集输新工艺
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1.4 井口热水伴热三管流程
集输工艺
2 接转站系统工艺
2.1 单管集油的密闭接转站流程
2.2 双管集油的密闭接转站流程
2.3 三管集油的密闭接转站流程
2.4 油气混输接转站流程
2.5 油水就地分离回注的接转站流程
集输工艺
3、集中处理站工艺
集中处理站原油处理流程主要分为开式流程和密闭 流程两大类。目前在用的开式流程与密闭流程相比, 主要区别在于原油沉降脱水设备、储存设备为敞口容
分离式多相流量计
单井计量
手动液位计量油装置
智能TM卡油气积算仪量油装置
玻璃管/磁翻转液位计计量
GPRS远程连续量油装置
双分离器往复交替式量油系统
单 井 计 量 技 术
三容器气替液连续计量装置
三相分离仪表计量
两相分离变压控制仪表计量装置
两相分离仪表计量
在线不分离多相流量计量
计量站无源控制多相计量系统
单井计量
(2)两相分离仪表计量
b. 无源控制多相计量系统
c.柱状旋流式分离计量装置
优点:①分离效率高,装置占地面积小;②能够进行自动选井,自动计量及修正,数
集输工艺
3.6 常用三相分离分水及电热化学脱水单塔稳定 密闭处理流程
计量站和接转站来液→三相分离器→原油沉降罐→脱水泵→脱 水加热炉→电脱水器→稳定塔→净化油罐→外输泵→计量→ 外输。
1、多相流计量技术
示功图法软件量油技术
该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系, 建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型,通过获 取示功图数据,计量油井产液量 “功图法”油井计量技术具有以下特点:通过实时测得 多个功图计算的产量叠加获得油井全天产量,避免了双 容积以数小时量油折算日产量带来的系统误差;能够实 时采集处理数据、监控油井工况;自动化程度高,每个 数据处理点可管理40口油井。
单井计量
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量 e.三容积式量油系统
优点:解决了低含气油井的计量问题。 缺点:①容器各腔之间压力平衡与液位控制复
杂;②维护保养工作量大。
应用情况:2005年,该装置在桩西采油厂7个 计量站进行了试验,较好地解决了低含气油井 、间歇井及产量波动较大的油井计量难题,实 现了计量过程自动化。
单井计量
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量 b.智能TM卡油气积算仪量油装置
优点:①能够自动完成量油的检测和计算, 投资少;②智能TM卡存储数据量大。
缺点:①仍需人工操作压液面,无法自动连
续加密测试;②TM卡送至队部读取,不能 实时自动无线上传。 应用情况:在孤岛采油厂98座计量站应用该装置,消除了手动计量误差,实现了数字 化抄表,方便了基层管理与考核。
一是降低开发成本与动用低渗透、海洋及稠油等 难采储量的矛盾 二是老油气田系统老化,维护正常生产与压缩投 资的矛盾 三是环境保护与降低成本的矛盾,污水、污泥排 放量增多,处理费用越来越高。 四是老油气田高耗能与降低成本的矛盾。
随着油气生产的发展,这矛盾可能会转化。但是 大多数矛盾会长期存在,并更加严重。面对严酷 的现实依靠什么来化解矛盾,只有靠“科学技术 靠第一生产力”。不断发展新的技术。 油田地面建设大概占产能建设费用的30%~40% , 气田地面工程投资占气田产能建设的60%~ 75% 。 在油气田生产费用中,与地面工程相关的费用要 占到65%以上。因此降低成本这一矛盾的长期性 决定了油气集输处理科技发展的长期方向和艰巨 任务。
器,而密闭流程中原油沉降脱水处理、储存设备为压
力密闭容器或通过密闭处理设备进行密闭处理。开式 流程由于油气损耗高,动力利用率低,目前已经很少
使用,在实际生产中主要推广应用密闭流程。集中处
理站常用原油密闭处理流程。
集输工艺
3.1常用热化学沉降脱水无罐压力密闭处理流程
计量站和接转站来液进入集中处理站,药剂加入井排汇 管处,来液首先经加热炉加热后进入三相分离器进行油气水 分离,分离出的天然气进入天然气处理系统,分离出的污水 进入污水处理系统,分水、分气后的原油满足外输原油含水 指标,经外输泵增压增压计量后外输。
地面集输中的区域性系统优化 油气处理中的三相分离和多功能处理器高效油水 分离器 液-液旋流分离器等新型高效设备的研制 原油处理及污水处理过程中的加药-破乳-去除系 统工艺技术的研究 高效优质多功能处理剂的研制复配及筛选等等 多相混输技术的推广应用
二、地面工程系统面临的形势和方向
面临的矛盾:
近40 年来,通过科技工作者的不懈努力,我国油 气田开发中的地面技术有了长足的进步取得了很大 的发展,有些获得了重大的突破.
整装大油田 小断块油田 稠油超稠油油田 低渗透油田
沙漠油田
滩海油田等地面系统都基本适应了这些油田开发的需要, 为油气生产做出了巨大的贡献。
每一时期的重大发展都伴随着新工艺新技术 的突破和应用
在过去的十年中,多相流计量系统的发展、
评估和运用一直是世界油气工业的主要焦点。 迄今为止,已经开发了很多供选择的计量系 统,但是没有一个能够称得上是广泛应用或 绝对精确。
多相流量计的分类
分离式多相流量计——分离总流和取样分离 均相化处理多相流量计
非均相化处理多相流量计
均相化多相流测量系统和非均相化多相流测量系 统在计量前都不需对流体进行分离,直接在线测 量。 采用人工神经网络技术
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量
d.双分离器往复交替式量油系统
优点:解决了无气井、稠油井的计量问
题,且方法简单、实用、可靠。 缺点: ①工人劳动强度太大,计量全过 程均为人工手动; ②人工上报数据,不 满足信息化管理的要求。
应用情况:自2007年以来,该装置在孤东采油厂47座计量站上得到了应用,安装后压 液面时间从6-24小时缩短到10-15分钟。
单井计量
(1)两相分离仪表计量
a.两相分离变压控制仪表计量装置
优点: ①为连续计量,数据实时上传; 压力、液位控制平稳; ②有自标产功能 缺点: ①体积较大,分离效率稍差; ②对低油气比的单井,未能解决压液面 难的问题。
应用情况:该装置在海洋采油厂应用38套,并在塔河、哈德、青海等油田推广应 用120余套,全部实现了信息数字化,目前运行状况良好。
地面集输技术的发展方向:
实现低成本战略是油气集输处理科技发展 的方向和艰巨任务
原油常温集输技术 最大限度地简化油气集输工艺流程技
术 较低温度的原油脱水工艺技术 简化原油处理流程的技术
开发和推广应用节省投资、节能降耗,具有综 合效益的联合装置
开发和推广应用真空加热炉、相变加热炉和其 他适用于油气田生产应用的高效加热炉和高效 燃烧器
特殊油田、特殊地域、特殊方式开发的油田依赖于 各专项技术的发展
低渗透油田要研究应用示功图法、液面恢复法、软件量 油技术、环状集油流程、永磁电机直流电机等节电技术, 以及用于水质处理的改性纤维球等精细过滤技术 高含水油田要研究应用常温集输技术、应用液液旋流器 的游离水脱出技术、以及污水处理、含油污水资源化的 处理应用技术 稠油集输、脱水技术
滩海油田沙漠油田要研究利用油气混输技术、 不分离计量技、术短流程处理技术、高度自 动化技术 三元复合驱油田要研究三元复合驱化学剂输 送、配制、注入工艺技术、采出液处理工艺 技术和污水处理技术
研究开发简易油气集输、处理活动橇装装置以适 应油田开发初期地面工程设施的需要,并可移动 重复利用 研究开发低成本油气田集输、处理橇装装置,实 现橇装化、预制化、标准化的设计和工程施工, 加快油田建设进度,一旦总体方案确定,迅速建 成生产能力。
大力开发、推广应用油气田规划优化软件;井 站厂设计优化软件;注水系统设计优化软件; 油气处理优化软件设备选型优化软件;油气田 生产运行优化软件;用电系统运行优化软件等 进行油气田设计优化和生产运行优化
老油气田地面工程改造 通过优化改造方案,充分挖掘已有系统的潜力, 解决系统及区域低效运行问题,提高效率、降 低运行费用 节能降耗技术研究:高含水低温集油工艺、老 井网加密、高效分离设备等技术的推广应用。 面对环保的日趋重要,要加强环保工作的研究 力度:污水污泥处理技术的推广与利用。
集输工艺
3.2常用化学沉降脱水单塔稳定无罐压力密闭处 理流程
计量站和接转站来液→三相分离器→压力缓冲罐→提升泵→换 热器→稳定加热炉→稳定塔→外输泵→换热器→计量→外输。
集输工艺
3.3常用热化学沉降脱水油罐密闭处理流程
计量站和接转站来液进入集中处理站,药剂加入井排汇管处,来液 经井排汇合后进入三相分离器进行油气水分离,分离出的天然气进入天 然气处理系统,分离出的污水进入污水处理系统,分水、分气后的低含 水原油经加热炉加热后进入沉降罐沉降脱水,脱水后的原油进入净化储 罐,处理合格的含水原油经外输泵增压计量后外输。沉降罐通过油罐气 回收装置实现原油处理系统密闭流程。集中处理站在油田开采初期或处 理原油为轻质原油,来液经三相分离器脱水处理后含水较低,脱水后的 原油直接进入原油沉降罐进行原油沉降脱水,合格后的原油进入净化储 罐经外输泵增压计量后外输。
在天然气处理净化领域等很多技术要依赖国外专利
四、国内外油气处理新技术
多相流计量技术 原油低温技术处理工艺技术 柱形分离器GLCC
高效仰角式游离水分离器
原油声波和微波破乳脱水
集输工艺
1、集油工艺
1.1 井口不加热单管流程
1.2 井口加热单管流程
1.3 井口掺热水(稀油)双管流程
单井计量
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量 c. GPRS远程连续量油装置
优点:①计量过程全部自动化,
自动加密量油与计算②利用 GPRS网络将数据实时发往信息 中心。 缺点:未能解决低伴生气井压液 面问题。
应用情况:在河口采油厂应用了3套该装置,实现了计量站的数字化,最大限度的提 高了数据的实时性。
单井计量
集输工艺
3.4 常用电热化学脱水双塔稳定密闭处理流程
计量站和接转站来液→加热炉→油气分离器→前稳定塔→一次 沉降罐→二次沉降罐→脱水泵→脱水加热炉→电脱水器→后 稳定塔→净化油罐→外输泵→计量→外输。
集输工艺
3.5 常用预分水及电热化学脱水单塔百度文库定密闭处 理流程
计量站和接转站来液→游离水脱除器→加热炉→油气分离器→ 一次沉降罐→二次沉降罐→脱水泵→脱水加热炉→电脱水器 →稳定塔→净化油罐→外输泵→计量→外输。
加强安全生产有关的技术研究:腐蚀与防腐技术、 安全评价、泄漏监测技术等
三、与国外的差距
同国外相比,无论从生产指标上,还是技术设 备本身,都存在着很大差距
我国油气操作成本是4.15 美元/桶,而国外公司是 3.0 美元/桶左右。 我国的原油生产能耗是2 349.5 MJ/吨油,国内先 进水平为945 MJ/吨油,国外公司是523 MJ/吨油。 国外的同样处理量的设备体积小、结果紧凑,许多 设备需要国产化、引进。
集输系统新工艺
目录
国内油气处理技术的概况
地面工程系统面临的形势和任务
与国外的差距
国内外油气处理新技术
一、国内油气处理技术的概况
油气田开发的技术水平及其经济效益,必须在地面工程 系统完成后才能集中体现出来。开发生产中的许多指标 及参数也必须通过地面系统才能得以实现。因此,地面 工程建设和水平的高低,直接影响着油气开发技术水平 的高低和油气田开发的经济效益。 无论是老油气田的调整改造还是新油气田的开发建设, 都要以降低工程造价,确保开发整体效益为目标。要以 技术创新、观念创新为重点,突破常规、敢于开拓,促 进地面工程系统提高和进步。
柱状旋流式气-液分离器
称重式油井计量
质量流量计直接计量
单井计量
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量 a.手动玻璃管/磁翻转液位计计量
手动玻璃管液位计量油是传统的油井产 量计量方法,目前胜利油田87%以上的计量 站采用该种计量方式, 优点:①流程简单,过程直观;②对产量波 动不大的油井,准确性较高。 缺点:①为间歇计量,对于产量波动较大的 油井,计量准确性低;②计量过程全手动, 工人劳动强度大;③测试数据人工整理上报 ,不满足信息化管理的要求。④对低伴生气 井,无法实现压液面操作。⑤对于低产井, 仍然使用Φ800或Φ600的计量分离器时,计量 准确性差。⑥对于间歇出液井难以摸索到油 井的出油规律和累计产量。
集输工艺
2 接转站系统工艺
2.1 单管集油的密闭接转站流程
2.2 双管集油的密闭接转站流程
2.3 三管集油的密闭接转站流程
2.4 油气混输接转站流程
2.5 油水就地分离回注的接转站流程
集输工艺
3、集中处理站工艺
集中处理站原油处理流程主要分为开式流程和密闭 流程两大类。目前在用的开式流程与密闭流程相比, 主要区别在于原油沉降脱水设备、储存设备为敞口容
分离式多相流量计
单井计量
手动液位计量油装置
智能TM卡油气积算仪量油装置
玻璃管/磁翻转液位计计量
GPRS远程连续量油装置
双分离器往复交替式量油系统
单 井 计 量 技 术
三容器气替液连续计量装置
三相分离仪表计量
两相分离变压控制仪表计量装置
两相分离仪表计量
在线不分离多相流量计量
计量站无源控制多相计量系统
单井计量
(2)两相分离仪表计量
b. 无源控制多相计量系统
c.柱状旋流式分离计量装置
优点:①分离效率高,装置占地面积小;②能够进行自动选井,自动计量及修正,数
集输工艺
3.6 常用三相分离分水及电热化学脱水单塔稳定 密闭处理流程
计量站和接转站来液→三相分离器→原油沉降罐→脱水泵→脱 水加热炉→电脱水器→稳定塔→净化油罐→外输泵→计量→ 外输。
1、多相流计量技术
示功图法软件量油技术
该技术依据油井深井泵工作状态与油井液量变化关系, 建立抽油杆、油管、泵功图的力学和数学模型,通过获 取示功图数据,计量油井产液量 “功图法”油井计量技术具有以下特点:通过实时测得 多个功图计算的产量叠加获得油井全天产量,避免了双 容积以数小时量油折算日产量带来的系统误差;能够实 时采集处理数据、监控油井工况;自动化程度高,每个 数据处理点可管理40口油井。
单井计量
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量 e.三容积式量油系统
优点:解决了低含气油井的计量问题。 缺点:①容器各腔之间压力平衡与液位控制复
杂;②维护保养工作量大。
应用情况:2005年,该装置在桩西采油厂7个 计量站进行了试验,较好地解决了低含气油井 、间歇井及产量波动较大的油井计量难题,实 现了计量过程自动化。
单井计量
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量 b.智能TM卡油气积算仪量油装置
优点:①能够自动完成量油的检测和计算, 投资少;②智能TM卡存储数据量大。
缺点:①仍需人工操作压液面,无法自动连
续加密测试;②TM卡送至队部读取,不能 实时自动无线上传。 应用情况:在孤岛采油厂98座计量站应用该装置,消除了手动计量误差,实现了数字 化抄表,方便了基层管理与考核。
一是降低开发成本与动用低渗透、海洋及稠油等 难采储量的矛盾 二是老油气田系统老化,维护正常生产与压缩投 资的矛盾 三是环境保护与降低成本的矛盾,污水、污泥排 放量增多,处理费用越来越高。 四是老油气田高耗能与降低成本的矛盾。
随着油气生产的发展,这矛盾可能会转化。但是 大多数矛盾会长期存在,并更加严重。面对严酷 的现实依靠什么来化解矛盾,只有靠“科学技术 靠第一生产力”。不断发展新的技术。 油田地面建设大概占产能建设费用的30%~40% , 气田地面工程投资占气田产能建设的60%~ 75% 。 在油气田生产费用中,与地面工程相关的费用要 占到65%以上。因此降低成本这一矛盾的长期性 决定了油气集输处理科技发展的长期方向和艰巨 任务。
器,而密闭流程中原油沉降脱水处理、储存设备为压
力密闭容器或通过密闭处理设备进行密闭处理。开式 流程由于油气损耗高,动力利用率低,目前已经很少
使用,在实际生产中主要推广应用密闭流程。集中处
理站常用原油密闭处理流程。
集输工艺
3.1常用热化学沉降脱水无罐压力密闭处理流程
计量站和接转站来液进入集中处理站,药剂加入井排汇 管处,来液首先经加热炉加热后进入三相分离器进行油气水 分离,分离出的天然气进入天然气处理系统,分离出的污水 进入污水处理系统,分水、分气后的原油满足外输原油含水 指标,经外输泵增压增压计量后外输。
地面集输中的区域性系统优化 油气处理中的三相分离和多功能处理器高效油水 分离器 液-液旋流分离器等新型高效设备的研制 原油处理及污水处理过程中的加药-破乳-去除系 统工艺技术的研究 高效优质多功能处理剂的研制复配及筛选等等 多相混输技术的推广应用
二、地面工程系统面临的形势和方向
面临的矛盾:
近40 年来,通过科技工作者的不懈努力,我国油 气田开发中的地面技术有了长足的进步取得了很大 的发展,有些获得了重大的突破.
整装大油田 小断块油田 稠油超稠油油田 低渗透油田
沙漠油田
滩海油田等地面系统都基本适应了这些油田开发的需要, 为油气生产做出了巨大的贡献。
每一时期的重大发展都伴随着新工艺新技术 的突破和应用
在过去的十年中,多相流计量系统的发展、
评估和运用一直是世界油气工业的主要焦点。 迄今为止,已经开发了很多供选择的计量系 统,但是没有一个能够称得上是广泛应用或 绝对精确。
多相流量计的分类
分离式多相流量计——分离总流和取样分离 均相化处理多相流量计
非均相化处理多相流量计
均相化多相流测量系统和非均相化多相流测量系 统在计量前都不需对流体进行分离,直接在线测 量。 采用人工神经网络技术
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量
d.双分离器往复交替式量油系统
优点:解决了无气井、稠油井的计量问
题,且方法简单、实用、可靠。 缺点: ①工人劳动强度太大,计量全过 程均为人工手动; ②人工上报数据,不 满足信息化管理的要求。
应用情况:自2007年以来,该装置在孤东采油厂47座计量站上得到了应用,安装后压 液面时间从6-24小时缩短到10-15分钟。
单井计量
(1)两相分离仪表计量
a.两相分离变压控制仪表计量装置
优点: ①为连续计量,数据实时上传; 压力、液位控制平稳; ②有自标产功能 缺点: ①体积较大,分离效率稍差; ②对低油气比的单井,未能解决压液面 难的问题。
应用情况:该装置在海洋采油厂应用38套,并在塔河、哈德、青海等油田推广应 用120余套,全部实现了信息数字化,目前运行状况良好。
地面集输技术的发展方向:
实现低成本战略是油气集输处理科技发展 的方向和艰巨任务
原油常温集输技术 最大限度地简化油气集输工艺流程技
术 较低温度的原油脱水工艺技术 简化原油处理流程的技术
开发和推广应用节省投资、节能降耗,具有综 合效益的联合装置
开发和推广应用真空加热炉、相变加热炉和其 他适用于油气田生产应用的高效加热炉和高效 燃烧器
特殊油田、特殊地域、特殊方式开发的油田依赖于 各专项技术的发展
低渗透油田要研究应用示功图法、液面恢复法、软件量 油技术、环状集油流程、永磁电机直流电机等节电技术, 以及用于水质处理的改性纤维球等精细过滤技术 高含水油田要研究应用常温集输技术、应用液液旋流器 的游离水脱出技术、以及污水处理、含油污水资源化的 处理应用技术 稠油集输、脱水技术
滩海油田沙漠油田要研究利用油气混输技术、 不分离计量技、术短流程处理技术、高度自 动化技术 三元复合驱油田要研究三元复合驱化学剂输 送、配制、注入工艺技术、采出液处理工艺 技术和污水处理技术
研究开发简易油气集输、处理活动橇装装置以适 应油田开发初期地面工程设施的需要,并可移动 重复利用 研究开发低成本油气田集输、处理橇装装置,实 现橇装化、预制化、标准化的设计和工程施工, 加快油田建设进度,一旦总体方案确定,迅速建 成生产能力。
大力开发、推广应用油气田规划优化软件;井 站厂设计优化软件;注水系统设计优化软件; 油气处理优化软件设备选型优化软件;油气田 生产运行优化软件;用电系统运行优化软件等 进行油气田设计优化和生产运行优化
老油气田地面工程改造 通过优化改造方案,充分挖掘已有系统的潜力, 解决系统及区域低效运行问题,提高效率、降 低运行费用 节能降耗技术研究:高含水低温集油工艺、老 井网加密、高效分离设备等技术的推广应用。 面对环保的日趋重要,要加强环保工作的研究 力度:污水污泥处理技术的推广与利用。
集输工艺
3.2常用化学沉降脱水单塔稳定无罐压力密闭处 理流程
计量站和接转站来液→三相分离器→压力缓冲罐→提升泵→换 热器→稳定加热炉→稳定塔→外输泵→换热器→计量→外输。
集输工艺
3.3常用热化学沉降脱水油罐密闭处理流程
计量站和接转站来液进入集中处理站,药剂加入井排汇管处,来液 经井排汇合后进入三相分离器进行油气水分离,分离出的天然气进入天 然气处理系统,分离出的污水进入污水处理系统,分水、分气后的低含 水原油经加热炉加热后进入沉降罐沉降脱水,脱水后的原油进入净化储 罐,处理合格的含水原油经外输泵增压计量后外输。沉降罐通过油罐气 回收装置实现原油处理系统密闭流程。集中处理站在油田开采初期或处 理原油为轻质原油,来液经三相分离器脱水处理后含水较低,脱水后的 原油直接进入原油沉降罐进行原油沉降脱水,合格后的原油进入净化储 罐经外输泵增压计量后外输。
在天然气处理净化领域等很多技术要依赖国外专利
四、国内外油气处理新技术
多相流计量技术 原油低温技术处理工艺技术 柱形分离器GLCC
高效仰角式游离水分离器
原油声波和微波破乳脱水
集输工艺
1、集油工艺
1.1 井口不加热单管流程
1.2 井口加热单管流程
1.3 井口掺热水(稀油)双管流程
单井计量
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量 c. GPRS远程连续量油装置
优点:①计量过程全部自动化,
自动加密量油与计算②利用 GPRS网络将数据实时发往信息 中心。 缺点:未能解决低伴生气井压液 面问题。
应用情况:在河口采油厂应用了3套该装置,实现了计量站的数字化,最大限度的提 高了数据的实时性。
单井计量
集输工艺
3.4 常用电热化学脱水双塔稳定密闭处理流程
计量站和接转站来液→加热炉→油气分离器→前稳定塔→一次 沉降罐→二次沉降罐→脱水泵→脱水加热炉→电脱水器→后 稳定塔→净化油罐→外输泵→计量→外输。
集输工艺
3.5 常用预分水及电热化学脱水单塔百度文库定密闭处 理流程
计量站和接转站来液→游离水脱除器→加热炉→油气分离器→ 一次沉降罐→二次沉降罐→脱水泵→脱水加热炉→电脱水器 →稳定塔→净化油罐→外输泵→计量→外输。
加强安全生产有关的技术研究:腐蚀与防腐技术、 安全评价、泄漏监测技术等
三、与国外的差距
同国外相比,无论从生产指标上,还是技术设 备本身,都存在着很大差距
我国油气操作成本是4.15 美元/桶,而国外公司是 3.0 美元/桶左右。 我国的原油生产能耗是2 349.5 MJ/吨油,国内先 进水平为945 MJ/吨油,国外公司是523 MJ/吨油。 国外的同样处理量的设备体积小、结果紧凑,许多 设备需要国产化、引进。
集输系统新工艺
目录
国内油气处理技术的概况
地面工程系统面临的形势和任务
与国外的差距
国内外油气处理新技术
一、国内油气处理技术的概况
油气田开发的技术水平及其经济效益,必须在地面工程 系统完成后才能集中体现出来。开发生产中的许多指标 及参数也必须通过地面系统才能得以实现。因此,地面 工程建设和水平的高低,直接影响着油气开发技术水平 的高低和油气田开发的经济效益。 无论是老油气田的调整改造还是新油气田的开发建设, 都要以降低工程造价,确保开发整体效益为目标。要以 技术创新、观念创新为重点,突破常规、敢于开拓,促 进地面工程系统提高和进步。
柱状旋流式气-液分离器
称重式油井计量
质量流量计直接计量
单井计量
(1)玻璃管/磁翻转液位计计量 a.手动玻璃管/磁翻转液位计计量
手动玻璃管液位计量油是传统的油井产 量计量方法,目前胜利油田87%以上的计量 站采用该种计量方式, 优点:①流程简单,过程直观;②对产量波 动不大的油井,准确性较高。 缺点:①为间歇计量,对于产量波动较大的 油井,计量准确性低;②计量过程全手动, 工人劳动强度大;③测试数据人工整理上报 ,不满足信息化管理的要求。④对低伴生气 井,无法实现压液面操作。⑤对于低产井, 仍然使用Φ800或Φ600的计量分离器时,计量 准确性差。⑥对于间歇出液井难以摸索到油 井的出油规律和累计产量。