集输知识基础培训.ppt

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1、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主要内容一、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

2、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

3、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

4、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、

5、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

6、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

7、·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