油氣田地面工程提質(zhì)增效工作成果與展望

梁月玖 郭峰 張維智

（1.中國(guó)石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.中國(guó)石油天然氣股份有限公司勘探與生產(chǎn)分公司）

0 引言

隨著油氣田開發(fā)的不斷深入，原油綜合含水和采出程度逐漸升高，開發(fā)難度逐漸加大，成本控制壓力持續(xù)增加，原油穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)日趨嚴(yán)峻。油氣田地面工程作為油氣開發(fā)的重要環(huán)節(jié)，應(yīng)當(dāng)積極采取有效的針對(duì)性措施，助力實(shí)現(xiàn)油氣田業(yè)務(wù)高質(zhì)量發(fā)展。本文旨在分析近年來(lái)中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司（簡(jiǎn)稱中國(guó)石油）油氣田地面工程提質(zhì)增效工作取得的成果，研究和探討目前面臨的形勢(shì)和問(wèn)題，找出進(jìn)一步提質(zhì)增效的潛力，提出未來(lái)重點(diǎn)工作方向。

1 取得的經(jīng)驗(yàn)成果

近年來(lái)，中國(guó)石油地面工程圍繞著簡(jiǎn)化系統(tǒng)布局、優(yōu)化生產(chǎn)運(yùn)行及提高產(chǎn)品附加值等方面做了大量的工作，取得了顯著成效。

一是持續(xù)推進(jìn)系統(tǒng)布局簡(jiǎn)化，全面實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)瘦身。

各油氣田企業(yè)結(jié)合自身實(shí)際生產(chǎn)和開發(fā)預(yù)測(cè)情況，持續(xù)開展建設(shè)規(guī)模調(diào)整和總體布局優(yōu)化簡(jiǎn)化工作。

大港油田積極探索地面集輸布局模式，精簡(jiǎn)中小型站場(chǎng)共558座，取消設(shè)備設(shè)施300余臺(tái)，減少管道2 453 km，此三項(xiàng)措施核減數(shù)量幅度分別達(dá)到79%、37%和38%。近10年來(lái)，累計(jì)節(jié)約運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用、運(yùn)行能耗費(fèi)用、征地費(fèi)用和賠償費(fèi)用等共計(jì)12.1×108元。

大慶油田通過(guò)應(yīng)用“三優(yōu)一簡(jiǎn)”措施，少建大中型站場(chǎng)267座，節(jié)省用地5 467×104m2，共節(jié)省地面建設(shè)投資 57.9×108元，年平均節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用5 500×104元。

華北油田對(duì)岔河集、任丘等21個(gè)油田進(jìn)行整體優(yōu)化簡(jiǎn)化，關(guān)停3座聯(lián)合站，降級(jí)6座聯(lián)合站，關(guān)停14座接轉(zhuǎn)站，取消166座計(jì)量站，原油處理能力由2 625×104t/a降到866×104t/a，站場(chǎng)負(fù)荷率得到顯著提高。

長(zhǎng)慶油田完成了安塞王窯、侯市、隴東南梁、華池及靖安虎狼峁等36個(gè)老油田區(qū)塊的改造工作，關(guān)停站點(diǎn)57座，應(yīng)用數(shù)字化增壓集成裝置69座，減少管線1 034 km，精簡(jiǎn)用工743人，年節(jié)約成本9 550×104元。

吐哈油田根據(jù)生產(chǎn)過(guò)程中原油和天然氣的變化情況，及時(shí)調(diào)整地面總體布局，先后兩次簡(jiǎn)化改造，實(shí)現(xiàn)鄯善區(qū)域“四廠合一”，撤除低效輕烴回收、原油穩(wěn)定裝置，停運(yùn)設(shè)備 39臺(tái)，輕烴綜合收率提高5%，年節(jié)約運(yùn)行成本達(dá)1×108元。

青海尕斯油田將三級(jí)布站模式簡(jiǎn)化為一級(jí)半布站模式，站場(chǎng)由35座減至13座。

二是積極改進(jìn)生產(chǎn)運(yùn)行方案，有力促進(jìn)管理提效。

中國(guó)石油通過(guò)推廣高含水原油不加熱集輸、燃料油替代等技術(shù)，生產(chǎn)運(yùn)行水平得到顯著提高。

大慶油田通過(guò)采用改摻常溫水，以及夏季停摻水等措施，實(shí)現(xiàn)了年均節(jié)氣2.29×108m3，年均節(jié)電5 407×104kW·h。

青海油田采油一廠根據(jù)原油含水率不斷上升的趨勢(shì)，將雙管摻水集輸流程調(diào)整為單管不加熱串接流程，實(shí)現(xiàn)常溫集輸，單位綜合能耗下降7.2 kgce/t。

華北油田通過(guò)對(duì)1 303 km輸油管道實(shí)施季節(jié)性降溫運(yùn)行，對(duì)910口油井實(shí)施季節(jié)性常溫集油，對(duì)2 569口油井實(shí)施季節(jié)性降低伴熱和摻水溫度，節(jié)約燃油4 900 t/a，節(jié)約燃?xì)?40×104m3/a，并逐漸取消三管伴熱集油。同時(shí)，通過(guò)“以氣代油”、“地?zé)岽汀?、利?LNG（液化天然氣）替代燃油和污水源熱泵替代技術(shù)，全面實(shí)現(xiàn)清潔能源替代加熱爐燃油，助力京津冀藍(lán)天工程。

在管理方面，中國(guó)石油開展水質(zhì)管理、精細(xì)注水等工作，使采出水處理站水質(zhì)合格率和注水系統(tǒng)效率處于行業(yè)領(lǐng)先水平。此外，加強(qiáng)對(duì)天然氣處理廠設(shè)施檢修的管理工作。對(duì)西南油田、長(zhǎng)慶油田、青海油田和塔里木油田等的天然氣處理廠進(jìn)行檢修周期優(yōu)化，實(shí)施錯(cuò)峰檢修，2018年實(shí)現(xiàn)多產(chǎn)天然氣約22×108m3，在天然氣保供方面發(fā)揮了重要作用。

三是深入挖掘產(chǎn)品增收潛力，有效保證穩(wěn)產(chǎn)增效。

針對(duì)產(chǎn)量壓力日益緊迫的情況，中國(guó)石油及時(shí)調(diào)整戰(zhàn)略，加強(qiáng)原油穩(wěn)定、伴生氣回收、輕烴回收和原油分質(zhì)分輸?shù)鹊孛婀こ淘霎a(chǎn)增效力度，提高了原油液體產(chǎn)量和產(chǎn)品收益。

大慶油田穩(wěn)步推進(jìn)原油穩(wěn)定管理工作，2017年底原油穩(wěn)定率達(dá)到89%，2008年以來(lái)累計(jì)穩(wěn)定原油3.2×108t，避免油氣蒸發(fā)損耗530×104t。

自投產(chǎn)以來(lái)，塔里木油田凝析氣輕烴深度回收廠累計(jì)生產(chǎn)輕烴15.2×104t、LPG（液化石油氣）69.5×104t。同時(shí)，塔里木油田通過(guò)凝析油與黑油的分質(zhì)分輸工程，實(shí)現(xiàn)每年分輸凝析油50×104t，年增收1.5×108元。

2018年，長(zhǎng)慶油田通過(guò)實(shí)施加熱爐燃?xì)馓娲加凸こ?、原油穩(wěn)定與伴生氣回收工程，節(jié)約燃料原油3×104t，增加輕烴產(chǎn)量4×104t，減少放空量35×104m3/d。

這些項(xiàng)目充分挖掘了產(chǎn)品增收潛力，收益顯著，有效地保證了上游板塊的穩(wěn)產(chǎn)增效，帶動(dòng)了煉化業(yè)務(wù)轉(zhuǎn)型升級(jí)，實(shí)現(xiàn)了上下游全產(chǎn)業(yè)鏈效益最大化。

2 面臨的形勢(shì)和問(wèn)題

一是國(guó)內(nèi)原油供應(yīng)形勢(shì)日趨嚴(yán)峻。

2018年，國(guó)內(nèi)原油產(chǎn)量降至1.89×108t，同比下降1.3%；國(guó)內(nèi)石油表觀消費(fèi)量達(dá)到6.48×108t，同比增長(zhǎng)6.95%；進(jìn)口原油量達(dá)到4.59×108t，對(duì)外依存度達(dá)到 70.8%，遠(yuǎn)超國(guó)際公認(rèn)的安全警戒線水平，國(guó)內(nèi)原油供應(yīng)保障壓力日趨嚴(yán)峻。國(guó)內(nèi)大部分主力油田已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)中后期，產(chǎn)量降幅逐年增大，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)日益薄弱。及時(shí)轉(zhuǎn)變發(fā)展思路，積極推進(jìn)提質(zhì)增效工作，減少油氣損耗及放空，提高產(chǎn)品附加值，加強(qiáng)地面工程管理，是保持原油液體產(chǎn)量穩(wěn)定的重要途徑。

二是油氣開發(fā)成本持續(xù)升高。

中國(guó)石油主力油田綜合含水率和可采儲(chǔ)量采出程度持續(xù)上升，2017年底綜合含水率已經(jīng)接近90 %，可采儲(chǔ)量采出程度接近80 %，已進(jìn)入高含水率、高采出率的“雙高”階段后期。稠油油田開發(fā)從以蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)為主體，逐漸向 SAGD（蒸汽輔助重力泄油技術(shù)）和火驅(qū)開發(fā)等形式轉(zhuǎn)變。新開發(fā)區(qū)塊從特低滲、超低滲Ⅰ+Ⅱ類油藏向超低滲Ⅱ+Ⅲ類油藏、致密油油藏轉(zhuǎn)變。單井平均日產(chǎn)量不斷下降，2017年降至1.6 t/d，致使為保持原油產(chǎn)量規(guī)模所需的油井?dāng)?shù)量迅速上升。油田開發(fā)難度不斷加大，地面系統(tǒng)日趨龐大，系統(tǒng)間能力不平衡的矛盾日益突出，開發(fā)投資和成本持續(xù)走高。

三是地面技術(shù)指標(biāo)有待提高。

與同行業(yè)企業(yè)間地面生產(chǎn)系統(tǒng)主要技術(shù)指標(biāo)對(duì)比，中國(guó)石油在原油穩(wěn)定率、注水系統(tǒng)效率、噸油綜合能耗和噸液綜合能耗等方面占有優(yōu)勢(shì)，但是，在原油脫水站負(fù)荷率、集輸密閉率和伴生氣處理率等方面處于落后地位，分別落后14 %、17 %和7 %。需要通過(guò)總體布局優(yōu)化，流程改造，推廣先進(jìn)成熟技術(shù)等措施，提高地面生產(chǎn)水平。

3 提質(zhì)增效重點(diǎn)工作展望

基于提質(zhì)增效取得的成果和經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合目前新形勢(shì)的要求和主要技術(shù)指標(biāo)差距，中國(guó)石油未來(lái)油氣田企業(yè)應(yīng)以低成本發(fā)展為目標(biāo)，堅(jiān)持問(wèn)題導(dǎo)向，全面提升油氣田地面工程生產(chǎn)水平，實(shí)現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展。

一是堅(jiān)持做好優(yōu)化簡(jiǎn)化。

老油氣田進(jìn)入開發(fā)中后期，與設(shè)計(jì)之初相比，原油產(chǎn)量和含水率發(fā)生了較大變化。已建地面工程生產(chǎn)系統(tǒng)隨之出現(xiàn)區(qū)塊間生產(chǎn)系統(tǒng)能力不平衡、原油處理系統(tǒng)負(fù)荷率低、采出水和注水系統(tǒng)能力不足、集輸和處理工藝不適應(yīng)、系統(tǒng)能耗過(guò)高等問(wèn)題。但是從有利的一面看，油田進(jìn)入高含水開發(fā)期后，采出液性質(zhì)向利于常溫集輸?shù)臈l件轉(zhuǎn)變，為簡(jiǎn)化布站層級(jí)提供了便利條件。

中國(guó)石油油氣田企業(yè)應(yīng)當(dāng)結(jié)合開發(fā)形勢(shì)，統(tǒng)籌兼顧，注重整體優(yōu)化，利用單井軟件計(jì)量、油氣混輸、常溫集輸、低溫脫水、多相計(jì)量及井下節(jié)流等成熟技術(shù)和一體化集成裝置，持續(xù)做好布局優(yōu)化及流程再造。通過(guò)對(duì)大慶油田、吉林油田和青海油田等一批老油田的優(yōu)化簡(jiǎn)化調(diào)整，預(yù)計(jì)可以關(guān)停站場(chǎng)99座，降級(jí)站場(chǎng)23座，合并站場(chǎng)4座，減少定員423人。

二是加強(qiáng)生產(chǎn)運(yùn)行優(yōu)化。

結(jié)合以往不加熱集輸取得的成果和經(jīng)驗(yàn)，可以在大慶油田、吉林油田和華北油田等地進(jìn)一步推廣常溫集輸技術(shù)，擴(kuò)大應(yīng)用規(guī)模。

在采出水系統(tǒng)管理環(huán)節(jié)，塔里木油田、新疆油田、遼河油田和青海油田等存在提升潛力，可以通過(guò)加強(qiáng)加藥、污泥排放等環(huán)節(jié)的控制和水質(zhì)監(jiān)測(cè)管理，降低運(yùn)行成本。同時(shí)，通過(guò)優(yōu)化注水泵選型、原水回注和分壓注水等措施，提高注水系統(tǒng)效率。

在氣田生產(chǎn)管理方面，可以通過(guò)優(yōu)化裝置檢修方案，避免大型處理廠同時(shí)檢修等方法，減少放空，最大限度地保證天然氣產(chǎn)量，把檢修對(duì)生產(chǎn)的影響降到最低。

通過(guò)一系列生產(chǎn)運(yùn)行優(yōu)化，預(yù)計(jì)可以實(shí)現(xiàn)節(jié)約運(yùn)行成本11.8×104元/a，降低能耗10.8×104tce/a。

三是努力實(shí)現(xiàn)產(chǎn)品增值。

通過(guò)密閉集輸、原油穩(wěn)定、伴生氣回收、輕烴和乙烷回收等技術(shù)，進(jìn)一步減少油氣損耗，最大程度地提高產(chǎn)品附加值。

在油氣密閉集輸和處理方面，長(zhǎng)慶油田和新疆油田可以通過(guò)密閉改造、伴生氣回收和原油穩(wěn)定工程，減少油氣揮發(fā)損耗。同時(shí)，通過(guò)加熱爐燃?xì)馓娲加汀⒉沙鏊疅崮芾玫燃夹g(shù)，減少燃油消耗。

在提高天然氣產(chǎn)品附加值方面，長(zhǎng)慶油田、新疆油田、塔里木油田和大慶油田仍有潛力可以挖掘，可以通過(guò)天然氣的深冷處理技術(shù)提高輕烴回收率。

通過(guò)實(shí)施上述增產(chǎn)降耗技術(shù)，預(yù)計(jì)可增加密閉集油量70×104t/a，增加原油穩(wěn)定量1 890×104t/a，增加伴生氣和天然氣產(chǎn)量 8.7×108m3/a，增加液烴產(chǎn)量335×104t/a，為保證原油、天然氣產(chǎn)量供應(yīng)貢獻(xiàn)力量。

四是推進(jìn)地面系統(tǒng)精益生產(chǎn)。

精益生產(chǎn)的核心是最大限度地消除各種浪費(fèi)、實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最大化。中國(guó)石油油氣田企業(yè)未來(lái)應(yīng)當(dāng)深化完善精益生產(chǎn)工作的目標(biāo)、總體思路和舉措，實(shí)現(xiàn)地面生產(chǎn)從傳統(tǒng)生產(chǎn)向精益生產(chǎn)轉(zhuǎn)變。提質(zhì)增效工作要與數(shù)字化結(jié)合，在已建信息化管理系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，深入開展大數(shù)據(jù)、云計(jì)算和人工智能等前沿信息技術(shù)的應(yīng)用，加強(qiáng)理論與技術(shù)攻關(guān)，推進(jìn)低成本數(shù)字化油氣田建設(shè)，優(yōu)化原有勞動(dòng)組織結(jié)構(gòu)，減少生產(chǎn)一線員工數(shù)量，逐步向智慧化油田建設(shè)邁進(jìn)。

五是加大科技創(chuàng)新力度。

科技創(chuàng)新是地面工程技術(shù)發(fā)展的核心。建議中國(guó)石油加大新設(shè)備、新工藝的研發(fā)力度和資金投入，加強(qiáng)石油企業(yè)和高等院校、生產(chǎn)廠商的聯(lián)合研發(fā)。

首先，攻克制約油氣田地面工程建設(shè)的瓶頸技術(shù)，主要包括：天然氣處理新技術(shù)，稠油、超稠油開發(fā)地面成套技術(shù)，復(fù)合氣驅(qū)配套技術(shù)，油氣田節(jié)能環(huán)保技術(shù)、多相計(jì)量技術(shù)，高壓、高溫、抗硫非金屬管材技術(shù)，高含水原油常溫集輸粘壁機(jī)理研究等。

其次，隨著開發(fā)方式向多元化轉(zhuǎn)變，地面工程需要開展重大開發(fā)試驗(yàn)配套攻關(guān)，開展空氣泡沫驅(qū)、二氧化碳驅(qū)和火驅(qū)的地面工程集輸、注入和處理技術(shù)的研究。

再次，需要進(jìn)一步深入開展產(chǎn)品增值技術(shù)研究，主要包括：高效天然氣輕烴回收技術(shù)，高效小規(guī)模原油穩(wěn)定裝置研發(fā)，放空氣回收技術(shù)和裝置研發(fā)，揮發(fā)性有機(jī)化合物回收技術(shù)等。

4 結(jié)束語(yǔ)

油氣田地面工程提質(zhì)增效工作需要強(qiáng)化開源意識(shí)，突出效益生產(chǎn)，向生產(chǎn)優(yōu)化要效益，向產(chǎn)品增值要效益，推動(dòng)油氣田地面建設(shè)與管理持續(xù)上臺(tái)階。為實(shí)現(xiàn)上游業(yè)務(wù)低成本開發(fā)、高質(zhì)量發(fā)展，保證原油產(chǎn)量穩(wěn)中有升、天然氣產(chǎn)量快速增長(zhǎng)，提供堅(jiān)實(shí)的支撐和保障。