油氣田地面工程技術進展及發展方向

湯 林

中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產分公司, 北京 100007

0 前言

油氣田地面工程以油氣集輸為主線,涵蓋從油、氣、水井到油、氣外輸交接(銷售)的整個環節,包括油氣水的收集、計量、處理、產品外輸以及采出水處理、回注、回用、達標外排的全過程,其產品有原油、天然氣、穩定凝析油、輕烴、液化石油氣、硫黃、氦氣、達標水等,涉及油、氣、水、電、路、訊等多個子系統。地面工程是油氣田開發的重要組成部分,其重大作用在于實現油氣田產能建設目標,體現開發技術水平,錄取開發生產數據,保障安全高效生產,外銷合格油氣產品,實現采出水回注及達標排放。近年來,中國石油通過技術創新,支撐了地面核心技術不斷進步和發展方式的轉變,主要體現在:地面建設水平持續提升,生產運行指標明顯改善,針對不同類型的油氣田已形成相應成熟適宜的建設模式;研發推廣了一大批先進實用技術,成功開展了多項重大試驗攻關,集成創新了儲氣庫地面工藝技術,全面推廣應用標準化設計。

“十三五”期間,國際油價仍將低位徘徊,油氣田老化、資源劣質化將進一步加劇,國家安全環保要求越來越嚴格,中國石油上游業務必須堅定不移地走低成本發展道路,必須全方位、全過程、全要素降本增效,油氣田地面工程需主動適應新形勢、新要求,進一步加強技術攻關,增強提質增效能力,實現油氣田開發創新發展。本文通過全面回顧,擬對近年來中國石油油氣田地面工程技術進行分析總結,并展望下一步發展趨勢,提出技術研發方向。

1 油氣田地面工程現狀及主要成果

1.1 油氣田地面工程現狀

油氣田地面工程從內涵看,它是安全、清潔生產的主要載體,是控制投資、降低成本的重要源頭,是優化管理、提質增效的關鍵環節,是實現高效開發、體現開發效果和水平的重要途徑,是連接油氣生產與銷售的重要橋梁。截止2016年底,中國石油所屬16家油氣田公司在役油氣水井32×104口,各種站庫1.6×104余座,各類管道超過31.5×104km,大型原油處理站308座,天然氣凈化廠163座,計量站8 424座,注水站1 465座,罐容1 600×104m3,建成了規模龐大、構成復雜、功能完善的地面生產系統。

1.2 主要成果

1.2.1 關鍵技術創效顯著

1)氣井井下節流和計量技術取得突破,實現蘇里格致密氣藏有效開發,使單井投資由400萬元降至150萬元以內。

2)油井簡化計量技術取得突破,節省單井投資20萬元,累計節省投資約140億元。

3)智能一體化集成裝置研發成功,推廣應用6 985套,節約投資20.03億元。

1.2.2 建設大型油氣田,創多項國內第一

1)最大氣田:蘇里格氣田,生產能力為230×108m3/a。

2)最大高產氣田:克拉2氣田,單井產量為400×104m3/d,生產能力為107×108m3/a。

3)最大凝析氣田:迪那凝析氣田,運行壓力為14.2 MPa,生產能力為50×108m3/a。

4)最大循環注氣凝析氣田:牙哈凝析氣田,注氣規模為300×104m3/d,注氣壓力為52 MPa。

5)最大低滲透油田:長慶油田,生產能力為2 500×104t/a。

6)最大三采油田:大慶油田,生產能力為1 000×104t/a,開發方式為聚合物驅、三元復合驅。

7)最大超稠油油田:新疆風城油田,生產能力為260×104t/a,稠油黏度達5×104mPa·s。

1.2.3 地面建設水平持續提升

3)建設投資:節省113.3億元。

4)土地占用:節約6 600×104m2(合9.9×104畝)。

1.2.4 生產運行指標明顯改善

2 主要技術進展

2.1 優化定型了多種建設模式

“十五”以來,油氣田地面工程通過持續“優化、簡化”和全面推廣“標準化設計”,將實用先進技術與不同類型油氣藏、油氣物性、自然環境相結合,通過不斷創新和實踐,形成了各自逐漸成熟的建設模式。

1)八種油田類型[1]:低滲油田、整裝油田、分散小斷塊油田、稠油油田、沙漠油田、灘海油田、三采油田、碳酸鹽巖油田。

2)八種氣田類型[1]:高壓氣田、中壓氣田、低壓氣田、凝析氣田、含H2S氣田、高含CO2氣田、煤層氣田、頁巖氣田。

3)六大區域地下儲氣庫。

2.2 研發推廣了一批先進技術

2.2.1 十項油氣集輸技術

2.2.1.1 不加熱集油工藝

長慶油田實現了原油在凝固點溫度以下15 ℃進站,突破了進站溫度在原油凝固點溫度以上3～5 ℃的技術規范要求。玉門油田鴨西區塊實現原油在低于凝固點16 ℃情況下集輸。

2.2.1.2 軟件量油技術

2.2.1.3 低產井集氣工藝簡化技術

2.2.1.4 井下節流技術

依靠井下節流嘴實現井筒節流降壓,充分利用地溫復熱,防止地面集輸系統形成水合物,取消井場加熱或注醇設施,簡化了地面工藝。平均每口井可節省投資218萬元,節省燃料和人力費用24萬元/a。

2.2.1.5 高酸性氣田集輸技術

形成了高含硫氣田“多井集氣、碳鋼+緩蝕劑防腐、集中凈化處理”的主體工藝,將傳統“單井集氣、氣液分輸”優化為“氣液混輸、多井集氣”,簡化了集輸流程。并研發了高強度高含硫濕氣集輸管材與防腐工藝，復雜山地大型高含硫氣田天然氣泄漏多元監測，高含硫氣田自動控制及復雜山地濕氣集輸配套技術。

2.2.1.6 煤層氣集輸簡化技術

形成了“排水采氣、井口計量、井間串接、低壓集氣、按需增壓”的總體工藝技術路線,研發了超低壓濕氣輸送計算模型、系統壓力優化、多井串接、采氣管線低點排液、低成本PE管材選擇、安全設施優化、產運銷一體化優化等多項技術系列。PE管在沁水盆地樊莊區塊共使用208 km,節約工程投資1 600萬元。

2.2.1.7 放空系統優化技術

根據“先關斷、后放空”的設計理念,采用動態模擬計算和定量風險分析方法,科學確定放空規模。利用分區延時泄放技術,進一步優化放空系統。已在10座天然氣處理廠和6座儲氣庫應用,節約投資約1.5億元。

2.2.1.8 油氣混輸技術

在油氣混輸軟件、裝備等方面通過自主研發打破國外壟斷,已在塔里木油田和哈薩克斯坦等國內外工程成功應用,其中:

油氣混輸軟件GOPS V 2.0:獨創了控制方程,達到國外先進軟件OLGA的水平。

大型段塞流捕器:承壓12.6 MPa、容積3 000 m3。

英買力氣田應用長距離氣液混輸技術,建成中國陸上最長的混輸管道,節約投資約9 500萬元。

2.2.1.9 凝析氣帶液計量技術

研發了高壓帶液計量流量計,簡化集輸流程,實現多井串接集輸,取消了集氣站和計量站,價格僅為國外同類產品的1/4。

2.2.1.10 管材新材料應用技術

2.2.2 六項油氣處理技術

2.2.2.1 硫黃回收及尾氣處理技術

液相氧化還原法實現了國產化,直接氧化法在長慶油田得到了成功應用。

選擇性氧化脫硫實現了對Clinsulf-DO工藝的國產改進,采用兩級反應器,提高硫黃回收率,工藝流程簡圖見圖1。

掌握了氧化催化劑核心技術,該催化劑具有較好的低溫活性和選擇性,在130 ℃即可使用。

硫黃成型主要由鋼帶造粒轉變為滾筒造粒、液硫濕法等成型技術,并實現了大型化。

2.2.2.2 輕烴回收技術

2.2.2.3 含CO2天然氣回收C2H6技術

為了更有效地在高含CO2的條件下,提高C2H6收率,將傳統的液體過冷工藝(LSP)流程改進為GLSP流程，LSP與GLSP工藝流程對比見圖3。該技術在大慶南八深冷項目中實施,與原LSP流程對比,改進后年增產輕烴約2 000 t。

另外還開發了RSV高效回收C2H6工藝,工藝流程簡圖見圖4。

圖1 選擇性氧化脫硫工藝流程簡圖

圖2 DHX工藝流程簡圖

LSP工藝

GLSP工藝

圖4 RSV工藝流程簡圖

2.2.2.4 天然氣脫CO2技術

2.2.2.5 天然氣提氦技術

圖5 提氦工藝流程簡圖

2.2.2.6 原油高效分離脫水技術

近年來原油脫水技術采用原油密閉脫水工藝,以高效三相分離器替代傳統沉降罐,有效降低集輸損耗。采用低溫破乳技術,脫水溫度降低5～8 ℃,年累計節約生產成本1 000萬元以上。

2.2.3 六項水處理及注入系統技術

2.2.3.1 穩流配水技術

成功研發穩流配水[4]裝置，實現了智能注水、遠程控制、無人職守,取消了配水間,減少了注水支線,已在1.6×104口注水井推廣應用。與單干管多井配水流程相比,單井地面投資降低10萬元以上。單干管多井配水流程與穩流配水流程對比見圖6。

圖6 單干管多井配水流程與穩流配水流程對比

2.2.3.2 高效采出水處理和注水提效技術

研發推廣一系列高效采出水處理和注水提效技術,見表1。注水水質明顯改善,系統能耗大幅降低,系統年節電3.8億度。

2.2.3.3 蒸汽發生與分配技術

2.2.3.4 稠油污水回用鍋爐技術

將稠油污水深度處理后回用熱采鍋爐[4],減少了大量清水用量,回收了熱能。目前已經在遼河和新疆油田13座稠油污水處理站推廣應用,年創造經濟效益約6億元。

表1高效采出水處理和注水提效技術序列[4]

序號技術名稱高效采出水處理技術序列高效注水提效技術序列1污水生化處理技術“一拖多”轉子變頻技術2高效物理殺菌技術液體粘性調速離合器3不加藥新型過濾技術斬波內饋調速技術4懸浮污泥床技術變頻技術5金屬膜與大孔徑陶瓷膜處理技術泵控泵技術6磁分離技術注水站微機巡控技術7多介質過濾技術水力自動泵調壓技術8含油污水除汞技術泵涂膜技術9管道清洗除垢技術管道除垢技術和非金屬管道技術10污水生化處理技術注水設備振動監測技術11污水處理一體化集成技術注水設備運行狀態在線監測技術

2.2.3.5 化學驅配置注入技術

形成了“集中配制、分散注入、一泵多井、黏度保持”等多項配制及注入工藝,年平均節省投資約19.1億元。采用含油污水代替清水稀釋母液,年節約清水約5 000×104m3。

2.2.3.6 氣田污水零排放技術

2.2.4 十項管輸與存儲技術

研發推廣了十項管輸與存儲技術,見表2。

表2管輸與存儲技術序列

序號技術名稱備注1復雜管網輸送及優化運行技術應用于川渝地區三橫三縱三環管網2凝析氣長距離混輸技術應用于塔里木英買力氣田3富氣高壓密相輸送技術應用于塔里木油田4CO2超臨界輸送技術應用于吉林CO2驅油田5大口徑高壓輸送管道設計與施工技術應用于塔里木、長慶油田6超高壓力注氣管道設計與施工技術應用于塔里木、華北等油田7抗腐蝕大口徑高壓力油氣集輸雙金屬復合管設計施工技術應用于塔里木、新疆、遼河等油田8超稠油輸送技術應用于新疆風城油田9大型儲罐設計與建造技術應用于大慶油田10復雜氣田管道腐蝕與防護技術應用于西南油氣田、塔里木油田

2.3 成功開展多項重大試驗攻關

中國石油自2005年設立油田重大開發試驗項目,12年來開展了水介質類、化學/生物介質類、氣介質類、熱能量類、特殊巖性類等五大類油田重大開發現場試驗,在超稠油SAGD、火驅、空氣/空氣泡沫驅、CO2驅、天然氣驅、二元/三元化學驅、聚驅后、低滲透油藏水驅加密、碳酸鹽巖開發和變質巖潛山注氣等十項試驗中取得了豐碩成果,見圖7。

圖7 重大試驗技術攻關

2.3.1 超稠油SAGD開發試驗

通過10余年在遼河杜84、杜229區塊及新疆風城油田開展大量的先導試驗、擴大試驗后,中國石油已經形成了較為完善的SAGD開發油氣集輸、油氣處理、注蒸汽、污水處理與回用的成套工藝技術,滿足了現場試驗和工業化生產的需要。

2.3.1.1 SAGD高溫密閉集輸和高溫脫水技術

研發形成“高溫雙線油氣密閉混輸、高溫密閉脫水、采出污水循環回用鍋爐、集中注入過熱蒸汽”為核心的地面工藝技術,攻克了SAGD采出液油水分離難度大、常規脫水工藝無法處理的難題。

2.3.1.2 研發了SAGD專用設備和藥劑

2.3.2 稠油火燒油層開發試驗

2005年以來先后在遼河杜66、高升區塊以及新疆紅淺1區塊進行了常規直井火驅先導試驗,2011年以來又在遼河、新疆開展了水平井火驅先導試驗,已經初步形成較為完善的常規火驅開發地面工藝技術,可以滿足工業化生產需要。

火驅地面工藝技術特點與難點見表3。

表3火驅地面工藝技術特點與難點

系統名稱特點與難點研發的工藝技術空氣注入注入壓力高、注入氣量大采用螺桿+往復壓縮機兩段增壓連續注入、可靠性高、氣量變化大多臺壓縮機并聯，設備用、自控系統精確控制單井注入氣量配氣計系統實現了精確注入采出液集輸與處理氣液比升高，氣泡油計量難度大開發了自動計量取樣一體化裝置氣液比升高，回壓高、集輸難度大形成了油套分輸、單管集油工藝。采出液含有酸性介質，腐蝕性增強碳鋼管材腐蝕防護技術乳化油、泡沫油，處理難度大加注破乳劑、消泡劑采出氣集輸與處理套管采氣、壓力低，集輸難度大設多處脫硫點酸性組分含量較高，腐蝕性強碳鋼管材腐蝕防護技術含H2S、CO2、CO、N2等組分，在線檢測要求高在線檢測技術CH4含量低，不能直接燃燒蓄熱式RTO氧化爐焚燒；脫硫后放空組分復雜、變化大，凈化難度大PSA甲烷提濃、酸氣回注技術采出水處理油水密度差小、粘性大、乳化嚴重、成分復雜，處理難度大回注：常規除油、過濾工藝可以滿足回用：進一步MVC、MED等深度處理，再生廢水、高含鹽濃水處理難度大外排：進一步生物降解、強氧化劑氧化等去除COD

2.3.3 CO2驅提高采收率試驗

1)CCS-EOR(CO2捕集與CO2驅提高原油采油率)循環綠色開發技術在吉林油田、大慶油田規模應用。采用以“活化MDEA胺法脫碳、CO2分子篩脫水、CO2四級增壓超臨界注入、油氣混輸單管集油、采出氣循環利用”為核心的氣田脫碳油田驅油地面工藝技術,實現了高含CO2氣田的綠色開發,提高了油田采收率。CCS-EOR配套地面工藝技術流程見圖8。

圖8 CCS-EOR配套地面工程技術流程

2)吉林大情字井油田50×104t CO2驅采用“小環狀摻輸集輸、油氣混輸為主、局部分輸、聯合站集中處理、采出氣循環注入”的工藝技術。

2.4 集成創新了儲氣庫地面工藝技術

為滿足供氣調峰需要,中國石油近年來在渤海灣、西南、中西部等地區建設了6座儲氣庫,設計總庫容279×108m3,總有效工作氣量116×108m3,在冬季調峰和應急供氣方面發揮了重要作用。

與氣田建設相比,儲氣庫具有大進大出、注采循環、氣量波動大、運行壓力高、啟停頻繁、使用壽命長等特點,儲氣庫工程應采用流程簡單和靈活可靠的集輸處理技術、高效的工藝設備、性能可靠的材料[6]。

儲氣庫建設過程中在分類管理、總體布局、精準注采、裝置大型化、智能化建設等五方面開展了研究和應用,地面工程技術達到國際先進水平。

1)分類進行工藝技術優化。根據儲氣庫工作氣量Q進行劃分,在設計系數、注氣壓縮機配置、處理工藝選擇、處理裝置配置、設備選型等方面分類進行優化,見表4。

表4不同類型儲氣庫技術優化

項目不同類型儲氣庫小型Q<5×108m3中型5×108m3≤Q<10×108m3大型10×108m3≤Q<30×108m3超大型Q≥30×108m3注氣系統設計系數12～1512～1511～1211～12采氣系統設計系數15～215～212～1512～15注氣壓縮機功率范圍/MW<1212～2525～100>100注氣壓縮機配置/臺2～3(往復)1～2(離心)+1(往復)2～4(離心)+1(往復)多臺離心采出氣處理單套TEG脫水/J?T閥低溫多套TEG脫水/J?T閥低溫硅膠/改性硅膠硅膠/改性硅膠

2)優化大型氣庫總體布局,突破常規輸送距離,大幅減少站場數量。提升了超高壓濕氣輸送的安全性,建立了井站管一體化模型,將注采集輸半徑由常規5 km提高到16 km。蘇橋、呼圖壁、相國寺、雙6儲氣庫少建集注站6座,節省投資6.2億元,節省占地約333 333 m2(合500畝),定員減少180人,年運行費用降低6 000萬元以上。

3)首次引入超高壓大流量雙向調壓計量設備,簡化井場流程,實現遠程智能精準調控。

5)集成先進的控制系統,建成數字化儲氣庫,實現智能優化運行管理。生產層面,集成了先進的控制系統和儀表,實現了生產數據自動采集、生產過程自控控制、生產趨勢自動報警、生產參數綜合優化,達到了少人集中監控。管理層面,實現了儲氣庫—油氣田公司—生產運行調度,多方高效聯動、分層授權、智能調度指揮。

2.5 全面推廣標準化設計

2008年以來開展的以“標準化設計、模塊化建設、信息化管理、市場化運作”為內涵的標準化設計工作,取得了豐碩成果[7]。

2.5.1 標準化工程設計技術

采用“共性分析的優化定型技術”和“模塊定型及拼接組合的設計技術”,按照“工藝流程、平面布局、模塊劃分、設備選型、三維配管、建設標準”六統一的原則,形成技術先進,通用性強,可重復使用的標準化、模塊化、系列化設計文件,并應用三維設計軟件,構建三維模塊定型圖庫。通過對三維模塊的定位拼接,高效組合形成各類標準化站場。標準化站場示意圖見圖9。

圖9 標準化站場示意圖

2.5.2 模塊化建造技術

采用三維建模、模塊拆分組合、應力振動分析、安全分析、吊裝運輸分析、檢維修分析等多因素模塊分析優化設計技術,實施工廠化預制、組裝化施工,開創了中國陸上油氣田地面工程建設新模式[8-10]。模塊化建造技術示意圖見圖10。

圖10 模塊化建造技術示意圖

2.5.3 數字化建設技術

以信息化帶動工業化,是石油工業轉變發展方式、實現可持續發展的基本方向。油氣田地面數字化建設利用物聯網技術,建設數據采集與監控子系統、數據傳輸子系統以及工程管理信息系統,實現油氣田井區、計量間、集輸站、聯合站、處理廠等生產數據和設備設施狀態信息集中管理及控制,優化生產及管理流程,提高油氣田生產效率和管理水平,降低運行成本,保障安全生產,促進油氣田管理方式的根本轉變。構建的三級集中管理模式示意圖見圖11。

圖11 三級集中管理模式示意圖

2.5.4 一體化集成技術

工藝、機械、結構、自控等多專業有機融合,將容器、加熱爐、機泵、塔器、儀控設施等按一定功能要求集成安裝在整體橇座上,研發形成多功能一體化集成裝置,可替代中小型站場或大型站場生產單元。

3 面臨的形勢與挑戰

油氣田地面工程作為油氣田開發的組成部分之一,本身具有較為獨特的特點:如系統龐大,站場類型多,管道數量大;集輸處理的介質復雜多樣;油氣田類型及建設環境復雜多樣;點多面廣線長,安全環保責任重。基于油氣田地面工程的獨有特性,給技術保障及管理水平提出了很高要求,尤其是目前及今后一段時期,油氣田地面工程還將受到以下各方面的嚴峻挑戰[11]。

3.1 適應上游業務復雜性要求

油氣田類型多樣,既有常規中、高滲油氣田,又有低滲透、碳酸鹽巖和致密油氣田,還有煤層氣、頁巖氣田。油氣物性復雜,既有普通性質油氣田,又有稠油油田,還有凝析氣田、高含硫、高含CO2氣田。不同油氣田以及不同開發階段其開發方式多樣,有天然能量開發,有補充地層能量開發,有水驅,有蒸汽驅、CO2驅、火驅,還有化學驅開發。同時，油氣田分布廣泛,系統龐大。因此，油氣田地面工程技術、建設方式以及生產管理方式必須面對和適應這種多樣性和復雜性。

3.2 適應上游業務降本增效要求

3.3 適應國家新安全環保法要求

國家新頒布的安全生產法和環境保護法,設定了安全環保法律責任,加大了對違法行為的懲處力度。油氣田的分布點多面廣,一部分油氣水井、站場、管線處于人口稠密區、工礦企業區和環境敏感地區,迫切需要加強安全環保技術的研究,確保油氣田地面工程本質安全環保。

3.4 適應上游業務創新驅動發展要求

近年國內在油氣田地面工程的瓶頸技術還有待進一步攻關,地面科研工作超前性不足,地面科研成果不能及時、科學地指導油氣田開發實踐。同時,也存在著設計和科研結合不夠緊密的問題,既不利于以工程需求為導向有針對性地提出科研課題,更不利于通過設計將科研成果順利轉化推廣。低成本數字化油氣田建設技術和模式不成熟,尚不能全面適應生產流程、勞動組織方式、生產方式優化、安全環保水平和開發效益提升的要求。因此,油氣田地面工程要進一步強化技術攻關和科技創新,以適應開發形勢變化的要求。

4 下一步技術發展方向

“十三五”期間,中國石油上游業務將堅定不移地走低成本發展道路,全方位、全過程、全要素降本增效,以節省投資、降低成本、提高效能、改善環境、安全環保為目標,以信息化和數字化建設為載體,統籌技術創新和管理創新,深入貫徹優化簡化的理念,全力推行標準化設計工作,全面提升油氣田地面工程建設和管理水平,努力打造智能化油氣田,實現多專業融合,少人高效,創新發展。為實現上游業務的發展目標,結合油氣田地面工程目前的技術進展及所面臨的問題,筆者認為下一步油氣田地面工程技術的發展方向可著力在以下各方面開展相關工作。

4.1 強力攻關七項核心技術,實現地面工程快速發展

為支持油氣主營業務快速發展,努力攻克制約油氣田地面工程建設的瓶頸技術,重點攻關以下七項核心技術,實現油氣田地面工程快速發展。

4.1.1 天然氣處理新技術

目前,國家《天然氣》標準將大幅降低商品天然氣總硫含量指標,國家環保標準對于尾氣SO2的排放要求將更加嚴格,油氣生產的環保督查也將日益深化,中國石油下一步還將對大量的含硫、含鹽、含蠟氣田投入開發,必須對以下技術開發進一步攻關,才能保障油氣田安全環保有效益生產,主要包括:

1)大型高含硫氣田尾氣處理新工藝研發。

2)原料氣有機硫深度脫除技術研究。

3)天然氣處理裝置大型化研究。

4)常規天然氣氣田污水處理集成及零排放處理技術研究。

5)含汞氣田全流程脫汞成套技術研究。

6)高含蠟氣田脫蠟技術研究。

7)分布式能源在天然氣處理領域的應用研究。

4.1.2 稠油、超稠油開發地面成套技術

深化開展特超稠油開發地面工藝系統優化及工業化應用技術攻關,主要包括:

1)超稠油吞吐開發密閉集輸技術研究。

2)蒸汽CO2復合汽驅配套技術研究。

3)稠油處理設備大型化、高效化、集成化研究。

5)超稠油采出水除硬、除硅工藝技術研究。

6)高礦化度稠油采出水膜蒸餾除鹽技術研究。

7)稠油老化油處理工藝研究。

4.1.3 油氣田節能環保技術

針對環保壓力的進一步加大,開展各類復雜水型達標處理外排、油田廢固棄物減量化、無害化及資源化等關鍵技術研究,主要包括:

1)頁巖氣、煤層氣、致密油氣采出水(返排液)處理技術。

2)高礦化度稠油采出水達標外排處理技術研究。

3)含油污泥減量化、無害化及資源化再利用技術研究。

4)集成化煙氣余熱深度回收利用技術及裝置研發。

5)超低排放燃煤注汽技術研究。

6)稠油伴生氣達標排放處理技術及裝置研發。

7)低滲礫巖油藏CO2驅油與埋存配套技術研究。

4.1.4 多相計量技術

國外的眾多研究者在多相流檢測方面做了大量的工作,并取得了顯著進展。國內技術水平尚有較大的發展空間:

1)將傳統成熟的單相流儀表和測量技術應用到兩相流測量中,并根據兩相流動的特殊性研究其測量特性和測量模型。

2)使用現代新型測量技術解決兩相流檢測問題,如射線、超聲、核磁共振、脈沖中子、激光、微波技術等。

3)綜合運用數理統計、模式識別、特征提取、神經網絡、先進信號處理方法、機器學習和數據挖掘方法等軟測量技術,以現有測量儀表和測量信號為基礎,解決難以用機理數學模型準確描述的兩相流檢測問題。

4.1.5 高壓、高溫、抗硫非金屬管材技術

非金屬管在油田得到了一定的應用,但酸性氣田、高溫集油、高壓集氣、海底集輸管道等領域的產品仍然是空白,要加大氣田用抗硫非金屬復合管評價、高溫(65～90 ℃)集油、高壓(12 MPa)集氣、高腐蝕環境用非金屬管材、非金屬管無損檢測等技術研究的力度。

4.1.6 氣田腐蝕控制及材料應用技術

緊密結合氣田完整性管理的要求,研究建立以全生命周期設計為特點的系列技術,全面系統地提升腐蝕控制水平,主要包括:

1)復雜腐蝕氣田整體式腐蝕防護技術研究。

2)高含硫氣耐蝕合金工程應用技術研究。

3)氣田溶硫劑和環保型除硫劑的開發和應用研究。

4)基于材料及腐蝕的完整性管理研究。

4.1.7 油氣田集輸管道腐蝕評價技術

內腐蝕直接評估(ICDA)是管道完整性檢測和評價的核心技術,油氣田內部集輸管道由于管徑偏小、介質及流體狀態復雜、腐蝕因素多樣,該項技術在油氣田內部集輸管道應用尚不成熟。要開展油氣管道內腐蝕直接評估數據采集、評估模型選擇、現場開挖檢測方法等研究攻關,為油氣田集輸管道的完整性管理做好技術保障。

4.2 加強基礎技術攻關研究,支撐地面工程跨越發展

基礎理論研究的突破,將會帶來地面技術的飛躍發展,需進一步重點開展:

1)原油凝固點溫度以下不加熱集油機理。

2)CO2、H2S和Cl-等多種因素共存下的腐蝕機理。

3)高溫高壓下凝析氣田物性變化規律。

4)非金屬管材的氣體滲透機理和規律。

4.3 配套重大科學試驗攻關,促進油氣業務創新發展

為滿足油氣田新型開發方式的需求,實現油氣田地面工程技術可持續創新發展,需繼續配套設置和深化重大科學試驗攻關,主要包括:

1)空氣泡沫驅地面配套技術。

2)CO2驅采出氣處理和腐蝕與防護技術。

3)火驅地面空氣注入與尾氣處理關鍵技術。

4)SAGD注入和能量綜合利用技術。

5)水平井火驅配套地面工藝技術。

6)頁巖氣低成本壓裂返排液處理及重復利用技術。

7)長距離大規模CO2超臨界輸送技術。

4.4 集成推廣八項成熟技術,提升油氣開發規模效益

加強新技術、新工藝、新設備、新材料的技術集成研究,形成先進、經濟、適用的技術集群,實現規模化推廣應用,要重點做好:

1)裝置一體化集成技術。

2)功圖計量技術。

3)不加熱集油技術。

4)數字化建設技術。

5)高效油氣集輸與處理技術。

6)低成本高效化學藥劑。

7)穩流配水技術。

8)非金屬管道應用技術。

4.5 加強生產過程優化研究,不斷提高地面系統效益

油氣田地面生產系統是一個繁復龐雜的體系,要高度重視地面生產運行管理過程中的細節,聚沙成塔、集腋成裘。應對地面集輸處理流程、生產管理流程全面梳理,對工藝參數動態調整、化學藥劑優選、系統效率提升進行科學細化,實現油氣田地面生產系統過程管理的精細化。

4.6 發展四項提質增效技術,大力提升油氣產品效益

1)加強高效天然氣輕烴回收技術研究:C2H6作為化工原料,市場價格是作為燃料的3倍,C3H8、C4H10作為化工原料是作為燃料的5倍,開展輕烴回收效益增值明顯。C2H6的產品標準、回收工藝、儲存和運輸方式都需深入研究。

2)加強小規模、高效原油穩定裝置研究。

3)加強揮發性有機化合物(VOC)回收技術研究。

4)加強放空氣回收技術與裝置研究。

4.7 應用完整性管理技術,全面提升本質安全水平

上游業務管道數量多、口徑小、介質復雜、腐蝕老化嚴重,管道失效率高,造成巨大的生產管理和安全環保壓力。管道和站場完整性管理作為國內外廣泛應用的風險防控方法,對提升油氣田管道和站場本質安全水平、降本增效具有重要意義。但國內外油氣田管道完整性管理處于剛剛起步階段,其管理現狀和技術水平與相關要求相比有較大差距。特別是油氣田管道分散、類型多,需要實施分類管理,需研究低成本的完整性管理技術,包括完整性管理方法、體系、高后果/高風險管道識別、管道檢測/評價及修復技術、管道腐蝕及防腐技術、管道剩余壽命評價等。

4.8 協調推進標準化設計,持續提高地面工程水平

4.8.1 全面推行三維模塊化設計

三維設計是提高設計質量、開展模塊化建設的必然選擇,也是從項目建設開始,實現全生命周期信息化管理的必要條件。要不斷拓寬三維設計應用領域,從三維設計向工廠化預制延伸,向全生命周期生產運行維護管理延伸。

4.8.2 持續推進一體化集成裝置研發與規模推廣

小型站場應全面應用一體化集成裝置,中型站場應擴大一體化集成裝置的應用范圍,大型廠站各生產單元應積極推行一體化集成裝置組合及工廠化建設的方式,因此需要研發更多類型和系列的集成裝置,在功能性、集成度、安全性、效率效能、智能化等方面需更多突破。

4.8.3 積極推進大型廠站模塊化建設

油田大型廠站一般采用“一體化集成裝置+單體模塊”的建設模式,氣田大型廠站一般采用以“一體化集成裝置+單元裝置模塊+單體模塊”的建設模式。要進一步深入開展模塊化設計及建造技術的研究,確保工廠預制最大化、現場作業最小化、地面預制最大化、高空作業最少化。

4.8.4 穩步推進低成本數字化油氣田建設

堅持“新油氣田數字化建設與產能建設同步實施,通過產能建設帶動數字化油氣田建設;老油氣田數字化建設以效益最大化為目標,優選項目,結合整體調整改造,在充分優化簡化的基礎上分步推廣實施”的原則,持之以恒推進數字化油氣田建設。

5 結論

油氣田地面工程是油氣田開發的主要組成部分之一,通過多年的發展,中國石油建成了規模龐大、功能完備的地面生產系統,關鍵技術創效顯著,建設水平持續提升,生產運行指標明顯改善,建設成果創下多項國內第一。尤其是近年來通過技術創新,優化定型了多種成熟的油氣田地面建設模式,研發推廣應用了一大批先進技術,包括十項油氣集輸技術、六項油氣處理技術、六項水處理及注入技術,并成功開展了多項重大科學試驗攻關,全面推廣標準化設計,有力支撐了地面核心技術的不斷進步和發展方式的轉變。但由于上游業務和油氣田地面工程本身的復雜性愈加明顯,受降本增效、安全環保、創新發展等的挑戰更加艱巨,筆者提出了下一步油氣田地面工程在加強基礎研究、攻克核心技術、配套現場試驗、升級成熟技術、加強生產優化、挖潛產品效益、提升建設模式等方面需深化開展的工作,可代表“十三五”及今后一段時期的技術發展方向,希望能為廣大的油氣田地面工程設計、科研、建設及管理人員提供參考。

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