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