李杰训 娄玉华

（1.大庆油田有限责任公司；2.大庆油田工程有限公司）

1 对象设计的基本概念

对象设计是一种计算机程序设计方法，全称为面向对象设计。面向对象的基本思想认为世界是由各种各样具有自己的运动规律和内部形态的对象所组成的，不同对象之间的相互作用和通讯构成了完整的现实世界。因此，人们应该以这个本来面貌来认识现实世界。在设计系统时，其结构应直接与现实世界的系统结构相对应，应围绕现实世界中的对象来构造系统，而不是围绕功能来构造系统，这样才符合现实世界的本来面貌。

面向对象设计解决的一个重点是对象之间的组织关系，包括它们的角色、职责、协作方式几个方面。角色描述了对象的功能；职责定义了对象必须完成的任务；协作则代表了对象之间的一种契约和互动方式。在设计中，对象是基本设计元素，而定义角色、设计责任和协调合作就构成了设计的基本活动。

在油田地面工程设计中引入对象设计的概念，其目的就是要很好地研究地面设计的对象，研究各对象的角色、职责和它们之间的协作关系，以使地面工程设计符合客观实际，满足油田开发生产要求。地面工程设计过程中所涉及的对象见表1。

表1 油田地面工程对象设计的主要因素

在地面工程设计中，作为设计所服务对象（即客户）的人指的是油田开发生产系统的运行管理人员，应研究他们的需求、感受、习惯和能力等，以满足其运行操作和维修维护的需求。地面工程设计的作用对象是油、气、水这些物质，要研究其成分、性质、流态和在处理过程中要达到的指标等，以使工程设计满足其生产处理的需要。使用对象的物是指生产工艺过程中涉及的设备和材料，要研究它们的作用、材质和特点等，以满足工程建设安装及生产操作检修的要求。各对象之间的协作关系见图1。

图1 地面工程设计中各对象之间的协作关系

2 集油工艺系统的对象设计

集油工艺要实现的主要目的是将油气产物从各采油井收集起来，并利用采油剩余能量输送至生产站场。因此，集油系统需要完成的任务：一是，把每口采油井生产的油气都收集起来；二是，能够实现安全、平稳、连续输送；三是，能够利用采油余压，以实现系统能量最优；四是，输送到相应生产站场，以进行后续处理；五是，满足经济性要求；六是，满足开发生产运行管理的其他要求。

集油系统中各对象的责任和协作关系都包含在上述任务中。在设计集油系统时，这些责任和协作关系缺一不可，否则，便不能满足油田开发生产的需要。对于大庆原油这个具体的设计对象而言，根据其性质和生产需求，集油工艺主要应满足掺水保温、热洗清蜡、回压较低和产量计量的要求。

2.1 掺水保温

大庆原油属于中质含蜡原油，原油物性较差，凝固点约33℃，蜡含量约25%，黏度约35mPa·s。近年来，大庆油田虽然原油含水较高，但是，井间差别较大，一部分油井含水率高于90%，而一部分低含水井的含水率甚至在转相点附近。采用三次采油化学驱的油井，同一口井在生产周期内含水率的变化也较大，投产初期和生产后期含水率较高，见效期产油量上升、含水率下降，含水率变化幅度达到10%甚至20%。虽然原油含水较高，但是，管道中含水原油并不是理想的水悬浮输送状态，也不是均一的乳状液，通过试验观察，集油管道内的流体属于团块流或者段塞流。

大庆油田的井口出油温度大多数低于凝固点，有的甚至低于10℃。试验表明，高含水原油可在低于凝固点的温度下集输，但是，在低于凝固点5℃以上时，管道内的团块有明显增多的趋势。而且，大庆油田所处的自然环境条件较差，长垣地区极端最低气温为-36.2℃，最大冻土深度为2.0m；海塔盆地极端最低气温为-47℃，最大冻土深度为3.2m。

针对这样的设计对象，要实现把采油井产出的原油收集起来，必须采取一定的伴热保温措施。在大庆油田开发建设50多年的实践中，随着开发生产阶段的发展变化，技术和管理人员根据不同阶段井口采出原油本身性质的客观实际，不断研究和优化，实事求是地应用了井口加热集油流程、三管伴随集油流程、双管掺水集油流程、环状掺水集油流程和两就近集油流程。

2.1.1 井口加热集油流程

井口设水套炉，原油加热后进入集油干线。该流程即萨尔图集油流程，应用于大庆油田开发初期，适用于严寒地区低含水原油的集输，要求单井产量及压力差别不大。

2.1.2 三管伴随集油流程

集油站设加热炉，将水加热后通过循环泵增压进入热水管道，到井口后经回水管道再回到站内。热水管道单独保温，回水管道与集油管道联合保温。该流程形成于20世纪60年代中期，适用于严寒地区含蜡原油的集输，满足了单井开发生产调整的要求。

2.1.3 双管掺水集油流程

转油站设加热炉，将本站放水加热，用掺水泵增压后通过掺水管道输送到计量间，进一步分配给单井，到井口后掺入集油管道，与原油一起回到站内。该流程形成于20世纪60年代后期，随着井网加密、井数增多，以及降低投资、节约能耗的需求，20世纪70年代后期开始大规模推广。第一代双管流程，原油进站温度高于凝固点5℃，单井掺水量1m3/h。经试验研究，于2006年优化形成了第二代双管流程，原油在凝固点温度下进站，单井掺水量为0.7m3/h，与第一代双管流程相比，进站温度降低了5℃，掺水量降低了30%。该流程适用于高含水原油集输。

2.1.4 环状掺水集油流程

转油站设加热炉，将本站放水加热，用掺水泵增压后通过掺水管道输送到集油间，进一步分配给集油环，在集油环中与单井产油掺混后，与原油一起回到站内。20世纪80年代中期，随着大庆外围低渗透低产油田投入开发，双管流程的投资和能耗较大，不适应低产油田开发建设的需要，环状流程应运而生。第一代环状流程为大环流程，每个集油环辖井数为6～9口，原油进站温度高于凝固点5℃，单井掺水量1m3/h，该流程比双管流程节省投资约20%。经试验研究，于2006年优化形成了第二代环状流程，原油在凝固点温度下进站，单井掺水量0.4m3/h，与第一代环状流程相比，进站温度降低了5℃，掺水量降低了60%。第三代环状流程为小环流程，每个集油环辖井数为3～5口（水平井为2口），该流程2010年后大规模推广，更加适应石油开发生产对高可靠性的要求，比双管流程节省投资约30%，节约能耗约20%。

2.1.5 两就近集油流程

该流程新井就近挂接到双管掺水集油管道上，形成串联或并联掺水集油流程。20世纪90年代中期，随着油田老区水驱三次加密油井的开发建设，为了进一步降低投资和能耗，在已建双管流程基础上所形成，一般挂接2口井。

掺水保温的集油流程是适合于严寒地区含蜡原油集输的有效工艺技术，在正常生产时保证集油连续运行，在因油井作业、停电及其他原因停产时，满足集油管道防冻的需要。在生产实践中，大庆油田也试验应用了单管通球集油、电加热集油等其他集油方式。但是，由于存在无法进行热洗清蜡、油井回压高、能耗高、管理困难等问题，这些集油方式不能适应大庆油田的特点，无法满足生产需要。

2.2 热洗清蜡

大庆原油属高含蜡原油，析蜡温度45℃，井口出油温度一般低于33℃，井筒结蜡严重，清蜡周期为30～60d。其他物理、化学防蜡措施只能暂缓结蜡速度、延长清蜡周期，不能从根本上解决问题。大庆长垣老区油井井数多，热洗用水量大，地貌多为苇塘、沼泽，土壤含水率高，夏季重型车辆进井困难，因此，不适用活动热洗车洗井。

针对这种特殊的对象要求，为满足采油工程井筒清蜡的需要，地面流程必须具备固定热洗清蜡工艺。在转油站内设有热洗炉、热洗泵，站间设有单独的热洗管道，热洗水经加热炉加热后，由热洗泵增压，通过热洗管道输送到计量间，经热洗阀组利用掺水管道对单井进行热洗。

2.3 产量计量

大庆油田长垣老区的开发对象具有独特的特点，开发油层多，单层薄，细分可达约200个小层，油田开发采用细分层开采方式。为了满足开发生产动态分析和运行调整的需要，对油井产量计量的准确度要求较高。而且，大庆油田大规模应用三次采油提高采收率开发技术，油井采出液中含有的聚合物具有黏弹性作用，抽油机井的抽喷、漏失和气影响等会导致示功图不正常，螺杆泵井的结蜡、漏失、变频调速会导致电参数不稳定，这些因素都致使软件计量误差较大。另外，由于气油比高，导致伴生气的产量较高，而油气混合物的计量较为困难。

因此，在地面工程设计时，根据开发生产的需要设置了计量间，使用分离器实现气液分离后，准确计量油井产量。同时，计量间兼具掺水分配调节、热洗调节、单井来油汇集等功能。

2.4 单井回压

以往，大庆油田单井回压按1.0MPa进行设计，自2005年开始，与其他油田统一执行国家标准，按1.5MPa进行设计，在设计时留有一定裕量，井口实际回压一般约为1.2MPa。设计时，开发方案中提供的用作设计依据的预测产量是单井平均产量，而投产后单井之间实际产量和含水率差距较大；另外，三次采油井在生产周期内的产量差别较大，单井热力条件变化大，采出液成分复杂，性质也有变化；而且，近年来，油井全部为压裂投产。这些因素会导致一部分油井实际回压较高。回压高对采油工程影响较大，由于抽油泵间隙漏失、螺杆泵密封漏失、载荷与扭矩增大，会对原油生产造成一定影响。

近年来，高回压井投产后，有的重新更换管道，有的在井场采用混输螺杆泵增压集输。存在的问题：一是，产能建设工程已经完结，这些井的改造资金渠道不畅；二是，发生了重复投入，而且给正常生产带来了影响。根据大庆油田生产实际和运行管理要求，今后，单井回压设计拟按照1.0MPa执行，计算时留有一定盈余，实际回压约为0.7～0.8MPa。

3 集输处理系统的对象设计

3.1 转油工艺技术

根据油气集输处理系统工艺对转油站这一对象的要求，其职责应包括：一是，油井产液利用采油余压集输至转油站时，能量消耗殆尽，原油继续转输到下一站需要提供动力；二是，油气混输增压相对复杂，而且油田生产终究要将天然气与原油分开，因此，需要实现油气分离；三是，油井掺水保温和热洗清蜡需要提供热源。

因此，需要设置转油站以实现油气分离、掺水热洗加热供应及原油转输增压等。大庆油田老区转油站规模较大，一般都大于7 000t/d，辖井数为80～200口，集输半径为3～4km；外围油田转油站规模较小，多数在1 000～3 000t/d，辖井数为100～300口，集输半径为10km。

为了优化转油站工艺，大庆油田积极研发应用高效多功能合一设备，将多个单一功能的设备整合为一体，达到工艺简单、维护方便、占地少、投资省的目的。油田老区转油站的多功能合一设备主要有：“二合一”，具有加热、缓冲2种功能；“三合一”，具有分离、沉降、缓冲3种功能。外围油田转油站应用的“四合一”具有分离、沉降、加热、缓冲4种功能，可替代“三合一”和加热炉等设备，大幅度简化了工艺，减少占地约50%，节省投资约30%。

3.2 脱水工艺技术

大庆油田这种中质含蜡原油的脱水，采用两段脱水工艺是比较适宜的。将高含水原油首先在一段游离水脱除器脱除大部分的游离水（目前，约占总水量的95%～98%），含水20%～30%的低含水油经过加热后进入二段电脱水器脱除乳化水，成为净化油。两段脱水工艺只对少量的水（约占总水量的2%～5%）加热，能耗低，电脱水器耗电量也较低，约为0.2kW·h/m3，经济性较好。

对于大型整装开发建设的油田，其他脱水工艺是否适合，也作过论证。高效三相分离器脱水工艺加热温度高（60～65℃）、加药量大（50～80mg/L）、能耗高、处理量小，单台Ø3.6m×22m三相分离器的处理量为单台Ø3.6m×16m游离水脱除器的约50%。因此，高效三相分离器脱水工艺适用于含气原油脱水的小规模脱水站，而大庆油田在转油站已经实现了油气分离，且脱水站的建设规模均较大，不适宜采用这种工艺。

大罐沉降脱水属于开式脱水流程，油气损耗高、沉降时间长（9～12h）、散热量大、占地面积大、投资高，适用于油水密度差小或者油水分离困难、沉降时间较长等情况下的脱水。对于大庆油田这种原油脱水相对较容易、处于严寒地区、维温能耗高、建设规模大的情况，采用这种工艺也不合适。

针对大庆油田的实际情况，在两段脱水工艺长期的应用实践中，不断地进行发展和优化。

一是，结合已建系统剩余能力，创造性地设计了放水站。在大庆油田老区，为了满足油井增多、产液增长的生产需要，在二段电脱水处理有剩余能力的情况下，充分利用已建设施，建设了放水站。在放水站放掉原油中大部分的游离水，其作用相当于一段脱水，然后，再进入脱水站的二段进行脱水。根据布局情况，放水站有一段放水站和转油放水站2种形式。

二是，根据聚合物驱三次采油开发建设的需要，创新应用了一段分、二段合的布局原则。化学驱采出液成分复杂、处理难度大，脱水和采出水处理需要与水驱分开单独进行。为了充分利用电脱水剩余能力，减少脱水站的建设，采用“一段分、二段合”的布局原则，将化学驱采出液在放水站一段脱水，水驱采出液在脱水站一段脱水，两部分低含水油在已建脱水站的二段合一处理。

三是，在外围油田的小规模脱水站，研发应用了“五合一”高效多功能组合装置。由于外围低渗透油田建设规模较小，应用“五合一”装置，具有分离、沉降、加热、脱水、缓冲功能，可替代油气分离器、游离水脱除器、电脱水器、加热炉、缓冲罐等设备。在两段脱水工艺的基础上，整合了转油站和脱水站的功能，大幅度简化了工艺，减少占地约50%，节省投资约40%。

3.3 三级布站系统工艺

从总体布局来看，大庆油田老区所面临的开发建设对象的特点是：大面积整装开发，井网密度大，井数多，单井产量高，气油比高。采用三级布站工艺，既可实现开发生产对于准确计量、掺水热洗的要求，又能大幅度减少大站的建设数量。这种系统工艺是一种金字塔结构，在现代管理学中是一种最优化的组织管理结构。大庆油田三级布站的系统工艺流程见图2。

图2 大庆油田三级布站系统工艺流程

从系统工艺上讲，每个工艺环节的站场都有着确定的职责和必不可少的作用。如，油井的功能是油气生产；计量间的功能是回油汇总、产量计量、掺水分配、热洗分配；转油站的功能是油气收集、油气分离、转油增压、油水分离、掺水加热增压、热洗加热增压；脱水站的功能是原油脱水、脱水加热、外输增压、采出水外输、天然气转输。

若不建设计量间，其所有功能需向上整合到转油站；或者单井管道延长、管径增大；或者转油站规模缩小、建设数量增多。若不建设转油站，则转油站油气分离、掺水热洗加热增压功能需向上整合到脱水站，单井和站间的管道都要延长、管径增大，同时，脱水站规模缩小，脱水站及联合布置的采出水处理站、注水站、变电所等大型联合站的建设数量增多，会引起工程量及投资的较大变化。若提高单井回压，或者进一步放大单井集油管道管径，情况会有改变，但是，又会引起一系列其他问题。

大庆外围油田由于单井产量低、气油比低，为提高开发效益，将三级布站简化为二级半布站工艺，即，集油间不设计量分离器，采用软件计量及活动热洗方式实现环状掺水，工艺较为简化、投资较低。该工艺是大庆外围油田的主体集输系统工艺，局部区块还进一步简化为一级半布站工艺，还有一些小规模的分散断块根据开发建设效益情况，采用了灵活的布站、集输工艺技术。

采用三级布站的系统工艺模式，充分体现了少建站、建大站的优势。美国MIDLAND盆地油田，油区内不建大型油气处理站，1座小型转油脱水站仅辖井3～16口，站内最多只有3座100m3的立式罐。这种建设模式是与土地私有化、采油公司股份制、环保要求严格、社会环境良好等因素密切相关的。若按此模式，大庆油田需要建设约7 000座转油脱水站，而采用少建站、建大站的管辖模式，大庆油田的转油站和脱水站总数仅约为500座，有着巨大的经济效益和管理效益。

4 结论及建议

一是，对象设计是一种计算机程序设计方法，给我们的启示是：设计一定要面向对象，而不是面向其他方向、要求、指令，除非这些方向、要求和指令是符合客观实际的。因此，在油田地面工程设计工作中，需要摒弃不切实际的指令性要求，摒弃不能充分发扬民主的家长制作风，摒弃不顾油田的具体实际一味追求整齐划一的形式主义。

二是，工程设计要反映客观真实，要实事求是，一切从实际出发，只有符合客观规律的发展才是科学发展，才能实现可持续发展。因此，要充分研究设计对象本身，要全面了解开发生产需求，认真听取基层员工的意见和建议，加强生产现场调研，虚心进行设计回访，总结以往工程设计的经验和教训，使设计更加符合生产运行管理的客观实际。

三是，一切设计都要面向对象满足需求，这是设计的根本目标、第一目标，也是最大目标。地面工程设计以开发预测为依据，但是，实际的开发生产是动态变化的，需要根据运行情况进行动态调整。因此，地面工程设计应留有调整的裕量，这样才能进一步提高其灵活性，更好地适应对象变化的需要。

四是，设计要统筹协调所涉及全部对象的联系和关系，而不是只考虑其中某个对象单独的要求。既不能无限度地满足人对运行管理方便的要求，纵容粗放管理，也不能刻意地追求对物的节省，导致过度简化；既不能单纯追求前期施工建设的低投资，也不能片面强调后期运行维护的低成本，而是要实现全生命周期的最低投入；既不能强调集中监控，建设大量的仪表自动化系统，放松对操作维护人员的培训管理，导致投资的浪费，也不能因噎废食，采用人海战术，因袭陈旧的管理模式。

五是，标准化设计应该对具体的油田具有符合客观实际的极强的针对性，符合这个油田开发生产的既往历史、当前现状和未来发展形势，所采用的工艺技术应具有雄厚的应用基础，且应该在相当长一段时期内是固定的，使用规模也应具有绝对的优势；而不应是为了技术进步盲目求新或者频繁调整，否则，便失去了标准化设计的意义。

六是，在地面工程设计中引入对象设计的概念，有助于设计对象的研究，充分地认识服务对象、作用对象和使用对象，使工程设计更好地满足建设安装、生产处理和运行维护的需要。大庆油田集油工艺和集输处理系统的工程设计，根据油田开发对象、原油性质、生产规律、工程建设和运行管理需求，以及气候和环境条件等情况，认真研究对象特点，优化工艺技术，一切从实际出发，提高了设计的针对性，使工程设计更加符合设计对象的实际情况。经过长期的生产实践证明，很好地满足了油田开发生产的需要。

[1] 李杰训,田一华,戴仲.油气矿场加工[M].北京:中国科学技术出版社,2013.

[2] 大庆油田建设设计研究院.大庆油田建设设计研究院地面工程技术发展史[M].上海:上海科学技术出版社,2000.

[3] (美)布罗克 Brock,R.W..对象设计:角色、责任和协作[M].北京:人民邮电出版社,2006.