地面工程技术进展及发展趋势

1、 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

2、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

3、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

4、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 1020 管线长度减少 2040 集输能耗降低 1040 运行成本降低 310 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

5、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 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

6、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

7、。（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

8、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0.98kwh。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

9、.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

10、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4 m

11、3/d增加到15 m3/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。

12、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

13、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

14、，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

15、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

16、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

17、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”的集输流程，将亿方气产能建设投资控制在1.07亿元以内。中联煤首创的“多点接入、柔性集输”技术，可以节省工程投资4

18、0%，能耗降低10%。中石化在煤层气集输上，还处于起步和探索阶段。2012年在延川南开展煤层气开发先导试验，在延1、延3、延5共部署新井17口、利用老井36口，新建产能规模0.411亿方/年。集气工艺采用“枝上枝”阀组集气工艺；污水采用重力沉淀+石英砂过滤工艺。（二）天然气集输与处理技术 国外已成功开发了一大批高含硫气田，建立了一整套较为完整的集输与处理工艺体系，取得较为丰富的成功经验。根据高含硫气田环境、天然气成分、设施与管线所处的自然环境和社会环境等因素，对系统可能产生的腐蚀、环境污染、人身安全影响作出全面而有效的评估，是国外高含硫气田与普通气田开发相比的重要区别。国外的脱硫、脱碳、硫磺回

19、收及尾气处理装置已趋于大型化、自动化、组合化，发展趋势是提高适应性、降低操作费用。(国内处于探索和经验积累阶段) 浅层气、煤层气多为低压气，特别在开采后期气井压力更低，国外研发了适用于负压集气的天然气压缩机，在井口抽吸井下天然气形成负压，并增压外输。负压集气的技术关键需要防止空气进入天然气系统中，需采用适用于负压操作的压缩机。（二）天然气集输与处理技术（三）污水处理工艺技术1、含聚污水处理技术重力沉降工艺，适用于稀油含聚污水处理，例如大庆油田。2级氮气密闭气浮工艺，适用于稠油含聚污水处理，使稠油含聚污水处理技术取得突破。除油罐一级气浮二级气浮缓冲罐来水出水2级氮气密闭气浮工艺技术原理流程图 针

20、对含聚污水性质复杂，粘度大(0.8-1.1mPas,45)，乳化程度高，油珠粒径小、浮升速度慢，处理困难等问题，国内普遍采用了2种处理技术。（三）污水处理工艺技术 中石油在辽河（稠油）油田首先采用该项技术。 中石化在稠油含聚污水处理工艺上普遍应用该技术，共有16座含聚污水处理站，处理量390000m3/d，达到注水水质指标，处理成本1.69元/m3。 存在问题是通过加药将聚合物去除，污泥量高，污泥含水高，运行费用高。2级氮气密闭气浮工艺技术（三）污水处理工艺技术最新进展(1)：高梯度聚结气浮HCF 由胜利油田自主研发，为国内外首创。主要用于代替一级除油罐。 核心技术是将材料聚结、高梯度聚结、气

21、浮三种技术集成为一体，在不加药的情况下，除油率较除油罐提高70%以上，出水含油小于40mg/L；不产生老化油和污泥，具有结构简单，维护方便等优点。投资为大罐沉降工艺的60%。 2010年11月在胜利坨一污水站应用，规模为10000m3/d。含油平均去除率80%，出水含油40mg/L。注水罐注水系统滤罐高梯度聚结气浮罐油站来水提升泵缓冲罐混凝沉降罐（三）污水处理工艺技术最新进展(2)：微涡旋气浮过滤 由国内自主研发，中石化、中石油均有油田采用。技术特点是在过滤器内集成微涡旋和气浮技术，进一步去除浮油和分散油，提高过滤效果。 适用范围：要求进水水质含油100mg/L、悬浮物50mg/L，出水水质可

22、达到含油10mg/L、悬浮物50% ） 。 （1）我国地热资源丰富，整体开发利用程度较低9、地热综合利用技术（2）中石化地热资源开发利用已初具规模2006年，中石化新星公司与冰岛公司组建陕西绿源地热能源开发有限公司（新星51%，绿源49%），标志着中国石化上游地热产业进入高速成长期。截至2012年底，新星地热开发区域已扩展到山东乐陵和商河、山西运城、河南长垣、河北雄县、陕西咸阳和武功、辽宁盘锦等地，拥有地热井91口，供暖能力达1000万平方米，约占全国常规地热供暖面积的25%，年可替代标煤14万吨，减排二氧化碳38万吨，节能减排效果显著。（全国第一！）（一）重点攻关技术（3）地热资源在油田地面

23、中的应用（一）重点攻关技术 积极开发利用地热资源，是贯彻中国石化绿色低碳战略的有效举措。在油田地面工程中，如何利用地热资源实现节能减排是今后发展方向之一。集输管网伴热输送/掺热水输送；联合站站内流程换热/加热；站内办公区或矿区采暖；中温地热资源发电技术等。（二）推广应用成熟技术1、积极推广应用“标准化设计、模块化建设” 国外近30年来，特别是在美国、加拿大、英国、俄罗斯等国的油气田建设中所用的各种装置和设施，大多采用整体预制撬装模块化技术，已实现定型化、系列化、通用化和商品化，并由单元预制拼装向整体超大型化发展。 2008年10月，中石油全面部署推进油气田标准化设计工作。至2011年，中石油应

24、用该项技术成效显著：节省投资29.81亿元；节约土地3.27万亩；减少劳动定员14064人；节能29.7万吨标煤；多生产原油104万吨，多生产天然气21亿方。 目前， 中石化“标准化设计、模块化建设、标准化采购”尚处于起步阶段。国内外成功推广应用“标准化设计、模块化建设”模式对中石化新区产能建设和老区调整改造，降低地面投资，具有很好的借鉴和指导意义。2、继续推广串联管网集输工艺 根据中石化各油田自身特点，因地制宜发展、完善串联管网集输工艺，形成配套的核心技术，总结、提高形成中石化油田自身特色的集输模式。（完善井口计量技术，针对无杆泵采油电功图量油）江苏油田： “李堡模式”河南油田： 江河区老油

25、田整体改造模式东北腰英台：低品位油田地面流程模式胜利油田： 临盘小断块油田地面流程模式江汉油田： 坪北油田简化、短流程模式等（二）推广应用成熟技术3、油田20kV配电技术 20kV与10kV属于同一系列电压等级，采用20kV电压后，原系统中的110/35/10(6)kV电压组合变为110/20kV，节省了一级电压。可以提高电网供电能力，降低电力系统建设投资，节约用地。欧美80%以上的国家、国勘的叙利亚油田、国内的苏州工业园区等均采用该技术。举例：4040km2区块20kV配电方案： 建设1座110/20kV变电站，10kV配电方案： 建设1座110/35/10变电站和3座35/10kV变电站投

26、资： 节省4500万元（约23%）占地： 节省13.5亩（60%） 中石化应加强20kV配电技术应用研究，在适合的开发新区推广应用20kV电压配电。特别在西部。 石勘院地面所目前已完成20kV配电系统应用研究前期工作。（二）推广应用成熟技术1、页岩气、页岩油等非常规地面技术攻关储备 页岩气：“十二五”期间，加快建南、川西页岩气开发试验评价，实现规模建产，新建产能20亿方，2015年产量17亿方。（涪陵 ） 页岩油：“十二五”期间，重点开展济阳坳陷、泌阳凹陷勘探评价与开发试验，形成规模建产阵地。 目前中石化页岩气、页岩油等非常规地面集输技术及技术标准缺乏，亟待加强科技投入，为“十三五”、“十四五

27、”中国石化页岩气、油页岩的大规模开发利用进行技术储备。 2012年在5月10日举办的第八届中国能源投资论坛上，有专家指出，开采页岩气要环保先行，避免走稀土开采带来严重环境破坏的覆辙，在中国页岩气开采前，如果不能建立环境保护的框架，那么未来的开采可能是一场灾难。（三）超前储备前瞻技术2、中深海油田开发集输及配套工艺技术 “十二五”油气勘探继续实施“开拓海域”的战略，积极开展海域勘探，稳步推进东海，加快评价渤海，力争突破南海。在调研国内外海工技术和装备基础上，积极开展中深海石油工程工艺、设备等基础研究和技术攻关工作，为中石化南海油田开发和海外深海项目运作提供深海石油工程技术储备。基础研究和技术攻关

28、主要包括：中深海油气田集输模式研究中深海水下生产系统设计技术海上油田污水处理及注水工艺技术研究中深海石油工程技术生产设施及装备研究中深海油气管道流动安全保障技术研究中深海石油工程安全环保技术研究中深海油气管道输送增压技术研究中深海紧凑型平台工艺流程研究研究院地面所已承担中石化科技部中深海石油工程配套技术研究与评价项目。全海式半潜平台FPSO水下系统运输船（三）超前储备前瞻技术超深水开发方面需要解决的技术难题主要是流动保障和多相混输。沥青、水合物和锈垢会导致出油管道堵塞，而流动保障的主要目的是设计这些物质生成的模型，以及对出油管道进行实时监测。海底生产系统（SPS）是由海底完井、生产、处理、储油

29、和装运设备等组成的海底生产系统。该系统的优势：可用于产油能力弱、油层分布广和含水率高的海底油田生产。在进行小型油田开发时，可采用海底管线回接方式把其连接到其它生产系统上，使小油田的经济开发成为可能。（三）超前储备前瞻技术3、天然气水合物开发配套工艺技术 据估计天然气水合物全球储量：海域1610千亿吨；冻土区5.3千亿吨，总碳量与传统化石能源之和相当。初步评价认为，我国天然气水合物资源量超过100亿吨油当量，是已探明油气资源量一半 。 天然气水合物很可能与页岩气一样，因技术突破而取得大发展。美国能源部2012年宣布在天然气水合物开发技术上取得突破。其研究表明，将二氧化碳和氮气混合注入阿拉斯加北坡

30、的天然气水合物构造就可获得稳定的天然气流。（日本，近海可用100年，积极研究中） 制约因素：水合物开采当务之急是如何安全开采、经济开采。基于现有开发水平，水合物开采成本每方气体超过1美元，经济价值不高。 为配合水合物的开发，地面工程应做好技术储备。对于降压法开采，需防范堵塞、破坏管道和设备；对注热法开采，则应通过强化井筒保温与流程换热提高热利用效率；对CO2置换法开采，应重点解决快速高效实现采出甲烷与CO2分离问题。（三）超前储备前瞻技术 科学探索，永无止境；技术发展，永无终点；虽然经过了一段时间的准备，也只能对地面工程技术发展的部分成果进行简要的介绍，或许在我们讨论技术进展的时候，已经又有了

31、新的技术产生。也许任何介绍技术发展的文章都会有这样的遗憾！结束语油田地面工程项目管理主讲人： 黄辉油田来源 国内1、勘探区块登记；2、勘探投入： 物探、钻井3、区块开发： 油藏工程方案 钻井工程方案 采油工程方案 地面工程方案 开发经济评价 国外石油资源所有权归国家是立法基础 1、风险勘探区块登记：PSC（PSA）（印尼、加蓬）、服务合同(风险、纯服务)（伊朗、伊拉克）、其它2、 FARMOUT & FARMIN收购资产（加蓬）收购公司（ADDAX）勘探、开发活动受到政府的程序化管理操作模式 国内独立作业为主：三大油公司及其它海上有合作项目，东海等。 国外联合作业为主JOA由于政府的介入，没有

32、严格意义的独立作业勘探期间每年2次开发期间每季1次FARMOUT PSA & JOA图1 产品分成合同双方收益分配流程图 PSA 承包商投入项目总收入矿区使用费成本回收利润油承包商分成利润油所得税承包商税后分成利润油按分成比例按分成比例减减资源国分成利润油资源国政府/国家石油公司 PSA 图2 矿/税制双方收益分配流程图承包商投入项目总收入矿区使用费成本回收利润所得税承包商税后利润减减资源国政府/国家石油公司减 PSA 图3 合资经营产品分成制合作双方收益流程图合作方勘探投资合资项目总收入矿区使用费成本利润油合资公司利润油所得税合作方税后利润油按分成比例按分成比例减减资源国分成利润油资源国政府

33、/国家石油公司合作方利润油政府利润油按参与比例减按权益比例按参与比例开发投资和操作成本按权益比例按权益比例开发投资和操作成本按参与比例图4 合资经营矿/税制合作双方收益流程图合作方勘探投资合资项目总收入矿区使用费成本回收利润所得税合作方税后利润油按参与比例减减资源国参与利润资源国政府/国家石油公司合作方利润减按权益比例开发投资和操作成本按权益比例按权益比例开发投资和操作成本按参与比例按参与比例PSA 油田地面工程项目管理 国内1、可行性研究；2、初步设计；3、施工图设计；4、施工单位施工；5、试运、投产、交接。 国外0、方案论证；1、编制招标文件（技术、商务）；2、FEED；3、EPC招标文件

34、；4、EPC总承包；（监）5、交钥匙。国内外主要区别： （1）招标、议标与建设单位指定 （2）设计院建设公司供应公司VS工程公司; （3）中国标准(苏联体系)VS欧美标准（公司体系）; （4）国际通行做法采办纳入设计范畴,全球采办,对中国公司而言难度较大。 举例:科威特项目 中原卡塔尔管道项目油田地面工程项目管理 按照我国现行的基本建设管理规范，所有参与单位和从业人员均实行资质管理： （1）设计单位: 甲乙丙丁级 设计人员: 注册工程师制 （2）施工单位: N级资质 施工人员: 专业资格证书 （3）监理单位: 相关监理资质 监理人员: 相关监理证书 （4）建设单位: 严格执行国家有关规定油田地

35、面工程的管理 基本建设程序，工程项目可以分为以下四个阶段： （1）决策阶段（概念【规划】阶段）： - 项目建议书、可行性研究 ； （2）设计阶段（定义阶段） - 初步设计、施工图设计； （3）施工阶段（执行阶段） - 建设准备、建设实施； （4）终结阶段（收尾阶段） - 竣工验收、建设项目后评价。油田地面工程项目管理油田地面工程项目管理油田地面工程项目管理可行性研究报告分类： 石化股份计（2011）299文件，中国石油化工股份有限公司油气项目可行性研究工作管理规定1、油气田产能建设项目可行性研究报告编制规定2、老油田地面单项及配套系统工程可行性研究报告编制规定3、天然气管道工程可行性研究报告编

36、制规定4、信息工程项目可行性研究报告编制规定油田地面工程项目管理油田产能建设项目可行性研究报告的内容： 油田地面工程项目管理老油田地面单项及配套系统工程可行性研究报告的内容： 风险评估投票油田地面工程项目管理建设单位向工程总包单位提供以下有关资料(油藏部分)： 1、油田的位置、面积; 2、开发井位图,包括井位、井别; 3、10年内单井配产量,包括油、气、水正常产量及排液期产量,及相应的井口压力和温度及其变化; 4、10年内原油分区域的油、气、水总产量及其变化; 5、油井作业制度、油井利用率; 6、试油资料,包括产量、压力、温度。 建设单位向工程总包单位提供以下有关资料(采油工程部分)： 1、采

37、油方式:自喷、机械采油 、气举、蒸汽吞吐; 2、油井措施:井筒清蜡、降粘、降凝、缓蚀、防腐; 3、采油设备的选择; 4、无杆泵的携油比 。油田地面工程项目管理 建设单位向工程总包单位提供或协助提供以下有关资料(地面工程部分)： 1、建设中执行的标准; 国际油公司标准体系； 2、油、气、水物性参数; 3、地形图1:50000; 4、工程地质、水文地质、气象资料; 5、建设条件:交通运输、供配电等; 6、经济条件:生产资料、劳动力价格等; 7、原油外输方式。油田地面工程项目管理非常规油气资源开发的地面工程技术探讨主讲人： 黄辉非常规油气资源开发的地面工程技术探讨 一、 非常规油气资源开发的特点 二

38、、地面工程面临的问题 三、地面工程主要技术探讨1、非常规油气有关概念、分类 根据对非常规油气地质及开采特征的分析，将非常规油气定义为在油气藏特征与成藏机理方面有别于常规油气藏，采用传统开采技术通常不能获得经济产量的油气矿藏。 非常规油气可按其赋存相态分为气、液、固3类；按储层类型分为致密油气（0.1）、页岩油气（纳米级）和煤层气。 非常规天然气主要包括致密气、煤层气、页岩气和天然气水合物等。 （阴谋论、油气革命论，美国页岩油储量减少96%）一、 非常规油气资源开发的特点一、 非常规油气资源开发的特点 2、非常规油气资源潜力及发展趋势 根据分析预测，我国致密油气资源量虽可能小于页岩气和煤层气等烃

39、源岩层内聚集的油气资源数量，但可能大于常规油气资源量。若在加上页岩油，数量惊人。 我国非常规油气的勘探开发主要以致密油气为主攻目标，其次煤层气的勘探开发、页岩气资源。（涪陵页岩气） 非常规天然气可采资源量估计相当于常规天然气可采资源量的34倍。 非常规油气(包括重油、致密砂岩气、煤层气、页岩气、天然气水合物等)的开发利用已经成为必要，且逐渐变得可行，根据预测，有望在2020年非常规天然气的产量能够达到1000X108m3。届时，整个天然气的产量大概为(2500-3000)X108m3，非常规天然气能够占到l3。二、地面工程面临的问题1、非常规油藏 包括致密油藏，我国非常规油藏资源分布广泛，如鄂

40、尔多斯盆地、松辽盆地、准噶尔盆地、江汉盆地、苏北盆地等。非常规油藏具有 “资源丰度低、储层低孔低渗、单井日产量低”的特征，受开发技术限制及开发投资高、经济效益低等因素影响，目前国内有鄂尔多斯盆地的长庆油田、红河油田等区块投入了规模开发。 地面工程作为油田开发的重要环节，不管是常规油藏，还是非常规油藏，其基本功能是一致的，都包括了油气计量、油气集输与处理、污水处理与回注及配套系统。如何在较低的投资和操作成本下，选用经济适用的工艺技术，实现上述功能，完成地面工程的建设内容，从而实现高效、安全生产，提高开发效益是致密油藏开发地面建设必须思考的问题。二、地面工程面临的问题滚动开发、单井产能低 致密油藏

41、单井产能低，为形成一定规模的产能，油井数量多，地面工程建设内容也将相应增多，投资大。并且滚动开发模式给确定合适的地面建设规模造成了困难。地面建设条件恶劣 油田多处偏远地区，油区地形地貌复杂，外部依托条件差，地面工程建设投入增加。土地资源稀缺，地面工程方案需进一步优化，减少用地。压裂液配制需消耗大量的水资源，大型压裂液返排液液量大，处理难度高。开发后期采用注入物，补充地层能量的开发方式，增加了地面新的工程内容。 如CO2驱补充地层能量的开发方式，需要CO2回收及回注、材料选择、防腐等一系列技术问题，地面工程投资也会相应增加。绿色开发对地面工程提出严峻挑战 随着国家“碳减排”规划的逐步实施，CO2

42、等排放将会受到严格限制，对油田开发将会逐步实施碳排放的指标控制，势必对地面工程建设和运行提出更高的要求。 二、地面工程面临的问题2、非常规气藏 非常规天然气的埋藏、赋存状态与常规天然气的主要差别是资源的“低品位”，表现在资源分布散、地层压力低、稳产时间短、含水饱和度高。 目前，非常规天然气尚未形成大规模开采，有体制机制、管网建设、开发技术、人才储备和产业政策等各方面原因，但最重要的还是经济效益问题。即煤层气、页岩气开发的投资者至少要获得最低期望的投资回报，投资者才会有投资的兴趣；煤层气、页岩气均为边际资源，单井产量低、开发投资大、成本高、周期长、风险高。地面工程投资在非常规天然气开发中占有很大

43、比重(约占30)，通过结合非常规天然气开发的特点，优化设计和对建设过程实施科学管理，可以降低地面工程建设投资，提高非常规天然气资源开发的效益。(标准缺失)二、地面工程面临的问题地下资源的不确定性 煤层气藏、页岩气藏虽然分布较为稳定，但富集区受局部地质条件影响较大，如一口井获得较高产量，而附近井可能产量很低。不宜采用整装常规天然气的地面工程设计程序和思路。 无论是煤层气还是页岩气，单井产量在生产初期达到高峰后都会快速下降，除采取增产措施延缓递减速度外，主要靠大批量地打新井弥补产量。 水处理及环境保护 煤层气在开发初期需要长时间排水，大量储存于煤层的水被排到地面；页岩气在开发过程中需要大量的水资源进行压裂，最终也要排到地面。对地面水进行处理，防止环境污染也是地面工程需要解决的问题。三、地面工程主要技术探讨1、地上地下一体化，进行整体优化资