油田的开发和开采

油田的开发和开采知识点

一、油田生产对集输系统的要求

油田生产是由开发、开采和集输构成的。因此，油气集输是油田生产中很重要的生产阶段，无论新油田的开发建设，还是已开发油田的调整改造，油气集输必须适应油田生产全局的需要，满足以下几点要求：

1．满足油田开发和开采的要求

油田生产的特点是连续的、又是不均衡的，主要原因在于：

（1）油井数量增加，含水量上升，产液量增加；

（2）自喷井间歇自喷或改抽；

（3）个别抽油井改为注水井；

（4）生产层系调整，油品物性发生变化。

2．集输系统能够反映油田开发和开采的动态

油田开发和开采的变化，反映到地面集输系统中就是：油、气、水产量、出砂量、气油比、气液比、井的油压和回压、井流温度、压力等参数的变化。油田的这一生产特点要求油气集输系统的工程设施随之做出相应的调整，要考虑能以地面设施的少量变化去适用油田开发不同时期，不同阶段的要求。

3．节约能源、防止污染、保护环境

节约能源主要体现在以下几个方面。

（1）充分利用自喷井、抽油井的能量，减少转油环节，在有条件的油田提高第一级的分离压力，减少动力消耗。

（2）流程密闭，降低损耗。密闭流程的油气损耗量一般为0.3~0.5%，而开式流程由于存在常压罐，其损耗量一般为2%左右。

（3）充分收集和利用油气资源，生产稳定原油、干气、液化石油气、天然汽油等产品，减少油田生产的自耗气量。

（4）采用高效的设备。

4．集输系统应安全可靠，并有一定的灵活性

集输系统的生产运行是连续的，无论哪一个环节发生故障都会或多或少地对全局生产产生影响；另外，油田地域大，点多、面广、线长，抢修困难，这就要求集输系统简单、可靠、安全。一旦发生异常情况，要有调整的余地。

5．与辅助系统协调一致，要有经济性

集输系统要满足提高经济效益的原则，满足国家标准或有关规定，并且与供排水、供电、道路、通讯、土建等密切配合，协调一致。

二、建设规模

设计集输流程遇到的第一个问题是确定流程的建设规模。这是因为一经确定了流程中的管径、容器、设备等，就只能在一定的产液量范围内工作，而油田开发和开采的特殊性决定了各油田的产液量上升速度差别很大。如果流程的一次规模定的太大，将长期达不到设计能力，造成了资金的积压，发挥不了应有的投资效益，还可能因为热力条件不够而不能正常运行。如果一次规模定得太小，而产液量上升速度太快，流程的水力工况不能适用生产要求，必然在短时间内改建、扩建，同样会造成经济损失，并影响油田生产。

同时，流程中管道、容器、设备等都有一定的使用年限，如果在使用年限内充分发挥它们的作用，超过这一年限再进行改建、扩建，那么这样就很经济能充分发挥投资效益。我国

规定：油（气）井和注水井折旧年限为5年，油（气）田地面建设的固定设施为15年，油（气）田储运设施为8年。

由此看来，集输系统中各项设施的适用年限按5～15年来考虑是做到了物尽其用。

综合以上分析，由地层储量和开发设计方案确定的油气集输系统的建设规模可以如下确定：

（1）如果油田投产初期不含水，则流程建设规模可用下式计算：

式中，Go—开发设计提出的产油量，吨/日；

t1—开发设计提出的无水采油年限，年；

t—集输设施的使用年限，年；

vw—开发设计提出的年平均含水率的上升速度，%/年；

G—流程适用的液量，吨/日。

（2）如果油田投产初期含水，则流程建设规模可用下式计算：

式中： B—油田投产时含水率，%。

流程的建设规模确定以后，集输流程的设计可以进入定量的设计计算和设备的设计选型了。

三、集输系统的压力

油井产物从井口流到油库，总要依靠某种形式的压能和热能来完成，集输中可以利用的能量有：地层剩余压能和热能、水力机械和加热设备提供的能量地形起伏造成的势能能量。

地层的剩余能量是自喷井把油气混合物送到井口后还剩余的能量，这能量中的一部分可以用于集输系统。集输采输中可供利用的水力机械能量，有抽油井的抽油机、电潜泵、地面泵和压缩机提供的能量。当自喷井和抽油井的可利用能量消耗殆尽，就只能靠地面泵和压缩机补充的能量把油气转输到目的地。

（1）自喷井

集输系统的回压是地面集输系统对油气井的背压（即油嘴后的压力，油嘴前的压力称为油压），也是集输系统的起点压力，是集输系统强度设计的重要依据。

油井的回压＝集输管线的摩阻＋分离器的控制压力

因此说，集输系统能充分利用地层能量的起点是井口回压。如果由于某些原因使回压过高而导致油井产量下降，就应当更换适当的油嘴，减少油嘴部分的压力降；当油管压力相当高，而回压相对值不十分大时，回压的波动对产量的影响很小，所以中华人民共和国国家标准GB50350－2005《油气集输设计规范》规定：自喷井、气举井的回压为工程适应期间最低油管压力的0.4～0.5倍，但不宜低于0.4MPa(表压)。我国对自喷井的井口回压控制较低,严格限制在0.4～0.6MPa（表压）。

对于油井开采后期，由于含水率上升，流量增大，管线摩阻增加，造成油井回压升高，有可能会影响油井的产量。

同时注意：能量不同的自喷井连接在一起，高压高产井不会增产，而对低压低产井的干扰较大。

（2）抽油井

抽油井的回压也有一定的限度，回压太高会使抽油机磨损、抽油杆密封部分憋漏，增加维修工作量，也会降低井下泵效，增加电耗；提高集输系统的压力，系统的阀门、管线和分离器压力等级都要相应提高，增加了钢材和投资的消耗。所以我国目前控制抽油井回压不高于1.5MPa(表压)，而高于4.5Kg/cm2。

抽油井的特点：

1）抽油机的功率消耗在提升抽油杆和井筒中的油气混合物上；

2）提高抽油井的回压（只是在一定范围内）不影响抽油井的产量；

3）抽油井的回压升高，使油井的维护周期缩短；

4）提高抽油井的回压，使伴生气溶解于原油中，使原油粘度降低，减少管线的水力损失和提高油气分离效率。

国内外大量的生产实践表明，提高集输系统压力具有明显的优越性：

1）可使伴生气更多地溶解在原油中，减少气量，降低原油粘度，进而减少管线的水力损失和提高油气分离效率；

2）可采用多级分离工艺，使原油和大部分伴生气自压输送，增加分离后原油的稳定程度并增加油、气的采收率；

3）为不加热输送创造条件，可减少油田的自耗燃料。因此，合理确定集输系统的压力是一个复杂的技术经济问题，要根据油田开采方式、油气物性和油气预处理及轻烃回收的要求等做出比较才能确定。

四、天然气的分类

依据不同的原则，有三种天然气的分类方式。

1.按矿藏特点分类

按矿藏特点的不同可将天然气分为气井气（gas well gas）、凝析井气（condensate gas）和油田气（oil field gas）。前两者合称非伴生气（unassociated gas）后者也称为油田伴生气（associated gas）。

气井气：即纯气田天然气，气藏中的天然气以气相存在，通过气井开采出来，其中甲烷含量高。

凝析井气：即凝析气田天然气，气藏中以气体状态存在，是具有高含量可回收烃液的气田气，其凝析液主要为凝析油，其次可能还有部分被凝析的水，这类气田的井口流出物除含有甲烷、乙烷外，还含有一定量的丙烷、丁烷及C5+以上的烃类。

油田气：即油田伴生气，它是伴随原油共生，是在油藏中与原油呈相平衡接触的气体，包括游离气（气层气）和溶解在原油中的溶解气，从组成上亦认为属于湿气。在油井开采情况中，借助气层气来保持井压，而溶解气则伴随原油采出。油田气采出的特点是：组成和气油比（gas-oil ratio，GOR，一般为20～500m3气/t原油）因产层和开采条件不同而异，不能人为地控制，一般富含丁烷以上组分。当油田气随原油一起被开采到地面后，由于油气分离条件（温度和压力）和分离方式（一级或二级）不同，以及受气液平衡规律的限制，气相中除含有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷外，还含有戊烷、己烷，甚至C9、C10组分。液相中除含有重烃外，仍含有一定量的丁烷、丙烷，甚至甲烷。与此同时，为了降低原油的饱和蒸气压，防止原油在储运过程中的挥发耗损，油田上往往采用各种原油稳定工艺回收原油中C1～C5组分，回收回来的气体，称为原油稳定气，简称原稳气。

2.按天然气的烃类组成分类

按天然气的烃类组成（即按天然气中液烃含量）的多少来分类，可分为干气、湿气或贫气、富气。

（1）C5界定法—干、湿气的划分。