油气田地面工程提质增效工作成果与展望

2020-02-16梁月玖郭峰张维智

油气与新能源 2020年2期

梁月玖郭峰张维智

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

0 引言

随着油气田开发的不断深入，原油综合含水和采出程度逐渐升高，开发难度逐渐加大，成本控制压力持续增加，原油稳产形势日趋严峻。油气田地面工程作为油气开发的重要环节，应当积极采取有效的针对性措施，助力实现油气田业务高质量发展。本文旨在分析近年来中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）油气田地面工程提质增效工作取得的成果，研究和探讨目前面临的形势和问题，找出进一步提质增效的潜力，提出未来重点工作方向。

1 取得的经验成果

近年来，中国石油地面工程围绕着简化系统布局、优化生产运行及提高产品附加值等方面做了大量的工作，取得了显著成效。

一是持续推进系统布局简化，全面实现系统瘦身。

各油气田企业结合自身实际生产和开发预测情况，持续开展建设规模调整和总体布局优化简化工作。

大港油田积极探索地面集输布局模式，精简中小型站场共558座，取消设备设施300余台，减少管道2 453 km，此三项措施核减数量幅度分别达到79%、37%和38%。近10年来，累计节约运行维护费用、运行能耗费用、征地费用和赔偿费用等共计12.1×108元。

大庆油田通过应用“三优一简”措施，少建大中型站场267座，节省用地5 467×104m2，共节省地面建设投资 57.9×108元，年平均节省运行费用5 500×104元。

华北油田对岔河集、任丘等21个油田进行整体优化简化，关停3座联合站，降级6座联合站，关停14座接转站，取消166座计量站，原油处理能力由2 625×104t/a降到866×104t/a，站场负荷率得到显著提高。

长庆油田完成了安塞王窑、侯市、陇东南梁、华池及靖安虎狼峁等36个老油田区块的改造工作，关停站点57座，应用数字化增压集成装置69座，减少管线1 034 km，精简用工743人，年节约成本9 550×104元。

吐哈油田根据生产过程中原油和天然气的变化情况，及时调整地面总体布局，先后两次简化改造，实现鄯善区域“四厂合一”，撤除低效轻烃回收、原油稳定装置，停运设备 39台，轻烃综合收率提高5%，年节约运行成本达1×108元。

青海尕斯油田将三级布站模式简化为一级半布站模式，站场由35座减至13座。

二是积极改进生产运行方案，有力促进管理提效。

中国石油通过推广高含水原油不加热集输、燃料油替代等技术，生产运行水平得到显著提高。

大庆油田通过采用改掺常温水，以及夏季停掺水等措施，实现了年均节气2.29×108m3，年均节电5 407×104kW·h。

青海油田采油一厂根据原油含水率不断上升的趋势，将双管掺水集输流程调整为单管不加热串接流程，实现常温集输，单位综合能耗下降7.2 kgce/t。

华北油田通过对1 303 km输油管道实施季节性降温运行，对910口油井实施季节性常温集油，对2 569口油井实施季节性降低伴热和掺水温度，节约燃油4 900 t/a，节约燃气240×104m3/a，并逐渐取消三管伴热集油。同时，通过“以气代油”、“地热代油”、利用 LNG（液化天然气）替代燃油和污水源热泵替代技术，全面实现清洁能源替代加热炉燃油，助力京津冀蓝天工程。

在管理方面，中国石油开展水质管理、精细注水等工作，使采出水处理站水质合格率和注水系统效率处于行业领先水平。此外，加强对天然气处理厂设施检修的管理工作。对西南油田、长庆油田、青海油田和塔里木油田等的天然气处理厂进行检修周期优化，实施错峰检修，2018年实现多产天然气约22×108m3，在天然气保供方面发挥了重要作用。

三是深入挖掘产品增收潜力，有效保证稳产增效。

针对产量压力日益紧迫的情况，中国石油及时调整战略，加强原油稳定、伴生气回收、轻烃回收和原油分质分输等地面工程增产增效力度，提高了原油液体产量和产品收益。

大庆油田稳步推进原油稳定管理工作，2017年底原油稳定率达到89%，2008年以来累计稳定原油3.2×108t，避免油气蒸发损耗530×104t。

自投产以来，塔里木油田凝析气轻烃深度回收厂累计生产轻烃15.2×104t、LPG（液化石油气）69.5×104t。同时，塔里木油田通过凝析油与黑油的分质分输工程，实现每年分输凝析油50×104t，年增收1.5×108元。

2018年，长庆油田通过实施加热炉燃气替代燃油工程、原油稳定与伴生气回收工程，节约燃料原油3×104t，增加轻烃产量4×104t，减少放空量35×104m3/d。

这些项目充分挖掘了产品增收潜力，收益显著，有效地保证了上游板块的稳产增效，带动了炼化业务转型升级，实现了上下游全产业链效益最大化。

2 面临的形势和问题

一是国内原油供应形势日趋严峻。

2018年，国内原油产量降至1.89×108t，同比下降1.3%；国内石油表观消费量达到6.48×108t，同比增长6.95%；进口原油量达到4.59×108t，对外依存度达到 70.8%，远超国际公认的安全警戒线水平，国内原油供应保障压力日趋严峻。国内大部分主力油田已经进入开发中后期，产量降幅逐年增大，稳产基础日益薄弱。及时转变发展思路，积极推进提质增效工作，减少油气损耗及放空，提高产品附加值，加强地面工程管理，是保持原油液体产量稳定的重要途径。

二是油气开发成本持续升高。

中国石油主力油田综合含水率和可采储量采出程度持续上升，2017年底综合含水率已经接近90 %，可采储量采出程度接近80 %，已进入高含水率、高采出率的“双高”阶段后期。稠油油田开发从以蒸汽吞吐、蒸汽驱为主体，逐渐向 SAGD（蒸汽辅助重力泄油技术）和火驱开发等形式转变。新开发区块从特低渗、超低渗Ⅰ+Ⅱ类油藏向超低渗Ⅱ+Ⅲ类油藏、致密油油藏转变。单井平均日产量不断下降，2017年降至1.6 t/d，致使为保持原油产量规模所需的油井数量迅速上升。油田开发难度不断加大，地面系统日趋庞大，系统间能力不平衡的矛盾日益突出，开发投资和成本持续走高。

三是地面技术指标有待提高。

与同行业企业间地面生产系统主要技术指标对比，中国石油在原油稳定率、注水系统效率、吨油综合能耗和吨液综合能耗等方面占有优势，但是，在原油脱水站负荷率、集输密闭率和伴生气处理率等方面处于落后地位，分别落后14 %、17 %和7 %。需要通过总体布局优化，流程改造，推广先进成熟技术等措施，提高地面生产水平。

3 提质增效重点工作展望

基于提质增效取得的成果和经验，结合目前新形势的要求和主要技术指标差距，中国石油未来油气田企业应以低成本发展为目标，坚持问题导向，全面提升油气田地面工程生产水平，实现高质量发展。

一是坚持做好优化简化。

老油气田进入开发中后期，与设计之初相比，原油产量和含水率发生了较大变化。已建地面工程生产系统随之出现区块间生产系统能力不平衡、原油处理系统负荷率低、采出水和注水系统能力不足、集输和处理工艺不适应、系统能耗过高等问题。但是从有利的一面看，油田进入高含水开发期后，采出液性质向利于常温集输的条件转变，为简化布站层级提供了便利条件。

中国石油油气田企业应当结合开发形势，统筹兼顾，注重整体优化，利用单井软件计量、油气混输、常温集输、低温脱水、多相计量及井下节流等成熟技术和一体化集成装置，持续做好布局优化及流程再造。通过对大庆油田、吉林油田和青海油田等一批老油田的优化简化调整，预计可以关停站场99座，降级站场23座，合并站场4座，减少定员423人。

二是加强生产运行优化。

结合以往不加热集输取得的成果和经验，可以在大庆油田、吉林油田和华北油田等地进一步推广常温集输技术，扩大应用规模。

在采出水系统管理环节，塔里木油田、新疆油田、辽河油田和青海油田等存在提升潜力，可以通过加强加药、污泥排放等环节的控制和水质监测管理，降低运行成本。同时，通过优化注水泵选型、原水回注和分压注水等措施，提高注水系统效率。

在气田生产管理方面，可以通过优化装置检修方案，避免大型处理厂同时检修等方法，减少放空，最大限度地保证天然气产量，把检修对生产的影响降到最低。

通过一系列生产运行优化，预计可以实现节约运行成本11.8×104元/a，降低能耗10.8×104tce/a。

三是努力实现产品增值。

通过密闭集输、原油稳定、伴生气回收、轻烃和乙烷回收等技术，进一步减少油气损耗，最大程度地提高产品附加值。

在油气密闭集输和处理方面，长庆油田和新疆油田可以通过密闭改造、伴生气回收和原油稳定工程，减少油气挥发损耗。同时，通过加热炉燃气替代燃油、采出水热能利用等技术，减少燃油消耗。

在提高天然气产品附加值方面，长庆油田、新疆油田、塔里木油田和大庆油田仍有潜力可以挖掘，可以通过天然气的深冷处理技术提高轻烃回收率。

通过实施上述增产降耗技术，预计可增加密闭集油量70×104t/a，增加原油稳定量1 890×104t/a，增加伴生气和天然气产量 8.7×108m3/a，增加液烃产量335×104t/a，为保证原油、天然气产量供应贡献力量。

四是推进地面系统精益生产。

精益生产的核心是最大限度地消除各种浪费、实现经济效益最大化。中国石油油气田企业未来应当深化完善精益生产工作的目标、总体思路和举措，实现地面生产从传统生产向精益生产转变。提质增效工作要与数字化结合，在已建信息化管理系统的基础上，深入开展大数据、云计算和人工智能等前沿信息技术的应用，加强理论与技术攻关，推进低成本数字化油气田建设，优化原有劳动组织结构，减少生产一线员工数量，逐步向智慧化油田建设迈进。