第四节　长垣南部油田

　　大庆长垣南部油田包括葡萄花、太平屯、高台子及敖包塔油田。1986年，长垣南部已开发的葡萄花、太平屯、高台子油田分别建成产能175.20万吨、65.30万吨、36万吨。1989年，长垣南部油田原油生产能力达到280万吨／年，原油产量达到高峰———270万吨。1994年，敖包塔油田投入开发，当年建成产能6.61万吨。至此，大庆长垣南部油田全部投入开发建设。截至2005年，长垣南部油田建成产能198万吨／年，原油总产量190万吨；其中，葡萄花油田累计投产油水井2587口（含采油井1772口、注水井815口），油井开井1599口（其中抽油机井1561口，螺杆泵井10口，提捞井28口），建成联合站4座、转油站18座、注水站7座、注配间20座、含油污水深度处理站4座、地下水处理站3座，建成产能118.11万吨／年。太平屯油田建油水井1092口（含油井779口，注水井313口）、联合站1座、转油站8座、计量（阀组）间36座，集输管道557.47千米，供电线路427.34千米，建成产能52.41万吨／年；高台子油田建油水井511口（油水井数比为1.9∶1，油井开井272口）、联合站1座、转油站4座、计量（阀组）间17座、集输管道399.7千米、供电线路178.24千米，建成产能17.98万吨／年；敖包塔油田建油水井383口（含采油井283口，注水井100口）、联合站1座、转油站2座、注水站2座，注配间8座、地下水处理站12座，建成产能10.05万吨／年。

　　一、原油生产系统

　　（一）油气集输

　　1.葡萄花油田

葡萄花油田地面建设布局图　图－6

　　该油田油气集输起初采用三管伴热工艺。截至1986年12月，葡南油田共建成联合站3座、供热站3座、转油站1座、计量间40座、油水井415口。1987～1998年，葡北油田进行二次加密与扩边调整。因原有的三管伴热集输流程腐蚀严重、能耗高，改造转油站11座，将站内加热缓冲沉降“三合一”流程改为加热缓冲沉降分离“四合一”流程，站外的三管伴热流程改造为双管掺水集油流程，取消转油站3座，新建葡北15号转油站1座、油气处理厂1座、油库1座；葡南油田建成转油站1座。全油田建成计量间122座，新建油水井1362口，扩建联合站3座，建成原油计量标定站1座。1999年以后，葡南油田扩边建设，葡北过渡带进行二次加密，改造转油站3座、联合站2座、计量间14座；新建转油站4座，合并转油站4座、供热站3座。为节省投资，在葡北油田扩边与葡南油田系统调整改造中将双管掺水集油工艺进一步简化为单管环状掺水集油工艺，并逐步推广高含水原油不加热集输、降温集油工艺。截至2005年底，葡萄花油田共建成联合站5座、原稳站1座、转油站18座、计量（阀组）间1126座。

太平屯油田地面建设布局图　图－7

　　2.太平屯油田
　　该油田油气集输起初采用单井进站、计量转油站热水保温的三管流程。后来投产或改造的油井，采用双管掺水保温小站流程，即双管掺水工艺；太19地区则采用单管环状工艺流程。2000年，太南开发区油气集输采用降温掺水集油工艺。2002年，太南开发区外扩开发，改造转油站2座，将三管流程改造为双管流程。2003年，太北老区一次加密调整，针对基础设施腐蚀老化严重、转油站负荷不平衡以及用气紧张等问题，实施集输系统调整改造，44口抽油机井改为提捞采油井，229口油井改为单管环状集油工艺，转油站由6座减少到4座，计量间由31座减少到13座，新建阀组间6座。集输系统调整后，每年节省设施更新维护费320万元，节气372万立方米，节电401万千瓦时，减少转油站及计量间定员36人，加上提捞采油节约的运行成本，每年获经济效益1000万元以上。截至2005年底，太平屯油田共有联合站1座、转油站8座、计量（阀组）间36座、集输管道557.47千米。

高台子油田地面建设布局图　图－8

　　3.高台子油田
　　该油田原油脱水、净化、外输由高一联脱水站承担，该站油气集输工艺采用双管掺水保温小站流程，即双管掺水工艺。1988年10月，高一联合站建成油田气处理设计规模为5万立方米／日的膨胀制冷集气装置。1996年，高三、高四、高五号转油站根据产能建设需要实施改扩建。1998～1999年，根据局部一次加密调整需要，先后改扩建高一、高二号转油站。2001年冬季，因产气量不足，该油田开始从杏南开发区返输干气，日返输1万立方米。2002年，该油田实施集输系统调整改造，产液量大于30吨／日的47口油井仍用双管掺水工艺，产液量3～30吨／日的177口油井改用单管环状掺水工艺，产液量小于3吨／日的61口低产低效油井则采用提捞采油工艺。至此，油气集输系统形成双管掺水工艺、单管环状掺水工艺与提捞采油工艺并存的局面。同时，优化调整地面系统布局，废除高五号转油站（站外系统合并到高四号转油站），计量间由35座减少到17座，减少站外集输管道191.5千米，集输吨油耗气同比下降7.2立方米／日，集输吨油耗电同比下降1.1千瓦时／吨，并从2002年起不再从杏南开发区返输干气。截至2005年，全油田建有联合站1座、转油站4座、计量间21座，各类管道391千米。

　　4.敖包塔油田
　　1995年投入开发建设，单井集油采用单管环状掺水集油工艺。2001年9月，该油田进行扩边，新建油井17口。2002年9月，敖南油田敖9区块投入开发，扩建转油站1座，新建集油阀组间3座、油井50口，扩建集油阀组间1座。2003年9月，敖9区块外扩，新建转油水质站1座、集油阀组间1座、油井33口，并对在用联合站实施改扩建。2004年10月，敖157区块投入开发，新建集油阀组间4座、油井84口。截至2005年底，敖包塔地区建成联合站1座、转油站1座、油井284口。

　　（二）原油脱水
　　长垣南部油田采用“密闭沉降→电化学脱水”两段脱水工艺。葡萄花油田原油脱水由葡一、葡二及葡三联合站承担。葡一联合站通过试验改用热化学脱水工艺。1997年，葡三联合站改用交直流复合脱水工艺。2002年，葡一联合站开始采用热化学脱水工艺；葡二联合站与葡三联合站一样，改用交直流复合脱水工艺。太平屯油田（南部）原油通过葡二联合站脱水。敖包塔油田原油则通过葡三联合站脱水。高台子油田、太北油田分别由高一联合站、太一联合站脱水。高一联合站净化油外输至太一联合站，两站净化油混合输送至杏V－1原油负压稳定系统。至2005年，长垣南油田原油脱水仍由葡一、葡二、葡三联合站和高一、太一联合站承担。

　　（三）原油稳定
　　葡萄花、太平屯（南部）、敖包塔油田脱水后的原油以及东部外围油田的原油，统一经葡一联合站油气处理厂稳定处理后，输往葡北油库。1989年，葡一联建成100万吨／年加热蒸馏装置1套。1993年，葡一联建成200万吨／年加热蒸馏装置1套。2002年，根据东部外围油田原油稳定处理需要，葡一联原稳装置再次扩建至稳定处理原油500万吨／年规模。高台子、太平屯（北部）油田脱水后的原油，则送由杏V－1联合站，与杏南原油统一稳定后输往南三油库。至2005年，葡一联原油稳定装置仍保持500万吨／年处理能力。

敖包塔油田地面建设布局图　图-9

　　（四）油田气处理
　　1988年，高一联建成设计规模为5万立方米／日的膨胀制冷集气站。1997年，该站因高台子油田产气量下降而停运，累计产出轻烃近2万吨，生产干气1.5亿立方米。同年，为回收油田气及原油稳定不凝气中轻烃，与第一套加热蒸馏原油稳定装置相配套，葡一联建成设计规模为5万立方米／日的膨胀制冷带丙烷辅助冷剂的小深冷装置与液化气、轻烃储配设施；葡四联建成规模为3万立方米／日的氨压缩制冷油田气浅冷装置。至2005年，上述深冷、浅冷两套装置仍正常运行。

　　（五）原油储运
　　葡萄花油田生产的原油，起初由葡一联合站直输至“八三”长输管线太阳升首站。1987年，葡北油库建成投产，开始收储葡萄花、太平屯（南部）、敖包塔油田及东部外围油田管输来的原油，并统一转输至太阳升“八三”长输管线首站。1999年10月，以葡北油库为首站，年输油300万吨的大庆—哈尔滨输油管道建成投产，成为长垣南部及外围油田原油的又一外输通道。截至2005年，长垣南部油田原油仍通过“八三”长输管线和庆哈输油管道外输。高台子油田的原油经高一联合站油水分离、原油脱水、净化处理后输至太北开发区太一联合站，在太一联站外与该站外输净化油混合，再经杏Ⅴ－Ⅰ联合站统一输至南三油库。

　　二、配套工程

　　（一）含油污水处理
　　长垣南部油田原油脱水站均与含油污水处理站相配套。其污水处理工艺，一般由“混凝除油→过滤”流程起步，逐步发展为“两级除油→两级过滤”深度处理流程，并采用气浮选除油、横向流聚结除油工艺。截至2005年，长垣南部油田建成含油污水处理站6座，总处理规模6.3万方／日。

　　1.葡萄花油田
　　1988年建成投产首座污水处理站———葡一联含油污水深度处理站，开始将采出的含油污水净化处理后回注地下。后经两度设备改造，该站污水处理能力达到1万立方米／日。1992年12月，葡二联1号污水深度处理站建成投产，其含油污水处理能力为5000立方米／日。1996年11月，葡二联2号污水深度处理站建成投产，其含油污水处理能力为1万立方米／日。1995年9月，葡三联污水深度处理站建成投产，其含油污水处理能力为5000立方米／日。2004年11月，葡四联污水深度处理站建成投产，其含油污水处理能力为3000立方米／日。截至2005年底，葡萄花油田建有含油污水深度处理站4座，总污水处理能力3.3万立方米／日。

　　2.高台子油田
　　含油污水处理由高一联污水站（建于1983年12月）承担，该站设计能力为2000立方米／日，起初采用混凝沉降除油工艺。高一联污水站实施改扩建，产能达6000立方米／日，改用“混凝沉降除油→单阀滤罐过滤”工艺流程。1992年，污水深度处理站建成投产，设计能力为6000立方米／日。1999年，污水深度处理站扩建，产能提升至8000立方米／日，并由“混凝沉降除油→单阀滤罐过滤→深度处理”流程改为“气浮悬除油→升压泵→压力滤罐→深度处理”工艺流程。

　　3.太平屯油田
　　太北开发区含油污水处理由太一联污水站（建于1980年7月）承担，其设计能力为2600立方米／日。1999年，该站产能扩建至10000立方米／日，采用“脱水站来水→混凝沉降除油→单阀滤罐过滤”流程。1994年，污水深度处理站建成投产。1999年，污水深度处理站将产能扩建为8000立方米／日，并采用“污水站来水→一次核桃壳滤罐过滤→二次核桃壳过滤→注水站”工艺流程。太南开发区污水则随含水油输至葡二联污水深度处理站集中处理。4.敖包塔油田该油田没有含油污水处理系统。1995年8月建成的设计规模为6000吨／日敖包塔联合站，只承担游离水脱除以及对敖9、葡361、台肇1和台肇联转油站的含水油转输任务。所转输的含水油则由葡萄花油田代行污水处理。2003年，敖包塔转油站建成投产，其含水油输送管道与葡五转油站、葡五联卸油点含水油输送管道联通，沿线含水油汇集到葡三联进行脱水净化处理，纯油经葡一联输至葡北油库。

　　（二）注水工程
　　长垣南部油田除太南开发区依托葡二联注水系统注水外，葡萄花、高台子、太北开发区、敖包塔油田均建有独立的注水系统。注水系统均采用电动离心注水泵注水。截至2005年，建成注水站11座、注配间8座，注水规模6.02万立方米／日。

　　1.葡萄花油田
　　1986年，葡二联和葡三联建有2座注水站，设计能力分别为1万立方米／日和5000立方米／日。其中，葡二联注水站负责为葡北9、11、12、13、14号站及太190地区配水间供水；葡三联注水站负责为葡三联转油站、葡五转油站及葡南6号转油站等区域的配水间供水。1988年12月，葡一联注水站建成投产，设计能力为7200立方米／日，用来注普通含油污水，负责为葡北1、2、3、4、5、6、8号站地区配水间供水；葡二联注水站实施扩建，设计规模由1万立方米／日提升至1.5万立方米／日，实现清污混注。
　　1997年5月，葡四联建成清污混注的注水站，设计能力为4000立方米／日，负责为葡四联转油站及葡南1号转油站地区配水间供水。2000年11月，葡1－1注水站改建投产，设计能力为3720立方米／日，用于清污混注，负责为葡北7、10号站地区配水间供水。截至2005年底，葡萄花已建注水站5座，配水间20座，建成注水能力3.28万立方米／日。

　　2.高台子油田
　　该油田注水由高一联注水站实施。该注水站配套建有水源井3座，在油田产出污水全部回注的基础上，用来补充部分清水，以满足开发生产需求。注水系统采用多井配水工艺流程，设计日注水能力为4800立方米。1996年，注水站扩建，将原有3套6D100－170×11泵机组中的2套更换为DF250－150×11泵机组，设计日注水能力提升为8400立方米；高一联地下水深度处理站建成投产，并新增水源井1座，形成地下水深度处理能力8000万立方米／日，高一联注水站开始补充部分清水。1998年，高一联注水站再次扩建，拆除1套6D100－170×11注水泵，新建DF155－170×10注水泵2台。截至2005年底，高台子油田建注水井145口，注水站1座，建成注水能力1.003万立方米／年。

　　3.太平屯油田
　　太北开发区注水由太一联注水站提供高压水，该站设计注水能力为7200立方米／日。注水工艺采用注水站供高压水、站外采用单干管多井配水流程。1994年，太一联注水站改扩建，设计能力提升为1.2万立方米／日。太南开发区注水起初由葡二联注水站供高压水。后因注水井数增加，为降低生产运行成本，于1996年9月建成投产太南2号注水站，用于向地层注入清水。2001年，根据太19新区开发需要，太一联注水站迁建，设计能力仍为1.2立方米／日；新建太二联注水站，新增注水能力为3720立方米／日。同年10月，太南2号注水站新建500立方米污水罐1座，并从葡二联调部分深度处理后的污水，开始清污混注。2005年，太二联注水站的注水能力下调为1440立方米／日。截至2005年底，太平屯油田建注水井313口、注水站3座，建成注水能力1.18万立方米／日。

　　4.敖包塔油田
　　1995年，建设敖包塔联合站，建有注水站一座，柱塞泵5台，建成注水能力2100m³／d，为42口注水井提供高压水，同时建有注水能力为600立方米／日的配注间一座，为6口注水井配注水。2002年，敖包塔油田敖9区块建注水井18口、注配间3座，形成注水能力为1400立方米／日，配套敷设单井注水管道12.1千米。注水工艺采用低压供水分散建站、柱塞泵升压、三次过滤的短流程。2004年，敖9区块建10口注水井和设计规模为700立方米／日的注水站1座，注水工艺采用集中升压、单井配水流程；敖157区块建注配间3座，新增注水能力137立方米／日，水源来自敖9地下水深度处理站。截至2005年底，敖包塔油田建注水站2座、注配间8座、注水井100口，建成注水能力0.557万立方米／日；注水工艺上除了敖9采用低压供水、柱塞泵升压、多井配水流程外，其他大部分区块采用单干管单井配水工艺。

　　（三）供排水工程
　　长垣南部地区第三系泰康组、大安组及明水组地下水资源丰富，各油田均就近钻凿水源井，作为工业与民用水源。同时，为保障低渗透油层注水水质，各油田还建起地下水深度处理站；为确保油田在汛期安全度汛，相应建起防洪排涝系统。截至2005年，长垣南部地区建成水质处理站7座，处理规模8万立方米／日。

　　1.葡萄花油田
　　1986年，该油田建有水源井29口，日产水能力5.72万立方米；建有康家围子泡排水系统，包括排水泵房、跨越数公里的排水管线，用以将18平方千米的康家围子泡水分区域排至库里泡。1997年，葡四联建成投产水源井4口，新增产水能力5000立方米／日。至此，该油田各联合站均有水源井。其中，葡二、三、四、五联合站水源用于油田注水、各站锅炉房、消防、生产系统；太阳升、葡二联合站水源提供厂区建设和生活用水。截至2005年底，共建锰砂初滤地下水处理站3座，总设计能力为6万立方米／日；葡二联净水厂、葡一联水质站和一矿净水厂3座锰砂初滤地下水处理站，主要提供第七采油厂厂区生产、生活供水，并为葡Ⅰ－1注水站、葡一联注水站内锅炉、注水等提供清水；建有排涝站5座，排水渠58千米。

　　2.高台子油田
　　1986年，该油田高一联注水站有水源井3座，主要用以提供生产生活用水。1996年，高一联地下水深度处理站建成投产，并新建水源井1座。截至2005年，该油田共有水源井4口。

　　3.太平屯油田
　　1994年9月，太北开发区地下水深度处理站建成投产，采用锰砂除铁、精细过滤工艺，设计处理能力7000立方米／日。1996年9月，太南2号地下水深度处理站建成投产，采用锰砂除铁、精细过滤工艺，设计处理能力5000立方米／日。同时建成水源井4口，新增供水能力4800立方米／日。1999年异地新建除铁站1座，设计能力1.2万立方米／日。2001年，地下水深处理产能扩建至1万立方米／日，建成水源井6口。

　　4.敖包塔油田
　　2003年，在敖9区块新建地下水深度处理站1座，用以为敖157区块供水，其设计规模为1900立方米／日，站内采用锰砂除铁—精细过滤的流程。与其配套建水源井3口（含1口备用井），单井日产水650立方米。2004年，敖九水质站陈能扩建至2800立方米／日。

　　（四）供电工程
　　长垣南部油田供电电源来自杏南一次变电所、新华电厂、葡一次变电所。各油田与注水站配套建有35千伏变电所。截至2005年，共建成35千伏变电所13座。

　　1.葡萄花油田
　　1985年，该油田建有35千伏变电所4座，主变总容量4.4万千伏安，电源来自大庆电业局葡110千伏变电所。1986年，葡五联变电所与大同变电所建成投产，主变容量分别为3150千伏安和1.26万千伏安。1988年，葡一联变电所迁建并增容为2万千伏安。1997年10月，葡Ⅰ－1变电所建成投产，主变容量1万千伏安。2002年，葡一联变电所增容为3.2万千伏安；葡二联变电所迁建增容至2万千伏安，并首次采用全封闭金属铠装高压开关柜；葡三联变电所改造增容为1万千伏安，并采用全封闭金属铠装高压开关柜。2003年，大同变电所迁建为太五变电所，主变容量由1.26万千伏安调整为1万千伏安。2004年，葡四联变电所迁建并增容为1万千伏安。截至2005年底，葡萄花油田建有35千伏变电所7座、主变13台，总容量为8.615万千伏安。

　　2.高台子油田
　　供配电由高一联变电所（建于1983年）承担。该变电所内装容量为3150千伏安的主变压器2台；6千伏高压开关柜采用固定式GG1A型，控制保护系统采用电磁式继电保护装置。1996年，根据产能建设需要，将高一联变电所2台主变容量由3150千伏安增至5000千伏安，新建6千伏线路24.1千米。1999年，根据局部一次加密需要，高一联变电所主变容量再次增容至6300千伏安。2003年，运行20年的高一联变电所达到报废时限，着手易地改建。2004年7月，新变电所竣工投产，主变容量6300千伏安，首次采用微机综合自动保护装置。

　　3.太平屯油田
　　20世纪80年代初至90年代初，太平屯油田供配电由太一联变电所和太南变电所承担。1994年，太北开发区根据产能建设需要，将太一联变电所2台主变压器均增容至5000千伏安，并建成投产太三变电所，内装容量为4000千伏安的主变压器2台，由太一联变电所供电。1996年，太南开发区建成太南2号变电所，即露天式35千伏变电所，内装容量为4000千伏安的主变压器2台。2001年，太北开发区根据生产需要，将太一联变电所迁建新址，2台主变压器均增容至8000千伏安，并由杏南一次变提供电源；新建投产太二变电所，内装容量为3150千伏安的主变压器2台，控制系统采用综合自动化保护装置，是太平屯油田唯一的箱式变电所。

　　4.敖包塔油田
　　1995年8月，敖包塔变电所建成投产，由葡五联变电所供一条35千伏线路，架设6千伏站外出线8条、6千伏站内出线3条，所内装有容量为3150千伏安的主变压器1台。2003年，敖包塔变电所实施增容改造，加装容量为3150千伏安的主变压器1台。