第三节　喇嘛甸油田

　　1975年，喇嘛甸油田建成投产，形成产能1120万吨／年，当年产油1099万吨。1976年，产油量达到高峰———1326万吨。到1986年，油田产能为1217万吨，在1000万吨水平线保持12年。1990年，产能首次跌破1000万吨，降至817万吨／年，年产油857万吨。自此，产能与产量呈逐年下降趋势。到2005年，产能降至406万吨／年，实际产油432万吨。截至2005年底，全油田共有油、水井4708口，其中采油井2737口、注水井（注入井）1957口、注采气井14口；脱水站7座、转油（放水）站47座，计量间295座。建成地面游离水脱除能力42.89万吨／日，电脱水能力为3.16万吨／日；3座10000立方米储油罐，有效原油储备能力2.2万吨；外输油管道7条、总长度26.1千米；注水站25座，注水泵88台，形成注水能力41.18万立方米／日，系统平均负荷率为59.11％。建成污水处理站23座，运行21座、停运2座，形成污水处理能力42.4万立方米／日，系统平均负荷率为61.64％；聚合物配注站1座、注入站30座、配制站3座，总设计能力3.06万吨／年，实际运行负荷51吨／天，总负荷率为60.8％。

　　一、原油生产系统

　　（一）油气集输
　　油田开发初期按照简“化前头，完善后头，中间不开口，三脱三回收，出四种合格产品”的原则，建成以“单井进站→集中计量→密闭集输→原油稳定→油田气处理→回收轻烃”为基本流程的油气集输处理系统———喇二联合站，即国内首座大型油气集中处理厂。20世纪80年代，结合喇嘛甸油田井网一次加密调整及喇萨杏油田油气集输流程技术改造总体要求，将原井场加热、掺热油保温，“计量转油站→脱水站”二级布站油气集输流程改造为双管掺水保温，高压热水洗井清蜡，“计量站→转油站→脱水站”三级布站流程。建成41座转油站。1992年，通过完善集输系统等配套工艺技术，形成立体化节能模式，原油综合递减率下降0.14％，自然递减率下降2.38％，含水上升率下降了1.51％，节约天然气22720.5万立方米、燃料油10548吨、电量90890.3万千瓦时，同时节支7687.6万元，获纯经济效益10.4亿元。
　　1994年起，井网二次加密，加密井油气集输全部纳入现有集输系统。1995年，喇北东块始建聚驱地面工程。1996年开始聚驱采油，改造利用既有水驱采油集油系统集输聚合物驱采出液。1997年，喇嘛甸油田进入特高含水采油，大范围推行不加热集油，脱水站100％、转油站91％、油井86.5％进入不加热集油系统。1999年，井网开始三次加密，加密井就近接入现有计量站或集油管线。2005年，原油年产量降至432万吨，相比于产量最高峰值下降67％。地面系统相应调整规模与布局，撤并站点及其设备，进而保持较高的系统运行效率，降低了成本。

喇嘛甸地下储气库压缩机房

喇嘛甸油田地面建设布局图　图－5

　　2003年，在喇4013号计量间开展管输特性现场试验，得出特高含水期开展不加热集输应保证回油温度在20℃以上的结论。进而在喇290转油站开展冬季不加热集输试验，验证掺常温水集输在油田特高含水期现有工艺条件下的可行性。2004年1～4月，在喇Ⅰ－1联合站区域继续开展不加热集输试验并取得成功后，在38座转油站推广不加热集输技术，到2005年，联合站100％、转油站91.13％、油井86.49％实现不加热集输，另有5座转油站采用降温集输方式。通过不加热集输，累计节气16877万立方米，节电6053万千瓦时，创经济效益1.19亿元。
　　截至2005年底，喇嘛甸油田建有联合站7座、转油（放水）站47座、计量间295座、油井2737口，建成地面游离水脱除能力42.89万吨／日，电脱水能力3.16万吨／日。

　　（二）原油脱水
　　油田建设初期，喇一联、喇二联、喇三联脱水工艺采用“密闭压力沉降→热化学脱水和电化学脱水”二段处理工艺。20世纪80年代以后，原油脱水基本改用“游离水脱除→加热沉降→电化学脱水”三段脱水流程。1986年，喇Ⅰ－2联合站建成投产，根据需要采用“游离水脱除→交直流复合电化学脱水”的新两段脱水流程。1993年，喇560联合站建成投产，该站采用三段脱水流程。同年，喇三联合站停运。截至2005年底，喇嘛甸油田有脱水站7座，电脱水能力3.16万吨／日。

　　（三）原油稳定
　　1986年以前，喇嘛甸油田建有喇一联、喇二联2套原油负压稳定装置。其中，喇一联负压稳定装置设计规模为日处理原油1万吨／日，生产轻烃15吨；喇二联原油负压稳定装置设计规模为日处理原油1.06万吨，生产轻烃24吨。1986年，喇Ⅲ－1联负压稳定装置建成投产，设计规模为日处理原油1万吨，生产轻烃24吨。2000年6月，喇Ⅲ－1联原油负压稳定装置因原料油不足而停用。2005年，喇一联原油负压稳定装置也因原料油不足而停用，只有喇二联原稳装置正常运行。

　　（四）油田气处理
　　喇嘛甸油田转油站分离出的油田气，分别进入（喇一、喇三）联合站半化学脱水装置（喇二联直接进入压气站），脱水后输至喇二联压气站。喇二压气站采用氨吸收制冷回收轻烃。制冷后干气及回收的轻烃均外输至大庆石油化工总厂作化工原料。喇二压气站原设计供气规模为120万立方米／日。1998年，因油田原油产能下降，喇二压气站供气规模下调为80万立方米／日，并将氨吸收制冷工艺改为丙烷制冷工艺，进一步降低制冷温度，以提高轻烃收率。1999年，喇二注气站生产规模由40万立方米／日扩建至100万立方米／日。2001年12月，轻烃处理能力100吨／日的液化气装置建成投产。直至2005年，喇二压气站仍按设计规模正常运行。

　　（五）原油储运
　　喇嘛甸油田原油从北到南经喇560、喇二联、喇一联输往北油库。北油库承担喇嘛甸油田与萨北油田原油存储与外输任务。1984～1993年，北油库经改扩建，全部采用2万立方米、5万立方米浮顶油罐储油。

　　二、注入工程

　　（一）含油污水处理
　　喇嘛甸油田污水处理系统承担含油污水和地面污水的净化处理。含油污水和地面污水经过处理后，输至注水站，由注水站全部回注地层。
　　1986～1988年，油田全面实施自喷转抽，地面工程围绕注采系统调整进行配套建设，共转注油井216口，建设含油污水处理站4座，扩建喇一新污水站1座。到1991年，注采系统调整配套地面建设全部完成，形成贯穿全油田的环状污水管网。
　　1992年，喇南注聚试验区项目启动实施，新建水井25口、注水站1座，新增注水能力0.5万立方米／日。1992年起，按照二次加密调整方案，适应分质注水需要，历时4年，基建注水井354口，采用两级过滤流程建成含油污水深度处理站5座，新增含油污水深度处理能力10.7万立方米／日。同期，实施注水系统分压注水技术改造，共涉及注水站13座、配水间39座，新建注水干线97.3千米。经调整改造，形成注水站、配水间高低压两套注水管网。1995～2000年，根据聚驱采油需要，建成喇360、喇140、喇600、喇400含聚污水处理站，并对喇一、喇二污水处理站实施技术改造，建成含聚污水处理能力14万立方米／日。2001～2005年，聚驱系统建成水井87口，采出污水进入喇140聚合物驱污水处理站。聚驱全部系统建成后，由于注水量逐年下降，注水站运行负荷率达不到70％，停运注水泵7台，并采取更换注水泵叶轮等措施，核减注水能力2.16万立方米／日，使系统负荷率基本得以保障。
　　截至2005年底，全油田共投产注水站25座，总注水规模35万立方米／日。其中，含油污水深度处理站5座，处理规模10.7万立方米／日；含聚污水处理站6座，处理规模14万立方米／日。

　　（二）注聚工程
　　1994年，喇南聚驱试验站建成，采用配注合一流程。1996年以后，喇1、喇2、喇3号配制站陆续建成投产，采用集中配制、分散注入流程。其配制工艺则采用“分散→熟化→过滤→储存→输送”流程。随后逐步简化调整工艺流程，取消转输泵、母液储罐，增大单套分散装置能力，以减少装置数量。注入工艺也由单泵对单井发展为一泵对多井。
　　2003年6月，喇南中块西部建成投产喇5－1—喇5－5注入站。该站采用撬装化一泵多井注入工艺，聚合物配制站将5000毫克每升浓度的母液管输至各注入站，用大排量注入泵输至注入阀组，经流量调节器对每口井的母液流量进行调节后，与注水站来的高压清水或污水混合，通过注入井进入油层。截至2005年底，全油田共建成聚合物配制站4座、注入站32座，聚合物配制能力3.1万吨／年，聚驱产能139.6万吨／年，聚驱年产量达193.75万吨。

　　三、配套工程

　　（一）供水系统
　　1986年，喇嘛甸油田用水，由喇嘛甸、红卫两座地下水源以及大庆水库和培利宾泡污水处理站提供，日供水量达14万立方米以上。1990年，第二座培利宾泡污水处理站建成，处理能力为2万立方米／日。1996年，龙虎泡水源开始向喇嘛甸油田聚合物驱地区供水，喇嘛甸、红卫星水源相继停运。1998～1999年，随着聚驱范围的不断扩大，清水用量增加，含油污水回注量减少，两座地面污水处理站相继停运。后来实践证明，处理过的含油污水可以与聚合物混注，含油污水处理回注工艺便得以逐步推广。至2005年，聚采区含油污水回注量增大，清水用量得以减少。

　　（二）供电系统
　　1985年前，喇嘛甸油田用电电源由萨北一次变电所、喇一次变电所、庆新一次变电所和喇二燃气电站提供，另有35千伏变电所6座。1986年以后，为满足自喷转抽用电需要，又陆续建成8座35千伏变电所。1991～1995年，根据二次加密调整需要，增建7座35千伏变电所。1996年以后，适应聚驱采油用电需要，再建3座35千伏变电所。每座变电所35千伏及6千伏侧母联均按单母线分段运行，采用GG1A型高压开关柜和继电器保护装置。2001年，喇五变电所率先实施设施改造，控制保护系统应用先进的变电站综合自动化装置。2004年，喇六变电所在改造中首次应用高压金属铠装开关柜。到2005年，共有6座变电所在改造中应用变电站综合自动化系统，有3座变电所在改造中应用高压金属铠装开关柜。截至2005年底，喇嘛甸油田共建35千伏变电所24座，安装主变压器48台，总容量为40.72万千伏安，平均负荷14.06万千瓦，平均负荷率为34.53％。