中石化油气技术的现状与发展

中石化油气集输技术的现状与发展☆油气集输在油气田开发中的地位☆油气集输的任务☆中石化上游近中期的发展目标及对油气集输技术的需求☆中石化油气集输技术的优势与差距☆建议目录（4）油气开发一、油气集输在油气田开发中的地位油气田开发技术（1）地质勘探：地质板块理论－石油地质学（2）地震勘探（3）采油采气：井筒技术成盆成烃成藏系统评价决案2D－3D－4D简单构造－隐蔽油气藏单分量－多分量重量技术：水驱三采：高温、高盐、低渗、Ⅲ、Ⅳ类油层稠油海（滩）油田（11）油气田管理油气田开发技术（5）地球物理测录井（6）钻井工程（7）地面工程油气集输污水处理及排放油、气、水集中输送处理,销售（内部）管道技术供电、供热其他配套技术（8）销售（9）计算机信息工程（10）技术经济油田地面工程的总投资约占总投资的1/3:CNPC：2003年投产：200亿SL：~30亿二、油气集输的任务当前油气集输流程：油井采出物单井管线计量站单井计量集油管线混输混输泵(旧流程：接转站)联合站油稳定(大罐抽气)库(首站)罐气脱水轻烃处理干气输气首站外输含油污水污水处理站分队计量加热分离电脱水任务：1、根据油气田开发方案(近远期规划、发展预测、油井采出量、各种基础资料(含水、油气比、物性、组成等）等），进行物料平衡，作出站、库、管的总体布局和规模；完成选址和走向，绘出总平面布置图；2、确定工艺过程(分离、计量、加热、脱水、稳定、轻烃回收等），绘制集输流程、管网图，设备、装置设计及选型；3、对油气集输系统的管理、维护，确保系统正常、高效运行，以最低能耗、最少投入，安全、稳定、保质保量生产出成品原油和天然气，以及向地层注水提供达标污水或达标外排污水，获取最大的经济效益。三、中石化上游近中期的发展目标及对油气集输技术的需求（一）油气资源发展战略目标近一年来，新一轮油气资源评价初步成果统计，中石化股份公司辖探区石油远景资源量267亿吨，其中：东部区约为132亿吨，占总量的49.4％；西部区约为117亿吨，占总量的43.8％。NG远景资源量约为17.4万亿方，其中：西部区约占48.4％，南部区约占28.4％。2004～2020年，新增石油探明储量47亿吨，NG2.06万亿方。产量：原油国内2010年达4500万吨，稳至2020，国外2020年2000万吨NG2010年达150亿方2020年250亿方从原油产量目标看：东、西、国外大致各占1/3（2000万吨）；从NG产量目标看：以西（新疆、鄂尔多斯），南（川西北）为主；（二）对油气集输技术的需求1、自然环境：新区以沙漠、隔壁、高山峻岭为主，气候恶劣，总体布局和工艺流程的设计、建设和管理都更困；2、东部老区高含水主力油田，提高高含水期采收率成为挖潜的主导技术，三采技术，特别是三、四油田油藏化学驱，高温、高盐油藏化学驱逐步推广，采出液后处理技术难度会进一步增大；3、东部超深层隐蔽油藏的开发，高含蜡、超高蜡原油的地面集输是新的课题；4、西部和东部稠油的开发；5、NG的快速增长，特别是高含H2S,CO2气体的处理，是国内外难题；6、新的开发技术，如正在开展先导试验的N2驱，CO2驱，微生物驱，火烧等技术推广应用后，都会给油气集输带来新的难题。如：火烧热裂解技术，对难动用稠油有效，但产出物中不仅含CO，CO2，而且可能因燃烧不完全带出O2，从而造成处理的安全问题。四、中石化油气集输技术的优势与差距98石油石化改制以来，中石化系统的油气集输科技水平有了明显的进步，主要体现在：（一）采出液集输与处理1、油气混输技术：（1）混输泵的研制与应用，总公司科技进步二等奖；（2）采出液的在线连续计量，总公司推广应用三等奖。2、预分水、分水技术：（高含水期节能降耗技术）（1）预分水器的研制与应用脱水率可达80％以上（2）三相分离器的研制与应用河南油田商品原油含水＜0.5％（3）与分水稳流器的研制与应用辛二示范站（4）合一设备开发与应用孤岛二号联、河口等（5）低温生物破乳技术的研究3、三次采油采出液后处理技术（1）含聚采出液乳化界区特性及破乳机理研究“973”课题（2）理论指导下的新型破乳机开发与应用博后站项目4、稠油集输技术：（1）塔河油田以稠油为主，257万吨/a；（2）亚临界锅炉的推广应用；（3）超临界锅炉的研制，26MPa，360℃5、新型加热炉：孤四联，炉效达89％孤东，最高炉效达91％6、新型电脱水器的研发与应用；7、井口稳流三相除砂装置及大站稳流除砂、洗砂装置的开发与应用除砂率达85％以上，洗砂后外排含水油＜1000mg/kg达标;8、提高集输系统效率研究：孤岛、塔河、河南、江苏油田四个示范站系统效率最高达69.7％，达到国际先进水平。（二）污水处理及回注/外排1、污水稳流除油技术：水中含油30～50mg/L；2、生物处理装置：王家岗30×103m3/d，COD＜120mg/L,达标外排；3、生物塘法：桩西污水厂3×104m3/d，COD＜100mg/L,达标外排；4、微电池法：孤五注；5、污泥的处理：（1）微生物法破乳（2）化学破乳；6、高矿化度污水的处理：河南油田7、稠油污水的处理：锅炉回用/外排草桥8、污水处理站的改造：利用成熟技术，完成了老大难污水站的改造；9、膜过滤技术的应用：江苏油田＋断块油田，处理量20m3/h，达到A1级标准；10、污水配聚，注聚技术；11、注水系统改造，使注水系统效率大幅提高；示范区达55%以上水驱开发技术，在我国仍是油田开发的主体技术：CNPC:综合含水83.5％，日水140万m3；胜利：含水90％，日水80万m3；环保要求高、严格;水品种复杂（三采、稠油等）;高矿化度;改造投资减小，CNPC：98年前75亿/年，目前25~27亿/年；油田开发，水质要求高;污泥处理欠债量大，难度大。（三）滩海油气集输工程中石化埕岛油田：230×104m3t/a，是我国目前唯一开发的滩（浅）海油田，油气集输主要采取采油平台（6～9井式）－油气混输气－－炉、发电－生产平台－油＋水－－管输－－陆上终端（联合站）的流程污水：回注注水系统：海水/污水＋海水/污水注入，形成了一套针对渤海（极浅海）海水处理后注入的技术；生产管理系统：SCADA系统，形成了采油平台－－中心平台－－陆上中心控制室的三级管理模式，实现了约50座采油平台的无人值守。海上工程：浅海平台、海底管、缆的设计、施工、防腐管理、维修等整套滩海石油工程技术。（四）天然气处理技术中石化已初步建成两个NG生产基地：川西（10亿方/a）和中原。今年，鄂尔多斯盆地天然气基地建设10亿方/a，气化山东。（1）对于常规天然气藏的开发，天然气（包括伴生气）的集气、处理（脱水、轻烃回收）、加工（LNG、CNG）外输管理等一整套工艺技术，以中原为代表，已经成熟;（2）对于凝析气田，如何根据不同的起藏条件和不同的组分，确定生产工艺和集输处理流程，中石化范围内缺乏典型;（3）近三年，川西和塔河，分别遇到高含H2S的天然气藏。目前，这些气田正在建设中，过去我们遇到不多。CNPC在四川气藏开发中，积累乐较丰富的经验。据介绍，对于高压、高含硫气井，集气，脱硫工艺干法？湿法？；脱硫工艺目前在世界上也是个难题。胺法吸收；可行，但成本很高；中石油罗家寨气矿，近几年硫磺由原来日产160吨猛升岛1200～1300吨，年产达到45万吨，硫磺的存储，尾气的处理也成了难题；另外，管材的选择，焊接技术等，也影响生产的安全、成本宗旨，在这个领域，我们尚需学习。综上所述：（1）中石化拥有的滩海石油开发，海工工程和油气集输技术，在国内居绝对领先优势，在平台建造的某些专项技术尚，已达到国际先进水平。（2）在油田集输、污水处理领域，我们的总体技术代表了国内正常水平，在众多专项技术上，处于国内领先水平。（3）常规气田NG（包括伴生气）的集输、处理等技术，以中原、胜利油田为代表，处于国内同等正常水平；LNG的生产，中原居国内领先水平。高含H2S/CO2天然气、凝析气（油）藏集输处理技术，与国内领先水平相比，尚有差距。以上是我个人的体会、看法，若有谬误，请各位批评指正。五、建议1、东区老区改造，以节能降耗，提高系统效率为目的；西区新区建设，采用先进流程，高效设备，控制百万吨产能建设投资为目的，地面与地下，近期与远期的统一，求得经济、社会、环境效益的最大化。2、针对中石化油气集输的技术弱项，在总公司的统一规划领导下，整合设计，科研力量扬长避短，开展科技攻关；并利用各种渠道（如学会等）。采取走出去，请进来的办法，开展技术交流；加强设计单位的管理，强加职能部门的技术把关，通过项目管理，项目实践，在较短的时间内，把有差距的技术，特别是含硫气藏的地面技术赶上去。3、东部高含水油田，要加强乳化和破乳理论研究，再此基础上，开展不加热集输、预分水技术（药剂、微生物和设备）使高含水采出液的关键能耗（占集输总能耗的90％以上）降下来。4、污水处理技术不过关，污水质量不达标，关键在末段的深过滤。要进一步开展膜过滤技术攻关，尽快拿出低成本、长效、高通量、易反洗的膜材料，并形成关键设备，使水处理技术在质上有所突破；稠油污水处理锅炉回用（外排）技术需进一步攻关，形成工业应用技术。请批评指正