近年油气田地面工程高质量发展建设成果与展望

1. 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司, 北京 100007;2. 中国石油天然气股份有限公司规划总院, 北京 100083

0 前言

1 近年油气田地面工程高质量发展成果

近年来,油气田地面建设全面推行了标准化设计,创新形成并持续完善了低渗油田、稠油油田、三次采油、三高气田、非常规气田、地下储气库等地面关键技术,保障了老油气田的稳产和新油气田的快速上产,地面建设投资和运行成本得到有效控制,建设质量显著提高,技术水平全面提升,实现了“质量、速度、效益、安全环保”的有机统一,为保障中国石油国内上游业务稳健有效发展发挥了重要作用。

1.1 保障了原油稳产和天然气快速上产

三大公司重组后,中国石油国内上游业务原油年产量一直保持在1×108t以上。从2002年开始,产量稳定增长,2014年总产量突破11 367×104t,创中国石油历史产量新高。天然气年产量持续上升,由2001年206×108m3增长到2017年1 033×108m3,年均增长近50×108m3,实现了历史性突破。2001～2017年中国石油原油、天然气产量见图1～2。

地面系统为保持油气上产和安全高效运行发挥了重要作用。产量增长的高峰意味着产能建设的高峰,“十二五”以来,原油年均新钻井13 000多口,年均新建产能超1 300×104t;天然气年均新钻井1 500多口,年均新建产能超150×108m3。为了克服资源劣质化的影响,近年来各油气田严控产能投资,地面工程克服了单位产能新建井数增多、开发方式日趋复杂、安全环保要求更加严格，以及征地、原材料价格上涨等多方面的影响,产能建设投资保持基本稳定,原油百万吨产能地面投资控制在13亿元以内,天然气亿方产能地面投资保持在0.8亿元左右。地面工程为老油田稳产和油气田效益建产做出了重要贡献。

图1 2001～2017年中国石油原油产量

图2 2001～2017年中国石油天然气产量

1.2 确保了复杂油田有效开发

图3 2017年中国石油原油产量分类占比

1.3 有力支撑了中国天然气工业的发展

气田地面工程成果,直接支撑了中国天然气工业的发展。“井下节流,中低压集气,井口带液计量,井间串接”的低渗和特低渗气田地面建设模式,使单井投资由400万元降低到150万元,累计节约地面投资约200余亿元。“湿气集输、MDEA脱硫脱碳、三甘醇脱水或J-T阀烃水露点控制”等酸性气田地面工艺技术,确保了三高气田的安全高效开发。“高压集气、气液混输、集中处理、J-T阀节流制冷”为核心的凝析气田地面工艺技术,实现了以迪那气田为代表的超高压凝析气田的规模经济高效开发。此外“变流量精准注采、高压密相输送、大规模节能高效处理”等储气库地面建设技术体系,支持了储气库业务快速发展[2]。

在4线串行SPI方式下，数据的长度均为8位，只有当SCLK的状态由低电平转变成上升沿到来时，数据才按照 D7、D6、D5…D1、D0的顺序从SDIN写进SSD1306。DC信号线为Data和Control标志位。在4线串行通信下，写操作的时序如图7所示。

1.4 全面保障了非常规油气有效开发

1.5 成功开展多项重大试验攻关

开展了水介质类、化学/生物介质类、气介质类、热能量类、特殊岩性类等油田重大开发现场试验,在超稠油蒸汽辅助重力泄油(以下简称SAGD)、火驱、空气/空气泡沫驱、CO2驱、天然气驱、二元/三元化学驱、聚驱后提高采收率、低渗透油藏水驱加密、酸盐岩开发和变质岩潜山注气等10项试验中取得了丰硕成果。

超稠油SAGD开发试验,形成SAGD高温密闭集输和高温脱水技术,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,并充分利用了采出液热能,配套研发了SAGD专用设备和药剂。

稠油火驱开发试验,在国内首次形成了稠油火驱地面配套技术系列,主要包括注空气及配套调控、采出液单井计量和处理、注空气及集输管材优选、采出气在线监测工艺、采出气高效处理工艺、水平段温度调控工艺、火驱生产地面系统调控等7项关键技术,引领了国内火驱地面工程技术发展方向。

CO2驱提高采收率试验中,采用以“活化MDEA胺法脱碳、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(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、大庆油田成功实现了工业化规模应用。

1.6 确保了油气田清洁安全生产

1.7 提升了建设和管理水平

1.8 促进了油气田提质增效工作

近年来,面对低油价,持续开展油气田提质增效工作,取得显著成效。形成了以“站场布局优化、油井软件计量、油井单管串接、不加热常温集输、常温原油脱水、常温污水处理、注水井稳流配水”等为核心的优化简化技术体系,通过采取“关、停、并、转、减”和“四优”(优化布局、优化流程、优化参数、优选设备)等技术措施,解决了大庆、吉林、大港、华北等为代表的老油田进入特高含水和特高采出程度开发期后,已建的地面系统工艺不适应、运行能耗高、维护成本高、安全环保隐患大等问题,并促进了劳动组织等方面的优化,涌现出大港、吉林、长庆、青海、华北、吐哈等一批地面系统整体优化的典型。通过推进科技进步,强化基础管理和持续优化生产运行,进一步提升了油田采出水处理和注水系统管理水平。注水井口水质合格率9年提高30.2个百分点;注水系统效率9年提高3.6个百分点,满足油田精细注水要求,见图4～5[9]。

图4 2008年以来井口水质合格率变化情况

图5 2008年以来注水系统效率变化情况

1.9 为海外油气田开发作出了积极贡献

近年来上游业务形成的地面先进技术和标准化设计、模块化建设、信息化管理等好的做法,在中国石油海外油气田开发中也发挥了重要作用。在中东、苏丹、哈萨克斯坦、土库曼斯坦等国家,地面工程在特殊的油气藏和油品性质、特殊的地理和社会环境下都应用了先进技术,采用了先进的建设模式,加快了油气田建设进度、提高了质量和效益。

2 面临的主要问题

2.1 油气田成本控制压力增大

2.2 安全环保压力大

加快建设资源节约型、环境友好型企业,实现绿色生产、清洁安全生产是新时代国家对企业的必然要求。目前,老油气田地面系统庞大,点多线长面广,油气水井、管线遍布17个省、直辖市,辖有数量众多的油气水井,以及大型油库、各类集输管线、集中处理站和天然气处理厂,高温、高压、高含硫、高产气井数量逐年增加。相当一部分油气水井、站场、管线，处于人口稠密区、工矿企业区和环境敏感区,部分设备设施使用年限长,安全环保形势严峻,高质量安全发展任务十分艰巨[10]。

2.3 降本增效工作有待加强

3 下一步高质量发展的重点工作展望

3.1 大力推进“四化”建设,进一步打造高效建设模式

3.2 加强地面生产运行过程管理,向生产优化要效益

3.3 强化开源意识,向产品增值要效益

“十二五”以来,为提高油气产品附加值,提高开发效益,重点加强了轻烃深度回收、放空气回收、原油分质分输等工作,取得了一定的经济和环保效益。“十三五”及之后,仍应深入挖掘提质增效潜力,继续抓好上述几项工作。同时,还应加强新技术、新工艺、新设备、新材料的技术集成应用,采用先进技术改造老油气田,提升系统能效。应重点推广应用装置一体化集成、功图计量、不加热集油、数字化建设、高效油气集输与处理、稳流配水、低成本高效化学药剂、非金属管道等油品先进适用技术[13]。

3.4 推进管道和站场完整性管理,大幅降低失效率

3.5 抓好标准化管理,促进管理创新

标准化设计创新了油气田地面建设模式,提升了地面建设水平。已建油气田地面系统由于开发年代不同、管理体制与管理方式不同、管理水平不一,还存在薄弱环节。在国际原油价格持续低迷的背景下,油气地面生产系统必须创新管理,在继续深化标准化设计的同时,全面开展地面生产系统标准化管理,进一步提升地面生产系统的运行效率、安全环保水平和开发效益。标准化管理主要内容应包括规范化组织架构、标准化运行维护、完整性资产管理、信息化协同支持、一体化绩效考核,并应配套建立完善的体系文件。

4 结束语

油气田地面工程是油气田开发生产的重要环节,近年来,中国石油油气田地面建设取得了丰硕成果,全面推行了标准化设计,创新形成并持续完善了一系列先进适用的地面关键技术,有力保障了老油气田稳产、新油气田的上产及非常规油气的规模开发,促进了地面建设模式和管理方式的转变,实现了“质量、速度、效益、安全环保”的有机统一。

“十三五”期间及今后几年,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,油气田地面系统应坚定不移落实上游业务低成本发展要求,全方位、全过程、全要素降本增效,大力推进“四化”建设,强化生产运行管理,努力实现地面生产系统标准化管理,进一步增强提质增效能力,促进油气田开发可持续稳健发展。