油田的开发和开采

油田的开发和开采学问点一、油田生产对集输系统的要求的需要，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，主要缘由在于：油井数量增加，含水量上升，产液量增加；自喷井间歇自喷或改抽；个别抽油井改为注水井；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表达在以下几个方面。充分利用自喷井、抽油井的能量，削减转油环节，在有条件的油田提高第一级的分别压力，削减动力消耗。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2%左右。充分收集和利用油气资源，生产稳定原油、干气、液化石油气、自然汽油等产品，削减油田生产的自耗气量。承受高效的设备。4．集输系统应安全牢靠，并有肯定的敏捷性安全。一旦发生特别状况，要有调整的余地。5．与关心系统协调全都，要有经济性道路、通讯、土建等亲热协作，协调全都。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行。假设一次规模定得太小，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，必定在短时间内改建、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、设备等都有肯定的使用年限，假设在使用年限内充分发挥它规定：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〕8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。定：假设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。假设油田投产初期含水，则流程建设规模可用下式计算：式中：B—油田投产时含水率，%。了。三、集输系统的压力能量有：地层剩余压能和热能、水力机械和加热设备供给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机补充的能量把油气转输到目的地。自喷井〔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＋分别器的掌握压力准GB50350－2023《油气集输设计标准》规定：自喷井、气举井的回压为工程适应期间最低0.4～0.50.4MPa(表压)。我国对自喷井的井口回压掌握较低,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，造成油井回压上升，有可能会影响油井的产量。扰较大。抽油井修理工作量，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、管线和分别1.5MPa4.5Kg/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；提高抽油井的回压〔只是在肯定范围内〕不影响抽油井的产量；抽油井的回压上升，使油井的维护周期缩短；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，削减管线的水力损失和提高油气分别效率。国内外大量的生产实践说明，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，削减气量，降低原油粘度，进而削减管线的水力损失和提高油气分别效率；2〕可承受多级分别工艺，使原油和大局部伴生气自压输送，增加分别后原油的稳定程度并增加油、气的采收率；3〕为不加热输送制造条件，可削减油田的自耗燃料。因此，合理确定集输系统的压力求等做出比较才能确定。四、自然气的分类依据不同的原则，有三种自然气的分类方式。1.按矿藏特点分类〔gaswellgas〕〔condensategas〕和油田气〔oilfieldgas〕。前两者合称非伴生气〔unassociatedgas〕后者也称为油田伴生气〔associatedgas〕。含量高。有甲烷、乙烷外，还含有肯定量的丙烷、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〕油比〔gas-oilratio，GOR20～500m3/t〕因产层和开采条件不同而异，分别条件〔温度和压力〕和分别方式〔一级或二级〕不同，以及受气液平衡规律的限制，气C9、C10组分。液相中除含C1～C5分，回收回来的气体，称为原油稳定气，简称原稳气。按自然气的烃类组成分类按自然气的烃类组成〔即按自然气中液烃含量〕的多少来分类，可分为干气、湿气或贫气、富气。C5依据自然气中C5C5〔drygas〕和湿气〔wetgas〕。1Sm3〔CHN〕井口流出物中，C513.5cm31Sm3〔CHN〕井口流出物中，C513.5cm3注：1Sm3〔CHN〕101.325kPa、20℃有时又称基方。C3依据自然气中C3C3〔leangas〕和富气〔richgas〕.1Sm3(CHN)井口流出物中，C394cm31Sm3〔CHN〕井口流出物中，C394cm3北美地区的文献中定义两种气体为贫气：①在自然气加工装置回收自然气液体之后的剩余残气；②几乎不含或无可回收自然气液体的未加工气体容：一则是针对自然气是否含有水分来划分为干、湿气；二则是与贫、富气的划分相类似。因此在阅读外文文献时要特别留意，不要造成歧义。按酸气含量分类按酸气〔acidgas，指CO2〕含量多少，自然气可分为酸性自然气和洁气。酸性自然气〔sourgas〕指含有显著量的硫化物和CO2等酸气，这类气体必需经处理后才能到达管输标准或商品气气质指标的自然气。洁气〔sweetgas〕是指硫化物含量甚微或根本不含的气体，它不需净化就可外输和利用。由此可见酸性自然气和洁气的划分实行模糊的判据，而具体的数值指标并无统一的标CO2硫含量不高于20mg/Sm3〔CHN〕作为界定指标，把含硫量高于20mg/Sm3〔CHN〕自然气称为酸性自然气，否则为洁气。把净化后到达管输要求的自然气称为净化气。五、各类油井产生乳状液的缘由及预防措施：自喷井油水混合物沿油管由井底向地面流淌时的压差，有助于削减乳状液的生成。把油嘴装在井底也能削减原油乳状液的形成。深井泵采油〔使气体进入油套环空内的一种装置效率的措施均能削减乳状液的生成。气举井在井口和地面管网内产生乳状液；而连续气举时简洁在注气点产生乳状液。地面集输管网油、气、水在地面集输过程中，多相混输管路、离心泵、弯头、三通、阀件等均会对混尽量避开混合物的剧烈搅动。如管径不宜太小；尽量削减弯头、三通、阀件等的局部阻力；中的伴生气；留意各种阀门，特别是油气分别器排液阀的严密性等。将大幅上升，影响油气生产的经济效益。原则上，可实行以下措施防止稳定乳状液的生成：掌握油井出水，照实行分层开采、封堵水层、合理注水等措施来削减油井出水掌握油流搅拌，如提高油田地面集输系统和分别器的压力，减小油嘴前后压差；尽量简化油气集输流程；削减弯头、三通、阀件等局部阻力及泵的数量往油井环形空间注入破乳剂，这不但能有效地阻挡原油在井内乳化，往往还能使六、标准规定的原油质量标准：①60℃时原油的饱和蒸汽压≤1〔绝〕；②优质原油含水≤0.5%〔质量〕，合格原油含水≤1.0%〔质量〕；③含盐≤50g/m3。以上三项质量指标是油气集输系统设计的掌握标准工艺措施到达以上标准。般不太高，在脱水的过程中同时也把盐脱除，一般不需要单独的脱盐工艺和设备。七、简述油气集输流程的定义，并说明其包含的工艺环节。运的矿场站库，油井产品经过假设干个工艺环节，最终成为合格油、气产品全过程的总说明。包括的工艺环节有：油气水分别、原油处理、原油稳定、自然气净化、轻烃回收和水处理。八、《油气集输设计标准》中对自喷井、气举井的回压是如何规定的？0.4～0.5倍0.4MPa〔表压〕。我国对自喷井的井口回压掌握较低，严格限制在0.4～0.6MPa〔表压〕。产量大，油井出砂、出水严峻，并且不能充分利用地层能量；不宜低于0.4MPa〔表压〕是为了利用地层能量。九、油井生产含水原油时，假设欲保持原油产量，对集输系统的建设规模有何影响：假设油田投产初期含水，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；—集输设施的使用年限，年；—开发设计提出的年平均含水率的上升速度，%/年；B—油田投产时含水率，%；由上式可知，生产含水原油，流程建设规模变大了。十、油田生产的特点既是连续又是不均衡的，试举例说明。1.油井数量增加，含水量上升，产液量增加；自喷井间歇自