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油气田地面工程“十四五”发展设想

摘要中国石油天然气集团有限公司(简称中国石油)国内油气藏类型复杂,品质普遍较差,大部分油气藏已步入开发中后期,油气田地面系统面临问...

油气田地面工程“十四五”发展设想

摘要

中国石油天然气集团有限公司(简称中国石油)国内油气藏类型复杂,品质普遍较差,大部分油气藏已步入开发中后期,油气田地面系统面临问题众多,挑战巨大。在总结梳理地面系统存在问题的基础上,提出了中国石油“十四五”期间地面工程发展设想,即:地面工程突出创新驱动,坚持优化简化、标准化、信息化,全面实施完整性管理和精益生产,推进提质增效和数字化转型各项举措,聚焦非常规油气开发、开发方式转换和储气库建设等新领域,拓展新能源及提氦等新业务,攻关新技术、推广新模式,实现新区效益建产、老区有效稳产、安全环保提升等目标,基本建立油公司模式和智能化油气田。

关键词:“十四五”  油气田  地面工程  形势和挑战  发展设想


1   油气田面临的形势和挑战

1.1  油气田开发形势

中国石油天然气集团有限公司(简称中国石油)国内油气藏类型复杂,品质普遍较差,大部分油气藏已步入开发中后期,呈现出以下特征:

一是多井低产状况不断加剧,单井产量相比10年前下降明显。

二是老油田以水驱开发方式为主,开发方式单一,整体处于“水中找油、水中捞油”的开发极限状态。三次采油以化学驱为主且油区应用极不均衡。

三是主力气田逐步进入产量递减阶段,老区建产规模大幅上升,特别是低渗致密气田弥补递减建产工作量大。已开发气田总体呈现“普遍产水”的特征,持续稳产难度大。

四是新区产能建设主体步入非常规时代。非常规资源将是增储上产的主战场,呈现出新区开发产量递减快的状况,效益建产基础薄弱。

五是已开发油田采收率逐年下降,转换开发方式势在必行。

1.2  面临的问题和挑战

总体来看,国内油气田开发正处于低品位、低油价、高成本三重矛盾叠加时期。在目前形势下,油气田开发面临的关键问题及挑战如下:

一是保障国家能源安全和天然气供应任务艰巨。随着国民经济持续增长和绿色、低碳转型发展需要,我国油气对外依存度居高不下,在复杂多变的国际形势下,我国能源安全面临严峻挑战。同时,为满足高峰期供气,上游主力气田冬季长期高负荷生产,安全平稳供气压力增加。“十四五”上产以非常规资源为主,短期提产能力差,达峰后降产较快,保障市场供气难度进一步增加。上产及稳产主要依靠产能工作量,但随着资源劣质化和开发对象日益复杂化,资源和可供效益建产的目标准备不足,影响正常开发建设节奏。地面工程面临着产能工作量大、周期短、开发落实程度低和前期工作滞后等多重不利因素,地面建设生产组织面临较大问题。

二是国内油气田上游开发业务经济抗风险能力弱。受资源品质变差,老区开发进入中后期,成本提升等因素影响,按现经营模式和成本构成,盈亏平衡油价逐年上升,开发效益逐年变差。上产及稳产主要依靠产能工作量和投资的支撑,而新井的产量和成本不匹配,投资对产量贡献小,对折耗影响大,完全成本逐年增加,低油价下效益建产面临巨大挑战,对地面工程降低投资和运行成本提出了更高的要求。同时,中国石油拥有的资产、员工规模等也与低油价下效益产量不匹配,优化简化、提质增效势在必行。

另外,经过几十年的开发生产,油气田地面工程也存在一些问题:

一是系统负荷不平衡,部分站场负荷率低,运行成本高。老油田“油减水增”的趋势和系统间不平衡的矛盾凸显,部分站场负荷率较低,需适当关停、降级、合并一批站场;部分老气田井口压力低,进不了集输系统;气田水处理能力不足,气藏产水量与地面处理系统不匹配;因产量递减和产能到位率低,天然气净化处理厂总体负荷偏低,部分处理厂运行效率低,影响了气田开发经济效益。

二是管道、站场腐蚀老化,安全环保运行难度大。由于油气田管道和站场种类多、数量大、使用年限长、输送介质复杂,部分集输管道及站场设备腐蚀结垢严重,存在较高的安全和环保风险。设备超期服役,部分静设备安全风险高、动设备可靠性差,需持续推进管道及站场完整性管理。因国家新颁布的安全生产法和环境保护法,多项标准更新,要求提高,使生产过程中的“三废”治理标准和处置方式与新要求不相适应,要确保本质安全环保面临巨大挑战。

三是油气资源利用率低,油气损耗大。部分油田密闭率、原油稳定率和伴生气回收率低,造成油气损耗大、资源利用率低,存在增收潜力。部分边缘分散区块规模小,采用拉油生产,没有实现油气开采过程全密闭。大部分稠油油田采用开式流程生产,油气挥发损耗大、不满足VOCs(挥发性有机物)排放标准。煤层气公司、青海和长庆等油田采用气驱压缩机增压、燃气发电,导致天然气自用量较大,商品率偏低。

四是常温集油普及率低,处理系统能耗高。目前单管常温集油井仅占总井数的1/3,要充分利用高含水期水力和热力发生变化的有利条件,进一步简化集油工艺,节能降耗。部分站场处理流程长,运行能耗高,处理效果不理想;处理工艺及脱水温度、药剂耗量、天然气烃水露点控制等运行参数有较大优化空间。

五是数字化程度总体不均衡,管理层级多。目前仅有8家油气田实现数字化全覆盖,尚有约十多万口井和几千座站场未实现数字化,主要靠人工采集数据、人工巡检、人工操作,中小型站场有人值守,大型站场分岗值守,用工多,劳动强度大。生产趋势与运行靠人工经验分析、调节,运行成本高。事故工况需人工判别和操作,安全环保保障水平相对较低。机构设置不合理,纵向管理层级多,横向机构数量多,用工总量大。

2   “十四五”总体规划思路

“十四五”期间,油气田地面工程发展要适应开发对象的变化和油气田老化的趋势,聚焦非常规油气开发、开发方式转换、储气库建设等新领域,拓展新能源及提氦等新业务,攻关新技术、推广新模式,紧紧抓住技术进步、管理创新两条主线,突出创新驱动,坚持优化简化、标准化、信息化,全面实施完整性管理和精益生产,推进提质增效和数字化转型各项举措,实现质量、效率和效益协调发展的目标。总体规划思路如下:

一是突出创新引领。坚持“战略导向、需求导向、问题导向、效益导向”,加强技术、管理创新,强化重大关键技术攻关,掌握核心技术、发展特色技术、完善配套技术,推动技术系列化、集成化、标准化。

二是突出绿色安全发展。按照高质量、可持续的发展要求,将绿色安全发展的理念贯穿于建设与生产全过程,推动油气田企业安全、清洁发展。

三是突出效益优先。将提质增效作为规划研究的主攻方向,以“项目全生命周期效益最优”为目标,坚持效益倒逼机制,突出达标管理,优选项目,按效益排队,确保新建项目不成为新的负担。着眼于地面系统整体布局,区域整体优化,坚持统一规划、统筹协调,做好地上地下、地质工程、技术经济一体化。

四是突出数字化转型。加快数字化、智能化技术的开发应用,实现传统建设和生产管理模式加快转型。

五是突出精益生产。在优化简化、标准化、数字化、信息化建设的基础上,全面推广油气田精益生产的模式,生产上精耕细作、经营上精打细算、管理上精雕细刻、技术上精益求精。

3   “十四五”发展设想

3.1  产能建设

3.1.1  新区产能

“十四五”期间,碳酸盐岩、致密油气和页岩油气资源潜力较大,是上产稳产重要支撑。受资源劣质化加剧的影响,以及加快上产保障国家能源安全的需要,“十四五”地面系统完成的工作量与“十三五”相比将有成倍增长,地面建设质量、进度与投资成本控制难度大。地面工程要强化源头控制、过程管理和机制保障,实现规模效益建产。需要进一步加大软件量油、井下节流等新工艺,以及标准化、模块化、一体化等新模式和新方法的应用力度,推广苏里格开发模式等先进建设经验。

新区要抓好非常规资源的效益建产。地面工程要适应非常规资源储量规模大、初期产量高、递减快的特点,整体规划、分片实施、骨架先行,加快上产重点油气田产能建设。提前实施塔里木塔河南岸碳酸盐岩油田、新疆玛湖致密油田、吉木萨尔页岩油田、川南页岩气田等大面积成片开发新区骨架工程建设。

针对非常规油气资源开发周期性强、产量递减快的特点,开展碳酸盐岩油田、页岩油气田和致密油气田等非常规油气田标准化设计、模块化建设工作,统一模块划分、设备选型和接口连接等内容,实现模块提前预制、施工快速组合、高峰期后搬迁重复利用。推广智能化、一体化集成装置,实现中小型站场无人值守。

在低渗透、小断块等油田应积极应用单管不加热、串接集油、简化计量和一体化集成装置等先进成熟技术。做好伴生气的收集和利用工作。

碳酸盐岩油田采用按区布站、按带布线的建设模式,充分利用已建设施,简化注采系统,完善处理中心。依托骨架工程,认识一块、建设一块、投产一块。集油、注水支干线沿缝洞油气富集带布设,单井就近接入。

3.1.2  老区产能

“十四五”期间,老区产能主要是加密和扩边,以及部分老区的开发方式转换。首先要结合二次开发和地面整体改造,做好地面工艺整体优化简化;其次要充分依托老系统和已建生产能力,简化计量,以串接和“T”接的方式接入老系统,最大限度减少改扩建工程量。

(1)地质地面相结合。地上地下统筹优化,调整地质部署,减少建站数量;推广大丛式井组,减少建设用地。

(2)新区老区相结合。充分依托已建系统能力,统筹规划产能建设、老区油田改造、隐患治理等工程,通过优化布局、系统挖潜,合理控制建设规模。

(3)与数字化相结合。全面推广标准化、模块化建设模式,实现中小型站场无人值守,实现地面设施的搬迁再利用。

(4)与先进技术相结合。尽量采用油井功图计量、不加热串接集油工艺、气井井下节流工艺和枝状串接工艺,最大限度降低地面工程投资及运行能耗。

3.2  老油气田改造和提质增效

老油气田普遍进入开发中后期,存在处理系统负荷率低、效率低、工艺流程落后、能耗高等问题。“十四五”期间,需对站场设置进行总体优化,减少布站层级,优化站场工艺及运行参数,提高系统效率,降低能耗及生产成本。

(1)突出整体改造,加大生产系统综合优化力度。各生产系统协同考虑,适当降级、合并、关停一批站场,推广应用先进技术,优化调整地面生产系统工艺,提高系统负荷率和设备效率,降低能耗及生产成本。

(2)坚持提质增效,实现油气资源挖潜创效。老油田通过密闭集输改造及原油稳定,减少油气损耗,提高油气产品利用率。老气田通过天然气深冷提效及放空气回收,增加液烃产量及天然气产量。

(3)持续更新改造,保证日常生产本质安全。加强设施设备完整性管理,有序推进更新改造工作,保持地面生产系统有效生产能力,降低安全隐患。

(4)大力推广不加热集油技术。根据油田开发中后期高含水的特点,在吉林、大港、华北、大庆、辽河等油田推广不加热集油已有成果及经验,拓宽不加热集油温度界限,进一步降低集输系统能耗。

(5)实施水质提升改造工程,满足油田开发精细注水要求。对采出水处理站场设备设施进行改造,部分站场主体工艺升级,优化工艺流程,推广低成本高效水处理技术,实现站场处理能力提升、水质达标率提高和运行费用降低。

(6)做好系统优化调整,减少采出水外排。通过系统整体优化,做好水量平衡,加大生产回用,加大气田回注,继续减少采出水外排,降低安全环保风险,助力“绿色矿山”建设。

3.3  储运及配套

“十四五”期间,天然气产量将快速增长,原油产量稳中有升。在天然气上产主力区块,目前外输能力不能满足新区上产需要,需扩建塔里木凝析气田和西南页岩气田外输能力。老油田原油外输量基本保持稳定,目前管道外输能力总体满足外输需求,塔里木、新疆和长庆等上产区块,原油外输能力需新增或扩建升级。

“十四五”期间,将建设东北、华北、西北、西南、中西部、中东部等六大储气中心,总工作气量达数百亿立方米,并探索气驱采油协同建库新模式。大型储气库日注采能力达数千万立方米,相当于一个年产规模一二百亿立方米的特大型气田,为了保证储气库“大进大出”的需要,需要做好油气田内部管网、储气库和国家管网的衔接。储气库建设时间紧、任务重,为了保障建设的效率和质量,有必要全面推进储气库地面建设标准化设计工作,从气藏型扩展到油藏和盐穴,从主体工艺扩展到辅助工程,最大限度实现地面工艺技术、设备定型、平面布局、视觉形象、建设标准等方面的统一。

3.4  新能源和提氦

世界传统能源行业正加速驶入转型轨道,中国一次能源需求将于2035年前后进入峰值平台期,中国石油正从“油气”供应商向“综合能源”供应商转型,需进一步提高清洁低碳能源在能源结构中的比例。中国石油油气田分布广泛,新能源资源丰富。除西南油气田(水电占比高)外,其他油气田风能、太阳能均可利用。油气田清洁能源利用市场大,电力消纳能力强,替代潜力大,技术发展相对成熟。中国石油拥有相对较为系统的地热利用技术,外部市场具有成熟的太阳能、风能利用技术。油气田企业有自备供配电网、油区道路、土地等优势。“十四五”期间,地面系统要先进行地面优化简化和节能技术应用实现“瘦身”,再利用清洁能源替代传统用能实现“健身”,开发重点是地热、余热、风能和太阳能等。

氦气广泛应用于航空航天等领域,是一种关系国家安全的重要战略性资源。氦气作为一种稀缺的非再生资源,唯一具有实际价值的来源是含氦天然气,国内氦气几乎全部依赖进口,安全形势非常严峻。在论证各气田氦气回收可行性的基础上,提出氦气资源综合利用工程。同时为了保障氦气战略储备,确保氦气供应并减少氦气损失,应择机建设氦气储备库,以应对地缘政治突变造成的氦气断供及氦气价格大幅变化。

3.5  完整性管理

“十四五”期间,通过全面推进完整性管理工作,实施“双高”(高风险、高后果)管道筛查、治理和高失效率区块专项治理,大幅度提升油气田管道本质安全,原则上“双高”管道杜绝重特大事故。2025年力争实现Ⅲ类以上管道完整性管理全覆盖,实现管道更新改造维护费用下降10%的目标。

3.6  数字化建设

到2025年,实现16家油气田公司数字化全覆盖。坚持新油气田数字化建设与产能建设同步实施,老油气田数字化建设结合整体调整改造,在充分优化简化的基础上开展实施,实现中小型站场无人值守、大型站场少人集中监控的自动化建设。推行油气田自动化生产、数字化办公、智能化管理,为转变生产方式、提质增效和精益生产提供支撑。支持新型油公司模式建立和用工方式转型,大幅减少一线生产员工数量,实现新油气田用工较传统定员减少30%,老油气田用工减少25%的目标。

在加快试点的基础上,全面推广数字化交付工作。新油气田数字化交付工作与工程建设同步进行,一步到位。老油气田通过逆向建模,按照先重点站场和大型站场,后一般站场的实施策略,在“十四五”期间完成已建站场的数字孪生体构建。形成中国石油上游地面工程的有效数字化资产,奠定智能化建设基础。通过信息和人工智能助力油气上游提高效率,初步建成智能化油气田。

3.7  科技创新

加大新技术和新设备的研发应用力度,着力在以下各方面开展相关工作。

一是强力攻关复杂油田有效开发配套技术。为满足难动用储量经济开发的需要,要做好以下技术的研究:页岩油、致密油高效建设与生产技术,减氧空气驱地面配套及安全运行技术,化学驱采出液脱水高效药剂和高效设备,特超稠油SAGD(蒸汽辅助重力泄油)采出液的密闭集输处理关键工艺技术与设备,聚合物驱后含聚表剂驱采出液高效处理技术,气驱采出气处理及循环利用技术等。

二是努力攻克制约天然气业务快速发展的瓶颈技术,要重点研究:原料气有机硫脱除技术,含硫气田尾气达标排放处理工艺,天然气脱蜡、脱汞技术,基于膜分离的处理新技术,储气库高效建设运营技术,气田软件计量技术,可燃冰开采地面配套技术等。

三是攻关成熟技术系列的集成推广,提升油气开发规模效益。加强新技术、新工艺、新设备、新材料的技术集成和攻关研究,拓展技术的边界条件和适用范围,实现规模化推广应用,要重点做好:装置一体化集成技术,功图计量技术,不加热集油技术,数字化建设技术,高效油气集输与处理技术,采出水低成本高效处理技术,压裂返排液处理技术,高效设备,低成本高效化学药剂,高压、高温、抗硫非金属管材技术等攻关应用。

四是攻关油气田人工智能技术。实现生产动态评价、优化生产运行。突出投资控制、减少人工成本,突破关键技术,要重点研究:数字孪生体技术,油气井数字计量关键技术,油气集输管网智能运行关键技术,油气站场智能生产优化关键技术,油气生产智能评价决策关键技术等。

五是装备国产化攻关。加大国产设备的研发力度,逐步减少进口设备的种类和数量。主要包括大型高压天然气离心式压缩机、大型膨胀机、大功率油气混输泵、大型制冷(冷换)成套设备;高压低温大口径各类阀门及执行机构;在线分析仪表等。

3.8  管理创新

“十四五”期间,地面工程以提质增效为核心,大力推行标准化设计,加强关键工艺技术攻关,持续加强一体化集成装置的研发和规模应用,积极推进大型站场模块化建设,推动数字化转型和生产管理方式变革,加强完整性管理和对标管理,加强建设管理,实现精益生产、精益管理,打造精益企业。

标准化设计要不断拓宽领域。完成储气库、致密油气、页岩油、稠油SAGD标准化设计,完善页岩气公用工程标准化设计。以一体化、模块化为核心升级已有定型图。完善提升一体化集成装置,在产能和改造中全面应用,替代常规站场和大型站场的生产单元。全面推行工厂化预制、模块化建设、标准化施工。

推动劳动组织架构革新,促进油公司模式全面建立。突出发展油气主业,实现业务“归核化”发展。实施机构扁平化改革,推动采油(气)作业区建设。新区一步到位,老区加快转型改造,最终实现业务流程优化、机构组织精干、管理层级扁平(油田公司-新型油田作业区两级管理模式),深入开展全面定员,创新优化分流方式,大幅减少用工总量,大幅提升效率效益。

为贯彻落实中国石油“生产上精耕细作、经营上精打细算、管理上精雕细刻、技术上精益求精”的统一部署和要求,推动油气田地面由传统生产向精益生产转变,提升地面建设和管理水平。在“十四五”期间,依托重点项目和区块开展精益生产试点工作,形成油气田精益生产模式,并全面推广。

4  结束语

油气田地面工程是油气田开发生产的重要环节,是实现高效开发、体现开发效果和水平的重要途径,对于油气田产量、效益、安全环保都有着重要的作用。“十四五”期间油气田开发目标的实现,既靠转变观念,又要靠科技和管理创新。通过规划引领实施,“十四五”期间,标准化、数字化建设和完整性管理将覆盖全业务领域,中国石油将全面建成数字化油气田,实现地面工程高质量发展。

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