原油集输工艺课件.pptx

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1、第一节第一节 长庆油田油气集输流程的创立与发展长庆油田油气集输流程的创立与发展第二节原油集输地面工艺流程模式第二节原油集输地面工艺流程模式第三节采出水处理工艺第三节采出水处理工艺第四节原油集输地面主要设备第四节原油集输地面主要设备第五节原油集输新工艺、新技术第五节原油集输新工艺、新技术 第六节油气集输系统地面设计相关计算第六节油气集输系统地面设计相关计算 第七节原油集输工艺技术指标及管理制度第七节原油集输工艺技术指标及管理制度第八节原油集输常用仪器仪表的管理维护与标定第八节原油集输常用仪器仪表的管理维护与标定目目 录录 原油集输原油集输：把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。：把油

2、井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。 油气集输的工作范围油气集输的工作范围：指以油井为起点，矿场原油库或输油、输气：指以油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。管线首站为终点的矿场业务。油气集输工艺流程油气集输工艺流程：包括了对原油、天然气等混合物进行收集、传：包括了对原油、天然气等混合物进行收集、传输、分离、计量、净化、稳定及其它的相关处理，直至生产合格的油、输、分离、计量、净化、稳定及其它的相关处理，直至生产合格的油、气产品的全部工艺过程。气产品的全部工艺过程。 油井油井 油井油井 油井油井计量站计量站罐车拉运罐车拉运接转站接转站联合站联合站输油首站输油首站原

3、油集输示意图原油集输示意图 长庆油田经过三十多年的建设，现已是生产千万吨原油的大型油田。长庆油田经过三十多年的建设，现已是生产千万吨原油的大型油田。在三十多年的油田生产历程中，油气集输工艺流程也经历了从无到有，在三十多年的油田生产历程中，油气集输工艺流程也经历了从无到有，创造了国内少有的创造了国内少有的不加热密闭油气集输流程不加热密闭油气集输流程，再经过研究创新，不断完，再经过研究创新，不断完善，形成适应长庆油田多种开发类型要求的油气集输工艺流程。善，形成适应长庆油田多种开发类型要求的油气集输工艺流程。长庆油田多种开发类型油气集输工艺流程简况长庆油田多种开发类型油气集输工艺流程简况 序号 集输

4、流程 接转站密闭输油技术 布站级数 集油流程 差异 备注 1 单管不加热 密闭集输流程 压力缓冲罐出油阀单浮瓢控制液面密闭连续输油 三级 单井、油井在 计量站、 接转站计量 2 单管不加热 密闭集输流程 分离缓冲罐三通旋转阀单浮瓢控制液面密闭连续输油 三级 马岭油田、 王窑油田 19751990 双管不加热 密闭集输流程 分离缓冲罐双浮瓢控制液面间歇输油 二级 单井、阀组 接转站计量 王窑油田 19911992 4 双管不加热 密闭集输流程 二级 丛式井、油井 接转站计量 王窑及其它油田、1992 5 单管不加热 密闭集输流程 二级 丛式井、 油井功图计量 西峰油田 2004 一、油气集输工艺

5、流程试验时期（一、油气集输工艺流程试验时期（1970 1970 19751975） 1970 1970年年-在鄂尔多斯盆地大规模地进行石油勘探会战。在鄂尔多斯盆地大规模地进行石油勘探会战。 19711971年年-在马岭油田中区正式进行油井试采和地面生产工艺流程的在马岭油田中区正式进行油井试采和地面生产工艺流程的试验。试验。 19741974年底年底-在甘肃陇东地区探明了马岭、城壕、华池等油田；在甘肃陇东地区探明了马岭、城壕、华池等油田； 在陕北地区探明了吴旗、下寺湾、直罗等油田。在陕北地区探明了吴旗、下寺湾、直罗等油田。 n 发展历程发展历程二、单管不加热油气集输工艺流程的应用及完善（二、单管

6、不加热油气集输工艺流程的应用及完善（1975 1975 19851985） （一）马岭油田油气集输工艺流程的确定（一）马岭油田油气集输工艺流程的确定 1 1、适用条件：、适用条件：(1) (1) 适应于凝固点低、粘度低、密度低的轻质原油。适应于凝固点低、粘度低、密度低的轻质原油。(2) (2) 集油管线埋深必须在冻土线以下，地温应是集油管线埋深必须在冻土线以下，地温应是3 3度左右。度左右。(3) (3) 集油管线必须定时清蜡。集油管线必须定时清蜡。 2 2、特点：、特点：(1) (1) 单管、不加热工艺流程节省管材和热量。单管、不加热工艺流程节省管材和热量。(2) (2) 工艺流程简单，安全

7、可靠，便于管理。工艺流程简单，安全可靠，便于管理。(3) (3) 适应低凝固点、低粘度的轻质原油。适应低产量的油田。适应低凝固点、低粘度的轻质原油。适应低产量的油田。(4) (4) 适应的条件严格，管线施工要求严格。适应的条件严格，管线施工要求严格。（二）油气集输工艺流程的完善（二）油气集输工艺流程的完善1 1 改进清蜡球发送装置和接收装置。改进清蜡球发送装置和接收装置。 2 2 分离缓冲罐改造。分离缓冲罐改造。3 3 研制成功研制成功“三通旋转阀三通旋转阀”。4 4 立式油罐立式油罐( (大罐大罐) )溢流沉降低温脱水工艺的研究及应用。溢流沉降低温脱水工艺的研究及应用。 5 5 研究设计了立

8、式油罐抽气装置。研究设计了立式油罐抽气装置。 三、长庆油田油气集输工艺流程的创新与发展三、长庆油田油气集输工艺流程的创新与发展(1985 (1985 1995)1995) 1 1 阀组的创立，将单管不加热集输工艺流程，三级布站改变为单管加阀组的创立，将单管不加热集输工艺流程，三级布站改变为单管加双管不加热工艺流程，二级布站。双管不加热工艺流程，二级布站。 2 2 一条管线，多站插入输油工艺技术。一条管线，多站插入输油工艺技术。 3 3 接转站密闭输油技术的改进。接转站密闭输油技术的改进。 4 4 高回压井井口增压技术的研究应用。高回压井井口增压技术的研究应用。 5 5 阀组、丛式井双管不加热密

9、闭集输半径、井口回压合理值界定的研究阀组、丛式井双管不加热密闭集输半径、井口回压合理值界定的研究及论证。及论证。 四、长庆油田地面油气集输工艺流程走向多元化（四、长庆油田地面油气集输工艺流程走向多元化（1995 1995 20072007）（一）靖安油田和靖绥油田的油气集输工艺流程（一）靖安油田和靖绥油田的油气集输工艺流程 1 1 丛式井双管不加热集输工艺流程。丛式井双管不加热集输工艺流程。 2 2 对难进站的油井采用加压后进站。对难进站的油井采用加压后进站。 3 3 对伴生气集输没有与原油集输同步进行。对伴生气集输没有与原油集输同步进行。 4 4 接转站输油中采用插入串管输油工艺技术。接转站

10、输油中采用插入串管输油工艺技术。 5 5 进行油、气混输工艺技术的试验研究进行油、气混输工艺技术的试验研究 6 6 部分分散区块建设小型联合站，净化原油输送到原油外输站，净化后部分分散区块建设小型联合站，净化原油输送到原油外输站，净化后的污水就地回注。的污水就地回注。 （二）西峰油田的油气集输工艺流程（二）西峰油田的油气集输工艺流程 1 1 采用采用“功图法功图法”计量油井产量，将丛式井双管不加热流程改为单管计量油井产量，将丛式井双管不加热流程改为单管不加热集输流程，这是长庆油田集输流程又一新的创立。不加热集输流程，这是长庆油田集输流程又一新的创立。 2 2 原油脱水采用三相分离装置。原油脱水

11、采用三相分离装置。 3 3 增压点由增压点由9090年代开式输油，改成密闭输油。年代开式输油，改成密闭输油。 （三）姬塬油田的油气集输工艺流程（三）姬塬油田的油气集输工艺流程 姬塬油田特点：姬塬油田特点： 不同油层在同一井场分井采油、不同区块不同油层采油的现状。不同油层在同一井场分井采油、不同区块不同油层采油的现状。 工艺流程：工艺流程： 一座站有两套集输流程。一座站有两套集输流程。 流程仍然采用丛式井双管（或单管）不加热密闭集输工艺流程。流程仍然采用丛式井双管（或单管）不加热密闭集输工艺流程。 以增压点为辅助措施来解决高回压井难进站的问题。以增压点为辅助措施来解决高回压井难进站的问题。 五、

12、长庆油田地面油气集输工艺流程定型化（五、长庆油田地面油气集输工艺流程定型化（20082008至今）至今）l 统一平面布局l 统一工艺流程l 统一设备材料l 统一建设标准l 统一安装尺寸l 平面布局标准化l 工艺流程通用化l 工艺设备定型化l 设备材料国产化l 安装预配模块化l 三维视图可视化l 设计规模系列化l 建设标准统一化l 安全设计人性化l 生产管理数字化 全面借鉴苏里格气田”五统一”的成功做法1、设计标准化u设备材料国产化u功能布局标准化u接口方位定型化u配管标准统一化 制定了配管统一规定，制定了配管统一规定， 统一应统一应用标准体系，对管线、管件、阀门、用标准体系，对管线、管件、阀门

13、、法兰的规格及安装要求均统一了标法兰的规格及安装要求均统一了标准准 ，易于替换和维修，易于替换和维修离心输油泵（标准设备）真空加热炉（非标设备）2、设备定型化u模块分解：根据工艺流程分解为不同功能模块根据工艺流程分解为不同功能模块u模块定型：橇装化、组装化和预制化相结合橇装化、组装化和预制化相结合u对于小型的相关联的设备的设备、仪表、电气及管道等按橇装式设计，遵循对于小型的相关联的设备的设备、仪表、电气及管道等按橇装式设计，遵循“流动使流动使用、重复利用、功能合并、整体采购用、重复利用、功能合并、整体采购”的基本原则，做到结构紧凑、功能相对完整，的基本原则，做到结构紧凑、功能相对完整，如总机关

14、、加药装置、热水循环泵橇等。如总机关、加药装置、热水循环泵橇等。u对于重量和体积较大、配管较简单的设备，如加热炉、缓冲罐等，橇装化后一方面增对于重量和体积较大、配管较简单的设备，如加热炉、缓冲罐等，橇装化后一方面增加了成本，又不便于操作和运输，因此对其配管安装、基础等进行规范定型，以实现加了成本，又不便于操作和运输，因此对其配管安装、基础等进行规范定型，以实现工厂预配工厂预配/ /预制、现场组装预制、现场组装/ /组焊。组焊。u模块的系列化和替换：每一设计模块均实现系列化设计，同一系列模块功能和布局标每一设计模块均实现系列化设计，同一系列模块功能和布局标准化，构成和外部接口均固定不变，可随意替

15、换。准化，构成和外部接口均固定不变，可随意替换。u模块组合：以标准化平面布局为基本框架，工艺模块和综合管网间采取无缝拼接的组合以标准化平面布局为基本框架，工艺模块和综合管网间采取无缝拼接的组合方式。对于合建站场以及个别特例，需结合实际地形情况进行平面和管网设计，但其各工方式。对于合建站场以及个别特例，需结合实际地形情况进行平面和管网设计，但其各工艺模块基本维持不变或简单调整（镜像或旋转）。艺模块基本维持不变或简单调整（镜像或旋转）。 3、工艺模块化 u深度预配：通过努力提高工厂预制化程度，采用先进的施工和检测工艺，确保质量。通过努力提高工厂预制化程度，采用先进的施工和检测工艺，确保质量。 u现

16、场组装：施工工序深度交叉，协同作业，加快工程建设进度，把现场施工工程量降低施工工序深度交叉，协同作业，加快工程建设进度，把现场施工工程量降低到最低限度，确保项目计划和成本得到有效控制到最低限度，确保项目计划和成本得到有效控制4、施工组装化 第二节原油集输地面工艺流程模式第二节原油集输地面工艺流程模式一、集输流程的布站形式一、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）布站集输流程一级半（或一级）布站

17、集输流程 二级布站集输流程二级布站集输流程 三级布站集输流程。三级布站集输流程。1 1、一级半（或一级）布站流程、一级半（或一级）布站流程 一级半布站的集输流程可看作由一级半布站的集输流程可看作由“井口井口- -计量站计量站- -联合站联合站”的二级布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。口井或一个油区）共用一套计量装置。单单 井井 气液混输气液混输 计量阀组计量阀组分井计量分井计量气液混输气液混输 联合站联合站 一级半布站集输流程一级半布站集输流程特点：特点：计量站简化

18、为计量阀组计量站简化为计量阀组 ，降低了投资和减小了工程量。，降低了投资和减小了工程量。 2 2、二级布站流程、二级布站流程（1 1）油气分输流程）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。站。单单 井井 气液混输气液混输 计量站计量站 分井计量分井计量 油气分离油气分离 气液混输气液混输 联合站联合站 油气分离油气分离 二级布站油气分输流程框图二级布站油气分输流程框图u 特点

19、特点 单井进站。单井进站。 分井集中周期性计量。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。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。出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺。u 适用条件适用条件 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。站到联合站的输送能力。 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、经

20、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。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。单单 井井 气液混输气液混输 计量站计量站 分井计量分井计量 气液混输气液混输 联合站联合站 二级布站油气混输流程框图二级布站油气混输流程框图（2 2）油气混输流程）油气混输流程 特点：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。了集气系统，便于管理、节省了大量投资。 缺点：缺点： 原油稳定、天然气凝液回收装置在

21、处理变化幅度大时适应性较原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。差。3 3、三级布站流程、三级布站流程 原因：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。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。又不经济。 三级布站流程：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、原在两级布站的基础上

22、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）。进一步处理）。单单 井井 气液混输气液混输 联合站联合站 气液混输气液混输 转油站转油站 天然气天然气 计量站计量站 油气计量油气计量 原油原油 三级布站油气混输流程框图三级布站油气混输流程框图 特点：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。定和天然气凝液回收装置。密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优

23、点：密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优点：（1 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；）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 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）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；低了脱水成本；（3 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）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；热效率；（4 4）有利于提高自动化程度，提高管理水平；）有利于提高自动化程度，提高管理水平；（5 5）工艺流程简单、紧凑、投资少。）工艺流程简单、紧凑、投资少

24、。 在长庆油田的开发过程中，地面建设工艺技术不断发展、完善，形成了在长庆油田的开发过程中，地面建设工艺技术不断发展、完善，形成了独具长庆特色的一整套地面工艺技术，并形成了马岭、安塞、靖安、西峰、独具长庆特色的一整套地面工艺技术，并形成了马岭、安塞、靖安、西峰、姬塬等地面建设模式。姬塬等地面建设模式。 长庆油田地面工艺针对特地渗透油田特点，贯彻长庆油田地面工艺针对特地渗透油田特点，贯彻“三从一新三从一新”的原则，的原则，采用了短流程的工艺，突出体现了采用了短流程的工艺，突出体现了“低、短、小、简、优低、短、小、简、优”的技术特点，的技术特点，即低成本、短流程、小设施、简化工艺、优化系统。即低成本

25、、短流程、小设施、简化工艺、优化系统。二、油气集输工艺流程二、油气集输工艺流程建设模式建设模式核心技术核心技术1 1马岭模式马岭模式工艺流程：工艺流程：单井单管不加热密闭集输单井单管不加热密闭集输特色技术：特色技术：投球清蜡、端点加药、管道破乳、大罐沉降脱水投球清蜡、端点加药、管道破乳、大罐沉降脱水布站方式：布站方式：井口井口计量站计量站接转站接转站集中处理集中处理2 2安塞模式安塞模式工艺流程：工艺流程：丛式井阀组双管不加热密闭集输丛式井阀组双管不加热密闭集输特色技术：特色技术：阀组阀组/ /接转站串集油，单干管、小支线、活动洗井注水接转站串集油，单干管、小支线、活动洗井注水布站方式：布站方

26、式：井口井口接转站接转站集中处理站集中处理站3 3靖安模式靖安模式工艺流程：工艺流程：丛式井双管不加热密闭集输丛式井双管不加热密闭集输特色技术：特色技术：优化布站、井组增压、区域转油、油气混输、环网注水优化布站、井组增压、区域转油、油气混输、环网注水布站方式：布站方式：井口（增压点）井口（增压点）接转站接转站联合站联合站4 4西峰模式西峰模式工艺流程：工艺流程：丛式井单管不加热密闭集输丛式井单管不加热密闭集输特色技术：特色技术：无线功图计量、井丛单管集油、油气密闭集输、原油三相分离无线功图计量、井丛单管集油、油气密闭集输、原油三相分离、气体综合利用、稳流阀组配水、数据采集监控、气体综合利用、稳

27、流阀组配水、数据采集监控5 5姬塬模式姬塬模式工艺流程：工艺流程：大井组单管不加热密闭集输大井组单管不加热密闭集输特色技术：特色技术：分层集输、分层处理、两套流程、系统共用，分层集输、分层处理、两套流程、系统共用， 注入水预处理技术、无线宽带通信注入水预处理技术、无线宽带通信 1 1、开发建设模式、开发建设模式 在多年的油田建设实践中，已形成一套适合长庆油田的油藏特点、地形特点、在多年的油田建设实践中，已形成一套适合长庆油田的油藏特点、地形特点、开发特点、生产管理特点的系统布局。介绍如下：开发特点、生产管理特点的系统布局。介绍如下： 集输系统：集输系统：采用联合站为核心、接转站为骨架、增压点为

28、补充，树枝状管网串采用联合站为核心、接转站为骨架、增压点为补充，树枝状管网串接集（输）油的布局模式；接集（输）油的布局模式； 注水系统：注水系统：采用注水站为骨架、干线环网连通、支线延伸扩边、橇装站为补充、采用注水站为骨架、干线环网连通、支线延伸扩边、橇装站为补充、井场稳流阀组配水的布局模式；井场稳流阀组配水的布局模式； 供水系统：供水系统：采用水源井直供和供水站增压供水的模式，即分散与集中相结合的采用水源井直供和供水站增压供水的模式，即分散与集中相结合的供水模式；供水模式； 线路走廊：线路走廊：沿油藏主体带方向布置，油、气、水、电、信、路各系统线路联合沿油藏主体带方向布置，油、气、水、电、信

29、、路各系统线路联合布置，形成线路走廊带；布置，形成线路走廊带； 矿建系统：矿建系统：按满足生产、方便生活原则进行配套。全面推行井区化、扁平化管按满足生产、方便生活原则进行配套。全面推行井区化、扁平化管理模式，采用前指（作业区）大倒班、井区小倒班的制度，在井区内相对集中理模式，采用前指（作业区）大倒班、井区小倒班的制度，在井区内相对集中住宿，除大井组和偏远井组外，井场不住人职守，分班轮巡。住宿，除大井组和偏远井组外，井场不住人职守，分班轮巡。 站场合建：站场合建：为便于集中管理，站场尽量合建，辅助系统公用。为便于集中管理，站场尽量合建，辅助系统公用。长庆油田生产工艺流程图 采油井口增压点接转站采

30、油井口三相分离原油稳定油气体处理油气水混输或分输气气加热 加压 功图计量分析原油干气液化气轻烃含油污水污水处理联合站单元净化污水注水站清水稳流阀组注水井口丛式井场单元过滤 加压油气水 不加热集输功图计量数据、井场生产数据无线通信和传输无线通信生产数据光纤通信传输光纤通信传输生产数据管理中心原油储运稳定原油油气水 增压集输水源骨架站场单元2 2、技术路线、技术路线（1 1）丛式井不加热密闭集输工艺）丛式井不加热密闭集输工艺 集油工艺：集油工艺： 功图计量功图计量丛式井单管集油工艺丛式井单管集油工艺 计量分离器站内计量计量分离器站内计量丛式井双管集油工艺丛式井双管集油工艺 0.3mD0.3mD类油

31、田类油田试验丛式井串管集油工艺试验丛式井串管集油工艺 不加热集输半径界定：不加热集输半径界定： 井口回压控制在井口回压控制在1.5MPa1.5MPa以内以内, ,冬季最大井口回压控制在冬季最大井口回压控制在2.5 MPa2.5 MPa以内，不以内，不加热集输半径加热集输半径2.5km2.5km左右。左右。 清蜡工艺：清蜡工艺： 采用定期热洗管线、投球清蜡工艺，冬季投球清蜡周期宜为采用定期热洗管线、投球清蜡工艺，冬季投球清蜡周期宜为1 1次次/1/1天。天。 在标准化设计中，坚持在标准化设计中，坚持“安全、适用、经济、先进安全、适用、经济、先进”的指导思想，的指导思想，在满在满足低成本开发要求的

32、基础上，加强和优化简化、管理方式及数字化油田建设相结足低成本开发要求的基础上，加强和优化简化、管理方式及数字化油田建设相结合，合，对生产中应用成熟可靠的工艺技术进行推广和完善，并兼顾技术发展对生产中应用成熟可靠的工艺技术进行推广和完善，并兼顾技术发展方向，逐步补充完善。主要技术确定如下：方向，逐步补充完善。主要技术确定如下： （2 2）单井产量计量推广采用功图计量工艺）单井产量计量推广采用功图计量工艺 计量目的：计量目的：油井产量计量是油气集输的重要环节，目的是掌握油井的开发动态，油井产量计量是油气集输的重要环节，目的是掌握油井的开发动态，判断油井和地层的变化，以及时的采取相应措施。判断油井和

33、地层的变化，以及时的采取相应措施。 计量误差：计量误差：油井产量计量的最大允许误差应在油井产量计量的最大允许误差应在1010以内，低产油井采用软以内，低产油井采用软件计量时最大允许误差宜在件计量时最大允许误差宜在1515以内。以内。 翻斗计量分离器翻斗计量分离器双容积计量分离器双容积计量分离器功图软件计量功图软件计量 应用范围：应用范围：在新区建设和大规模扩边区块（如杏河）优先采用功图计量方式，在新区建设和大规模扩边区块（如杏河）优先采用功图计量方式，其它区块根据采油厂的生产习惯和已有计量方式采用双容积计量或翻斗计量。其它区块根据采油厂的生产习惯和已有计量方式采用双容积计量或翻斗计量。 计量方

34、式功图在线/移动计量双容积计量分离器计量翻斗流量计计量应用区块西峰、姬塬靖安、安塞吴420、铁边城计量特点软件计产结合井况监测容积式计量称重计量计量精度1015%55每套辖井50（在线）/100（移动）3030优点单管集油，投资低，易简化实时监控井况，自动化程度高，管理方便系统易扩充技术成熟、可靠可计量产油量和产气量现场使用经验丰富技术较为成熟设备投资较双容积低体积小无需卸油泵缺点误差相对大，有局限性标定工作量大，要求高人员素质要求较高只能计量产油量双管集油，投资高，站外工艺不易简化计量周期长双管集油，投资高，站外工艺不易简化计量周期长（3 3）井组增压）井组增压/ /区域转油工艺区域转油工艺

35、 技术背景技术背景 复杂地形条件，不可避免的产生部分偏远、地势低或沿线起伏变化大的井组，复杂地形条件，不可避免的产生部分偏远、地势低或沿线起伏变化大的井组，这部分井组的井口回压相对较高，对冬季生产尤为不利，对站址选择的制约较这部分井组的井口回压相对较高，对冬季生产尤为不利，对站址选择的制约较大。大。 滚动建产方式，站点扩建频繁。滚动建产方式，站点扩建频繁。 技术原理：技术原理： 井组增压井组增压对单一井组进行计量、增压转输对单一井组进行计量、增压转输 区域转油区域转油对是多个井组实行集中计量和转输对是多个井组实行集中计量和转输 应用情况：应用情况： 近年来，随着油田大规模滚动开发建设，转油点和

36、增压点的界限逐渐弱化，近年来，随着油田大规模滚动开发建设，转油点和增压点的界限逐渐弱化，都统称为都统称为“增压点增压点”，对于单井组增压点多采用橇装增压设备。通过多年的建，对于单井组增压点多采用橇装增压设备。通过多年的建设实践证明，井组增压技术和区域转油技术能有效地突破黄土塬的复杂地形条设实践证明，井组增压技术和区域转油技术能有效地突破黄土塬的复杂地形条件的限制，适应滚动建产、开发调整对全系统的影响，实现系统优化，节约建件的限制，适应滚动建产、开发调整对全系统的影响，实现系统优化，节约建设投资，是实现高效开发低产低渗透油田的技术切入口。设投资，是实现高效开发低产低渗透油田的技术切入口。（4 4

37、）套管气定压阀回收工艺）套管气定压阀回收工艺 技术原理：技术原理： 油井套管气回收采用定压阀回收，进入集油管线油气混输至站场。油井套管气回收采用定压阀回收，进入集油管线油气混输至站场。 应用情况：应用情况： 该工艺适用于井口回压不大于该工艺适用于井口回压不大于1.5MPa1.5MPa油井，对于高回压油井，目前尚无经油井，对于高回压油井，目前尚无经济有效的集气工艺，多以就地利用为主。济有效的集气工艺，多以就地利用为主。 （5 5）缓冲罐油气密闭分输）缓冲罐油气密闭分输/ /混输工艺混输工艺 应用范围：应用范围：小站或低气油比（小站或低气油比（40Nm40Nm3 3/t/t）时宜采用油气混输工艺。

38、）时宜采用油气混输工艺。 油气分输：油气分输：利用缓冲罐进行来液缓冲和油气分离，油通过缓冲罐高低液位控制利用缓冲罐进行来液缓冲和油气分离，油通过缓冲罐高低液位控制输油泵输量或间歇输油，缓冲时间输油泵输量或间歇输油，缓冲时间101020min20min，伴生气利用分离缓冲罐压能，伴生气利用分离缓冲罐压能自压（表压自压（表压0.6MPa0.6MPa）输送，输气管线和热油管线同沟敷设，充分利用了热）输送，输气管线和热油管线同沟敷设，充分利用了热油管线温度场，防止水化物冻堵管道。该工艺工艺简单，运行方便，能耗低。油管线温度场，防止水化物冻堵管道。该工艺工艺简单，运行方便，能耗低。 油气混输：油气混输：

39、当采用油气混输工艺时，更换一台输油泵为油气混输泵，除站内用当采用油气混输工艺时，更换一台输油泵为油气混输泵，除站内用气外，富余伴生气和原油统一通过混输泵外输。混输泵利用变频调速（或电磁气外，富余伴生气和原油统一通过混输泵外输。混输泵利用变频调速（或电磁调速）控制输量，并利用缓冲罐实现段塞流的抑制。该混输泵价格较贵，能耗调速）控制输量，并利用缓冲罐实现段塞流的抑制。该混输泵价格较贵，能耗较大，但避免了输气管线容易积液的问题，也避免了输气管线的投资风险。较大，但避免了输气管线容易积液的问题，也避免了输气管线的投资风险。（6 6）接转站加药、管路破乳工艺）接转站加药、管路破乳工艺 技术原理：技术原理

40、：通过端点加药，能充分发挥破乳剂的性能，提高联合站油水分离效通过端点加药，能充分发挥破乳剂的性能，提高联合站油水分离效果，同时对输油管道也起到减阻降粘的作用。果，同时对输油管道也起到减阻降粘的作用。 加药点：加药点：优选在骨架接转站，联合站进行补充加药。优选在骨架接转站，联合站进行补充加药。 加药浓度：加药浓度：100ppm100ppm（7 7）稳流阀组配注工艺）稳流阀组配注工艺 技术特点：技术特点： 该工艺实现注水系统一级布站，配水环节在井口完成，取消了配水间环节，该工艺实现注水系统一级布站，配水环节在井口完成，取消了配水间环节，十分适合丛式注水井场的特点，节省了单井注水管线。十分适合丛式注

41、水井场的特点，节省了单井注水管线。 稳流配水阀组采用智能型流量自控仪，流量自动调节，实现了无人值守，稳流配水阀组采用智能型流量自控仪，流量自动调节，实现了无人值守，且具有关键生产数据地自动采集和监测功能。且具有关键生产数据地自动采集和监测功能。 采用树枝状注水管网，多站联网注水，实现注水管网的最优化，提高注水采用树枝状注水管网，多站联网注水，实现注水管网的最优化，提高注水系统效率。系统效率。 智能稳流配水阀组技术参数：智能稳流配水阀组技术参数： 单井额定流量范围：单井额定流量范围：101070m70m3 3/d/d 稳流压差要求：稳流压差要求：0.30.3P4MPaP4MPa 稳流精度：稳流精

42、度：5 5（8 8）树枝状单干管、环网注水工艺）树枝状单干管、环网注水工艺 注水站选在油区负荷中心位置，站外管网采用最简化的树枝状注水管网，站注水站选在油区负荷中心位置，站外管网采用最简化的树枝状注水管网，站间以干线连通，形成环状或枝状网络，实现水量共享、相互调剂，减少了注水间以干线连通，形成环状或枝状网络，实现水量共享、相互调剂，减少了注水站回流损耗，提高注水系统效率，实现注水管网的最优化。通过对一座站注水站回流损耗，提高注水系统效率，实现注水管网的最优化。通过对一座站注水泵进行变频调速即可实现整个注水系统的零回流，即降低变频器的配置数量，泵进行变频调速即可实现整个注水系统的零回流，即降低变

43、频器的配置数量，又实现了系统效率提高。又实现了系统效率提高。（9 9）活动洗井工艺）活动洗井工艺 洗井利用稳流配水阀组一次性供给的洗井水，由活动洗井车过滤系统再生循洗井利用稳流配水阀组一次性供给的洗井水，由活动洗井车过滤系统再生循环处理洗井，无需建设了洗井管线。洗一口井需要环处理洗井，无需建设了洗井管线。洗一口井需要3 34h4h。（1010）水罐隔氧密闭技术）水罐隔氧密闭技术 注水系统从水源井至注水井全过程密闭。注水罐采用饼式气囊隔氧装置密闭，注水系统从水源井至注水井全过程密闭。注水罐采用饼式气囊隔氧装置密闭，密闭隔氧气囊由高分子材料制作而成，运行平稳可靠，成本低。密闭隔氧气囊由高分子材料制

44、作而成，运行平稳可靠，成本低。 （1111）精细过滤水处理工艺）精细过滤水处理工艺 技术原理：技术原理：清水处理采用清水处理采用PEPE烧结管精细过滤工艺，该工艺过滤精度高，可满烧结管精细过滤工艺，该工艺过滤精度高，可满足悬浮物粒径中值直径足悬浮物粒径中值直径2.0um2.0um，悬浮物含量，悬浮物含量2.0mg/L2.0mg/L的要求，适合低渗的要求，适合低渗透油田的注水要求（透油田的注水要求（A3A3级）。对于水源井水质较差（悬浮物含量较高）的区级）。对于水源井水质较差（悬浮物含量较高）的区块，在精细过滤前采用一级高效纤维球过滤器进行预处理。块，在精细过滤前采用一级高效纤维球过滤器进行预处

45、理。（1212）生物接触氧化小型生活污水处理工艺）生物接触氧化小型生活污水处理工艺 技术原理：技术原理：生活污水管道汇集经过化粪池、组合式污水处理装置处理、消毒，生活污水管道汇集经过化粪池、组合式污水处理装置处理、消毒，出水水质达到杂用水水质标准（出水水质达到杂用水水质标准（生活杂用水水质标准生活杂用水水质标准CJ25.1-89CJ25.1-89）后作）后作为浇洒道路、绿化用水。为浇洒道路、绿化用水。 采用的主要处理流程：采用的主要处理流程：生活污水生活污水化粪池化粪池调节池调节池初次沉淀池初次沉淀池生物接触氧生物接触氧化化混凝过滤混凝过滤消毒消毒泵提升后回用。泵提升后回用。（1313）光纤通

46、信技术）光纤通信技术技术特点：技术特点：以光纤为传输介质，以多种业务复用设备为载体，与丰富的接口以光纤为传输介质，以多种业务复用设备为载体，与丰富的接口种类相匹配，组成油田通信系统高速信息平台，具有灵活的话音业务接入和种类相匹配，组成油田通信系统高速信息平台，具有灵活的话音业务接入和数据及其他业务的接入与混传功能，达到了通信程控化，数据数字化，传输数据及其他业务的接入与混传功能，达到了通信程控化，数据数字化，传输网络化，办公自动化等多功能综合业务。网络化，办公自动化等多功能综合业务。（1414）GSMGSM网无线接入固话技术网无线接入固话技术技术特点：技术特点：可以提供一定程度的终端移动性，开

47、设速度快，投资省。可以提供一定程度的终端移动性，开设速度快，投资省。（1515）无线宽带接入技术）无线宽带接入技术技术特点：技术特点：无线宽带接入网是使用公用频段，网络稳定性好，抗干扰性强，无线宽带接入网是使用公用频段，网络稳定性好，抗干扰性强，具有建设周期短、投资省、话音质量高、网络覆盖范围大等特点，满足了数具有建设周期短、投资省、话音质量高、网络覆盖范围大等特点，满足了数据采集、办公自动化、视频监控等应用对带宽的需求。据采集、办公自动化、视频监控等应用对带宽的需求。（16）自动控制技术增压点增压点接转站接转站井场井场RTU 系统 功图参数 井口回压 抽油机状态 抽油机电压电流 稳流阀配注量

48、 稳流阀后压力 套管压力 井场图象监控 远程关井 抽油机间开或变频控制无线传输RTUC系统可燃气体监测缓冲罐液位监测收球筒温度控制(混输)泵变频控制预留上传功能联合站PLC系统 对各生产单元进行全面的控制 对关键部位的工艺等参数的自动采集和监控调节 主生产流程自动切换和控制 生产要害部位图像监测、报警生产数据上传光纤通信RTUC系统可燃气体监测缓冲罐液位监测收球筒温度控制事故油罐液位报警外输参数监测(流量/温度/压力)接收井场数据计算功图产(混输)泵变频控制生产数据上传光纤通信注水站、供水站等采用常规仪表、就地控制。 第三节采出水处理工艺第三节采出水处理工艺一、国内油田采出水处理技术及现状一、

49、国内油田采出水处理技术及现状 采出水处理工艺技术，近年来各油田都进行了大量的试验、研采出水处理工艺技术，近年来各油田都进行了大量的试验、研究，处理技术有了长足的进步，初步形成了适合各油田特点的采出究，处理技术有了长足的进步，初步形成了适合各油田特点的采出水处理工艺流程和适用有效的处理设备，并在不断的试验研究中改水处理工艺流程和适用有效的处理设备，并在不断的试验研究中改进、完善，使采出水处理后水质接近或符合本油田回注水水质要求，进、完善，使采出水处理后水质接近或符合本油田回注水水质要求，污水的资源效益、环境效益、油田开发效益得到进一步提升。污水的资源效益、环境效益、油田开发效益得到进一步提升。

50、根据根据碎屑岩油藏注水水质推荐指标碎屑岩油藏注水水质推荐指标SY/T 0006-1999SY/T 0006-1999的要求，的要求，注水水质主要控制指标为：悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值、注水水质主要控制指标为：悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率、细菌总数。根据油藏物性的不同、采出液物含油量、平均腐蚀率、细菌总数。根据油藏物性的不同、采出液物性的不同、区块分布的不同及油田开采的有效性、经济性，对油田性的不同、区块分布的不同及油田开采的有效性、经济性，对油田采出水回注水质提出了不同的要求：针对采出液物性的不同，开发采出水回注水质提出了不同的要求：针对采出液物性的不同，开发了不