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4，油氣收集4,1。一般規(guī)定4 1，1 油氣集輸工程的布站方式是根據油井 計量站 接轉站和脫水站在布局上的不同組合方式確定的，當油田面積較小.區(qū)塊相對獨立時?？刹捎糜途?脫水站的一級布站方式 這種布站方式從油井到脫水站的集輸距離相對較短。當油田面積較大 各區(qū)塊相連、油井數量較多時。宜采用油井.計量站。接轉站 脫水站的三級布站方式 這種布站方式,從油井到脫水站的集輸距離較長.接轉站和脫水站管轄油井數較多、接轉站 脫水站建設數量少.系統(tǒng)投資更為節(jié)省、具有更好的經濟效益 二級布站是在三級布站的基礎上,將計量站和接轉站功能合并而形成的一種布站方式.有的油田當油井不采用分離器計量時,將計量站簡化為集油閥組間 在布站方式上稱為 半，又形成了油井,集油閥組間。脫水站的一級半布站方式或油井，集油閥組間、接轉站，脫水站的二級半布站方式、采用何種布站方式，應根據各油田或區(qū)塊開發(fā)的具體情況,通過技術經濟論證確定、稠油油田通常采用一級布站或二級布站方式,低滲透低產油田通常采用一級布站 一級半布站或二級布站方式,4 1.2，將接轉站,放水站或脫水站同采出水處理站，注水站和變電所等聯合布置時、稱為集中處理站 計量站和閥組間合理地管轄采油井數直接影響著建設投資和生產管理兩個方面,目前。由于加密調整改造。有些油田計量站管轄井數已超過30口.并未給生產管理帶來不便.計量周期可以通過增加計量分離器的臺數來滿足 由于加密井距離很近、雖然計量站管轄井數增多了,但并未擴大管轄范圍,采油工人巡回上井檢查沒有困難、環(huán)狀摻水集油流程的集油閥組間是低滲透、低產油田開發(fā)的一種工藝.具有節(jié)約管道投資。降低運行能耗的優(yōu)點 目前.集油閥組間最多管轄10個集油環(huán),每個集油環(huán)管轄3口、5口油井。4，1,3，結合目前國內稠油油井多數采用叢式井集中布置，1個井場通常布井4口 12口，的實際情況，直接將分井計量裝置布置在井場 不單獨設置計量站 既降低了布站級數、也減少了出油管道長度。目前遼河油田通常1座，3座叢式井場集中設置1套分井計量裝置 當采用蒸汽吞吐放噴罐時蒸汽吞吐放噴罐宜依托站場設置,移動式放噴罐可放置在井場，4 1、4,我國原油多是陸相成油 其特點是高黏.高凝 高含蠟、對于這種.三高、原油，可采用加熱輸送。但是加熱輸送的能耗較大 也可以采用摻輕質原油.或輕質餾分油.摻蒸汽,摻活性水等，當油田綜合含水高于轉相點時，其混合液體的流動性能得到明顯改善.可以采用不加熱輸送 根據油田地理位置,自然條件.油田開發(fā)特點及油品性質合理采用油氣集輸流程，可實現油田生產節(jié)能降耗.保證油田開發(fā)建設取得好的整體經濟效益，吐哈油田采用單管不加熱集油流程 井口至計量站為單管不加熱集油。油嘴搬家.投球清蠟,計量站集中計量,塔中4油田原油物性好、具有.四低、凝固點低.黏度低,含蠟量低和含硫量低，的特點。油氣集輸流程采用單管不加熱常溫輸送集油流程，另外。高含水原油常溫集油技術已在大慶薩。喇，杏油田.勝利東辛.勝采、臨盤油田,遼河油田.大港油田推廣應用.新疆彩南油田采用單管集油、井口加熱，集中計量工藝流程、井口摻液雙管流程包括摻油，摻活性水 摻蒸汽等 大慶油田普遍采用摻活性水流程,該流程對于地處嚴寒地區(qū),高凝點的原油適應性強 安全可靠，隨著油田含水率的增高,單井產液量增加、不斷對油氣集輸的生產方式進行調整 如在低含水期摻入溫度為70，的活性水達到升溫降黏輸送的目的。在中高含水期采取降低摻水溫度、摻常溫水，減少摻水量等措施,對于產液量高的油井、如電泵井.采用雙管出油不加熱集油。稠油油田采用摻輕質原油.或輕質餾分油?；驌秸羝鞒?單管環(huán)狀摻水集油流程 起源于大慶外圍油田,大慶外圍油田屬于低產，低滲透.油品性質差的油田.自開發(fā)建設以來 一直在探索簡化集油流程、節(jié)省投資.降低能耗、提高經濟效益的集輸工藝流程，經過多年的實踐，不斷總結完善。逐漸形成了適合本油田特點的集輸流程，該流程已在大慶外圍龍虎泡、宋芳屯 榆樹林、布木格和海拉爾等油田廣泛采用、該流程是在轉油站將含油污水升溫.用摻水泵輸送到所轄的集油閥組間。由集油閥組間分配到各集油環(huán) 每個集油環(huán)串聯油井3口,5口、每座閥組間轄3個。10個集油環(huán) 油井產出物進入集油環(huán)與循環(huán)的熱水混合后一起輸至集油閥組間,然后自壓到轉油站 不設計量站,單井產量采用液面恢復法或功圖法計量.單管環(huán)狀摻水流程對老油田加密調整井的開發(fā)建設也具有重要的參考價值，加密調整井產量低,氣油比低。可利用功圖法量油技術。并可充分利用已建老井含水高。產液大的優(yōu)勢、老油田的加密調整井建設與老井相結合，將調整井掛入已建單井集油摻水管道中、派生出多種環(huán)狀摻水流程模式.依據集油管網形態(tài)的不同還有樹狀串接集油流程和多井串接集油流程.與其他流程相比，具有省鋼材 省投資.施工速度快.投產見效快等優(yōu)點,但對于地質復雜.斷層多 油井壓力變化大的區(qū)塊,容易造成各井生產相互干擾。4、1,6 本條確定設計采用的油井最高允許回壓、設計采用的油井最高允許回壓.是一個油田或區(qū)塊油氣集輸工程設計確定的油井最大回壓值。是指集輸條件最不利油井可能出現的最高回壓。如最遠的端點井 集油時爬坡最大的油井在冬季出現的最大回壓。大多數油井日常生產的井口回壓會明顯低于、最高允許回壓.1.據統(tǒng)計、我國90 以上的采油井為機械采油井,機械采油井的產量基本不受井口回壓影響。從抽油機的工作原理分析.抽油機的排量取決于深井泵的柱塞面積,柱塞沖程長度。單位時間內的往復次數,油井回壓與產量并無直接關系.只是當回壓增高加劇深井泵的內漏而影響泵效時。才會導致產量下降,石油工業(yè)出版社出版的。高效油氣集輸與處理技術。中指出。據對抽油井的測試和分析，回壓提高0。5MPa，井筒漏失僅增加1、左右、小于采油調整流壓 降低進泵壓力,所增加的井筒漏失量.從動力消耗來說，提高機械采油井回壓也是經濟的.一般來說，機械采油設備單機功率小。與地面增壓設備.泵,相比效率也較低 因此對油系統(tǒng)來說 提高機械采油井回壓引起的動力消耗的增加可能比從地面增壓。如增設接轉站 動力消耗略高,但若油氣同時考慮則是合算的,井口回壓適當提高之后、由于增大了原油中的溶解氣量和輕組分含量 除能夠合理確定第一級油氣分離器的壓力外，不僅有利于提高原油穩(wěn)定和天然氣凝液回收工藝的收率。還有利于不加熱集輸工藝的實現，達到節(jié)能的目的.另外、可以減少接轉站的建設數量 有利于節(jié)省投資、因而，根據我國油氣集輸工程設計的多年實踐,機械采油井最高允許回壓宜為1、0MPa.1，5MPa、對于低滲透低產油田,在單井產量較低，集輸半徑較長或采用不加熱集輸的情況下.油井回壓可適當提高,國內油田大多數油井回壓都在1.0MPa.1。5MPa，以及1.0MPa以下、勝利油田部分集輸半徑較長的油井井口回壓達到1，8MPa.2。0MPa,長慶油田部分井井口回壓達4、0MPa 5,0MPa。吉林油田部分油井井口回壓達到1,9MPa，2，1MPa、下列幾種情況井口回壓可低于1。0MPa。1。在井口,計量站上用車拉,船運方式集油、2 含砂量較大的稠油，3、集油管網簡短的小斷塊油田、4,在油田開發(fā)后期。通過技術經濟論證 可適當降低井口回壓，2、遼河油田的稠油區(qū)塊井口回壓普遍為0 3MPa，0.6MPa.根據遼河油田曙光采油廠測試，回壓每增加0 1MPa.產量降低2 左右 3.特殊地區(qū)是指地形地貌復雜的地區(qū)、低滲透低產油田經濟效益差的地區(qū)或邊遠油田地區(qū) 4，自噴井回壓 按照氣體通過噴嘴的流動規(guī)律，當流速達到氣體工作狀態(tài)下的音速時，如果噴嘴后面與前面的壓力比值不超過臨界壓力比時,則流量僅與噴嘴前壓力有關，而背壓。噴嘴后壓力。的變化對流量沒有影響。各種氣體的臨界壓力比分別為 單原子氣體，0，487，雙原子氣體.0。528,多原子氣體.0，546 過熱水蒸氣。0。546。飽和水蒸氣。0 577.自噴井回壓主要取決于油井油管壓力和油井油氣產量 試驗證明 油氣混合物經過油嘴的流動規(guī)律和氣體通過噴嘴的流動規(guī)律基本相同 當油嘴內油氣流速達到或接近油氣工作狀態(tài)的音速時.若油嘴后壓力，回壓。與油嘴前壓力.油壓。之比不超過0、5左右，則油井產量主要與油嘴前油壓有關.而回壓對產量無甚影響。通常回壓與油壓的比值越小。就越有利于油井的穩(wěn)產,但是、這個比值越小.消耗在油嘴上的能量就越多。集輸系統(tǒng)壓力就越低.地面工程就越不合理 兼顧到油田地質開發(fā)和油田地面建設兩個方面 本規(guī)范規(guī)定,設計采用的自噴井回壓可為油田開發(fā)方案確定的油管壓力的0。4倍 0、5倍，4，1.8.油田生產除油井需停產檢修外.其他輸送與處理裝置均是連續(xù)生產、只有因停電。維修等特殊情況才停運、一年的累計停輸時間一般只有幾天時間.由于開發(fā)調整、油井作業(yè)。氣候及其他原因，各種裝置的生產油量有不同程度的不均衡性。一般是接轉站的不均衡性比脫水站要大.考慮生產不均衡性和計算上的方便 對一般計量站、接轉站 脫水站用所轄油井日平均產液量的總和作為該站的設計液量。相當于考慮了1.1,1、3的不均衡系數 按照輸油管道和油庫以往的習慣做法，油庫的設計能力用年輸油量104t。a表示,考慮輸油不均衡性.油田原油生產的不均衡性等因素,儲運設施的設計能力應為油田開發(fā)方案提供的所轄油田原油年產量的1.2倍，