【正文】 （一）原油集輸與處理技術(shù) 以提高經(jīng)濟效益為目的的模塊化 、 撬裝化系統(tǒng)設(shè)計理念有待加強 。 我國相關(guān)設(shè)備的效率與國外有一定差距 ，標準化 、 模塊化 、 撬裝化水平不高 。國外在油 、 氣 、 水處理設(shè)備研究的投入力度方面 ， 遠高于國內(nèi) ， 一般均由專業(yè)公司研究 、 生產(chǎn) 、 銷售 ， 并重視開發(fā)具有特色的名牌產(chǎn)品 。 但控制室標準很高 ， 空調(diào)等一應(yīng)俱全 ， 按城市計算機房的標準配置 。 與國外同行相比 ， 主要在以下幾個方面還存在著一定差異： 在站場平面布置 、 建構(gòu)造物建造標準上 ， 國外力求簡潔 。 （一）原油集輸與處理技術(shù) 國內(nèi)油氣集輸及處理技術(shù)并不落后于國外 ， 部分技術(shù)領(lǐng)先 。 近年來 ， 針對稠油又開展了井下裂解技術(shù) （ 原位開采 ） 的研究 。 工作性能取決于具體井口條件和流體物性 ， 還不具備通用性 ， 適用于高含水 （ ≥ 90%） 、原油密度小 （ ） 且除產(chǎn)層外至少另有一個回注層 、 直井或斜度不大的井 。 中石化在勝利 、 河南油田開展了先導(dǎo)試驗 ， 在不影響油井產(chǎn)油量的情況下 ， 地面產(chǎn)水量減少 70%。 幾年來 ， 美國和加拿大對 53臺井下氣水分離器和 37臺井下油水分離器的應(yīng)用研究表明 ， 運行成功的設(shè)備約占 4565%。 加拿大 CFER技術(shù)公司 、 哈里伯頓等在井下油水分離技術(shù)方面處于世界領(lǐng)先水平 。 （ 巴西 ） (國內(nèi)加 CO2形成超臨界狀態(tài) ) （一）原油集輸與處理技術(shù) 井下油水分離 、 稠油裂解技術(shù) 井下油水分離技術(shù)近年來重新得到各石油公司的重視 ， 其技術(shù)原理是利用分離裝置將油層產(chǎn)出的油水混合液在井下直接進行分離 ， 然后將油液舉升到地面 ， 分離出的水在井下回注到地層中 。 加拿大是生產(chǎn)稠油大國之一 ， 率先成功研究稠油加氫改質(zhì)工藝 。 遼河油田 2022年建成 1座 40萬噸 /年乳化降粘裝置 ， 近幾年運行效果良好 ， 乳化油性質(zhì)穩(wěn)定 ， 儲存期 36個月 。 在遼河油田洼 38建有一套 3萬噸 /年裂化降粘裝置 。 ? 裂化降粘采 、 集 、 輸一體化工藝 主要針對 (50℃ 粘度 )， 在井口或井下按照 1:3摻入輕柴油 ， 使得混合油粘度降至 ， 經(jīng)管道輸至處理站脫水后 ， 進入常壓分餾塔 ， 分出摻入的輕柴油組分 ， 輸至井口回摻 ， 循環(huán)使用 。但損失了稀油的價差優(yōu)勢 。實現(xiàn)噸油集輸燃料油耗由 、 集輸電耗由 稠油集輸工藝 目前 ， 稠油集輸工藝主要包括：加熱法 、 摻稀法 、 摻熱水 或活性水法 、乳化降粘法 、 改質(zhì)降粘法 、 低粘液環(huán)法 等 6種 。 ? 歐美國家預(yù)分水技術(shù)： 廣泛使用仰角式游離水脫除器進行預(yù)分水 。 國外原油預(yù)分水技術(shù)起步早 、 水平高 、 種類多 。 三相分離器是以出油含水作為主要指標設(shè)計的設(shè)備 ， 出水含油指標一般要求控制在 1000mg/L以下 即可 ， 后續(xù)污水處理系統(tǒng)投資 、 占地和運行費用均較高 。 而國內(nèi)基礎(chǔ)研究薄弱 ， 實驗設(shè)施相對落后 ， 未形成被認可的多相流計算方法 。 多相流量計： 大多數(shù)為國外產(chǎn)品 ， 國內(nèi)產(chǎn)品質(zhì)量有待提高 。 2022年挪威 Statoil公司建設(shè)了 2條并列敷設(shè)海底長距離混輸管道 （ DN750mm、 120km） 。建設(shè)增壓撬數(shù)百套。增壓站采用撬裝化設(shè)備。 ? 投資降低 10～ 20％ ? 管線長度減少 20～ 40％ ? 集輸能耗降低 10～ 40％ ? 運行成本降低 3～ 10％ ? 節(jié)地 （ 取消計量站 、 配水間 ） 平均單井 油氣水混輸增壓技術(shù)發(fā)展實現(xiàn)流程簡化 近年來 ， 油氣混輸增壓技術(shù)在國內(nèi) 油田得到一定程度的應(yīng)用 ， 部分取代了接轉(zhuǎn)站的功能 ， 簡化了油氣集輸系統(tǒng)流程 ， 實現(xiàn)了 集輸工藝模塊化 、 數(shù)字化和無人值守 ， 減少了占地 ， 降低了建設(shè)工程投資 30%左右 ， 部分站點減少了天然氣排放 。 傳統(tǒng)集輸管網(wǎng)示意 計量站 集中處理站 集中處理站 串聯(lián)管網(wǎng)示意 （一）原油集輸與處理技術(shù) 結(jié)合中石化油田自身特點 ， 自 2022年起 ， 油田部已在 20多個區(qū)塊推廣應(yīng)用串聯(lián)管網(wǎng)集輸工藝 ， 取得了顯著的經(jīng)濟效益： （一）原油集輸與處理技術(shù) 針對管線的穿孔造成串聯(lián)管網(wǎng)上油井大面積停產(chǎn)的問題 ， 在河南油田江河區(qū)使用新型埋地式截斷閥等技術(shù) 。 該項技術(shù)在中石化都得到了廣泛的應(yīng)用 ， 但在中石油還停留在經(jīng)驗推廣階段 。 對于無桿泵采油井的井口計量則采用電功圖量油 。 中國石化針對自身發(fā)展的需要 , 加強科技攻關(guān) ， 優(yōu)化 設(shè)計 、 降本增效 ， 在集輸系統(tǒng)流程優(yōu)化簡化 、 高含硫氣田集輸與處理 、 污水綜合利用等方面取得了突出成果 ， 為油氣田的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)做出了重要貢獻 。 油氣田地面工程技術(shù)進展迅猛 。 地面工程研究所 是中國石化油氣田開發(fā)地面工程的技術(shù) 研究和咨詢 機構(gòu) ， 其主要職責(zé)是 ： （ 項目前期 、 技術(shù)支持 ） 是中國石化總部地面工程技術(shù)參謀部和戰(zhàn)略支持部 。 1 、開展油氣田地面工程建設(shè)中長期規(guī)劃、專項規(guī)劃、方案編制、可行性研究與相關(guān)技術(shù)支撐與服務(wù)等； (計劃部 /油田部 /國勘 /天分 /油田企業(yè) ) 2 、組織油氣儲運工程、油氣田開發(fā)地面工程和公用工程建設(shè)項目的評估與審查等； (計劃部 /油田部 ) 3 、開展油氣田地面工程技術(shù)及市場信息的跟蹤調(diào)研，承擔(dān)相關(guān)技術(shù)集成創(chuàng)新和推廣應(yīng)用等； (1/科技部 ) 4 、承擔(dān)地面工程技術(shù)規(guī)范和技術(shù)標準的制定等； (科技部 ) 單位介紹 油氣田地面工程 技術(shù)進展及發(fā)展趨勢 主講人： 黃輝 提 綱 一、地面工程技術(shù)進展 二、面臨的主要問題和挑戰(zhàn) 三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向 當(dāng)今世界 , 高速發(fā)展的科學(xué)技術(shù)正以巨大的力量改變著人類的文明進程 ， 整個社會正在經(jīng)歷一場全球性的技術(shù)革命 。 基礎(chǔ)科學(xué) 、 信息技術(shù) 、 材料科學(xué) 、 設(shè)備制造與安裝等諸多學(xué)科的科技進步 ， 推動了中國油氣田地面工程技術(shù)的發(fā)展 ， 在油氣集輸 、污水處理等方面 ， 多項技術(shù)達到了國際先進 （ 或領(lǐng)先 ） 水平 。 一、地面工程技術(shù)進展 （一） 原油 集輸及 處理技術(shù) （二） 天然氣集輸及處理技術(shù) （三） 污水處理工藝技術(shù) （ 四） 海洋油氣工程技術(shù) （五） 地面工程新設(shè)備 （六） 信息化 一、地面工程技術(shù)進展 油井計量技術(shù)發(fā)展簡化了集輸管網(wǎng) 隨著示功圖量油技術(shù)的發(fā)展和完善 ， 油井井口實現(xiàn)在線連續(xù)計量 ， 尤其對于氣體較多或產(chǎn)量波動較大的井 ， 示功圖計量能更好的反映油井的實際狀況 。 油井遠程在線計量 ， 無需建設(shè)計量站 ， 實現(xiàn)了管網(wǎng)串聯(lián) ， 簡化了流程 ， 降低了工程投資及運行費用 ， 單井投資節(jié)省 23萬元 ， 集輸系統(tǒng)工程投資節(jié)省 2030%。 中石化正在無桿泵油井電功圖井口在線計量先導(dǎo)試驗 。 針對單管集輸工藝停輸再啟動的問題 ， 可以采用高效井口電加熱器 。 （一）原油集輸與處理技術(shù) 傳統(tǒng)接轉(zhuǎn)站模式 接轉(zhuǎn)站 聯(lián)合站 串聯(lián)管網(wǎng) +混輸增壓撬 增壓撬 中石化紅河油田實行串接集輸工藝，采用一級半（或二級）布站：油井 — 增壓撬 —聯(lián)合站。 中石油西峰油區(qū)也采取“ 油井 — 增壓 撬 — 聯(lián)合站 ”布站方式。 （一）原油集輸與處理技術(shù) 混輸增壓撬 國外從上世紀 70年代開始 ， 投入大量資金 、 人力 ， 開展多相混輸基礎(chǔ)理論與應(yīng)用技術(shù)的研究 ， 其成果已在上百條長距離混輸管線上得到應(yīng)用 。（ 凝析油氣 ） 我國多相混輸技術(shù)與國外相比仍有較大差距 ， 主要表現(xiàn)在以下幾個方面： 大型混輸泵： 國際上已用于工程實際的油氣混輸泵的單泵最大功率為 6000kW，國產(chǎn)單泵功率大多較小 、 泵型單一 、 對油氣比劇烈變動適應(yīng)性較差 、 與國際先進水平差距較大 。 多相流基礎(chǔ)研究： 歐美等發(fā)達國家已基本形成了低粘原油多相流計算的理論和方法 ， 開發(fā)出具有自主知識產(chǎn)權(quán)的多相流模擬軟件 （ PIPEFLOW、 PIPEPHASE、 OLGA等 ） 。 （ 商用軟件開發(fā)落后 ） （一）原油集輸與處理技術(shù) （一）原油集輸與處理技術(shù) 高含水油田原油預(yù)分水技術(shù) 國內(nèi)老油田大部分已進入高含水或特高含水開發(fā)期 ， 國內(nèi)主要采用三相分離器進行預(yù)分水 。 國內(nèi)還未開發(fā)出以出水水質(zhì)作為主要指標 ， 如水中含油低于 50mg/L以下的專用預(yù)分水設(shè)備 。 ? 俄羅斯預(yù)分水技術(shù)：末端分相管 、 簡易氣浮選預(yù)分水器 、 斜管預(yù)分水器 ， 一般安裝在叢式井井場或轉(zhuǎn)油站 ， 分出部分高含水原油的污水 ， 達到地層回注標準 。 目前 ， 仰角式 、 斜管式分離設(shè)備在國內(nèi)應(yīng)用較少 。 （ 地下裂解 \火燒 ） 塔河油田通過集輸工藝優(yōu)化 ， 主要采用全密閉集中摻稀輸送工藝流程 。h 。 （一）原油集輸與處理技術(shù) 塔河油田稠油地面集輸工藝 中石油遼河油田擁有較成熟的稠油集輸與處理技術(shù) ， 對裂化降粘 、乳化降粘技術(shù)也進行了試驗和應(yīng)用 。 分餾塔底部的稠油進裂化反應(yīng)器 ， 進行以降粘為目的的輕度裂化 ， 使稠油粘度降至 ， 從而實現(xiàn)采 、 集 、 輸一體化 。 (已拆除 ， 蘇丹 50萬噸 /年 ) ? 超稠油乳化降粘管輸工藝 需要 在超稠油中加入 堿性石油化合物或表面活性劑水 溶液 ， 形成水包油型乳化液 ， 降低管路輸送摩阻 。 由于乳化后的超稠油難以進行破乳 ， 所以應(yīng)用該工藝后的乳化油只能用于燃料使用 。 目前 ， 國外在低粘液環(huán)輸送等基礎(chǔ)研究方面領(lǐng)先 。 主要有重力分離和水力旋流分離 2種 。其示范工程采用該技術(shù)后產(chǎn)油量由 4 m3/d增加到 15 m3/d， 產(chǎn)出水回注率為 88%。 該技術(shù)待完善 。 設(shè)備購置和安裝費用 ， 比常規(guī)電潛泵的費用要高 23倍 ， 約為 925萬美元 。 井下設(shè)備各部件的設(shè)計連接和控制困難 ， 分離效果難以監(jiān)測 。 催化劑 、 微生物 、火燒油層法 、 超臨界水改質(zhì) 。 在集輸工藝方面 ， 尤其在低滲透 、 小斷塊油田開發(fā)上 ， 國內(nèi)油田注重高效 、 節(jié)能油氣集輸配套技術(shù)的研究與應(yīng)用 ， 通過簡化優(yōu)化流程 ， 采用 不加熱集輸技術(shù) 和串聯(lián)管網(wǎng)集輸工藝等 ， 降低了原油生產(chǎn)能耗 ，達到國際先進水平 。 一般沒有圍墻 、 大門 、 站內(nèi)混凝土道路 （ 城市標準與農(nóng)村標準 ） ， 注重工人巡檢通道 、 設(shè)備吊裝維修和消防空間 ， 場地由覆土填平 ， 不具備觀賞性 ， 也不必考慮領(lǐng)導(dǎo)視察 。 （一）原油集輸與處理技術(shù) 與工藝相關(guān)的部分設(shè)備性能和質(zhì)量均有待提高 。 國內(nèi)主要依靠各油田設(shè)計院 ， 專業(yè)化程度低 ， 研究與生產(chǎn) 、 銷售結(jié)合不夠緊密 ， 缺乏不斷跟蹤 、 改進和完善 。 國內(nèi)對原油中含鹽沒有要求；對原油飽和蒸汽壓沒有要求；對原油中其它化學(xué)藥劑含量沒有要求 。 例如：一個 30億方的氣體處理廠 ， 按 6億方一個模塊進行設(shè)計 ， 可根據(jù)實際產(chǎn)量的變化情況 ， 組合成不同規(guī)模的氣體處理廠 。 國外油田注重自動化控制 ， 自動化水平較高 ， 某些先進地區(qū)已經(jīng)采取衛(wèi)星選井計量 。 國內(nèi)還缺少相關(guān)標準 。 （一）原油集輸與處理技術(shù) （二）天然氣集輸與處理技術(shù) 高含硫氣田地面集輸與凈化處理技術(shù) ? 中國石化高含硫氣田集輸與處理技術(shù)在引進國外技術(shù)基礎(chǔ)上 ， 經(jīng)過技術(shù)攻關(guān) ，形成了一系列技術(shù)成果 ， 為高含硫氣田地面集輸與凈化處理技術(shù)積攢了寶貴經(jīng)驗 ，代表了國內(nèi)領(lǐng)先水平 。 凈化工藝 采用甲基二乙醇胺 （ MDEA） 脫硫脫碳 +三甘醇 （ TEG） 脫水 +常規(guī) Claus硫磺回收 +Scot尾氣處理工藝 ， 與常規(guī)凈化技術(shù)相比 ， 溶劑總循環(huán)量降低 10%， 再生能耗 降低 15%， 硫磺回收率高于 % 。 國外在專利溶劑 、 藥劑 、 新型催化劑開發(fā)方面 ， 處于技術(shù)領(lǐng)先地位 ， 并由此 形成了一系列天然氣凈化專利技術(shù)和工藝包 。 低壓低產(chǎn)氣田地面集輸技術(shù) ? 采用常規(guī)集輸技術(shù) ， 存在建設(shè)投資高 、 能耗大 、 運行成本高等問題 。 ? 中石油蘇里格氣田：形成了以 “ 井下節(jié)流 、 井口不加熱 、 帶液計量 、井間串接 ” 為主體的 “ 蘇里格模式 ” 。 ? 中石化川西氣田：成功應(yīng)用 47口井 ， 平均單井可節(jié)約投資 40萬元 、 節(jié)約運行成本約 30萬元 /年 。 總的來說 ， 中石化井下節(jié)流技術(shù)仍在試驗及小規(guī)模應(yīng)用階段 。 （二）天然氣集輸與處理技術(shù) 煤層氣田地面集輸技術(shù) ? 美國 、 加拿大 、 澳大利亞煤層氣地面工程技術(shù)比較成熟 。 ? 中石油 、 中聯(lián)煤在引進國外成熟技術(shù)的基礎(chǔ)之上 ， 因地制宜 ， 形成了具有自身特色的煤