地面工程技术进展及发展趋势.pptx

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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 提 纲一、地面工程技术进

2、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（

3、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

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

5、，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公司建设了2条并列敷设海底长距离混输管道（

6、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）

7、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。u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。u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

8、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。l 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

9、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)l 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

10、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 m3/d增加到15 m3/d，产出水回注率为88%。几年来，美国

11、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

12、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

13、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

14、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l 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，

15、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%。l 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

16、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l 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。l 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%。l 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。l 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

17、构。（二）天然气集输与处理技术3、煤层气田地面集输技术l 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。l 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40%，能耗降低10%。l 中石化在煤层气集输上，还处于

18、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、硫磺回收及尾气处理装置已趋于大型化、自动化、组合化，发展

19、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l 重力沉降工艺，适用于稀油含聚污水处理，例如大庆油田。l 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 针对含聚污水性质复杂，粘度大(0.8-1.1

20、mPas,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、气浮三种技术集成为一体，在不加药的情况下，除油率较

21、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 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，出水水质可达到含油10mg/L、悬浮物10mg/

22、L。河南下二门和双河联合站采用该技术。处理后含油低于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，处理量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。含聚污水处理技术发展趋势l 降低污泥量。l 气浮、聚结等多种技术的集成和一体化。l 聚合物重复利用，用于配聚，配制压裂液、调剖液。（三）污水处理工艺技术2、污水生化处理技术 污水生化处理技术具有成本低、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取得了较大进展。l 污水生化回注技术：两级除油+生化

23、法（水解酸化+接触氧化)+精细过滤 该技术通过厌氧法增加污水可生化性，再通过好氧法去除浮油，最后通过精细过滤器达到A级注水标准。l 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）+外排通过厌氧/好氧去除水中BOD、COD，使外排污水指标达到国家二级排放标准。l 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+双膜反渗透。该项技术处于先导试验阶段。目前，生化污水处理技术在矿化度30000mg/L以下比较成熟。污水回注技术能达到A级注水标准；污水外排能达到国家二级排放标准，一级标准难以实现；污水综合利用技术仅做过小型试验，未规模化应用，关键是COD值不能

24、达到反渗透膜进水水质要求。（电脱盐技术）（三）污水处理工艺技术污水生化处理技术应用l 中石油最早成功应用该项技术，目前在大港、长庆、大庆等油田多个污水站应用。主要为污水回注和外排。l 中石化应用10个污水站，处理规模65300m3/d，其中污水外排58000m3/d，污水回注7300m3/d。l 国外在油田污水处理中应用较少，在俄罗斯做过200m3/d左右的小型试验。河南油田稠联采用生化装置洲城油田生化处理装置，进口含油20mg/L，出口含油1.65mg/L 污水生化处理技术发展趋势l 高矿化度污水菌种的筛选研究。l 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。

25、（三）污水处理工艺技术3、悬浮污泥净化技术（SSF）l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，形成悬浮污泥层。水由下向上穿过悬浮泥层时，依靠界面物理吸附、网捕作用等将絮体等杂质拦截在悬浮泥层上，使出水水质达到处理要求。l国内自主研发，中石化最早应用，胜利102、大北、樊家、高青等污水站成功应用。l中石油得到了广泛推广，大庆杏15-1，大港板大、扣3、羊16，华北高29、留西，新疆等多座污水处理站应用。l目前该技术在国外应用较少。该技术替代了传统工艺中的二次沉降罐，解决了二次沉降罐沉降分离效率低等问题，其作用达到了二次沉降+一级过滤的效果。出水水质含油10mg/L、悬浮

26、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 9.1 10SSF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 主要指将污水处理后用于注汽锅炉、配聚、余热利用等。（1）注汽锅炉用水 常用的处理方法有离子交换软化、膜处理和压缩蒸发除盐技术。l离子交换软化技术：主要适用于低矿化度污水，并已发展成熟。中石油最早在辽河（获国家2等奖）、新疆等油田应用；中石化在河南稠联应用，规模4000m3/d。美国德克萨斯州Permian Basin油田污水处理工艺：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

27、换蒸汽锅炉，出水各项指标达到锅炉给水水质标准。l膜处理除盐技术：主要以反渗透为主，以色列、加拿大等技术领先，应用较为广泛，适合于各种矿化度的污水处理，关键点是进入反渗透膜的污水C0D要小于40mg/L，因此前端处理工艺复杂，成本高。国内在炼油、化工低矿化度水中应用较为广泛，技术较为成熟，多采用除油-多级气浮-多级生化处理-多级过滤的预处理技术。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理技术。该项技术在国内油田已进行小型试验，胜利油田拟准备进入工业试验。原理：使用新鲜蒸汽对蒸发器管程中的料液加热，蒸发形成二次蒸汽，将二次蒸气引入蒸气压缩机加压升温，升温后的压缩蒸气重新引入

28、加热器壳程用于加热料液，使料液温升并达到蒸发浓缩的目的。l压缩蒸发（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。只需要压缩机用电和少量的蒸气。国外应用较多，以色列、加拿大技术领先。该技术在国内仍处试验阶段，其核心部件压缩机需要进口。4、污水综合利用技术4、污水综合利用技术（2）污水配聚 污水经处理后达到配聚水质要求，代替清水。主要技术有氧化除硫和污水脱盐2种。l污水氧化除硫技术适用于低矿化度含硫污水，通过空气催化氧化将污水含硫除去，以达到污水配聚水质要求。该技术河南油田最早应用，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

29、物溶液的粘度保留率大于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，处理能力5000m3/d。l污水脱盐配聚技术利用反渗透技术将污水中盐类脱除，使水质达到配聚用水标准。在胜利油田进行过小型试验，正在进行工业化应用。l国内低矿化度污水代替清水配聚技术已发展较成熟，处于领先地位。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，余热回收潜力巨大。（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究重点。l 国内

30、在胜利、大港等油田进行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，没有进行大规模应用。河南油田与新星公司合作开展地热利用。l 国外高温热泵技术应用广泛。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，项目投资回收期3.2年。（三）污水处理工艺技术 在污水处理工艺方面国内外没有质的区别，但国内设备的处理效率、制造水平、技术集成和水处理药剂方面与国外相比有较大差距，特别是作为低渗透油田注水水处理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适应100mg/L的含油。在油田污水用于农田灌溉处理技

31、术方面，国内在技术上还需要进一步完善，认识上也需要转变（油公司及社会信用体系有待建立）。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理稠油污水用于农田灌溉。美国德克萨斯A&M大学制造的移动式水处理装置，在德州将油田污水处理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l 目前，中国石化基本具备了水深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。l 中海油在300m以下水域总体技术能力接近或达到国际水平，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

32、装；海上油气管道铺设；海洋石油环境条件调查及预报等技术。l 中海油、中石化基本代表国内滩浅海油田开发水平。我国深水海工装备起步较晚，设计能力、原材料、关键设备与国外尚有很大距离。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。（深水设施向完全海底发展；深水技术进入浅水是趋势）2012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”在南海首钻成功，该井水深1500m，最大可适应3000m水深。钻井深度可达10000m。首次采用了最先进的水下防喷器系统，在紧急情况下可自动关闭井口，能有效防止类似墨西哥湾事故的发

33、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1506 400-15002005.02 PSA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1706 800-15001806 900-190018 1200-160031 1400-220032 1400-2200ADDAX加蓬Etame 0500 2009.08 EPSC参股 31.36%高含蜡低气油比高度未饱和底水油藏

34、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OML123 3-872009.08 PSC 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OML126 17-296FPSO+水下生产系统巴西Albacora Leste800-20002010.07 PSC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Guara 2150Carioca 2140印尼Makassar 764-18992010.11 PSC参股18%岩性构造复合油气藏溶解

35、气驱TLP+FPU+海 底管线自喷 气举防砂完井Ganal 5501180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Rapak 9621651 岩性油气藏1、SIPC 5个中深海项目项目数量少、时间短、股份少、控制力弱、经验缺乏、FPSO、自喷+气举l 满足当地和国际标准、规范和法规（共计242项）l 海上生产设施应适应恶劣的海况和海洋环境的要求l 总体经济评价可行、投资最优l 海上生产应满足海洋环境保护的要求l 满足安全生产的要求：可靠的生产生活供应系统、独立供配电系统和可靠的通信系统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）1

36、973 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标准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

37、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适应性 技术工艺方面：通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，研究分析认为导管架平台、滩浅海修井工艺及采修一体化平台等不适应中深海生产需要；油气集输处理工艺、生产辅助系统、防砂工艺等具有较强的适应性。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

38、深水铺管能力、4000吨级起重能力、第三代动力定位及自航能力。国内海工装备方面：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等一批海洋石油重大装备，代表国内海工装备最高水平，初步具有中深海油气项目开发的能力。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），仅适应于滩浅海作业。3、国内滩浅海海工技术对中深海的适应性 根据不同海域的海况条件、水深、现有生产依托设施等因素，总结提出了6种热点海域集输工程模式。（地域、作业公司技术、经济）序号 海域名称 集输模

39、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种热点海域集输模式的归纳和总结1、多功能油气处理组合装置（简称“五合一”）（五）地面工程新设备l 大

40、庆油田针对小断块、低产量油田，研制了“五合一”组合装置，具有气液分离、沉降、加热、电脱水、缓冲功能，取代了常规流程中的三相分离器、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。可适应原油含水1095%。l 徐家围子油田规格为26007828mm的五合一装置，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理站相比，可节省工程投资38%，减少占地69%。l“五合一”组合装置已在大庆油田应用50余台，设备运行稳定，维修、除砂方便，使用寿命可达10年以上，已经成为大庆外围新建油田的主要原油集输

41、处理设备。l 该装置对中石化小断块、边际油田开发具有一定的借鉴意义。（五）地面工程新设备2、仰角式高效油水分离器l 大庆油田研制的仰角翼板式高效油水分离装置，在进液含水率90%、最大处理液量11000t/d、温度38、破乳剂加药量为10-20mg/L、处理后油和水质量指标相近的情况下，220m仰角翼板式高效油水分离装置比420m常规游离水脱除器处理时间短22.2min，油水分离效率提高2.7倍，节省投资约40%。l 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，与常规卧式分离器相比，该分离器大部分的油远离出水口，油水界面与水出口距离越远，油从水中分离出来的时间越长，出水水

42、质比常规装置要好。（五）地面工程新设备3、相变加热炉l 相变换热是利用液体蒸发、气体冷凝进行热量传递。传热系数大，换热效果好。不易结垢，无氧腐蚀，加热炉寿命长，运行成本低，热效率高（可达87%以上）。主要有2类：l 真空相变加热炉采用相变换热和单向真空自动排放技术，微正压燃烧，U型加热盘管，壳内充软化水，单台负荷最大3000kW。据有关文献介绍应用1台1000kW该型炉1天可节省燃油0.64t。l 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，该炉型适应性较广。在中石化、中石油等油田均有应用。塔河三号联采用5台分体式相变加热炉（2*3000、3*4000kW），比采用

43、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l国外在油、气、水处理设备研究的投入力度方面，远高于国内，一般均由专业设备公司按研究、生产、销售的力量比例配备，重视开发具有特色的名牌产品。l国内此类设备研制主要依靠各油田设计院，研究课题或工程项目一旦通过鉴定验收，研究工作便基本告一段落。研究与生产、销售结合不够紧密，缺乏不断跟踪、改进和完善。l国外已普遍采用由专业工厂成套生产油、气、水处理装置及模块化撬装设备，而我国相关设备的效率、以及标准化、模块化、撬装化水平与国外有较大的差距。数字化管理方面：以调控中心为龙头，生产单位为核心，建立班组自主管理、

44、独立作战，实现对原油生产、油田注水、油气集输、原油拉运、油井小修、生产辅助五大系统进行实施监控。（中国石化智能化管线管理系统建设）（数字油田：地上地下一体化勘探开发一体化）。数字油田标准化。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理流程监控 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、发展趋势及重点攻关方向二、面临的主要问题和挑战 l 陆上石油开发条件复杂化、多样化，地面工程建设难度加大。浅海石油产量呈减少之势，深海石油产量则不断增长，为此需要解决超深水生产技术难题。l 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

45、满足全球石油需求方面发挥重要作用；多数老油田已进入高含水和特高含水期；现有地面系统难以适应。l 随着低品位、低渗透油气资源的开发，现有部分技术难以满足建设和生产需要。l 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。l 环保问题日益得到关注，对天然气、污水、污泥等油田生产外排物提出了更高要求，许多国家或地区已不允许外排。高含水油田仍旧是今后一个时期原油生产的主力，随着开发年限的延长，地面系统骨架工程已进入更新、维修期，改造投资逐年增大。主要表现在：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，严重危害安全生产。（油系统大马拉小车、污水超负荷）随着污水量的

46、不断增加（综合达89%）、污水性质变化，现有污水处理系统面临降低改造投资和运行成本的挑战。多元复合驱、C02驱产出液处理难度加大，处理成本高。制定老区地面工程更新、改造的标准；及时改造、维修影响安全生产的设施；进一步优化和简化高含水油田地面集输系统，降低生产和运行成本，是地面工程面临的长期性问题。“十二五”时期，是中国石化建设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发展战略，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、污水处理难度高二、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

47、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重大挑战。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品位资源，相当多的气田逐步进入衰竭期，产量递减快，高效经济开发困难。天然气液化装置小型化（LNGCNG柴油“美国、日本、挪威”）（三）天

48、然气开发 低产低品位气田经济开发困难 二、面临的主要问题和挑战 l 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、增压方式进行研究，优化集输系统，尽量降低投资。l 常规处理技术对大型酸化压裂返排液处理效率低、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指标要求，直接影响非常规油气田的规模开发。l 我国煤层气田、页岩气田的开发建设缺少行业规范标准（中石油已开展此项工作）。地面集输工艺技术多处于开发前期的先导性试验阶段。（四）非常规开发 地面集输工艺及配套技术亟待研究和完善二、面临的主要问题和挑战 l 多余污水达标外排受限，回灌成本高。胜利、河南

49、、西南面临污水零排放及外排标准提高，现有污水处理设施、技术无法满足要求等问题。l 高矿化度污水资源化利用技术不成熟、处理成本较高。l 含油污泥等固体废弃物尚无有效的处置手段，资源化、无害化处理技术不成熟。环保意识的增强、环保法规的不断完善势必对地面工程建设与管理带来深刻的影响。CO2、CH4等排放将会受到严格限制。随着国家“碳减排”规划的逐步实施，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。(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)l 土地资源稀缺、给地面工程用地方案优化带来挑战。（五）环保安全 绿色开发对地面工程技术提出严

50、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设亟待加强 提 纲一、地面工程技术进展二、面临的主要问题和挑战三、发展趋势及重点攻关方向三、发展趋势及重点攻关方向 全球一次能源消费增速趋缓，2013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，所有燃料增速均低于平均水平。2013年中国的非化石能源占比达9.6%，增速超50%。三、发展趋势及重点攻关方向国外地面工程技术热点l 复杂地貌、深水海底设施：l 系统工程技术：地面地下一体化设计优化技术。l 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。l 稠油开发配套技术：