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