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1、油气田地面工程技术水平评价及对策(共3977字)摘要：为客观评价油气田地面工程技术与管理水平，实现内外对标，促进油气田提质增效，构建了一套目标明确、内容全面、指标先进、时效性强的科学评价体系。利用该体系进行了内外对标，评价了中国石油公司油气田地面工程技术水平，找到了差距，并提出了相应对策，即提升标准化设计水平；优化简化地面系统工艺流程，提高系统负荷率；实施管道和站场完整性管理，提升风险防控能力，降低失效率；开展以油气生产物联网为代表的智能油气田建设等。措施目标的提出对于油气田应对新挑战、提质增效具有重要意义。关键词：油气田地面工程；技术水平；经济指标体系；评价；对策当前，油气行业正面临低油价、
2、资源劣质化、环保安全要求日益提高等严峻挑战，控投降本、提升效益的任务十分艰巨。因此，建立一套比较科学的评价体系，实现对地面工程技术和管理水平、投资和运行效果的客观评价，利用指标体系进行内外对标，以找差距、提措施、补短板、提效率，对于油气田提质增效具有重要意义。1技术经济指标体系的构建1992年和1999年中国石油前后两次颁布油气田地面工程技术经济指标，有力支持了年度计划编制、五年规划编制、设计审查和对标等技术经济活动。近年来，油气藏类型多样化，采出程度持续升高，新开发方式不断出现，急需建立一套覆盖面更广、更加符合实际的技术经济指标体系，作为衡量地面建设、生产及管理水平的标尺。在中国石油勘探与生
3、产分公司组织和各油气田支持下，中国石油规划总院项目组通过划分油气田类型、构建油气田地面技术经济指标体系、确定指标的一般值和先进值等阶段工作，构建了新的指标体系。1.1划分油气田类型。综合考虑油气藏特性、开发方式、地面工艺模式和建设环境等主要因素，将油田划分为7种类型：高含水整装油田、低产低渗油田、分散小断块油田、沙漠油田、热采稠油油田、三采（聚驱）油田、滩海油田；将气田划分为6种类型：常规气田、酸性气田（含H2S气田和含CO2气田）、凝析气田、致密气田、页岩气田、煤层气田。针对不同类型油气田，从含义、特点和工艺模式等方面进行了界定。1.2构建油气田地面工程技术经济指标体系。建立了包含15套技术
4、经济指标的体系框架（图1），其中股份公司总体水平的分体系2套，不同类型油气田分体系13套。筛选68项核心指标，其中油田指标45项、气田指标23项，并规范了各指标的定义1及计算公式2。1.3确定技术经济指标的一般值和先进值采集了16家油气田公司的281个油气田区块、16.4万项数据，基于大数据分析和数理统计方法，确定并验证了技术经济指标的一般值和先进值。一般值代表股份公司平均水平或大部分油田所处的水平，先进值代表股份公司先进水平，同时考虑标准规范的要求以及未来的发展趋势。以此为基础形成并的油气田地面工程技术经济指标手册已经成为油气田地面工程技术经济水平对标准则。其具有四个显著特点：（1）目标明确
5、。控制工程投资、降低运行成本、确保安全环保。（2）内容全面。覆盖地面工程建设和运行全生命周期，包括各种油气田类型，针对油气水三大系统；全面反映运行效率3、产品收率、物料消耗、建设投资、操作成本等因素。（3）指标先进。通过规范指标定义、统一对比口径，依据客观规律确定了指标的一般值和先进值，显著提高了适用性。（4）时效性强。反映了开发对象和开发方式变化、安全环保节能新政策对地面系统的新要求，指标值更贴近实际。2油气田地面工程技术水平评价中国石油公司历来重视对标工作，2019年依据油气田地面工程技术经济指标手册（2018版）开展了第四轮次对标。纵向上开展了中国石油5年历史数据对标（20142018年
6、），横向上开展了中国石油内部16家油气田公司对标。通过前期和建设管理、油田生产运行管理、气田生产运行管理等3个方面的45项指标对标，综合评价了中国石油油气田地面工程技术水平。2.1原油和天然气商品率稳中有升。20142018年，原油商品率上升了近1个百分点，相当于年增产原油100104t。天然气商品率稳中有升，2018年为96.5%。通过在油田推广集输密闭流程改造、不加热集油、伴生气回收、以气代油等措施，在气田推广电驱增压、井下节流、减少放空等措施，有效控制了生产自耗和损耗。2.2单位生产综合能耗总体稳定油田单位生产综合能耗总体稳定在每吨150kg标煤左右，气田单位生产综合能耗总体呈下降趋势。
7、在含水不断升高、产液量不断增加、油藏品质变差的不利条件下，通过推广高效设备、提高系统效率和优化生产运行等措施，保持了单耗基本稳定。2.3注水水质达标率整体较高。近几年加强油田注水管理效果显著，井口水质达标率达到85%以上。但是部分油田二次污染严重，应加强注水站加药杀菌和管道清洗工作。2.4站场及装置负荷率有待提高。站场及装置负荷率总体在60%70%。部分油气田新区产能到位率低、老区产量递减导致系统不均衡是负荷率低的主要原因。2.5密闭率、原稳率和伴生气处理率偏低。集输密闭率不断提升，2018年为77%。原油稳定率近两年呈下降趋势，2018年为42.6%。伴生气处理率逐年上升，2018年为87%
8、。导致油气损耗大、资源利用率低。2.6管道失效率较高。由于相当部分管道使用年限长、腐蚀老化比较严重，公司年油气管道失效上万次，给安全环保绿色生产带来巨大压力。2.7数字化覆盖率仍有较大提升潜力。当前，国内外石油公司都在努力实现数字化转型。中国石油油气田数字化覆盖率逐年上升，2018年井场、站场数字化覆盖率分别达到52%和46%，但仍有较大提升潜力。3油气田地面工程技术水平提升对策中国石油通过对标评价了地面工程技术水平现状，找到了短板，发现了问题，提出了如下对策。3.1提升标准化设计水平，实现新油气田效益建产。深化地上地下一体化优化，确定合理建设规模。依托已建系统能力，通过优化布局、系统挖潜，合
9、理控制新建规模。推广软件量油、单管不加热密闭集油、稠油热采能量利用及高温密闭脱水、减氧空气注入、大型天然气轻烃深度回收工艺、稳流配水、一体化集成等共四大类20项成熟适用的先进地面工程技术，提高设计水平。全面提升现有定型图，适应模块化建站要求。尽快编制完善页岩气、储气库和致密油标准化设计定型图，以缩短工期、提高效率、降低投资。此外，努力推进标准化施工和智慧化工地建设，提高工程建设质量和效率。3.2提高系统负荷率，保障老油气田有效稳产。深入推进老油气田地面系统优化简化。加大“关停并转减”力度，打破厂矿界限，在更大范围内优化地面系统总体布局，实现瘦身升级。深化应用不加热集油、软件量油等成熟适用技术，
10、简化工艺流程，实施流程再造。“十三五”期间，华北油田实施了冀中地区地面系统整合再造工程，联合站由23座减少为5座，负荷率提高37个百分点，每年降低运行成本2.72亿元，降幅达10%。积极落实油气产品增值工程。通过因地制宜实施密闭集输和原油稳定，减少损耗，提高资源利用率，提质增效。利用CNG、LNG技术和天然气发电等多种方式回收放空气，减少污染。“十三五”期间，新疆和长庆油田实施了原油稳定和伴生气回收工程，原稳率分别提高了64和80个百分点，年增产液烃40104t以上；长庆、塔里木、新疆油田实施天然气乙烷回收工程，年将增产液烃285104t。3.3大力实施完整性管理，促进安全环保绿色生产。目前已
11、经全面搭建了完整性管理技术框架，编制完成了管道和站场完整性管理手册，完善了标准体系，开展了“双高”管道筛查及治理，试点工程顺利推进，科研工作取得了关键性进展，持续提升了风险防控能力，降低了失效率。下一步将重点加强“双高”管道治理，搭建完整性管理平台，全面开展失效识别与分析，努力攻克内腐蚀直接评价（ICDA）。3.4积极融合最新信息技术，开展智能油气田建设。全面实施以油气生产物联网为代表的信息系统建设。重点在东部老油田有序开展以“全面感知、自动操控、预测预警、智能决策”为主要特征的油气生产物联网建设，达到数字化全覆盖，实现自动化生产、数字化办公、智能化决策、完整性管理、一体化运营。在物联网自动采
12、集海量数据基础上，大胆探索人工智能新技术在油气田地面的应用。在生产运行优化方面，要实现油气井生产工况监测预警及智能计量、生产运行优化、系统整体优化、达标排放在线监测与智能预警、智能能源管控。在资产管理方面，要实现管道腐蚀智能预测、站场安全智能分析及预警、机器人和无人机巡线巡检、设备健康管理。在智能决策方面，要实现地上地下一体化协同优化、计划调度执行一体化协同优化、生产经营一体化协同优化。4结束语油气田地面工程是控制投资、降低成本的重要源头，是提高开发效益的重要手段，是安全生产、节能环保的主要载体，也是优化管理、提质增效的关键环节。油气田地面工程技术水平的高低直接对开发效益产生重大影响。应不断完善评价体系，在对标管理中充分发挥评价指标体系的作用，大力实施技术和管理创新，不断提升油气田地面系统技术水平，促进和保障油气田高水平开发、高质量发展。第 7 页 共 7 页