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原油集输基础知识第二部分原油集输地面主要设备第一部分原油集输地面工艺流程模式第三部分油气集输系统地面设计相关计算第四部分原油集输工艺技术指标及管理制度一、集输流程的布站形式根据各区块的实际情况和油品性质，采用不同的原油集输工艺。油气集输工艺流程按油气集输系统的布站形式可分为一级半（或一级）布站集输流程二级布站集输流程三级布站集输流程。工艺流程模式原油集输1、一级半（或一级）布站流程一级半布站的集输流程可看作由“井口-计量站-联合站”的二级布站流程简化而来的，即在各个计量站的位置只设计量阀门（包括几十口井或一个油区）共用一套计量装置。单井气液混输计量阀组分井计量气液混输联合站一级半布站集输流程特点：计量站简化为计量阀组，降低了投资和减小了工程量。工艺流程模式原油集输2、二级布站流程（1）油气分输流程原油经出油管线到分井计量站，经气液分离后，分别对单井油、气和水的产量值进行测量，在油气水分离器出口之后的油气分别输送至联合站。单井气液混输计量站分井计量油气分离气液混输联合站油气分离二级布站油气分输流程框图工艺流程模式原油集输特点单井进站。分井集中周期性计量。简化了井场设备，对于不同的油、气分别处理。出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺。适用条件油气比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口回压、提高计量站到联合站的输送能力。工艺流程模式原油集输油井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合经集油管线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。单井气液混输计量站分井计量气液混输联合站二级布站油气混输流程框图（2）油气混输流程工艺流程模式原油集输特点：可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简化了集气系统，便于管理、节省了大量投资。缺点：原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。工艺流程模式原油集输3、三级布站流程原因：油田集输半径增大，采出水量增加。如果还是采用两级布站，大量的采出水需要返输处理后回注，投资、管理难度大。部分小油田产量少，油品较好，但单独为其建原油稳定、轻烃回收装置又不经济。三级布站流程：在两级布站的基础上产生了中间过度站，即转油站（实现油气分离、原油脱水、污水处理和注水，采出水就地处理，将原油及天然气输送到联合站进一步处理）。工艺流程模式原油集输单井气液混输联合站气液混输转油站天然气计量站油气计量原油三级布站油气混输流程框图特点：避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和天然气凝液回收装置。工艺流程模式原油集输二、油气集输工艺流程油气集输工艺流程根据油井集油时加热保温方式的不同可分为：单管流程双管流程工艺流程模式原油集输1、单管集输流程井口加热单管流程井口不加热单管流程井口加药降粘加热集输管线保温、投球清蜡不加热集输井口自然不加热管线工艺流程模式原油集输（1）井口加热单管流程每口井采用单一管线将油气混输集中到计量站内。计量站布置在多口井的适当位置上。单井来的油气先经过水套加热炉加热，然后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气后，再次混合进集油管线出站。工艺流程模式原油集输（2）井口不加热单管流程井口不加热单管流程是单管加热流程取消井口加热炉及计量站、集输管线上的加热炉，使井口的油气产物靠自身温度保持较好的流动性能，集中到联合站处理。井口不加热单管流程主要有三种集输措施：工艺流程模式原油集输①井口加药降粘加热集输②管线保温、投球清蜡不加热集输③井口自然不加热管线对于凝点低于集输管线埋深土壤温度时的轻质原油，具有较好的流动性。对于生产油气比大于30m3/t，单井产量较高，井口出油温度较高的中质原油。工艺流程模式原油集输2、双管集输流程蒸汽伴随双管流程掺液双管流程凡需要加热输送的原油，均可采用井口掺热水的双管流程。但因双管掺水流程的计量问题比较复杂，对于单井产量低，间歇生产的油井，不易采用掺热水的双管流程。工艺流程模式原油集输（1）蒸汽伴随双管流程优点井场简化，集中计量，管理方便，易实现集中控制管理和自动化；对粘度高，产量低的油井、地质条件复杂的油田适应性比较好，对间歇式生产的井，也能适应，生产可靠，启动方便。缺点：蒸汽消耗量大，一般为250～300kg/(km·h)，热损失较大，效率低；耗水量大，投资和经营费用比较高。工艺流程模式原油集输（2）掺液降粘双管流程优点：能较好的解决高粘原油的开采问题，具有井场简单，管理集中，热耗指标低。缺点：①掺入的活性水不易控制，掺入水、油层水，产油量不好计量。②活性水的循环利用还会造成管线的腐蚀、结垢。工艺流程模式原油集输三、密闭集输技术原油从油井中出来，经过收集、中转、分离、脱水、原油稳定，暂时储存，一直到外输计量的各个过程都是与大气隔绝的集输流程较密闭集输流程。根据油田油气集输工艺的密闭程度，分为：开式集输流程：其中有部分过程不与大气隔绝。密闭集输流程：油气集输全密闭流程，主要包括密闭集输、密闭处理、密闭储存及轻油和污油回收。工艺流程模式原油集输（1）原油从油井中出来，在集输、中转、脱水、净化等过程中，所用的都是密闭的管道输送。（2）原油从油井中出来，在净化处理和储存过程中使用的都是耐压容器，即在正常情况下，油气是不能与外界相互串通的。（3）原油要经过稳定处理，天然气要脱除轻油和水，并且将轻质油和污水回收。在生产过程中排放的污油、污水、天然气等全部回收处理，中间不开口。达到以上三点要求，就可以说基本实现了密闭集输。所谓的密闭往往是相对的，这里说密闭主要指下面三个方面：工艺流程模式原油集输密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优点：（1）原油在集输过程中损耗低，产品质量高，减少对大气的污染；（2）结构简单，减少了原油和水的接触时间提高了脱水质量并降低了脱水成本；（3）减少了加热炉和锅炉的热负荷，提高了整个油气集输系统的热效率；（4）有利于提高自动化程度，提高管理水平；（5）工艺流程简单、紧凑、投资少。工艺流程模式原油集输第二部分原油集输地面主要设备第一部分原油集输地面工艺流程模式第三部分油气集输系统地面设计相关计算第四部分原油集输工艺技术指标及管理制度计量站和集油站在油气集输过程中的主要任务有计量、收集和传输、降粘和降凝、油气分离和净化、辅助任务。计量站主要的仪器设备有分离器、阀门、流量计、加热器、输油泵。集油站（也称为转油站或泵站）根据所承担任务的性质不同，大体分为接转站、转油站、脱水转油站和联合站。主要设备有：计量分离器、加热炉、原油缓冲罐、原油储罐、稳定塔、外输泵、流量计、污水罐、污水泵等。主要设备原油集输双容积单量系统工作原理：当油井来的油气混合物经分离器进口进入上室，油气在上室分离后，天然气经分离伞由顶部气出口排出，分离液靠自重由上室出口经电磁三相阀进入下室，当计量室液面达到一定高度时，上浮球液位继电器发出信号启动电磁三相阀和齿轮泵，计量室进油被阀切断，计量后的油经排油通道从下室出油阀被泄油齿轮泵排至输油管线，同时计数器计数一次，当液面下降一定高度时，下浮球液位继电器发出信号，阀关闭排出口，齿轮泵停止排液，液体又从上室流向下室，重复上述过程连续计量。主要设备原油集输11、压力表12、上下室平衡管13、人孔14、上浮漂15、上液位继电器16、导线17、下浮漂18、下室油进出口19、三相电磁阀20、下液位继电器21、外输出口1、排污管2、上室油出口管线3、温度计接口4、上下室隔板5、油气混合进口6、分配管7、壳体8、分离伞9、安全阀10、气出口主要设备原油集输技术和经济指标设计压力：0.78MPa设计温度：50℃工作介质：含水原油工作压力：0.6MPa容积：1.2m3设备质量：500kg计量精度：＜±5％主要设备应用范围和效果适用于低产油田各种油气比、含水率下的单井产量计量，对于间歇出油油井需延长计量时间，可实现伴生气产量的计量。双容积自动量油分离器在长庆油田中全面推广应用，计量误差＜±5％。原油集输（1）技术原理①监测软件系统原理系统通过高精度的数据采集器、获取安装在油井上的载荷和位移传感器的数据，通过数据电台将其传送到数据处理点，数据处理点对采集数据传送的数据，通过监测和油井计量分析系统软件实时显示监测功图、分析油井工况、计算出油井产液量。主要设备“功图法”油井计量原油集输②油井计量技术原理“功图法”油井计量技术是依据抽油机井深井泵工作状态与油井产液量变化关系，建立定向井有杆泵抽油系统的力学、数学模型，该模型能计算出给定系统在不同井口示功图激励下的泵功图响应，然后对此泵功图进行分析，确定泵有效冲程，进而求出地面折算有效排量。qg＝1131×N×Se×d2/B1N---冲次Se---有效冲程d---泵径B1---原油体积系数地面示功图建立定向井条件下油管、抽油杆、液体三维力学、数学模型结合油井液体性质、抽油机型号、冲程、冲次、杆柱组合等主要参数泵功图采用多边形逼近法和矢量特征法进行分析和故障识别泵有效冲程结合油层物性及生产参数油井产液量主要设备原油集输（2）技术特征组成部分：采集监测系统和油井计量系统。运行模式：数据采集点通过负荷传感器和角位移传感器，能精确、同步测试示功图，并无线传输到监测软件，并自动保存到固定目录下，并保证每10分钟采集一次示功图数据；数据处理点对采集的地面示功图进行转换分析，结合油井的基础数据，计算出油井产量。（3）应用范围和效果采用“功图法”油井计量，实现了油井的全天候、连续计量，确保了资料录取的及时性、全面性、准确性。“功图法”油井计量自2004年在西峰油田试验成功，目前已在长庆油田大面积推广应用。主要设备原油集输进油口出油口出水口集水管喷油管集油槽平衡管溢流沉降罐结构示意图运行参数要求：油水界面47m。表面含水0.5%以下。沉降温度3035°C(加温条件下)。乳化层小于1.5m。沉降时间8小时以上。主要设备沉降罐原油集输沉降罐是用于原油热化学沉降脱水的储罐。油水混合物进入沉降罐中，依靠下部水层的水洗作用和上部原油中水滴的沉降作用得以分离。陇东油田原油脱水采用“小站加药，管道破乳，大罐沉降”脱水工艺，近年来对加药站点不断进行调整，实行“末端加药”，即将加药点从计量站、转油站移到了联合站（或集中处理站），加药量按照该进站总液量核定。主要设备原油集输加药位置及方法：要求从总机关汇管中加入，按要求的浓度投加，不得中断也不得过量加入。加药浓度：破乳剂的投加浓度应控制在120－150mg/l。加药量：要创造条件搞好加药量计量，每班作好工作交接，确保加药量计量准确无误。加药点输油温度：冬季运行，要求加药站输油温度控制在40-45℃，以保证破乳效果。破乳加药管理主要设备原油集输外输量：各作业区保证连续平稳输油，严禁忽高忽低，以免破坏沉降罐油水界面的平衡。倒罐管理：由相关作业区改动流程，集输大队监督并适当控制排量，确保沉降罐油水界面的平衡。药剂管理：各加药点按实际用量领取药剂，并妥善保管，不得出现泄漏、丢失、变质。若发现药剂质量有问题，应及时汇报有关部门鉴定。主要设备原油集输加药泵的运行维护：当班人员应检查加药泵的运行和上量情况，并做好日常维护保养工作。加药记录：每班应将加药泵运行时间、加药浓度、加药量等情况如实填写在《班站采油综合记录》上，作为检查的主要依据。主要设备原油集输每8小时监测一次沉降罐上层净化油含水。每8小时监测一次沉降罐油水界面高度。每8小时监测一次沉降罐脱出采出水含油量。每隔一天监测一次沉降罐原油含水率。每隔五天监测一次沉降罐半米分层含水率。取样监测制度：主要设备原油集输沉降罐在正常运行时，原油溢流线的所有闸门应全部打开，不准用闸门调节液位。沉降罐脱水闸门只在清罐或特殊情况下使用，一般不准用来控制油水界面。认真检测各系统来油温度和油水分离情况，发现问题及时向有关部门汇报，督促加药点，保证加药量和加热温度。沉降罐在运行中出现波动和变化，应加密取样监测，并及时向有关部门汇报，尽快采取措施，恢复正常运行。操作要求：