油气集输单项工程设计能力的计算 回压每增加0.1MPa 不仅有利于提高原油稳定和天然气凝液回收工艺的收率 注水站和变电所等联合布置时 2 宜采用管道集输 0.528 胜利东辛 节省投资 降低运行能耗的优点 有的油田当油井不采用分离器计量时 小于采油调整流压(降低进泵压力)所增加的井筒漏失量 双原子气体 2 由于加密井距离很近 试验证明 计量站上用车拉 考虑生产不均衡性和计算上的方便 放水站或脱水站同采出水处理站 每座阀组间辖3个～10个集油环 水量及掺入液量或气举气量确定 对于这种“三高”原油 0.546 应根据各油田或区块开发的具体情况 可采用油井—脱水站的一级布站方式 油品性质差的油田 并可充分利用已建老井含水高 掺蒸汽 根据我国油气集输工程设计的多年实践 集输半径较长或采用不加热集输的情况下 该流程已在大庆外围龙虎泡 根据辽河油田曙光采油厂测试 下列几种情况井口回压可低于1.0MPa 井口回压适当提高之后 4 高凝 当采用蒸汽吞吐放喷罐时宜依托站场设置 4.1.1 其他输送与处理装置均是连续生产 一般是接转站的不均衡性比脱水站要大 其特点是高黏 提高机械采油井回压也是经济的 如果喷嘴后面与前面的压力比值不超过临界压力比时 单井产量采用液面恢复法或功图法计量 (4)在油田开发后期 4 有些油田计量站管辖井数已超过30口 二级布站是在三级布站的基础上 辽河油田的稠油区块井口回压普遍为0.3MPa～0.6MPa 集油时爬坡最大的油井在冬季出现的最大回压 可采用加热输送 不单独设置计量站 考虑输油不均衡性 4 油嘴搬家 机械采油井最高允许回压宜为1.0MPa～1.5MPa 采油井场的设备及出油管道的设计能力 如在低含水期掺入温度为70℃的活性水达到升温降黏输送的目的 油井的年生产天数 掺蒸汽等 吉林油田部分油井井口回压达到1.9MPa～2.1MPa 施工速度快 4.1.6 可采用单井进站或多井串接进站流程 我国原油多是陆相成油 宜为油田开发方案提供的所辖油田原油产量的1.2倍 有利于节省投资 高含蜡 4.1.3 应符合下列规定 设计时 当分离压力不能满足要求时 掺活性水等 储运设施的设计能力应为油田开发方案提供的所辖油田原油年产量的1.2倍 稠油油田通常采用一级布站或二级布站方式 该流程是在转油站将含油污水升温 掺常温水 船运方式集油 可以减少接转站的建设数量 由于增大了原油中的溶解气量和轻组分含量 4.1.3 经过多年的实践 2 投产见效快等优点 油井产出物进入集油环与循环的热水混合后一起输至集油阀组间 就越有利于油井的稳产 应扣除相应的集输自耗气量 稠油油井宜为0.6MPa～1.5MPa 根据油田实际情况 塔中4油田原油物性好 大庆油田普遍采用掺活性水流程 也可以采用掺轻质原油(或轻质馏分油) (1)在井口 油气混合物经过油嘴的流动规律和气体通过喷嘴的流动规律基本相同 从动力消耗来说 脱水站建设数量少 将接转站 达到节能的目的 杏油田 区块相对独立时 通过技术经济论证确定 井口加热 一直在探索简化集油流程 保证油田开发建设取得好的整体经济效益 机械采油井的产量基本不受井口回压影响 3 单管环状掺水集油流程 宜采用汽车拉运 低渗透低产油田经济效益差的地区或边远油田地区 本规范规定 柱塞冲程长度 省投资 脱水站用所辖油井日平均产液量的总和作为该站的设计液量 派生出多种环状掺水流程模式 大庆外围油田属于低产 除能够合理确定第一级油气分离器的压力外 新疆彩南油田采用单管集油 0.487 通过技术经济论证 加密调整井产量低 在布站方式上称为“半” 可按所辖区块油田开发方案提供的产气量确定 这个比值越小 4.1.8 吐哈油田采用单管不加热集油流程 计量站和阀组间合理地管辖采油井数直接影响着建设投资和生产管理两个方面 单井产液量增加 具有“四低”(凝固点低 自喷井回压 大港油田推广应用 以及1.0MPa以下 油库的设计能力用年输油量10 该流程对于地处严寒地区 (2)含砂量较大的稠油 计量周期可以通过增加计量分离器的台数来满足 4.1.8 当流速达到气体工作状态下的音速时 目前 集油阀组间最多管辖10个集油环 我国90％以上的采油井为机械采油井 目前辽河油田通常1座～3座丛式井场集中设置1套分井计量装置 老油田的加密调整井建设与老井相结合 布木格和海拉尔等油田广泛采用 将调整井挂入已建单井集油掺水管道中 又形成了油井—集油阀组间—脱水站的一级半布站方式或油井—集油阀组间—接转站—脱水站的二级半布站方式 净化原油储运设施的设计能力 与其他流程相比 机械采油井宜为1.0MPa～1.5MPa 一般规定 然后自压到转油站 胜利油田部分集输半径较长的油井井口回压达到1.8MPa～2.0MPa 选择油气混输或油气分输工艺 回压提高0.5MPa 设计采用的自喷井回压可为油田开发方案确定的油管压力的0.4倍～0.5倍 当油嘴内油气流速达到或接近油气工作状态的音速时 3 接转站 计量站管辖油井数宜为8口～30口 原油含水率及收集过程中的掺入液量确定 油气收集 但并未扩大管辖范围 过热水蒸气 计量站 油田原油生产的不均衡性等因素 自然条件 计量站集中计量 各种装置的生产油量有不同程度的不均衡性 4 相当于考虑了1.1～1.3的不均衡系数 饱和水蒸气 当油田面积较大 在单井产量较低 根据油田地理位置 净化处理后的干气可外输作为商品天然气或返输作为油田站场的燃料气 油气集输工程的布站方式是根据油井 单管环状掺水流程 但对于地质复杂 气候及其他原因 油井最高允许井口回压宜符合下列规定 当油田综合含水高于转相点时 据统计 油气集输设计应根据技术经济对比情况确定布站方式 1 放水站和脱水站的设置 t／a表示 但若油气同时考虑则是合算的 集中计量工艺流程 只有因停电 4.1 自喷油井宜按330d计算 通过技术经济分析 只是当回压增高加剧深井泵的内漏而影响泵效时 各典型流程的选用应符合现行行业标准《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T 油田伴生气集气工艺应结合油气集输工艺流程 油井回压与产量并无直接关系 各类站场含水原油处理及输送设施的设计能力 应进行增压 4.1.4 国内油田大多数油井回压都在1.0MPa～1.5MPa 4.1.2 特殊地区是指地形地貌复杂的地区 抽油机的排量取决于深井泵的柱塞面积 1 减少掺水量等措施 4 接转站 这种布站方式从油井到脱水站的集输距离相对较短 单原子气体 井筒漏失仅增加1％左右 可以采用不加热输送 称为集中处理站 接转站和脱水站在布局上的不同组合方式确定的 4.1.2 断层多 从油井到脱水站的集输距离较长 机械采油井宜按300d计算 稠油油田油气集输分井计量装置宜依托采油井场集中设置 对一般计量站 井口至计量站为单管不加热集油 采油工人巡回上井检查没有困难 其混合液体的流动性能得到明显改善 虽然计量站管辖井数增多了 在中高含水期采取降低掺水温度 喇 集气应充分利用油气分离的压力 则流量仅与喷嘴前压力有关 当采用蒸汽吞吐放喷罐时蒸汽吞吐放喷罐宜依托站场设置 0.546 安全可靠 特殊地区机械采油井可提高到2.5MPa 油井分散的油田或边远的油井 由于开发调整 环状掺水集油流程的集油阀组间是低渗透 4.1.1 按照气体通过喷嘴的流动规律 按照输油管道和油库以往的习惯做法 石油工业出版社出版的《高效油气集输与处理技术》中指出 集输系统压力就越低 大多数油井日常生产的井口回压会明显低于“最高允许回压” 但是 既降低了布站级数 而回压对产量无甚影响 年工作时间宜按365d计算 一年的累计停输时间一般只有几天时间 多原子气体 4.1.7 高含水原油常温集油技术已在大庆萨 一级半布站或二级布站方式 0049的规定 当油气集输的加热以湿气为燃料时 这种布站方式 另外 具有更好的经济效益 船运等集输方式 1 是指集输条件最不利油井可能出现的最高回压 将计量站简化为集油阀组间 产量降低2％左右 若油嘴后压力(回压)与油嘴前压力(油压)之比不超过0.5左右 3 不断总结完善 消耗在油嘴上的能量就越多 低渗透 用掺水泵输送到所辖的集油阀组间 掺活性水 每个集油环串联油井3口～5口 胜采 油井数量较多时 依据集油管网形态的不同还有树状串接集油流程和多井串接集油流程 4.1.4 起源于大庆外围油田 井口掺液双管流程包括掺油 4.1.6 应符合现行行业标准《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T 稠油油田采用掺轻质原油(或轻质馏分油)或掺蒸汽流程 油井压力变化大的区块 二级布站或三级布站方式中优选 (3)集油管网简短的小断块油田 宋芳屯 兼顾到油田地质开发和油田地面建设两个方面 对于产液量高的油井(如电泵井)采用双管出油不加热集油 油井作业 4 4.1.5 结合目前国内稠油油井多数采用丛式井集中布置(1个井场通常布井4口～12口)的实际情况 应考虑气举气量 降低能耗 一般规定 各区块相连 0.577 投球清蜡 应按油田开发方案提供的单井产油 “设计采用的油井最高允许回压”是一个油田或区块油气集输工程设计确定的油井最大回压值 油井较多 也减少了出油管道长度 应按油田开发方案提供的所辖油井日产油量 0049的规定 每个集油环管辖3口～5口油井 直接将分井计量装置布置在井场 而背压(喷嘴后压力)的变化对流量没有影响 可实现油田生产节能降耗 榆树林 本条确定设计采用的油井最高允许回压 分布较为集中的油田 提高经济效益的集输工艺流程 单管环状掺水流程对老油田加密调整井的开发建设也具有重要的参考价值 油田伴生气集输工程的设计能力 从抽油机的工作原理分析 需要时 井口加热单管流程 通常回压与油压的比值越小 长庆油田部分井井口回压达4.0MPa～5.0MPa 含蜡量低和含硫量低)的特点 低渗透低产油田通常采用一级布站 自喷井可为油管压力的0.4倍～0.5倍 由集油阀组间分配到各集油环 目前 高凝点的原油适应性强 单位时间内的往复次数 自喷井回压主要取决于油井油管压力和油井油气产量 将计量站和接转站功能合并而形成的一种布站方式 维修等特殊情况才停运 与地面增压设备(泵)相比效率也较低 才会导致产量下降 辽河油田 4.1 当油田面积较小 移动式放喷罐可放置在井场 采用何种布站方式 由于加密调整改造 可在一级布站 容易造成各井生产相互干扰 宜采用油井—计量站—接转站—脱水站的三级布站方式 随着油田含水率的增高 油田开发特点及油品性质合理采用油气集输流程 还有利于不加热集输工艺的实现 油气集输流程采用单管不加热常温输送集油流程 低产油田开发的一种工艺 可利用功图法量油技术 具有省钢材 可适当降低井口回压 但是加热输送的能耗较大 油井回压可适当提高 并未给生产管理带来不便 具有节约管道投资 一般来说 临盘油田 逐渐形成了适合本油田特点的集输流程 各种气体的临界压力比分别为 产液大的优势 因而 气 黏度低 对于低渗透低产油田 油田生产除油井需停产检修外 则油井产量主要与油嘴前油压有关 气油比低 油气收集 因此对油系统来说 提高机械采油井回压引起的动力消耗的增加可能比从地面增压(如增设接转站)动力消耗略高 集油阀组间管辖油井数不宜超过50口 另外 地面工程就越不合理 不设计量站 根据具体情况也可采用半级布站方式 自开发建设以来 计量站 如最远的端点井 接转站 系统投资更为节省 油田油气收集的基本流程宜采用井口不加热单管流程 接转站和脱水站管辖油井数较多 机械采油设备单机功率小 不断对油气集输的生产方式进行调整 据对抽油井的测试和分析 双管掺液流程