地面工程技术进展及发展趋势

地面工程研讨所是中国石化油气田开发地面工程的技术研讨和咨询机构，其主要职责是：〔工程前期、技术支持〕是中国石化总部地面工程技术顾问部和战略支持部。1、开展油气田地面工程建立中长期规划、专项规划、方案编制、可行性研讨与相关技术支撑与效力等；(方案部/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立工程的评价与审查等；(方案部/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，承当相关技术集成创新和推行运用等；(1/科技部)4、承当地面工程技术规范和技术规范的制定等；(科技部)

单位引见油气田地面工程

技术进展及开展趋势主讲人：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、开展趋势及重点攻关方向当今世界,高速开展的科学技术正以宏大的力量改动着人类的文明进程，整个社会正在阅历一场全球性的技术革命。油气田地面工程技术进展迅猛。根底科学、信息技术、资料科学、设备制造与安装等诸多学科的科技提高，推进了中国油气田地面工程技术的开展，在油气集输、污水处置等方面，多项技术到达了国际先进〔或领先〕程度。中国石化针对本身开展的需求,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置、污水综合利用等方面获得了突出成果，为油气田的稳产增产做出了重要奉献。一、地面工程技术进展〔一〕原油集输及处置技术〔二〕天然气集输及处置技术〔三〕污水处置工艺技术〔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、油井计量技术开展简化了集输管网随着示功图量油技术的开展和完善，油井井口实如今线延续计量，尤其对于气体较多或产量动摇较大的井，示功图计量能更好的反映油井的实践情况。对于无杆泵采油井的井口计量那么采用电功图量油。油井远程在线计量，无需建立计量站，实现了管网串联，简化了流程，降低了工程投资及运转费用，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运用，但在中石油还停留在阅历推行阶段。中石化正在无杆泵油井电功图井口在线计量先导实验。传统集输管网表示计量站集中处置站集中处置站串联管网表示〔一〕原油集输与处置技术结合中石化油田本身特点，自2021年起，油田部已在20多个区块推行运用串联管网集输工艺，获得了显著的经济效益：

〔一〕原油集输与处置技术针对管线的穿孔呵斥串联管网上油井大面积停产的问题，在河南油田江河区运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％运转本钱降低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开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运用，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，降低了建立工程投资30%左右，部分站点减少了天然气排放。〔一〕原油集输与处置技术传统接转站方式接转站结合站串联管网+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—结合站。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—结合站〞布站方式。建立增压撬数百套。〔一〕原油集输与处置技术国外从上世纪70年代开场，投入大量资金、人力，开展多相混输根底实际与运用技术的研讨，其成果已在上百条长间隔混输管线上得到运用。2007年挪威Statoil公司建立了2条并列敷设海底长间隔混输管道〔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，主要表如今以下几个方面：大型混输泵：国际上已用于工程实践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、对油气比猛烈变动顺应性较差、与国际先进程度差距较大。多相流量计：大多数为国外产品，国内产质量量有待提高。多相流根底研讨：欧美等兴隆国家已根本构成了低粘原油多相流计算的实际和方法，开发出具有自主知识产权的多相流模拟软件〔PIPEFLOW、PIPEPHASE、OLGA等〕。而国内根底研讨薄弱，实验设备相对落后，未构成被认可的多相流计算方法。〔商用软件开发落后〕〔一〕原油集输与处置技术〔一〕原油集输与处置技术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别器进展预分水。三相分别器是以出油含水作为主要目的设计的设备，出水含油目的普通要求控制在1000mg/L以下即可，后续污水处置系统投资、占地和运转费用均较高。国内还未开发出以出水水质作为主要目的，如水中含油低于50mg/L以下的公用预分水设备。国外原油预分水技术起步早、程度高、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，普通安装在丛式井井场或转油站，分出部分高含水原油的污水，到达地层回注规范。欧美国家预分水技术：广泛运用仰角式游离水脱除器进展预分水。目前，仰角式、斜管式分别设备在国内运用较少。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〕塔河油田经过集输工艺优化，主要采用全密闭集中掺稀保送工艺流程。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〕原油集输与处置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置技术，对裂化降粘、乳化降粘技术也进展了实验和运用。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，经管道输至处置站脱水后，进入常压分馏塔，分出掺入的轻柴油组分，输至井口回掺，循环运用。分馏塔底部的稠油进裂化反响器，进展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/年裂化降粘安装。(已撤除，苏丹50万吨/年)超稠油乳化降粘管输工艺需求在超稠油中参与碱性石油化合物或外表活性剂水溶液，构成水包油型乳化液，降低管路保送摩阻。辽河油田2001年建成1座40万吨/年乳化降粘安装，近几年运转效果良好，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展破乳，所以运用该工艺后的乳化油只能用于燃料运用。加拿大是消费稠油大国之一，率先胜利研讨稠油加氢改质工艺。目前，国外在低粘液环保送等根底研讨方面领先。〔巴西〕(国内加CO2构成超临界形状)〔一〕原油集输与处置技术5、井下油水分别、稠油裂解技术井下油水分别技术近年来重新得到各石油公司的注重，其技术原理是利用分别安装将油层产出的油水混合液在井下直接进展分别，然后将油液举升到地面，分别出的水在井下回注到地层中。主要有重力分别和水力旋流分别2种。加拿大C-FER技术公司、哈里伯顿等在井下油水分别技术方面处于世界领先程度。其示范工程采用该技术后产油量由4m3/d添加到15m3/d，产出水回注率为88%。几年来，美国和加拿大对53台井下气水分别器和37台井下油水分别器的运用研讨阐明，运转胜利的设备约占45-65%。该技术待完善。中石化在胜利、河南油田开展了先导实验，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9-25万美圆。任务性能取决于详细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衔接和控制困难，分别效果难以监测。近年来，针对稠油又开展了井下裂解技术〔原位开采〕的研讨。催化剂、微生物、火烧油层法、超临界水改质。〔一〕原油集输与处置技术国内油气集输及处置技术并不落后于国外，部分技术领先。在集输工艺方面，尤其在低浸透、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讨与运用，经过简化优化流程，采用不加热集输技术和串联管网集输工艺等，降低了原油消费能耗，到达国际先进程度。与国外同行相比，主要在以下几个方面还存在着一定差别：1、在站场平面布置、建构造物建造规范上，国外力求简约。普通没有围墙、大门、站内混凝土道路〔城市规范与乡村规范〕，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，不具备欣赏性，也不用思索指点视察。但控制室规范很高，空调等一应俱全，按城市计算机房的规范配置。〔一〕原油集输与处置技术

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、水处置设备研讨的投入力度方面，远高于国内，普通均由专业公司研讨、消费、销售，并注重开发具有特征的名牌产品。国内主要依托各油田设计院，专业化程度低，研讨与消费、销售结合不够严密，缺乏不断跟踪、改良和完善。我国相关设备的效率与国外有一定差距，规范化、模块化、撬装化程度不高。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〕原油集输与处置技术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30亿方的气体处置厂，按6亿方一个模块进展设计，可根据实践产量的变化情况，组合成不同规模的气体处置厂。气田峰值产量后，可将多余模块迁至新的气田处置厂。5、国外油田注重自动化控制，自动化程度较高，某些先进地域曾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，自动化程度已达国际先进程度，但大部分老油田自控程度整体仍不高。国内还短少相关规范。原油集输与处置技术的开展趋势一是向低投资、低能耗方向开展；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〕原油集输与处置技术〔二〕天然气集输与处置技术1、高含硫气田地面集输与净化处置技术中国石化高含硫气田集输与处置技术在引进国外技术根底上，经过技术攻关，构成了一系列技术成果，为高含硫气田地面集输与净化处置技术积累了珍贵阅历，代表了国内领先程度。普光气田采用改良的湿气集输工艺，在集气站部分分水，并构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尾气处置工艺，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阅历，国内与国外程度相比，仍有一定差距。国外在专利溶剂、药剂、新型催化剂开发方面，处于技术领先位置，并由此构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置安装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，存在建立投资高、能耗大、运转本钱高等问题。采用井下节流和低压集气工艺，无需建立注醇及井口加热系统，简化了集输流程，降低了投资和运转本钱。中石油苏里格气田：构成了以“井下节流、井口不加热、带液计量、井间串接〞为主体的“苏里格方式〞。截止到2021年底，已胜利运用2700余口井，使平均单井投资降低了近50%。中石化川西气田：胜利运用47口井，平均单井可节约投资40万元、节约运转本钱约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实验及小规模运用阶段。难以顺应多样化的井筒构造。〔二〕天然气集输与处置技术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“井口分别、低压集气、集中处置、增压脱水、干气外输〞的集输工艺，采出水采用离子交换、化学处置、反浸透、人造湿地等处置技术。中石油、中联煤在引进国外成熟技术的根底之上，因地制宜，构成了具有本身特征的煤层气集输技术。中石油沁水盆地煤层气田，充分自创了“三低〞气田开发阅历，采用“低压集气、单井简易计量、多井串接〞的集输流程，将亿方气产能建立投资控制在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40%，能耗降低10%。中石化在煤层气集输上，还处于起步和探求阶段。2021年在延川南开展煤层气开发先导实验，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〕天然气集输与处置技术国外已胜利开发了一大批高含硫气田，建立了一整套较为完好的集输与处置工艺体系，获得较为丰富的胜利阅历。根据高含硫气田环境、天然气成分、设备与管线所处的自然环境和社会环境等要素，对系统能够产生的腐蚀、环境污染、人身平安影响作出全面而有效的评价，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、硫磺回收及尾气处置安装已趋于大型化、自动化、组合化，开展趋势是提高顺应性、降低操作费用。(国内处于探求和阅历积累阶段)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紧缩机，在井口抽吸井下天然气构成负压，并增压外输。负压集气的技术关键需求防止空气进入天然气系统中，需采用适用于负压操作的紧缩机。〔二〕天然气集输与处置技术〔三〕污水处置工艺技术1、含聚污水处置技术重力沉降工艺，适用于稀油含聚污水处置，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置，使稠油含聚污水处置技术获得突破。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对含聚污水性质复杂，粘度大(0.8-1.1mPa·s,45℃)，乳化程度高，油珠粒径小、浮升速度慢，处置困难等问题，国内普遍采用了2种处置技术。〔三〕污水处置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置工艺上普遍运用该技术，共有16座含聚污水处置站，处置量390000m3/d，到达注水水质目的，处置本钱1.69元/m3。存在问题是经过加药将聚合物去除，污泥量高，污泥含水高，运转费用高。2级氮气密闭气浮工艺技术〔三〕污水处置工艺技术最新进展(1)：高梯度聚结气浮HCF由胜利油田自主研发，为国内外首创。主要用于替代一级除油罐。中心技术是将资料聚结、高梯度聚结、气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，具有构造简单，维护方便等优点。投资为大罐沉降工艺的60%。2021年11月在胜利坨一污水站运用，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〕污水处置工艺技术最新进展(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，出水水质可到达含油<10mg/L、悬浮物<10mg/L。河南下二门和双河结合站采用该技术。处置后含油低于9mg/L，去除率高于80%，悬浮物含量低于7mg/L，去除率高于50%。大港官一联采用该技术，处置量7500-9000m3/d，污水含油由23.8mg/L降至3.2mg/L，悬浮物含量由30.1mg/L降至4.5mg/L。含聚污水处置技术开展趋势降低污泥量。气浮、聚结等多种技术的集成和一体化。聚合物反复利用，用于配聚，配制压裂液、调剖液。〔三〕污水处置工艺技术2、污水生化处置技术污水生化处置技术具有本钱低、除油效果好等优点，中石油、中石化在油田污水回注、达标外排及综合利用方面获得了较大进展。污水生化回注技术：两级除油+生化法〔水解酸化+接触氧化)+精细过滤该技术经过厌氧法添加污水可生化性，再经过好氧法去除浮油，最后经过精细过滤器到达A级注水规范。污水生化外排技术：两级除油+生化法〔水解酸化+接触氧化/氧化塘〕+外排经过厌氧/好氧去除水中BOD、COD，使外排污水目的到达国家二级排放规范。污水综合利用技术：两级除油+生化法〔多级水解酸化+接触氧化+气浮〕+超滤+双膜反浸透。该项技术处于先导实验阶段。目前，生化污水处置技术在矿化度30000mg/L以下比较成熟。污水回注技术能到达A级注水规范；污水外排能到达国家二级排放规范，一级规范难以实现；污水综合利用技术仅做过小型实验，未规模化运用，关键是COD值不能到达反浸透膜进水水质要求。〔电脱盐技术〕〔三〕污水处置工艺技术污水生化处置技术运用中石油最早胜利运用该项技术，目前在大港、长庆、大庆等油田多个污水站运用。主要为污水回注和外排。中石化运用10个污水站，处置规模65300m3/d，其中污水外排58000m3/d，污水回注7300m3/d。国外在油田污水处置中运用较少，在俄罗斯做过200m3/d左右的小型实验。河南油田稠联采用生化安装洲城油田生化处置安装，进口含油20mg/L，出口含油1.65mg/L污水生化处置技术开展趋势高矿化度污水菌种的挑选研讨。实现污水回用：多级生化与超级氧化集成，进一步降低COD值到40mg/L以下。〔三〕污水处置工艺技术3、悬浮污泥净化技术〔SSF〕技术原理：投加混凝剂、助凝剂使污水中的微小胶体颗粒聚集成密实絮体，构成悬浮污泥层。水由下向上穿过悬浮泥层时，依托界面物理吸附、网捕作用等将絮体等杂质拦截在悬浮泥层上，使出水水质到达处置要求。国内自主研发，中石化最早运用，胜利102、大北、樊家、高青等污水站胜利运用。中石油得到了广泛推行，大庆杏15-1，大港板大、扣3、羊16，华北高29、留西，新疆等多座污水处置站运用。目前该技术在国外运用较少。该技术替代了传统工艺中的二次沉降罐，处理了二次沉降罐沉降分别效率低等问题，其作用到达了二次沉降+一级过滤的效果。出水水质含油≤10mg/L、悬浮物含量≤10mg/L。

出水含油(mg/L)出水SS含量(mg/L)投资占地SSF装置9.110SSF比二次沉降罐节省30%SSF比二次沉降罐节省30%二次沉降罐30.6/4、污水综合利用技术主要指将污水处置后用于注汽锅炉、配聚、余热利用等。〔1〕注汽锅炉用水常用的处置方法有离子交换软化、膜处置和紧缩蒸发除盐技术。离子交换软化技术：主要适用于低矿化度污水，并已开展成熟。中石油最早在辽河〔获国家2等奖〕、新疆等油田运用；中石化在河南稠联运用，规模4000m3/d。美国德克萨斯州PermianBasin油田污水处置工艺：采出水--水力旋流器--一级过滤--汽提塔脱硫--石灰软化—二级过滤—阳离子交换—蒸汽锅炉，出水各项目的到达锅炉给水水质规范。膜处置除盐技术：主要以反浸透为主，以色列、加拿大等技术领先，运用较为广泛，适宜于各种矿化度的污水处置，关键点是进入反浸透膜的污水C0D要小于40mg/L，因此前端处置工艺复杂，本钱高。国内在炼油、化工低矿化度水中运用较为广泛，技术较为成熟，多采用除油-多级气浮-多级生化处置-多级过滤的预处置技术。以色列采用除油-多级气浮-高级氧化〔AOP〕-絮凝沉淀—微滤的预处置技术。该项技术在国内油田已进展小型实验，胜利油田拟预备进入工业实验。原理：运用新颖蒸汽对蒸发器管程中的料液加热，蒸发构成二次蒸汽，将二次蒸气引入蒸气紧缩机加压升温，升温后的紧缩蒸气重新引入加热器壳程用于加热料液，使料液温升并到达蒸发浓缩的目的。紧缩蒸发〔MVR〕除盐技术：始于二十世纪九十年代末。可适用于各种矿化度污水，对进水水质要求不高。只需求紧缩机用电和少量的蒸气。国外运用较多，以色列、加拿大技术领先。该技术在国内仍处实验阶段，其中心部件紧缩机需求进口。4、污水综合利用技术4、污水综合利用技术〔2〕污水配聚污水经处置后到达配聚水质要求，替代清水。主要技术有氧化除硫和污水脱盐2种。污水氧化除硫技术适用于低矿化度含硫污水，经过空气催化氧化将污水含硫除去，以到达污水配聚水质要求。该技术河南油田最早运用，在双河、下二门及古城等油田实现了污水配聚，配聚规模17420m3/d，聚合物溶液的粘度保管率大于96%，满足注聚的粘度要求。大港油田采用“催化曝气氧化+锰砂过滤〞组合工艺，处置才干5000m3/d。污水脱盐配聚技术利用反浸透技术将污水中盐类脱除，使水质到达配聚用水规范。在胜利油田进展过小型实验，正在进展工业化运用。国内低矿化度污水替代清水配聚技术已开展较成熟，处于领先位置。高矿化度污水配聚技术还需进一步完善。4、污水综合利用技术〔3〕污水余热利用油田采出水温度大多在30-60℃，余热回收潜力宏大。〔地热利用〕污水余热回用是利用高温热泵将低温热源转变为高温热源。技术关键在于高温热泵及热交换系统防污染。高温热泵的国产化和热交换系统防污染技术是今后的研讨重点。国内在胜利、大港等油田进展过含油污水余热利用实验。但存在换热器污垢堵塞、换热效率下降、高温热泵技术不过关等问题，没有进展大规模运用。河南油田与新星公司协作开展地热利用。国外高温热泵技术运用广泛。资料显示，国外某油田将污水余热用于原油集输，每年可节约燃料油8163t，工程投资回收期3.2年。〔三〕污水处置工艺技术在污水处置工艺方面国内外没有质的区别，但国内设备的处置效率、制造程度、技术集成和水处置药剂方面与国外相比有较大差距，特别是作为低浸透油田注水水处置关键的膜过滤技术不及国外，如国产膜进水含油要求小于5mg/L，而加拿大最新陶瓷膜进水可顺应100mg/L的含油。在油田污水用于农田灌溉处置技术方面，国内在技术上还需求进一步完善，认识上也需求转变〔油公司及社会信誉体系有待建立〕。美国GE公司在北加州某稠油油田，采用三级膜技术和一级离子交换技术处置稠油污水用于农田灌溉。美国德克萨斯A&M大学制造的挪动式水处置安装，在德州将油田污水处置后用于恢复牧场和野生动物栖息地。不仅仅是技术问题，涉及到管理甚至诚信。〔四〕海洋油气工程技术目前，中国石化根本具备了水深50m以内的滩浅海海工技术。胜利埕岛油田建成以陆地为依托、半海半陆式的浅海油田，年产原油240万吨。中海油在300m以下水域总体技术才干接近或到达国际程度，可开展海上复杂油气田开采；正在向中深海推进；海上油气田工程设计、建造和安装；海上油气管道铺设；海洋石油环境条件调查及预告等技术。中海油、中石化根本代表国内滩浅海油田开发程度。我国深水海工配备起步较晚，设计才干、原资料、关键设备与国外尚有很大间隔。深水业务方面只能参与深水海底管线铺设等，其他如水下井口以及大部分深水海底管线铺设等多由外国工程公司所包揽。〔深水设备向完全海底开展；深水技术进入浅水是趋势〕2021年5月9日，中国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台——“海洋石油981〞在南海首钻胜利，该井水深1500m，最大可顺应3000m水深。钻井深度可达10000m。初次采用了最先进的水下防喷器系统，在紧急情况下可自动封锁井口，能有效防止类似墨西哥湾事故的发生。标志着中国深水石油工程技术质的飞跃。60亿。〔四〕海洋油气工程技术36项目名称区块水深(m)SIPC进入时间合同模式作业模式投资比例油藏类型开发方式集输模式举升工艺完井管柱安哥拉1506400-15002005.02PSA参股10-27.5%深海浊积砂岩油藏早期注水自喷开发FPSO+水下生产系统自喷+海底天然气增压，辅助井下气举防砂完井智能分注完井17068001900181200-1600311400-2200321400-2200ADDAX加蓬Etame0～5002009.08EPSC参股31.36%高含蜡低气油比高度未饱和底水油藏天然能量开发FPSO+TLP联合模式自喷气举防砂完井ADDAX尼日利亚OML1233-872009.08PSC作业100%高孔、中-高渗气顶底水断块砂岩油气藏天然能量开发FPSO+TLP联合模式自喷气举防砂完井OML12617-296FPSO+水下生产系统巴西AlbacoraLeste800-20002010.07PSC参股3-10%弱边水油藏注水开发水下井口+FPSO+穿梭油轮+伴生气外输管道自喷+海底天然气增压气举防砂完井智能完井Guara2150Carioca2140印尼Makassar764-18992010.11PSC参股18%岩性—构造复合油气藏溶解气驱TLP+FPU+海底管线自喷气举防砂完井Ganal550～1180高渗弱水驱中型气藏天然能量开发水下生产系统+FPU+海底管线Rapak962～1651岩性油气藏1、SIPC5个中深海工程工程数量少、时间短、股份少、控制力弱、阅历缺乏、FPSO、自喷+气举满足当地和国际规范、规范和法规〔合计242项〕海上消费设备应顺应恶劣的海况和海洋环境的要求总体经济评价可行、投资最优海上消费应满足海洋环境维护的要求满足平安消费的要求：可靠的消费生活供应系统、独立供配电系统和可靠的通讯系统2、中深海石油工程技术特点海域名称通用标准备注西非国际海上人命安全公约（SOLAS）1973年国际防止船舶造成污染公约（MARPOL73/78）以API为主，参考挪威船级社（DNV）相关标准南美巴西墨西哥湾东南亚北海以挪威船级社（DNV）为主，参考API相关标准各海域适用规范统计表滩浅海技术及设施适应性说明导管架平台不适应导管架固定平台不适应中深海要求修井工艺和设施不适应滩浅海采修一体化平台、作业平台不能满足中深海要求电泵工艺及设备部分适应适应干式采油；不适应湿式采油，无水下井口配套设施安全生产控制部分适应适应干式采油；不适应湿式采油，无水下井口配套设施油气集输工艺设施部分适应平台、海管、拉油船及陆上终端结合的集输模式可应用于部分区域，但平台、海管、铺管装置不满足中深海要求油气处理工艺设施适应中心平台集中处理模式适用于中深海生产辅助系统适应供电、通信、自控、暖通等技术可用于中深海防砂工艺（砾石、筛管）适应防砂充填工艺及工具可用于中深海3、国内滩浅海海工技术对中深海的顺应性技术工艺方面：经过对中石化埕岛油田、春晓气田及中石油、中海油滩浅海海工技术调研，研讨分析以为导管架平台、滩浅海修井工艺及采修一体化平台等不顺应中深海消费需求；油气集输处置工艺、消费辅助系统、防砂工艺等具有较强的顺应性。海洋石油981海洋石油201“海洋石油981〞半潜式钻井船最大作业水深3000m，最大钻深12000m“海洋石油201〞作业船同时具备3000m级深水铺管才干、4000吨级起重才干、第三代动力定位及自航才干。国内海工配备方面：中海油：已拥有“海洋石油981〞深水半潜式钻井平台、“海洋石油201〞深水铺管船、FPSO等一批海洋石油艰苦配备，代表国内海工配备最高程度，初步具有中深海油气工程开发的才干。。中石化：具有钻井平台4座〔新星勘探四号；上海局勘探二、三、六号，最大作业水深600m〕；胜利拥有901、902大型铺管船〔作业水深达可100m〕，仅顺应于滩浅海作业。3、国内滩浅海海工技术对中深海的顺应性根据不同海域的海况条件、水深、现有消费依托设备等要素，总结提出了6种热点海域集输工程方式。〔地域、作业公司技术、经济〕序号海域名称集输模式环境条件主要作业水深(m)依托设施1西非FPSO（或TLP）+水下生产系统温和～2000少2南美巴西FPSO（或SEMI）+水下生产系统温和～2500少3南太平洋FPSO+水下生产系统较温和～1500少4墨西哥湾TLP、SPAR、SEMI（或FPSO）+水下生产系统恶劣～2500完善5东南亚TLP、SPAR、FPSO或SEMI+水下生产系统较恶劣～2000少6北海FPSO、SEMI+水下生产系统

水下生产系统+海底管道+陆上终端恶劣～1000较完善4、6种热点海域集输方式的归纳和总结1、多功能油气处置组合安装〔简称“五合一〞〕

〔五〕地面工程新设备大庆油田针对小断块、低产量油田，研制了“五合一〞组合安装，具有气液分别、沉降、加热、电脱水、缓冲功能，取代了常规流程中的三相分别器、加热炉、电脱水器、掺水炉和缓冲罐等设备，大大简化了工艺流程。可顺应原油含水10～95%。徐家围子油田规格为φ2600×7828mm的五合一安装，在进液含水率高于85%，加药量10mg/L，脱水温度45℃时，脱出原油含水率小于0.3%，污水含油量小于1000mg/L。与同等规模的原油集输处置站相比，可节省工程投资38%，减少占地69%。“五合一〞组合安装已在大庆油田运用50余台，设备运转稳定，维修、除砂方便，运用寿命可达10年以上，曾经成为大庆外围新建油田的主要原油集输处置设备。该安装对中石化小断块、边沿油田开发具有一定的自创意义。〔五〕地面工程新设备2、仰角式高效油水分别器大庆油田研制的仰角翼板式高效油水分别安装，在进液含水率90%、最大处置液量11000t/d、温度38℃、破乳剂加药量为10-20mg/L、处置后油和水质量目的相近的情况下，φ2×20m仰角翼板式高效油水分别安装比φ4×20m常规游离水脱除器处置时间短22.2min，油水分别效率提高2.7倍，节省投资约40%。采用仰角设计，油水界面覆盖的面积要比立式容器大。由于直径小，长度大，与常规卧式分别器相比，该分别器大部分的油远离出水口，油水界面与水出口间隔越远，油从水中分别出来的时间越长，出水水质比常规安装要好。〔五〕地面工程新设备3、相变加热炉相变换热是利用液体蒸发、气体冷凝进展热量传送。传热系数大，换热效果好。不易结垢，无氧腐蚀，加热炉寿命长，运转本钱低，热效率高〔可达87%以上〕。主要有2类：真空相变加热炉采用相变换热和单向真空自动排放技术，微正压熄灭，U型加热盘管，壳内充软化水，单台负荷最大3000kW。据有关文献引见运用1台1000kW该型炉1天可节省燃油0.64t。分体相变加热炉针对加热高粘度原油及大负荷，主要将换热盘管改放在炉体上部，该炉型顺应性较广。在中石化、中石油等油田均有运用。塔河三号联采用5台分体式相变加热炉〔2*3000、3*4000kW〕，比采用热媒炉节约投资约1200万元。塔河三号联分体相变加热炉真空相变加热炉原理图〔五〕地面工程新设备国外在油、气、水处置设备研讨的投入力度方面，远高于国内，普通均由专业设备公司按研讨、消费、销售的力量比例配备，注重开发具有特征的名牌产品。国内此类设备研制主要依托各油田设计院，研讨课题或工程工程一旦经过鉴定验收，研讨任务便根本告一段落。研讨与消费、销售结合不够严密，缺乏不断跟踪、改良和完善。国外已普遍采用由专业工厂成套消费油、气、水处置安装及模块化撬装设备，而我国相关设备的效率、以及规范化、模块化、撬装化程度与国外有较大的差距。数字化管理方面：以调控中心为龙头，消费单位为中心，建立班组自主管理、独立作战，实现对原油消费、油田注水、油气集输、原油拉运、油井小修、消费辅助五大系统进展实施监控。〔中国石化智能化管线管理系统建立〕〔数字油田：地上地下一体化——勘探开发一体化〕。数字油田规范化。中石油西峰油田采油二区调控中心〔六〕信息化井场视频监控站内原油处置流程监控站外集输系统实时监控集输管网实时监控提纲一、地面工程技术进展二、面临的主要问题和挑战三、开展趋势及重点攻关方向二、面临的主要问题和挑战

陆上石油开发条件复杂化、多样化，地面工程建立难度加大。浅海石油产量呈减少之势，深海石油产量那么不断增长，为此需求处理超深水消费技术难题。随着成熟油田进入产量衰减期，提高现有油田采收率技术将在满足全球石油需求方面发扬重要作用；多数老油田已进入高含水和特高含水期；现有地面系统难以顺应。随着低档次、低浸透油气资源的开发，现有部分技术难以满足建立和消费需求。煤层气、页岩油气、水合物等非常规资源的开发，给地面工程带来新的问题。环保问题日益得到关注，对天然气、污水、污泥等油田消费外排物提出了更高要求，许多国家或地域已不允许外排。高含水油田仍旧是今后一个时期原油消费的主力，随着开发年限的延伸，地面系统骨架工程已进入更新、维修期，改造投资逐年增大。主要表如今：设备陈旧老化、能耗高、效率低；管道腐蚀严重，穿孔、漏油事故频发，严重危害平安消费。〔油系统大马拉小车、污水超负荷〕随着污水量的不断添加〔综合达89%〕、污水性量变化，现有污水处置系统面临降低改造投资和运转本钱的挑战。多元复合驱、C02驱产出液处置难度加大，处置本钱高。制定老区地面工程更新、改造的规范；及时改造、维修影响平安消费的设备；进一步优化和简化高含水油田地面集输系统，降低消费和运转本钱，是地面工程面临的长期性问题。“十二五〞时期，是中国石化建立世界一流能源化工公司的重要阶段。要实现集团的上游油气开展战略，地面工程面临以下几个方面的问题与挑战。〔一〕东部老区地面系统能耗增大，设备老化、腐蚀严重、污水处置难度高二、面临的主要问题和挑战“十二五〞，塔河于奇区块原油为高粘度、高含蜡、高含硫的超重质原油，平均原油密度1.04g/cm3；粘度大，凝固点大于50℃；含硫3.12%，平均含蜡量为3.25%。于奇油田开发所需稀油资源短缺，制约该区块的开发，如何实现超重质原油的集输和脱水工艺优化是地面工程的艰苦挑战。西部新区多位于沙漠腹地〔玉北、塔中〕、黄土垣〔红河、富县、延南等〕等地形复杂区域。原油外输、供水、供电及道路等系统工程量大。地面工程方案优化难度大。〔二〕西北新区稀油短缺及复杂地形使地面工程难度增大随着中石化天然气勘探开发资源程度不断提高，剩余天然气主要为低产低渗等低档次资源，相当多的气田逐渐进入衰竭期，产量递减快，高效经济开发困难。天然气液化安装小型化〔LNG\CNG\柴油“美国、日本、挪威〞〕〔三〕天然气开发低产低档次气田经济开发困难二、面临的主要问题和挑战煤层气、页岩气等开发具有初期投资大、低压、低产、回收周期长的特点，需对集输管材、设备选型、增压方式进展研讨，优化集输系统，尽量降低投资。常规处置技术对大型酸化压裂返排液处置效率低、效果差，无法满足达标外排和重新回用配制酸化压裂的水质目的要求，直接影响非常规油气田的规模开发。我国煤层气田、页岩气田的开发建立短少行业规范规范〔中石油已开展此项任务〕。地面集输工艺技术多处于开发前期的先导性实验阶段。〔四〕非常规开发地面集输工艺及配套技术亟待研讨和完善二、面临的主要问题和挑战多余污水达标外排受限，回灌本钱高。胜利、河南、西南面临污水零排放及外排规范提高，现有污水处置设备、技术无法满足要求等问题。高矿化度污水资源化利用技术不成熟、处置本钱较高。含油污泥等固体废弃物尚无有效的处置手段，资源化、无害化处置技术不成熟。环保认识的加强、环保法规的不断完善势必对地面工程建立与管理带来深化的影响。CO2、CH4等排放将会遭到严厉限制。随着国家“碳减排〞规划的逐渐实施，对油田开发将会逐渐实施碳排放的目的控制，势必对地面工程建立和运转提出更高的要求。(中国10亿。全球4.9%，5万亿立方英尺火炬，共排放二氧化碳2.78亿吨)土地资源稀缺、给地面工程用地方案优化带来挑战。〔五〕环保平安绿色开发对地面工程技术提出严峻挑战二、面临的主要问题和挑战〔六〕科研科研投入与科研队伍建立亟待加强提纲一、地面工程技术进展二、面临的主要问题和挑战三、开展趋势及重点攻关方向三、开展趋势及重点攻关方向全球一次能源消费增速趋缓，2021年全球一次能源增长2.3%，低于过去十年2.5%的平均增速，除石油、核能和可再生能源发电外，一切燃料增速均低于平均程度。2021年中国的非化石能源占比达9.6%，增速超50%。三、开展趋势及重点攻关方向国外地面工程技术热点复杂地貌、深水海底设备：系统工程技术：地面地下一体化设计优化技术。油气混输技术：多相流计算方法的完善，多相混输泵、多相流量计的研发。稠油开发配套技术：利用外表活性剂乳化降粘进展稠油集输；利用特高含水期采出液的特性，采用低粘液环保送。井下裂解降粘技术。污水处置技术：高通量耐污染膜分别技术、一体化集成技术、新型水处置药剂的研发。天然气处置技术：研发新型脱硫脱碳溶剂；开发新型的脱硫脱碳工艺及脱水工艺；在硫磺回收方面，研发新型催化剂并开发新工艺；开发新型尾气处置工艺及改良型工艺。大型化、小型化。国内同行“十二五〞的技术目的“十二五〞期间，整装油田〔多大规模？〕原油密闭率到达100%，原油稳定率〔？〕到达100%，天然气处置率到达100%，采出水处置及回用率到达100%，油田百万吨和气田亿方产能地面建立投资要降低3%-5%，新建产能工程新增劳动定员减少10%。配套攻关九项中心技术〔酸气、稠油、污水、煤层气〕高压凝析气田简化计量技术低本钱酸性气田集输用管特低浸透油田采出水处置技术复合驱油田高效处置设备及药剂稠油SAGD能量综合利用及高干度注汽技术稠油火驱调控及配套地面技术酸性气田高效脱硫脱碳技术经济适用的注水水质目的及采出水高效处置工艺煤层气低本钱地面关键技术三、开展趋势及重点攻关方向集成推行八项成熟技术一体化集成安装油井简化计量技术稳流配水技术不加热集油技术高效油气集输与处置技术低本钱高效化学药剂非金属管道运用变频调速技术超前贮藏八项前瞻技术二元复合驱开发配套技术泡沫驱开发配套技术生物驱开发配套技术二氧化碳驱开发配套技术污泥资源化规模技术页岩油开发配套技术页岩气开发配套技术储气库大型化三、开展趋势及重点攻关方向加强根底技术研讨，为地面工程技术开展提供实际和技术支持1、重点开展原油凝固点温度以下不加热集油机理2、二氧化碳、硫化氢和氯离子等多种要素共存下的腐蚀机理〔埃克森.美孚〕3、高温高压下凝析气田物性变化规律4、高酸性气田低本钱集输管材5、非常规天然气规范体系及规范整体推进规范化设计，继续提高地面工程程度三、开展趋势及重点攻关方向“十二五〞时期，中石化地面工程要以科学开展观为指点，紧紧围绕“东部硬稳定、西部快上产、天然气再翻番，非常规大开展〞的油气开展战略，加大科技创新力度，以降本增效，绿色开展，创建世界一流为目的，建议地面工程按照重点攻关、推行、超前贮藏技术三个层次，开展目确实定为“933〞。三、开展趋势及重点攻关方向中石化“十二五〞地面工程技术攻关方向：〔一〕重点攻关技术：9项可再生能源〔太阳能、风能〕在地面工程中的运用超稠油开发地面集输与处置技术煤层气开发地面配套技术新型一体化预分水除油技术污水综合利用技术多元复合驱污水处置技术大型酸化压裂返排液处置及回用技术固体废弃物处置、处置技术地热综合利用技术三、开展趋势及重点攻关方向〔二〕积极推行成熟技术：3项“规范化设计、模块化建立〞方式串联管网集输工艺油田20kV配电技术〔三〕超前贮藏前瞻技术：3项页岩气、页岩油等非常规资源开发地面配套技术中深海油田开发集输及配套工艺技术天然气水合物开发配套工艺技术三、开展趋势及重点攻关方向1、可再生能源〔太阳能、风能〕在地面工程中的运用太阳能、风能作为干净可再生能源在油田消费中有着宽广的运用前景。江苏油田、胜利孤东油田等开展了太阳能加热集输工艺相关研讨任务。埕岛油田海上采油平台采用风力发电技术，在国内尚属初次。研讨院地面所目前与江苏油田设计院拟协作开展太阳能、风能在油田地面工程中的运用研讨。方案在获得一定成果的根底上，选择太阳能、风能较为丰富的地域进展推行运用。2021年美国的太阳能发电及私人安装太阳能添加59%和53&。〔一〕重点攻关技术2、超稠油开发地面集输与处置技术“十二五〞，针对塔河于奇高粘度、高含蜡、高含硫的超稠油开发，稀油资源严重缺乏。重点从改质、催化裂化、乳化降粘、低粘液环保送四个方面进展攻关。方法优点不足当前阶段稠油改质降粘法从根本上降低稠油的粘度，改善稠油在管道中的流动性。硬件条件要求高，投资大国内外均有成功的现场试验稠油催化裂化法从根本上降低稠油的粘度，改变稠油的组成。投入较大辽河油田有成功的现场试验乳化降粘输送方法形成水包油乳状液，降粘效果显著。该技术仍然存在一些尚未解决的技术难题，如乳化剂的适用性、乳状液稳定性与脱水问题加拿大、委内瑞拉等国取得成功的现场试验，但仅在委内瑞拉有成功应用低粘液环输送方法在相同的流动条件下，压降最小，泵功率也最小。环状流型稳定性比较差，很容易遭到破坏而最终形成混相的形式。室内和工业试验阶段〔一〕重点攻关技术3、煤层气开发地面配套技术根据集团“十二五〞规划，加快延川南煤层气开发实验，实现规模建产，“十二五〞新建产能5亿方，2021年产量3亿方。仔细研讨国内外煤层气地面工程技术，为中石化煤层气大规模开发进展技术贮藏。主要开展以下几个方面的研讨：〔1〕煤层气低本钱集输优化技术研讨本着“简单适用、平安可靠、顺应性强〞的原那么，将煤层气地面集输工艺的各项技术进展集成优化，构成一套顺应于煤层气特点的地面集输工艺技术。〔2〕煤层气采出水有效利用的途径和方式研讨研发出煤层气采出水无害化处置和综合利用技术，找出煤层气采出水的综合利用途径，处理采出水排放对环境的污染，防止水资源的浪费。〔3〕煤层气地面工程相关规范研讨我国煤层气地面集输工艺多处于开发先导性实验阶段，目前国内尚无煤层气地面建立的规范和规范。因此，要加强相关的规范规范的研讨和编制任务。〔一〕重点攻关技术〔4〕煤层气环境维护技术

煤层气的勘探开发对环境的影响也是一个不可忽视的问题。对美国西北部PowderRiver盆地的煤层气开发来说，产出水处置目前本钱最高。在大多数非常规油气开采过程中必不可少的副产品，根据储层地质情况，产出水的水质有的可饮用，有的由于可溶解固相颗粒含量过高而不可直接进展排放。由于产出水的溶解氧浓度较低，即使固相颗粒含量低，在排放到河流之前也必需对其进展处置。

〔一〕重点攻关技术4、新型一体化预分水除油技术石勘院地面所已完成科技部<新型一体化预分水除油技术>研讨工程，现场实验各项目的到达或超越设计要求。新型一体化预分水除油技术，将分水与污水除油功能有机结合，构成一体化安装，强化除油功能，改善出水水质，使出水含油由原来的1000mg/L降到15mg/L，从而简化后段处置工艺、减少投资和运转费用等。初步测算，运用该安装地面系统改造投资可降低约20-30%，运转费用可降低约20-50%。提高分水比例是今后的研讨方向。〔一〕重点攻关技术DMS-1型一体化预分水除油安装来液与处置后出水安装处置效果报表〔部分数据〕日期来液量（m3/h）来液含水（%）出水含油（mg/L）出水含悬浮物（mg/L）4.012579534.022680234.032480144.042582454.052684124.062683334.072384544.082585134.092678354.102479454.112382234.122584124.132681234.142481124.15258022不同部位出水放置12小时江苏油田试采二厂卞东接转站现场实施情况及效果〔1〕出水含油、含悬浮物均小于5mg/L，其中含油最低到达1mg/L，优于含油≤15mg/L、含悬浮物≤5mg/L的设计值；〔一〕重点攻关技术〔2〕安装运转稳定，可靠性高；〔3〕能耗低：任务压力≥0.17MPa〔压力降≥0.03MPa〕，优于设计目的。5、污水综合利用技术攻关高矿化度污水配聚及锅炉回用技术，降低处置费用，研讨污水余热利用技术。〔达标排放研讨、政策不允许排放〕6、多元复合驱污水处置技术针对多元复合驱产出污水，开展技术攻关研讨，以满足三次采油的需求。智能水驱技术有不同的提高采收率原理，普通是由几个原理共同发扬作用的。沙特阿美公司的勘探和石油工程研讨中心〔EXPEC〕进展了改动注入水成分〔盐浓度、离子构成和界面张力等〕提高碳酸盐岩储层原油采收率的研讨。油田实验结果阐明该方法具有较大的运用潜力。另外，挪威国油等公司也开发了一些类似技术，目前正进展实验验证。〔一〕重点攻关技术7、大型酸化压裂返排液处置及回用技术针对单井返排液高达15000方左右的特点，经过攻关返排液高效处置和回用技术，实现将返排液回用于压裂液配制，节约清水资源、维护环境。8、固体废弃物处置、处置技术开展含油污泥减量化、污泥资源化利用技术研讨。〔一〕重点攻关技术〔一〕重点攻关技术截至2021年底，地热资源利用总量合计约500万吨规范煤。浅层地热能供暖〔制冷〕面积：1.4亿m2地热供暖面积：0.35亿m2高温地热发电总装机容量：24兆瓦洗浴和种植：约合50万吨规范煤2021年，全国能源耗费总量约相当于32.5亿吨规范煤，地热资源利用总量仅占全国0.15%〔美国2005年约占0.3%；冰岛>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〔新星51%，绿源49%〕，标志着中国石化上游地热产业进入高速生长期。截至2021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，供暖才干达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中的运用〔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开展方向之一。集输管网伴热保送/掺热水保送；结合站站内流程换热/加热；站内办公区或矿区采暖；中温地热资源发电技术等。〔二〕推行运用成熟技术1、积极推行运用“规范化设计、模块化建立〞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立中所用的各种安装和设备，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开展。2021年10月，中石油全面部署推进油气田规范化设计任务。至2021年，中石油运用该项技术效果显著：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；多消费原油104万吨，多消费天然气21亿方。目前，中石化“规范化设计、模块化建立、规范化采购〞尚处于起步阶段。国内外胜利推行运用“规范化设计、模块化建立〞方式对中石化新区产能建立和老区调整改造，降低地面投资，具有很好的自创和指点意义。2、继续推行串联管网集输工艺根据中石化各油田本身特点，因地制宜开展、完善串联管网集输工艺，构成配套的中心技术，总结、提高构成中石化油田本身特征的集输方式。〔完善井口计量技术，针对无杆泵采油电功图量油〕江苏油田：“李堡方式〞河南油田：江河区老油田整体改造方式东北腰英台：低档次油田地面流程方式胜利油田：临盘小断块油田地面流程方式江汉油田：坪北油田简化、短流程方式等〔二〕推行运用成熟技术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。可以提高电网供电才干，降低电力系统建立投资，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：40×40km2区块20kV配电方案：建立1座110/20kV变电站，10kV配电方案：建立1座110/35/10变电站和3座35/10kV变电站投资：节省4500万元〔约23%〕占地：节省13.5亩〔60%〕中石化应加强20kV配电技术运用研讨，在适宜的开发新区推行运用20kV电压配电。特别在西部。石勘院地面所目前已完成<20kV配电系统运用研讨>前期任务。〔二〕推行运用成熟技术1、页岩气、页岩油等非常规地面技术攻关贮藏页岩气：“十二五〞期间，加快建南、川西页岩气开发实验评价，实现规模建产，新建产能20亿方，2021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实验，构成规模建产阵地。目前中石化页岩气、页岩油等非常规地面集输技术及技术规范缺乏，亟待加强科技投入，为“十三五〞、“十四五〞中国石化页岩气、油页岩的大规模开发利用进展技术贮藏。2021年在5月10日举行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，防止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，假设不能建立环境维护的框架，那么未来的开采能够是一场灾难。〔三〕超前贮藏前瞻技术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“开辟海域〞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配备根底上，积极开展中深海石油工程工艺、设备等根底研讨和技术攻关任务，为中石化南海油田开发和海外深海工程运作提供深海石油工程技术贮藏。根底研讨和技术攻关主要包括：中深海油气田集输方式研讨中深海水下消费系统设计技术海上油田污水处置及注水工艺技术研讨中深海石油工程技术消费设备及配备研讨中深海油气管道流动平安保证技术研讨中深海石油工程平安环保技术研讨中深海油气管道保送增压技术研讨中深海紧凑型平台工艺流程研讨研讨院地面所已承当中石化科技部<中深海石油工程配套技术研讨与评价>工程。全海式半潜平台FPSO水下系统运输船〔三〕超前贮藏前瞻技术超深水开发方面需求处理的技术难题主要是流动保证和多相混输。沥青、水合物和锈垢会导致出油管道堵塞，而流动保证的主要目的是设计这些物质生成的模型，以及对出油管道进展实时监测。海底消费系统〔SPS〕是由海底完井、消费、处置、储油和装运设备等组成的海底消费系统。该系统的优势：可用于产油才干弱、油层分布广和含水率高的海底油田消费。在进展小型油田开发时，可采用海底管线回接方式把其衔接到其它消费系统上，使小油田的经济开发成为能够。〔三〕超前贮藏前瞻技术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。初步评价以为，我国天然气水合物资源量超越100亿吨油当量，是已探明油气资源量一半。天然气水合物很能够与页岩气一样，因技术突破而获得大开展。美国能源部2021年宣布在天然气水合物开发技术上获得突破。其研讨阐明，将二氧化碳和氮气混合注入阿拉斯加北坡的天然气水合物构培育可获得稳定的天然气流。〔日本，近海可用100年，积极研讨中〕制约要素：水合物开采当务之急是如何平安开采、经济开采。基于现有开发程度，水合物开采本钱每方气体超越1美圆，经济价值不高。为配合水合物的开发，地面工程应做好技术贮藏。对于降压法开采，需防备堵塞、破坏管道和设备；对注热法开采，那么应经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，应重点处理快速高效实现采出甲烷与CO2分别问题。〔三〕超前贮藏前瞻技术科学探求，永无尽头；技术开展，永无终点；虽然经过了一段时间的预备，也只能对地面工程技术开展的部分成果进展简要的引见，或许在我们讨论技术进展的时候，曾经又有了新的技术产生。也许任何引见技术开展的文章都会有这样的遗憾！终了语油田地面工程工程管理主讲人：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一切权归国家是立法根底1、风险勘探区块登记：PSC〔PSA〕〔印尼、加蓬〕、效力合同(风险、纯效力)〔伊朗、伊拉克〕、其它2、FARMOUT&FARMIN收买资产〔加蓬〕收买公司〔ADDAX〕勘探、开发活动遭到政府的程序化管理操作方式国内独立作业为主：三大油公司及其它海上有协作工程，东海等。国外结协作业为主JOA由于政府的介入，没有严厉意义的独立作业勘探期间每年2次开发期间每季1次FARMOUTPSA&JOA图1产品分成合同双方收益分配流程图PSA承包商投入工程总收入矿区运用费本钱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工程总收入矿区运用费本钱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合资运营产品分成制协作双方收益流程图协作方勘探投资合资工程总收入矿区运用费本钱利润油合资公司利润油所得税协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/国家石油公司协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本钱按权益比例按权益比例开发投资和操作本钱按参与比例图4合资运营矿/税制协作双方收益流程图协作方勘探投资合资工程总收入矿区运用费本钱回收利润所得税协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/国家石油公司协作方利润减按权益比例开发投资和操作本钱按权益比例按权益比例开发投资和操作本钱按参与比例按参与比例PSA油田地面工程工程管理国内1、可行性研讨；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；4、EPC总承包；〔监〕5、交钥匙。国内外主要区别：〔1〕招标、议标与建立单位指定〔2〕设计院\建立公司\供应公司VS工程公司;〔3〕中国规范(苏联体系)VS欧美规范〔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:科威特工程中原卡塔尔管道工程油田地面工程工程管理按照我国现行的根本建立管理规范，一切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:专业资历证书〔3〕监理单位:相关监理资质监理人员:相关监理证书〔4〕建立单位:严厉执行国家有关规定油田地面工程的管理根本建立程序，工程工程可以分为以下四个阶段：〔1〕决策阶段〔概念【规划】阶段〕：-工程建议书、可行性研讨；〔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〕-建立预备、建立实施；〔4〕终结阶段〔收尾阶段〕-开工验收、建立工程后评价。油田地面工程工程管理油田地面工程工程管理油田地面工程工程管理可行性研讨报告分类：石化股份计〔2021〕299文件，<中国石油化工股份油气工程可行性研讨任务管理规定>1、油气田产能建立工程可行性研讨报告编制规定2、老油田地面单项及配套系统工程可行性研讨报告编制规定3、天然气管道工程可行性研讨报告编制规定4、信息工程工程可行性研讨报告编制规定油田地面工程工程管理油田产能建立工程可行性研讨报告的内容：油田地面工程工程管理老油田地面单项及配套系统工程可行性研讨报告的内容：风险评价投票油田地面工程工程管理建立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。建立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。油田地面工程工程管理建立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、建立中执行的规范;国际油公司规范体系；2、油、气、水物性参数;3、地形图1:50000;4、工程地质、水文地质、气候资料;5、建立条件:交通运输、供配电等;6、经济条件:消费资料、劳动力价钱等;7、原油外输方式。油田地面工程工程管理非常规油气资源开发的地面工程技术讨论主讲人：黄辉非常规油气资源开发的地面工程技术讨论一、非常规油气资源开发的特点二、地面工程面临的问题三、地面工程主要技术讨论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开展趋势根据分析预测，我国致密油气资源量虽能够小于页岩气和煤层气等烃源岩层内聚集的油气资源数量，但能够大于常规油气资源量。假设在加上页岩油，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的，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3～4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)的开发利用曾经成为必要，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可以到达1000X108m3。届时，整个天然气的产量大约为(2500-3000)X108m3，非常规天然气可以占到l／3。二、地面工程面临的问题1、非常规油藏