，油田实施规模化聚驱采油，含聚合物采出水通过特设污水处理站“两级沉降、一级压力过滤”后，回注于高渗透油层。
截至2005年底，全油田共建成普通含油污水处理站32座，总处理能力80万立方米／日；建成含油污水深度处理站33座，处理能力47万立方米／日；建成聚合物含油污水处理站18座，总处理规模41.5万立方米／日。
（二）注水工程 1.注水站
1986年，萨尔图油田建有注水站42座，以大型高效D300－150泵为主力泵型实施油田注水。1987年，着手研发高压注水焊接阀门，并逐步形成多用途、多口井系列高压阀门，于1989年经过工业性应用试验后开始推广使用。同期，研发成功注水站微机巡控装置，并在20余座新建注水站推广使用，提高了生产管理自动化水平。1990年，专用电动离心注水泵研发成功，并形成排量大小不一、扬程高低齐备的系列化产品。此类电动离心注水泵不仅用于萨尔图油田，在大庆其他油田也广泛使用。油田注水用电占油田总用电量的50％～60％，为降低注水能耗，提高泵效，先后研发D300－150×11型、D250－150×11型离心泵，并经过不断改进完善，泵效达到82.39％，其性能处于国际领先水平。通过推广使用高效低耗机泵，1997年单耗由1980年代的8.36千瓦·时／立方米降至5.95千瓦·时／立方米，年节电11.42亿度。2000年以后，注水站逐步采用PLC控制系统，该系统能及时采集生产参数，并可对相关设备提供全面保护，使注水系统自动化管理水平得以提升。截至2005年底，萨尔图油田共有注水（注入）井9177口、注水站85座、注水泵295台，注水规模138.46万立方米／日。
2.注水流程
注水流程起初采用沿注水井排单干管多井配水流程。后来面积井网注水流程采用树枝状配水管网及单井、多井多种配水方式。1986年以后，在北一区等部分地区采用两套不同注入压力系统的分压注水流程，以满足不同井网的注入压力要求；面积井网注水流程按布井情况，多井配水间一般辖井2～5口。直至2005年，萨尔图油田一直沿用单干管单井配水和单干管多井配水注水工艺流程。
（三）注聚工程 1990年，萨尔图油田开始进行聚合物驱开发及地面技术先导试验及工业性试验。1995年，萨尔图油田聚合物驱地面工程开工建设。1996年3月，大庆油田第一座聚合物配制站———聚北一配制站及北一区西部聚合物注入系统建成投产。同年，北十四配制站及北二区西部聚合物注入系统、萨中Ⅱ配制站及北一区东部聚合物注入系统建成投产。1999年，萨南Ⅰ号配制站及注入系统建成投产。首批投产的聚合物配制注入系统，通过引进、消化、创新相关关键技术，采用了适应大庆大规模聚驱的配制、注入技术，包括分散、熟化、过滤、储存以及聚合物母液配制技术，低黏度损失的母液输送技术，静压上供液、静态混合器混合的注入技术。
2000年底，萨尔图油田在北一、北二区及南五区开展一二类油层强碱及弱碱三元复合体系配制注入技术现场试验，建立三元复合驱工业化地面技术体系。
2001～2005年，萨尔图油田进一步扩大聚驱范围，建成北十八、聚南一、萨南Ⅱ号及萨南Ⅲ号配制站，在萨北北二三区东部、萨中中区东部、南一区，萨南南二三区西部、南四五区逐步实施聚驱采油，并改进聚合物配制工艺，采用双桨双搅拌器熟化及管道熟化技术，改用取消储罐及转输泵的短流程；发展抗盐聚合物与含油污水配制工艺，取消低矿化度水供水设施；母液输送一般采用“一泵两站”及“一管两站”工艺，无上返地区则采用“一泵多井”可搬迁注入站，简化了注入工艺。
截至2005年，萨尔图油田建成聚合物配制能力7.13万吨／年，建成聚驱产能807.4万吨／年，当年产原油845.27万吨。
三、配套工程 （一）供水系统 油田水源主要来自抽取的地下水、地表水（包括自然泡沼水、引来的嫩江水）和采油时带出的含油污水。随着油田采出液含水率不断攀升，含油污水逐渐成为主要注水源。1986年，萨尔图油田在用地下水源有西水源、北水源、东水源、南水源、齐家水源、红卫水源、西二水源、南二水源，其中西二水源为民用水源，其余7座水源主要提供工业用水，并实现联网供水，6座地下水源年供水8583万立方米。地表水的开发利用，主要依托北部引嫩工程，大庆水库水厂总日供水27万立方米。另外，分布油区各处的自然泡沼为油田注水提供了补充水源，萨尔图油田先后建成9座地面泡沼污水处理站，日处理12万立方米用于注水。1993年，与加拿大卡尔加里市合作，建成东风水厂，缓解了东风新村地区生活用水紧张局面。
随着油田逐步进入高含水后期采油，以及油田炼油化工、综合经济大规模发展，油田用水、工业用水及生活用水量继续大幅增加，聚合物驱采油又急需低矿化度清水。1994年，油田首次出现“水荒”，日最大水缺口10万立方米，大庆地区步入全国50个严重缺水城市之列。省政府与中国石油天然气总公司当机立断，决定投资18.2亿元，在北部引嫩工程的基础上实施中部引嫩扩建工程，即龙虎泡水源工程，增加引嫩入庆流量，建中引水处理厂。1995年10月，中部引嫩扩建工程建成投产，形成日供水能力25万立方米，并通过油田供水干线与大庆水库供水干线联网，向首批聚合物驱采油地区提供低矿化度清水。同时，采用DN1600钢管敷设龙虎泡至北一注水站的42千米清水管线，该管线为大庆地区迄今口径最大的输水管线。中引水处理厂采用竖流网格反应、侧向流斜板沉淀／气浮、自动投氯投药、变频调速恒压送水、自动气水反冲洗与排渣排泥技术，并引进英法等国关键设备与自控系统，其工艺、自控、建筑质量达到国内先进水平。1999年7月，中引二期工程建成投产，水处理能力达到50万立方米／日，从根本上改变大庆地区水源短缺，过分依赖地下水资源的被动局面，开发利用地表水成为工业与民用水主渠道。大庆市工业、生活用水供水条件从根本上得以改观，地下水资源也得到有效保护。
（二）供电系统 油田电源来自齐齐哈尔———富拉尔基地方电网以及龙凤热电厂和大庆热电厂。1980年代，随着油井自喷转抽，用电量剧增，相继建成投产变电所20座，到1989年，油田共有35千伏变电所33座。1990年以后，油田进入二、三次加密调整和聚驱采油阶段，注水量大幅上升，导致用电量一再刷新峰值。1990～2005年，油田继续建成投产35千伏变电所48座、6千伏变电所7座。截至2005年底，萨尔图油田共建成35千伏变电所93座，主变压器186台，总容量148.5万千伏安；110千伏变电所7座，6千伏供电线路721条，总长4896千米。
