第一章油气集输流程.docx

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第一章油气集输流程

第一章油气集输流程

第一节集输流程设计

油气集输流程是油、气在油田内部流向的总说明，即从生产油井井口起直到外输、外运的矿场站库，油井产品经过若干工艺环节最后成为合格油、气产品全过程的总说明。

每个工艺环节的功能和任务、技术要求和指标、工作条件和生产参数、各工艺环节的相互关系，以及连结它们的管路特点等，都要在集输流程中给以明确的规定。

显然，集输流程是每个工艺环节及其连结管路的设计依据和原则。

在这个原则指导下，各工艺环节内部的油气流向则由这个工艺环节的局部流程加以规定。

设计油气集输流程，一般要收集、研究并综合考虑以下几个基本条件。

第一，油气集输系统是构成油田生产总系统的分系统，因而集输流程设计是以确定的油气储量为基础，以油藏工程和采油工程的方案和措施为前提的。

在集输流程设计过程中应充分收集和分析勘探成果所提供的油藏面积、构造类型、油藏性质、油气储量、油气物性等必要的基础资料，对于油藏工程和采油工程提出的开采设计和工艺措施，如井网设计、开发方式、井身设计、开采特点、采油方式、稳产年限等，以及油井含水变化、递减规律、井下作业特点、井内液面变化规律、从油层到井口的压力分布等，都应该予以认真考虑并且与之相适应。

这样做的目的是保证油田处在最佳的开发状态和取得最好的开发效果；同时也是为了恰当地确定集输流程的建设规模和适应能力，避免出现由于规模过小或过大而出现集输地面系统连年不断地扩建或投资积压浪费的现象。

正因为这样，要按照一个油田总体设计的要求，把构成油田生产的油藏工程、钻井工程、试油工程、测井工程、采油工程、油气集输工程和地面各系统配套工程，看做是相互联系、相互依赖、相互制约、相互作用的统一整体，既要保证它们各自的特殊要求，更要强调它们之间的横向关系，用系统工程的思想对每项工程的方案进行综合比选，从而产生油田开发建设总体设计的最佳方案。

第二，按照集输流程配置集输系统的地面工程，因而油田所处的地理位置、气象条件、地形地物、水文和工程地质、地震烈度等自然条件，和油田所在地区的工业基础、农林牧渔发展状况、动力来源、交通运输、居民区及其配套设施布局等社会条件，都将直接影响集输流程设计和工程布局。

了解、研究并充分考虑这些自然条件和社会条件，扬长避短，权衡利弊，对提高集输流程设计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，集输系统中各项工程是集输流程的工程保证和具体体现，而集输系统与地面其他系统之间又是主体工程和配套工程的关系。

由此看来，集输流程的设计带有总体设计的性质，它对油田地面工程的布局有着举足轻重的作用。

从事集输流程设计首先要掌握本系统各工艺环节的基本特点、工艺要求和工艺过程，处理好集输流程和各工艺环节局部流程的相互关系；同时还要了解地面工程中其他配套系统的生产特点和布局的特殊要求，协调好各专业之间的配合关系。

第四，要加强技术储备和技术情报信息的交流与消化吸收。

注意技术资料的积累，特别是收集、分析和研究国内外同类型油田所选集输流程的特点和发展过程，他们对每个工艺环节处理的原则，以及所选择的工艺流程给油田生产带来的经济效益和社会效益。

借鉴他人的经验，积极稳妥地引进国内外先进的工艺技术，解决本油田当前或将要出现的技术难题，无疑是一条捷径。

针对本油田集输流程中的特殊问题、普遍问题和长远问题，有必要列出专题，开展应用技术研究工作，同时要组织好这些专题的技术配套，使得这些问题解决之后整个集输流程能够全面地提高到一个新的水平。

第二节集输流程的基本内容

为了更好地进行具体油田的集输流程设计，有必要把已有流程进行概括，认识其本质和共性，用以指导新油田流程的研究、设计。

分析集输作业各工艺环节，不外是油气计量、油气分离、油气净化、油气加压等几项。

流程是这些工艺环节间的关系及其管路特点的说明，诸如规模的确定、能量的使用、集输流程的集中或分散程度、系统的密闭程度、管网情况等，这些都是任何集输流程都要遇到和需要解决的普遍问题。

这些问题将在下面逐一讨论。

一、建设规模的确定

设计集输流程遇到的第一个问题是确定流程的建设规模。

这是因为一经确定了流程中的管径、容器、设备等，就只能在一定的产液量范围内工作，而油田开发和开采的特殊性决定了各油田产液量上升速度差别很大。

如果流程的一次规模定得太大，将长期达不到设计能力，发挥不了应有的投资效益，甚至可能因热力条件不够而不能正常运行；反之，如果一次规模定得太小，而产液量上升速度又太快，流程的水力工况不能适应生产要求，必然在短时间内就要改建、扩建，同样给国家造成损失，给生产带来影响。

同时，流程中管道、容器、设备等都有一定的使用年限，在此期间它们有一个从新到旧直至完全报废的过程。

确定流程的建设规模，要本着物尽其用、充分发挥投资效益的原则，在固定资产报废之前的使用年限内充分发挥它们的作用，超过这一年限后再进行改建、扩建去适应新的规模，这种做法才是经济的。

我国规定油（气）井和注水井折旧年限为5年，油（气）田地面建设的固定设施为15年，油（气）田储运设施为8年。

由此看来，集输系统中各项设施的适应年限按5—10年来考虑是做到了物尽其用的。

综合上面的分析，如果油田投产初期不含水，则流程建设规模G可用下式计算：

式中Go——开发设计提出的产油量，吨／日；

——开发设计提出的无水采油年限，年；

——集输设施的使用年限，年；

——开发设计提出的年平均含水率上升速度，％／年；

G——流程适应的液量，吨／日。

如果油田投产初期含水，则流程建设规模G可用下式计算：

式中B——油田投产时含水率，

流程的建设规模确定以后，集输流程的设计就可以进入定量的设计计算和设备的设计选型了。

二、能量利用问题

油井产物从井口流到油库，总要依靠某种形式的压能和热能来完成，集输中可以利用的能量有：

地层剩余压能和热能、水力机械和加热设备提供的能量、地形起伏造成的势能能量。

这里着重研究压能的利用问题。

地层剩余压能是自喷井把油气混合物送到井口后还剩余的能量，这能量中的一部分可以用于集输系统。

其合理利用问题将在后面专题讨论。

集输采输中可供利用的水力机械能量，有抽油井的抽油机、潜油泵、地面泵和压缩机提供的能量。

当自喷井和抽油井的可利用能量消耗殆尽，就只能靠地面泵和压缩机补充的能量把油气转输到目的地。

当油区地形有起伏时，如果各工艺环节的位置安排适当，可以利用地形的势能通过自流的方式把原油转送到目的地，象玉门油矿就比较充分地利用了这部分能量。

（一）自喷井剩余压及其应用

油气流向井底的量是和地层压力与井底压力之差成函数关系的。

在开发的某一阶段内，地层压力可以认为是不变的，因此油井产量只是井底压力的函数，其关系如图1—1中地层工作曲线1所示。

在一定时期内它是一条固定的曲线。

油气从井底通过油管、油嘴和地面管线，最后进入油罐。

当油罐为常压罐，通过油管、油嘴和地面管线的流量则是井底压力的函数，其关系如图1—1中管线系统工作曲线2，3所示。

改变油管、油嘴或集输管路的直径，都会改变管线系统工作曲线的形状。

图1—1中曲线2，3就是使用不同油嘴时的情况。

从地层到地面油罐是一个统一的水力系统，所以地层工作曲线和管线系统工作曲线的交点就是油井的工作点，交点对应的流量是油井的实际产量，对应的压力是实际的井底压力。

为了获得油田最大采收率，经常要避免溶解气驱采油，所以总要求井底流动压力保持在饱和压力以上。

另一方面，为使油井能发挥最大的生产能力，井底压力又不宜过高，一般总是保持在饱和压力附近。

井底压能消耗在以下几个方面：

首先是把油井产物举升到井口采油树，这部分压能消耗在井筒。

油管直径不变情况下，油井产量越大消耗越大；当含水率上升或油管结蜡时，消耗也会变大。

表现在采油树上的剩余压力称为油管压力。

其次是消耗在油嘴上，部分压降在油嘴直径和流量一定情况下很难发生变化。

油嘴直径可以更换，用以调节产量从而调整井底压力在饱和压力附近。

这是因为随着开采时间的延续，地层压力逐渐下降，地层工作曲线发生变化，或者随含水上升，油管中液柱压降变大，改变了管线系统工作曲线，这些都靠更换油嘴来调整。

通常把油嘴以后的剩余压力称作回压，它是驱使油气在集输管路流动的动力。

再次，回压消耗在井口油嘴以后的地面集输管线上。

这部分压力降受外界影响较大，温度变化，结蜡程度以及几口油井管线汇在一起流量发生波动等，都会造成并口回压的变化。

最后是消耗在油罐的液面高度上。

可见，集输系统充分利用地层能量的起点是井口回压。

如果由于某些原因使回压过高而导致油井产量下降，就应当更换适当的油嘴，减少油嘴部分的压力降；当油管压力相当高，而回压相对值不十分大时，回压的波动对产量的影响很小。

一般认为，油压与回压之比大于2以上时，回压的变化不会影响油井产量。

由于种种原因，我国以往对自喷井的井口回压控制较低，严格限制在0.4-0.6兆帕（表压）。

应该注意，若干油井并联到同一管网中去，会互相影响到井口压，这对低压、低产油井的生产干扰较大，要慎重对待。

（二）抽油井剩余压力及其应用

开发自喷能力较低和不能自喷的油田，或者某些油田的生产逐渐进入中、后期。

抽油机的应用会愈来愈多。

只要回压的增高不致加剧井下泵的内漏而影响其效率和检修周期，抽油井的产量基本上不受回压的影响，而且回压在一定范围内变化也不会大幅度地增加抽油机的电耗。

抽油井的这些特点为提高集输系统的压力创造了条件。

但抽油井的回压也有一定的限度，回压太高会使抽油机磨损、抽油杆密封部分憋漏，增加维修工作量，也会降低井下泵效，增加电耗。

提高集输系统压力，系统的阀门、管线和分离器等压力等级都要相应提高，增加了钢材和投资的消耗。

所以我国目前控制抽油井回压不高于1.5兆帕（表压）。

国内外大量的生产实践表明，提高集输系统压力具有明显的优越性：

可使伴生气更多地溶解在原油中，减少气量，降低原油粘度，进而减少管线的水力损失和提高油气分离效率，可采用多级分离工艺，使原油和大部分伴生气自压输送，增加分离后原油的稳定程度并增加油、气的采收率；为不加热输送创造条件，可减少油田的自耗燃料。

因此，合理确定集输系统的压力是一个复杂的技术经济问题，要根据油田开采方式、油气物性和油气预处理及轻烃回收的要求等做出比较才能确定。

三、集输流程的分散和集中程度

集输流程的分散和集中程度主要表现在量油和分离两个环节上。

对每口油井单独进行油、气产量的计算，目的是为油藏工程和采油工程提供资料，以观测油井的开发动态和采油曲线对比，判断油井和地层的变化。

除了间歇出油井需要专用计量分离器以外，轮流计量一般可以满足开发和开采的要求。

油气混合输送还是分别输送是以分离环节为分界点的，分离环节设在什么位置根据集输系统压能大小而定。

油井产物较早地分别输送，一定的井口回压可输送较长的距离，但集输管网比较复杂。

油气混合输送管网显得简单，但输送距离相对变短。

在自喷井口系统中井口回压可利用的程度有限，所以流程分散和集中问题更应慎重对待。

这里就这种系统中的单井计量、单井分离，集中计量、集中分离和单井计量、集中分离的典型流程加以介绍。

（一）单井计量、单井分离

这种情况是指每口油井都装有量油、生产分离器，计量和分离工作都在井场上进行。

油气分离器兼做计量和分离使用。

分离后，油、气分别进入集油管线和集气管线，如图l-2所示。

分离器控制压力主要取决于集输管网的压力和对油气分离的质量要求，靠气体出口的压力控制阀控制。

井场上的分离器可设一台，也可以设两台，这取决于油井产油量、产气量和允许的最高回压。

采用二级分离时，更要注意二级分离器的压力比集油管压力要高，否则不仅排不出油还可能使原油送入集气管。

（二）集中计量、集中分离

这种情况是指把一个区域中若干油井的计量和分离工作集中在计量分离站进行，由一台生产分离器承担几口井的生产分离工作，把几口井的产物一并分离，并计量；另一台专做单井计量分离器用，各井轮流计量