近年油氣田地面工程高質量發展建設成果與展望

1. 中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產分公司, 北京 100007;2. 中國石油天然氣股份有限公司規劃總院, 北京 100083

0 前言

1 近年油氣田地面工程高質量發展成果

近年來,油氣田地面建設全面推行了標準化設計,創新形成并持續完善了低滲油田、稠油油田、三次采油、三高氣田、非常規氣田、地下儲氣庫等地面關鍵技術,保障了老油氣田的穩產和新油氣田的快速上產,地面建設投資和運行成本得到有效控制,建設質量顯著提高,技術水平全面提升,實現了“質量、速度、效益、安全環保”的有機統一,為保障中國石油國內上游業務穩健有效發展發揮了重要作用。

1.1 保障了原油穩產和天然氣快速上產

三大公司重組后,中國石油國內上游業務原油年產量一直保持在1×108t以上。從2002年開始,產量穩定增長,2014年總產量突破11 367×104t,創中國石油歷史產量新高。天然氣年產量持續上升,由2001年206×108m3增長到2017年1 033×108m3,年均增長近50×108m3,實現了歷史性突破。2001～2017年中國石油原油、天然氣產量見圖1～2。

地面系統為保持油氣上產和安全高效運行發揮了重要作用。產量增長的高峰意味著產能建設的高峰,“十二五”以來,原油年均新鉆井13 000多口,年均新建產能超1 300×104t;天然氣年均新鉆井1 500多口,年均新建產能超150×108m3。為了克服資源劣質化的影響,近年來各油氣田嚴控產能投資,地面工程克服了單位產能新建井數增多、開發方式日趨復雜、安全環保要求更加嚴格，以及征地、原材料價格上漲等多方面的影響,產能建設投資保持基本穩定,原油百萬噸產能地面投資控制在13億元以內,天然氣億方產能地面投資保持在0.8億元左右。地面工程為老油田穩產和油氣田效益建產做出了重要貢獻。

圖1 2001～2017年中國石油原油產量

圖2 2001～2017年中國石油天然氣產量

1.2 確保了復雜油田有效開發

圖3 2017年中國石油原油產量分類占比

1.3 有力支撐了中國天然氣工業的發展

氣田地面工程成果,直接支撐了中國天然氣工業的發展。“井下節流,中低壓集氣,井口帶液計量,井間串接”的低滲和特低滲氣田地面建設模式,使單井投資由400萬元降低到150萬元,累計節約地面投資約200余億元。“濕氣集輸、MDEA脫硫脫碳、三甘醇脫水或J-T閥烴水露點控制”等酸性氣田地面工藝技術,確保了三高氣田的安全高效開發。“高壓集氣、氣液混輸、集中處理、J-T閥節流制冷”為核心的凝析氣田地面工藝技術,實現了以迪那氣田為代表的超高壓凝析氣田的規模經濟高效開發。此外“變流量精準注采、高壓密相輸送、大規模節能高效處理”等儲氣庫地面建設技術體系,支持了儲氣庫業務快速發展[2]。

在4線串行SPI方式下，數據的長度均為8位，只有當SCLK的狀態由低電平轉變成上升沿到來時，數據才按照 D7、D6、D5…D1、D0的順序從SDIN寫進SSD1306。DC信號線為Data和Control標志位。在4線串行通信下，寫操作的時序如圖7所示。

1.4 全面保障了非常規油氣有效開發

1.5 成功開展多項重大試驗攻關

開展了水介質類、化學/生物介質類、氣介質類、熱能量類、特殊巖性類等油田重大開發現場試驗,在超稠油蒸汽輔助重力泄油(以下簡稱SAGD)、火驅、空氣/空氣泡沫驅、CO2驅、天然氣驅、二元/三元化學驅、聚驅后提高采收率、低滲透油藏水驅加密、酸鹽巖開發和變質巖潛山注氣等10項試驗中取得了豐碩成果。

超稠油SAGD開發試驗,形成SAGD高溫密閉集輸和高溫脫水技術,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,并充分利用了采出液熱能,配套研發了SAGD專用設備和藥劑。

稠油火驅開發試驗,在國內首次形成了稠油火驅地面配套技術系列,主要包括注空氣及配套調控、采出液單井計量和處理、注空氣及集輸管材優選、采出氣在線監測工藝、采出氣高效處理工藝、水平段溫度調控工藝、火驅生產地面系統調控等7項關鍵技術,引領了國內火驅地面工程技術發展方向。

CO2驅提高采收率試驗中,采用以“活化MDEA胺法脫碳、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(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、大慶油田成功實現了工業化規模應用。

1.6 確保了油氣田清潔安全生產

1.7 提升了建設和管理水平

1.8 促進了油氣田提質增效工作

近年來,面對低油價,持續開展油氣田提質增效工作,取得顯著成效。形成了以“站場布局優化、油井軟件計量、油井單管串接、不加熱常溫集輸、常溫原油脫水、常溫污水處理、注水井穩流配水”等為核心的優化簡化技術體系,通過采取“關、停、并、轉、減”和“四優”(優化布局、優化流程、優化參數、優選設備)等技術措施,解決了大慶、吉林、大港、華北等為代表的老油田進入特高含水和特高采出程度開發期后,已建的地面系統工藝不適應、運行能耗高、維護成本高、安全環保隱患大等問題,并促進了勞動組織等方面的優化,涌現出大港、吉林、長慶、青海、華北、吐哈等一批地面系統整體優化的典型。通過推進科技進步,強化基礎管理和持續優化生產運行,進一步提升了油田采出水處理和注水系統管理水平。注水井口水質合格率9年提高30.2個百分點;注水系統效率9年提高3.6個百分點,滿足油田精細注水要求,見圖4～5[9]。

圖4 2008年以來井口水質合格率變化情況

圖5 2008年以來注水系統效率變化情況

1.9 為海外油氣田開發作出了積極貢獻

近年來上游業務形成的地面先進技術和標準化設計、模塊化建設、信息化管理等好的做法,在中國石油海外油氣田開發中也發揮了重要作用。在中東、蘇丹、哈薩克斯坦、土庫曼斯坦等國家,地面工程在特殊的油氣藏和油品性質、特殊的地理和社會環境下都應用了先進技術,采用了先進的建設模式,加快了油氣田建設進度、提高了質量和效益。

2 面臨的主要問題

2.1 油氣田成本控制壓力增大

2.2 安全環保壓力大

加快建設資源節約型、環境友好型企業,實現綠色生產、清潔安全生產是新時代國家對企業的必然要求。目前,老油氣田地面系統龐大,點多線長面廣,油氣水井、管線遍布17個省、直轄市,轄有數量眾多的油氣水井,以及大型油庫、各類集輸管線、集中處理站和天然氣處理廠,高溫、高壓、高含硫、高產氣井數量逐年增加。相當一部分油氣水井、站場、管線，處于人口稠密區、工礦企業區和環境敏感區,部分設備設施使用年限長,安全環保形勢嚴峻,高質量安全發展任務十分艱巨[10]。

2.3 降本增效工作有待加強

3 下一步高質量發展的重點工作展望

3.1 大力推進“四化”建設,進一步打造高效建設模式

3.2 加強地面生產運行過程管理,向生產優化要效益

3.3 強化開源意識,向產品增值要效益

“十二五”以來,為提高油氣產品附加值,提高開發效益,重點加強了輕烴深度回收、放空氣回收、原油分質分輸等工作,取得了一定的經濟和環保效益。“十三五”及之后,仍應深入挖掘提質增效潛力,繼續抓好上述幾項工作。同時,還應加強新技術、新工藝、新設備、新材料的技術集成應用,采用先進技術改造老油氣田,提升系統能效。應重點推廣應用裝置一體化集成、功圖計量、不加熱集油、數字化建設、高效油氣集輸與處理、穩流配水、低成本高效化學藥劑、非金屬管道等油品先進適用技術[13]。

3.4 推進管道和站場完整性管理,大幅降低失效率

3.5 抓好標準化管理,促進管理創新

標準化設計創新了油氣田地面建設模式,提升了地面建設水平。已建油氣田地面系統由于開發年代不同、管理體制與管理方式不同、管理水平不一,還存在薄弱環節。在國際原油價格持續低迷的背景下,油氣地面生產系統必須創新管理,在繼續深化標準化設計的同時,全面開展地面生產系統標準化管理,進一步提升地面生產系統的運行效率、安全環保水平和開發效益。標準化管理主要內容應包括規范化組織架構、標準化運行維護、完整性資產管理、信息化協同支持、一體化績效考核,并應配套建立完善的體系文件。

4 結束語

油氣田地面工程是油氣田開發生產的重要環節,近年來,中國石油油氣田地面建設取得了豐碩成果,全面推行了標準化設計,創新形成并持續完善了一系列先進適用的地面關鍵技術,有力保障了老油氣田穩產、新油氣田的上產及非常規油氣的規模開發,促進了地面建設模式和管理方式的轉變,實現了“質量、速度、效益、安全環保”的有機統一。

“十三五”期間及今后幾年,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,油氣田地面系統應堅定不移落實上游業務低成本發展要求,全方位、全過程、全要素降本增效,大力推進“四化”建設,強化生產運行管理,努力實現地面生產系統標準化管理,進一步增強提質增效能力,促進油氣田開發可持續穩健發展。