Page 105 - 油气田地面建设项目管理机构研究

第二章 油气储运工程管理

高要求。新建产能资源品位差，低渗透、超低渗透、致密油气占比高，新建单位
产能建井数量大；产出物含 H 2 S、CO 2 等组分，介质复杂、腐蚀性大，对管道设
备选材提出更高要求；地面建设多处于高寒、偏远地区，条件恶劣，建设环境复

杂、依托条件差，部分油田濒临生态保护区和城区。这些都导致单位产能地面投
资控制难度大。
二是开发形势变化导致已有地面系统不适应，生产成本持续上升，对生产运
行管理和成本控制提出更高挑战。首先，当前主力油气田已进入开发后期阶段，

常规水驱油田已进入高或特高含水期，低渗透油田进入中高含水期，产液量急速
上升；早期开发的气田已经进入增压开采阶段，增加了生产成本。其次，为提高
采收率，不断采用新开发方式，如聚合物驱、三元复合驱、减氧空气驱、CO 2 驱、
SAGD（蒸汽辅助重力泄油）采油技术、火驱采油，气田增压开采、排水采气等。

再次，稠油及超稠油油田、高含 H 2 S 和 CO 2 气田占比上升，气田水快速增多，
增加了处理能耗和成本。
三是建设和生产运行维护用工总量大，人工成本高。已建产能递减快，为弥
补递减、保持产量，新建产能多，新建工程量大，增加了建设用工需求，同时油

气田地面系统增长迅速，生产运行维护任务重，导致生产运维人员工作量增加，
增加了人工成本。
四是安全环保绿色生产压力大。首先，部分老油田的管道和站场服役时间
长，使用年限在 10 年以上的可占到 50% 左右，腐蚀老化严重，安全生产风险

加大；其次，国家新发展理念提升了环保法律法规及标准要求，如 GB 39728—
2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》对 SO 2 排放限值要求高，
GB17820—2018《天然气》标准对一类商品气总硫含量要求更为严苛。
（二）油气田地面技术发展现状

中国油气田地面系统经历了规模由小到大、系统由单一到配套、技术由一般
到较高水平的发展过程。特别是“十五”以来，油气田地面优化简化理念取得丰
硕成果，标准化设计转变了地面工程建设和管理方式；三维设计提高了设计效率
和质量；模块化便于实现工厂化预制和现场组装化施工；一体化集成装置和实施

数字化油田建设提升了油气田自动化和信息化水平。目前，高含水油田低耗高效、
低渗透油田简化、低渗透气田集输系统优化、复合驱注采地面配套等技术处于国
际领先水平；气驱注采系统地面集成配套技术、稠油热采地面技术、含油污水达

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