油氣集輸工藝技術(shù)

油氣集輸工藝技術(shù)河南油田劉智軍2014年12月河南油田稠油聯(lián)合站稠油處理原工藝。站外來含水原油補氣產(chǎn)出水去污水處理凈化原油在線排砂二段脫水器一段四相分離器原油去管道外輸泵在線排砂原油儲罐流程一：一段四相分離+二段脫水器脫水工藝目錄

一、油氣集輸基本知識

二、油氣集輸工藝技術(shù)三、油氣水分離技術(shù)

四、非金屬管、復合管材五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策油氣集輸

就是把分布在油田各處的油氣井采出的油、氣、水混合物，經(jīng)管道收集、單井產(chǎn)量計量后，匯集到接轉(zhuǎn)站，輸?shù)铰?lián)合站（脫水站）進行集中處理、加工的系統(tǒng)工程。油井計量站接轉(zhuǎn)站聯(lián)合站（一）概述一、油氣集輸基本知識油氣集輸

經(jīng)過油氣分離、油水分離（除砂）、原油脫水、原油穩(wěn)定、天然氣脫水與凈化、輕烴回收、污水處理等，成為凈化原油、天然氣、液化石油氣、輕質(zhì)油、凈化污水等合格產(chǎn)品；凈化原油、天然氣和輕質(zhì)油經(jīng)過儲存、計量，通過管道、火車、汽車等方式輸送到各用戶，凈化污水通過注水站回注或外排。

（一）概述一、油氣集輸基本知識油井產(chǎn)物多相混輸氣液分離液體氣體原油脫水原油穩(wěn)定污水處理外排油田注水站礦場原油庫或首站外輸穩(wěn)定石油氣輕烴回收外銷回注凈化輕烴回收干氣輸氣首站外銷輕烴產(chǎn)品外銷礦場油氣集輸流程簡介接轉(zhuǎn)站井排閥組外輸油煉油廠油站來水原油集輸系統(tǒng)浮渣浮油分離器一次沉降罐二次沉降罐加熱爐電脫水器凈化油罐一次除油罐緩沖罐污水處理系統(tǒng)注水系統(tǒng)油井油層原油庫預(yù)脫水劑破乳劑注水井一級氣浮二級氣浮注水泵過濾器聚合物驅(qū)泡沫驅(qū)復合驅(qū)等驅(qū)油體系原油處理站工藝流程示意圖井排分離器一次沉降罐二次沉降罐三次沉降罐凈化油罐原油/原油換熱器加熱爐穩(wěn)定塔塔底泵外輸泵末站天然氣處理站壓縮機脫水泵污水處理站工藝流程示意圖

壓力過濾罐

污水外輸泵緩沖罐二次除油罐一次除油罐油站來水外輸污水注水站（一）概述1．分井計量測出單井產(chǎn)物中的原油、天然氣、采出水的產(chǎn)量，為監(jiān)測油藏開發(fā)動態(tài)提供依據(jù)。油井計量站油站（二）油氣集輸工程的主要內(nèi)容一、油氣集輸基本知識2．集油、集氣

分井計量后的油氣水混合物匯集送到油氣水分離站場（接轉(zhuǎn)站）；或含水原油、天然氣匯集分別送到原油脫水站（聯(lián)合站）及天然氣集氣站場（壓氣站）。斜板組波紋板組整流板組射頻導納儀溢油擋板進口氣出口水出口油出口布液管（二）油氣集輸工程的主要內(nèi)容一、油氣集輸基本知識3．油氣水分離將油氣水混合物在一定壓力條件下，經(jīng)幾次分離成液體和不同壓力等級、不同組分的天然氣；將液體分離成低含水原油及游離水；必要時分離出固體雜質(zhì)，以便進一步處理。（二）油氣集輸工程的主要內(nèi)容一、油氣集輸基本知識4．原油脫水乳化原油破乳、沉降、分離，使原油含水率符合出礦原油標準。

石蠟基石蠟-混合基混合基混合-石蠟基混合-環(huán)烷基環(huán)烷基環(huán)烷-混合基含水率（%）0.51.02.0鹽含量mg/l實測飽和蒸氣壓kPa在儲存溫度下低于油田當?shù)卮髿鈮海ǘ┯蜌饧敼こ痰闹饕獌?nèi)容5．原油穩(wěn)定

原油中的易揮發(fā)組分脫出，使原油飽和蒸汽壓符合原油出礦標準，降低原油蒸發(fā)損耗。（二）油氣集輸工程的主要內(nèi)容一、油氣集輸基本知識6．原油儲存出礦原油盛裝在常壓油罐中，保持原油生產(chǎn)與銷售的平衡。（二）油氣集輸工程的主要內(nèi)容一、油氣集輸基本知識7．天然氣脫水脫除天然氣中的飽和水，使其在管線壓力輸送時，露點低于周圍介質(zhì)溫度（5℃以上），以免在輸送過程中析出游離水和形成水合物。（二）油氣集輸工程的主要內(nèi)容一、油氣集輸基本知識8．天然氣輕烴回收

脫除天然氣中的烴液，使其在管線輸送時烴液不被析出；或?qū)ｉT回收天然氣中烴液后，再進一步分離成單一或混合組分作為產(chǎn)品。膨脹壓縮機壓縮端出口冷卻器主冷箱輔冷箱1丙烷制冷輔冷箱2低溫分離器液化氣塔脫乙烷塔重接觸塔液化氣輕烴干氣2.85MPa2.85Pa27℃

-20℃

-51℃

0.89MPa-83℃

2.82MPa-51℃

0.89MPa24℃

1.57MPa-22℃

1.29MPa64℃

干燥塔來氣一、油氣集輸基本知識9．天然氣脫硫、脫碳

達到天然氣出礦質(zhì)量要求，必要時進行脫硫、脫碳處理。10．烴液儲存

液化石油氣、輕質(zhì)油分別盛裝在壓力油罐中，保持烴液生產(chǎn)與銷售平衡。11．輸油、輸氣

出礦原油、天然氣、液化石油氣、輕質(zhì)油經(jīng)計量后，利用管道經(jīng)過加壓（泵或壓縮機）或加熱輸送給用戶。12．油田采出水處理

利用物理法、化學法及生物法等方法對采出水進行處理，使得處理后水質(zhì)達到注入水或其他相應(yīng)水質(zhì)標準。

簡言之，油氣集輸就是把油井產(chǎn)出物進行收集、加工處理成合格商品，并送到用戶的全過程。油氣集輸工程是油田的主要生產(chǎn)環(huán)節(jié)。油氣集輸系統(tǒng)又是油田的消耗大戶，抓好節(jié)能降耗工作對降低原油開采成本、提高原油商品率等具有重要意義。

一、油氣集輸基本知識合計單井集油管線集油支線集油干線輸油干線數(shù)量合計數(shù)量合計數(shù)量合計數(shù)量合計數(shù)量合計條km條km條km條km條km1、河南油田集輸管網(wǎng)統(tǒng)計4804264045251840219431512919782、中石化集輸管網(wǎng)統(tǒng)計231691388820277904524843027345116663649河南油田、中石化集輸管網(wǎng)統(tǒng)計一、油氣集輸基本知識

技術(shù)水平指標名稱河南油田平均水平勝利油田平均水平國內(nèi)平均水平國內(nèi)先進水平

加熱爐效率（%）76.583.947585~90

輸油泵效率（%）4950.154.965.4

油氣損耗率（%）0.230.460.9540.17～0.32

油氣集輸密閉率（%）81%87.462.1100

原油穩(wěn)定率（%）46%48.959.88100

處理噸油燃油當量耗量（kg/t）2.317.8717.96.3~8.3

處理噸油耗電量（kW.h/t）2.435.62

處理噸油藥劑耗量（kg/t）0.50.23技術(shù)經(jīng)濟指標一、油氣集輸基本知識目錄

一、油氣集輸基本知識

二、油氣集輸工藝技術(shù)三、油氣水分離技術(shù)

四、非金屬管、復合管材五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策1、集油工藝外輸油三相分離器一次沉降罐二次沉降罐加熱爐電脫水器凈化油罐原油脫水站接轉(zhuǎn)站脫水泵油井油井計量站油井計量站單管集油工藝集油工藝雙管集油流程單管串接流程單管不加熱

單管加熱

雙管摻稀油流程雙管摻活性水流程二、油氣集輸工藝技術(shù)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)示意二、油氣集輸工藝技術(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：

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畝二、油氣集輸工藝技術(shù)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。傳統(tǒng)接轉(zhuǎn)站模式接轉(zhuǎn)站聯(lián)合站串聯(lián)管網(wǎng)+混輸增壓撬增壓撬二、油氣集輸工藝技術(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：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?；燧斣鰤呵硕⒂蜌饧敼に嚰夹g(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))

二、油氣集輸工藝技術(shù)3、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?。?lt;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。二、油氣集輸工藝技術(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。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：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。二、油氣集輸工藝技術(shù)雙管摻水集輸工藝井口采油樹單井摻水管線單井注采合一架空管線注采分開摻水集油流程示意圖注采合一摻水集油流程示意圖主要特點：若原油含水達到65%以上，這時屬于“水漂油”，管道中原油的表觀粘度很??；井口無運行設(shè)備；摻入的水為游離狀態(tài)，稠油很難乳化，在轉(zhuǎn)油站只脫摻水，實現(xiàn)摻水閉路循環(huán)使用。目前勝利部分稠油和河南油田稠油采用該工藝。4、國內(nèi)稠油開采集輸技術(shù)工藝井口采油樹單井摻水管線單井出油埋地管線單井注汽管線架空敷設(shè)二、油氣集輸工藝技術(shù)排6南區(qū)排601南區(qū)排601北區(qū)排601中區(qū)采油工藝井筒加藥降粘井筒摻蒸汽降粘加熱僅需考慮地面集輸需求加熱需綜合考慮井筒降粘及地面集輸需求二、油氣集輸工藝技術(shù)新疆克拉瑪依油田二、油氣集輸工藝技術(shù)可在線標定的簡易多功能防盜井口優(yōu)化前的井口流程優(yōu)化后的簡易防盜井口流程簡易多功能防盜井口形成了7項專利，既方便了標產(chǎn)，又簡化了井口，使用后單井標產(chǎn)時間由2小時降為0.5小時，井口被盜情況減少95%以上。二、油氣集輸工藝技術(shù)井場流程：蒸汽→配汽閥組計量分配→注采合一管道→井口→采出液→注采合一管道→配汽閥組內(nèi)的集油匯管→出井場集油至增壓泵站。測控參數(shù)：每口油井的出油壓力、溫度，抽油機載荷位移、沖程、沖次、電壓、電流、電量。井臺的視頻音頻數(shù)據(jù)采集上傳實現(xiàn)無人值守。配汽閥組采油樹井口配汽閥組采油樹井口標準化井場集輸流程配汽閥組井場變壓器控制柜視頻監(jiān)控系統(tǒng)平面布置二、油氣集輸工藝技術(shù)原設(shè)計一次優(yōu)化二次優(yōu)化溫度計、壓力表等安裝在采油樹橫管上；補償器安裝放平緩；該區(qū)塊油井在運行過程中井口抬升，最大抬升高度570mm，設(shè)計院進行了多次優(yōu)化和詳細計算。井口抬升補償研究二、油氣集輸工藝技術(shù)5、布站方式

老油田以二級布站和三級布站方式為主。外輸油三相分離器一次沉降罐二次沉降罐加熱爐電脫水器凈化油罐原油脫水站脫水泵油井油井計量站計量站接轉(zhuǎn)站二、油氣集輸工藝技術(shù)功圖計量、井口摻蒸汽、串接集輸工藝示功圖示功圖標準化增壓泵站二號聯(lián)合站標準化井場示功圖示功圖標準化井場集輸流程配汽閥組井場變壓器控制柜視頻監(jiān)控系統(tǒng)平面布置二、油氣集輸工藝技術(shù)6、計量技術(shù)

計量技術(shù)液位計計量手動液位計量油裝置雙分離器往復交替式量油系統(tǒng)智能TM卡油氣積算儀量油裝置三相分離儀表計量兩相分離儀表計計量在線不分離多相流量計量稱重式油井計量質(zhì)量流量計直接計量GPRS遠程連續(xù)量油裝置三容器氣替液連續(xù)計量裝置兩相分離變壓控制儀表計量裝置無源控制多相計量系統(tǒng)柱狀旋流式氣-液分離器

從油田開發(fā)低含水初期的單管加熱流程，逐步發(fā)展為高含水期單管不加熱混輸流程；從開發(fā)初期油氣比高、含水低采用的玻璃管液位量油到兩相分離儀表計量、三相分離儀表計量、在線不分離多相流量計量等多種方式。二、油氣集輸工藝技術(shù)6、計量技術(shù)

優(yōu)點：

①流程簡單直觀；②對產(chǎn)量波動不大的油井，準確性較高。不足：①對低產(chǎn)井、間歇出液井及產(chǎn)量波動較大的井，計量準確性低；②以手動為主，勞動強度比較大；③對低伴生氣井無法實現(xiàn)壓液面操作。

勝利油田約有12%的油井因液量較低或原油粘度較大等原因沒有實現(xiàn)單井計量，其他都實現(xiàn)了單井產(chǎn)量的計量，單井產(chǎn)量以液位計計量為主。

二、油氣集輸工藝技術(shù)油井液量計量時間間隔長，用瞬時值代表全天值，特別對于間歇出油井，不能準確反映油井的實際產(chǎn)液量；無法動態(tài)監(jiān)控油井生產(chǎn)狀況變化；對于液量過低、低含氣、合走井無法進行有效計量。2-3天計量一次人工量油計量方式分離器計量常規(guī)分離器量油無法有效滿足精細管理需求。油井液量二、油氣集輸工藝技術(shù)從液量、含水、含氣、粘度等多因素考慮，篩選出3077口油井進行在用計量工藝對比測試，總結(jié)出各工藝適應(yīng)范圍，其中功圖監(jiān)控計量技術(shù)完全實現(xiàn)了油井自動化數(shù)據(jù)傳輸、管理。計量工藝名稱分離器量油稱重計量旋流分離計量功圖監(jiān)控計量量液原理連通器原理翻斗稱重計量氣液分離、質(zhì)量流量計功圖量油測試參數(shù)液量、氣量液量液量、油量、氣量、含水液量計量誤差影響因素氣量、粘度、液量氣量、粘度、液量、多通閥密封情況氣量、質(zhì)量流量計標定情況、多通閥密封情況井下工況、定期標定情況安裝要求建站安裝室外安裝建站安裝或撬裝安裝井口安裝信息化配套無法進行數(shù)據(jù)實時測試、連續(xù)計量、數(shù)據(jù)遠傳實現(xiàn)數(shù)據(jù)實時測試、連續(xù)計量、配套信息設(shè)備后可遠傳實時測試、連續(xù)計量、數(shù)據(jù)遠傳應(yīng)用方向適用中高滲工況，不適用間出、稠油、含氣量低工況適用各類油藏，不適用含氣低、高含砂工況適用各類油藏，不適用高含氣、高含砂工況適用各類油藏，不適用連抽帶噴、結(jié)蠟、油管漏失等特殊工況存在缺點低液、間出油井，計量時間過長；外輸壓力高油井不能計量；人工倒流程勞動強度大；無法實現(xiàn)連續(xù)計量傳感器易產(chǎn)生零點漂移現(xiàn)象，必須進行定期標定；多通閥漏失、稠油掛壁影響易加劇計量誤差；設(shè)備單價高；受質(zhì)量流量計工作范圍影響，對于含游離氣、含砂、高粘度稠油井適應(yīng)性較差；設(shè)備單價高；多通閥漏失易造成計量誤差較大不能計量電泵、螺桿泵井液量；必須進行定期標定二、油氣集輸工藝技術(shù)7、分隊計量技術(shù)2009年以現(xiàn)河采油廠為分隊計量試點，改造后原油輸差從2008年的11%降到1.9%之內(nèi)。

勝利油田10個陸上采油廠，共管轄255個采油隊，其中已實現(xiàn)分隊計量的采油隊有83個，未實現(xiàn)分隊計量的采油隊有172個。二、油氣集輸工藝技術(shù)7、分隊計量技術(shù)

分隊計量模式：脫水站、具有分水功能的接轉(zhuǎn)站采用三相分離計量，其它采用兩相分離計量，采用三相分離計量原油計量誤差控制在±5%之下；其它計量方式原油計量誤差控制在±10%之下。

分隊來液三相分離器天然氣含水原油污水計量數(shù)據(jù)上傳聯(lián)合站分隊計量流程圖

二、油氣集輸工藝技術(shù)7、分隊計量技術(shù)質(zhì)量流量計分隊來液油氣分離器儲油罐含水原油外輸泵天然氣計量數(shù)據(jù)上傳分隊來液質(zhì)量流量計質(zhì)量流量計分隊來液油氣分離器儲油罐含水原油外輸泵天然氣計量數(shù)據(jù)上傳分隊來液質(zhì)量流量計接轉(zhuǎn)站分隊計量流程圖

兩相分離計量質(zhì)量流量計外輸計量二、油氣集輸工藝技術(shù)8、接轉(zhuǎn)工藝

進站閥組外輸泵加熱爐流量計外輸壓力緩沖罐（21座）油氣分離器變頻調(diào)速，控制排量密閉流程油氣分離器進站閥組外輸泵加熱爐流量計外輸原油罐依托緩沖罐，控制排量（36座）開式流程

按運行方式可分為密閉流程和開式流程兩種，在調(diào)查的57座接轉(zhuǎn)站中，目前密閉運行的接轉(zhuǎn)站有21座，沒有密閉運行的接轉(zhuǎn)站36座，接轉(zhuǎn)站密閉率只有40.4%（液量）。二、油氣集輸工藝技術(shù)標準化增壓泵站規(guī)模：2000t/d；功能：站外來液的事故緩沖、增壓、計量及含水分析、外輸；自動化：視頻監(jiān)控，流量、含水、溫度、壓力、液位、泵的各類參數(shù)等上傳，遠程控制，達到全自動無人值守水平。進站閥組緩沖罐增壓泵房標準化增壓站模塊劃分工藝流程泵房示例自控通信建筑結(jié)構(gòu)平面布置配電設(shè)施標準化增壓泵站8、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)字油田相關(guān)標準？中石油西峰油田采油二區(qū)調(diào)控中心二、油氣集輸工藝技術(shù)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)控目錄

一、油氣集輸基本知識

二、油氣集輸工藝技術(shù)

三、油氣水分離技術(shù)

四、非金屬管、復合管材五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策油氣水分離處理方法包括：（1）旋流（離心）分離

（2）重力沉降分離

（3）機械處理

（4）化學破乳

（5）加熱處理

（6）電、磁聚結(jié)

（7）超聲波聚結(jié)

（8）管道破乳

（9）混凝沉降等（一）技術(shù)現(xiàn)狀三、油氣水分離技術(shù)

油氣分離的三種基本模式：一次分離，連續(xù)分離和多級分離。

一次分離：是指油氣混合物的汽液兩相一直在保持接觸的條件下逐漸降低壓力，最后流入常壓儲罐，在罐中一下子把氣液分開。連續(xù)分離：指隨著油氣混合物在管路中壓力的降低，不斷地將逸出的平衡氣排出，直至壓力降為常壓，平衡氣亦最終排除干凈，剩下的液相進入儲罐。多級分離：是指油氣兩相保持接觸的條件下，壓力降到某一數(shù)值時，把降壓過程中析出的氣體排出，脫除氣體的原油繼續(xù)沿管路流動、原油中析出的氣體再排出，如此反復，直至系統(tǒng)的壓力降為常壓，產(chǎn)品進入儲罐為止。每排一次氣，作為一級；排幾次氣，叫做幾級分離。（一）技術(shù)現(xiàn)狀三、油氣水分離技術(shù)在一臺油氣分離器與一臺儲油罐連用時，通常就認為是兩級分離。當二臺分離器相連,且在不同的壓力下工作，再與一臺儲油罐相連用時，就獲得了三級分離過程。（二）油氣水分離的主要形式三、油氣水分離技術(shù)油氣水分離處理裝備油氣分離處理設(shè)備氣體凈化處理設(shè)備污水處理設(shè)備原油脫水設(shè)備三、油氣水分離技術(shù)分離設(shè)備形式

臥式分離器

立式分離器

球型分離器

三、油氣水分離技術(shù)油氣分離設(shè)備的歸類

低壓

中壓高壓按操作壓力分類

真空生產(chǎn)分離器按用途分類

試井分離器計量分離器段塞流捕集器閃蒸捕集器膨脹分離器氣體洗滌器濾氣器過濾分離器三、油氣水分離技術(shù)油氣分離設(shè)備的歸類

離心式

按分離原理分類重力式

混合式

三、油氣水分離技術(shù)油氣兩相分離

重力分離撞擊、改變流向，改變流速離心分離聚結(jié)過濾三、油氣水分離技術(shù)撞擊、改變流向，改變流速油氣兩相分離（氣中除油）

三、油氣水分離技術(shù)三相分離器

三相分離器是采出液處理的關(guān)鍵設(shè)備，能夠有效提高油、氣、水的分離效率。三、油氣水分離技術(shù)

油氣水分離及原油脫水技術(shù)幾種典型的分離器結(jié)構(gòu)

勝利分離器

二、油氣水分離技術(shù)◆動態(tài)沉降罐二、油氣水分離技術(shù)中部篩管進液、水洗強化破乳技術(shù)油相單相加熱技術(shù)界面調(diào)節(jié)技術(shù)旋流排泥技術(shù)一段動態(tài)脫水罐結(jié)構(gòu)結(jié)構(gòu)優(yōu)化：與普通大罐沉降相比，該設(shè)備脫水效率高，能夠?qū)崿F(xiàn)自動排泥，運行控制穩(wěn)定，有利于提高脫水質(zhì)量?！魟討B(tài)沉降罐外輸泵汽車外運或管輸原油儲罐三相分離器稀油儲罐站外來液（中質(zhì)油）加熱器加熱器中質(zhì)油預(yù)脫水+稀油/剩余稀油混入中質(zhì)油二段脫水工藝特稠油摻稀混合油/特稠油預(yù)脫水+一段動態(tài)沉降脫水+儲罐切水脫水工藝仰角式預(yù)脫水器（撬裝）仰角式預(yù)脫水器（撬裝）一段動態(tài)罐儲罐（切水）二、油氣水分離技術(shù)在春光油田排二聯(lián)特稠油脫水工藝中的應(yīng)用(三)預(yù)分水技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢預(yù)分水概念及類型主要指高含水期地面集輸系統(tǒng)，僅分出部分水用于節(jié)能降耗，減輕后續(xù)輸送、脫水設(shè)施負擔、就地回注等目的的原油脫水。減少熱能損耗

集中處理站內(nèi)

提高脫水效果、降低原油含水預(yù)分水就地分水就地處理回注

站外接轉(zhuǎn)站

就地摻水

二、油氣水分離技術(shù)外輸泵凈化油罐計量外輸進站加熱爐沉降罐大罐抽氣裝置火炬油氣計量分離器注水井接轉(zhuǎn)站三相分離器除油罐沉降罐提升泵過濾器注水泵預(yù)分水概念及類型三、油氣水分離技術(shù)計量外輸預(yù)分水概念及類型火炬注水井提升泵過濾器注水泵外輸泵凈化油罐沉降罐大罐抽氣裝置三相分離器除油罐沉降罐三相分離器進站加熱爐油氣計量分離器預(yù)分水裝置接轉(zhuǎn)站過濾器沉降罐注水泵預(yù)分水除油罐三、油氣水分離技術(shù)高含水期地面集輸系統(tǒng)需要進行預(yù)分水以降低集輸及污水處理系統(tǒng)能耗、成本和改造投資，提高經(jīng)濟效益。國內(nèi)大部分油田已進入高含水期（含水80%以上），液量逐年增加，這部分增加的污水，占據(jù)了輸油管道和沉降設(shè)備的容積，降低了設(shè)備利用率而整個地面系統(tǒng)基礎(chǔ)設(shè)計是按含水50%能力實施，液量的增加和滾動開發(fā)造成原有地面系統(tǒng)的不適應(yīng),主要存在以下問題:預(yù)分水概念及類型三、油氣水分離技術(shù)1、超負荷運行：集輸干線；集中處理站脫水系統(tǒng)。2、改造投資增大：集輸管線改造投資，降回壓泵投資，站內(nèi)脫水系統(tǒng)改造投資。3、能耗及成本增大：大量污水長距離往返輸送。采油井口回壓升高的電能消耗，降回壓泵的電能消耗，污水加熱能耗的損失、運行管理維護成本增加。4、大量污水的循環(huán)加速了管道和設(shè)備的腐蝕，縮短了設(shè)備的使用壽命通過預(yù)分水可以改善或解決以上諸多問題預(yù)分水概念及類型三、油氣水分離技術(shù)20#站40#站5#站1#站25#站24#站23#站41#站4#站聯(lián)合站●●●污水增壓站油氣水分離技術(shù)1、預(yù)分水設(shè)備

提前將污水分離出來的設(shè)備即為預(yù)分水設(shè)備，目前國內(nèi)外沒有專用的預(yù)分水設(shè)備，各油田采用的一系列的替代產(chǎn)品進行預(yù)分水。預(yù)分水設(shè)施主要有：①三相分離器；②水力旋流器；③管道分水器預(yù)分水技術(shù)現(xiàn)狀三、油氣水分離技術(shù)2023/3/30目前使用的油氣水高效三相分離器結(jié)構(gòu)原理圖技術(shù)原理油水混合液井設(shè)備進口進入設(shè)備，經(jīng)進口分氣包預(yù)脫氣后進入水洗室，在水洗室中油水混合液發(fā)生碰撞、摩擦等降低界面膜的水洗過程，分離出大部分的游離水，沒有分離的混合液井分配器布液和波紋板整流后進入沉降室，并在沉降室進行最終的油水分離，達到脫水的目的。三相分離器預(yù)分水，運行工況穩(wěn)定，管理方便，但除油效率低，出水含油指標高，后續(xù)處理工藝復雜、投資高。采用三相分離器預(yù)分水，由于污水分離凈化的有效空間不足，造成除油效率低，出水含油高達500mg/L以上，后續(xù)污水處理系統(tǒng)必須采用二級除油加過濾的處理工藝，造成污水系統(tǒng)投資和運行費用高，占采出液處理的70%以上。三、油氣水分離技術(shù)優(yōu)點占地面積小、質(zhì)量小、效率高；除海上油田污水處理有應(yīng)用外，陸上油田已基本不再單獨使用，目前發(fā)展方向主要是作為前端預(yù)處理與其它技術(shù)組合應(yīng)用。缺點出水水質(zhì)波動大，除油率低（90%左右），能耗高、壓降大；當來液波動大時，中間油柱極容易下行至出水口，造成出水含油升高。水力旋流器收油罐提升泵旋流器濾罐沉降罐出水旋流污水處理工藝流程三、油氣水分離技術(shù)工作原理是自然沉降分離結(jié)合淺池分離原理；主要用在高溫高產(chǎn)液量井就地分水回摻，對脫出水含油要求不高的地方，降低摻水壓力，降低摻水能耗和管線投資，并減少了聯(lián)合站的運行負荷。優(yōu)點：占地面積小，簡單容易操作、投資低，處理量小。缺點：分離出水水質(zhì)無法控制，分離效率低。管道分水器高溫高產(chǎn)井管道分水器脫出含水油去單井摻水部分脫出水氣出口泵去集輸支干線管道分水器摻水提升泵三、油氣水分離技術(shù)預(yù)分水設(shè)備目前各油田采用的預(yù)分水設(shè)備的替代產(chǎn)品在一定程度上起到了預(yù)分水的效果；其中三相分離器應(yīng)用最廣；效果及穩(wěn)定性好，可同時進行氣液分離。不足：占地面積較大，屬壓力容器管理工作量大。旋流分水器，體積及占地面積小，由于對現(xiàn)場來液適應(yīng)能力弱，分水除油效果及穩(wěn)定性差，能耗大，在現(xiàn)場實際中極少應(yīng)用。目前實際應(yīng)用的分水設(shè)施均存在分出水含油指標較高的問題（500mg/L），造成后續(xù)污水處理系統(tǒng)復雜。三、油氣水分離技術(shù)預(yù)分水技術(shù)發(fā)展趨勢技術(shù)需求高含水期地面系統(tǒng)需要短、小、精的分水技術(shù)設(shè)施，以滿足簡化工藝、降低投資、占地和成本的生產(chǎn)要求,同時達到分出水含油盡可能低。.技術(shù)發(fā)展趨勢1、向技術(shù)集成化、一體化、小型化、低投資和低成本方向發(fā)展（如旋流、氣浮、沉降、聚結(jié)等技術(shù)的優(yōu)化集成），發(fā)揮不同技術(shù)的優(yōu)點，適應(yīng)不同介質(zhì)條件下的分水除油技術(shù)要求，以提高其穩(wěn)定性和處理效果。

一體化分水技術(shù)，改進油水分離與污水系統(tǒng)分別處理的傳統(tǒng)技術(shù)，將分水與污水除油功能有機結(jié)合，形成一體化技術(shù)和裝置，重點研究在高效分水的同時，強化除油功能改善出水水質(zhì)，將預(yù)分水除油設(shè)施出水含油指標降到到15

--50mg/l，從而簡化處理工藝、降低和減少脫水及污水處理設(shè)施占地、投資、能耗和運行費用。三、油氣水分離技術(shù)預(yù)分水技術(shù)發(fā)展趨勢2、旋流作為分水除油的預(yù)處理技術(shù)，主要向提高出水水質(zhì)穩(wěn)定性、與氣浮有機融合的方向發(fā)展。3、利用含油污水中溶解的天然氣進行自溶氣凈化，將是簡化分水除油工藝、節(jié)約處理成本和設(shè)施投資、提高處理效率的重要發(fā)展方向之一。三、油氣水分離技術(shù)預(yù)分水技術(shù)發(fā)展趨勢低含水油進聯(lián)合站一體化預(yù)分水除油裝置注水井三相分離器預(yù)分水除油罐緩沖罐提升泵過濾器注水泵油氣計量設(shè)備可省去除油罐接轉(zhuǎn)站預(yù)分水工藝流程圖三、油氣水分離技術(shù)一體化預(yù)分水除油裝置原理圖浮渣水室低含水原油原油處理裝置出水（含油<15mg/L）溶氣釋放裝置壓力、穩(wěn)流平衡壓力調(diào)節(jié)平衡采出液天然氣回流管溶氣平衡外輸緩沖罐聚結(jié)裝置以新型自溶氣和高效旋流凈化技術(shù)為主導，配合聚結(jié)分離、液位界面控制等技術(shù)，進行技術(shù)集成，形成一體化預(yù)分水除油技術(shù)及裝置預(yù)分水技術(shù)發(fā)展趨勢三、油氣水分離技術(shù)目錄

一、油氣集輸基本知識

二、油氣集輸工藝技術(shù)三、油氣水分離技術(shù)

四、非金屬管、復合管材五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策非金屬管、復合管材應(yīng)用非金屬管、復合管材應(yīng)用玻璃鋼及其各類復合管尼龍、芳綸等塑料管鋼骨架復合管鋼管內(nèi)襯玻璃鋼鋼管內(nèi)襯水泥砂漿鋼管內(nèi)襯高密度聚乙烯鋼管內(nèi)襯不銹鋼其它等玻璃鋼罐四、非金屬管、復合管材技術(shù)金屬管道內(nèi)襯技術(shù)四、非金屬管、復合管材技術(shù)

舊管道的修復主要有水泥砂漿、聚合物復合襯里和內(nèi)穿插HDPE管等技術(shù)。舊管道修復技術(shù)四、非金屬管、復合管材技術(shù)玻璃鋼管道：該管道具有雙面防腐不結(jié)垢、流體阻力小和耐磨蝕等特性,并且維護工作量小、不污染水質(zhì)。已在聯(lián)合站內(nèi)使用達200多公里，站外也近500公里。近年來引進了美國阿麥榮公司和史密斯公司的高壓玻璃鋼管，用于井口注水管線和注聚合物的三次采油工程。從史密斯公司的中國哈爾濱工廠采購了中高壓玻璃鋼管，用于油田注水和井口集油工程。這些管道生產(chǎn)工藝，經(jīng)過了美國石油學會認證，符合石油專用玻璃鋼管材標準，產(chǎn)品質(zhì)量能滿足油田生產(chǎn)要求。使用效果是不錯的，能夠有效的抑制腐蝕、延長管道使用壽命，其綜合效益高于鋼質(zhì)管道。玻璃鋼管道在使用過程中也存在一些問題，主要在接口技術(shù)上；部分母材質(zhì)量不過關(guān)，也出現(xiàn)滲漏；高溫高壓條件下易老化。非金屬管、復合管材應(yīng)用1、玻璃鋼四、非金屬管、復合管材技術(shù)鋼制污水罐及管道易腐蝕，使用壽命短，易造成水質(zhì)二次污染。“站內(nèi)外”一體化防腐技術(shù)2個方面單罐規(guī)?；栏夹g(shù)非金屬管、復合管材應(yīng)用1、玻璃鋼四、非金屬管、復合管材技術(shù)單罐規(guī)?；栏夹g(shù)200m32000m3可以替代中小型鋼質(zhì)污水處理罐1、玻璃鋼非金屬管、復合管材應(yīng)用四、非金屬管、復合管材技術(shù)“站內(nèi)外”一體化防腐技術(shù)玻璃鋼防腐技術(shù)示范站—廣利污2x500m3罐2x1000m3罐2x1500m3罐2006年以來，開發(fā)應(yīng)用了玻璃鋼防腐技術(shù)，建成了廣利污、義99站內(nèi)外玻璃鋼一體化防腐示范站，并在KD18站、義和污、現(xiàn)河首站等多個污水站進行了推廣應(yīng)用。預(yù)計玻璃鋼污水罐和管道使用壽命可達30年。1、玻璃鋼四、非金屬管、復合管材技術(shù)2、尼龍管在制堿等強腐蝕行業(yè)得到普通采用，它除具備玻璃鋼管的優(yōu)缺點外，還具有較強的耐磨性和耐溫性。四、非金屬管、復合管材技術(shù)3、鋼骨架復合管鋼骨架復合管是以鋼絲網(wǎng)或鋼板孔網(wǎng)為骨架，以高密度聚乙烯或聚丙烯為基料，經(jīng)擠出成型的鋼骨架增強塑料復合管。它綜合了鋼管和塑料管的性能，具有雙面防腐、內(nèi)壁光滑不結(jié)垢、耐磨，抗壓及拉伸強度高，絕熱性能好等特點。尤其是管子連接采用電熔套筒方式，能夠形成牢固不滲漏的的接頭，現(xiàn)場操作非常方便。非金屬管、復合管材技術(shù)4、節(jié)能型親水防蠟電伴熱連續(xù)增強塑料復合管主要特點有很強的承壓能力；有優(yōu)越的耐介質(zhì)腐蝕性能；有良好的地形地貌適應(yīng)性；管道內(nèi)壁具有優(yōu)越的親水性；可通電加熱，解堵、解凍，智能電伴熱；連續(xù)、柔性，安裝、維護便捷，節(jié)省近50%的施工費用；適用非開挖管線穿越；良好的抗漂浮性；抗外力沖擊；可在陽光下長期使用。四、非金屬管、復合管材技術(shù)河南油田西部春光油田傳統(tǒng)采用的金屬輸油管線，在使用過程中腐蝕現(xiàn)象嚴重，管線壽命不達標嚴重影響產(chǎn)量和環(huán)境安全。使用節(jié)能型親水防蠟電伴熱輸油管即可滿足管道抗腐蝕的要求，并且管道不結(jié)蠟、不堵塞，避免管道堵塞時因高壓熱洗而產(chǎn)生的管道損傷。四、非金屬管、復合管材技術(shù)連續(xù)增強塑料復合管產(chǎn)品具有優(yōu)異的防結(jié)蠟防堵塞一般材料水接觸角103°

改性材料水接觸角38°性能改性HDPE常用金屬相對當量粗糙度Δ/mm0.0015～0.0150.009～0.3堵塞—停井維護的主要原因四、非金屬管、復合管材技術(shù)對于不同的使用條件，使用不同的管道產(chǎn)品，采用不同的特性產(chǎn)品保護層：可采用聚乙烯（HDPE）、交聯(lián)聚乙烯（PEX）或PERT、尼龍（PA）、聚偏氟乙（PVDF），避免內(nèi)部腐蝕。增強材料為鋼絲，或玻璃纖維和鋼絲組合，根據(jù)特殊的結(jié)構(gòu)設(shè)計使管材可進行通電加熱保證管材使用溫度。傳輸層：可采用聚乙烯（HDPE）、交聯(lián)聚乙烯（PEX）或PERT、尼龍（PA）、聚偏氟乙烯（PVDF）。避免外界腐蝕四、非金屬管、復合管材技術(shù)94以較常用的單井集輸管線（DN80/1000米）為例：項目管道類型及規(guī)格主材費元/km防腐土建挖溝回填安裝總價（元）內(nèi)防腐無溶劑涂料黃夾克保溫焊口防腐和熱伸縮套工作量費用（元）連續(xù)管DN80T97×11/PN5.5230000///15000運輸安裝敷設(shè)/螺紋連接10000255000（25年）無縫鋼管（無內(nèi)防腐）DN80D89×570000/650002800015000運輸布管/92道焊縫/焊口探傷檢測/外補口60000238000（8年）無縫鋼管（有內(nèi)防腐）DN80D89×57000042000650002800015000運輸布管/92道焊縫/焊口探傷檢測/內(nèi)外補口600002800000（15年）比較連續(xù)管：10200元/年；無縫管：29750元/年，無縫管內(nèi)防腐后：18667元/年2-3年后鋼管即開始有腐蝕泄漏，其搶修費用會逐年增加，還有污染處理費用等是遠高于連續(xù)復合管的！連續(xù)管道應(yīng)用效益分析四、非金屬管、復合管材技術(shù)目錄

一、油氣集輸基本知識

二、油氣集輸工藝技術(shù)三、油氣水分離技術(shù)

四、非金屬管、復合管材

五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策80年代末出現(xiàn)90年代日趨猖獗打孔工具手搖鉆鐵銃期

焊接期

卡子期

直接閥門空心鋼釬期

側(cè)接閥門空心鋼釬期

盜油方式明孔暗孔空心鋼釬地道團伙化程度從無到有、從個人家庭為單位發(fā)展到有具體分工、打孔和盜油相分離的互不見面團伙

五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)打孔盜油工具打孔竊油工具鋼釬的演變過程第一代鋼釬（直接閥門）直徑Φ20長度50cm第二代鋼釬（側(cè)接閥門）直徑Φ32長度80cm第三代鋼釬（側(cè)接閥門）直徑Φ32長度150cm五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)輸油管線地平面

空心鋼釬進油孔人工鉆鋼釬打孔過程五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)竊油池(10×6×2)竊油地道出口（距輸油干線約100米）地道外40余米的皮管線盜油的地道通過地道接出的竊油管線已被挖開的地道地道與輸油管線接口處輸油管線

不法分子從竊油地道接出的管線五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)低著頭、踩著線，半個小時巡一遍加強護線管理管線泄露與防盜檢測技術(shù)管道沿線的值班崗樓加強護線管理管線泄露與防盜檢測技術(shù)國內(nèi)外管線泄漏及防盜檢測方法泄漏檢測方法物質(zhì)平衡法仿真模型法負壓波法(壓力波法)聲波法(原油介質(zhì)傳播)聲波法(管壁介質(zhì)傳播)應(yīng)力法防盜檢測方法管線泄露與防盜檢測技術(shù)物質(zhì)平衡法

流入量A

流出量B

B<A管線有泄漏五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)負壓波法

）探測器1探測器2）（（）（））t1t2壓力波傳播速度：V（可測）管線總長：S（已知）泄漏點距探測器1的距離：L=S/2+V*(t1-t2)產(chǎn)生瞬時的低頻負壓波變五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)聲波法

）探測器1探測器2）（（）（））t1t2聲波法原理和負壓波測漏原理相似。產(chǎn)生瞬時的低頻泄漏聲波五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)防盜檢測技術(shù)-聲波法

）傳感器1傳感器2）（（）（））t1t2敲擊管線、挖土、打孔等產(chǎn)生的聲波五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)防盜檢測技術(shù)-應(yīng)力波法

）探測器1探測器2）（（）（））t1t2敲擊管線、挖土、打孔等使管線受力產(chǎn)生的應(yīng)力波五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)盜油圖形五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)細水長流式盜油五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)輸油管道檢漏系統(tǒng)建設(shè)五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)目錄

一、油氣集輸基本知識

二、油氣集輸工藝技術(shù)三、油氣水分離技術(shù)

四、非金屬管、復合管材五、管線泄露與防盜檢測技術(shù)

六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)

陸上石油開發(fā)條件復雜化、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。六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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?！笆濉睍r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)。（1）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1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策老油田產(chǎn)出液性質(zhì)逐年發(fā)生變化，處理難度增大

目前有11座站涉及到含聚采出液的處理問題，12座處理站涉及到稠油處理問題。陣發(fā)性高含水頻發(fā)，雖然全年外輸含水不高，但處理高含水原油期間影響生產(chǎn)運行，造成處理成本高，加大自用油及脫水藥劑的消耗，運行極不經(jīng)濟。

形成了典型的“重質(zhì)油＋熱采稠油＋高含聚”采出液難處理的情況，原油密度由2006年的0.9495g/cm3上升到目前的0.9610g/cm3，部分超稠油密度已經(jīng)超過水的密度，原油粘度(50℃)由640mPa.s上升1338mPa.s，最高的東二聯(lián)合站達到了2193mPa.s。孤東采油廠

1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策

注聚合物驅(qū)油后，孤二聯(lián)合站采出液中聚合物高達150mg/L。使原油乳化穩(wěn)定性增強，站內(nèi)脫水處于紊亂狀態(tài)，脫水破乳劑用量成倍增加，一次沉降罐原油含水由<10%增加到40～50%，出水含油由<1000mg/L達到4000mg/L，此孤二聯(lián)合站延長了重力沉降流程，又增加了三次沉降罐來保證外輸原油含水。孤島采油廠

孤二聯(lián)合站原油密度變化趨勢圖1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策

集輸管線使用15年以上占總數(shù)的15.5％，時常發(fā)生穿孔，在2009年檢測的1134.2公里各類油氣水管道,就發(fā)現(xiàn)防腐層破損、管道嚴重腐蝕、管壁嚴重減薄800余處，有的長期被各種建（構(gòu)）筑物占壓，安全、環(huán)保隱患較多。集輸管線腐蝕嚴重

1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策

由于油田大部分站場為早期建成，自控水平較低，部分系統(tǒng)因超出保修期或缺少維護資金出現(xiàn)故障無法及時維修，從而導致系統(tǒng)癱瘓等。信息化水平較低且維護維修少

應(yīng)當加強現(xiàn)有自動化設(shè)備、裝置的使用和維護，充分提高已有自動化設(shè)備的利用率；提高原油集輸與處理系統(tǒng)的自動化水平，提高生產(chǎn)過程中數(shù)據(jù)和操作的準確性，提高效率。1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策沿程水質(zhì)控制措施不到位，井口水質(zhì)達標仍未實現(xiàn)井口水質(zhì)變差，達標率下降約7個百分點主要原因是目前的“三防”藥劑投加未考慮全程水質(zhì)穩(wěn)定，注水系統(tǒng)存在諸多影響水質(zhì)穩(wěn)定的因素，如曝氧、細菌滋生等。六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策“二元驅(qū)”影響污水站情況采油廠二元復合驅(qū)區(qū)塊受影響污水站處理水量（m3/d）水性特點河口埕東西區(qū)埕東53000含聚合物含表活劑乳化程度更高相態(tài)更穩(wěn)定孤島B61、B72、東南部、Ng3孤一15000孤四24000孤東七區(qū)西二元先導、六區(qū)東南、西北、三四區(qū)東二37000合計94129000（76000）化學驅(qū)污水處理技術(shù)有待進一步攻關(guān)和完善

相比“含聚污水”來說，二元復合驅(qū)污水“油包水、水包油”，多重乳化，相態(tài)更加穩(wěn)定，處理難度極大。目前在化學驅(qū)污水除油方面仍存在問題，特別是隨著化學驅(qū)采油規(guī)模不斷擴大，污水量日漸增加，如何開發(fā)少加、不加藥的高效除油工藝已迫在眉睫。六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策污水資源化技術(shù)有待進一步攻關(guān)根據(jù)“十二五”減排規(guī)劃，外排水量不斷控減，外排壓力越來越大，從“節(jié)能減排”、“環(huán)境保護”等多角度出發(fā)，開展“污水資源化”用途和技術(shù)研究已非常緊迫。低滲注水1.975.56耗用清水三采配聚2.14熱采鍋爐1.47富裕污水

回灌9.5外排5.615.1六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策

“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。（2）西北新區(qū)稀油短缺及復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”）（3）天然氣開發(fā)低產(chǎn)低品位氣田經(jīng)濟開發(fā)困難1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策煤層氣、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。（4）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1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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)。（5）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)（6）科研科研投入與科研隊伍建設(shè)亟待加強1、地面集輸面臨的主要問題和挑戰(zhàn)六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策2、地面集輸發(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。(十三五、石油？)

2013年中國的非化石能源占比達9.6%，增速超50%。六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策國外地面工程技術(shù)熱點復雜地貌、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。2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策國內(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)2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策加強基礎(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2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策“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”。2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策中石化“十二五”地面工程技術(shù)攻關(guān)方向：（1）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)2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策（2）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)（3）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)2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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&。（發(fā)展方向、甚至….）2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項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（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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：a.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)。b.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。c.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。（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策③煤層氣開發(fā)地面配套技術(shù)d.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。

（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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。（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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a.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；b.裝置運行穩(wěn)定，可靠性高；c.能耗低：工作壓力≥0.17MPa（壓力降≥0.03MPa），優(yōu)于設(shè)計指標。（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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多元復合驅(qū)污水處理技術(shù)

針對多元復合驅(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。（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策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。（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項2、地面集輸發(fā)展趨勢及重點攻關(guān)方向六、集輸系統(tǒng)存在問題和技術(shù)對策截至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%）。

a.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)（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項b.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?。岬責峋C合利用技術(shù)（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項c.地熱資源在油田地面中的應(yīng)用積極開發(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。⑨地熱綜合利用技術(shù)（1）重點攻關(guān)技術(shù)—9項

“十二五”期間將加大稠油油田、化學驅(qū)和海上油田開發(fā)的步伐，油氣集輸系統(tǒng)仍將面臨著諸多新的矛盾和問