传感器等关键设备滞后油气开采尖端技术有待突破
日期：2010-10-29 21:35:56 点击：
来源：中华工控网
作者： 未知
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【导读： “在海洋油气开发过程中，一些高端海洋装备制造的关键技术与设备还相对滞后，部分关键零部件工艺装备还依靠进口。由此造成海洋工程本土化装备装船率比较低，每年大约有70％以上的海洋工程配套设备需要进口。”福建省船舶工业行业协会名誉会长陈明义日前表示。】
陈明义指出，这种关键设备依赖进口带来一些问题，主要有：供货周期长，甚至不定期延长；成本高，因为国内没有替代品，国外厂家大幅加价；国内相关产业的设计制造水平难以提升；售后服务响应速度比较慢，服务成本高。
图为山东东营胜利油田的胜利6号钻井平台。
（资料图片）
海洋石油装备要“四化”
专家预计，到2015年，深水油田的石油产量将增加至总产量的25%。根据美国相关机构的估计，海上有超过3000亿桶（480亿立方米）的石油资源尚待发现，因此海洋装备市场尚有较大发展空间。
中国石油勘探开发研究院专家室副主任马家骥日前表示，要保持石油装备可持续发展，必须大力发展海洋石油装备。
国际上，海洋石油钻采装备主要集中在北美、欧洲等沿海发达国家。目前的发展趋势是高技术、大型化、多功能、深水化、智能化、高安全性、高可靠性。
中国石油勘探开发研究院采油采气装备研究所所长高向前介绍，我国海洋石油具备了自主开发水深200m以内海上油气田的技术能力，但海洋装备数量、种类和作业能力都远远不能满足海洋油气开发需要，且国产化程度较低。渤海海域将是我国海上石油勘探开发的重点，我国海洋石油装备的发展前景较为广阔。
我国与世界先进海洋石油开采装备的主要差距是海洋石油装备品种数量少；钻采装置类型单一，技术含量低；海洋钻采装备还不能适应深水需求。
高向前指出，我国海洋石油装备发展要逐步开发深海石油装备，向海洋石油装备的大型化、深水化、多功能化和高安全化方向发展；组织设计制造海上平台使用的天然气井采油树、海底泥线悬挂和回接系统；研究设计用于深水的海底湿式采油树；利用国内现有的高压长距离软管制造技术，研制适于海上高压、长距离、耐海水腐蚀、高强度的油气水输送软管。
采气装备弱势难改
天然气的二氧化碳排放比煤炭减少43%，比石油减少28％。预计到2030年，天然气年产量从现在的3万亿增至4.3万亿立方米，成为全球第一大能源。
随着全球对能源需求的增长，近期全球计划建设原油、成品油和天然气管道106258公里，其中79%是天然气管道。美国管道和天然气杂志预测，全球每年递增管道4万公里，中国每年递增1万公里。我国的天然气管道发展已进入快速发展阶段，中石油到2015年管线长度从5万公里增加到10万公里翻一翻。因此，我国天然气钻井工作量将大幅增长。
高向前表示，目前制约天然气开发进程的关键技术有高压高温酸性气藏开采技术、天然气地面集输技术、天然气井测试系统、气井排液采气技术。
目前，Schlumberger（斯伦贝谢）、Halliburton（哈里伯顿）、BakerHughes（贝克休斯）三石油服务公司已开发成功各种类型的安全阀产品，包括油管下入式和钢丝下入式安全阀。而在国内，胜利采油院曾研制出SC35-120型井下安全阀，试验效果很好，但由于种种原因未能大规模推广应用。国产井下安全阀在多个方面与国外相比还有相当大的差距。目前国内油气田，井下安全阀基本被国外厂商垄断，特别是海上。
高向前介绍，国外很早就已经开发出一系列先进技术如光纤传感器、分布式温度传感器、流量计等，并大量应用于各个海洋和陆地油气田。代表性技术有Halliburton公司和Weatherford（威德福）公司光纤传感器系列。而国内石油天然气开采过程的实时动态监测基本属于空白，光纤器件测量技术目前也只停留在研究阶段。
严酷的井下环境对天然气油井管提出很高的要求，在材料和特殊扣方面的巨大差距，严重制约着我国天然气勘探开发的进程。国外在耐高压耐腐蚀油井管材料和专用特殊扣方面已经开发出多项技术，并大量应用于油气田现场，取得很好的效果。而目前国内生产油井管的企业很多，水平参差不齐，大多数只能生产常规油井管，技术指标低，质量难以保证，行业整体竞争力差。
高向前表示，国外有一批中高压气体压缩机专业厂商，主要有Dresser（德莱塞）、Ariel（艾里尔）等公司。国内生产高压气体压缩机的厂家不多，并存在较大差距，主要表现为工作压力不够、设备寿命低、机组笨重庞大、质量不稳定、自动化程度低等。
从国外的技术发展趋势看，常规排液采气工艺已经很少单独使用，非常规排液采气工艺将成为今后天然气开采作业中的主要排液方式。国际上对非常规排液采气工艺已经在现场大规模推广应用。在毛细管排液技术方面，美国雪佛龙公司走在前面。美国HEP公司最新开发的螺杆泵排水采气系统能自动除去气井中的水，特别适合煤层气井。而国内在常规排液采气工艺方面已经比较成熟，但是在非常规工艺方面与国外还有差距。
高向前指出，目前我国天然气钻采装备开发面临的挑战主要有：一是目前的国产配套开采装备不能满足高温高压强腐蚀气田苛刻的开发要求；二是如何经济有效的开采低压低渗透天然气资源提出了新的挑战；三是致密气、煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物等非常规资源亟待开发。
加快优势产品技术升级
高向前认为，随着油气勘探开采对象的难度加大和日趋复杂，采油（气）技术装备作为油气田开发目标的实现载体和手段，其重要性愈显突出。近年来，我国的采油采气装备技术有了长足的进步，但整体技术水平与石油工业发展要求及国际先进水平相比仍有较大差距。
高向前表示，近年来，采油（气）技术和装备领域紧密结合油气田开发的需要，针对油田整体老化、多井低产、低丰低质及生产工艺要求，形成了高含水油田综合治理、低渗透油藏经济开发、稠油储量有效动用、气藏有效开发、超深及复杂类型油藏采油、完井、井下作业和大修等配套技术和装备。这些举措改善了老区开发效果，加快了新增探明储量的产能转化效率，促进了各类油气田开发水平的提高，基本满足了油气田开发的需要。
“目前，国内低端产品重复多，高端产品少。”高向前说。他指出，我国应该努力推动中端产品和少量优势产品的技术改造和升级，着重加强技术含量高、附加值高的高端产品的研究和发展。同时，在技术的集成性和系统配套性上下功夫，满足生产工艺的发展需求，并提高石油装备制造业总体水平和核心竞争力。
高向前介绍，未来采油采气工程技术装备面临新的挑战。随着稠油及高含水老油田开发程度持续加深，新投入开发的储量多属低渗、特低渗油藏，油田开发面临技术和经济的双重挑战，对采油采气工程技术和装备的要求越来越高。老油田进入特高含水期，进一步提高采收率是采油工程的历史责任；低品位储量逐渐成为开发主体，急需发展经济有效开采新技术；“三高”气藏规模投入开发，对采气工艺提出了新的课题；稠油开发进入“双高”开采阶段，急需转变开采方式；水平井作为转变增长方式的主体技术，开采技术配套急需攻关；套损井比例居高不下，修复技术难度增大；海上油气田相继投入开发，采油工程技术准备不足。
以稠油开采来看，占稠油总产量84％左右的蒸汽吞吐开采稠油，可采储量采出程度已达80％以上，储采比仅为4.5，年油气比仅为0.304，急需开发新技术；中深层稠油蒸汽驱、SAGD技术，虽然先导试验取得成功，正在进行工业化推广应用，但如何提高蒸汽波及效率、热能利用率和原油商品率，仍然是亟待解决的技术难题；稠油未动用储量虽有较大规模，但油藏深度大、储层和原油物性差、地面条件复杂，开采难度极大，需大力研发和配套经济有效的新技术，积极探索开发新途径。
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【导读： “在海洋油气开发过程中，一些高端海洋装备制造的关键技术与设备还相对滞后，部分关键零部件工艺装备还依靠进口。由此造成海洋工程本土化装备装船率比较低，每年大约有70％以上的海洋工程配套设备需要进口。”福建省船舶工业行业协会名誉会长陈明义日前表示。】
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陈明义指出，这种关键设备依赖进口带来一些问题，主要有：供货周期长，甚至不定期延长；成本高，因为国内没有替代品，国外厂家大幅加价；国内相关产业的设计制造水平难以提升；售后服务响应速度比较慢，服务成本高。
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图为山东东营胜利油田的胜利6号钻井平台。
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海洋石油装备要“四化”
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专家预计，到2015年，深水油田的石油产量将增加至总产量的25%。根据美国相关机构的估计，海上有超过3000亿桶（480亿立方米）的石油资源尚待发现，因此海洋装备市场尚有较大发展空间。
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中国石油勘探开发研究院专家室副主任马家骥日前表示，要保持石油装备可持续发展，必须大力发展海洋石油装备。
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国际上，海洋石油钻采装备主要集中在北美、欧洲等沿海发达国家。目前的发展趋势是高技术、大型化、多功能、深水化、智能化、高安全性、高可靠性。
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中国石油勘探开发研究院采油采气装备研究所所长高向前介绍，我国海洋石油具备了自主开发水深200m以内海上油气田的技术能力，但海洋装备数量、种类和作业能力都远远不能满足海洋油气开发需要，且国产化程度较低。渤海海域将是我国海上石油勘探开发的重点，我国海洋石油装备的发展前景较为广阔。
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我国与世界先进海洋石油开采装备的主要差距是海洋石油装备品种数量少；钻采装置类型单一，技术含量低；海洋钻采装备还不能适应深水需求。
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高向前指出，我国海洋石油装备发展要逐步开发深海石油装备，向海洋石油装备的大型化、深水化、多功能化和高安全化方向发展；组织设计制造海上平台使用的天然气井采油树、海底泥线悬挂和回接系统；研究设计用于深水的海底湿式采油树；利用国内现有的高压长距离软管制造技术，研制适于海上高压、长距离、耐海水腐蚀、高强度的油气水输送软管。
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采气装备弱势难改
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天然气的二氧化碳排放比煤炭减少43%，比石油减少28％。预计到2030年，天然气年产量从现在的3万亿增至4.3万亿立方米，成为全球第一大能源。
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随着全球对能源需求的增长，近期全球计划建设原油、成品油和天然气管道106258公里，其中79%是天然气管道。美国管道和天然气杂志预测，全球每年递增管道4万公里，中国每年递增1万公里。我国的天然气管道发展已进入快速发展阶段，中石油到2015年管线长度从5万公里增加到10万公里翻一翻。因此，我国天然气钻井工作量将大幅增长。
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高向前表示，目前制约天然气开发进程的关键技术有高压高温酸性气藏开采技术、天然气地面集输技术、天然气井测试系统、气井排液采气技术。
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目前，Schlumberger（斯伦贝谢）、Halliburton（哈里伯顿）、BakerHughes（贝克休斯）三石油服务公司已开发成功各种类型的安全阀产品，包括油管下入式和钢丝下入式安全阀。而在国内，胜利采油院曾研制出SC35-120型井下安全阀，试验效果很好，但由于种种原因未能大规模推广应用。国产井下安全阀在多个方面与国外相比还有相当大的差距。目前国内油气田，井下安全阀基本被国外厂商垄断，特别是海上。
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高向前介绍，国外很早就已经开发出一系列先进技术如光纤传感器、分布式温度传感器、流量计等，并大量应用于各个海洋和陆地油气田。代表性技术有Halliburton公司和Weatherford（威德福）公司光纤传感器系列。而国内石油天然气开采过程的实时动态监测基本属于空白，光纤器件测量技术目前也只停留在研究阶段。
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严酷的井下环境对天然气油井管提出很高的要求，在材料和特殊扣方面的巨大差距，严重制约着我国天然气勘探开发的进程。国外在耐高压耐腐蚀油井管材料和专用特殊扣方面已经开发出多项技术，并大量应用于油气田现场，取得很好的效果。而目前国内生产油井管的企业很多，水平参差不齐，大多数只能生产常规油井管，技术指标低，质量难以保证，行业整体竞争力差。
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从国外的技术发展趋势看，常规排液采气工艺已经很少单独使用，非常规排液采气工艺将成为今后天然气开采作业中的主要排液方式。国际上对非常规排液采气工艺已经在现场大规模推广应用。在毛细管排液技术方面，美国雪佛龙公司走在前面。美国HEP公司最新开发的螺杆泵排水采气系统能自动除去气井中的水，特别适合煤层气井。而国内在常规排液采气工艺方面已经比较成熟，但是在非常规工艺方面与国外还有差距。
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高向前表示，近年来，采油（气）技术和装备领域紧密结合油气田开发的需要，针对油田整体老化、多井低产、低丰低质及生产工艺要求，形成了高含水油田综合治理、低渗透油藏经济开发、稠油储量有效动用、气藏有效开发、超深及复杂类型油藏采油、完井、井下作业和大修等配套技术和装备。这些举措改善了老区开发效果，加快了新增探明储量的产能转化效率，促进了各类油气田开发水平的提高，基本满足了油气田开发的需要。
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“目前，国内低端产品重复多，高端产品少。”高向前说。他指出，我国应该努力推动中端产品和少量优势产品的技术改造和升级，着重加强技术含量高、附加值高的高端产品的研究和发展。同时，在技术的集成性和系统配套性上下功夫，满足生产工艺的发展需求，并提高石油装备制造业总体水平和核心竞争力。
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高向前介绍，未来采油采气工程技术装备面临新的挑战。随着稠油及高含水老油田开发程度持续加深，新投入开发的储量多属低渗、特低渗油藏，油田开发面临技术和经济的双重挑战，对采油采气工程技术和装备的要求越来越高。老油田进入特高含水期，进一步提高采收率是采油工程的历史责任；低品位储量逐渐成为开发主体，急需发展经济有效开采新技术；“三高”气藏规模投入开发，对采气工艺提出了新的课题；稠油开发进入“双高”开采阶段，急需转变开采方式；水平井作为转变增长方式的主体技术，开采技术配套急需攻关；套损井比例居高不下，修复技术难度增大；海上油气田相继投入开发，采油工程技术准备不足。
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以稠油开采来看，占稠油总产量84％左右的蒸汽吞吐开采稠油，可采储量采出程度已达80％以上，储采比仅为4.5，年油气比仅为0.304，急需开发新技术；中深层稠油蒸汽驱、SAGD技术，虽然先导试验取得成功，正在进行工业化推广应用，但如何提高蒸汽波及效率、热能利用率和原油商品率，仍然是亟待解决的技术难题；稠油未动用储量虽有较大规模，但油藏深度大、储层和原油物性差、地面条件复杂，开采难度极大，需大力研发和配套经济有效的新技术，积极探索开发新途径。
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