油氣田地面工程技術水平評價及提升對策

1中國石油勘探與生產公司

2中國石油規劃總院

當前，油氣行業正面臨低油價、資源劣質化、環保安全要求日益提高等嚴峻挑戰，控投降本、提升效益的任務十分艱巨。因此，建立一套比較科學的評價體系，實現對地面工程技術和管理水平、投資和運行效果的客觀評價，利用指標體系進行內外對標，以找差距、提措施、補短板、提效率，對于油氣田提質增效具有重要意義。

1 技術經濟指標體系的構建

1992年和1999年中國石油前后兩次頒布油氣田地面工程技術經濟指標，有力支持了年度計劃編制、五年規劃編制、設計審查和對標等技術經濟活動。近年來，油氣藏類型多樣化，采出程度持續升高，新開發方式不斷出現，急需建立一套覆蓋面更廣、更加符合實際的技術經濟指標體系，作為衡量地面建設、生產及管理水平的標尺。

在中國石油勘探與生產分公司組織和各油氣田支持下，中國石油規劃總院項目組通過劃分油氣田類型、構建油氣田地面技術經濟指標體系、確定指標的一般值和先進值等階段工作，構建了新的指標體系。

1.1 劃分油氣田類型

綜合考慮油氣藏特性、開發方式、地面工藝模式和建設環境等主要因素，將油田劃分為7種類型：高含水整裝油田、低產低滲油田、分散小斷塊油田、沙漠油田、熱采稠油油田、三采（聚驅）油田、灘海油田；將氣田劃分為6種類型：常規氣田、酸性氣田（含H2S氣田和含CO2氣田）、凝析氣田、致密氣田、頁巖氣田、煤層氣田。針對不同類型油氣田，從含義、特點和工藝模式等方面進行了界定。

1.2 構建油氣田地面工程技術經濟指標體系

建立了包含15套技術經濟指標的體系框架（圖1），其中股份公司總體水平的分體系2套，不同類型油氣田分體系13套。篩選68項核心指標，其中油田指標45項、氣田指標23項，并規范了各指標的定義[1]及計算公式[2]。

1.3 確定技術經濟指標的一般值和先進值

采集了16家油氣田公司的281個油氣田區塊、16.4萬項數據，基于大數據分析和數理統計方法，確定并驗證了技術經濟指標的一般值和先進值。一般值代表股份公司平均水平或大部分油田所處的水平，先進值代表股份公司先進水平，同時考慮標準規范的要求以及未來的發展趨勢。以此為基礎形成并發布的《油氣田地面工程技術經濟指標手冊》已經成為油氣田地面工程技術經濟水平對標準則。其具有四個顯著特點：

（1）目標明確?？刂乒こ掏顿Y、降低運行成本、確保安全環保。

（2）內容全面。覆蓋地面工程建設和運行全生命周期，包括各種油氣田類型，針對油氣水三大系統；全面反映運行效率[3]、產品收率、物料消耗、建設投資、操作成本等因素。

（3）指標先進。通過規范指標定義、統一對比口徑，依據客觀規律確定了指標的一般值和先進值，顯著提高了適用性。

（4）時效性強。反映了開發對象和開發方式變化、安全環保節能新政策對地面系統的新要求，指標值更貼近實際。

2 油氣田地面工程技術水平評價

中國石油公司歷來重視對標工作，2019年依據《油氣田地面工程技術經濟指標手冊》（2018版）開展了第四輪次對標?？v向上開展了中國石油5年歷史數據對標（2014—2018年），橫向上開展了中國石油內部16家油氣田公司對標。通過前期和建設管理、油田生產運行管理、氣田生產運行管理等3個方面的45項指標對標，綜合評價了中國石油油氣田地面工程技術水平。

2.1 原油和天然氣商品率穩中有升

2014—2018年，原油商品率上升了近1個百分點，相當于年增產原油100×104t。天然氣商品率穩中有升，2018年為96.5%。通過在油田推廣集輸密閉流程改造、不加熱集油、伴生氣回收、以氣代油等措施，在氣田推廣電驅增壓、井下節流、減少放空等措施，有效控制了生產自耗和損耗。

圖1 油氣田地面工程技術經濟指標體系框架Fig.1 Technical and economic index system framework of oil and gas field surface engineering

2.2 單位生產綜合能耗總體穩定

油田單位生產綜合能耗總體穩定在每噸150 kg標煤左右，氣田單位生產綜合能耗總體呈下降趨勢。在含水不斷升高、產液量不斷增加、油藏品質變差的不利條件下，通過推廣高效設備、提高系統效率和優化生產運行等措施，保持了單耗基本穩定。

2.3 注水水質達標率整體較高

近幾年加強油田注水管理效果顯著，井口水質達標率達到85%以上。但是部分油田二次污染嚴重，應加強注水站加藥殺菌和管道清洗工作。

2.4 站場及裝置負荷率有待提高

站場及裝置負荷率總體在60%～70%。部分油氣田新區產能到位率低、老區產量遞減導致系統不均衡是負荷率低的主要原因。

2.5 密閉率、原穩率和伴生氣處理率偏低

集輸密閉率不斷提升，2018年為77%。原油穩定率近兩年呈下降趨勢，2018年為42.6%。伴生氣處理率逐年上升，2018年為87%。導致油氣損耗大、資源利用率低。

2.6 管道失效率較高

由于相當部分管道使用年限長、腐蝕老化比較嚴重，公司年油氣管道失效上萬次，給安全環保綠色生產帶來巨大壓力。

2.7 數字化覆蓋率仍有較大提升潛力

當前，國內外石油公司都在努力實現數字化轉型。中國石油油氣田數字化覆蓋率逐年上升，2018年井場、站場數字化覆蓋率分別達到52%和46%，但仍有較大提升潛力。

3 油氣田地面工程技術水平提升對策

中國石油通過對標評價了地面工程技術水平現狀，找到了短板，發現了問題，提出了如下對策。

3.1 提升標準化設計水平，實現新油氣田效益建產

深化地上地下一體化優化，確定合理建設規模。依托已建系統能力，通過優化布局、系統挖潛，合理控制新建規模。推廣軟件量油、單管不加熱密閉集油、稠油熱采能量利用及高溫密閉脫水、減氧空氣注入、大型天然氣輕烴深度回收工藝、穩流配水、一體化集成等共四大類20項成熟適用的先進地面工程技術，提高設計水平。

全面提升現有定型圖，適應模塊化建站要求。盡快編制完善頁巖氣、儲氣庫和致密油標準化設計定型圖，以縮短工期、提高效率、降低投資。此外，努力推進標準化施工和智慧化工地建設，提高工程建設質量和效率。

3.2 提高系統負荷率，保障老油氣田有效穩產

深入推進老油氣田地面系統優化簡化。加大“關停并轉減”力度，打破廠礦界限，在更大范圍內優化地面系統總體布局，實現瘦身升級。深化應用不加熱集油、軟件量油等成熟適用技術，簡化工藝流程，實施流程再造?！笆濉逼陂g，華北油田實施了冀中地區地面系統整合再造工程，聯合站由23座減少為5座，負荷率提高37個百分點，每年降低運行成本2.72億元，降幅達10% 。

積極落實油氣產品增值工程。通過因地制宜實施密閉集輸和原油穩定，減少損耗，提高資源利用率，提質增效。利用CNG、LNG技術和天然氣發電等多種方式回收放空氣，減少污染?！笆濉逼陂g，新疆和長慶油田實施了原油穩定和伴生氣回收工程，原穩率分別提高了64和80個百分點，年增產液烴40×104t以上；長慶、塔里木、新疆油田實施天然氣乙烷回收工程，年將增產液烴285×104t。

3.3 大力實施完整性管理，促進安全環保綠色生產

目前已經全面搭建了完整性管理技術框架，編制完成了管道和站場完整性管理手冊，完善了標準體系，開展了“雙高”管道篩查及治理，試點工程順利推進，科研工作取得了關鍵性進展，持續提升了風險防控能力，降低了失效率。下一步將重點加強“雙高”管道治理，搭建完整性管理平臺，全面開展失效識別與分析，努力攻克內腐蝕直接評價（ICDA）。

3.4 積極融合最新信息技術，開展智能油氣田建設

全面實施以油氣生產物聯網為代表的信息系統建設。重點在東部老油田有序開展以“全面感知、自動操控、預測預警、智能決策”為主要特征的油氣生產物聯網建設，達到數字化全覆蓋，實現自動化生產、數字化辦公、智能化決策、完整性管理、一體化運營。

在物聯網自動采集海量數據基礎上，大膽探索人工智能新技術在油氣田地面的應用。在生產運行優化方面，要實現油氣井生產工況監測預警及智能計量、生產運行優化、系統整體優化、達標排放在線監測與智能預警、智能能源管控。在資產管理方面，要實現管道腐蝕智能預測、站場安全智能分析及預警、機器人和無人機巡線巡檢、設備健康管理。在智能決策方面，要實現地上地下一體化協同優化、計劃調度執行一體化協同優化、生產經營一體化協同優化。

4 結束語

油氣田地面工程是控制投資、降低成本的重要源頭，是提高開發效益的重要手段，是安全生產、節能環保的主要載體，也是優化管理、提質增效的關鍵環節。油氣田地面工程技術水平的高低直接對開發效益產生重大影響。應不斷完善評價體系，在對標管理中充分發揮評價指標體系的作用，大力實施技術和管理創新，不斷提升油氣田地面系統技術水平，促進和保障油氣田高水平開發、高質量發展。