油气田地面工程规划设计试题

工程院地面所基础规范考试题

姓名：室别：主专业：得分：（1）本次考试内容以下列规范为依据：油田地面工程建设规划设计规范

（SY/T0049—2006）油气集输设计规范（GB50350—2005）。

（2）答题正面纸页不够者，可在背面继写，记明一、二级题目编号即可。

一、填充题

1、轻质原油：在（20℃）时，密度小于或等于（0.8650g/cm3）的原油。

2、中质原油：在（20℃）时，密度为（0.8651 g/cm3～0.9160g/cm3）的原油。

3、稠油：温度在（50℃）时，动力粘度大于（400mpa·s ），且温度为（20℃）时，密度大于（0.9161g/cm3）的原油。

4、出油管道：自井口装置至（计量站或阀组间）的管道。

5、井口回压：采油井的出口压力。其数值等于出油管道（水力摩阻）、（位差）和第一级油气分离器压力的（之和）。

6、净化天然气：经脱除（硫化氢）、（二氧化碳）、水分或（其他有害杂质）后符合产品标准的天然气。

7、清管设施：为提高管道输送效率而设置的清除管内凝聚物和沉积物的全套设备。其中包括（清管器）、（清管器收发筒）、清管器指示器及（清管器示踪仪）。

8、注水：为了保持油层压力，将水注入油层的工艺过程。其方式有（正注）、（反注）、分质注水、（分压注水）、轮注和间歇注水等。

9、露点：天然气在（一定的压力）下析出第一滴水时的（温度），也称水露点。

10、稳定原油：经处理后，（饱和蒸气压）符合产品标准或产品要求的原油。

11、天然气脱水：采用（吸附）、（吸收）（冷冻）等方法，脱出天然气中的水蒸气，使其水露点符合规定的过程，也称天然气（干燥）。

12、油田地面工程建设规划设计选用的主要工艺和设备应坚持技术（先进适用）、（经济高效）、（安全环保）、（节能降耗）的原则。

13、油田地面工程建设规划设计建设条件应具有油藏工程、钻井工程、采油工程的设计方案或规划，包括油田含油面积、（地质储量）、（开发方式）、（井网形式）、（布井数量）、注采井比例、钻井方式、采油方式、（采油速度）、（分区块平均单井日产油量和产液量）、（气油比）、注入介质及标准、（注入时间）、（注入方式）、（注入压力）、（注入量）、油气水物性和化学组成，以及油田（10年）或（10年）以上的（产油）、（产液）、（产气）、综合含水预测数据等。

14、机械采油井井口压力宜按（1.0MP a～1.5MPa）规划设计，边远低产油田的机械采

油井采用管道集输时，井口压力可为（1.0MP a～2.5MPa），自喷井井口压力可为油管压力的（0.4倍～0.5倍）。

15、油田内部非稠油集输油管道的液体流速宜为（0.8m/s～2.0m/s），稠油集输管道的液体流速宜为（0.3m/s～1.2m/s）。

16、注水系统的主要能耗指标：离心式注水泵泵效率应大于（70%）；活塞式注水泵泵效率应大于（85%）。

17、供配电系统主要能耗指标：110kV线路网损应小于（3%）；60kV线路网损应小于（3.7%）；35kV（6kV--10kV）线路网损应小于（5.3%）；6kV以上线路功率因素不应小于（0.9）。

18、供热系统主要能耗指标：燃油、燃气加热炉平均设备效率应大于（85%）；燃油、燃气锅炉平均设备效率应大于（84%）；燃煤锅炉平均设备效率应大于（74%）；注蒸汽锅炉运行效率应大于（85%）。

19、油气集输系统能耗指标主要规定如下：油田油气集输吨油自耗气，整装油田应低于（13m3/t），稠油油田应低于（55m3/t）；整装油田油气集输密闭率应高于（95%）；新建油田原油损耗率应低于（0.5%）；整装油田伴生气处理率应高于（85%）；采出水处理率应为（100%）；离心式输油泵效率不应低于（75%）；容积式输油泵效率不应低于（80%）；离心式压缩机的设计效率不应低于（70%）；往复式压缩机的设计效率不应低于（80%）。

20、油田地面工程建设规划设计应积极采用国内外成熟适用的（新工艺）、（新技术）、（新设备）、（新材料），做到技术配套。

21、油气集输：在油气田内，将油、气井采出的原油和天然气（汇集）、（处理）和（输送）的全过程。

22、油田油气收集的基本流程宜采用以下5种典型流程：（井口不加热单管流程）、（井口加热单管流程）、（井口掺液输送双管流程）、（单管环状掺水流程）、（伴热输送三管流程）。

24、采用泵输稠油的原油缓冲罐，（液体）缓冲时间一般为（20 min～40min）。

25、原油加热炉的选型应满足热负荷和工艺要求，并通过技术经济对比确定。井场宜采用（水套炉）；分井计量站、接转站宜采用（火筒炉）或（水套炉）；其它站库的加热炉型式按（具体情况）确定。配置加热炉时，其负荷率宜为（80%～100%）。

26、原油储罐装量系数可根据原油储罐类型和结构尺寸通过计算确定。对于固定顶油罐可取（0.85），浮顶油罐可取（0.90）。当油罐中储存起泡原油时，固定顶油罐可取（0.75），浮顶油罐可取（0.80）。

27、原油脱水站、集中处理站的事故油罐可设（1座），其容积应按该站（1d）的设计（油量）计算。接转站一般不设事故油罐。当生产确实需要时，可设事故油罐，其容积可按该站（4～24h）设计（液量）计算。

28、油气分离的级数和各级分离压力应根据油气集输系统（压力）和油气（全组分）综合考虑确定，分离级数一般为（2～4级）。

29、油气重力沉降分离的工艺计算可采用下列参数：沉降分离气相中液滴的最小直径为（100μm）；两相分离器的液相停留时间，处理起泡原油时宜为（5～10min），处理其它原油时宜为（1～3min）。

30、原油稳定的深度宜用稳定原油的（饱和蒸气压）来衡量。稳定原油在最高储存（温度）下饱和蒸气压的设计值不宜高于（当地大气压的0.7倍）。

31、油罐烃蒸气回收：当油罐的压力低于（200MPa）时，自动补气阀应能及时补气，其通过能力不小于压缩机的（最大排量）。

32、天然气（气田）集输中，当气区各气田天然气含硫量差别较大时，需要采取不同净化工艺时，经过经济对比，可建若干个（净化站），一般可与（井场）或（集气站）合建。

33、天然气集输中，天然气水合物的防止，可采用天然气（脱水）、（加热）、（保温）或向天然气中加入（抑制剂）等措施，应确保天然气集输温度高于水合物形成温度（3℃）以上。

34、天然气水合物的防止，采用抑制剂防止水合物可用（甲醇）、（乙二醇）、（二甘醇）等。甘醇的储存量宜按不少于（一个季度）加入量的（10%）确定。

35、天然气凝液回收装置宜（集中设置）。天然气凝液回收装置的设计能力应与所辖油气田或区块的产气量相适应，允许波动范围宜取（60%～120%），装置年累计设计开工时数按（8000h）计算。装置的收率应通过技术经济分析确定。以回收乙烷及更重烃类为主的装置，乙烷收率宜为（50%～85%）；以回收丙烷及更重烃类为主的装置，丙烷收率宜为（60%～90%）。

36、天然气凝液、油气田液化石油气和稳定轻烃的生产作业罐和储罐的容积应根据（运输方式）和（距离），按（设计）产量计算，其储存天数如下：生产作业罐的储存天数可为（1d）；外销产品储罐的储存天数：当采用管道输送，（3d）；当采用罐车拉运（包括瓶装液化石油气），100km以内，（3～5d）；100km以外，（5～7d）。

37、油气混输管道的沿程摩阻，当所输液体呈牛顿流体时，可按本规范附录C所列（杜克勒Ⅱ法）和（贝格斯-布里尔）方法计算，也可采用经生产实践证明可行的其它方法计算。

38、由脱水设备排出输往采出水处理站的含油污水，水驱含油污水含油量不应大于（1000mg/l）；聚合物含油污水含油量不宜大于3000mg/l；特稠油、超稠油污水含油量不宜大于（4000mg/l）。

39、采气管道设计能力应按气井（产量）和（输送压力）确定，其长度不宜大于（5km），并应考虑（地形高差）的影响。

40、集气管道的设计能力应按所辖（采气管道）设计能力总和的（1.2倍）确定。

41、天然气凝液管道内的平均流速，应经（技术经济）比较后确定，可取（0.8～1.4m/s），最大不超过（3.0m/s）。

42、采气管道和集气管道需要进行内防腐时，可采取选用（抗腐蚀材质）、（管道内涂