概述
天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体，如氦和氩等。在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液体。天然气在燃烧过程中产生的能影响人类呼吸系统健康的物质极少，产生的二氧化碳仅为煤的40%左右，产生的二氧化硫也很少。天然气燃烧后无废渣、废水产生，相较于煤炭、石油等能源具有使用安全、热值高、洁净等优势。
技术原理
a) 井下油水分离技术
该技术是在井下实现油气与水的分离，将水回注地层，通常是产层以下层位，油气则产出地面。该技术的主要优点有：降低水处理费用、通过降低含水率和回注提高采收率、在地面分离难以进行的条件下，提供一种可行的选择、减少油、气分离的环境影响。
井下油水分离系统包括两个系统：分离系统和泵送/注入系统。根据分离系统的不同主要有重力井下油水分离系统和水力旋流井下油水分离系统两种类型，此外还有薄膜井下油水分离系统，该系统正在通过模拟研究进行现场开发与应用。配套应用的泵送/注入系统主要有电潜泵、螺杆泵、杆式抽油泵，它们均可以与水力旋流分离系统配套使用，重力分离系统则主要采用杆式抽油泵。井下油水分离系统也可以根据泵、分离器组合在井下的相对位置来分类，产出液先进入分离器的称为拉入式，产出液先进入泵的称为推进式。
重力井下油水分离技术充分利用油套环空中油、水重力分异进行分离，分离过程遵循Stoke法则。该技术主要与杆式抽油泵配套，根据泵的类型可以分为双作用泵系统（DAPS）、三作用泵系统（TAPS）和Q-Sep G系统。最常用的是双作用泵系统，它主要的缺点是：最多处理1200bbl/d、不能有效处理流体中的天然气与颗粒、有限的注入压力。为了进行充分的重力分异，注水层和产层必须有足够的垂直距离。双作用泵系统应用中必须有足够的井筒容积保证有相应的时间完成油滴的分离与举升，设备安装最小套管尺寸 41/2in。三作用泵系统（TAPS）是双作用泵系统（DAPS）的改进，应用在低渗注入层注入压力要求更高的情况。Q-Sep G系统可以避免注入压力下双作用泵系统在下冲程时的压应力。
水力旋流井下油水分离同样遵循Stokes法则。水力旋流分离器没有运动部件，是利用水力旋流外形产生的巨大离心力来实现油水分离。单级水力旋流难以实现彻底分离，多级组合可以提高分离效率或处理流量。水力旋流分离受吸入流体粘度影响很大，粘度超过5～10cp性能降低。注入和生产所需马力决定相应的泵数，双泵系统可以节约马力，因为处理水的压力低于举升油所需压力。水力旋流井下油水分离系统最常配套的是电潜泵，特别适于埋藏深的高产油藏，最小套管尺寸 51/2in。
薄膜井下油水分离系统利用聚合材料薄膜的半透性进行油、水分离，薄膜孔隙越小需要更大的流压才能使液体通过，分离机理是薄膜的水相毛管力大于油相。薄膜井下油水分离系统没有机械运动部件和先进传感器，长远来看会比现有的分离系统简化许多。该系统存在的主要问题是不同的井底流压下需要采用相应的薄膜，不同的薄膜具有不同的水相通过毛管力；如果采用相同的标准薄膜则需要安装井底压力控制设备，这样会影响产量；此外薄膜分离系统性能还受薄膜类型、水动力条件、工作状态、薄膜堵塞等因素影响。
b) 先进过程控制技术
基础自动化单元控制、PID控制和分布式控制系统(DCS)为基础，实现数据集成、过程操作优化和生产安全监测、事故报警处理等功能。
c) 油田产出水循环利用
油田产出水与地下水源水相比温度较高，经过处理后循环利用，可以利用一部分热，减少产生蒸汽所需要的热量，从而降低了油田开采过程中的燃料消耗量，同时也解决了油田采出水排放造成的环境污染问题。
d) 油田数字化技术
最近十年出现了“数字油田”这个术语，用来描述跨越地理条件限制，通过信息技术，实时或接近实时地监控和管理油田所有的生产经营运行情况，使地下生产与地面经营计量—体化。
油田推行数字化管理充分利用自动控制技术、计算机网络技术、油藏管理技术、数据整合技术、数据共享与交换技术，结合长庆油田地理环境和地质特点，集成、整合现有资源，创新技术和更新管理理念，提升工艺过程的监控水平、提升生产管理过程智能化水平，建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理平台，实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，从而达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。
e) 机果系统配套节能技术
机采系统是油田主要用电系统，占油田生产用电的45％以上。提高机采系统效率，应综合发展参数优化设计、机杆泵、拖动装置、配电等环节的节能技术。
f) 抽油机系统效率优化设计软件
结合对原油物性参数、井身结构参数(斜、直井)、抽吸参数、杆管柱组合等参数进行敏感性分析，对运行参数(冲程、冲次、泵径、泵深)及匹配电机功率及其它节能装置进行优选，达到提高抽油机系统效率的目的。
抽油机。发展能够适应高含水、含砂、含石膏、含石蜡、含气等原油抽汲和稠油低渗透油层开采的低矮型、前置式、紧凑型无游梁长冲程和液压缸式、增大冲程游梁式等抽油机；同时发展异相型、前置式、大圈式、轮式、玻璃钢杆、六连杆等新型节能抽油机。
电动潜油泵和螺杆泵。发展适应不同井深、不I司排量、运行可靠的高效电潜泵和螺杆泵，以及井下传动螺杆泵、螺杆泵专用变频驱动装置等。
抽油机拖动装置。发展超高转差率电机、变频调速速电机、双功率电机、稀土永磁同步电机等节能拖动装置。
g) 油田采出水余热利用配套技术
我国大部分油田都已进入开发中后期，油田采出采出水水量越来越大，采出水总量在几亿立方米以上，常规油田采出水温度为38℃一43℃、稠油油田为60℃．65℃，蕴藏着大量的热能。油田采出水的余热回收利用潜力巨大。
国内发展和应用现状
我国油气田大多地处沙漠、高原，拥有丰富的太阳能、风能、地热能等新能源和可再生能源资源。而我国大部分油田都已进入开发中后期，油田采出水量越来越大，采出水总量在几亿立方米以上。常规油田采出水温度为38~43℃，稠油油田采出水温度为60~65℃，蕴藏着大量的热能，余热回收利用潜力巨大。
国外发展和应用现状
目前，国际大型石油公司都在积极采用一些先进的技术，提高油气田的开采效率，降低能源消耗，控制温室气体的排放。例如采用井下分离技术，先进过程控制技术等。国外油田在用热规模较大的稠油热采中广泛应用了燃气热电联产。
经典案例
长庆油田把数字化建设作为变革生产组织方式、油田管理方式和控制投资、降低管理成本的法宝，在新建油气田全面推行数字化管理，加快老油田数字化改造升级。员工们真正感受到了“听数字指挥，让数字说话”的现代化油气田管理模式的魅力。
继2003年油气当量突破1000万吨之后，长庆油田2007年达到2000万吨，用4年时间实现前33年的发展规模，成为中国陆上油气增长后发优势强劲的油田。特别是近两年来，油气生产步入跨越式发展，每年新增油气产量接近500万吨，净增长量相当于每年给国家贡献一个中型油田，成为中国石油最现实的油气上产区域。
今年，长庆油田油气当量突破3000万吨以后，保持快速增长，2015年要达到5000万吨，传统的生产组织和管理方式已经不能适应“大油田管理、大规模建设”的需要，数字化管理在长庆应运而生。
长庆油田推行数字化管理充分利用自动控制技术、计算机网络技术、油藏管理技术、数据整合技术、数据共享与交换技术，结合长庆油田地理环境和地质特点，集成、整合现有资源，创新技术和更新管理理念，提升工艺过程的监控水平、提升生产管理过程智能化水平，建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理平台，实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，从而达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。
苏里格气田开发是长庆创新实施数字化的典型。实施数字化管理前人工巡井是3天1次，如今控制平台可实现每5分钟电子巡井一次，巡井频率是人工巡井的800多倍。这个气田将来生产规模达到200亿立方米以上，建设的气井和集气站将分别达到上万口、120座，数字化管理可将用工的目标控制在2000人以内。数字化给长庆人观念带来革命性变革，成为长庆油田实施低成本战略、加快油气田开发的驱动力。
活管理之血
按照发展规划，长庆油田 2015 年要实现油气当量5000 万吨，并将用工总量控制在目前的7万人以内。如何快速有效地实现5000 万吨发展目标并控制用工总量？这是摆在长庆人面前的一道难题。传统的管理模式显然已经无法满足“大油田管理、大规模建设”的需要，而集生产指挥、综合分析决策、措施方案自动生成的数字化管理就成为长庆油田实现大发展的必由之路。数字化的介入使油田管理模式发生了重大变革。通过数字化管理，凭借高技术手段，少量的前期投入，节省了人力资源，实现了高效管理。以管理幅度横跨陕、甘两省的输油二处为例，管理管线由2003 年的1 条增加到了目前的5 条，长度由原来的200 公里增加到了目前的近1000 公里，而管线打眼案件则由2003 年的500 多起，降到了今年上半年的1 起。
降成本之压
数字化管理可以有效控制投资、降低成本，已经成为长庆油田实施低成本战略应对金融危机的一大法宝。有专家算了一笔账：以苏里格气田一座集气站(辖井50 口)为例，在传统的人工管理时代，每3 天巡井一轮次，需要4 名员工、两台车，每年运行费用约50 万元左右；通过实施数字化管理，每年每个站可节约运行费用25 万元。如果按苏里格200 亿立方米开发规划计算，120座集气站一年就可节约运行费用3000 万元左右。
增企业之效
数字化建设不仅构建了现代化高智能的管理系统、降低了生产建设成本、减轻了员工的负担，而且极大地增加了企业的效益。数字化建设已经成为长庆油田发展的巨大推动力，油气产量节节攀升，今年前7 个月长庆共生产油气当量1759.77 万吨，同比增长23.28%，创油田39 年来历史同期最高纪录。
参考文献
[1] 王怀孝刘飞军，未来油气田节能技术趋向环保，石油石化物资采购
[2] 陈胜男李恒薄启炜，井下油水分离系统设计及参数敏感性分析，石油钻采工艺2007年6月第29卷第3期
[3] 林冉等，中国石油油气田节能技术综述，石油规划设计2007年11月
[4]数字化管理显神威——长庆油田数字化建设巡礼，中国石油报2009 年9 月3 日第006 版
[5]数字长庆魅力油田——长庆油田数字化建设工作纪略，中国石油报2009 年9 月28 日第008 版
