油气田地面工程“十四五”发展设想

云庆 熊新强 吴浩 梁月玖 付勇

（中国石油天然气股份有限公司规划总院）

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[1]：

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[2]。

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]。

3.3 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[4]。

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[5]。

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[6]。

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[7]。

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。

致谢：巴玺立、王坤、张松、刘烨、朱景义、李庆、黄晓丽、王念榕、文韵豪、吕莉莉、朱英如、刘主辰等同志对本文的相关内容有重要贡献，在此一并表示感谢。