油气田地面工程技术进展及发展方向

汤 林

中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司, 北京 100007

0 前言

油气田地面工程以油气集输为主线,涵盖从油、气、水井到油、气外输交接(销售)的整个环节,包括油气水的收集、计量、处理、产品外输以及采出水处理、回注、回用、达标外排的全过程,其产品有原油、天然气、稳定凝析油、轻烃、液化石油气、硫黄、氦气、达标水等,涉及油、气、水、电、路、讯等多个子系统。地面工程是油气田开发的重要组成部分,其重大作用在于实现油气田产能建设目标,体现开发技术水平,录取开发生产数据,保障安全高效生产,外销合格油气产品,实现采出水回注及达标排放。近年来,中国石油通过技术创新,支撑了地面核心技术不断进步和发展方式的转变,主要体现在:地面建设水平持续提升,生产运行指标明显改善,针对不同类型的油气田已形成相应成熟适宜的建设模式;研发推广了一大批先进实用技术,成功开展了多项重大试验攻关,集成创新了储气库地面工艺技术,全面推广应用标准化设计。

“十三五”期间,国际油价仍将低位徘徊,油气田老化、资源劣质化将进一步加剧,国家安全环保要求越来越严格,中国石油上游业务必须坚定不移地走低成本发展道路,必须全方位、全过程、全要素降本增效,油气田地面工程需主动适应新形势、新要求,进一步加强技术攻关,增强提质增效能力,实现油气田开发创新发展。本文通过全面回顾,拟对近年来中国石油油气田地面工程技术进行分析总结,并展望下一步发展趋势,提出技术研发方向。

1 油气田地面工程现状及主要成果

1.1 油气田地面工程现状

油气田地面工程从内涵看,它是安全、清洁生产的主要载体,是控制投资、降低成本的重要源头,是优化管理、提质增效的关键环节,是实现高效开发、体现开发效果和水平的重要途径,是连接油气生产与销售的重要桥梁。截止2016年底,中国石油所属16家油气田公司在役油气水井32×104口,各种站库1.6×104余座,各类管道超过31.5×104km,大型原油处理站308座,天然气净化厂163座,计量站8 424座,注水站1 465座,罐容1 600×104m3,建成了规模庞大、构成复杂、功能完善的地面生产系统。

1.2 主要成果

1.2.1 关键技术创效显著

1)气井井下节流和计量技术取得突破,实现苏里格致密气藏有效开发,使单井投资由400万元降至150万元以内。

2)油井简化计量技术取得突破,节省单井投资20万元,累计节省投资约140亿元。

3)智能一体化集成装置研发成功,推广应用6 985套,节约投资20.03亿元。

1.2.2 建设大型油气田,创多项国内第一

1)最大气田:苏里格气田,生产能力为230×108m3/a。

2)最大高产气田:克拉2气田,单井产量为400×104m3/d,生产能力为107×108m3/a。

3)最大凝析气田:迪那凝析气田,运行压力为14.2 MPa,生产能力为50×108m3/a。

4)最大循环注气凝析气田:牙哈凝析气田,注气规模为300×104m3/d,注气压力为52 MPa。

5)最大低渗透油田:长庆油田,生产能力为2 500×104t/a。

6)最大三采油田:大庆油田,生产能力为1 000×104t/a,开发方式为聚合物驱、三元复合驱。

7)最大超稠油油田:新疆风城油田,生产能力为260×104t/a,稠油黏度达5×104mPa·s。

1.2.3 地面建设水平持续提升

3)建设投资:节省113.3亿元。

4)土地占用:节约6 600×104m2(合9.9×104亩)。

1.2.4 生产运行指标明显改善

2 主要技术进展

2.1 优化定型了多种建设模式

“十五”以来,油气田地面工程通过持续“优化、简化”和全面推广“标准化设计”,将实用先进技术与不同类型油气藏、油气物性、自然环境相结合,通过不断创新和实践,形成了各自逐渐成熟的建设模式。

1)八种油田类型[1]:低渗油田、整装油田、分散小断块油田、稠油油田、沙漠油田、滩海油田、三采油田、碳酸盐岩油田。

2)八种气田类型[1]:高压气田、中压气田、低压气田、凝析气田、含H2S气田、高含CO2气田、煤层气田、页岩气田。

3)六大区域地下储气库。

2.2 研发推广了一批先进技术

2.2.1 十项油气集输技术

2.2.1.1 不加热集油工艺

长庆油田实现了原油在凝固点温度以下15 ℃进站,突破了进站温度在原油凝固点温度以上3～5 ℃的技术规范要求。玉门油田鸭西区块实现原油在低于凝固点16 ℃情况下集输。

2.2.1.2 软件量油技术

2.2.1.3 低产井集气工艺简化技术

2.2.1.4 井下节流技术

依靠井下节流嘴实现井筒节流降压,充分利用地温复热,防止地面集输系统形成水合物,取消井场加热或注醇设施,简化了地面工艺。平均每口井可节省投资218万元,节省燃料和人力费用24万元/a。

2.2.1.5 高酸性气田集输技术

形成了高含硫气田“多井集气、碳钢+缓蚀剂防腐、集中净化处理”的主体工艺,将传统“单井集气、气液分输”优化为“气液混输、多井集气”,简化了集输流程。并研发了高强度高含硫湿气集输管材与防腐工艺，复杂山地大型高含硫气田天然气泄漏多元监测，高含硫气田自动控制及复杂山地湿气集输配套技术。

2.2.1.6 煤层气集输简化技术

形成了“排水采气、井口计量、井间串接、低压集气、按需增压”的总体工艺技术路线,研发了超低压湿气输送计算模型、系统压力优化、多井串接、采气管线低点排液、低成本PE管材选择、安全设施优化、产运销一体化优化等多项技术系列。PE管在沁水盆地樊庄区块共使用208 km,节约工程投资1 600万元。

2.2.1.7 放空系统优化技术

根据“先关断、后放空”的设计理念,采用动态模拟计算和定量风险分析方法,科学确定放空规模。利用分区延时泄放技术,进一步优化放空系统。已在10座天然气处理厂和6座储气库应用,节约投资约1.5亿元。

2.2.1.8 油气混输技术

在油气混输软件、装备等方面通过自主研发打破国外垄断,已在塔里木油田和哈萨克斯坦等国内外工程成功应用,其中:

油气混输软件GOPS V 2.0:独创了控制方程,达到国外先进软件OLGA的水平。

大型段塞流捕器:承压12.6 MPa、容积3 000 m3。

英买力气田应用长距离气液混输技术,建成中国陆上最长的混输管道,节约投资约9 500万元。

2.2.1.9 凝析气带液计量技术

研发了高压带液计量流量计,简化集输流程,实现多井串接集输,取消了集气站和计量站,价格仅为国外同类产品的1/4。

2.2.1.10 管材新材料应用技术

2.2.2 六项油气处理技术

2.2.2.1 硫黄回收及尾气处理技术

液相氧化还原法实现了国产化,直接氧化法在长庆油田得到了成功应用。

选择性氧化脱硫实现了对Clinsulf-DO工艺的国产改进,采用两级反应器,提高硫黄回收率,工艺流程简图见图1。

掌握了氧化催化剂核心技术,该催化剂具有较好的低温活性和选择性,在130 ℃即可使用。

硫黄成型主要由钢带造粒转变为滚筒造粒、液硫湿法等成型技术,并实现了大型化。

2.2.2.2 轻烃回收技术

2.2.2.3 含CO2天然气回收C2H6技术

为了更有效地在高含CO2的条件下,提高C2H6收率,将传统的液体过冷工艺(LSP)流程改进为GLSP流程，LSP与GLSP工艺流程对比见图3。该技术在大庆南八深冷项目中实施,与原LSP流程对比,改进后年增产轻烃约2 000 t。

另外还开发了RSV高效回收C2H6工艺,工艺流程简图见图4。

图1 选择性氧化脱硫工艺流程简图

图2 DHX工艺流程简图

LSP工艺

GLSP工艺

图4 RSV工艺流程简图

2.2.2.4 天然气脱CO2技术

2.2.2.5 天然气提氦技术

图5 提氦工艺流程简图

2.2.2.6 原油高效分离脱水技术

近年来原油脱水技术采用原油密闭脱水工艺,以高效三相分离器替代传统沉降罐,有效降低集输损耗。采用低温破乳技术,脱水温度降低5～8 ℃,年累计节约生产成本1 000万元以上。

2.2.3 六项水处理及注入系统技术

2.2.3.1 稳流配水技术

成功研发稳流配水[4]装置，实现了智能注水、远程控制、无人职守,取消了配水间,减少了注水支线,已在1.6×104口注水井推广应用。与单干管多井配水流程相比,单井地面投资降低10万元以上。单干管多井配水流程与稳流配水流程对比见图6。

图6 单干管多井配水流程与稳流配水流程对比

2.2.3.2 高效采出水处理和注水提效技术

研发推广一系列高效采出水处理和注水提效技术,见表1。注水水质明显改善,系统能耗大幅降低,系统年节电3.8亿度。

2.2.3.3 蒸汽发生与分配技术

2.2.3.4 稠油污水回用锅炉技术

将稠油污水深度处理后回用热采锅炉[4],减少了大量清水用量,回收了热能。目前已经在辽河和新疆油田13座稠油污水处理站推广应用,年创造经济效益约6亿元。

表1高效采出水处理和注水提效技术序列[4]

序号技术名称高效采出水处理技术序列高效注水提效技术序列1污水生化处理技术“一拖多”转子变频技术2高效物理杀菌技术液体粘性调速离合器3不加药新型过滤技术斩波内馈调速技术4悬浮污泥床技术变频技术5金属膜与大孔径陶瓷膜处理技术泵控泵技术6磁分离技术注水站微机巡控技术7多介质过滤技术水力自动泵调压技术8含油污水除汞技术泵涂膜技术9管道清洗除垢技术管道除垢技术和非金属管道技术10污水生化处理技术注水设备振动监测技术11污水处理一体化集成技术注水设备运行状态在线监测技术

2.2.3.5 化学驱配置注入技术

形成了“集中配制、分散注入、一泵多井、黏度保持”等多项配制及注入工艺,年平均节省投资约19.1亿元。采用含油污水代替清水稀释母液,年节约清水约5 000×104m3。

2.2.3.6 气田污水零排放技术

2.2.4 十项管输与存储技术

研发推广了十项管输与存储技术,见表2。

表2管输与存储技术序列

序号技术名称备注1复杂管网输送及优化运行技术应用于川渝地区三横三纵三环管网2凝析气长距离混输技术应用于塔里木英买力气田3富气高压密相输送技术应用于塔里木油田4CO2超临界输送技术应用于吉林CO2驱油田5大口径高压输送管道设计与施工技术应用于塔里木、长庆油田6超高压力注气管道设计与施工技术应用于塔里木、华北等油田7抗腐蚀大口径高压力油气集输双金属复合管设计施工技术应用于塔里木、新疆、辽河等油田8超稠油输送技术应用于新疆风城油田9大型储罐设计与建造技术应用于大庆油田10复杂气田管道腐蚀与防护技术应用于西南油气田、塔里木油田

2.3 成功开展多项重大试验攻关

中国石油自2005年设立油田重大开发试验项目,12年来开展了水介质类、化学/生物介质类、气介质类、热能量类、特殊岩性类等五大类油田重大开发现场试验,在超稠油SAGD、火驱、空气/空气泡沫驱、CO2驱、天然气驱、二元/三元化学驱、聚驱后、低渗透油藏水驱加密、碳酸盐岩开发和变质岩潜山注气等十项试验中取得了丰硕成果,见图7。

图7 重大试验技术攻关

2.3.1 超稠油SAGD开发试验

通过10余年在辽河杜84、杜229区块及新疆风城油田开展大量的先导试验、扩大试验后,中国石油已经形成了较为完善的SAGD开发油气集输、油气处理、注蒸汽、污水处理与回用的成套工艺技术,满足了现场试验和工业化生产的需要。

2.3.1.1 SAGD高温密闭集输和高温脱水技术

研发形成“高温双线油气密闭混输、高温密闭脱水、采出污水循环回用锅炉、集中注入过热蒸汽”为核心的地面工艺技术,攻克了SAGD采出液油水分离难度大、常规脱水工艺无法处理的难题。

2.3.1.2 研发了SAGD专用设备和药剂

2.3.2 稠油火烧油层开发试验

2005年以来先后在辽河杜66、高升区块以及新疆红浅1区块进行了常规直井火驱先导试验,2011年以来又在辽河、新疆开展了水平井火驱先导试验,已经初步形成较为完善的常规火驱开发地面工艺技术,可以满足工业化生产需要。

火驱地面工艺技术特点与难点见表3。

表3火驱地面工艺技术特点与难点

系统名称特点与难点研发的工艺技术空气注入注入压力高、注入气量大采用螺杆+往复压缩机两段增压连续注入、可靠性高、气量变化大多台压缩机并联，设备用、自控系统精确控制单井注入气量配气计系统实现了精确注入采出液集输与处理气液比升高，气泡油计量难度大开发了自动计量取样一体化装置气液比升高，回压高、集输难度大形成了油套分输、单管集油工艺。采出液含有酸性介质，腐蚀性增强碳钢管材腐蚀防护技术乳化油、泡沫油，处理难度大加注破乳剂、消泡剂采出气集输与处理套管采气、压力低，集输难度大设多处脱硫点酸性组分含量较高，腐蚀性强碳钢管材腐蚀防护技术含H2S、CO2、CO、N2等组分，在线检测要求高在线检测技术CH4含量低，不能直接燃烧蓄热式RTO氧化炉焚烧；脱硫后放空组分复杂、变化大，净化难度大PSA甲烷提浓、酸气回注技术采出水处理油水密度差小、粘性大、乳化严重、成分复杂，处理难度大回注：常规除油、过滤工艺可以满足回用：进一步MVC、MED等深度处理，再生废水、高含盐浓水处理难度大外排：进一步生物降解、强氧化剂氧化等去除COD

2.3.3 CO2驱提高采收率试验

1)CCS-EOR(CO2捕集与CO2驱提高原油采油率)循环绿色开发技术在吉林油田、大庆油田规模应用。采用以“活化MDEA胺法脱碳、CO2分子筛脱水、CO2四级增压超临界注入、油气混输单管集油、采出气循环利用”为核心的气田脱碳油田驱油地面工艺技术,实现了高含CO2气田的绿色开发,提高了油田采收率。CCS-EOR配套地面工艺技术流程见图8。

图8 CCS-EOR配套地面工程技术流程

2)吉林大情字井油田50×104t CO2驱采用“小环状掺输集输、油气混输为主、局部分输、联合站集中处理、采出气循环注入”的工艺技术。

2.4 集成创新了储气库地面工艺技术

为满足供气调峰需要,中国石油近年来在渤海湾、西南、中西部等地区建设了6座储气库,设计总库容279×108m3,总有效工作气量116×108m3,在冬季调峰和应急供气方面发挥了重要作用。

与气田建设相比,储气库具有大进大出、注采循环、气量波动大、运行压力高、启停频繁、使用寿命长等特点,储气库工程应采用流程简单和灵活可靠的集输处理技术、高效的工艺设备、性能可靠的材料[6]。

储气库建设过程中在分类管理、总体布局、精准注采、装置大型化、智能化建设等五方面开展了研究和应用,地面工程技术达到国际先进水平。

1)分类进行工艺技术优化。根据储气库工作气量Q进行划分,在设计系数、注气压缩机配置、处理工艺选择、处理装置配置、设备选型等方面分类进行优化,见表4。

表4不同类型储气库技术优化

项目不同类型储气库小型Q<5×108m3中型5×108m3≤Q<10×108m3大型10×108m3≤Q<30×108m3超大型Q≥30×108m3注气系统设计系数12～1512～1511～1211～12采气系统设计系数15～215～212～1512～15注气压缩机功率范围/MW<1212～2525～100>100注气压缩机配置/台2～3(往复)1～2(离心)+1(往复)2～4(离心)+1(往复)多台离心采出气处理单套TEG脱水/J⁃T阀低温多套TEG脱水/J⁃T阀低温硅胶/改性硅胶硅胶/改性硅胶

2)优化大型气库总体布局,突破常规输送距离,大幅减少站场数量。提升了超高压湿气输送的安全性,建立了井站管一体化模型,将注采集输半径由常规5 km提高到16 km。苏桥、呼图壁、相国寺、双6储气库少建集注站6座,节省投资6.2亿元,节省占地约333 333 m2(合500亩),定员减少180人,年运行费用降低6 000万元以上。

3)首次引入超高压大流量双向调压计量设备,简化井场流程,实现远程智能精准调控。

5)集成先进的控制系统,建成数字化储气库,实现智能优化运行管理。生产层面,集成了先进的控制系统和仪表,实现了生产数据自动采集、生产过程自控控制、生产趋势自动报警、生产参数综合优化,达到了少人集中监控。管理层面,实现了储气库—油气田公司—生产运行调度,多方高效联动、分层授权、智能调度指挥。

2.5 全面推广标准化设计

2008年以来开展的以“标准化设计、模块化建设、信息化管理、市场化运作”为内涵的标准化设计工作,取得了丰硕成果[7]。

2.5.1 标准化工程设计技术

采用“共性分析的优化定型技术”和“模块定型及拼接组合的设计技术”,按照“工艺流程、平面布局、模块划分、设备选型、三维配管、建设标准”六统一的原则,形成技术先进,通用性强,可重复使用的标准化、模块化、系列化设计文件,并应用三维设计软件,构建三维模块定型图库。通过对三维模块的定位拼接,高效组合形成各类标准化站场。标准化站场示意图见图9。

图9 标准化站场示意图

2.5.2 模块化建造技术

采用三维建模、模块拆分组合、应力振动分析、安全分析、吊装运输分析、检维修分析等多因素模块分析优化设计技术,实施工厂化预制、组装化施工,开创了中国陆上油气田地面工程建设新模式[8-10]。模块化建造技术示意图见图10。

图10 模块化建造技术示意图

2.5.3 数字化建设技术

以信息化带动工业化,是石油工业转变发展方式、实现可持续发展的基本方向。油气田地面数字化建设利用物联网技术,建设数据采集与监控子系统、数据传输子系统以及工程管理信息系统,实现油气田井区、计量间、集输站、联合站、处理厂等生产数据和设备设施状态信息集中管理及控制,优化生产及管理流程,提高油气田生产效率和管理水平,降低运行成本,保障安全生产,促进油气田管理方式的根本转变。构建的三级集中管理模式示意图见图11。

图11 三级集中管理模式示意图

2.5.4 一体化集成技术

工艺、机械、结构、自控等多专业有机融合,将容器、加热炉、机泵、塔器、仪控设施等按一定功能要求集成安装在整体橇座上,研发形成多功能一体化集成装置,可替代中小型站场或大型站场生产单元。

3 面临的形势与挑战

油气田地面工程作为油气田开发的组成部分之一,本身具有较为独特的特点:如系统庞大,站场类型多,管道数量大;集输处理的介质复杂多样;油气田类型及建设环境复杂多样;点多面广线长,安全环保责任重。基于油气田地面工程的独有特性,给技术保障及管理水平提出了很高要求,尤其是目前及今后一段时期,油气田地面工程还将受到以下各方面的严峻挑战[11]。

3.1 适应上游业务复杂性要求

油气田类型多样,既有常规中、高渗油气田,又有低渗透、碳酸盐岩和致密油气田,还有煤层气、页岩气田。油气物性复杂,既有普通性质油气田,又有稠油油田,还有凝析气田、高含硫、高含CO2气田。不同油气田以及不同开发阶段其开发方式多样,有天然能量开发,有补充地层能量开发,有水驱,有蒸汽驱、CO2驱、火驱,还有化学驱开发。同时，油气田分布广泛,系统庞大。因此，油气田地面工程技术、建设方式以及生产管理方式必须面对和适应这种多样性和复杂性。

3.2 适应上游业务降本增效要求

3.3 适应国家新安全环保法要求

国家新颁布的安全生产法和环境保护法,设定了安全环保法律责任,加大了对违法行为的惩处力度。油气田的分布点多面广,一部分油气水井、站场、管线处于人口稠密区、工矿企业区和环境敏感地区,迫切需要加强安全环保技术的研究,确保油气田地面工程本质安全环保。

3.4 适应上游业务创新驱动发展要求

近年国内在油气田地面工程的瓶颈技术还有待进一步攻关,地面科研工作超前性不足,地面科研成果不能及时、科学地指导油气田开发实践。同时,也存在着设计和科研结合不够紧密的问题,既不利于以工程需求为导向有针对性地提出科研课题,更不利于通过设计将科研成果顺利转化推广。低成本数字化油气田建设技术和模式不成熟,尚不能全面适应生产流程、劳动组织方式、生产方式优化、安全环保水平和开发效益提升的要求。因此,油气田地面工程要进一步强化技术攻关和科技创新,以适应开发形势变化的要求。

4 下一步技术发展方向

“十三五”期间,中国石油上游业务将坚定不移地走低成本发展道路,全方位、全过程、全要素降本增效,以节省投资、降低成本、提高效能、改善环境、安全环保为目标,以信息化和数字化建设为载体,统筹技术创新和管理创新,深入贯彻优化简化的理念,全力推行标准化设计工作,全面提升油气田地面工程建设和管理水平,努力打造智能化油气田,实现多专业融合,少人高效,创新发展。为实现上游业务的发展目标,结合油气田地面工程目前的技术进展及所面临的问题,笔者认为下一步油气田地面工程技术的发展方向可着力在以下各方面开展相关工作。

4.1 强力攻关七项核心技术,实现地面工程快速发展

为支持油气主营业务快速发展,努力攻克制约油气田地面工程建设的瓶颈技术,重点攻关以下七项核心技术,实现油气田地面工程快速发展。

4.1.1 天然气处理新技术

目前,国家《天然气》标准将大幅降低商品天然气总硫含量指标,国家环保标准对于尾气SO2的排放要求将更加严格,油气生产的环保督查也将日益深化,中国石油下一步还将对大量的含硫、含盐、含蜡气田投入开发,必须对以下技术开发进一步攻关,才能保障油气田安全环保有效益生产,主要包括:

1)大型高含硫气田尾气处理新工艺研发。

2)原料气有机硫深度脱除技术研究。

3)天然气处理装置大型化研究。

4)常规天然气气田污水处理集成及零排放处理技术研究。

5)含汞气田全流程脱汞成套技术研究。

6)高含蜡气田脱蜡技术研究。

7)分布式能源在天然气处理领域的应用研究。

4.1.2 稠油、超稠油开发地面成套技术

深化开展特超稠油开发地面工艺系统优化及工业化应用技术攻关,主要包括:

1)超稠油吞吐开发密闭集输技术研究。

2)蒸汽CO2复合汽驱配套技术研究。

3)稠油处理设备大型化、高效化、集成化研究。

5)超稠油采出水除硬、除硅工艺技术研究。

6)高矿化度稠油采出水膜蒸馏除盐技术研究。

7)稠油老化油处理工艺研究。

4.1.3 油气田节能环保技术

针对环保压力的进一步加大,开展各类复杂水型达标处理外排、油田废固弃物减量化、无害化及资源化等关键技术研究,主要包括:

1)页岩气、煤层气、致密油气采出水(返排液)处理技术。

2)高矿化度稠油采出水达标外排处理技术研究。

3)含油污泥减量化、无害化及资源化再利用技术研究。

4)集成化烟气余热深度回收利用技术及装置研发。

5)超低排放燃煤注汽技术研究。

6)稠油伴生气达标排放处理技术及装置研发。

7)低渗砾岩油藏CO2驱油与埋存配套技术研究。

4.1.4 多相计量技术

国外的众多研究者在多相流检测方面做了大量的工作,并取得了显著进展。国内技术水平尚有较大的发展空间:

1)将传统成熟的单相流仪表和测量技术应用到两相流测量中,并根据两相流动的特殊性研究其测量特性和测量模型。

2)使用现代新型测量技术解决两相流检测问题,如射线、超声、核磁共振、脉冲中子、激光、微波技术等。

3)综合运用数理统计、模式识别、特征提取、神经网络、先进信号处理方法、机器学习和数据挖掘方法等软测量技术,以现有测量仪表和测量信号为基础,解决难以用机理数学模型准确描述的两相流检测问题。

4.1.5 高压、高温、抗硫非金属管材技术

非金属管在油田得到了一定的应用,但酸性气田、高温集油、高压集气、海底集输管道等领域的产品仍然是空白,要加大气田用抗硫非金属复合管评价、高温(65～90 ℃)集油、高压(12 MPa)集气、高腐蚀环境用非金属管材、非金属管无损检测等技术研究的力度。

4.1.6 气田腐蚀控制及材料应用技术

紧密结合气田完整性管理的要求,研究建立以全生命周期设计为特点的系列技术,全面系统地提升腐蚀控制水平,主要包括:

1)复杂腐蚀气田整体式腐蚀防护技术研究。

2)高含硫气耐蚀合金工程应用技术研究。

3)气田溶硫剂和环保型除硫剂的开发和应用研究。

4)基于材料及腐蚀的完整性管理研究。

4.1.7 油气田集输管道腐蚀评价技术

内腐蚀直接评估(ICDA)是管道完整性检测和评价的核心技术,油气田内部集输管道由于管径偏小、介质及流体状态复杂、腐蚀因素多样,该项技术在油气田内部集输管道应用尚不成熟。要开展油气管道内腐蚀直接评估数据采集、评估模型选择、现场开挖检测方法等研究攻关,为油气田集输管道的完整性管理做好技术保障。

4.2 加强基础技术攻关研究,支撑地面工程跨越发展

基础理论研究的突破,将会带来地面技术的飞跃发展,需进一步重点开展:

1)原油凝固点温度以下不加热集油机理。

2)CO2、H2S和Cl-等多种因素共存下的腐蚀机理。

3)高温高压下凝析气田物性变化规律。

4)非金属管材的气体渗透机理和规律。

4.3 配套重大科学试验攻关,促进油气业务创新发展

为满足油气田新型开发方式的需求,实现油气田地面工程技术可持续创新发展,需继续配套设置和深化重大科学试验攻关,主要包括:

1)空气泡沫驱地面配套技术。

2)CO2驱采出气处理和腐蚀与防护技术。

3)火驱地面空气注入与尾气处理关键技术。

4)SAGD注入和能量综合利用技术。

5)水平井火驱配套地面工艺技术。

6)页岩气低成本压裂返排液处理及重复利用技术。

7)长距离大规模CO2超临界输送技术。

4.4 集成推广八项成熟技术,提升油气开发规模效益

加强新技术、新工艺、新设备、新材料的技术集成研究,形成先进、经济、适用的技术集群,实现规模化推广应用,要重点做好:

1)装置一体化集成技术。

2)功图计量技术。

3)不加热集油技术。

4)数字化建设技术。

5)高效油气集输与处理技术。

6)低成本高效化学药剂。

7)稳流配水技术。

8)非金属管道应用技术。

4.5 加强生产过程优化研究,不断提高地面系统效益

油气田地面生产系统是一个繁复庞杂的体系,要高度重视地面生产运行管理过程中的细节,聚沙成塔、集腋成裘。应对地面集输处理流程、生产管理流程全面梳理,对工艺参数动态调整、化学药剂优选、系统效率提升进行科学细化,实现油气田地面生产系统过程管理的精细化。

4.6 发展四项提质增效技术,大力提升油气产品效益

1)加强高效天然气轻烃回收技术研究:C2H6作为化工原料,市场价格是作为燃料的3倍,C3H8、C4H10作为化工原料是作为燃料的5倍,开展轻烃回收效益增值明显。C2H6的产品标准、回收工艺、储存和运输方式都需深入研究。

2)加强小规模、高效原油稳定装置研究。

3)加强挥发性有机化合物(VOC)回收技术研究。

4)加强放空气回收技术与装置研究。

4.7 应用完整性管理技术,全面提升本质安全水平

上游业务管道数量多、口径小、介质复杂、腐蚀老化严重,管道失效率高,造成巨大的生产管理和安全环保压力。管道和站场完整性管理作为国内外广泛应用的风险防控方法,对提升油气田管道和站场本质安全水平、降本增效具有重要意义。但国内外油气田管道完整性管理处于刚刚起步阶段,其管理现状和技术水平与相关要求相比有较大差距。特别是油气田管道分散、类型多,需要实施分类管理,需研究低成本的完整性管理技术,包括完整性管理方法、体系、高后果/高风险管道识别、管道检测/评价及修复技术、管道腐蚀及防腐技术、管道剩余寿命评价等。

4.8 协调推进标准化设计,持续提高地面工程水平

4.8.1 全面推行三维模块化设计

三维设计是提高设计质量、开展模块化建设的必然选择,也是从项目建设开始,实现全生命周期信息化管理的必要条件。要不断拓宽三维设计应用领域,从三维设计向工厂化预制延伸,向全生命周期生产运行维护管理延伸。

4.8.2 持续推进一体化集成装置研发与规模推广

小型站场应全面应用一体化集成装置,中型站场应扩大一体化集成装置的应用范围,大型厂站各生产单元应积极推行一体化集成装置组合及工厂化建设的方式,因此需要研发更多类型和系列的集成装置,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 积极推进大型厂站模块化建设

油田大型厂站一般采用“一体化集成装置+单体模块”的建设模式,气田大型厂站一般采用以“一体化集成装置+单元装置模块+单体模块”的建设模式。要进一步深入开展模块化设计及建造技术的研究,确保工厂预制最大化、现场作业最小化、地面预制最大化、高空作业最少化。

4.8.4 稳步推进低成本数字化油气田建设

坚持“新油气田数字化建设与产能建设同步实施,通过产能建设带动数字化油气田建设;老油气田数字化建设以效益最大化为目标,优选项目,结合整体调整改造,在充分优化简化的基础上分步推广实施”的原则,持之以恒推进数字化油气田建设。

5 结论

油气田地面工程是油气田开发的主要组成部分之一,通过多年的发展,中国石油建成了规模庞大、功能完备的地面生产系统,关键技术创效显著,建设水平持续提升,生产运行指标明显改善,建设成果创下多项国内第一。尤其是近年来通过技术创新,优化定型了多种成熟的油气田地面建设模式,研发推广应用了一大批先进技术,包括十项油气集输技术、六项油气处理技术、六项水处理及注入技术,并成功开展了多项重大科学试验攻关,全面推广标准化设计,有力支撑了地面核心技术的不断进步和发展方式的转变。但由于上游业务和油气田地面工程本身的复杂性愈加明显,受降本增效、安全环保、创新发展等的挑战更加艰巨,笔者提出了下一步油气田地面工程在加强基础研究、攻克核心技术、配套现场试验、升级成熟技术、加强生产优化、挖潜产品效益、提升建设模式等方面需深化开展的工作,可代表“十三五”及今后一段时期的技术发展方向,希望能为广大的油气田地面工程设计、科研、建设及管理人员提供参考。

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