地面工程技术进展及发展趋势

地面工程研究所是中国石化油气田开发地面工程的技术研究和咨询机构，其主要职责是：（项目前期、技术支持）是中国石化总部地面工程技术参谋部和战略支持部。1、开展油气田地面工程建设中长期规划、专项规划、方案编制、可行性研究与相关技术支撑与服务等；(计划部/油田部/国勘/天分/油田企业)2、组织油气储运工程、油气田开发地面工程和公用工程建设项目的评估与审查等；(计划部/油田部)3、开展油气田地面工程技术及市场信息的跟踪调研，承担相关技术集成创新和推广应用等；(1/科技部)4、承担地面工程技术规范和技术标准的制定等；(科技部)单位介绍油气田地面工程技术进展及发展趋势主讲人：黄辉提纲一、地面工程技术进展二、面临的主要问题和挑战三、发展趋势及重点攻关方向当今世界,高速发展的科学技术正以巨大的力量改变着人类的文明进程，整个社会正在经历一场全球性的技术革命。油气田地面工程技术进展迅猛。基础科学、信息技术、材料科学、设备制造与安装等诸多学科的科技进步，推动了中国油气田地面工程技术的发展，在油气集输、污水处理等方面，多项技术达到了国际先进（或领先）水平。中国石化针对自身发展的需要,加强科技攻关，优化设计、降本增效，在集输系统流程优化简化、高含硫气田集输与处理、污水综合利用等方面取得了突出成果，为油气田的稳产增产做出了重要贡献。一、地面工程技术进展（一）原油集输及处理技术（二）天然气集输及处理技术（三）污水处理工艺技术（四）海洋油气工程技术（五）地面工程新设备（六）信息化一、地面工程技术进展1、油井计量技术发展简化了集输管网随着示功图量油技术的发展和完善，油井井口实现在线连续计量，尤其对于气体较多或产量波动较大的井，示功图计量能更好的反映油井的实际状况。对于无杆泵采油井的井口计量则采用电功图量油。油井远程在线计量，无需建设计量站，实现了管网串联，简化了流程，降低了工程投资及运行费用，单井投资节省2-3万元，集输系统工程投资节省20-30%。该项技术在中石化都得到了广泛的应用，但在中石油还停留在经验推广阶段。中石化正在无杆泵油井电功图井口在线计量先导试验。传统集输管网示意计量站集中处理站集中处理站串联管网示意（一）原油集输与处理技术结合中石化油田自身特点，自2008年起，油田部已在20多个区块推广应用串联管网集输工艺，取得了显著的经济效益：（一）原油集输与处理技术针对管线的穿孔造成串联管网上油井大面积停产的问题，在河南油田江河区使用新型埋地式截断阀等技术。针对单管集输工艺停输再启动的问题，可以采用高效井口电加热器。投资降低10～20％管线长度减少20～40％集输能耗降低10～40％运行成本降低3～10％节地（取消计量站、配水间）平均单井0.15亩2、油气水混输增压技术发展实现流程简化近年来，油气混输增压技术在国内油田得到一定程度的应用，部分取代了接转站的功能，简化了油气集输系统流程，实现了集输工艺模块化、数字化和无人值守，减少了占地，降低了建设工程投资30%左右，部分站点减少了天然气排放。（一）原油集输与处理技术传统接转站模式接转站联合站串联管网+混输增压撬增压撬中石化红河油田实行串接集输工艺，采用一级半（或二级）布站：油井—增压撬—联合站。增压站采用撬装化设备。中石油西峰油区也采取“油井—增压撬—联合站”布站方式。建设增压撬数百套。（一）原油集输与处理技术混输增压撬国外从上世纪70年代开始，投入大量资金、人力，开展多相混输基础理论与应用技术的研究，其成果已在上百条长距离混输管线上得到应用。2007年挪威Statoil公司建设了2条并列敷设海底长距离混输管道（DN750mm、120km）。（凝析油气）我国多相混输技术与国外相比仍有较大差距，主要表现在以下几个方面：大型混输泵：国际上已用于工程实际的油气混输泵的单泵最大功率为6000kW，国产单泵功率大多较小、泵型单一、对油气比剧烈变动适应性较差、与国际先进水平差距较大。多相流量计：大多数为国外产品，国内产品质量有待提高。多相流基础研究：欧美等发达国家已基本形成了低粘原油多相流计算的理论和方法，开发出具有自主知识产权的多相流模拟软件（PIPEFLOW、PIPEPHASE、OLGA等）。而国内基础研究薄弱，实验设施相对落后，未形成被认可的多相流计算方法。（商用软件开发落后）（一）原油集输与处理技术（一）原油集输与处理技术3、高含水油田原油预分水技术国内老油田大部分已进入高含水或特高含水开发期，国内主要采用三相分离器进行预分水。三相分离器是以出油含水作为主要指标设计的设备，出水含油指标一般要求控制在1000mg/L以下即可，后续污水处理系统投资、占地和运行费用均较高。国内还未开发出以出水水质作为主要指标，如水中含油低于50mg/L以下的专用预分水设备。国外原油预分水技术起步早、水平高、种类多。俄罗斯预分水技术：末端分相管、简易气浮选预分水器、斜管预分水器，一般安装在丛式井井场或转油站，分出部分高含水原油的污水，达到地层回注标准。欧美国家预分水技术：广泛使用仰角式游离水脱除器进行预分水。目前，仰角式、斜管式分离设备在国内应用较少。4、稠油集输工艺目前，稠油集输工艺主要包括：加热法、掺稀法、掺热水或活性水法、乳化降粘法、改质降粘法、低粘液环法等6种。（地下裂解\火烧）塔河油田通过集输工艺优化，主要采用全密闭集中掺稀输送工艺流程。实现吨油集输燃料油耗由7.8降至5.88kg、集输电耗由2.7降至0.98kw·h。但损失了稀油的价差优势。（一）原油集输与处理技术塔河油田稠油地面集输工艺中石油辽河油田拥有较成熟的稠油集输与处理技术，对裂化降粘、乳化降粘技术也进行了试验和应用。裂化降粘采、集、输一体化工艺主要针对10000mPa.s的超高稠油(50℃粘度)，在井口或井下按照1:3掺入轻柴油，使得混合油粘度降至200-300mPa.s，经管道输至处理站脱水后，进入常压分馏塔，分出掺入的轻柴油组分，输至井口回掺，循环使用。分馏塔底部的稠油进裂化反应器，进行以降粘为目的的轻度裂化，使稠油粘度降至400mPa.s外输，从而实现采、集、输一体化。在辽河油田洼38建有一套3万吨/年裂化降粘装置。(已拆除，苏丹50万吨/年)超稠油乳化降粘管输工艺需要在超稠油中加入碱性石油化合物或表面活性剂水溶液，形成水包油型乳化液，降低管路输送摩阻。辽河油田2001年建成1座40万吨/年乳化降粘装置，近几年运行效果良好，乳化油性质稳定，储存期3-6个月。由于乳化后的超稠油难以进行破乳，所以应用该工艺后的乳化油只能用于燃料使用。加拿大是生产稠油大国之一，率先成功研究稠油加氢改质工艺。目前，国外在低粘液环输送等基础研究方面领先。（巴西）(国内加CO2形成超临界状态)（一）原油集输与处理技术5、井下油水分离、稠油裂解技术井下油水分离技术近年来重新得到各石油公司的重视，其技术原理是利用分离装置将油层产出的油水混合液在井下直接进行分离，然后将油液举升到地面，分离出的水在井下回注到地层中。主要有重力分离和水力旋流分离2种。加拿大C-FER技术公司、哈里伯顿等在井下油水分离技术方面处于世界领先水平。其示范工程采用该技术后产油量由4m3/d增加到15m3/d，产出水回注率为88%。几年来，美国和加拿大对53台井下气水分离器和37台井下油水分离器的应用研究表明，运行成功的设备约占45-65%。该技术待完善。中石化在胜利、河南油田开展了先导试验，在不影响油井产油量的情况下，地面产水量减少70%。设备购置和安装费用，比常规电潜泵的费用要高2-3倍，约为9-25万美元。工作性能取决于具体井口条件和流体物性，还不具备通用性，适用于高含水（≥90%）、原油密度小（0.9）且除产层外至少另有一个回注层、直井或斜度不大的井。井下设备各部件的设计连接和控制困难，分离效果难以监测。近年来，针对稠油又开展了井下裂解技术（原位开采）的研究。催化剂、微生物、火烧油层法、超临界水改质。（一）原油集输与处理技术国内油气集输及处理技术并不落后于国外，部分技术领先。在集输工艺方面，尤其在低渗透、小断块油田开发上，国内油田注重高效、节能油气集输配套技术的研究与应用，通过简化优化流程，采用不加热集输技术和串联管网集输工艺等，降低了原油生产能耗，达到国际先进水平。与国外同行相比，主要在以下几个方面还存在着一定差异：1、在站场平面布置、建构造物建造标准上，国外力求简洁。一般没有围墙、大门、站内混凝土道路（城市标准与农村标准），注重工人巡检通道、设备吊装维修和消防空间，场地由覆土填平，不具备观赏性，也不必考虑领导视察。但控制室标准很高，空调等一应俱全，按城市计算机房的标准配置。（一）原油集输与处理技术2、与工艺相关的部分设备性能和质量均有待提高。国外在油、气、水处理设备研究的投入力度方面，远高于国内，一般均由专业公司研究、生产、销售，并重视开发具有特色的名牌产品。国内主要依靠各油田设计院，专业化程度低，研究与生产、销售结合不够紧密，缺乏不断跟踪、改进和完善。我国相关设备的效率与国外有一定差距，标准化、模块化、撬装化水平不高。3、国内对原油中含盐没有要求；对原油饱和蒸汽压没有要求；对原油中其它化学药剂含量没有要求。（一）原油集输与处理技术4、以提高经济效益为目的的模块化、撬装化系统设计理念有待加强。例如：一个30亿方的气体处理厂，按6亿方一个模块进行设计，可根据实际产量的变化情况，组合成不同规模的气体处理厂。气田峰值产量后，可将多余模块迁至新的气田处理厂。5、国外油田注重自动化控制，自动化水平较高，某些先进地区已经采取卫星选井计量。我国西部新建油田部分站场实现了无人值守，自动化水平已达国际先进水平，但大部分老油田自控水平整体仍不高。国内还缺少相关标准。原油集输与处理技术的发展趋势一是向低投资、低能耗方向发展；二是向上下游两头延伸：采油、炼油；三是向“非常规能源”（太阳、风、地热、污水、水合物）综合利用方向延伸。（一）原油集输与处理技术（二）天然气集输与处理技术1、高含硫气田地面集输与净化处理技术中国石化高含硫气田集输与处理技术在引进国外技术基础上，经过技术攻关，形成了一系列技术成果，为高含硫气田地面集输与净化处理技术积攒了宝贵经验，代表了国内领先水平。普光气田采用改进的湿气集输工艺，在集气站部分分水，并形成了配套的防腐工艺、焊接施工等一系列技术。净化工艺采用甲基二乙醇胺（MDEA）脱硫脱碳+三甘醇（TEG）脱水+常规Claus硫磺回收+Scot尾气处理工艺，与常规净化技术相比，溶剂总循环量降低10%，再生能耗降低15%，硫磺回收率高于99.8%。在高压/高含硫气田开发上，加拿大、法国积累了几十年的经验，国内与国外水平相比，仍有一定差距。国外在专利溶剂、药剂、新型催化剂开发方面，处于技术领先地位，并由此形成了一系列天然气净化专利技术和工艺包。国内在大规模天然气处理装置设计上主要采用国外专利技术。2、低压低产气田地面集输技术采用常规集输技术，存在建设投资高、能耗大、运行成本高等问题。采用井下节流和低压集气工艺，无需建设注醇及井口加热系统，简化了集输流程，降低了投资和运行成本。中石油苏里格气田：形成了以“井下节流、井口不加热、带液计量、井间串接”为主体的“苏里格模式”。截止到2010年底，已成功应用2700余口井，使平均单井投资降低了近50%。中石化川西气田：成功应用47口井，平均单井可节约投资40万元、节约运行成本约30万元/年。目前，井下节流技术不适用于斜度较大气井。总的来说，中石化井下节流技术仍在试验及小规模应用阶段。难以适应多样化的井筒结构。（二）天然气集输与处理技术3、煤层气田地面集输技术美国、加拿大、澳大利亚煤层气地面工程技术比较成熟。美国主要采用“井口分离、低压集气、集中处理、增压脱水、干气外输”的集输工艺，采出水采用离子交换、化学处理、反渗透、人造湿地等处理技术。中石油、中联煤在引进国外成熟技术的基础之上，因地制宜，形成了具有自身特色的煤层气集输技术。中石油沁水盆地煤层气田，充分借鉴了“三低”气田开发经验，采用“低压集气、单井简易计量、多井串接”的