一地面集输.pptx

地面集输地面集输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、设计标准化油油 田田 集集 输输四化建设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、法兰的规格及安装要求均统一了标准法兰的规格及安装要求均统一了标准 ，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、设备定型化油油 田田 集集 输输四化建设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、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，但其各工艺方式。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）。模块基本维持不变或简单调整（镜像或旋转）。3、工艺模块化 油油 田田 集集 输输四化建设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 油油 田田 集集 输输四化建设1 1、一级布站流程、一级布站流程 一级布站的集输流程是一级布站的集输流程是“井口井口-计量站计量站-联合站联合站”，即在各个计量站，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。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 一级布站集输流程一级布站集输流程特点：特点：计量站简化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。油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式2 2、二级布站流程、二级布站流程 原油经出油管线到分井计量站，经气液分离后，对单井油的产量值进原油经出油管线到分井计量站，经气液分离后，对单井油的产量值进行测量，然后输送至联合站。行测量，然后输送至联合站。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油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式3 3、三级布站流程、三级布站流程 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，转油站（实现油气分离、原油在两级布站的基础上产生了中间过度站，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）。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 增压站增压站 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油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式 在油田的开发过程中，地面建设工艺技术不断发展、完善，形成了独在油田的开发过程中，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，并形成靖安地面建设模式。针对（特）具长庆特色的一整套地面工艺技术，并形成靖安地面建设模式。针对（特）低渗透油田特点，采用了短流程的工艺，突出体现了低渗透油田特点，采用了短流程的工艺，突出体现了“低、短、小、简、低、短、小、简、优优”的技术特点，即低成本、短流程、小设施、简化工艺、优化系统。的技术特点，即低成本、短流程、小设施、简化工艺、优化系统。4 4、油气集输工艺流程、油气集输工艺流程油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式建设模式建设模式核心技术核心技术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 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、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。油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式长庆油田生产工艺流程图 采油井口增压点接转站采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油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式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：油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式（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，低产油井采用软件以内，低产油井采用软件计量时最大允许误差宜在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油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式应用范围：应用范围：在新区建设和大规模扩边区块（如大路沟二区）优先采用功图计量在新区建设和大规模扩边区块（如大路沟二区）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。计量。计量方式功图在线/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化子坪区、大路沟二区大路沟三区大路沟二区等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油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式（3 3）井组增压）井组增压/区域转油工艺区域转油工艺 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。整体和局部整体和局部集中和分散集中和分散油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式（4 4）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。）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：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。油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式（5 5）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：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油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式（6）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。油油 田田 集集 输输地面工艺流程模式地面工艺流程模式 计计量量站站和和集集油油站站在在油油气气集集输输过过程程中中的的主主要要任任务务有有计计量量、收收集集和和传传输输、降粘和降凝、油气分离和净化、辅助任务。降粘和降凝、油气分离和净化、辅助任务。计量站计量站 主要的仪器设备有分离器、阀门、流量计、加热器、输油泵。主要的仪器设备有分离器、阀门、流量计、加热器、输油泵。集油站集油站（也称为转油站或泵站）（也称为转油站或泵站）根根据据所所承承担担任任务务的的性性质质不不同同，大大体体分分为为接接转转站站、转转油油站站、脱脱水水转转油油站和联合站。站和联合站。主主要要设设备备有有：计计量量分分离离器器、加加热热炉炉、原原油油缓缓冲冲罐罐、原原油油储储罐罐、稳稳定定塔、外输泵、流量计、污水罐、污水泵等。塔、外输泵、流量计、污水罐、污水泵等。油油 田田 集集 输输主要设备主要设备集中处理站流程图集中处理站流程图 稳定塔稳定塔 沉降罐沉降罐 气体处理厂气体处理厂 计量站来油计量站来油 污水罐污水罐污水泵污水泵储油罐储油罐外输泵外输泵污水处理站污水处理站 缓冲罐缓冲罐挥发气挥发气油油 田田 集集 输输主要设备主要设备一、一、溢流沉降罐溢流沉降罐进油口进油口出油口出油口出水口出水口集水管集水管喷油管喷油管集油槽集油槽平衡管平衡管溢流沉降罐结构示意图溢流沉降罐结构示意图工艺特点：工艺特点：端点加药、管道破乳、端点加药、管道破乳、沉降脱水沉降脱水脱水温度：脱水温度：30-4530-45技术指标：技术指标：含水小于含水小于0.50.5含油小于含油小于200mg/l200mg/l。油油 田田 集集 输输主要设备主要设备油油 田田 集集 输输1）预脱气技术）预脱气技术图4-1 含气量对分离效果影响示意图二、三相分离器关键技术二、三相分离器关键技术主要设备主要设备油油 田田 集集 输输二、三相分离器关键技术二、三相分离器关键技术主要设备主要设备基本原理基本原理油油气气水水混混合合来来液液进进三三相相分分离离器器即即进进行行初初步步气气液液分分离离。伴伴生生气气通通过过一级分离、二级捕雾器处理后，进入气处理系统。一级分离、二级捕雾器处理后，进入气处理系统。同同时时，油油水水混混合合物物进进入入预预分分离离室室，流流体体经经过过整整流流、消消泡泡、聚聚集集等等处处理理单单元元后后，进进入入沉沉降降室室开开始始分分离离，形形成成油油水水层层。通通过过调调节节水水室室导导水水管管的的高高度度，形形成成稳稳定定的的油油水水界界面面。沉沉降降室室内内上上部部的的油油溢溢流流进进油油室室，底底部部的的水水通通过过导导水水管管流流入入水水室室，通通过过机机械械式式浮浮子子液液位位调调节节阀阀或或导导波波雷雷达达液液位位计计控控制制电电动动阀阀控控制制出出油油阀阀、出出水水阀阀排排出出合合格格的的油油和和水水，且且可可调调节节液面高度。液面高度。油油 田田 集集 输输二、三相分离器关键技术二、三相分离器关键技术主要设备主要设备油油 田田 集集 输输 2）水洗破乳技术：）水洗破乳技术：包括两个关键技术：一是水洗破乳技术，二包括两个关键技术：一是水洗破乳技术，二是水中除油技术，这二项技术不仅是实现油从水相中上浮分离的基础，是水中除油技术，这二项技术不仅是实现油从水相中上浮分离的基础，而且是实现乳化液破乳的重要手段。而且是实现乳化液破乳的重要手段。活性水水洗破乳的机理是油水混合液进入设备底部水相中，受原活性水水洗破乳的机理是油水混合液进入设备底部水相中，受原油、水密度差的浮力作用和压降影响，油和少量过饱和气体进入水洗油、水密度差的浮力作用和压降影响，油和少量过饱和气体进入水洗层，在含有破乳剂的水洗层中，流场流态属紊流流态，具有强剪切特层，在含有破乳剂的水洗层中，流场流态属紊流流态，具有强剪切特性，位于该流场中的液滴在不断突变的压力梯度的作用下，将发生瞬性，位于该流场中的液滴在不断突变的压力梯度的作用下，将发生瞬间变化的旋转运动，从而在液滴表面产生非稳态的剪切力，该剪切力间变化的旋转运动，从而在液滴表面产生非稳态的剪切力，该剪切力将大大降低液滴的界面膜强度，通过活性水的作用，绝大部分乳状液将大大降低液滴的界面膜强度，通过活性水的作用，绝大部分乳状液界面膜破裂，少量未破裂的乳化液界面膜强度也已大大降低。乳化液界面膜破裂，少量未破裂的乳化液界面膜强度也已大大降低。乳化液滴由于界面膜破裂。在摩擦力的作用下，小油珠合并为大油珠，迅速滴由于界面膜破裂。在摩擦力的作用下，小油珠合并为大油珠，迅速进入油水相间的界面层中，经聚结并继续上浮至油相中，从而完成分进入油水相间的界面层中，经聚结并继续上浮至油相中，从而完成分离过程。因此，水洗流场是一个充满了涡旋的流场，在该流场中，不离过程。因此，水洗流场是一个充满了涡旋的流场，在该流场中，不断输入的流体为液滴的界面膜破裂提供了能量。断输入的流体为液滴的界面膜破裂提供了能量。主要设备主要设备油油 田田 集集 输输图4-3波纹板流道内流体流动特性图 对于分散相而言，引入聚结填料后，由于大大地降低了流道高度，使得液滴的有效沉降距离明显缩短，从而缩短了分散相从小液滴碰撞聚结为大液滴的时间，提高了分散相液滴的分离效率。由于引入了聚结填料改善了分散相液滴的碰撞分离特性，使许多小液滴加速聚并为大液滴，从而缩短了沉降距离，使得减少设备尺寸变为可能。3）聚结分离技术研究）聚结分离技术研究主要设备主要设备油油 田田 集集 输输主要设备主要设备联合站三相分离器替代沉降罐示意图流量计加热炉单井来油增压点、接转站来油收球筒外输外输泵净化罐沉降罐沉降罐净化罐去加热炉去加热炉去加热炉去加热炉三相分离器去加热炉去加热炉排污总机关油油 田田 集集 输输主要设备主要设备温度温度45456060加药浓度加药浓度150mg/l150mg/l油中含水油中含水0.5%0.5%水中含油水中含油300mg/l300mg/l实现了密闭脱水、处理时间短实现了密闭脱水、处理时间短占地面积小、投资较低占地面积小、投资较低自动化程度高，劳动强度降低自动化程度高，劳动强度降低云盘山联合站、艾家湾集油站、候云盘山联合站、艾家湾集油站、候北拉油注水站北拉油注水站安安7979井区、青井区、青106106井区和杨井区和杨3636井区的井区的撬装三项分离器撬装三项分离器运行指标运行指标技术优势技术优势推广应用推广应用二、单井计量设备二、单井计量设备 长庆油田单井计量方式主要采用以下三种方式：长庆油田单井计量方式主要采用以下三种方式：井组双管流程双容积计量井组双管流程双容积计量 井组单管流程功图计量井组单管流程功图计量 大罐计量大罐计量油油 田田 集集 输输主要设备主要设备 1 1、双容积计量分离器、双容积计量分离器 （1 1）技术原理）技术原理 双双容容积积自自动动量量油油分分离离器器为为容容积积式式计计量量方方法法，主主要要由由计计量量分分离离器器、齿齿轮轮泵泵、及及自自控控系系统统等等组组成成，利利用用电电磁磁三三向向阀阀切切换换实实现现分分离离室室和和计计量量室室自自动动切切换换，计计量量室室内内液液体体通通过过齿齿轮轮泵泵外外抽抽，通通过过统统计计一一段段时时间间内内计计量量室室的的排排空空次次数数以以实实现现对对油油井井产产油油量量计计量量，同同时时可可实实现现原原油油中中的的伴伴生生气气进进行行初初步步的分离和计量。的分离和计量。油油 田田 集集 输输主要设备主要设备 （2 2）技术和经济指标技术和经济指标 设计压力：设计压力：0.78MPa0.78MPa 设计温度：设计温度：5050 工作介质：含水原油工作介质：含水原油 工作压力：工作压力：0.6 MPa0.6 MPa 容积：容积：1.2m1.2m3 3 设备质量：设备质量：500kg500kg 计量精度：计量精度：55油油 田田 集集 输输主要设备主要设备 （3 3）应用范围和效果）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。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55。油油 田田 集集 输输主要设备主要设备2 2、“功图法功图法”油井计量油井计量 （1 1）技术原理）技术原理 监测软件系统原理监测软件系统原理 系系统统通通过过高高精精度度的的数数据据采采集集器器、获获取取安安装装在在油油井井上上的的载载荷荷和和位位移移传传感感器器的的数数据据，通通过过数数据据电电台台将将其其传传送送到到数数据据处处理理点点，数数据据处处理理点点对对采采集集数数据据传传送送的的数数据据，通通过过监监测测和和油油井井计计量量分分析析系系统统软软件件实实时时显显示示监监测功图、分析油井工况、计算出油井产液量。测功图、分析油井工况、计算出油井产液量。油油 田田 集集 输输主要设备主要设备油油 田田 集集 输输主要设备主要设备 油井计量技术原理油井计量技术原理 “功图法功图法”油井计量技术是依据抽油机井深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，即把定向井泵工作状态与油井产液量变化关系，即把定向井有杆泵抽油系统视为一个复杂的振动系统（三井有杆泵抽油系统视为一个复杂的振动系统（三维振动系统：包含抽油杆、油管和液柱三个振动维振动系统：包含抽油杆、油管和液柱三个振动系统），该系统在一定的边界条件和一定的初始系统），该系统在一定的边界条件和一定的初始条件（如周期条件）下，对外部激励（地面功图）条件（如周期条件）下，对外部激励（地面功图）产生响应（泵功图）。因此本项研究首先建立定产生响应（泵功图）。因此本项研究首先建立定向井有杆泵抽油系统的力学、数学模型，该模型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。效冲程，进而求出地面折算有效排量。qgqg1131NSed2/B11131NSed2/B1 N-N-冲次冲次 Se-Se-有效冲程有效冲程 d-d-泵径泵径 B1-B1-原油体积系数原油体积系数 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油油 田田 集集 输输主要设备主要设备 考考虑虑到到不不同同区区块块的的原原油油物物性性不不同同，溶溶解解气气含含量量不不同同，含含气气原原油油脱脱气气体体积积收收缩缩引引起起地地层层原原油油与与地地面面原原油油的的体体积积差差，在在每每个个区区块块应应用用前前应应选选一一些些井井进进行行测测试试，然然后后经经过过对对比比分分析析得得出出这这个个区区块块对对功功图图计计量量结结果果的的修修正正值进行修正。值进行修正。KiKi（qgqgqyqy）/qy K=1/nKi Q=Kqg/qy K=1/nKi Q=Kqg 泵泵的的有有效效冲冲程程石石通通过过多多边边逼逼近近法法和和矢矢量量法法对对地地面面示示功功图图进进行行识识别别计计算算出出来来的的。由由于于存存在在各各种种因因数数的的影影响响，识识别别计计算算出出的的有有效效冲冲程程误误差差太太大大，这就需要对有效冲程的修正。这就需要对有效冲程的修正。1 1、利利用用泵泵上上、下下冲冲程程载载荷荷线线进进行行修修正正，如如杆杆柱柱组组合合、杆杆的的强强度度、回回压压、液液体体密密度度、和和造造斜斜点点及及结结蜡蜡结结垢垢导导致致阻阻力力等等因因数数，都都会会导导致致有有效效冲程误差较大。冲程误差较大。2 2、利利用用光光杆杆马马力力修修正正，如如漏漏失失、摩摩擦擦等等因因数数，也也能能导导致致有有效效冲冲程程误差较大。误差较大。油油 田田 集集 输输主要设备主要设备 （2 2）技术特征）技术特征 组成部分组成部分：采集监测系统和油井计量系统。：采集监测系统和油井计量系统。运运行行模模式式：数数据据采采集集点点通通过过负负荷荷传传感感器器和和角角位位移移传传感感器器，能能精精确确、同同步步测测试试示示功功图图，并并无无线线传传输输到到监监测测软软件件，并并自自动动保保存存到到固固定定目目录录下下，并并保保证证每每1010分分钟钟采采集集一一次次示示功功图图数数据据；数数据据处处理理点点对对采采集集的的地地面面示示功功图图进进行行转转换换分分析析，结合油井的基础数据，计算出油井产量。结合油井的基础数据，计算出油井产量。（3 3）应用范围和效果）应用范围和效果 采采用用“功功图图法法”油油井井计计量量，实实现现了了油油井井的的全全天天候候、连连续续计计量量，确确保保了了资资料料录取的及时性、全面性、准确性。录取的及时性、全面性、准确性。“功功图图法法”油油井井计计量量自自20042004年年在在西西峰峰油油田田试试验验成成功功，目目前前已已在在长长庆庆油油田田大面积推广应用。大面积推广应用。油油 田田 集集 输输主要设备主要设备三、加热设备三、加热设备 作用：作用：加加热热设设备备将将燃燃料料燃燃烧烧或或电电流流所所产产生生的的热热量量传传给给被被加加热热介介质质使使其其温温度度升升高高。在在油油气气集集输输系系统统中中，它它被被用用来来将将原原油油、天天然然气气及及其其产产物物加加热热至至工艺所要求的温度，以便进行输送、沉降、分离和粗加工等。工艺所要求的温度，以便进行输送、沉降、分离和粗加工等。分类分类 水套加热炉（根据燃烧方式又可分）水套加热炉（根据燃烧方式又可分）微正压燃烧水套加热炉微正压燃烧水套加热炉 负压燃烧水套加热炉负压燃烧水套加热炉 真空相变加热炉真空相变加热炉 油油 田田 集集 输输主要设备主要设备五、泵五、泵 作用：作用：泵为站场中工艺介质、污水等的流动提供动力及为缓蚀剂、水合物泵为站场中工艺介质、污水等的流动提供动力及为缓蚀剂、水合物抑制剂及其他化学剂进入天然气压力系统提供能量。抑制剂及其他化学剂进入天然气压力系统提供能量。分类分类 离心泵离心泵 往复泵往复泵 活塞泵活塞泵 柱塞泵柱塞泵 油油 田田 集集 输输主要设备主要设备一、输油泵及其驱动装置设计计算一、输油泵及其驱动装置设计计算 式中式中 PP输油泵轴功率（输油泵轴功率（kwkw）；）；q qv v输送温度下泵的排量（输送温度下泵的排量（mm3 3/s/s）；）；输送温度下介质的密度（输送温度下介质的密度（kg/mkg/m3 3）；）；输油泵排量为输油泵排量为qvqv时的扬程（时的扬程（mm）；）；输送温度下泵的排量为输送温度下泵的排量为qvqv时的输油泵效。时的输油泵效。泵名牌上给出的泵名牌上给出的q qv v、是以输水为基础的数据，泵用于输油时，是以输水为基础的数据，泵用于输油时，应该根据输油温度下的油品黏度对泵的应该根据输油温度下的油品黏度对泵的q qv v、值进行修正。值进行修正。1 1、输油泵轴功率计算：、输油泵轴功率计算：油油 田田 集集 输输设计计算设计计算2 2、输油泵电机功率计算：、输油泵电机功率计算：式中式中 NN输油泵电机功率（输油泵电机功率（kwkw）；）；PP输油泵轴功率（输油泵轴功率（kwkw）；）；ee传动系数，取值如下：传动系数，取值如下：直接传动：直接传动：e=1.0e=1.0 齿轮传动：齿轮传动：e=0.9-0.97e=0.9-0.97 液力耦合器：液力耦合器：e=0.97-0.98 e=0.97-0.98 k k电动机额定功率安全系数，取值如下：电动机额定功率安全系数，取值如下：3 3 P 55 k=1.15P 55 k=1.15 55 55 P 75 k=1.14P 75 k=1.14 P P 75 k=1.175 k=1.1油油 田田 集集 输输设计计算设计计算实例实例 某接转站日产进液量某接转站日产进液量600m600m3 3，沿程总摩阻，沿程总摩阻502502米，液体密度为米，液体密度为0.86kg/m0.86kg/m3 3，计算选用合适的输油泵。，计算选用合适的输油泵。1 1、扬程、扬程 泵扬程必须大于沿程总摩阻，根据经验，选择泵扬程必须大于沿程总摩阻，根据经验，选择600600米扬程。米扬程。2 2、排量、排量 日产进日产进600m600m3 3，每小时，每小时25m25m3 3，根据经验，选取排量，根据经验，选取排量30-35m30-35m3 3/h/h之之间。间。3 3、功率、功率 根据输油泵电机功率计算公式，泵效按照根据输油泵电机功率计算公式，泵效按照100100计算（离心泵一般计算（离心泵一般超理论排量），泵的功率为超理论排量），泵的功率为130kw130kw。推荐输油泵为：输油泵推荐推荐输油泵为：输油泵推荐Q=35mQ=35m3 3/h/h，H=600m H=600m，N=132kW N=132kW。油油 田田 集集 输输设计计算设计计算油油 田田 集集 输输设计计算设计计算1 1、输油管径选择、输油管径选择 式中式中 DD管道内径，管道内径，m m Q Q流量，流量，m3/s m3/s V V经济流速，一般取经济流速，一般取1-2m/s1-2m/s一、输油管线相关设计计算一、输油管线相关设计计算油油 田田 集集 输输设计计算设计计算式中式中 许用应力（许用应力（MPaMPa）。）。KK设计系数，输送设计系数，输送C5C5及及C5C5以上的液体管道除穿跨越段按国家现以上的液体管道除穿跨越段按国家现行标准行标准原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的规定取值外，输的规定取值外，输油站外一般地段取油站外一般地段取0.720.72；ss钢管的最低屈服强度（钢管的最低屈服强度（MPaMPa）；）；焊缝系数。焊缝系数。2 2、输油管道直管段许用应力计算：、输油管道直管段许用应力计算：油油 田田 集集 输输设计计算设计计算3 3、输油管道直管段钢管壁厚计算：、输油管道直管段钢管壁厚计算：式中式中 直管段钢管计算壁厚（直管段钢管计算壁厚（m mm m）；）；PP设计内压力（设计内压力（MPaMPa）；）；DD钢管外直径（钢管外直径（m mm m）；）；钢管许用应力（钢管许用应力（MPaMPa）。）。油油 田田 集集 输输设计计算设计计算4 4、输油平均温度计算：、输油平均温度计算：式中式中 tavtav计算管段的输油平均温度（计算管段的输油平均温度（）；）；t1t1计算管段的起点温度（计算管段的起点温度（）；）；t2t2计算管段的终点温度（计算管段的终点温度（）。）。注：对不加热输送的输油管道，计算管段的的平均输油温度取管中注：对不加热输送的输油管道，计算管段的的平均输油温度取管中心埋深处最冷月份的平均温度。心埋深处最冷月份的平均温度。油油 田田 集集 输输设计计算设计计算5 5、埋地输油管道的沿线温降计算：、埋地输油管道的沿线温降计算：式中式中 t0t0埋地管道中心处最冷月份的平均温度（埋地管道中心处最冷月份的平均温度（）；）；ll管段计算长度（管段计算长度（m m）；）；ii流量为流量为qmqm时的水力坡降时的水力坡降m/mm/m；CC输油平均温度下原油的比热容输油平均温度下原油的比热容J/kgJ/kg；KK总传热系数（总传热系数（W/m2W/m2）；）；DD管道的外直径（管道的外直径（m m）；）；qmqm油品的质量流量（油品的质量流量（kg/skg/s）。）。油油 田田 集集 输输设计计算设计计算