油氣田地面工程技術(shù)進(jìn)展及發(fā)展方向

湯 林

中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產(chǎn)分公司, 北京 100007

0 前言

油氣田地面工程以油氣集輸為主線,涵蓋從油、氣、水井到油、氣外輸交接(銷售)的整個(gè)環(huán)節(jié),包括油氣水的收集、計(jì)量、處理、產(chǎn)品外輸以及采出水處理、回注、回用、達(dá)標(biāo)外排的全過程,其產(chǎn)品有原油、天然氣、穩(wěn)定凝析油、輕烴、液化石油氣、硫黃、氦氣、達(dá)標(biāo)水等,涉及油、氣、水、電、路、訊等多個(gè)子系統(tǒng)。地面工程是油氣田開發(fā)的重要組成部分,其重大作用在于實(shí)現(xiàn)油氣田產(chǎn)能建設(shè)目標(biāo),體現(xiàn)開發(fā)技術(shù)水平,錄取開發(fā)生產(chǎn)數(shù)據(jù),保障安全高效生產(chǎn),外銷合格油氣產(chǎn)品,實(shí)現(xiàn)采出水回注及達(dá)標(biāo)排放。近年來,中國石油通過技術(shù)創(chuàng)新,支撐了地面核心技術(shù)不斷進(jìn)步和發(fā)展方式的轉(zhuǎn)變,主要體現(xiàn)在:地面建設(shè)水平持續(xù)提升,生產(chǎn)運(yùn)行指標(biāo)明顯改善,針對不同類型的油氣田已形成相應(yīng)成熟適宜的建設(shè)模式;研發(fā)推廣了一大批先進(jìn)實(shí)用技術(shù),成功開展了多項(xiàng)重大試驗(yàn)攻關(guān),集成創(chuàng)新了儲(chǔ)氣庫地面工藝技術(shù),全面推廣應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)。

“十三五”期間,國際油價(jià)仍將低位徘徊,油氣田老化、資源劣質(zhì)化將進(jìn)一步加劇,國家安全環(huán)保要求越來越嚴(yán)格,中國石油上游業(yè)務(wù)必須堅(jiān)定不移地走低成本發(fā)展道路,必須全方位、全過程、全要素降本增效,油氣田地面工程需主動(dòng)適應(yīng)新形勢、新要求,進(jìn)一步加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān),增強(qiáng)提質(zhì)增效能力,實(shí)現(xiàn)油氣田開發(fā)創(chuàng)新發(fā)展。本文通過全面回顧,擬對近年來中國石油油氣田地面工程技術(shù)進(jìn)行分析總結(jié),并展望下一步發(fā)展趨勢,提出技術(shù)研發(fā)方向。

1 油氣田地面工程現(xiàn)狀及主要成果

1.1 油氣田地面工程現(xiàn)狀

油氣田地面工程從內(nèi)涵看,它是安全、清潔生產(chǎn)的主要載體,是控制投資、降低成本的重要源頭,是優(yōu)化管理、提質(zhì)增效的關(guān)鍵環(huán)節(jié),是實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)、體現(xiàn)開發(fā)效果和水平的重要途徑,是連接油氣生產(chǎn)與銷售的重要橋梁。截止2016年底,中國石油所屬16家油氣田公司在役油氣水井32×104口,各種站庫1.6×104余座,各類管道超過31.5×104km,大型原油處理站308座,天然氣凈化廠163座,計(jì)量站8 424座,注水站1 465座,罐容1 600×104m3,建成了規(guī)模龐大、構(gòu)成復(fù)雜、功能完善的地面生產(chǎn)系統(tǒng)。

1.2 主要成果

1.2.1 關(guān)鍵技術(shù)創(chuàng)效顯著

1)氣井井下節(jié)流和計(jì)量技術(shù)取得突破,實(shí)現(xiàn)蘇里格致密氣藏有效開發(fā),使單井投資由400萬元降至150萬元以內(nèi)。

2)油井簡化計(jì)量技術(shù)取得突破,節(jié)省單井投資20萬元,累計(jì)節(jié)省投資約140億元。

3)智能一體化集成裝置研發(fā)成功,推廣應(yīng)用6 985套,節(jié)約投資20.03億元。

1.2.2 建設(shè)大型油氣田,創(chuàng)多項(xiàng)國內(nèi)第一

1)最大氣田:蘇里格氣田,生產(chǎn)能力為230×108m3/a。

2)最大高產(chǎn)氣田:克拉2氣田,單井產(chǎn)量為400×104m3/d,生產(chǎn)能力為107×108m3/a。

3)最大凝析氣田:迪那凝析氣田,運(yùn)行壓力為14.2 MPa,生產(chǎn)能力為50×108m3/a。

4)最大循環(huán)注氣凝析氣田:牙哈凝析氣田,注氣規(guī)模為300×104m3/d,注氣壓力為52 MPa。

5)最大低滲透油田:長慶油田,生產(chǎn)能力為2 500×104t/a。

6)最大三采油田:大慶油田,生產(chǎn)能力為1 000×104t/a,開發(fā)方式為聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)。

7)最大超稠油油田:新疆風(fēng)城油田,生產(chǎn)能力為260×104t/a,稠油黏度達(dá)5×104mPa·s。

1.2.3 地面建設(shè)水平持續(xù)提升

3)建設(shè)投資:節(jié)省113.3億元。

4)土地占用:節(jié)約6 600×104m2(合9.9×104畝)。

1.2.4 生產(chǎn)運(yùn)行指標(biāo)明顯改善

2 主要技術(shù)進(jìn)展

2.1 優(yōu)化定型了多種建設(shè)模式

“十五”以來,油氣田地面工程通過持續(xù)“優(yōu)化、簡化”和全面推廣“標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)”,將實(shí)用先進(jìn)技術(shù)與不同類型油氣藏、油氣物性、自然環(huán)境相結(jié)合,通過不斷創(chuàng)新和實(shí)踐,形成了各自逐漸成熟的建設(shè)模式。

1)八種油田類型[1]:低滲油田、整裝油田、分散小斷塊油田、稠油油田、沙漠油田、灘海油田、三采油田、碳酸鹽巖油田。

2)八種氣田類型[1]:高壓氣田、中壓氣田、低壓氣田、凝析氣田、含H2S氣田、高含CO2氣田、煤層氣田、頁巖氣田。

3)六大區(qū)域地下儲(chǔ)氣庫。

2.2 研發(fā)推廣了一批先進(jìn)技術(shù)

2.2.1 十項(xiàng)油氣集輸技術(shù)

2.2.1.1 不加熱集油工藝

長慶油田實(shí)現(xiàn)了原油在凝固點(diǎn)溫度以下15 ℃進(jìn)站,突破了進(jìn)站溫度在原油凝固點(diǎn)溫度以上3～5 ℃的技術(shù)規(guī)范要求。玉門油田鴨西區(qū)塊實(shí)現(xiàn)原油在低于凝固點(diǎn)16 ℃情況下集輸。

2.2.1.2 軟件量油技術(shù)

2.2.1.3 低產(chǎn)井集氣工藝簡化技術(shù)

2.2.1.4 井下節(jié)流技術(shù)

依靠井下節(jié)流嘴實(shí)現(xiàn)井筒節(jié)流降壓,充分利用地溫復(fù)熱,防止地面集輸系統(tǒng)形成水合物,取消井場加熱或注醇設(shè)施,簡化了地面工藝。平均每口井可節(jié)省投資218萬元,節(jié)省燃料和人力費(fèi)用24萬元/a。

2.2.1.5 高酸性氣田集輸技術(shù)

形成了高含硫氣田“多井集氣、碳鋼+緩蝕劑防腐、集中凈化處理”的主體工藝,將傳統(tǒng)“單井集氣、氣液分輸”優(yōu)化為“氣液混輸、多井集氣”,簡化了集輸流程。并研發(fā)了高強(qiáng)度高含硫濕氣集輸管材與防腐工藝，復(fù)雜山地大型高含硫氣田天然氣泄漏多元監(jiān)測，高含硫氣田自動(dòng)控制及復(fù)雜山地濕氣集輸配套技術(shù)。

2.2.1.6 煤層氣集輸簡化技術(shù)

形成了“排水采氣、井口計(jì)量、井間串接、低壓集氣、按需增壓”的總體工藝技術(shù)路線,研發(fā)了超低壓濕氣輸送計(jì)算模型、系統(tǒng)壓力優(yōu)化、多井串接、采氣管線低點(diǎn)排液、低成本PE管材選擇、安全設(shè)施優(yōu)化、產(chǎn)運(yùn)銷一體化優(yōu)化等多項(xiàng)技術(shù)系列。PE管在沁水盆地樊莊區(qū)塊共使用208 km,節(jié)約工程投資1 600萬元。

2.2.1.7 放空系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)

根據(jù)“先關(guān)斷、后放空”的設(shè)計(jì)理念,采用動(dòng)態(tài)模擬計(jì)算和定量風(fēng)險(xiǎn)分析方法,科學(xué)確定放空規(guī)模。利用分區(qū)延時(shí)泄放技術(shù),進(jìn)一步優(yōu)化放空系統(tǒng)。已在10座天然氣處理廠和6座儲(chǔ)氣庫應(yīng)用,節(jié)約投資約1.5億元。

2.2.1.8 油氣混輸技術(shù)

在油氣混輸軟件、裝備等方面通過自主研發(fā)打破國外壟斷,已在塔里木油田和哈薩克斯坦等國內(nèi)外工程成功應(yīng)用,其中:

油氣混輸軟件GOPS V 2.0:獨(dú)創(chuàng)了控制方程,達(dá)到國外先進(jìn)軟件OLGA的水平。

大型段塞流捕器:承壓12.6 MPa、容積3 000 m3。

英買力氣田應(yīng)用長距離氣液混輸技術(shù),建成中國陸上最長的混輸管道,節(jié)約投資約9 500萬元。

2.2.1.9 凝析氣帶液計(jì)量技術(shù)

研發(fā)了高壓帶液計(jì)量流量計(jì),簡化集輸流程,實(shí)現(xiàn)多井串接集輸,取消了集氣站和計(jì)量站,價(jià)格僅為國外同類產(chǎn)品的1/4。

2.2.1.10 管材新材料應(yīng)用技術(shù)

2.2.2 六項(xiàng)油氣處理技術(shù)

2.2.2.1 硫黃回收及尾氣處理技術(shù)

液相氧化還原法實(shí)現(xiàn)了國產(chǎn)化,直接氧化法在長慶油田得到了成功應(yīng)用。

選擇性氧化脫硫?qū)崿F(xiàn)了對Clinsulf-DO工藝的國產(chǎn)改進(jìn),采用兩級反應(yīng)器,提高硫黃回收率,工藝流程簡圖見圖1。

掌握了氧化催化劑核心技術(shù),該催化劑具有較好的低溫活性和選擇性,在130 ℃即可使用。

硫黃成型主要由鋼帶造粒轉(zhuǎn)變?yōu)闈L筒造粒、液硫濕法等成型技術(shù),并實(shí)現(xiàn)了大型化。

2.2.2.2 輕烴回收技術(shù)

2.2.2.3 含CO2天然氣回收C2H6技術(shù)

為了更有效地在高含CO2的條件下,提高C2H6收率,將傳統(tǒng)的液體過冷工藝(LSP)流程改進(jìn)為GLSP流程，LSP與GLSP工藝流程對比見圖3。該技術(shù)在大慶南八深冷項(xiàng)目中實(shí)施,與原LSP流程對比,改進(jìn)后年增產(chǎn)輕烴約2 000 t。

另外還開發(fā)了RSV高效回收C2H6工藝,工藝流程簡圖見圖4。

圖1 選擇性氧化脫硫工藝流程簡圖

圖2 DHX工藝流程簡圖

LSP工藝

GLSP工藝

圖4 RSV工藝流程簡圖

2.2.2.4 天然氣脫CO2技術(shù)

2.2.2.5 天然氣提氦技術(shù)

圖5 提氦工藝流程簡圖

2.2.2.6 原油高效分離脫水技術(shù)

近年來原油脫水技術(shù)采用原油密閉脫水工藝,以高效三相分離器替代傳統(tǒng)沉降罐,有效降低集輸損耗。采用低溫破乳技術(shù),脫水溫度降低5～8 ℃,年累計(jì)節(jié)約生產(chǎn)成本1 000萬元以上。

2.2.3 六項(xiàng)水處理及注入系統(tǒng)技術(shù)

2.2.3.1 穩(wěn)流配水技術(shù)

成功研發(fā)穩(wěn)流配水[4]裝置，實(shí)現(xiàn)了智能注水、遠(yuǎn)程控制、無人職守,取消了配水間,減少了注水支線,已在1.6×104口注水井推廣應(yīng)用。與單干管多井配水流程相比,單井地面投資降低10萬元以上。單干管多井配水流程與穩(wěn)流配水流程對比見圖6。

圖6 單干管多井配水流程與穩(wěn)流配水流程對比

2.2.3.2 高效采出水處理和注水提效技術(shù)

研發(fā)推廣一系列高效采出水處理和注水提效技術(shù),見表1。注水水質(zhì)明顯改善,系統(tǒng)能耗大幅降低,系統(tǒng)年節(jié)電3.8億度。

2.2.3.3 蒸汽發(fā)生與分配技術(shù)

2.2.3.4 稠油污水回用鍋爐技術(shù)

將稠油污水深度處理后回用熱采鍋爐[4],減少了大量清水用量,回收了熱能。目前已經(jīng)在遼河和新疆油田13座稠油污水處理站推廣應(yīng)用,年創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益約6億元。

表1高效采出水處理和注水提效技術(shù)序列[4]

序號技術(shù)名稱高效采出水處理技術(shù)序列高效注水提效技術(shù)序列1污水生化處理技術(shù)“一拖多”轉(zhuǎn)子變頻技術(shù)2高效物理殺菌技術(shù)液體粘性調(diào)速離合器3不加藥新型過濾技術(shù)斬波內(nèi)饋調(diào)速技術(shù)4懸浮污泥床技術(shù)變頻技術(shù)5金屬膜與大孔徑陶瓷膜處理技術(shù)泵控泵技術(shù)6磁分離技術(shù)注水站微機(jī)巡控技術(shù)7多介質(zhì)過濾技術(shù)水力自動(dòng)泵調(diào)壓技術(shù)8含油污水除汞技術(shù)泵涂膜技術(shù)9管道清洗除垢技術(shù)管道除垢技術(shù)和非金屬管道技術(shù)10污水生化處理技術(shù)注水設(shè)備振動(dòng)監(jiān)測技術(shù)11污水處理一體化集成技術(shù)注水設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)在線監(jiān)測技術(shù)

2.2.3.5 化學(xué)驅(qū)配置注入技術(shù)

形成了“集中配制、分散注入、一泵多井、黏度保持”等多項(xiàng)配制及注入工藝,年平均節(jié)省投資約19.1億元。采用含油污水代替清水稀釋母液,年節(jié)約清水約5 000×104m3。

2.2.3.6 氣田污水零排放技術(shù)

2.2.4 十項(xiàng)管輸與存儲(chǔ)技術(shù)

研發(fā)推廣了十項(xiàng)管輸與存儲(chǔ)技術(shù),見表2。

表2管輸與存儲(chǔ)技術(shù)序列

序號技術(shù)名稱備注1復(fù)雜管網(wǎng)輸送及優(yōu)化運(yùn)行技術(shù)應(yīng)用于川渝地區(qū)三橫三縱三環(huán)管網(wǎng)2凝析氣長距離混輸技術(shù)應(yīng)用于塔里木英買力氣田3富氣高壓密相輸送技術(shù)應(yīng)用于塔里木油田4CO2超臨界輸送技術(shù)應(yīng)用于吉林CO2驅(qū)油田5大口徑高壓輸送管道設(shè)計(jì)與施工技術(shù)應(yīng)用于塔里木、長慶油田6超高壓力注氣管道設(shè)計(jì)與施工技術(shù)應(yīng)用于塔里木、華北等油田7抗腐蝕大口徑高壓力油氣集輸雙金屬復(fù)合管設(shè)計(jì)施工技術(shù)應(yīng)用于塔里木、新疆、遼河等油田8超稠油輸送技術(shù)應(yīng)用于新疆風(fēng)城油田9大型儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)與建造技術(shù)應(yīng)用于大慶油田10復(fù)雜氣田管道腐蝕與防護(hù)技術(shù)應(yīng)用于西南油氣田、塔里木油田

2.3 成功開展多項(xiàng)重大試驗(yàn)攻關(guān)

中國石油自2005年設(shè)立油田重大開發(fā)試驗(yàn)項(xiàng)目,12年來開展了水介質(zhì)類、化學(xué)/生物介質(zhì)類、氣介質(zhì)類、熱能量類、特殊巖性類等五大類油田重大開發(fā)現(xiàn)場試驗(yàn),在超稠油SAGD、火驅(qū)、空氣/空氣泡沫驅(qū)、CO2驅(qū)、天然氣驅(qū)、二元/三元化學(xué)驅(qū)、聚驅(qū)后、低滲透油藏水驅(qū)加密、碳酸鹽巖開發(fā)和變質(zhì)巖潛山注氣等十項(xiàng)試驗(yàn)中取得了豐碩成果,見圖7。

圖7 重大試驗(yàn)技術(shù)攻關(guān)

2.3.1 超稠油SAGD開發(fā)試驗(yàn)

通過10余年在遼河杜84、杜229區(qū)塊及新疆風(fēng)城油田開展大量的先導(dǎo)試驗(yàn)、擴(kuò)大試驗(yàn)后,中國石油已經(jīng)形成了較為完善的SAGD開發(fā)油氣集輸、油氣處理、注蒸汽、污水處理與回用的成套工藝技術(shù),滿足了現(xiàn)場試驗(yàn)和工業(yè)化生產(chǎn)的需要。

2.3.1.1 SAGD高溫密閉集輸和高溫脫水技術(shù)

研發(fā)形成“高溫雙線油氣密閉混輸、高溫密閉脫水、采出污水循環(huán)回用鍋爐、集中注入過熱蒸汽”為核心的地面工藝技術(shù),攻克了SAGD采出液油水分離難度大、常規(guī)脫水工藝無法處理的難題。

2.3.1.2 研發(fā)了SAGD專用設(shè)備和藥劑

2.3.2 稠油火燒油層開發(fā)試驗(yàn)

2005年以來先后在遼河杜66、高升區(qū)塊以及新疆紅淺1區(qū)塊進(jìn)行了常規(guī)直井火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn),2011年以來又在遼河、新疆開展了水平井火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn),已經(jīng)初步形成較為完善的常規(guī)火驅(qū)開發(fā)地面工藝技術(shù),可以滿足工業(yè)化生產(chǎn)需要。

火驅(qū)地面工藝技術(shù)特點(diǎn)與難點(diǎn)見表3。

表3火驅(qū)地面工藝技術(shù)特點(diǎn)與難點(diǎn)

系統(tǒng)名稱特點(diǎn)與難點(diǎn)研發(fā)的工藝技術(shù)空氣注入注入壓力高、注入氣量大采用螺桿+往復(fù)壓縮機(jī)兩段增壓連續(xù)注入、可靠性高、氣量變化大多臺壓縮機(jī)并聯(lián)，設(shè)備用、自控系統(tǒng)精確控制單井注入氣量配氣計(jì)系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了精確注入采出液集輸與處理氣液比升高，氣泡油計(jì)量難度大開發(fā)了自動(dòng)計(jì)量取樣一體化裝置氣液比升高，回壓高、集輸難度大形成了油套分輸、單管集油工藝。采出液含有酸性介質(zhì)，腐蝕性增強(qiáng)碳鋼管材腐蝕防護(hù)技術(shù)乳化油、泡沫油，處理難度大加注破乳劑、消泡劑采出氣集輸與處理套管采氣、壓力低，集輸難度大設(shè)多處脫硫點(diǎn)酸性組分含量較高，腐蝕性強(qiáng)碳鋼管材腐蝕防護(hù)技術(shù)含H2S、CO2、CO、N2等組分，在線檢測要求高在線檢測技術(shù)CH4含量低，不能直接燃燒蓄熱式RTO氧化爐焚燒；脫硫后放空組分復(fù)雜、變化大，凈化難度大PSA甲烷提濃、酸氣回注技術(shù)采出水處理油水密度差小、粘性大、乳化嚴(yán)重、成分復(fù)雜，處理難度大回注：常規(guī)除油、過濾工藝可以滿足回用：進(jìn)一步MVC、MED等深度處理，再生廢水、高含鹽濃水處理難度大外排：進(jìn)一步生物降解、強(qiáng)氧化劑氧化等去除COD

2.3.3 CO2驅(qū)提高采收率試驗(yàn)

1)CCS-EOR(CO2捕集與CO2驅(qū)提高原油采油率)循環(huán)綠色開發(fā)技術(shù)在吉林油田、大慶油田規(guī)模應(yīng)用。采用以“活化MDEA胺法脫碳、CO2分子篩脫水、CO2四級增壓超臨界注入、油氣混輸單管集油、采出氣循環(huán)利用”為核心的氣田脫碳油田驅(qū)油地面工藝技術(shù),實(shí)現(xiàn)了高含CO2氣田的綠色開發(fā),提高了油田采收率。CCS-EOR配套地面工藝技術(shù)流程見圖8。

圖8 CCS-EOR配套地面工程技術(shù)流程

2)吉林大情字井油田50×104t CO2驅(qū)采用“小環(huán)狀摻輸集輸、油氣混輸為主、局部分輸、聯(lián)合站集中處理、采出氣循環(huán)注入”的工藝技術(shù)。

2.4 集成創(chuàng)新了儲(chǔ)氣庫地面工藝技術(shù)

為滿足供氣調(diào)峰需要,中國石油近年來在渤海灣、西南、中西部等地區(qū)建設(shè)了6座儲(chǔ)氣庫,設(shè)計(jì)總庫容279×108m3,總有效工作氣量116×108m3,在冬季調(diào)峰和應(yīng)急供氣方面發(fā)揮了重要作用。

與氣田建設(shè)相比,儲(chǔ)氣庫具有大進(jìn)大出、注采循環(huán)、氣量波動(dòng)大、運(yùn)行壓力高、啟停頻繁、使用壽命長等特點(diǎn),儲(chǔ)氣庫工程應(yīng)采用流程簡單和靈活可靠的集輸處理技術(shù)、高效的工藝設(shè)備、性能可靠的材料[6]。

儲(chǔ)氣庫建設(shè)過程中在分類管理、總體布局、精準(zhǔn)注采、裝置大型化、智能化建設(shè)等五方面開展了研究和應(yīng)用,地面工程技術(shù)達(dá)到國際先進(jìn)水平。

1)分類進(jìn)行工藝技術(shù)優(yōu)化。根據(jù)儲(chǔ)氣庫工作氣量Q進(jìn)行劃分,在設(shè)計(jì)系數(shù)、注氣壓縮機(jī)配置、處理工藝選擇、處理裝置配置、設(shè)備選型等方面分類進(jìn)行優(yōu)化,見表4。

表4不同類型儲(chǔ)氣庫技術(shù)優(yōu)化

項(xiàng)目不同類型儲(chǔ)氣庫小型Q<5×108m3中型5×108m3≤Q<10×108m3大型10×108m3≤Q<30×108m3超大型Q≥30×108m3注氣系統(tǒng)設(shè)計(jì)系數(shù)12～1512～1511～1211～12采氣系統(tǒng)設(shè)計(jì)系數(shù)15～215～212～1512～15注氣壓縮機(jī)功率范圍/MW<1212～2525～100>100注氣壓縮機(jī)配置/臺2～3(往復(fù))1～2(離心)+1(往復(fù))2～4(離心)+1(往復(fù))多臺離心采出氣處理單套TEG脫水/J?T閥低溫多套TEG脫水/J?T閥低溫硅膠/改性硅膠硅膠/改性硅膠

2)優(yōu)化大型氣庫總體布局,突破常規(guī)輸送距離,大幅減少站場數(shù)量。提升了超高壓濕氣輸送的安全性,建立了井站管一體化模型,將注采集輸半徑由常規(guī)5 km提高到16 km。蘇橋、呼圖壁、相國寺、雙6儲(chǔ)氣庫少建集注站6座,節(jié)省投資6.2億元,節(jié)省占地約333 333 m2(合500畝),定員減少180人,年運(yùn)行費(fèi)用降低6 000萬元以上。

3)首次引入超高壓大流量雙向調(diào)壓計(jì)量設(shè)備,簡化井場流程,實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程智能精準(zhǔn)調(diào)控。

5)集成先進(jìn)的控制系統(tǒng),建成數(shù)字化儲(chǔ)氣庫,實(shí)現(xiàn)智能優(yōu)化運(yùn)行管理。生產(chǎn)層面,集成了先進(jìn)的控制系統(tǒng)和儀表,實(shí)現(xiàn)了生產(chǎn)數(shù)據(jù)自動(dòng)采集、生產(chǎn)過程自控控制、生產(chǎn)趨勢自動(dòng)報(bào)警、生產(chǎn)參數(shù)綜合優(yōu)化,達(dá)到了少人集中監(jiān)控。管理層面,實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)氣庫—油氣田公司—生產(chǎn)運(yùn)行調(diào)度,多方高效聯(lián)動(dòng)、分層授權(quán)、智能調(diào)度指揮。

2.5 全面推廣標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)

2008年以來開展的以“標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、模塊化建設(shè)、信息化管理、市場化運(yùn)作”為內(nèi)涵的標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)工作,取得了豐碩成果[7]。

2.5.1 標(biāo)準(zhǔn)化工程設(shè)計(jì)技術(shù)

采用“共性分析的優(yōu)化定型技術(shù)”和“模塊定型及拼接組合的設(shè)計(jì)技術(shù)”,按照“工藝流程、平面布局、模塊劃分、設(shè)備選型、三維配管、建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)”六統(tǒng)一的原則,形成技術(shù)先進(jìn),通用性強(qiáng),可重復(fù)使用的標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化、系列化設(shè)計(jì)文件,并應(yīng)用三維設(shè)計(jì)軟件,構(gòu)建三維模塊定型圖庫。通過對三維模塊的定位拼接,高效組合形成各類標(biāo)準(zhǔn)化站場。標(biāo)準(zhǔn)化站場示意圖見圖9。

圖9 標(biāo)準(zhǔn)化站場示意圖

2.5.2 模塊化建造技術(shù)

采用三維建模、模塊拆分組合、應(yīng)力振動(dòng)分析、安全分析、吊裝運(yùn)輸分析、檢維修分析等多因素模塊分析優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù),實(shí)施工廠化預(yù)制、組裝化施工,開創(chuàng)了中國陸上油氣田地面工程建設(shè)新模式[8-10]。模塊化建造技術(shù)示意圖見圖10。

圖10 模塊化建造技術(shù)示意圖

2.5.3 數(shù)字化建設(shè)技術(shù)

以信息化帶動(dòng)工業(yè)化,是石油工業(yè)轉(zhuǎn)變發(fā)展方式、實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的基本方向。油氣田地面數(shù)字化建設(shè)利用物聯(lián)網(wǎng)技術(shù),建設(shè)數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控子系統(tǒng)、數(shù)據(jù)傳輸子系統(tǒng)以及工程管理信息系統(tǒng),實(shí)現(xiàn)油氣田井區(qū)、計(jì)量間、集輸站、聯(lián)合站、處理廠等生產(chǎn)數(shù)據(jù)和設(shè)備設(shè)施狀態(tài)信息集中管理及控制,優(yōu)化生產(chǎn)及管理流程,提高油氣田生產(chǎn)效率和管理水平,降低運(yùn)行成本,保障安全生產(chǎn),促進(jìn)油氣田管理方式的根本轉(zhuǎn)變。構(gòu)建的三級集中管理模式示意圖見圖11。

圖11 三級集中管理模式示意圖

2.5.4 一體化集成技術(shù)

工藝、機(jī)械、結(jié)構(gòu)、自控等多專業(yè)有機(jī)融合,將容器、加熱爐、機(jī)泵、塔器、儀控設(shè)施等按一定功能要求集成安裝在整體橇座上,研發(fā)形成多功能一體化集成裝置,可替代中小型站場或大型站場生產(chǎn)單元。

3 面臨的形勢與挑戰(zhàn)

油氣田地面工程作為油氣田開發(fā)的組成部分之一,本身具有較為獨(dú)特的特點(diǎn):如系統(tǒng)龐大,站場類型多,管道數(shù)量大;集輸處理的介質(zhì)復(fù)雜多樣;油氣田類型及建設(shè)環(huán)境復(fù)雜多樣;點(diǎn)多面廣線長,安全環(huán)保責(zé)任重?；谟蜌馓锏孛婀こ痰莫?dú)有特性,給技術(shù)保障及管理水平提出了很高要求,尤其是目前及今后一段時(shí)期,油氣田地面工程還將受到以下各方面的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)[11]。

3.1 適應(yīng)上游業(yè)務(wù)復(fù)雜性要求

油氣田類型多樣,既有常規(guī)中、高滲油氣田,又有低滲透、碳酸鹽巖和致密油氣田,還有煤層氣、頁巖氣田。油氣物性復(fù)雜,既有普通性質(zhì)油氣田,又有稠油油田,還有凝析氣田、高含硫、高含CO2氣田。不同油氣田以及不同開發(fā)階段其開發(fā)方式多樣,有天然能量開發(fā),有補(bǔ)充地層能量開發(fā),有水驅(qū),有蒸汽驅(qū)、CO2驅(qū)、火驅(qū),還有化學(xué)驅(qū)開發(fā)。同時(shí)，油氣田分布廣泛,系統(tǒng)龐大。因此，油氣田地面工程技術(shù)、建設(shè)方式以及生產(chǎn)管理方式必須面對和適應(yīng)這種多樣性和復(fù)雜性。

3.2 適應(yīng)上游業(yè)務(wù)降本增效要求

3.3 適應(yīng)國家新安全環(huán)保法要求

國家新頒布的安全生產(chǎn)法和環(huán)境保護(hù)法,設(shè)定了安全環(huán)保法律責(zé)任,加大了對違法行為的懲處力度。油氣田的分布點(diǎn)多面廣,一部分油氣水井、站場、管線處于人口稠密區(qū)、工礦企業(yè)區(qū)和環(huán)境敏感地區(qū),迫切需要加強(qiáng)安全環(huán)保技術(shù)的研究,確保油氣田地面工程本質(zhì)安全環(huán)保。

3.4 適應(yīng)上游業(yè)務(wù)創(chuàng)新驅(qū)動(dòng)發(fā)展要求

近年國內(nèi)在油氣田地面工程的瓶頸技術(shù)還有待進(jìn)一步攻關(guān),地面科研工作超前性不足,地面科研成果不能及時(shí)、科學(xué)地指導(dǎo)油氣田開發(fā)實(shí)踐。同時(shí),也存在著設(shè)計(jì)和科研結(jié)合不夠緊密的問題,既不利于以工程需求為導(dǎo)向有針對性地提出科研課題,更不利于通過設(shè)計(jì)將科研成果順利轉(zhuǎn)化推廣。低成本數(shù)字化油氣田建設(shè)技術(shù)和模式不成熟,尚不能全面適應(yīng)生產(chǎn)流程、勞動(dòng)組織方式、生產(chǎn)方式優(yōu)化、安全環(huán)保水平和開發(fā)效益提升的要求。因此,油氣田地面工程要進(jìn)一步強(qiáng)化技術(shù)攻關(guān)和科技創(chuàng)新,以適應(yīng)開發(fā)形勢變化的要求。

4 下一步技術(shù)發(fā)展方向

“十三五”期間,中國石油上游業(yè)務(wù)將堅(jiān)定不移地走低成本發(fā)展道路,全方位、全過程、全要素降本增效,以節(jié)省投資、降低成本、提高效能、改善環(huán)境、安全環(huán)保為目標(biāo),以信息化和數(shù)字化建設(shè)為載體,統(tǒng)籌技術(shù)創(chuàng)新和管理創(chuàng)新,深入貫徹優(yōu)化簡化的理念,全力推行標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)工作,全面提升油氣田地面工程建設(shè)和管理水平,努力打造智能化油氣田,實(shí)現(xiàn)多專業(yè)融合,少人高效,創(chuàng)新發(fā)展。為實(shí)現(xiàn)上游業(yè)務(wù)的發(fā)展目標(biāo),結(jié)合油氣田地面工程目前的技術(shù)進(jìn)展及所面臨的問題,筆者認(rèn)為下一步油氣田地面工程技術(shù)的發(fā)展方向可著力在以下各方面開展相關(guān)工作。

4.1 強(qiáng)力攻關(guān)七項(xiàng)核心技術(shù),實(shí)現(xiàn)地面工程快速發(fā)展

為支持油氣主營業(yè)務(wù)快速發(fā)展,努力攻克制約油氣田地面工程建設(shè)的瓶頸技術(shù),重點(diǎn)攻關(guān)以下七項(xiàng)核心技術(shù),實(shí)現(xiàn)油氣田地面工程快速發(fā)展。

4.1.1 天然氣處理新技術(shù)

目前,國家《天然氣》標(biāo)準(zhǔn)將大幅降低商品天然氣總硫含量指標(biāo),國家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)對于尾氣SO2的排放要求將更加嚴(yán)格,油氣生產(chǎn)的環(huán)保督查也將日益深化,中國石油下一步還將對大量的含硫、含鹽、含蠟氣田投入開發(fā),必須對以下技術(shù)開發(fā)進(jìn)一步攻關(guān),才能保障油氣田安全環(huán)保有效益生產(chǎn),主要包括:

1)大型高含硫氣田尾氣處理新工藝研發(fā)。

2)原料氣有機(jī)硫深度脫除技術(shù)研究。

3)天然氣處理裝置大型化研究。

4)常規(guī)天然氣氣田污水處理集成及零排放處理技術(shù)研究。

5)含汞氣田全流程脫汞成套技術(shù)研究。

6)高含蠟氣田脫蠟技術(shù)研究。

7)分布式能源在天然氣處理領(lǐng)域的應(yīng)用研究。

4.1.2 稠油、超稠油開發(fā)地面成套技術(shù)

深化開展特超稠油開發(fā)地面工藝系統(tǒng)優(yōu)化及工業(yè)化應(yīng)用技術(shù)攻關(guān),主要包括:

1)超稠油吞吐開發(fā)密閉集輸技術(shù)研究。

2)蒸汽CO2復(fù)合汽驅(qū)配套技術(shù)研究。

3)稠油處理設(shè)備大型化、高效化、集成化研究。

5)超稠油采出水除硬、除硅工藝技術(shù)研究。

6)高礦化度稠油采出水膜蒸餾除鹽技術(shù)研究。

7)稠油老化油處理工藝研究。

4.1.3 油氣田節(jié)能環(huán)保技術(shù)

針對環(huán)保壓力的進(jìn)一步加大,開展各類復(fù)雜水型達(dá)標(biāo)處理外排、油田廢固棄物減量化、無害化及資源化等關(guān)鍵技術(shù)研究,主要包括:

1)頁巖氣、煤層氣、致密油氣采出水(返排液)處理技術(shù)。

2)高礦化度稠油采出水達(dá)標(biāo)外排處理技術(shù)研究。

3)含油污泥減量化、無害化及資源化再利用技術(shù)研究。

4)集成化煙氣余熱深度回收利用技術(shù)及裝置研發(fā)。

5)超低排放燃煤注汽技術(shù)研究。

6)稠油伴生氣達(dá)標(biāo)排放處理技術(shù)及裝置研發(fā)。

7)低滲礫巖油藏CO2驅(qū)油與埋存配套技術(shù)研究。

4.1.4 多相計(jì)量技術(shù)

國外的眾多研究者在多相流檢測方面做了大量的工作,并取得了顯著進(jìn)展。國內(nèi)技術(shù)水平尚有較大的發(fā)展空間:

1)將傳統(tǒng)成熟的單相流儀表和測量技術(shù)應(yīng)用到兩相流測量中,并根據(jù)兩相流動(dòng)的特殊性研究其測量特性和測量模型。

2)使用現(xiàn)代新型測量技術(shù)解決兩相流檢測問題,如射線、超聲、核磁共振、脈沖中子、激光、微波技術(shù)等。

3)綜合運(yùn)用數(shù)理統(tǒng)計(jì)、模式識別、特征提取、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)、先進(jìn)信號處理方法、機(jī)器學(xué)習(xí)和數(shù)據(jù)挖掘方法等軟測量技術(shù),以現(xiàn)有測量儀表和測量信號為基礎(chǔ),解決難以用機(jī)理數(shù)學(xué)模型準(zhǔn)確描述的兩相流檢測問題。

4.1.5 高壓、高溫、抗硫非金屬管材技術(shù)

非金屬管在油田得到了一定的應(yīng)用,但酸性氣田、高溫集油、高壓集氣、海底集輸管道等領(lǐng)域的產(chǎn)品仍然是空白,要加大氣田用抗硫非金屬復(fù)合管評價(jià)、高溫(65～90 ℃)集油、高壓(12 MPa)集氣、高腐蝕環(huán)境用非金屬管材、非金屬管無損檢測等技術(shù)研究的力度。

4.1.6 氣田腐蝕控制及材料應(yīng)用技術(shù)

緊密結(jié)合氣田完整性管理的要求,研究建立以全生命周期設(shè)計(jì)為特點(diǎn)的系列技術(shù),全面系統(tǒng)地提升腐蝕控制水平,主要包括:

1)復(fù)雜腐蝕氣田整體式腐蝕防護(hù)技術(shù)研究。

2)高含硫氣耐蝕合金工程應(yīng)用技術(shù)研究。

3)氣田溶硫劑和環(huán)保型除硫劑的開發(fā)和應(yīng)用研究。

4)基于材料及腐蝕的完整性管理研究。

4.1.7 油氣田集輸管道腐蝕評價(jià)技術(shù)

內(nèi)腐蝕直接評估(ICDA)是管道完整性檢測和評價(jià)的核心技術(shù),油氣田內(nèi)部集輸管道由于管徑偏小、介質(zhì)及流體狀態(tài)復(fù)雜、腐蝕因素多樣,該項(xiàng)技術(shù)在油氣田內(nèi)部集輸管道應(yīng)用尚不成熟。要開展油氣管道內(nèi)腐蝕直接評估數(shù)據(jù)采集、評估模型選擇、現(xiàn)場開挖檢測方法等研究攻關(guān),為油氣田集輸管道的完整性管理做好技術(shù)保障。

4.2 加強(qiáng)基礎(chǔ)技術(shù)攻關(guān)研究,支撐地面工程跨越發(fā)展

基礎(chǔ)理論研究的突破,將會(huì)帶來地面技術(shù)的飛躍發(fā)展,需進(jìn)一步重點(diǎn)開展:

1)原油凝固點(diǎn)溫度以下不加熱集油機(jī)理。

2)CO2、H2S和Cl-等多種因素共存下的腐蝕機(jī)理。

3)高溫高壓下凝析氣田物性變化規(guī)律。

4)非金屬管材的氣體滲透機(jī)理和規(guī)律。

4.3 配套重大科學(xué)試驗(yàn)攻關(guān),促進(jìn)油氣業(yè)務(wù)創(chuàng)新發(fā)展

為滿足油氣田新型開發(fā)方式的需求,實(shí)現(xiàn)油氣田地面工程技術(shù)可持續(xù)創(chuàng)新發(fā)展,需繼續(xù)配套設(shè)置和深化重大科學(xué)試驗(yàn)攻關(guān),主要包括:

1)空氣泡沫驅(qū)地面配套技術(shù)。

2)CO2驅(qū)采出氣處理和腐蝕與防護(hù)技術(shù)。

3)火驅(qū)地面空氣注入與尾氣處理關(guān)鍵技術(shù)。

4)SAGD注入和能量綜合利用技術(shù)。

5)水平井火驅(qū)配套地面工藝技術(shù)。

6)頁巖氣低成本壓裂返排液處理及重復(fù)利用技術(shù)。

7)長距離大規(guī)模CO2超臨界輸送技術(shù)。

4.4 集成推廣八項(xiàng)成熟技術(shù),提升油氣開發(fā)規(guī)模效益

加強(qiáng)新技術(shù)、新工藝、新設(shè)備、新材料的技術(shù)集成研究,形成先進(jìn)、經(jīng)濟(jì)、適用的技術(shù)集群,實(shí)現(xiàn)規(guī)?；茝V應(yīng)用,要重點(diǎn)做好:

1)裝置一體化集成技術(shù)。

2)功圖計(jì)量技術(shù)。

3)不加熱集油技術(shù)。

4)數(shù)字化建設(shè)技術(shù)。

5)高效油氣集輸與處理技術(shù)。

6)低成本高效化學(xué)藥劑。

7)穩(wěn)流配水技術(shù)。

8)非金屬管道應(yīng)用技術(shù)。

4.5 加強(qiáng)生產(chǎn)過程優(yōu)化研究,不斷提高地面系統(tǒng)效益

油氣田地面生產(chǎn)系統(tǒng)是一個(gè)繁復(fù)龐雜的體系,要高度重視地面生產(chǎn)運(yùn)行管理過程中的細(xì)節(jié),聚沙成塔、集腋成裘。應(yīng)對地面集輸處理流程、生產(chǎn)管理流程全面梳理,對工藝參數(shù)動(dòng)態(tài)調(diào)整、化學(xué)藥劑優(yōu)選、系統(tǒng)效率提升進(jìn)行科學(xué)細(xì)化,實(shí)現(xiàn)油氣田地面生產(chǎn)系統(tǒng)過程管理的精細(xì)化。

4.6 發(fā)展四項(xiàng)提質(zhì)增效技術(shù),大力提升油氣產(chǎn)品效益

1)加強(qiáng)高效天然氣輕烴回收技術(shù)研究:C2H6作為化工原料,市場價(jià)格是作為燃料的3倍,C3H8、C4H10作為化工原料是作為燃料的5倍,開展輕烴回收效益增值明顯。C2H6的產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)、回收工藝、儲(chǔ)存和運(yùn)輸方式都需深入研究。

2)加強(qiáng)小規(guī)模、高效原油穩(wěn)定裝置研究。

3)加強(qiáng)揮發(fā)性有機(jī)化合物(VOC)回收技術(shù)研究。

4)加強(qiáng)放空氣回收技術(shù)與裝置研究。

4.7 應(yīng)用完整性管理技術(shù),全面提升本質(zhì)安全水平

上游業(yè)務(wù)管道數(shù)量多、口徑小、介質(zhì)復(fù)雜、腐蝕老化嚴(yán)重,管道失效率高,造成巨大的生產(chǎn)管理和安全環(huán)保壓力。管道和站場完整性管理作為國內(nèi)外廣泛應(yīng)用的風(fēng)險(xiǎn)防控方法,對提升油氣田管道和站場本質(zhì)安全水平、降本增效具有重要意義。但國內(nèi)外油氣田管道完整性管理處于剛剛起步階段,其管理現(xiàn)狀和技術(shù)水平與相關(guān)要求相比有較大差距。特別是油氣田管道分散、類型多,需要實(shí)施分類管理,需研究低成本的完整性管理技術(shù),包括完整性管理方法、體系、高后果/高風(fēng)險(xiǎn)管道識別、管道檢測/評價(jià)及修復(fù)技術(shù)、管道腐蝕及防腐技術(shù)、管道剩余壽命評價(jià)等。

4.8 協(xié)調(diào)推進(jìn)標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì),持續(xù)提高地面工程水平

4.8.1 全面推行三維模塊化設(shè)計(jì)

三維設(shè)計(jì)是提高設(shè)計(jì)質(zhì)量、開展模塊化建設(shè)的必然選擇,也是從項(xiàng)目建設(shè)開始,實(shí)現(xiàn)全生命周期信息化管理的必要條件。要不斷拓寬三維設(shè)計(jì)應(yīng)用領(lǐng)域,從三維設(shè)計(jì)向工廠化預(yù)制延伸,向全生命周期生產(chǎn)運(yùn)行維護(hù)管理延伸。

4.8.2 持續(xù)推進(jìn)一體化集成裝置研發(fā)與規(guī)模推廣

小型站場應(yīng)全面應(yīng)用一體化集成裝置,中型站場應(yīng)擴(kuò)大一體化集成裝置的應(yīng)用范圍,大型廠站各生產(chǎn)單元應(yīng)積極推行一體化集成裝置組合及工廠化建設(shè)的方式,因此需要研發(fā)更多類型和系列的集成裝置,在功能性、集成度、安全性、效率效能、智能化等方面需更多突破。

4.8.3 積極推進(jìn)大型廠站模塊化建設(shè)

油田大型廠站一般采用“一體化集成裝置+單體模塊”的建設(shè)模式,氣田大型廠站一般采用以“一體化集成裝置+單元裝置模塊+單體模塊”的建設(shè)模式。要進(jìn)一步深入開展模塊化設(shè)計(jì)及建造技術(shù)的研究,確保工廠預(yù)制最大化、現(xiàn)場作業(yè)最小化、地面預(yù)制最大化、高空作業(yè)最少化。

4.8.4 穩(wěn)步推進(jìn)低成本數(shù)字化油氣田建設(shè)

堅(jiān)持“新油氣田數(shù)字化建設(shè)與產(chǎn)能建設(shè)同步實(shí)施,通過產(chǎn)能建設(shè)帶動(dòng)數(shù)字化油氣田建設(shè);老油氣田數(shù)字化建設(shè)以效益最大化為目標(biāo),優(yōu)選項(xiàng)目,結(jié)合整體調(diào)整改造,在充分優(yōu)化簡化的基礎(chǔ)上分步推廣實(shí)施”的原則,持之以恒推進(jìn)數(shù)字化油氣田建設(shè)。

5 結(jié)論

油氣田地面工程是油氣田開發(fā)的主要組成部分之一,通過多年的發(fā)展,中國石油建成了規(guī)模龐大、功能完備的地面生產(chǎn)系統(tǒng),關(guān)鍵技術(shù)創(chuàng)效顯著,建設(shè)水平持續(xù)提升,生產(chǎn)運(yùn)行指標(biāo)明顯改善,建設(shè)成果創(chuàng)下多項(xiàng)國內(nèi)第一。尤其是近年來通過技術(shù)創(chuàng)新,優(yōu)化定型了多種成熟的油氣田地面建設(shè)模式,研發(fā)推廣應(yīng)用了一大批先進(jìn)技術(shù),包括十項(xiàng)油氣集輸技術(shù)、六項(xiàng)油氣處理技術(shù)、六項(xiàng)水處理及注入技術(shù),并成功開展了多項(xiàng)重大科學(xué)試驗(yàn)攻關(guān),全面推廣標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì),有力支撐了地面核心技術(shù)的不斷進(jìn)步和發(fā)展方式的轉(zhuǎn)變。但由于上游業(yè)務(wù)和油氣田地面工程本身的復(fù)雜性愈加明顯,受降本增效、安全環(huán)保、創(chuàng)新發(fā)展等的挑戰(zhàn)更加艱巨,筆者提出了下一步油氣田地面工程在加強(qiáng)基礎(chǔ)研究、攻克核心技術(shù)、配套現(xiàn)場試驗(yàn)、升級成熟技術(shù)、加強(qiáng)生產(chǎn)優(yōu)化、挖潛產(chǎn)品效益、提升建設(shè)模式等方面需深化開展的工作,可代表“十三五”及今后一段時(shí)期的技術(shù)發(fā)展方向,希望能為廣大的油氣田地面工程設(shè)計(jì)、科研、建設(shè)及管理人員提供參考。

[1] 湯 林，班興安，丁建宇.油氣田地面工程關(guān)鍵技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2014.

Tang Lin, Ban Xing’an, Ding Jianyu. Key Techniques of Oil-Gas Field Surface Engineering [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2014.

[2] 游 龍,蒲遠(yuǎn)洋,肖秋濤,等.天然氣凈化廠含硫尾氣處理自主技術(shù)成功應(yīng)用[J].天然氣與石油,2016,34(1):14-17.

You Long, Pu Yuanyang, Xiao Qiutao, et al. Successful Application of Autonomy-oriented Tail Gas Treatment Technology in Nature Gas Purification Plant [J]. Natural Gas and Oil, 2016, 34 (1): 14-17.

[3] 湯曉勇,雒定明,張玉明,等.雙堿法脫硫在天然氣凈化廠尾氣處理中的試驗(yàn)研究[J].天然氣與石油,2016,34(3):29-34.

Tang Xiaoyong, Luo Dingming, Zhang Yuming, et al. Study on Dual-Alkali Desulfurization of Tail Gas Treatment in Natural Gas Processing Plant [J]. Natural Gas and Oil, 2016, 34 (3): 29-34.

[4] 湯 林,張維智,王忠祥,等.油田采出水處理及地面注水技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2017.

Tang Lin, Zhang Weizhi, Wang Zhongxiang, et al. Oil Field Produced Water Treatment and Ground Water Injection Technology [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2017.

[5] 張永紅,連 偉,何 化.天然氣行業(yè)污水零排放新型工藝[J].天然氣與石油,2016,34(1):18-22.

Zhang Yonghong, Lian Wei, He Hua. New Technology for Wastewater Zero Discharge in Natural Gas Industry [J]. Natural Gas and Oil, 2016, 34 (1): 18-22.

[6] 王春燕.儲(chǔ)氣庫地面工程建設(shè)技術(shù)發(fā)展與建議[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì),2017,28(3):5-7.

Wang Chunyan. The Technical Development and Suggestion for Underground Gas Storage Construction [J]. Petroleum Planning & Engineering, 2017, 28 (3): 5-7.

[7] 湯 林.標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)促進(jìn)地面建設(shè)與管理方式轉(zhuǎn)變[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì),2016,27(3):51-55.

Tang Lin. Standardized Design Promotes the Transformation of the Type of Surface Construction and Management [J]. Petroleum Planning & Engineering, 2016, 27 (3): 51-55.

[8] 陳朝明,陳偉才,李安山,等.大型氣田地面工程模塊化建設(shè)模式的優(yōu)點(diǎn)剖析[J].天然氣與石油,2016,34(1):8-13.

Chen Chaoming, Chen Weicai, Li Anshan, et al. Analysis on Advantages of Large Gas Field Surface Engineering Modular Construction Mode [J]. Natural Gas and Oil, 2016, 34 (1): 8-13.

[9] 陳朝明,馬艷林,李 巧,等.安岳氣田60×108m3/a地面工程建設(shè)模塊化技術(shù)[J].天然氣工業(yè),2016,36(9):115-122.

Chen Chaoming, Ma Yanlin, Li Qiao, et al. Modularization for Surface Engineering Construction of 60×108m3/a in the Anyue Gasfield, Sichuan Basin [J]. Natural Gas Industry, 2016, 36 (9): 115-122.

[10] 李 慶,李秋忙,班興安.中國石油地面工程推廣模塊化建設(shè)的策略[J].天然氣與石油,2017,35(1):5-9.

Li Qing, Li Qiumang, Ban Xing’an. Strategy for Modularization Construction Promoted by PetroChina Surface Facilities [J]. Natural Gas and Oil, 2017, 35 (1): 5-9.

[11] 湯 林.“十三五”油氣田地面工程面臨的形勢及提質(zhì)增效發(fā)展方向[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì),2016,27(4):4-6.

Tang Lin. Situation of Oil and Gas Field Surface Engineering and Development Direction of Improving Quality and Effectiveness in the“Thirteenth Five-Year Plan” [J]. Petroleum Planning & Engineering, 2016, 27 (4): 4-6.