第一章油氣集輸流程

1、第一章油氣集輸流程第一節(jié)集輸流程設計油氣集輸流程是油、氣在油田內部流向的總說明，即從生產油井井口起直到外輸、外運的 礦場站庫，油井產品經(jīng)過假設干工藝環(huán)節(jié)最后成為合格油、氣產品全過程的總說明。每個工藝環(huán) 節(jié)的功能和任務、技術要求和指標、工作條件和生產參數(shù)、各工藝環(huán)節(jié)的相互關系，以及連結 它們的管路特點等，都要在集輸流程中給以明確的規(guī)定。顯然，集輸流程是每個工藝環(huán)節(jié)及其 連結管路的設計依據(jù)和原那么。在這個原那么指導下，各工藝環(huán)節(jié)內部的油氣流向那么由這個工藝環(huán) 節(jié)的局部流程加以規(guī)定。設計油氣集輸流程，一般要收集、研究并綜合考慮以下幾個根本條件。第一，油氣集輸系統(tǒng)是構成油田生產總系統(tǒng)的分系統(tǒng)，因而集輸

2、流程設計是以確定的油氣 儲量為根底，以油藏工程和采油工程的方案和措施為前提的。在集輸流程設計過程中應充分收 集和分析勘探成果所提供的油藏面積、構造類型、油藏性質、油氣儲量、油氣物性等必要的基 礎資料，對于油藏工程和采油工程提出的開采設計和工藝措施，如井網(wǎng)設計、開發(fā)方式、井身 設計、開采特點、采油方式、穩(wěn)產年限等，以及油井含水變化、遞減規(guī)律、井下作業(yè)特點、井 內液面變化規(guī)律、從油層到井口的壓力分布等，都應該予以認真考慮并且與之相適應。這樣做 的目的是保證油田處在最正確的開發(fā)狀態(tài)和取得最好的開發(fā)效果；同時也是為了恰當?shù)卮_定集輸 流程的建設規(guī)模和適應能力，防止出現(xiàn)由于規(guī)模過小或過大而出現(xiàn)集輸?shù)孛嫦到y(tǒng)

3、連年不斷地擴 建或投資積壓浪費的現(xiàn)象。正因為這樣，要按照一個油田總體設計的要求，把構成油田生產的 油藏工程、鉆井工程、試油工程、測井工程、采油工程、油氣集輸工程和地面各系統(tǒng)配套工程, 看做是相互聯(lián)系、相互依賴、相互制約、相互作用的統(tǒng)一整體，既要保證它們各自的特殊要求, 更要強調它們之間的橫向關系，用系統(tǒng)工程的思想對每項工程的方案進行綜合比選，從而產生 油田開發(fā)建設總體設計的最正確方案。第二，按照集輸流程配置集輸系統(tǒng)的地面工程，因而油田所處的地理位置、氣象條件、地 形地物、水文和工程地質、地震烈度等自然條件，和油田所在地區(qū)的工業(yè)根底、農林牧漁開展 狀況、動力來源、交通運輸、居民區(qū)及其配套設施布局

4、等社會條件，都將直接影響集輸流程設 計和工程布局。了解、研究并充分考慮這些自然條件和社會條件，揚長避短，權衡利弊，對提 高集輸流程設計水平和使工程布局更加合理是十分重要的。第三，就油田地面工程而言，集輸系統(tǒng)中各項工程是集輸流程的工程保證和具體表達，而 集輸系統(tǒng)與地面其他系統(tǒng)之間又是主體工程和配套工程的關系。由此看來，集輸流程的設計帶 有總體設計的性質，它對油田地面工程的布局有著舉足輕重的作用。從事集輸流程設計首先要 掌握本系統(tǒng)各工藝環(huán)節(jié)的根本特點、工藝要求和工藝過程，處理好集輸流程和各工藝環(huán)節(jié)局部 流程的相互關系；同時還要了解地面工程中其他配套系統(tǒng)的生產特點和布局的特殊要求，協(xié)調 好各專業(yè)之間

5、的配合關系。第四，要加強技術儲藏和技術情報信息的交流與消化吸收。注意技術資料的積累，特別是 收集、分析和研究國內外同類型油田所選集輸流程的特點和開展過程，他們對每個工藝環(huán)節(jié)處 理的原那么，以及所選擇的工藝流程給油田生產帶來的經(jīng)濟效益和社會效益。借鑒他人的經(jīng)驗， 積極穩(wěn)妥地引進國內外先進的工藝技術，解決本油田當前或將要出現(xiàn)的技術難題，無疑是一條 捷徑。針對本油田集輸流程中的特殊問題、普遍問題和長遠問題，有必要列出專題，開展應用 技術研究工作，同時要組織好這些專題的技術配套，使得這些問題解決之后整個集輸流程能夠 全面地提高到一個新的水平。第二節(jié) 集輸流程的根本內容為了更好地進行具體油田的集輸流程設

6、計，有必要把已有流程進行概括，認識其本質和共 性，用以指導新油田流程的研究、設計。分析集輸作業(yè)各工藝環(huán)節(jié)，不外是油氣計量、油氣分 離、油氣凈化、油氣加壓等幾項。流程是這些工藝環(huán)節(jié)間的關系及其管路特點的說明，諸如規(guī) 模確實定、能量的使用、集輸流程的集中或分散程度、系統(tǒng)的密閉程度、管網(wǎng)情況等，這些都 是任何集輸流程都要遇到和需要解決的普遍問題。這些問題將在下面逐一討論。一、建設規(guī)模確實定設計集輸流程遇到的第一個問題是確定流程的建設規(guī)模。這是因為一經(jīng)確定了流程中的管 徑、容器、設備等，就只能在一定的產液量范圍內工作，而油田開發(fā)和開采的特殊性決定了各 油田產液量上升速度差異很大。如果流程的一次規(guī)模定得

7、太大，將長期達不到設計能力，發(fā)揮 不了應有的投資效益，甚至可能因熱力條件不夠而不能正常運行；反之，如果一次規(guī)模定得太 小，而產液量上升速度又太快，流程的水力工況不能適應生產要求，必然在短時間內就要改建、擴建，同樣給國家造成損失，給生產帶來影響。同時，流程中管道、容器、設備等都有一定的使用年限，在此期間它們有一個從新到舊直 至完全報廢的過程。確定流程的建設規(guī)模，要本著物盡其用、充分發(fā)揮投資效益的原那么，在固 定資產報廢之前的使用年限內充分發(fā)揮它們的作用，超過這一年限后再進行改建、擴建去適應 新的規(guī)模，這種做法才是經(jīng)濟的。我國規(guī)定油氣井和注水井折舊年限為 5年，油氣田地面建設的固定設施為15年，油

8、氣田儲運設施為8年。由此看來，集輸系統(tǒng)中各項設施的適應年 限按5 10年來考慮是做到了物盡其用的。綜合上面的分析，如果油田投產初期不含水，那么流程建設規(guī)模G可用下式計算：G=G01 -1 w式中Go 開發(fā)設計提出的產油量，噸/日；M開發(fā)設計提出的無水采油年限，年；-集輸設施的使用年限，年；W 開發(fā)設計提出的年平均含水率上升速度，/年；G 流程適應的液量，噸/日。如果油田投產初期含水，那么流程建設規(guī)模G可用下式計算：G1-wB式中B油田投產時含水率，流程的建設規(guī)模確定以后，集輸流程的設計就可以進入定量的設計計算和設備的設計選型 了。二、能量利用問題油井產物從井口流到油庫， 總要依靠某種形式的壓能

9、和熱能來完成，集輸中可以利用的能量有：地層剩余壓能和熱能、水力機械和加熱設備提供的能量、地形起伏造成的勢能能量。這里 著重研究壓能的利用問題。地層剩余壓能是自噴井把油氣混合物送到井口后還剩余的能量，這能量中的一局部可以用 于集輸系統(tǒng)。其合理利用問題將在后面專題討論。集輸采輸中可供利用的水力機械能量，有抽 油井的抽油機、潛油泵、地面泵和壓縮機提供的能量。當自噴井和抽油井的可利用能量消耗殆 盡，就只能靠地面泵和壓縮機補充的能量把油氣轉輸?shù)侥康牡?。當油區(qū)地形有起伏時，如果各工藝環(huán)節(jié)的位置安排適當，可以利用地形的勢能通過自流的 方式把原油轉送到目的地，象玉門油礦就比擬充分地利用了這局部能量。一自噴井剩

10、余壓及其應用 油氣流向井底的量是和地層壓力與井底壓力之差成函數(shù)關系的。在開發(fā)的某一階段內，地 層壓力可以認為是不變的， 因此油井產量只是井底壓力的函數(shù)， 其關系如圖 11 中地層工作曲 線 1 所示。在一定時期內它是一條固定的曲線。油氣從井底通過油管、油嘴和地面管線，最后進入油罐。當油罐為常壓罐，通過油管、油 嘴和地面管線的流量那么是井底壓力的函數(shù)，其關系如圖11中管線系統(tǒng)工作曲線 2，3 所示。改變油管、油嘴或集輸管路的直徑，都會改變管線系統(tǒng)工作曲線的形狀。圖11 中曲線 2， 3就是使用不同油嘴時的情況。從地層到地面油罐是一個統(tǒng)一的水力系統(tǒng)，所以地層工作曲線和管線系統(tǒng)工作曲線的交點 就是油

11、井的工作點，交點對應的流量是油井的實際產量，對應的壓力是實際的井底壓力。為了獲得油田最大采收率，經(jīng)常要防止溶解氣驅采油，所以總要求井底流動壓力保持在飽 和壓力以上。另一方面，為使油井能發(fā)揮最大的生產能力，井底壓力又不宜過高，一般總是保 持在飽和壓力附近。井底壓能消耗在以下幾個方面：首先是把油井產物舉升到井口采油樹，這局部壓能消耗在 井筒。油管直徑不變情況下，油井產量越大消耗越大；當含水率上升或油管結蠟時，消耗也會 變大。表現(xiàn)在采油樹上的剩余壓力稱為油管壓力。其次是消耗在油嘴上，局部壓降在油嘴直徑 和流量一定情況下很難發(fā)生變化。油嘴直徑可以更換，用以調節(jié)產量從而調整井底壓力在飽和 壓力附近。這是

12、因為隨著開采時間的延續(xù)，地層壓力逐漸下降，地層工作曲線發(fā)生變化，或者 隨含水上升，油管中液柱壓降變大，改變了管線系統(tǒng)工作曲線，這些都靠更換油嘴來調整。通 常把油嘴以后的剩余壓力稱作回壓，它是驅使油氣在集輸管路流動的動力。再次，回壓消耗在 井口油嘴以后的地面集輸管線上。這局部壓力降受外界影響較大，溫度變化，結蠟程度以及幾 口油井管線匯在一起流量發(fā)生波動等，都會造成并口回壓的變化。最后是消耗在油罐的液面高 度上?？梢?，集輸系統(tǒng)充分利用地層能量的起點是井口回壓。如果由于某些原因使回壓過高而導 致油井產量下降，就應當更換適當?shù)挠妥欤瑴p少油嘴局部的壓力降；當油管壓力相當高，而回 壓相對值不十分大時，回壓

13、的波動對產量的影響很小。一般認為，油壓與回壓之比大于2 以上時，回壓的變化不會影響油井產量。由于種種原因，我國以往對自噴井的井口回壓控制較低， 嚴格限制在 0.4-0.6 兆帕 表壓。應該注意，假設干油井并聯(lián)到同一管網(wǎng)中去，會互相影響到井口 壓，這對低壓、低產油井的生產干擾較大，要慎重對待。二抽油井剩余壓力及其應用 開發(fā)自噴能力較低和不能自噴的油田，或者某些油田的生產逐漸進入中、后期。抽油機的 應用會愈來愈多。只要回壓的增高不致加劇井下泵的內漏而影響其效率和檢修周期，抽油井的 產量根本上不受回壓的影響，而且回壓在一定范圍內變化也不會大幅度地增加抽油機的電耗。 抽油井的這些特點為提高集輸系統(tǒng)的壓

14、力創(chuàng)造了條件。但抽油井的回壓也有一定的限度，回壓太高會使抽油機磨損、抽油桿密封局部憋漏，增加 維修工作量，也會降低井下泵效，增加電耗。提高集輸系統(tǒng)壓力，系統(tǒng)的閥門、管線和別離器 等壓力等級都要相應提高， 增加了鋼材和投資的消耗。 所以我國目前控制抽油井回壓不高于 1.5 兆帕 表壓。國內外大量的生產實踐說明，提高集輸系統(tǒng)壓力具有明顯的優(yōu)越性：可使伴生氣更多地溶解在原油中，減少氣量，降低原油粘度，進而減少管線的水力損失和提高油氣別離效率，可采 用多級別離工藝，使原油和大局部伴生氣自壓輸送，增加別離后原油的穩(wěn)定程度并增加油、氣 的采收率；為不加熱輸送創(chuàng)造條件，可減少油田的自耗燃料。因此，合理確定集

15、輸系統(tǒng)的壓力 是一個復雜的技術經(jīng)濟問題，要根據(jù)油田開采方式、油氣物性和油氣預處理及輕烴回收的要求 等做出比擬才能確定。三、集輸流程的分散和集中程度 集輸流程的分散和集中程度主要表現(xiàn)在量油和別離兩個環(huán)節(jié)上。對每口油井單獨進行油、 氣產量的計算，目的是為油藏工程和采油工程提供資料，以觀測油井的開發(fā)動態(tài)和采油曲線對 比，判斷油井和地層的變化。除了間歇出油井需要專用計量別離器以外，輪流計量一般可以滿 足開發(fā)和開采的要求。油氣混合輸送還是分別輸送是以別離環(huán)節(jié)為分界點的，別離環(huán)節(jié)設在什 么位置根據(jù)集輸系統(tǒng)壓能大小而定。油井產物較早地分別輸送，一定的井口回壓可輸送較長的 距離，但集輸管網(wǎng)比擬復雜。油氣混合輸

16、送管網(wǎng)顯得簡單，但輸送距離相對變短。在自噴井口 系統(tǒng)中井口回壓可利用的程度有限，所以流程分散和集中問題更應慎重對待。這里就這種系統(tǒng) 中的單井計量、單井別離，集中計量、集中別離和單井計量、集中別離的典型流程加以介紹。一單井計量、單井別離 這種情況是指每口油井都裝有量油、生產別離器，計量和別離工作都在井場上進行。油氣 別離器兼做計量和別離使用。別離后，油、氣分別進入集油管線和集氣管線，如圖 l-2 所示。別離器控制壓力主要取決于集輸管網(wǎng)的壓力和對油氣別離的質量要求，靠氣體出口的壓力 控制閥控制。井場上的別離器可設一臺，也可以設兩臺，這取決于油井產油量、產氣量和允許 的最高回壓。采用二級別離時，更要

17、注意二級別離器的壓力比集油管壓力要高，否那么不僅排不 出油還可能使原油送入集氣管。二集中計量、集中別離 這種情況是指把一個區(qū)域中假設干油井的計量和別離工作集中在計量別離站進行，由一臺生 產別離器承當幾口井的生產別離工作，把幾口井的產物一并別離，并計量；另一臺專做單井計 量別離器用，各井輪流計量。別離以后的油、氣分別進入站外的集油、集氣管線，如圖 1-3 所 示。在同一區(qū)域內有壓力懸殊較大的油井時，可根據(jù)油井壓力把井分為兩組或幾組，進行計量 和別離。油井產物在進入計量別離站前，各井分別有一條混相輸送管線進站；別離出站以后，所有 各井原油共用一條集油管，而天然氣那么根據(jù)情況，可以采用不同壓力系統(tǒng)的

18、兩條或三條 集氣管，也可以把氣相壓力均衡以后進一條集氣管。油井分組別離，一方面是防止各不同壓力油井之間的干擾而影響低壓井的產量，同時也是 為了采油資料中要求有不同油層的產量記錄。同組的生產別離器和計量別離器的一級壓力一定要保持相等，否那么當油井產物由生產別離 器改良計量別離器進行計量時，由于兩者壓力不同，必然引起管路中壓力和輸量的突變，因而 計量就不可能準確。在制定流程方案時，集中計量、集中別離流程也可能演變成另一種形式：即集中計量設在 集中計量站上進行，計量站的位置設在距離兒口井適中的地方并兼顧其中的一口井的管理，這 樣從油井到計量站的距離較短，混相輸送管線的熱力工況較好，也便于對所轄油井的

19、管理，站 內設一臺或兩臺別離器做單井和多井的計量用。計量以后的油氣仍混相輸送到集中別離站，在 別離站上集中別離。這樣做的好處是流程管線比擬簡單，不同性質的崗位分工明確，但混相輸 送的管線長，壓降大，從而使井口回壓升高，因此是否選用這種方案要根據(jù)客觀條件的允許程度，予以綜合考慮。三單井計量、集中別離這種情況是指計量工作在各井井場上進行，別離工作集中到別離站上進行、各油井產物分 別在井場上計量以后，油、氣再進入同一條混相輸送的管路，到集中別離站，如圖1 4所示。井場上的別離計量裝置可以是固定的，也可以是車載活動的。采用活動計量裝置時，要求 油田道路狀況要好，而且到井場的道路要配套；活動裝置與井場流

20、程管線連接要簡便；計量完 畢以后整套裝置要方便吹掃，以防止局部殘油凝固。別離站的工作是把集油管送來的井產物按 組進行油氣別離、計量，并記錄其總產量。這種流程節(jié)約管路， 但要注意進入同一集油管的各油井的回壓問題， 各井回壓會因距別離站 遠近、管徑、液量、氣油比等不同而變化。各油井根據(jù)采油曲線和油壓情況，所要求的回壓不 同，油壓高的油井回壓可以適當高些。壓力不同的油井進入同一管路，結果使回壓平衡在某一 個中間壓力值上，致使油壓高的油井有多余的地層剩余能量未充分利用，而要求回壓低的油井 會因此達不到規(guī)定的產量。對油壓較低因回壓影響產量的油井，可以更換油嘴使其既到達規(guī)定 產量又適應這一水力系統(tǒng)。如果油

21、嘴再無更換余地，那么應降低別離器壓力或使用較大的管徑， 或調整油井分組。采用哪種方法，需從全面考慮再做決定。以上幾種別離和計量流程各有特點，應采用哪種，須按具體情況，如井距、油井產量、油 壓、管理等因素綜合考慮，分析比擬才能決定。應該說明的是上述只是幾種典型的流程，并不 是集輸流程的固定模式，實際上我國各油田采用的流程彼此并不完全相同，都是根據(jù)那里的具 體情況制定的，或是為著解決某些具體的特殊問題，做了一些頗具特點的安排。有的油田根據(jù) 其開發(fā)狀況的變化，對原有的流程做了大規(guī)模的變更和調整，這也是應該的。決定了別離和計量流程，事實上就確定了一系列問題。如集油管網(wǎng)敷設形式，第二種流程 總是輻射形的

22、，第一、第三種流程大多數(shù)情況是成排的，也有環(huán)狀的。確定別離站的位置也就 確定了哪一段是油氣混合輸送，哪一段是油、氣分別輸送。實際上，計量、別離流程確實定和 它們建設地點的布局，要考慮管網(wǎng)敷設、輸送方式、系統(tǒng)壓力降的分布、各油井對回壓的要求 等因素，還要權衡管理上的利弊并做出技術經(jīng)濟比擬之后才能確定。一般傾向采用集中計量、 集中別離的流程。原油需要加熱時，加熱方式一般是根據(jù)流程所規(guī)定的管路狀態(tài)而選定的。熱力條件最不利 的地方一般在井口和井口到計量別離站這段管線第二種流程 ，或集油管中液量最少的端點井局部 第一、第三種流程 。四、系統(tǒng)的密閉程度 在油氣集輸過程中，利用地層能量階段必須是密閉的。當?shù)?/p>

23、層剩余能量消耗殆盡，為了完 成集輸流程中規(guī)定的工藝內容，液體需用泵送設備補給能量，這一環(huán)節(jié)稱為轉油或接轉。 然而， 由于一般的泵送設備對含氣液體不能很好地工作，所以經(jīng)常使原油進入別離系統(tǒng)的最后一級， 即常壓油罐，進行徹底的脫氣，這樣原油與大氣相通，就出現(xiàn)了流程中的非密閉點，蒸發(fā)損耗 相繼發(fā)生。目前，我國各油田蒸發(fā)損耗的情況不一，集輸流程密閉和原油穩(wěn)定工藝配套的，蒸發(fā)損耗 串已經(jīng)降到 0.3 -0.5，具有國際先進水平；也有一局部油田流程不密閉，穩(wěn)定工藝不配套， 蒸發(fā)損耗率為 1 -3。后者急需對集輸流程進行以降低蒸發(fā)損耗為核心的技術改造?？梢哉J為轉油或接轉環(huán)節(jié)是流程密閉與否的關鍵環(huán)節(jié)。為此，一

24、方面應該盡量減少流程中 的接轉環(huán)節(jié)，一方面還應在必要的接轉環(huán)節(jié)上加強密閉，減少原油損耗的可能性。減少接轉環(huán)節(jié)要從地層能量的合理利用和轉油接轉 站的布局來解決。這里僅就轉油站密閉和降低損耗問題提出兩個特殊措施。第一是從轉輸油泵的性能來解決，選用或研制適合于油田工作特點的自吸能力較強的可以 輸送混氣原油的泵。這樣，在轉油站上，別離器中的原油可以直接進泵，沒有必要在常壓罐中 進行徹底脫氣。轉油站的原油計量可在轉油泵出口通過計量儀表進行。在高于別離壓力狀態(tài)下 原油中不會因游離氣體而影響儀表的計量準確性。第二是減少含氣原油進入油罐時的攜帶效應及進行原油穩(wěn)定。 為了減少進入油罐的氣體量，實際上都不在油罐中

25、進行最后一級別離，而在油罐附近設置 油氣別離器，盡量除去自由氣體。但這不是根本解決問題的方法，因為油罐的液柱高度要求， 再加上進罐管線的阻力， 別離器壓力最低不能低于 0.1 兆帕表壓，因而進罐原油中仍含有局部 氣體，并在油罐脫氣過程中產生劇烈的攪動，氣體的攜帶效應比在別離器中更為嚴重。別離器 控制壓力越高，這種攜帶效應越嚴重。油罐逸出的氣體中，多數(shù)是在常溫下呈氣態(tài)的C1、C2 、C3等輕烴，同時攜帶走 C5、C6等較重的烴類，損失掉珍貴的輕餾分。原油穩(wěn)定的目的就是從別離以后的原油中盡可能多地脫除Cl 一 C4組分，使原油在常溫、常壓下儲存時沒有產生攜帶效應的時機，因而保持穩(wěn)定狀態(tài)。原油穩(wěn)定的

26、方法有多級別離、負 壓脫氣、 加熱閃蒸、 加熱精餾等。 原油的穩(wěn)定深度和穩(wěn)定方法要根據(jù)原油中輕組分含量的多少， 經(jīng)過技術經(jīng)濟比擬才能確定。如果原油經(jīng)油氣別離后，C1 一 C4 的質量含量小于 0.5時，一般可不需穩(wěn)定。我國目前規(guī)定，穩(wěn)定后的原油飽和蒸氣壓，在最高儲存溫度下應不超過當?shù)氐拇髿鈮?；采用鐵路或水路運輸?shù)脑惋柡驼魵鈮哼€應略低一些。原油穩(wěn)定深度，應控制C6組分脫出量不超過穩(wěn)定前原油中C6總含量的5%,以免影響煉油廠的汽油收率。原油穩(wěn)定產生的氣體一般隨油田伴生氣進輕烴回收裝置。油田伴生氣除含有大量的甲烷以外，還含有不少 C2 一 C6的烴類，它們是珍貴的化工原料和液化氣燃料，因而世界各國

27、都很重視從油田氣中回收輕烴。回收的方法隨油田伴生氣的組分、產量及要回收的產品種類不同而有 所不同。主要采用冷凍別離的方法。由于回收輕烴的組分和多少不同,冷凍的深度也不同。如主要回收C3以上的輕烴，只需要冷到-20 - 40 C, 一般就能見到效果，這種冷凍稱之為淺冷。如要回收C2以上的輕烴，那么要冷到-100C,乃至更低，這種冷凍稱之為深冷。淺冷法工藝較簡 單,但伴生氣中的丙烷只能回收20%一 50%。深冷法工藝較復雜,但效果較好,可回收70%一 90%的乙烷, 95%以上的丙烷,和幾乎全部的丁烷以上的組分。五、管網(wǎng) 油礦的管網(wǎng)是根據(jù)其輸送介質的品種和壓力級別劃分的,主要分為液體、氣體和氣液混

28、相 三類。一般來說,井口到別離接轉站之間為混相,別離接轉站與脫水站之間為氣體和液體含水原油 ,脫水站與礦場油庫或外輸油、氣首站之間也是氣體和液體純油 。在礦場內部含水油和凈化油是嚴格分輸?shù)?。不同油藏所生產的原油,如果其組分、性質差異很懸殊,根據(jù)它們加工 方向的要求,有時也采用不同的管網(wǎng)分別輸送。就壓力而言,一般油礦的管網(wǎng)有高壓和低壓兩套,也有的設中壓管網(wǎng)。高、中、低壓是相 對的,以不互相干擾生產又能自成壓力系統(tǒng)為前提。輸送同類介質，在同一壓力系統(tǒng)下工作的管網(wǎng)稱為一套管網(wǎng)，管網(wǎng)的套數(shù)及其狀況在很大 程度上能夠說明集輸流程的工作。管網(wǎng)的安排主要決定于系統(tǒng)的集中和分散的情況， 它在地面建設中占投資的

29、比例很大。 管網(wǎng) 布置同流程中每個工藝環(huán)節(jié)有關，同油田所在地區(qū)的自然條件和社會條件有關，同油田生產系 統(tǒng)的總體布局有關，因此需要認真推敲，仔細研究。六、自動化問題集輸系統(tǒng)的自動化程度對集輸流程的安排有很大影響，近年來集輸自動化在一些國家開展 很快。由于油田工作地區(qū)范圍廣、操作分散，自動化對于減少操作管理人員，減少經(jīng)營管理費 用，穩(wěn)定生產過程和產品質量，減輕操作工人的勞動強度和改善勞動條件等都有其優(yōu)越之處。目前國外在集輸系統(tǒng)中積極采用的是在精確計量下進行輸轉的礦場集輸自動控制。這種自 動控制系統(tǒng)不僅自動輸轉和計量，而且能進行儀表校驗，測量溫度以及對密度進行溫度補償， 還能記錄出原油中水和雜質的含

30、量。應該注意。集輸系統(tǒng)的自動化一定要同整個油田的自動化水平相適應，同采油過程的自動 化控制相配合，著力于提高采、輸一體的自動化水平。 同時還要加強自動化儀表的維護和管理， 以及儀表維修系統(tǒng)的配套建設，提高操作人員的技術素質和技術水平。第三節(jié) 礦場油氣集輸流程選例一、薩爾圖油氣集輸流程 薩爾圖流程是在大慶會戰(zhàn)初期，根據(jù)油田早期橫切割內部注水開發(fā)方案和油田具體情況創(chuàng) 造出來的。它的特點是單井計量、多井串聯(lián)、油氣混輸、集中處理。如圖 1-5 所示。這種流程在井場 (自噴井或抽油井 )上設有計量別離器和水套加熱爐聯(lián)合裝置，為本井油、 氣計量和加熱保溫用。加熱爐的燃料取自分氣包分出的天然氣。水套加熱爐中

31、的熱水用做井場 管線伴熱、井口房保溫、采油樹油嘴和防噴管保溫。利用熱水和回水的密度差促成自然循環(huán)， 使回水回到水套加熱爐中。油氣計量前經(jīng)水套加熱爐加熱后進入計量別離器，油、分別計量后 再度混合進入井排集油管線。井排集油管線串聯(lián)假設干口井，并隔一定距離設有分氣包和干線加 熱爐，就地利用伴生氣為本集油管線分段加熱。混相輸送的集油管線進入轉油站，在這里進行油氣別離，原油脫水凈化，天然氣脫水。脫 水后的凈化油泵輸?shù)窖b車外運油庫或管線外輸首站。脫水的天然氣送往壓氣站或用戶。這是一種典型的單井計量、集中別離的流程，它適用于油層壓力高而且保持比擬好，單井 產量高而且能量差異小，采用橫切割注水的行列式開發(fā)井網(wǎng)

32、。它的優(yōu)點是：(1) 同雙管、三管流程相比，本流程省鋼材，省投資，施工速度快，投產見效早；(2) 多井串聯(lián)、成排進站，每個轉油站所轄井數(shù)多，泵站顯著少；節(jié)省大量機、泵、爐，便 于集中處理。它的缺點是：(1) 對于地質復雜、斷層多、油井壓力變化大的區(qū)塊，由于各井生產能力差異較大，流程中 各井相互干擾嚴重，甚至端點井進不了集油管線；(2) 計量點、加熱點過多而且分散，不便于操作管理；(3) 隨著含水上升、產液量增加，適應能力差，而且不便于改造。二、單井進站、集中計量、油氣混輸、集中別離流程 這種流程又叫做小站流程，是將計量站布置在 8-10 口井的適當位置上，每口井單管油氣混 輸集中到計量站內。單

33、井來的油氣先經(jīng)過水套式加熱爐加熱，之后進計量別離器分別對油、氣 計量，完成計量后的油、氣再度混合進集油管線出站。不做單井計量的油井，一般是將油氣混 輸?shù)接嬃空荆?經(jīng)總機關閥組切換， 直接進入出站集油管線。 也有的在出站之前進入生產別離器， 對油、氣的總量分別計量，之后再次混合進集油管線出站，如圖 1-6 所示。計量站以后，視地層 (或抽油井 )剩余能量的消耗情況，有的直接進別離脫水轉油站進行油、 氣集中別離、脫水凈化。脫水后的天然氣輸至天然氣處理站，回收其中的輕烴，而脫水后的原 油進穩(wěn)定裝置做穩(wěn)定處理。為了便于管理，有時把原油穩(wěn)定和天然氣輕烴回收都安排在轉油站 內，這樣有利于熱能和動力的集中使

34、用，這樣的轉油站工藝內容較多，稱做集中處理站。處理 以后的原油輸至礦場油庫或外輸首站，干氣輸至礦場壓氣站增壓外輸?shù)交S或其他用戶。礦 場上把計量站、集中處理站的布局稱作兩級布站，它密閉程度較高，油氣損耗較小，能量利用 合理，便于集中管理，是比擬好的布局方法。有時集輸?shù)姆秶葦M廣，單靠地層 (或抽油井 )的剩余能量不能完成兩級布站，在集輸流程 上增加一個接轉站環(huán)節(jié)。即計量站以后的集油管線進別離接轉站，油、氣別離以后，天然氣經(jīng) 過計量進入集氣管網(wǎng)，以便集中處理，原油靠轉軸泵補給能量，經(jīng)計量輸送轉油站或集中處理 站。這種包括計量站、接轉站、集中處理站的布局稱為三級布站。顯然它多了一個管理環(huán)節(jié)， 而

35、且在混氣原油泵輸問題未解決之前，往往別離以后的原油進入常壓罐脫氣，造成流程上的開 口，破壞了集中處理站以前的密閉，增加了油、氣損耗。而且，這樣的原油再進行穩(wěn)定處理就 失去了意義。因此，集輸流程的設計一般不采用三級布站實在因客觀條件限制定要設接轉站 時，也要采取措施既使原油不進常壓罐脫氣又能使轉輸泵正常工作，保證接轉這一環(huán)節(jié)的密閉 程度。大慶油田在這方面就有比擬成熟的經(jīng)驗。這種流程的優(yōu)點：(1) 井場上一般都設有水套加熱爐， 它除用來加熱油井產物外， 還可用來實現(xiàn)熱油循環(huán)清蠟：(2) 計量站設備簡單；(3) 節(jié)省鋼材，因為只有一條集油管線；(4) 對地質條件復雜的油井適應性較強。它的缺點是：(1

36、) 井場上的水套加熱爐給管理帶來不便，也難于實現(xiàn)自動化；(2) 停井或作業(yè)時需要清掃管線，否那么會堵塞管線；(3) 對無氣或少氣的油井，有時井場水套爐需要另敷設供氣管線。三、單井進站、伴熱保溫、集中計量、油氣混輸、集中別離流程 顯然，這類流程比“小站流程多了一項伴熱保溫措施，它尤其適用于低壓、低產、低氣 油比而原油流動性又很差的油田這類流程又可分為：(一 )蒸汽伴隨流程 (二管流程 ) 蒸汽鍋爐設在計量站，蒸汽經(jīng)管線送至井口，對單井進站管線和井口伴隨加熱保溫。因為 計量站多了鍋爐及其給水設備，成為一個較大的管理環(huán)節(jié)。一般把這樣的計量站與接轉站合在 一起，成為集中計量、集中別離的類型，如圖 1-

37、7 所示。它的優(yōu)點是：(1) 對集輸困難的油井適應性較強；(2) 井場簡化、集中計量、集中管理，便于實現(xiàn)油井集中控制和自動化；(3) 停井和作業(yè)方便，不會堵塞管線。它的缺點是：(1) 蒸汽耗量大，一般為 250300 公斤公里 (大慶地區(qū) )，冷凝水不回收，熱量損失大，需 要配套建設供水管線系統(tǒng)；(2) 鍋爐結垢嚴重，熱效率低，壽命短，蒸汽管線易腐蝕穿孔；(3) 一次投資和經(jīng)營費用都比擬高。 除非特殊需要，一般不采用這種流程。(二 )熱水伴隨流程 (三管流程 ) 計量站設水罐、水泵、熱水爐，經(jīng)升溫后的熱水由站內總機關閥組分配到各油井。去油井 的熱水管線單獨保溫并對井口裝置伴隨加熱?；厮芫€與油

38、井出油管線共同保溫在一起，在進 站的沿途對油管線加熱，回水在總機關閥組處集合進入站內水罐，循環(huán)使用。為了集中管理， 有時把這樣的計量站和接轉站結合在一起成為集中計量、集中別離流程，如圖 1-8 所示。也有 的油、氣計量后，直接混相進入干線到集中處理站別離。熱水出口溫度一般為 110120C,回水溫度60C左右，循環(huán)水量為1.21.6噸/(公里小時), 油氣混合物進站溫度一般不低于40 C。它的優(yōu)點：(1 )對集輸困難的油井適應性較強；(2) 井場簡化、集中計量、集中管理，便于實現(xiàn)油井集中控制和自動化；(3) 停井和作業(yè)方便，不會堵塞管線；(4) 比摻水、摻油流程計量方便而準確。它的缺點是：(1

39、) 一次投資、鋼材消耗和施工工作量較大；(2) 計量站流程顯得復雜，不便于生產管理。四、摻水降粘流程 我國有許多高粘油田，如遼河的高升油田，大港的羊三木、王官屯、孔店油田，勝利的孤島油田等，原油的粘度在1000毫帕秒以上。由于原油的粘度高， 油井回壓高，抽油機負荷重， 抽油井不能正常生產。為了降低這種原油的表觀粘度，在稠油中摻入一定數(shù)量、一定濃度的活 性劑水溶液，使稠油形成水包油型乳狀液，使原來油與油、油與管壁之間的摩擦，變成水與水、 水與管壁的摩擦，使表觀粘度大大降低。將活性水注入井中經(jīng)井下泵作用也能減少稠油在井筒 中的流動阻力，改善了稠油的流動特性。這種流程一般表現(xiàn)為雙管流程，如圖 1-9

40、 所示。 一般在大站配制活性水，或者利用脫水以后經(jīng)過處理的含油污水(含有一定濃度的活性劑 )，把它泵送到計量站的配水閥組，通過摻水管線送到井口。用水嘴按規(guī)定的流量注入套管，經(jīng)過 井下泵作用，水包油型乳狀液出井到計量站。氣液兩相別離、計量以后，混相輸送到大站。油 井停抽時，翻開井口循環(huán)閥門，用活性水頂替出油管線中的稠油，并保持適量的循環(huán)，以防活 性水凍結。在計量站計量得到的產液量，其中包括油層水和摻入的活性水，需測定總含水率，計量活 性水的摻入量，最后通過計算得出本井的產油量和產水量。這個流程的優(yōu)點是：( 1 )解決了高粘度原油的開采問題；(2)投產容易，停產簡單，管理方便，生產平安：(3) 井

41、場、干線不設加熱爐，節(jié)約燃料；(4) 有效地降低回壓，可適當擴大泵站的集油范圍，特別在原油含水率處在轉相階段，更有 利于降粘和脫水；(5) 井場設備少，有利于實行自動化管理。它的缺點是 : (1)摻入各井的活性水量不易穩(wěn)定控制，摻入水、地下水、產油量無法分別直接計量，給油田動態(tài)分析造成一定的困難；2污水循環(huán)使用，管線腐蝕、結垢嚴重。五、密閉集輸流程 為了減少油氣損耗，提高管理水平，近年來各油田都在逐步推廣密閉集輸流程。有兩種密 閉流程型式。一加熱密閉流程根據(jù)客觀條件，密閉流程可以是加熱的，如圖 1-10 所示。如果油井產量低、含蠟高、粘度高、含水少或者當?shù)貧鉁氐停瑸榱吮ＷC油井出油管線正常 生產和計量別離器正常工作，可以在井場、計量站設加熱爐。計量以后的油、氣混合輸送進入 集中處理站，集中別離，分別處理。當集輸范圍太大，必須設接轉站時，接轉站應該在油、氣 別離以后，液體進壓力別離緩沖罐，使液體在緩沖罐中進一步別離脫氣，油、氣兩相盡量接近 相態(tài)平衡，以保證轉輸泵正常工作。為使進泵前不因壓力降低而再次脫氣，在工程上常常采取 增加進泵的灌注頭、放大進泵管徑、縮短泵與罐間的距離等方法。更重要的措施是要創(chuàng)造條件 使緩沖罐中的相平衡狀態(tài)更加穩(wěn)定，盡量消除原油中的懸浮氣泡。為此常常加大緩沖罐的容積 即延長原油的停留時間，使懸浮氣泡有充分的時機上浮并進入氣相空間；也可以提高原油的