地面工程技術(shù)進展及發(fā)展趨勢課件

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)油氣田地面工程

技術(shù)進展及發(fā)展趨勢主講人：黃輝油氣田地面工程

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)方向提綱一、地面工程技術(shù)進展

當今世界,高速發(fā)展的科學技術(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。油氣田地面工程技術(shù)進展迅猛。基礎(chǔ)科學、信息技術(shù)、材料科學、設(shè)備制造與安裝等諸多學科的科技進步，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。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。一、地面工程技術(shù)進展當今世界,高速發(fā)展的科學技術(shù)正以巨大的力量改變著人（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（一）原油集輸及處理技術(shù)一、地面工程技術(shù)進展1、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。對于無桿泵采油井的井口計量則采用電功圖量油。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2-3萬元，集輸系統(tǒng)工程投資節(jié)省20-30%。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。中石化正在無桿泵油井電功圖井口在線計量先導試驗。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)1、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)

結(jié)合中石化油田自身特點，自2008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)。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。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0.15畝結(jié)合中石化油田自身特點，自2008年起，油田部已在22、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。（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2、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

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。增壓站采用撬裝化設(shè)備。

中石油西峰油區(qū)也采取“油井—增壓撬—聯(lián)合站”布站方式。建設(shè)增壓撬數(shù)百套。（一）原油集輸與處理技術(shù)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：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。2007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）。（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。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）。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。（商用軟件開發(fā)落后）（一）原油集輸與處理技術(shù)國外從上世紀70年代開始，投入大量資金、人力，開展多（一）原油集輸與處理技術(shù)3、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。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。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。國外原油預(yù)分水技術(shù)起步早、水平高、種類多。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。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。目前，仰角式、斜管式分離設(shè)備在國內(nèi)應(yīng)用較少。（一）原油集輸與處理技術(shù)3、高含水油田原油預(yù)分水技術(shù)4、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。

（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。實現(xiàn)噸油集輸燃料油耗由7.8降至5.88kg、集輸電耗由2.7降至0.98kw·h。但損失了稀油的價差優(yōu)勢。（一）原油集輸與處理技術(shù)塔河油田稠油地面集輸工藝4、稠油集輸工藝目前，稠油集輸工藝主要包括：加熱法、

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。

裂化降粘采、集、輸一體化工藝

主要針對>10000mPa.s的超高稠油(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200-300mPa.s，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。

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400mPa.s外輸，從而實現(xiàn)采、集、輸一體化。在遼河油田洼38建有一套3萬噸/年裂化降粘裝置。

(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。遼河油田2001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3-6個月。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。

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。目前，國外在低粘液環(huán)輸送等基礎(chǔ)研究方面領(lǐng)先。（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)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5、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。主要有重力分離和水力旋流分離2種。加拿大C-FER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。其示范工程采用該技術(shù)后產(chǎn)油量由4m3/d增加到15m3/d，產(chǎn)出水回注率為88%。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45-65%。該技術(shù)待完善。中石化在勝利、河南油田開展了先導試驗，在不影響油井產(chǎn)油量的情況下，地面產(chǎn)水量減少70%。設(shè)備購置和安裝費用，比常規(guī)電潛泵的費用要高2-3倍，約為9-25萬美元。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（<0.9）且除產(chǎn)層外至少另有一個回注層、直井或斜度不大的井。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。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。催化劑、微生物、火燒油層法、超臨界水改質(zhì)。（一）原油集輸與處理技術(shù)5、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

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。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。與國外同行相比，主要在以下幾個方面還存在著一定差異：

1、在站場平面布置、建構(gòu)造物建造標準上，國外力求簡潔。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)導視察。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。（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。

2、與工藝相關(guān)的部分設(shè)備性能和質(zhì)量均有待提高。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。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。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。

3、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；對原油中其它化學藥劑含量沒有要求。（一）原油集輸與處理技術(shù)（一）原油集輸與處理技術(shù)

4、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。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。氣田峰值產(chǎn)量后，可將多余模塊遷至新的氣田處理廠。5、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。我國西部新建油田部分站場實現(xiàn)了無人值守，自動化水平已達國際先進水平，但大部分老油田自控水平整體仍不高。國內(nèi)還缺少相關(guān)標準。

原油集輸與處理技術(shù)的發(fā)展趨勢一是向低投資、低能耗方向發(fā)展；二是向上下游兩頭延伸：采油、煉油；三是向“非常規(guī)能源”（太陽、風、地熱、污水、水合物）綜合利用方向延伸。（一）原油集輸與處理技術(shù)4、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（二）天然氣集輸與處理技術(shù)1、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。

普光氣田采用改進的濕氣集輸工藝，在集氣站部分分水，并形成了配套的防腐工藝、焊接施工等一系列技術(shù)。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99.8%

。

在高壓/高含硫氣田開發(fā)上，加拿大、法國積累了幾十年的經(jīng)驗，國內(nèi)與國外水平相比，仍有一定差距。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。國內(nèi)在大規(guī)模天然氣處理裝置設(shè)計上主要采用國外專利技術(shù)。（二）天然氣集輸與處理技術(shù)1、高含硫氣田地面集輸與凈化處理技2、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。采用井下節(jié)流和低壓集氣工藝，無需建設(shè)注醇及井口加熱系統(tǒng)，簡化了集輸流程，降低了投資和運行成本。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”。截止到2010年底，已成功應(yīng)用2700余口井，使平均單井投資降低了近50%。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。目前，井下節(jié)流技術(shù)不適用于斜度較大氣井。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。難以適應(yīng)多樣化的井筒結(jié)構(gòu)。（二）天然氣集輸與處理技術(shù)2、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3、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。美國主要采用“井口分離、低壓集氣、集中處理、增壓脫水、干氣外輸”的集輸工藝，采出水采用離子交換、化學處理、反滲透、人造濕地等處理技術(shù)。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層氣集輸技術(shù)。中石油沁水盆地煤層氣田，充分借鑒了“三低”氣田開發(fā)經(jīng)驗，采用“低壓集氣、單井簡易計量、多井串接”的集輸流程，將億方氣產(chǎn)能建設(shè)投資控制在1.07億元以內(nèi)。中聯(lián)煤首創(chuàng)的“多點接入、柔性集輸”技術(shù)，可以節(jié)省工程投資40%，能耗降低10%。中石化在煤層氣集輸上，還處于起步和探索階段。2012年在延川南開展煤層氣開發(fā)先導試驗，在延1、延3、延5共部署新井17口、利用老井36口，新建產(chǎn)能規(guī)模0.411億方/年。集氣工藝采用“枝上枝”閥組集氣工藝；污水采用重力沉淀+石英砂過濾工藝。（二）天然氣集輸與處理技術(shù)3、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

國外已成功開發(fā)了一大批高含硫氣田，建立了一整套較為完整的集輸與處理工藝體系，取得較為豐富的成功經(jīng)驗。根據(jù)高含硫氣田環(huán)境、天然氣成分、設(shè)施與管線所處的自然環(huán)境和社會環(huán)境等因素，對系統(tǒng)可能產(chǎn)生的腐蝕、環(huán)境污染、人身安全影響作出全面而有效的評估，是國外高含硫氣田與普通氣田開發(fā)相比的重要區(qū)別。國外的脫硫、脫碳、硫磺回收及尾氣處理裝置已趨于大型化、自動化、組合化，發(fā)展趨勢是提高適應(yīng)性、降低操作費用。(國內(nèi)處于探索和經(jīng)驗積累階段)淺層氣、煤層氣多為低壓氣，特別在開采后期氣井壓力更低，國外研發(fā)了適用于負壓集氣的天然氣壓縮機，在井口抽吸井下天然氣形成負壓，并增壓外輸。負壓集氣的技術(shù)關(guān)鍵需要防止空氣進入天然氣系統(tǒng)中，需采用適用于負壓操作的壓縮機。（二）天然氣集輸與處理技術(shù)國外已成功開發(fā)了一大批高含硫氣田，建立了一整套（三）污水處理工藝技術(shù)1、含聚污水處理技術(shù)重力沉降工藝，適用于稀油含聚污水處理，例如大慶油田。2級氮氣密閉氣浮工藝，適用于稠油含聚污水處理，使稠油含聚污水處理技術(shù)取得突破。除油罐一級氣浮二級氣浮緩沖罐來水出水2級氮氣密閉氣浮工藝技術(shù)原理流程圖針對含聚污水性質(zhì)復(fù)雜，粘度大(0.8-1.1mPa·s,45℃)，乳化程度高，油珠粒徑小、浮升速度慢，處理困難等問題，國內(nèi)普遍采用了2種處理技術(shù)。（三）污水處理工藝技術(shù)1、含聚污水處理技術(shù)除油罐一級氣浮二級（三）污水處理工藝技術(shù)中石油在遼河（稠油）油田首先采用該項技術(shù)。

中石化在稠油含聚污水處理工藝上普遍應(yīng)用該技術(shù)，共有16座含聚污水處理站，處理量390000m3/d，達到注水水質(zhì)指標，處理成本1.69元/m3。存在問題是通過加藥將聚合物去除，污泥量高，污泥含水高，運行費用高。2級氮氣密閉氣浮工藝技術(shù)（三）污水處理工藝技術(shù)中石油在遼河（稠油）油田首（三）污水處理工藝技術(shù)最新進展(1)：高梯度聚結(jié)氣浮HCF由勝利油田自主研發(fā)，為國內(nèi)外首創(chuàng)。主要用于代替一級除油罐。核心技術(shù)是將材料聚結(jié)、高梯度聚結(jié)、氣浮三種技術(shù)集成為一體，在不加藥的情況下，除油率較除油罐提高70%以上，出水含油小于40mg/L；不產(chǎn)生老化油和污泥，具有結(jié)構(gòu)簡單，維護方便等優(yōu)點。投資為大罐沉降工藝的60%。2010年11月在勝利坨一污水站應(yīng)用，規(guī)模為10000m3/d。含油平均去除率80%，出水含油40mg/L。注水罐注水系統(tǒng)濾罐高梯度聚結(jié)氣浮罐油站來水提升泵緩沖罐混凝沉降罐（三）污水處理工藝技術(shù)最新進展(1)：高梯度聚結(jié)氣浮HCF注（三）污水處理工藝技術(shù)最新進展(2)：微渦旋氣浮過濾

由國內(nèi)自主研發(fā)，中石化、中石油均有油田采用。技術(shù)特點是在過濾器內(nèi)集成微渦旋和氣浮技術(shù)，進一步去除浮油和分散油，提高過濾效果。

適用范圍：要求進水水質(zhì)含油<100mg/L、懸浮物<50mg/L，出水水質(zhì)可達到含油<10mg/L、懸浮物<10mg/L。河南下二門和雙河聯(lián)合站采用該技術(shù)。處理后含油低于9mg/L，去除率高于80%，懸浮物含量低于7mg/L，去除率高于50%。大港官一聯(lián)采用該技術(shù)，處理量7500-9000m3/d，污水含油由23.8mg/L降至3.2mg/L，懸浮物含量由30.1mg/L降至4.5mg/L。含聚污水處理技術(shù)發(fā)展趨勢降低污泥量。氣浮、聚結(jié)等多種技術(shù)的集成和一體化。聚合物重復(fù)利用，用于配聚，配制壓裂液、調(diào)剖液。（三）污水處理工藝技術(shù)最新進展(2)：微渦旋氣浮過濾（三）污水處理工藝技術(shù)2、污水生化處理技術(shù)

污水生化處理技術(shù)具有成本低、除油效果好等優(yōu)點，中石油、中石化在油田污水回注、達標外排及綜合利用方面取得了較大進展。污水生化回注技術(shù)：兩級除油+生化法（水解酸化+接觸氧化)+精細過濾該技術(shù)通過厭氧法增加污水可生化性，再通過好氧法去除浮油，最后通過精細過濾器達到A級注水標準。污水生化外排技術(shù)：兩級除油+生化法（水解酸化+接觸氧化/氧化塘）+外排通過厭氧/好氧去除水中BOD、COD，使外排污水指標達到國家二級排放標準。污水綜合利用技術(shù)：兩級除油+生化法（多級水解酸化+接觸氧化+氣?。?超濾+雙膜反滲透。該項技術(shù)處于先導試驗階段。

目前，生化污水處理技術(shù)在礦化度30000mg/L以下比較成熟。污水回注技術(shù)能達到A級注水標準；污水外排能達到國家二級排放標準，一級標準難以實現(xiàn)；污水綜合利用技術(shù)僅做過小型試驗，未規(guī)?；瘧?yīng)用，關(guān)鍵是COD值不能達到反滲透膜進水水質(zhì)要求。（電脫鹽技術(shù)）（三）污水處理工藝技術(shù)2、污水生化處理技術(shù)污水生化處（三）污水處理工藝技術(shù)污水生化處理技術(shù)應(yīng)用中石油最早成功應(yīng)用該項技術(shù)，目前在大港、長慶、大慶等油田多個污水站應(yīng)用。主要為污水回注和外排。中石化應(yīng)用10個污水站，處理規(guī)模65300m3/d，其中污水外排58000m3/d，污水回注7300m3/d。國外在油田污水處理中應(yīng)用較少，在俄羅斯做過200m3/d左右的小型試驗。河南油田稠聯(lián)采用生化裝置洲城油田生化處理裝置，進口含油20mg/L，出口含油1.65mg/L污水生化處理技術(shù)發(fā)展趨勢高礦化度污水菌種的篩選研究。實現(xiàn)污水回用：多級生化與超級氧化集成，進一步降低COD值到40mg/L以下。（三）污水處理工藝技術(shù)污水生化處理技術(shù)應(yīng)用中石油最早成功應(yīng)用（三）污水處理工藝技術(shù)3、懸浮污泥凈化技術(shù)（SSF）技術(shù)原理：投加混凝劑、助凝劑使污水中的微小膠體顆粒聚集成密實絮體，形成懸浮污泥層。水由下向上穿過懸浮泥層時，依靠界面物理吸附、網(wǎng)捕作用等將絮體等雜質(zhì)攔截在懸浮泥層上，使出水水質(zhì)達到處理要求。國內(nèi)自主研發(fā)，中石化最早應(yīng)用，勝利102、大北、樊家、高青等污水站成功應(yīng)用。中石油得到了廣泛推廣，大慶杏15-1，大港板大、扣3、羊16，華北高29、留西，新疆等多座污水處理站應(yīng)用。目前該技術(shù)在國外應(yīng)用較少。該技術(shù)替代了傳統(tǒng)工藝中的二次沉降罐，解決了二次沉降罐沉降分離效率低等問題，其作用達到了二次沉降+一級過濾的效果。出水水質(zhì)含油≤10mg/L、懸浮物含量≤10mg/L。

出水含油(mg/L)出水SS含量(mg/L)投資占地SSF裝置9.110SSF比二次沉降罐節(jié)省30%SSF比二次沉降罐節(jié)省30%二次沉降罐30.6/（三）污水處理工藝技術(shù)3、懸浮污泥凈化技術(shù)（SSF）技術(shù)原理4、污水綜合利用技術(shù)

主要指將污水處理后用于注汽鍋爐、配聚、余熱利用等。（1）注汽鍋爐用水常用的處理方法有離子交換軟化、膜處理和壓縮蒸發(fā)除鹽技術(shù)。離子交換軟化技術(shù)：主要適用于低礦化度污水，并已發(fā)展成熟。中石油最早在遼河（獲國家2等獎）、新疆等油田應(yīng)用；中石化在河南稠聯(lián)應(yīng)用，規(guī)模4000m3/d。美國德克薩斯州PermianBasin油田污水處理工藝：采出水--水力旋流器--一級過濾--汽提塔脫硫--石灰軟化—二級過濾—陽離子交換—蒸汽鍋爐，出水各項指標達到鍋爐給水水質(zhì)標準。膜處理除鹽技術(shù)：主要以反滲透為主，以色列、加拿大等技術(shù)領(lǐng)先，應(yīng)用較為廣泛，適合于各種礦化度的污水處理，關(guān)鍵點是進入反滲透膜的污水C0D要小于40mg/L，因此前端處理工藝復(fù)雜，成本高。國內(nèi)在煉油、化工低礦化度水中應(yīng)用較為廣泛，技術(shù)較為成熟，多采用除油-多級氣浮-多級生化處理-多級過濾的預(yù)處理技術(shù)。以色列采用除油-多級氣浮-高級氧化（AOP）-絮凝沉淀—微濾的預(yù)處理技術(shù)。該項技術(shù)在國內(nèi)油田已進行小型試驗，勝利油田擬準備進入工業(yè)試驗。4、污水綜合利用技術(shù)主要指將污水處理后用于注汽鍋原理：使用新鮮蒸汽對蒸發(fā)器管程中的料液加熱，蒸發(fā)形成二次蒸汽，將二次蒸氣引入蒸氣壓縮機加壓升溫，升溫后的壓縮蒸氣重新引入加熱器殼程用于加熱料液，使料液溫升并達到蒸發(fā)濃縮的目的。壓縮蒸發(fā)（MVR）除鹽技術(shù)：始于二十世紀九十年代末?？蛇m用于各種礦化度污水，對進水水質(zhì)要求不高。只需要壓縮機用電和少量的蒸氣。國外應(yīng)用較多，以色列、加拿大技術(shù)領(lǐng)先。該技術(shù)在國內(nèi)仍處試驗階段，其核心部件壓縮機需要進口。4、污水綜合利用技術(shù)原理：使用新鮮蒸汽對蒸發(fā)器管程中的料液加熱，蒸發(fā)形成4、污水綜合利用技術(shù)（2）污水配聚

污水經(jīng)處理后達到配聚水質(zhì)要求，代替清水。主要技術(shù)有氧化除硫和污水脫鹽2種。污水氧化除硫技術(shù)適用于低礦化度含硫污水，通過空氣催化氧化將污水含硫除去，以達到污水配聚水質(zhì)要求。該技術(shù)河南油田最早應(yīng)用，在雙河、下二門及古城等油田實現(xiàn)了污水配聚，配聚規(guī)模17420m3/d，聚合物溶液的粘度保留率大于96%，滿足注聚的粘度要求。大港油田采用“催化曝氣氧化+錳砂過濾”組合工藝，處理能力5000m3/d。污水脫鹽配聚技術(shù)利用反滲透技術(shù)將污水中鹽類脫除，使水質(zhì)達到配聚用水標準。在勝利油田進行過小型試驗，正在進行工業(yè)化應(yīng)用。國內(nèi)低礦化度污水代替清水配聚技術(shù)已發(fā)展較成熟，處于領(lǐng)先地位。高礦化度污水配聚技術(shù)還需進一步完善。4、污水綜合利用技術(shù)（2）污水配聚4、污水綜合利用技術(shù)（3）污水余熱利用

油田采出水溫度大多在30-60℃，余熱回收潛力巨大。（地熱利用）污水余熱回用是利用高溫熱泵將低溫熱源轉(zhuǎn)變?yōu)楦邷責嵩?。技術(shù)關(guān)鍵在于高溫熱泵及熱交換系統(tǒng)防污染。高溫熱泵的國產(chǎn)化和熱交換系統(tǒng)防污染技術(shù)是今后的研究重點。國內(nèi)在勝利、大港等油田進行過含油污水余熱利用實驗。但存在換熱器污垢堵塞、換熱效率下降、高溫熱泵技術(shù)不過關(guān)等問題，沒有進行大規(guī)模應(yīng)用。河南油田與新星公司合作開展地熱利用。國外高溫熱泵技術(shù)應(yīng)用廣泛。資料顯示，國外某油田將污水余熱用于原油集輸，每年可節(jié)約燃料油8163t，項目投資回收期3.2年。4、污水綜合利用技術(shù)（3）污水余熱利用油田采出水溫（三）污水處理工藝技術(shù)

在污水處理工藝方面國內(nèi)外沒有質(zhì)的區(qū)別，但國內(nèi)設(shè)備的處理效率、制造水平、技術(shù)集成和水處理藥劑方面與國外相比有較大差距，特別是作為低滲透油田注水水處理關(guān)鍵的膜過濾技術(shù)不及國外，如國產(chǎn)膜進水含油要求小于5mg/L，而加拿大最新陶瓷膜進水可適應(yīng)100mg/L的含油。在油田污水用于農(nóng)田灌溉處理技術(shù)方面，國內(nèi)在技術(shù)上還需要進一步完善，認識上也需要轉(zhuǎn)變（油公司及社會信用體系有待建立）。美國GE公司在北加州某稠油油田，采用三級膜技術(shù)和一級離子交換技術(shù)處理稠油污水用于農(nóng)田灌溉。美國德克薩斯A&M大學制造的移動式水處理裝置，在德州將油田污水處理后用于恢復(fù)牧場和野生動物棲息地。不僅僅是技術(shù)問題，涉及到管理甚至誠信。（三）污水處理工藝技術(shù)在污水處理工藝方面國內(nèi)外沒有（四）海洋油氣工程技術(shù)目前，中國石化基本具備了水深50m以內(nèi)的灘淺海海工技術(shù)。勝利埕島油田建成以陸地為依托、半海半陸式的淺海油田，年產(chǎn)原油240萬噸。中海油在300m以下水域總體技術(shù)能力接近或達到國際水平，可開展海上復(fù)雜油氣田開采；正在向中深海推進；海上油氣田工程設(shè)計、建造和安裝；海上油氣管道鋪設(shè)；海洋石油環(huán)境條件調(diào)查及預(yù)報等技術(shù)。中海油、中石化基本代表國內(nèi)灘淺海油田開發(fā)水平。我國深水海工裝備起步較晚，設(shè)計能力、原材料、關(guān)鍵設(shè)備與國外尚有很大距離。深水業(yè)務(wù)方面只能參與深水海底管線鋪設(shè)等，其他如水下井口以及大部分深水海底管線鋪設(shè)等多由外國工程公司所包攬。（深水設(shè)施向完全海底發(fā)展；深水技術(shù)進入淺水是趨勢）（四）海洋油氣工程技術(shù)目前，中國石化基本具備了水深50m以內(nèi)2012年5月9日，中國首座自主設(shè)計、建造的第六代深水半潛式鉆井平臺——“海洋石油981”在南海首鉆成功，該井水深1500m，最大可適應(yīng)3000m水深。鉆井深度可達10000m。首次采用了最先進的水下防噴器系統(tǒng)，在緊急情況下可自動關(guān)閉井口，能有效防止類似墨西哥灣事故的發(fā)生。標志著中國深水石油工程技術(shù)質(zhì)的飛躍。60億。（四）海洋油氣工程技術(shù)2012年5月9日，中國首座自主設(shè)計、建造的第六代深36項目名稱區(qū)塊水深(m)SIPC進入時間合同模式作業(yè)模式投資比例油藏類型開發(fā)方式集輸模式舉升工藝完井管柱安哥拉1506400-15002005.02PSA參股10-27.5%深海濁積砂巖油藏早期注水自噴開發(fā)FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)自噴+海底天然氣增壓，輔助井下氣舉防砂完井智能分注完井17068001900181200-1600311400-2200321400-2200ADDAX加蓬Etame0～5002009.08EPSC參股31.36%高含蠟低氣油比高度未飽和底水油藏天然能量開發(fā)FPSO+TLP聯(lián)合模式自噴氣舉防砂完井ADDAX尼日利亞OML1233-872009.08PSC作業(yè)100%高孔、中-高滲氣頂?shù)姿當鄩K砂巖油氣藏天然能量開發(fā)FPSO+TLP聯(lián)合模式自噴氣舉防砂完井OML12617-296FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)巴西AlbacoraLeste800-20002010.07PSC參股3-10%弱邊水油藏注水開發(fā)水下井口+FPSO+穿梭油輪+伴生氣外輸管道自噴+海底天然氣增壓氣舉防砂完井智能完井Guara2150Carioca2140印尼Makassar764-18992010.11PSC參股18%巖性—構(gòu)造復(fù)合油氣藏溶解氣驅(qū)TLP+FPU+海底管線自噴氣舉防砂完井Ganal550～1180高滲弱水驅(qū)中型氣藏天然能量開發(fā)水下生產(chǎn)系統(tǒng)+FPU+海底管線Rapak962～1651巖性油氣藏1、SIPC5個中深海項目項目數(shù)量少、時間短、股份少、控制力弱、經(jīng)驗缺乏、FPSO、自噴+氣舉36項目區(qū)塊水深(m)SIPC合同作業(yè)投資油藏類型開發(fā)集輸模滿足當?shù)睾蛧H標準、規(guī)范和法規(guī)（共計242項）海上生產(chǎn)設(shè)施應(yīng)適應(yīng)惡劣的海況和海洋環(huán)境的要求總體經(jīng)濟評價可行、投資最優(yōu)海上生產(chǎn)應(yīng)滿足海洋環(huán)境保護的要求滿足安全生產(chǎn)的要求：可靠的生產(chǎn)生活供應(yīng)系統(tǒng)、獨立供配電系統(tǒng)和可靠的通信系統(tǒng)2、中深海石油工程技術(shù)特點海域名稱通用標準備注西非國際海上人命安全公約（SOLAS）1973年國際防止船舶造成污染公約（MARPOL73/78）以API為主，參考挪威船級社（DNV）相關(guān)標準南美巴西墨西哥灣東南亞北海以挪威船級社（DNV）為主，參考API相關(guān)標準各海域適用標準統(tǒng)計表滿足當?shù)睾蛧H標準、規(guī)范和法規(guī)（共計242項）2、中深海石油灘淺海技術(shù)及設(shè)施適應(yīng)性說明導管架平臺不適應(yīng)導管架固定平臺不適應(yīng)中深海要求修井工藝和設(shè)施不適應(yīng)灘淺海采修一體化平臺、作業(yè)平臺不能滿足中深海要求電泵工藝及設(shè)備部分適應(yīng)適應(yīng)干式采油；不適應(yīng)濕式采油，無水下井口配套設(shè)施安全生產(chǎn)控制部分適應(yīng)適應(yīng)干式采油；不適應(yīng)濕式采油，無水下井口配套設(shè)施油氣集輸工藝設(shè)施部分適應(yīng)平臺、海管、拉油船及陸上終端結(jié)合的集輸模式可應(yīng)用于部分區(qū)域，但平臺、海管、鋪管裝置不滿足中深海要求油氣處理工藝設(shè)施適應(yīng)中心平臺集中處理模式適用于中深海生產(chǎn)輔助系統(tǒng)適應(yīng)供電、通信、自控、暖通等技術(shù)可用于中深海防砂工藝（礫石、篩管）適應(yīng)防砂充填工藝及工具可用于中深海3、國內(nèi)灘淺海海工技術(shù)對中深海的適應(yīng)性

技術(shù)工藝方面：通過對中石化埕島油田、春曉氣田及中石油、中海油灘淺海海工技術(shù)調(diào)研，研究分析認為導管架平臺、灘淺海修井工藝及采修一體化平臺等不適應(yīng)中深海生產(chǎn)需要；油氣集輸處理工藝、生產(chǎn)輔助系統(tǒng)、防砂工藝等具有較強的適應(yīng)性。灘淺海技術(shù)及設(shè)施適應(yīng)性說明導管架平臺不適應(yīng)導管架固定平臺不適海洋石油981海洋石油201“海洋石油981”半潛式鉆井船最大作業(yè)水深3000m，最大鉆深12000m“海洋石油201”作業(yè)船同時具備3000m級深水鋪管能力、4000噸級起重能力、第三代動力定位及自航能力。國內(nèi)海工裝備方面：中海油：已擁有“海洋石油981”深水半潛式鉆井平臺、“海洋石油201”深水鋪管船、FPSO等一批海洋石油重大裝備，代表國內(nèi)海工裝備最高水平，初步具有中深海油氣項目開發(fā)的能力。。中石化：具有鉆井平臺4座（新星勘探四號；上海局勘探二、三、六號，最大作業(yè)水深600m）；勝利擁有901、902大型鋪管船（作業(yè)水深達可100m），僅適應(yīng)于灘淺海作業(yè)。3、國內(nèi)灘淺海海工技術(shù)對中深海的適應(yīng)性海洋石油981海洋石油201“海洋石油981”半潛式鉆井根據(jù)不同海域的海況條件、水深、現(xiàn)有生產(chǎn)依托設(shè)施等因素，總結(jié)提出了6種熱點海域集輸工程模式。（地域、作業(yè)公司技術(shù)、經(jīng)濟）序號海域名稱集輸模式環(huán)境條件主要作業(yè)水深(m)依托設(shè)施1西非FPSO（或TLP）+水下生產(chǎn)系統(tǒng)溫和～2000少2南美巴西FPSO（或SEMI）+水下生產(chǎn)系統(tǒng)溫和～2500少3南太平洋FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)較溫和～1500少4墨西哥灣TLP、SPAR、SEMI（或FPSO）+水下生產(chǎn)系統(tǒng)惡劣～2500完善5東南亞TLP、SPAR、FPSO或SEMI+水下生產(chǎn)系統(tǒng)較惡劣～2000少6北海FPSO、SEMI+水下生產(chǎn)系統(tǒng)

水下生產(chǎn)系統(tǒng)+海底管道+陸上終端惡劣～1000較完善4、6種熱點海域集輸模式的歸納和總結(jié)根據(jù)不同海域的海況條件、水深、現(xiàn)有生產(chǎn)依托設(shè)施等因素，1、多功能油氣處理組合裝置（簡稱“五合一”）

（五）地面工程新設(shè)備大慶油田針對小斷塊、低產(chǎn)量油田，研制了“五合一”組合裝置，具有氣液分離、沉降、加熱、電脫水、緩沖功能，取代了常規(guī)流程中的三相分離器、加熱爐、電脫水器、摻水爐和緩沖罐等設(shè)備，大大簡化了工藝流程。可適應(yīng)原油含水10～95%。徐家圍子油田規(guī)格為φ2600×7828mm的五合一裝置，在進液含水率高于85%，加藥量10mg/L，脫水溫度45℃時，脫出原油含水率小于0.3%，污水含油量小于1000mg/L。與同等規(guī)模的原油集輸處理站相比，可節(jié)省工程投資38%，減少占地69%。“五合一”組合裝置已在大慶油田應(yīng)用50余臺，設(shè)備運行穩(wěn)定，維修、除砂方便，使用壽命可達10年以上，已經(jīng)成為大慶外圍新建油田的主要原油集輸處理設(shè)備。該裝置對中石化小斷塊、邊際油田開發(fā)具有一定的借鑒意義。1、多功能油氣處理組合裝置（簡稱“五合一”）（五）地面工程新（五）地面工程新設(shè)備2、仰角式高效油水分離器大慶油田研制的仰角翼板式高效油水分離裝置，在進液含水率90%、最大處理液量11000t/d、溫度38℃、破乳劑加藥量為10-20mg/L、處理后油和水質(zhì)量指標相近的情況下，φ2×20m仰角翼板式高效油水分離裝置比φ4×20m常規(guī)游離水脫除器處理時間短22.2min，油水分離效率提高2.7倍，節(jié)省投資約40%。采用仰角設(shè)計，油水界面覆蓋的面積要比立式容器大。由于直徑小，長度大，與常規(guī)臥式分離器相比，該分離器大部分的油遠離出水口，油水界面與水出口距離越遠，油從水中分離出來的時間越長，出水水質(zhì)比常規(guī)裝置要好。（五）地面工程新設(shè)備2、仰角式高效油水分離器大慶油田研制的仰（五）地面工程新設(shè)備3、相變加熱爐相變換熱是利用液體蒸發(fā)、氣體冷凝進行熱量傳遞。傳熱系數(shù)大，換熱效果好。不易結(jié)垢，無氧腐蝕，加熱爐壽命長，運行成本低，熱效率高（可達87%以上）。主要有2類：真空相變加熱爐采用相變換熱和單向真空自動排放技術(shù)，微正壓燃燒，U型加熱盤管，殼內(nèi)充軟化水，單臺負荷最大3000kW。據(jù)有關(guān)文獻介紹應(yīng)用1臺1000kW該型爐1天可節(jié)省燃油0.64t。分體相變加熱爐針對加熱高粘度原油及大負荷，主要將換熱盤管改放在爐體上部，該爐型適應(yīng)性較廣。在中石化、中石油等油田均有應(yīng)用。塔河三號聯(lián)采用5臺分體式相變加熱爐（2*3000、3*4000kW），比采用熱媒爐節(jié)約投資約1200萬元。塔河三號聯(lián)分體相變加熱爐真空相變加熱爐原理圖（五）地面工程新設(shè)備3、相變加熱爐相變換熱是利用液體蒸發(fā)、氣（五）地面工程新設(shè)備國外在油、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)設(shè)備公司按研究、生產(chǎn)、銷售的力量比例配備，重視開發(fā)具有特色的名牌產(chǎn)品。國內(nèi)此類設(shè)備研制主要依靠各油田設(shè)計院，研究課題或工程項目一旦通過鑒定驗收，研究工作便基本告一段落。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。國外已普遍采用由專業(yè)工廠成套生產(chǎn)油、氣、水處理裝置及模塊化撬裝設(shè)備，而我國相關(guān)設(shè)備的效率、以及標準化、模塊化、撬裝化水平與國外有較大的差距。（五）地面工程新設(shè)備國外在油、氣、水處理設(shè)備研究的投入力度方

數(shù)字化管理方面：以調(diào)控中心為龍頭，生產(chǎn)單位為核心，建立班組自主管理、獨立作戰(zhàn)，實現(xiàn)對原油生產(chǎn)、油田注水、油氣集輸、原油拉運、油井小修、生產(chǎn)輔助五大系統(tǒng)進行實施監(jiān)控。（中國石化智能化管線管理系統(tǒng)建設(shè)）（數(shù)字油田：地上地下一體化——勘探開發(fā)一體化）。數(shù)字油田標準化。中石油西峰油田采油二區(qū)調(diào)控中心（六）信息化數(shù)字化管理方面：以調(diào)控中心為龍頭，生產(chǎn)單位為核心，建立班組井場視頻監(jiān)控站內(nèi)原油處理流程監(jiān)控站外集輸系統(tǒng)實時監(jiān)控集輸管網(wǎng)實時監(jiān)控井場視頻監(jiān)控站內(nèi)原油處理流程監(jiān)控站外集輸系統(tǒng)實時監(jiān)控集輸管網(wǎng)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)方向提綱一、地面工程技術(shù)進展二、面臨的主要問題和挑戰(zhàn)

陸上石油開發(fā)條件復(fù)雜化、多樣化，地面工程建設(shè)難度加大。淺海石油產(chǎn)量呈減少之勢，深海石油產(chǎn)量則不斷增長，為此需要解決超深水生產(chǎn)技術(shù)難題。隨著成熟油田進入產(chǎn)量衰減期，提高現(xiàn)有油田采收率技術(shù)將在滿足全球石油需求方面發(fā)揮重要作用；多數(shù)老油田已進入高含水和特高含水期；現(xiàn)有地面系統(tǒng)難以適應(yīng)。隨著低品位、低滲透油氣資源的開發(fā)，現(xiàn)有部分技術(shù)難以滿足建設(shè)和生產(chǎn)需要。煤層氣、頁巖油氣、水合物等非常規(guī)資源的開發(fā)，給地面工程帶來新的問題。環(huán)保問題日益得到關(guān)注，對天然氣、污水、污泥等油田生產(chǎn)外排物提出了更高要求，許多國家或地區(qū)已不允許外排。二、面臨的主要問題和挑戰(zhàn)高含水油田仍舊是今后一個時期原油生產(chǎn)的主力，隨著開發(fā)年限的延長，地面系統(tǒng)骨架工程已進入更新、維修期，改造投資逐年增大。主要表現(xiàn)在：設(shè)備陳舊老化、能耗高、效率低；管道腐蝕嚴重，穿孔、漏油事故頻發(fā)，嚴重危害安全生產(chǎn)。（油系統(tǒng)大馬拉小車、污水超負荷）隨著污水量的不斷增加（綜合達89%）、污水性質(zhì)變化，現(xiàn)有污水處理系統(tǒng)面臨降低改造投資和運行成本的挑戰(zhàn)。多元復(fù)合驅(qū)、C02驅(qū)產(chǎn)出液處理難度加大，處理成本高。

制定老區(qū)地面工程更新、改造的標準；及時改造、維修影響安全生產(chǎn)的設(shè)施；進一步優(yōu)化和簡化高含水油田地面集輸系統(tǒng)，降低生產(chǎn)和運行成本，是地面工程面臨的長期性問題。“十二五”時期，是中國石化建設(shè)世界一流能源化工公司的重要階段。要實現(xiàn)集團的上游油氣發(fā)展戰(zhàn)略，地面工程面臨以下幾個方面的問題與挑戰(zhàn)。（一）東部老區(qū)地面系統(tǒng)能耗增大，設(shè)備老化、腐蝕嚴重、污水處理難度高二、面臨的主要問題和挑戰(zhàn)高含水油田仍舊是今后一個時期原油生產(chǎn)的主力，隨著開發(fā)

“十二五”，塔河于奇區(qū)塊原油為高粘度、高含蠟、高含硫的超重質(zhì)原油，平均原油密度1.04g/cm3；粘度大，凝固點大于50℃；含硫3.12%，平均含蠟量為3.25%。于奇油田開發(fā)所需稀油資源短缺，制約該區(qū)塊的開發(fā)，如何實現(xiàn)超重質(zhì)原油的集輸和脫水工藝優(yōu)化是地面工程的重大挑戰(zhàn)。西部新區(qū)多位于沙漠腹地（玉北、塔中）、黃土垣（紅河、富縣、延南等）等地形復(fù)雜區(qū)域。原油外輸、供水、供電及道路等系統(tǒng)工程量大。地面工程方案優(yōu)化難度大。（二）西北新區(qū)稀油短缺及復(fù)雜地形使地面工程難度增大隨著中石化天然氣勘探開發(fā)資源程度不斷提高，剩余天然氣主要為低產(chǎn)低滲等低品位資源，相當多的氣田逐步進入衰竭期，產(chǎn)量遞減快，高效經(jīng)濟開發(fā)困難。天然氣液化裝置小型化（LNG\CNG\柴油“美國、日本、挪威”）（三）天然氣開發(fā)低產(chǎn)低品位氣田經(jīng)濟開發(fā)困難二、面臨的主要問題和挑戰(zhàn)“十二五”，塔河于奇區(qū)塊原油為高粘度、高含蠟、高含硫煤層氣、頁巖氣等開發(fā)具有初期投資大、低壓、低產(chǎn)、回收周期長的特點，需對集輸管材、設(shè)備選型、增壓方式進行研究，優(yōu)化集輸系統(tǒng)，盡量降低投資。常規(guī)處理技術(shù)對大型酸化壓裂返排液處理效率低、效果差，無法滿足達標外排和重新回用配制酸化壓裂的水質(zhì)指標要求，直接影響非常規(guī)油氣田的規(guī)模開發(fā)。我國煤層氣田、頁巖氣田的開發(fā)建設(shè)缺少行業(yè)規(guī)范標準（中石油已開展此項工作）。地面集輸工藝技術(shù)多處于開發(fā)前期的先導性試驗階段。（四）非常規(guī)開發(fā)地面集輸工藝及配套技術(shù)亟待研究和完善二、面臨的主要問題和挑戰(zhàn)煤層氣、頁巖氣等開發(fā)具有初期投資大、低壓、低產(chǎn)、回收周期長的多余污水達標外排受限，回灌成本高。勝利、河南、西南面臨污水零排放及外排標準提高，現(xiàn)有污水處理設(shè)施、技術(shù)無法滿足要求等問題。高礦化度污水資源化利用技術(shù)不成熟、處理成本較高。含油污泥等固體廢棄物尚無有效的處置手段，資源化、無害化處理技術(shù)不成熟。環(huán)保意識的增強、環(huán)保法規(guī)的不斷完善勢必對地面工程建設(shè)與管理帶來深刻的影響。CO2、CH4等排放將會受到嚴格限制。隨著國家“碳減排”規(guī)劃的逐步實施，對油田開發(fā)將會逐步實施碳排放的指標控制，勢必對地面工程建設(shè)和運行提出更高的要求。(中國10億。全球4.9%，5萬億立方英尺火炬，共排放二氧化碳2.78億噸)土地資源稀缺、給地面工程用地方案優(yōu)化帶來挑戰(zhàn)。（五）環(huán)保安全綠色開發(fā)對地面工程技術(shù)提出嚴峻挑戰(zhàn)二、面臨的主要問題和挑戰(zhàn)（六）科研科研投入與科研隊伍建設(shè)亟待加強多余污水達標外排受限，回灌成本高。勝利、河南、西南面臨污水零提綱一、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)方向提綱一、地面工程技術(shù)進展三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向

全球一次能源消費增速趨緩，2013年全球一次能源增長2.3%，低于過去十年2.5%的平均增速，除石油、核能和可再生能源發(fā)電外，所有燃料增速均低于平均水平。

2013年中國的非化石能源占比達9.6%，增速超50%。三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向全球一次能源消費增三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向國外地面工程技術(shù)熱點復(fù)雜地貌、深水海底設(shè)施：系統(tǒng)工程技術(shù)：地面地下一體化設(shè)計優(yōu)化技術(shù)。油氣混輸技術(shù)：多相流計算方法的完善，多相混輸泵、多相流量計的研發(fā)。稠油開發(fā)配套技術(shù)：利用表面活性劑乳化降粘進行稠油集輸；利用特高含水期采出液的特性，采用低粘液環(huán)輸送。井下裂解降粘技術(shù)。污水處理技術(shù)：高通量耐污染膜分離技術(shù)、一體化集成技術(shù)、新型水處理藥劑的研發(fā)。天然氣處理技術(shù)：研發(fā)新型脫硫脫碳溶劑；開發(fā)新型的脫硫脫碳工藝及脫水工藝；在硫磺回收方面，研發(fā)新型催化劑并開發(fā)新工藝；開發(fā)新型尾氣處理工藝及改進型工藝。大型化、小型化。三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向國外地面工程技術(shù)熱點復(fù)雜地貌、深水國內(nèi)同行“十二五”的技術(shù)指標“十二五”期間，整裝油田（多大規(guī)模？）原油密閉率達到100%，原油穩(wěn)定率（？）達到100%，天然氣處理率達到100%，采出水處理及回用率達到100%，油田百萬噸和氣田億方產(chǎn)能地面建設(shè)投資要降低3%-5%，新建產(chǎn)能工程新增勞動定員減少10%。配套攻關(guān)九項核心技術(shù)（酸氣、稠油、污水、煤層氣）高壓凝析氣田簡化計量技術(shù)低成本酸性氣田集輸用管特低滲透油田采出水處理技術(shù)復(fù)合驅(qū)油田高效處理設(shè)備及藥劑稠油SAGD能量綜合利用及高干度注汽技術(shù)稠油火驅(qū)調(diào)控及配套地面技術(shù)酸性氣田高效脫硫脫碳技術(shù)經(jīng)濟適用的注水水質(zhì)指標及采出水高效處理工藝煤層氣低成本地面關(guān)鍵技術(shù)三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向國內(nèi)同行“十二五”的技術(shù)指標“十二五”期間，整裝油田（多大規(guī)集成推廣八項成熟技術(shù)一體化集成裝置油井簡化計量技術(shù)穩(wěn)流配水技術(shù)不加熱集油技術(shù)高效油氣集輸與處理技術(shù)低成本高效化學藥劑非金屬管道應(yīng)用變頻調(diào)速技術(shù)超前儲備八項前瞻技術(shù)二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)配套技術(shù)泡沫驅(qū)開發(fā)配套技術(shù)生物驅(qū)開發(fā)配套技術(shù)二氧化碳驅(qū)開發(fā)配套技術(shù)污泥資源化規(guī)模技術(shù)頁巖油開發(fā)配套技術(shù)頁巖氣開發(fā)配套技術(shù)儲氣庫大型化三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向集成推廣八項成熟技術(shù)超前儲備八項前瞻技術(shù)三、發(fā)展趨勢及重點攻加強基礎(chǔ)技術(shù)研究，為地面工程技術(shù)發(fā)展提供理論和技術(shù)支持1、重點開展原油凝固點溫度以下不加熱集油機理2、二氧化碳、硫化氫和氯離子等多種因素共存下的腐蝕機理（?？松?美孚）3、高溫高壓下凝析氣田物性變化規(guī)律4、高酸性氣田低成本集輸管材

5、非常規(guī)天然氣標準體系及標準整體推進標準化設(shè)計，持續(xù)提高地面工程水平三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向加強基礎(chǔ)技術(shù)研究，為地面工程技術(shù)發(fā)展提供理論和技術(shù)支持三、發(fā)“十二五”時期，中石化地面工程要以科學發(fā)展觀為指導，緊緊圍繞“東部硬穩(wěn)定、西部快上產(chǎn)、天然氣再翻番，非常規(guī)大發(fā)展”的油氣發(fā)展戰(zhàn)略，加大科技創(chuàng)新力度，以降本增效，綠色發(fā)展，創(chuàng)建世界一流為目標，建議地面工程按照重點攻關(guān)、推廣、超前儲備技術(shù)三個層次，發(fā)展目標確定為“933”。三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向“十二五”時期，中石化地面工程要以科學發(fā)展觀為指導，緊中石化“十二五”地面工程技術(shù)攻關(guān)方向：（一）重點攻關(guān)技術(shù)：9項可再生能源（太陽能、風能）在地面工程中的應(yīng)用超稠油開發(fā)地面集輸與處理技術(shù)煤層氣開發(fā)地面配套技術(shù)新型一體化預(yù)分水除油技術(shù)污水綜合利用技術(shù)多元復(fù)合驅(qū)污水處理技術(shù)大型酸化壓裂返排液處理及回用技術(shù)固體廢棄物處理、處置技術(shù)地熱綜合利用技術(shù)三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向中石化“十二五”地面工程技術(shù)攻關(guān)方向：（一）重點攻關(guān)技術(shù)：9（二）積極推廣成熟技術(shù)：3項“標準化設(shè)計、模塊化建設(shè)”模式串聯(lián)管網(wǎng)集輸工藝油田20kV配電技術(shù)（三）超前儲備前瞻技術(shù)：3項頁巖氣、頁巖油等非常規(guī)資源開發(fā)地面配套技術(shù)中深海油田開發(fā)集輸及配套工藝技術(shù)天然氣水合物開發(fā)配套工藝技術(shù)三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向（二）積極推廣成熟技術(shù)：3項三、發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向1、可再生能源（太陽能、風能）在地面工程中的應(yīng)用太陽能、風能作為潔凈可再生能源在油田生產(chǎn)中有著廣闊的應(yīng)用前景。江蘇油田、勝利孤東油田等開展了太陽能加熱集輸工藝相關(guān)研究工作。埕島油田海上采油平臺采用風力發(fā)電技術(shù)，在國內(nèi)尚屬首次。研究院地面所目前與江蘇油田設(shè)計院擬合作開展太陽能、風能在油田地面工程中的應(yīng)用研究。計劃在取得一定成果的基礎(chǔ)上，選擇太陽能、風能較為豐富的地域進行推廣應(yīng)用。2012年美國的太陽能發(fā)電及私人安裝太陽能增加59%和53&。（一）重點攻關(guān)技術(shù)1、可再生能源（太陽能、風能）在地面工程中的應(yīng)用太陽能、風2、超稠油開發(fā)地面集輸與處理技術(shù)“十二五”，針對塔河于奇高粘度、高含蠟、高含硫的超稠油開發(fā)，稀油資源嚴重不足。重點從改質(zhì)、催化裂化、乳化降粘、低粘液環(huán)輸送四個方面進行攻關(guān)。方法優(yōu)點不足當前階段稠油改質(zhì)降粘法從根本上降低稠油的粘度，改善稠油在管道中的流動性。硬件條件要求高，投資大國內(nèi)外均有成功的現(xiàn)場試驗稠油催化裂化法從根本上降低稠油的粘度，改變稠油的組成。投入較大遼河油田有成功的現(xiàn)場試驗乳化降粘輸送方法形成水包油乳狀液，降粘效果顯著。該技術(shù)仍然存在一些尚未解決的技術(shù)難題，如乳化劑的適用性、乳狀液穩(wěn)定性與脫水問題加拿大、委內(nèi)瑞拉等國取得成功的現(xiàn)場試驗，但僅在委內(nèi)瑞拉有成功應(yīng)用低粘液環(huán)輸送方法在相同的流動條件下，壓降最小，泵功率也最小。環(huán)狀流型穩(wěn)定性比較差，很容易遭到破壞而最終形成混相的形式。室內(nèi)和工業(yè)試驗階段（一）重點攻關(guān)技術(shù)2、超稠油開發(fā)地面集輸與處理技術(shù)方法優(yōu)點不足當前階段稠油改質(zhì)3、煤層氣開發(fā)地面配套技術(shù)根據(jù)集團“十二五”規(guī)劃，加快延川南煤層氣開發(fā)試驗，實現(xiàn)規(guī)模建產(chǎn)，“十二五”新建產(chǎn)能5億方，2015年產(chǎn)量3億方。認真研究國內(nèi)外煤層氣地面工程技術(shù)，為中石化煤層氣大規(guī)模開發(fā)進行技術(shù)儲備。主要開展以下幾個方面的研究：（1）煤層氣低成本集輸優(yōu)化技術(shù)研究本著“簡單適用、安全可靠、適應(yīng)性強”的原則，將煤層氣地面集輸工藝的各項技術(shù)進行集成優(yōu)化，形成一套適應(yīng)于煤層氣特點的地面集輸工藝技術(shù)。（2）煤層氣采出水有效利用的途徑和方式研究研發(fā)出煤層氣采出水無害化處理和綜合利用技術(shù)，找出煤層氣采出水的綜合利用途徑，解決采出水排放對環(huán)境的污染，避免水資源的浪費。（3）煤層氣地面工程相關(guān)標準研究我國煤層氣地面集輸工藝多處于開發(fā)先導性試驗階段，目前國內(nèi)尚無煤層氣地面建設(shè)的標準和規(guī)范。因此，要加強相關(guān)的標準規(guī)范的研究和編制工作。（一）重點攻關(guān)技術(shù)3、煤層氣開發(fā)地面配套技術(shù)（一）重點攻關(guān)技術(shù)（4）煤層氣環(huán)境保護技術(shù)

煤層氣的勘探開發(fā)對環(huán)境的影響也是一個不可忽視的問題。對美國西北部PowderRiver盆地的煤層氣開發(fā)來說，產(chǎn)出水處理目前成本最高。在大多數(shù)非常規(guī)油氣開采過程中必不可少的副產(chǎn)品，根據(jù)儲層地質(zhì)情況，產(chǎn)出水的水質(zhì)有的可飲用，有的由于可溶解固相顆粒含量過高而不可直接進行排放。由于產(chǎn)出水的溶解氧濃度較低，即使固相顆粒含量低，在排放到河流之前也必須對其進行處理。

（一）重點攻關(guān)技術(shù)（一）重點攻關(guān)技術(shù)4、新型一體化預(yù)分水除油技術(shù)石勘院地面所已完成科技部《新型一體化預(yù)分水除油技術(shù)》研究項目，現(xiàn)場試驗各項指標達到或超過設(shè)計要求。新型一體化預(yù)分水除油技術(shù)，將分水與污水除油功能有機結(jié)合，形成一體化裝置，強化除油功能，改善出水水質(zhì)，使出水含油由原來的1000mg/L降到15mg/L，從而簡化后段處理工藝、減少投資和運行費用等。初步測算，應(yīng)用該裝置地面系統(tǒng)改造投資可降低約20-30%，運行費用可降低約20-50%。提高分水比例是今后的研究方向。（一）重點攻關(guān)技術(shù)4、新型一體化預(yù)分水除油技術(shù)（一）重點攻關(guān)技術(shù)DMS-1型一體化預(yù)分水除油裝置DMS-1型一體化預(yù)分水除油裝置來液與處理后出水裝置處理效果報表（部分數(shù)據(jù)）日期來液量（m3/h）來液含水（%）出水含油（mg/L）出水含懸浮物（mg/L）4.012579534.022680234.032480144.042582454.052684124.062683334.072384544.082585134.092678354.102479454.112382234.122584124.132681234.142481124.15258022不同部位出水放置12小時江蘇油田試采二廠卞東接轉(zhuǎn)站現(xiàn)場實施情況及效果（1）出水含油、含懸浮物均小于5mg/L，其中含油最低達到1mg/L，優(yōu)于含油≤15mg/L、含懸浮物≤5mg/L的設(shè)計值；（一）重點攻關(guān)技術(shù)（2）裝置運行穩(wěn)定，可靠性高；（3）能耗低：工作壓力≥0.17MPa（壓力降≥0.03MPa），優(yōu)于設(shè)計指標。來液與處理后出水裝置處理效果報表（部分數(shù)據(jù)）日期來液量來液含5、污水綜合利用技術(shù)攻關(guān)高礦化度污水配聚及鍋爐回用技術(shù)，降低處理費用，研究污水余熱利用技術(shù)。（達標排放研究、政策不允許排放）6、多元復(fù)合驅(qū)污水處理技術(shù)

針對多元復(fù)合驅(qū)產(chǎn)出污水，開展技術(shù)攻關(guān)研究，以滿足三次采油的需要。

智能水驅(qū)技術(shù)有不同的提高采收率原理，一般是由幾個原理共同發(fā)揮作用的。沙特阿美公司的勘探和石油工程研究中心（EXPEC）進行了改變注入水成分（鹽濃度、離子構(gòu)成和界面張力等）提高碳酸鹽巖儲層原油采收率的研究。油田實驗結(jié)果表明該方法具有較大的應(yīng)用潛力。另外，挪威國油等公司也開發(fā)了一些類似技術(shù)，目前正進行實驗驗證。（一）重點攻關(guān)技術(shù)5、污水綜合利用技術(shù)（一）重點攻關(guān)技術(shù)7、大型酸化壓裂返排液處理及回用技術(shù)

針對單井返排液高達15000方左右的特點，通過攻關(guān)返排液高效處理和回用技術(shù)，實現(xiàn)將返排液回用于壓裂液配制，節(jié)約清水資源、保護環(huán)境。8、固體廢棄物處理、處置技術(shù)開展含油污泥減量化、污泥資源化利用技術(shù)研究。（一）重點攻關(guān)技術(shù)7、大型酸化壓裂返排液處理及回用技術(shù)（一）重點攻關(guān)技術(shù)（一）重點攻關(guān)技術(shù)截至2010年底，地熱資源利用總量合計約500萬噸標準煤。淺層地熱能供暖（制冷）面積：1.4億m2

地熱供暖面積：0.35億m2高溫地熱發(fā)電總裝機容量：24兆瓦洗浴和種植：約合50萬噸標準煤2010年，全國能源消耗總量約相當于32.5億噸標準煤，地熱資源利用總量僅占全國0.15%（美國2005年約占0.3%；冰島>50%）。

（1）我國地熱資源豐富，整體開發(fā)利用程度較低9、地熱綜合利用技術(shù)（一）重點攻關(guān)技術(shù)截至2010年底，地熱資源利用總量合計約5（2）中石化地熱資源開發(fā)利用已初具規(guī)模2006年，中石化新星公司與冰島公司組建陜西綠源地熱能源開發(fā)有限公司（新星51%，綠源49%），標志著中國石化上游地熱產(chǎn)業(yè)進入高速成長期。截至2012年底，新星地熱開發(fā)區(qū)域已擴展到山東樂陵和商河、山西運城、河南長垣、河北雄縣、陜西咸陽和武功、遼寧盤錦等地，擁有地熱井91口，供暖能力達1000萬平方米，約占全國常規(guī)地熱供暖面積的25%，年可替代標煤14萬噸，減排二氧化碳38萬噸，節(jié)能減排效果顯著。（全國第一！）（一）重點攻關(guān)技術(shù)（2）中石化地熱資源開發(fā)利用已初具規(guī)模2006年，中石化新星（3）地熱資源在油田地面中的應(yīng)用（一）重點攻關(guān)技術(shù)積極開發(fā)利用地熱資源，是貫徹中國石化綠色低碳戰(zhàn)略的有效舉措。在油田地面工程中，如何利用地熱資源實現(xiàn)節(jié)能減排是今后發(fā)展方向之一。集輸管網(wǎng)伴熱輸送/摻熱水輸送；聯(lián)合站站內(nèi)流程換熱/加熱；站內(nèi)辦公區(qū)或礦區(qū)采暖；中溫地熱資源發(fā)電技術(shù)等。（3）地熱資源在油田地面中的應(yīng)用（一）重點攻關(guān)技術(shù)（二）推廣應(yīng)用成熟技術(shù)1、積極推廣應(yīng)用“標準化設(shè)計、模塊化建設(shè)”

國外近30年來，特別是在美國、加拿大、英國、俄羅斯等國的油氣田建設(shè)中所用的各種裝置和設(shè)施，大多采用整體預(yù)制撬裝模塊化技術(shù)，已實現(xiàn)定型化、系列化、通用化和商品化，并由單元預(yù)制拼裝向整體超大型化發(fā)展。2008年10月，中石油全面部署推進油氣田標準化設(shè)計工作。至2011年，中石油應(yīng)用該項技術(shù)成效顯著：節(jié)省投資29.81億元；節(jié)約土地3.27萬畝；減少勞動定員14064人；節(jié)能29.7萬噸標煤；多生產(chǎn)原油104萬噸，多生產(chǎn)天然氣21億方。目前，中石化“標準化設(shè)計、模塊化建設(shè)、標準化采購”尚處于起步階段。國內(nèi)外成功推廣應(yīng)用“標準化設(shè)計、模塊化建設(shè)”模式對中石化新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)和老區(qū)調(diào)整改造，降低地面投資，具有很好的借鑒和指導意義。（二）推廣應(yīng)用成熟技術(shù)1、積極推廣應(yīng)用“標準化設(shè)計、模塊化建2、繼續(xù)推廣串聯(lián)管網(wǎng)集輸工藝根據(jù)中石化各油田自身特點，因地制宜發(fā)展、完善串聯(lián)管網(wǎng)集輸工藝，形成配套的核心技術(shù)，總結(jié)、提高形成中石化油田自身特色的集輸模式。（完善井口計量技術(shù)，針對無桿泵采油電功圖量油）江蘇油田：“李堡模式”河南油田：江河區(qū)老油田整體改造模式東北腰英臺：低品位油田地面流程模式勝利油田：臨盤小斷塊油田地面流程模式江漢油田：坪北油田簡化、短流程模式等（二）推廣應(yīng)用成熟技術(shù)2、繼續(xù)推廣串聯(lián)管網(wǎng)集輸工藝（二）推廣應(yīng)用成熟技術(shù)3、油田20kV配電技術(shù)

20kV與10kV屬于同一系列電壓等級，采用20kV電壓后，原系統(tǒng)中的110/35/10(6)kV電壓組合變?yōu)?10/20kV，節(jié)省了一級電壓。可以提高電網(wǎng)供電能力，降低電力系統(tǒng)建設(shè)投資，節(jié)約用地。歐美80%以上的國家、國勘的敘利亞油田、國內(nèi)的蘇州工業(yè)園區(qū)等均采用該技術(shù)。舉例：40×40km2區(qū)塊20kV配電方案：

建設(shè)1座110/20kV變電站，10kV配電方案：

建設(shè)1座110/35/10變電站和3座35/10kV變電站投資：節(jié)省4500萬元（約23%）占地：節(jié)省13.5畝（60%）中石化應(yīng)加強20kV配電技術(shù)應(yīng)用研究，在適合的開發(fā)新區(qū)推廣應(yīng)用20kV電壓配電。特別在西部。

石勘院地面所目前已完成《20kV配電系統(tǒng)應(yīng)用研究》前期工作。（二）推廣應(yīng)用成熟技術(shù)3、油田20kV配電技術(shù)（二）推廣應(yīng)用成熟技術(shù)1、頁巖氣、頁巖油等非常規(guī)地面技術(shù)攻關(guān)儲備頁巖氣：“十二五”期間，加快建南、川西頁巖氣開發(fā)試驗評價，實現(xiàn)規(guī)模建產(chǎn)，新建產(chǎn)能20億方，2015年產(chǎn)量17億方。（涪陵）頁巖油：“十二五”期間，重點開展?jié)栛晗?、泌陽凹陷勘探評價與開發(fā)試驗，形成規(guī)模建產(chǎn)陣地。目前中石化頁巖氣、頁巖油等非常規(guī)地面集輸技術(shù)及技術(shù)標準缺乏，亟待加強科技投入，為“十三五”、“十四五”中國石化頁巖氣、油頁巖的大規(guī)模開發(fā)利用進行技術(shù)儲備。

2012年在5月10日舉辦的第八屆中國能源投資論壇上，有專家指出，開采頁巖氣要環(huán)保先行，避免走稀土開采帶來嚴重環(huán)境破壞的覆轍，在中國頁巖氣開采前，如果不能建立環(huán)境保護的框架，那么未來的開采可能是一場災(zāi)難。（三）超前儲備前瞻技術(shù)1、頁巖氣、頁巖油等非常規(guī)地面技術(shù)攻關(guān)儲備（三）超前儲備前瞻2、中深海油田開發(fā)集輸及配套工藝技術(shù)“十二五”油氣勘探繼續(xù)實施“開拓海域”的戰(zhàn)略，積極開展海域勘探，穩(wěn)步推進東海，加快評價渤海，力爭突破南海。在調(diào)研國內(nèi)外海工技術(shù)和裝備基礎(chǔ)上，積極開展中深海石油工程工藝、設(shè)備等基礎(chǔ)研究和技術(shù)攻關(guān)工作，為中石化南海油田開發(fā)和海外深海項目運作提供深海石油工程技術(shù)儲備。基礎(chǔ)研究和技術(shù)攻關(guān)主要包括：中深海油氣田集輸模式研究中深海水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)海上油田污水處理及注水工藝技術(shù)研究中深海石油工程技術(shù)生產(chǎn)設(shè)施及裝備研究中深海油氣管道流動安全保障技術(shù)研究中深海石油工程安全環(huán)保技術(shù)研究中深海油氣管道輸送增壓技術(shù)研究中深海緊湊型平臺工藝流程研究研究院地面所已承擔中石化科技部《中深海石油工程配套技術(shù)研究與評價》項目。全海式半潛平臺FPSO水下系統(tǒng)運輸船（三）超前儲備前瞻技術(shù)2、中深海油田開發(fā)集輸及配套工藝技術(shù)中深海油氣田集輸模式研究超深水開發(fā)方面需要解決的技術(shù)難題主要是流動保障和多相混輸。瀝青、水合物和銹垢會導致出油管道堵塞，而流動保障的主要目的是設(shè)計這些物質(zhì)生成的模型，以及對出油管道進行實時監(jiān)測。海底生產(chǎn)系統(tǒng)（SPS）是由海底完井、生產(chǎn)、處理、儲油和裝運設(shè)備等組成的海底生產(chǎn)系統(tǒng)。該系統(tǒng)的優(yōu)勢：可用于產(chǎn)油能力弱、油層分布廣和含水率高的海底油田生產(chǎn)。在進行小型油田開發(fā)時，可采用海底管線回接方式把其連接到其它生產(chǎn)系統(tǒng)上，使小油田的經(jīng)濟開發(fā)成為可能。（三）超前儲備前瞻技術(shù)超深水開發(fā)方面需要解決的技術(shù)難題主要是流動保障和多相混輸。瀝3、天然氣水合物開發(fā)配套工藝技術(shù)據(jù)估計天然氣水合物全球儲量：海域1610千億噸；凍土區(qū)5.3千億噸，總碳量與傳統(tǒng)化石能源之和相當。初步評價認為，我國天然氣水合物資源量超過100億噸油當量，是已探明油氣資源量一半。

天然氣水合物很可能與頁巖氣一樣，因技術(shù)突破而取得大發(fā)展。美國能源部2012年宣布在天然氣水合物開發(fā)技術(shù)上取得突破。其研究表明，將二氧化碳和氮氣混合注入阿拉斯加北坡的天然氣水合物構(gòu)造就可獲得穩(wěn)定的天然氣流。（日本，近海可用100年，積極研究中）

制約因素：水合物開采當務(wù)之急是如何安全開采、經(jīng)濟開采?；诂F(xiàn)有開發(fā)水平，水合物開采成本每方氣體超過1美元，經(jīng)濟價值不高。為配合水合物的開發(fā)，地面工程應(yīng)做好技術(shù)儲備。對于降壓法開采，需防范堵塞、破壞管道和設(shè)備；對注熱法開采，則應(yīng)通過強化井筒保溫與流程換熱提高熱利用效率；對CO2置換法開采，應(yīng)重點解決快速高效實現(xiàn)采出甲烷與CO2分離問題。（三）超前儲備前瞻技術(shù)3、天然氣水合物開發(fā)配套工藝技術(shù)（三）超前儲備前瞻技術(shù)

科學探索，永無止境；技術(shù)發(fā)展，永無終點；雖然經(jīng)過了一段時間的準備，也只能對地面工程技術(shù)發(fā)展的部分成果進行簡要的介紹，或許在我們討論技術(shù)進展的時候，已經(jīng)又有了新的技術(shù)產(chǎn)生。也許任何介紹技術(shù)發(fā)展的文章都會有這樣的遺憾！結(jié)束語科學探索，永無止境；技術(shù)發(fā)展，永無終點；雖然經(jīng)過了一油田地面工程項目管理主講人：黃輝油田地面工程項目管理主講人：黃輝油田來源

國內(nèi)1、勘探區(qū)塊登記；2、勘探投入：

物探、鉆井3、區(qū)塊開發(fā)：

油藏工程方案鉆井工程方案采油工程方案地面工程方案開發(fā)經(jīng)濟評價

國外石油資源所有權(quán)歸國家是立法基礎(chǔ)1、風險勘探區(qū)塊登記：PSC（PSA）（印尼、加蓬）、服務(wù)合同(風險、純服務(wù))（伊朗、伊拉克）、其它2、

FARMOUT&FARMIN收購資產(chǎn)（加蓬）收購公司（ADDAX）勘探、開發(fā)活動受到政府的程序化管理油田來源國內(nèi)國外操作模式

國內(nèi)獨立作業(yè)為主：三大油公司及其它海上有合作項目，東海等。

國外聯(lián)合作業(yè)為主JOA由于政府的介入，沒有嚴格意義的獨立作業(yè)勘探期間每年2次開發(fā)期間每季1次FARMOUTPSA&JOA操作模式國內(nèi)國外圖1產(chǎn)品分成合同雙方收益分配流程圖PSA

承包商投入項目總收入礦區(qū)使用費成本回收利潤油承包商分成利潤油所得稅承包商稅后分成利潤油按分成比例按分成比例減減資源