地面工程技术进展及发展趋势

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 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 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 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 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（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。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。 投资降低10～20％ 管线长度减少20～40％ 集输能耗降低10～40％ 运行成本降低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，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（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）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。 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。 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0.98kw·h。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。 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) 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4m3/d增加到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 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，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%。 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。 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%。 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。 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构。（二）天然气集输与处理技术*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。 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%。 中石化在煤层气集输上，还处于起步和探索阶段。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、含聚污水处理技术重力沉降工艺，适用于稀油含聚污水处理，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理，使稠油含聚污水处理技术取得突破。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。*（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/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 降低污泥量。 气浮、聚结等多种技术的集成和一体化。 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。 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。 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。 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 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。 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。 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 高矿化度污水菌种的筛选研究。 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）污水处理工艺技术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，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。 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。 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。 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 10 SSF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。 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PermianBasin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—阳离子交换—蒸汽锅炉，出水各项指标达到锅炉给水水质标准。 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。 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。 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。 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。 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。 国内在胜利、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。 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 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。 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。 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*1、SIPC5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 项目名称 区块 水深(m) SIPC进入时间 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 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 400-1500 2005.02 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 800-1500 1806 900-1900 18 1200-1600 31 1400-2200 32 1400-2200 ADDAX加蓬 Etame 0～500 2009.08 EPSC 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 OML123 3-87 2009.08 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 17-296 FPSO+水下生产系统 巴西 AlbacoraLeste 800-2000 2010.07 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 2150 Carioca 2140 印尼 Makassar 764-1899 2010.11 PSC 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 Ganal 550～1180 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 Rapak 962～1651 岩性油气藏 满足当地和国际标准、规范和法规（共计242项） 海上生产设施应适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 海上生产应满足海洋环境保护的要求 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各海域适用标准统计表 　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 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 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。 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　“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）4、6种热点海域集输模式的归纳和总结 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 大庆油田针对小断块、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10～95%。 徐家围子油田规格为φ2600×7828mm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%。 “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处理设备。 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 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，φ2×20m仰角翼板式高效油水分离装置比φ4×20m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%。 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，出水水质比常规装置要好。（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： 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。 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。 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。 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、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 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。 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。 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。 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（LNG\CNG\柴油“美国、日本、挪威”）（三）天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 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。 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。 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 多余污水达标外排受限，回灌成本高。胜利、河南、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。 高矿化度污水资源化利用技术不成熟、处理成本较高。 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) 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 复杂地貌、深水海底设施： 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：利用表面活性剂乳化降粘进行稠油集输；利用特高含水期采出液的特性，采用低粘液环输送。井下裂解降粘技术。 污水处理技术：高通量耐污染膜分离技术、一体化集成技术、新型水处理药剂的研发。 天然气处理技术：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；开发新型尾气处理工艺及改进型工艺。大型化、小型化。国内同行“十二五”的技术指标 “十二五”期间，整装油田（多大规模？）原油密闭率达到100%，原油稳定率（？）达到100%，天然气处理率达到100%，采出水处理及回用率达到100%，油田百万吨和气田亿方产能地面建设投资要降低3%-5%，新建产能工程新增劳动定员减少10%。 配套攻关九项核心技术（酸气、稠油、污水、煤层气） 高压凝析气田简化计量技术 低成本酸性气田集输用管 特低渗透油田采出水处理技术 复合驱油田高效处理设备及药剂 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指标及采出水高效处理工艺 煤层气低成本地面关键技术三、发展趋势及重点攻关方向 集成推广八项成熟技术 一体化集成装置 油井简化计量技术 稳流配水技术 不加热集油技术 高效油气集输与处理技术 低成本高效化学药剂 非金属管道应用 变频调速技术 超前储备八项前瞻技术 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、发展趋势及重点攻关方向 加强基础技术研究，为地面工程技术发展提供理论和技术支持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因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、高酸性气田低成本集输管材5、非常规天然气标准体系及标准 整体推进标准化设计，持续提高地面工程水平三、发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发展观为指导，紧紧围绕“东部硬稳定、西部快上产、天然气再翻番，非常规大发展”的油气发展战略，加大科技创新力度，以降本增效，绿色发展，创建世界一流为目标，建议地面工程按照重点攻关、推广、超前储备技术三个层次，发展目标确定为“933”。三、发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）在地面工程中的应用 超稠油开发地面集输与处理技术 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 多元复合驱污水处理技术 大型酸化压裂返排液处理及回用技术 固体废弃物处理、处置技术 地热综合利用技术三、发展趋势及重点攻关方向（二）积极推广成熟技术：3项 “标准化设计、模块化建设”模式 串联管网集输工艺 油田20kV配电技术（三）超前储备前瞻技术：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、发展趋势及重点攻关方向1、可再生能源（太阳能、风能）在地面工程中的应用 太阳能、风能作为洁净可再生能源在油田生产中有着广阔的应用前景。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究工作。埕岛油田海上采油平台采用风力发电技术，在国内尚属首次。 研究院地面所目前与江苏油田设计院拟合作开展太阳能、风能在油田地面工程中的应用研究。计划在取得一定成果的基础上，选择太阳能、风能较为丰富的地域进行推广应用。 2012年美国的太阳能发电及私人安装太阳能增加59%和53&。（一）重点攻关技术2、超稠油开发地面集输与处理技术“十二五”，针对塔河于奇高粘度、高含蜡、高含硫的超稠油开发，稀油资源严重不足。重点从改质、催化裂化、乳化降粘、低粘液环输送四个方面进行攻关。（一）重点攻关技术 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试验，实现规模建产，“十二五”新建产能5亿方，2015年产量3亿方。认真研究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行技术储备。主要开展以下几个方面的研究：（1）煤层气低成本集输优化技术研究本着“简单适用、安全可靠、适应性强”的原则，将煤层气地面集输工艺的各项技术进行集成优化，形成一套适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究研发出煤层气采出水无害化处理和综合利用技术，找出煤层气采出水的综合利用途径，解决采出水排放对环境的污染，避免水资源的浪费。（3）煤层气地面工程相关标准研究我国煤层气地面集输工艺多处于开发先导性试验阶段，目前国内尚无煤层气地面建设的标准和规范。因此，要加强相关的标准规范的研究和编制工作。（一）重点攻关技术（4）煤层气环境保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，产出水处理目前成本最高。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行排放。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须对其进行处理。（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》研究项目，现场试验各项指标达到或超过设计要求。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，形成一体化装置，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，从而简化后段处理工艺、减少投资和运行费用等。初步测算，应用该装置地面系统改造投资可降低约20-30%，运行费用可降低约20-50%。提高分水比例是今后的研究方向。（一）重点攻关技术DMS-1型一体化预分水除油装置网格管技术具有以下特点，1是。。。。。*来液与处理后出水装置处理效果报表（部分数据）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，其中含油最低达到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）装置运行稳定，可靠性高；（3）能耗低：工作压力≥0.17MPa（压力降≥0.03MPa），优于设计指标。 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） 4.01 25 79 5 3 4.02 26 80 2 3 4.03 24 80 1 4 4.04 25 82 4 5 4.05 26 84 1 2 4.06 26 83 3 3 4.07 23 84 5 4 4.08 25 85 1 3 4.09 26 78 3 5 4.10 24 79 4 5 4.11 23 82 2 3 4.12 25 84 1 2 4.13 26 81 2 3 4.14 24 81 1 2 4.15 25 80 2 25、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，降低处理费用，研究污水余热利用技术。（达标排放研究、政策不允许排放）6、多元复合驱污水处理技术针对多元复合驱产出污水，开展技术攻关研究，以满足三次采油的需要。智能水驱技术有不同的提高采收率原理，一般是由几个原理共同发挥作用的。沙特阿美公司的勘探和石油工程研究中心（EXPEC）进行了改变注入水成分（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究。油田实验结果表明该方法具有较大的应用潜力。另外，挪威国油等公司也开发了一些类似技术，目前正进行实验验证。（一）重点攻关技术7、大型酸化压裂返排液处理及回用技术针对单井返排液高达15000方左右的特点，通过攻关返排液高效处理和回用技术，实现将返排液回用于压裂液配制，节约清水资源、保护环境。8、固体废弃物处理、处置技术开展含油污泥减量化、污泥资源化利用技术研究。（一）重点攻关技术（一）重点攻关技术 截至2010年底，地热资源利用总量合计约500万吨标准煤。 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50万吨标准煤 2010年，全国能源消耗总量约相当于32.5亿吨标准煤，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、地热综合利用技术燃烧1方天然气释放约2kgCO2，1t原油释放2.5-3tCO2,1t煤释放3.48tCO2.（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有限公司（新星51%，绿源49%），标志着中国石化上游地热产业进入高速成长期。 截至2012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，供暖能力达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）重点攻关技术燃烧1方天然气释放约2kgCO2，1t原油释放2.5-3tCO2,1t煤释放3.48tCO2.（3）地热资源在油田地面中的应用（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发展方向之一。 集输管网伴热输送/掺热水输送； 联合站站内流程换热/加热； 站内办公区或矿区采暖； 中温地热资源发电技术等。燃烧1方天然气释放约2kgCO2，1t原油释放2.5-3tCO2,1t煤释放3.48tCO2.（二）推广应用成熟技术1、积极推广应用“标准化设计、模块化建设”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设中所用的各种装置和设施，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发展。2008年10月，中石油全面部署推进油气田标准化设计工作。至2011年，中石油应用该项技术成效显著：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；多生产原油104万吨，多生产天然气21亿方。目前，中石化“标准化设计、模块化建设、标准化采购”尚处于起步阶段。国内外成功推广应用“标准化设计、模块化建设”模式对中石化新区产能建设和老区调整改造，降低地面投资，具有很好的借鉴和指导意义。2、继续推广串联管网集输工艺根据中石化各油田自身特点，因地制宜发展、完善串联管网集输工艺，形成配套的核心技术，总结、提高形成中石化油田自身特色的集输模式。（完善井口计量技术，针对无杆泵采油电功图量油）江苏油田：“李堡模式”河南油田：江河区老油田整体改造模式东北腰英台：低品位油田地面流程模式胜利油田：临盘小断块油田地面流程模式江汉油田：坪北油田简化、短流程模式等（二）推广应用成熟技术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。可以提高电网供电能力，降低电力系统建设投资，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：建设1座110/20kV变电站，10kV配电方案：建设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配电技术应用研究，在适合的开发新区推广应用20kV电压配电。特别在西部。石勘院地面所目前已完成《20kV配电系统应用研究》前期工作。（二）推广应用成熟技术1、页岩气、页岩油等非常规地面技术攻关储备页岩气：“十二五”期间，加快建南、川西页岩气开发试验评价，实现规模建产，新建产能20亿方，2015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试验，形成规模建产阵地。目前中石化页岩气、页岩油等非常规地面集输技术及技术标准缺乏，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行技术储备。2012年在5月10日举办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，避免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，如果不能建立环境保护的框架，那么未来的开采可能是一场灾难。（三）超前储备前瞻技术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“开拓海域”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装备基础上，积极开展中深海石油工程工艺、设备等基础研究和技术攻关工作，为中石化南海油田开发和海外深海项目运作提供深海石油工程技术储备。基础研究和技术攻关主要包括： 中深海油气田集输模式研究 中深海水下生产系统设计技术 海上油田污水处理及注水工艺技术研究 中深海石油工程技术生产设施及装备研究 中深海油气管道流动安全保障技术研究 中深海石油工程安全环保技术研究 中深海油气管道输送增压技术研究 中深海紧凑型平台工艺流程研究 研究院地面所已承担中石化科技部《中深海石油工程配套技术研究与评价》项目。（三）超前储备前瞻技术超深水开发方面需要解决的技术难题主要是流动保障和多相混输。沥青、水合物和锈垢会导致出油管道堵塞，而流动保障的主要目的是设计这些物质生成的模型，以及对出油管道进行实时监测。海底生产系统（SPS）是由海底完井、生产、处理、储油和装运设备等组成的海底生产系统。该系统的优势：可用于产油能力弱、油层分布广和含水率高的海底油田生产。在进行小型油田开发时，可采用海底管线回接方式把其连接到其它生产系统上，使小油田的经济开发成为可能。（三）超前储备前瞻技术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。初步评价认为，我国天然气水合物资源量超过100亿吨油当量，是已探明油气资源量一半。天然气水合物很可能与页岩气一样，因技术突破而取得大发展。美国能源部2012年宣布在天然气水合物开发技术上取得突破。其研究表明，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造就可获得稳定的天然气流。（日本，近海可用100年，积极研究中）制约因素：水合物开采当务之急是如何安全开采、经济开采。基于现有开发水平，水合物开采成本每方气体超过1美元，经济价值不高。为配合水合物的开发，地面工程应做好技术储备。对于降压法开采，需防范堵塞、破坏管道和设备；对注热法开采，则应通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，应重点解决快速高效实现采出甲烷与CO2分离问题。（三）超前储备前瞻技术科学探索，永无止境；技术发展，永无终点；虽然经过了一段时间的准备，也只能对地面工程技术发展的部分成果进行简要的介绍，或许在我们讨论技术进展的时候，已经又有了新的技术产生。也许任何介绍技术发展的文章都会有这样的遗憾！结束语油田地面工程项目管理主讲人：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所有权归国家是立法基础1、风险勘探区块登记：PSC（PSA）（印尼、加蓬）、服务合同(风险、纯服务)（伊朗、伊拉克）、其它2、FARMOUT&FARMIN收购资产（加蓬）收购公司（ADDAX）勘探、开发活动受到政府的程序化管理操作模式国内独立作业为主：三大油公司及其它海上有合作项目，东海等。国外联合作业为主JOA由于政府的介入，没有严格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PSAPSA图2矿/税制双方收益分配流程图PSA图3合资经营产品分成制合作双方收益流程图图4合资经营矿/税制合作双方收益流程图PSA油田地面工程项目管理国内1、可行性研究；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、议标与建设单位指定（2）设计院\建设公司\供应公司VS工程公司;（3）中国标准(苏联体系)VS欧美标准（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:科威特项目中原卡塔尔管道项目油田地面工程项目管理按照我国现行的基本建设管理规范，所有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:专业资格证 书 关于书的成语关于读书的排比句社区图书漂流公约怎么写关于读书的小报汉书pdf （3）监理单位:相关监理资质监理人员:相关监理证书（4）建设单位:严格执行国家有关规定油田地面工程的管理基本建设程序，工程项目可以分为以下四个阶段：（1）决策阶段（概念【规划】阶段）：-项目建议书、可行性研究；（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）-建设准备、建设实施；（4）终结阶段（收尾阶段）-竣工验收、建设项目后评价。油田地面工程项目管理油田地面工程项目管理油田地面工程项目管理可行性研究报告分类：石化股份计（2011）299文件，《中国石油化工股份有限公司油气项目可行性研究工作管理规定》1、油气田产能建设项目可行性研究报告编制规定2、老油田地面单项及配套系统工程可行性研究报告编制规定3、天然气管道工程可行性研究报告编制规定4、信息工程项目可行性研究报告编制规定油田地面工程项目管理油田产能建设项目可行性研究报告的内容：Sheet1 第一章 总论 第七章 节能降耗 第二章 市场分析和预测 第八章 安全卫生与健康 第三章 油气藏工程 第九章 环境保护 第四章 钻井工程 第十章 项目组织及进度安排 第五章 采油（气）工程 第十一章 经济评价 第六章 油气田地面工程 第十二章 风险分析Sheet2 Sheet3 油田地面工程项目管理老油田地面单项及配套系统工程可行性研究报告的内容：风险评估投票Sheet1 第一章 总论 第七章 环境保护 第二章 油田自然条件 第八章 劳动安全卫生 第三章 地面工程现状与需求 第九章 组织机构和劳动定员 第四章 工程方案 第十章 投资估算 第五章 公用工程 第十一章 结论与建议 第六章 能耗分析及节能措施Sheet2 Sheet3 油田地面工程项目管理建设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。建设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。油田地面工程项目管理建设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、建设中执行的标准;国际油公司标准体系；2、油、气、水物性参数;3、地形图1:50000;4、工程地质、水文地质、气象资料;5、建设条件:交通运输、供配电等;6、经济条件:生产资料、劳动力价格等;7、原油外输方式。油田地面工程项目管理非常规油气资源开发的地面工程技术探讨主讲人：黄辉非常规油气资源开发的地面工程技术探讨一、非常规油气资源开发的特点二、地面工程面临的问题三、地面工程主要技术探讨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发展趋势根据分析预测，我国致密油气资源量虽可能小于页岩气和煤层气等烃源岩层内聚集的油气资源数量，但可能大于常规油气资源量。若在加上页岩油，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标，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)的开发利用已经成为必要，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能够达到1000X108m3。届时，整个天然气的产量大概为(2500-3000)X108m3，非常规天然气能够占到l／3。二、地面工程面临的问题1、非常规油藏包括致密油藏，我国非常规油藏资源分布广泛，如鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准噶尔盆地、江汉盆地、苏北盆地等。非常规油藏具有“资源丰度低、储层低孔低渗、单井日产量低”的特征，受开发技术限制及开发投资高、经济效益低等因素影响，目前国内有鄂尔多斯盆地的长庆油田、红河油田等区块投入了规模开发。地面工程作为油田开发的重要环节，不管是常规油藏，还是非常规油藏，其基本功能是一致的，都包括了油气计量、油气集输与处理、污水处理与回注及配套系统。如何在较低的投资和操作成本下，选用经济适用的工艺技术，实现上述功能，完成地面工程的建设内容，从而实现高效、安全生产，提高开发效益是致密油藏开发地面建设必须思考的问题。*二、地面工程面临的问题 滚动开发、单井产能低致密油藏单井产能低，为形成一定规模的产能，油井数量多，地面工程建设内容也将相应增多，投资大。并且滚动开发模式给确定合适的地面建设规模造成了困难。 地面建设条件恶劣油田多处偏远地区，油区地形地貌复杂，外部依托条件差，地面工程建设投入增加。土地资源稀缺，地面工程方案需进一步优化，减少用地。 压裂液配制需消耗大量的水资源，大型压裂液返排液液量大，处理难度高。 开发后期采用注入物，补充地层能量的开发方式，增加了地面新的工程内容。如CO2驱补充地层能量的开发方式，需要CO2回收及回注、材料选择、防腐等一系列技术问题，地面工程投资也会相应增加。 绿色开发对地面工程提出严峻挑战随着国家“碳减排”规划的逐步实施，CO2等排放将会受到严格限制，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。二、地面工程面临的问题2、非常规气藏非常规天然气的埋藏、赋存状态与常规天然气的主要差别是资源的“低品位”，表现在资源分布散、地层压力低、稳产时间短、含水饱和度高。目前，非常规天然气尚未形成大规模开采，有体制机制、管网建设、开发技术、人才储备和产业政策等各方面原因，但最重要的还是经济效益问题。即煤层气、页岩气开发的投资者至少要获得最低期望的投资回报，投资者才会有投资的兴趣；煤层气、页岩气均为边际资源，单井产量低、开发投资大、成本高、周期长、风险高。地面工程投资在非常规天然气开发中占有很大比重(约占30％)，通过结合非常规天然气开发的特点，优化设计和对建设过程实施科学管理，可以降低地面工程建设投资，提高非常规天然气资源开发的效益。(标准缺失)二、地面工程面临的问题 地下资源的不确定性煤层气藏、页岩气藏虽然分布较为稳定，但富集区受局部地质条件影响较大，如一口井获得较高产量，而附近井可能产量很低。不宜采用整装常规天然气的地面工程设计程序和思路。无论是煤层气还是页岩气，单井产量在生产初期达到高峰后都会快速下降，除采取增产措施延缓递减速度外，主要靠大批量地打新井弥补产量。水处理及环境保护煤层气在开发初期需要长时间排水，大量储存于煤层的水被排到地面；页岩气在开发过程中需要大量的水资源进行压裂，最终也要排到地面。对地面水进行处理，防止环境污染也是地面工程需要解决的问题。三、地面工程主要技术探讨1、地上地下一体化，进行整体优化资源配置，井工厂模式地面要根据非常规油气藏开发特点，在满足开发需要的前提下进行全面优化，以降低无效投入。2、优化集输工艺，简化集输流程采用“丛式井单管串接或单管环状掺水集油、功图计量，简化集输流程，减少管线数量，降低投资。3、进一步推广多相混输技术积极推广应用增压点混输工艺，使得集输工艺进一步简化为井口—集中处理站或井口—增压点—联合站的一级或一级半布站密闭混输工艺流程，减少接转站和气相输送管线数量。三、地面工程主要技术探讨4、推广应用高效油气水处理设备、撬装装置高效加热、原油处理、水处理、天然气处理设备、小型撬装污水处理装置。例如游离水脱除器、高效三相分离器和油气水砂四相分离器、多功能处理器等，有效地降低能耗，减少占地。5、加强新型大型压裂返排液处理及回用技术的研究，降低处理和运行成本。大型压裂技术一次压裂返排液量大，再加上返排液成分复杂，体系多变，难以处理，处理成本高。需进行新型压裂返排液回注处理技术的研究，提高处理速度和处理效率，降低处理成本和污泥量，同时将返排液经过预处理后，满足将返排液破胶脱稳、降低粘度后，输送到污水处理系统与采出液以一定比例回掺后回注，是解决大型压裂返排液处理的方向。三、地面工程主要技术探讨6、高效水处理技术研究，防止环境污染，确保非常规气田开发的持续性在开发初期需要长时间排水，大量储存于煤层的水被排到地面；页岩气在开发过程中需要大量的水资源进行压裂，最终也要排到地面。这些排到地面的水如果不加以处理，就可能造成地表水资源的污染。同时还要对压裂后大量含有化学物质和固体颗粒的返回水进行处理。由于开发煤层气的地区不同，采出水的性质不同，含有污染物的种类和数量也不同，可采取的处理方法也有多种。无论是煤层气开发还是页岩气开发，都存在以水资源保护为主要矛盾的环境保护问题，而满足环保要求主要靠地面工程建设来实现。三、地面工程主要技术探讨7、煤层气地面工程配套技术在煤层气开发建设方面，采用“排水采气、井站串接、两级增压、集中处理”的总体工艺模式。8、在标准规范方面，需要构建和完善以适应新业务发展需要的地面工程标准体系。加强非常规油田及非常规天然气地面工程标准体系及规范研究。制订、修订中国石油地面工程业务发展和生产急需的标准规范。(如煤层气和页岩气以及高酸性气开发等地面建设标准规范)建立标准化建设体系作为一套通用、标准、相对稳定的指导性和操作性文件，不仅能够提高生产效率和建设质量，降低安全风险和管理成本，而且有利于运行操作和生产管理组织。9、采集气管线材质的合理选择。沁水盆地煤层气田地貌以山地为主，地势起伏较大，而煤层气采集管线的压力低，腐蚀性介质含量少，因此选择合适的管线材质，降低开发投资，实现煤层气田低成本有效开发也是一个关键问题。三、地面工程主要技术探讨“非常规能源”地面配套技术的研究新能源又称非常规能源，是指传统能源之外的各种能源形式，如风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能、核聚变能、氢能、燃料电池、可燃冰等。以风电、太阳能等为代表的新能源产业，具有环境影响小、技术含量高，在其他行业已经规模应用，我们应开展在油田的应用研究。地热能已被广泛用于生活供暖、发电、制冷等。中石化新星公司所属的绿源地热能开发有限公司以地热供暖为主已经开展了大量的工作，形成了一支专业化管理队伍。所承担的工程设计多数由油田设计院完成。地热利用地地面配套技术还有待于进一步完善和公关。谢谢！敬请各位同学批评指正！****************网格管技术具有以下特点，1是。。。。。*燃烧1方天然气释放约2kgCO2，1t原油释放2.5-3tCO2,1t煤释放3.48tCO2.燃烧1方天然气释放约2kgCO2，1t原油释放2.5-3tCO2,1t煤释放3.48tCO2.燃烧1方天然气释放约2kgCO2，1t原油释放2.5-3tCO2,1t煤释放3.48tCO2.*