油气田地面工程技术水平评价及提升对策

1中国石油勘探与生产公司

2中国石油规划总院

当前，油气行业正面临低油价、资源劣质化、环保安全要求日益提高等严峻挑战，控投降本、提升效益的任务十分艰巨。因此，建立一套比较科学的评价体系，实现对地面工程技术和管理水平、投资和运行效果的客观评价，利用指标体系进行内外对标，以找差距、提措施、补短板、提效率，对于油气田提质增效具有重要意义。

1 技术经济指标体系的构建

1992年和1999年中国石油前后两次颁布油气田地面工程技术经济指标，有力支持了年度计划编制、五年规划编制、设计审查和对标等技术经济活动。近年来，油气藏类型多样化，采出程度持续升高，新开发方式不断出现，急需建立一套覆盖面更广、更加符合实际的技术经济指标体系，作为衡量地面建设、生产及管理水平的标尺。

在中国石油勘探与生产分公司组织和各油气田支持下，中国石油规划总院项目组通过划分油气田类型、构建油气田地面技术经济指标体系、确定指标的一般值和先进值等阶段工作，构建了新的指标体系。

1.1 划分油气田类型

综合考虑油气藏特性、开发方式、地面工艺模式和建设环境等主要因素，将油田划分为7种类型：高含水整装油田、低产低渗油田、分散小断块油田、沙漠油田、热采稠油油田、三采（聚驱）油田、滩海油田；将气田划分为6种类型：常规气田、酸性气田（含H2S气田和含CO2气田）、凝析气田、致密气田、页岩气田、煤层气田。针对不同类型油气田，从含义、特点和工艺模式等方面进行了界定。

1.2 构建油气田地面工程技术经济指标体系

建立了包含15套技术经济指标的体系框架（图1），其中股份公司总体水平的分体系2套，不同类型油气田分体系13套。筛选68项核心指标，其中油田指标45项、气田指标23项，并规范了各指标的定义[1]及计算公式[2]。

1.3 确定技术经济指标的一般值和先进值

采集了16家油气田公司的281个油气田区块、16.4万项数据，基于大数据分析和数理统计方法，确定并验证了技术经济指标的一般值和先进值。一般值代表股份公司平均水平或大部分油田所处的水平，先进值代表股份公司先进水平，同时考虑标准规范的要求以及未来的发展趋势。以此为基础形成并发布的《油气田地面工程技术经济指标手册》已经成为油气田地面工程技术经济水平对标准则。其具有四个显著特点：

（1）目标明确。控制工程投资、降低运行成本、确保安全环保。

（2）内容全面。覆盖地面工程建设和运行全生命周期，包括各种油气田类型，针对油气水三大系统；全面反映运行效率[3]、产品收率、物料消耗、建设投资、操作成本等因素。

（3）指标先进。通过规范指标定义、统一对比口径，依据客观规律确定了指标的一般值和先进值，显著提高了适用性。

（4）时效性强。反映了开发对象和开发方式变化、安全环保节能新政策对地面系统的新要求，指标值更贴近实际。

2 油气田地面工程技术水平评价

中国石油公司历来重视对标工作，2019年依据《油气田地面工程技术经济指标手册》（2018版）开展了第四轮次对标。纵向上开展了中国石油5年历史数据对标（2014—2018年），横向上开展了中国石油内部16家油气田公司对标。通过前期和建设管理、油田生产运行管理、气田生产运行管理等3个方面的45项指标对标，综合评价了中国石油油气田地面工程技术水平。

2.1 原油和天然气商品率稳中有升

2014—2018年，原油商品率上升了近1个百分点，相当于年增产原油100×104t。天然气商品率稳中有升，2018年为96.5%。通过在油田推广集输密闭流程改造、不加热集油、伴生气回收、以气代油等措施，在气田推广电驱增压、井下节流、减少放空等措施，有效控制了生产自耗和损耗。

图1 油气田地面工程技术经济指标体系框架Fig.1 Technical and economic index system framework of oil and gas field surface engineering

2.2 单位生产综合能耗总体稳定

油田单位生产综合能耗总体稳定在每吨150 kg标煤左右，气田单位生产综合能耗总体呈下降趋势。在含水不断升高、产液量不断增加、油藏品质变差的不利条件下，通过推广高效设备、提高系统效率和优化生产运行等措施，保持了单耗基本稳定。

2.3 注水水质达标率整体较高

近几年加强油田注水管理效果显著，井口水质达标率达到85%以上。但是部分油田二次污染严重，应加强注水站加药杀菌和管道清洗工作。

2.4 站场及装置负荷率有待提高

站场及装置负荷率总体在60%～70%。部分油气田新区产能到位率低、老区产量递减导致系统不均衡是负荷率低的主要原因。

2.5 密闭率、原稳率和伴生气处理率偏低

集输密闭率不断提升，2018年为77%。原油稳定率近两年呈下降趋势，2018年为42.6%。伴生气处理率逐年上升，2018年为87%。导致油气损耗大、资源利用率低。

2.6 管道失效率较高

由于相当部分管道使用年限长、腐蚀老化比较严重，公司年油气管道失效上万次，给安全环保绿色生产带来巨大压力。

2.7 数字化覆盖率仍有较大提升潜力

当前，国内外石油公司都在努力实现数字化转型。中国石油油气田数字化覆盖率逐年上升，2018年井场、站场数字化覆盖率分别达到52%和46%，但仍有较大提升潜力。

3 油气田地面工程技术水平提升对策

中国石油通过对标评价了地面工程技术水平现状，找到了短板，发现了问题，提出了如下对策。

3.1 提升标准化设计水平，实现新油气田效益建产

深化地上地下一体化优化，确定合理建设规模。依托已建系统能力，通过优化布局、系统挖潜，合理控制新建规模。推广软件量油、单管不加热密闭集油、稠油热采能量利用及高温密闭脱水、减氧空气注入、大型天然气轻烃深度回收工艺、稳流配水、一体化集成等共四大类20项成熟适用的先进地面工程技术，提高设计水平。

全面提升现有定型图，适应模块化建站要求。尽快编制完善页岩气、储气库和致密油标准化设计定型图，以缩短工期、提高效率、降低投资。此外，努力推进标准化施工和智慧化工地建设，提高工程建设质量和效率。

3.2 提高系统负荷率，保障老油气田有效稳产

深入推进老油气田地面系统优化简化。加大“关停并转减”力度，打破厂矿界限，在更大范围内优化地面系统总体布局，实现瘦身升级。深化应用不加热集油、软件量油等成熟适用技术，简化工艺流程，实施流程再造。“十三五”期间，华北油田实施了冀中地区地面系统整合再造工程，联合站由23座减少为5座，负荷率提高37个百分点，每年降低运行成本2.72亿元，降幅达10% 。

积极落实油气产品增值工程。通过因地制宜实施密闭集输和原油稳定，减少损耗，提高资源利用率，提质增效。利用CNG、LNG技术和天然气发电等多种方式回收放空气，减少污染。“十三五”期间，新疆和长庆油田实施了原油稳定和伴生气回收工程，原稳率分别提高了64和80个百分点，年增产液烃40×104t以上；长庆、塔里木、新疆油田实施天然气乙烷回收工程，年将增产液烃285×104t。

3.3 大力实施完整性管理，促进安全环保绿色生产

目前已经全面搭建了完整性管理技术框架，编制完成了管道和站场完整性管理手册，完善了标准体系，开展了“双高”管道筛查及治理，试点工程顺利推进，科研工作取得了关键性进展，持续提升了风险防控能力，降低了失效率。下一步将重点加强“双高”管道治理，搭建完整性管理平台，全面开展失效识别与分析，努力攻克内腐蚀直接评价（ICDA）。

3.4 积极融合最新信息技术，开展智能油气田建设

全面实施以油气生产物联网为代表的信息系统建设。重点在东部老油田有序开展以“全面感知、自动操控、预测预警、智能决策”为主要特征的油气生产物联网建设，达到数字化全覆盖，实现自动化生产、数字化办公、智能化决策、完整性管理、一体化运营。

在物联网自动采集海量数据基础上，大胆探索人工智能新技术在油气田地面的应用。在生产运行优化方面，要实现油气井生产工况监测预警及智能计量、生产运行优化、系统整体优化、达标排放在线监测与智能预警、智能能源管控。在资产管理方面，要实现管道腐蚀智能预测、站场安全智能分析及预警、机器人和无人机巡线巡检、设备健康管理。在智能决策方面，要实现地上地下一体化协同优化、计划调度执行一体化协同优化、生产经营一体化协同优化。

4 结束语

油气田地面工程是控制投资、降低成本的重要源头，是提高开发效益的重要手段，是安全生产、节能环保的主要载体，也是优化管理、提质增效的关键环节。油气田地面工程技术水平的高低直接对开发效益产生重大影响。应不断完善评价体系，在对标管理中充分发挥评价指标体系的作用，大力实施技术和管理创新，不断提升油气田地面系统技术水平，促进和保障油气田高水平开发、高质量发展。