油田的开发和开采

1、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

2、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0.30.5%,而开式流程由于存在常压罐，其损耗量一般为2%£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

3、，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

4、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515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

5、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：5（T=一1-卜-百）匕式中，Gl开发设计提出白产油量，吨/日；t1一开发设计提出的无水采油年限，年；t一集输设施的使用年限，年；vw一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：-娥+B）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

6、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

7、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GB5035O-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0.40.5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0.40.6MPa（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

8、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

9、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煌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（gaswellgas）、凝析井气（condensategas）和油田气（oilfieldgas）。前两者合称非伴生气（unas

10、sociatedgas）后者也称为油田伴生气（associatedgas）。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烧液的气田气，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+A上的煌类。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

11、是：组成和气油比（gas-oilratio,GOR一般为20500m3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。液相中除含有重烧外，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C1C5组分，回收回来的气体，称为原油稳定气，简称原稳气。2 .按天然气的烧类组成分类按天然

12、气的烧类组成（即按天然气中液烧含量）的多少来分类，可分为干气、湿气或贫气、富气。（1） C5界定法一干、湿气的划分。根据天然气中C5以上的烧液含量的多少，用C5界定法划分为干气(drygas)和湿气(wetgas)。干气：指在1Sm3(CHN井口流出物中，C5以上燎液含量低于13.5cm3的天然气。湿气：指1Sm3(CHN井口流出物中，C5以上烧液含量高于13.5cm3的天然气。注：1Sm3(CHN是指101.325kPa、20c下计量的气体体积，中国气体计量采用的标准，有时又称基方。（2） C3界定法一贫、富气的划分。根据天然气中C3以上烧类液体的含量多少，用C3界定法划分为贫气(leang

13、as)和富气rrichgas).贫气：指在1Sm3(CHN井口流出物中，C3以上烧类液含量低于94cm3的天然气。富气：指在1Sm3(CHN井口流出物中，C3以上烧类液含量高于94cm3的天然气。在北美地区的文献中定义两种气体为贫气：在天然气加工装置回收天然气液体之后的剩余残气；几乎不含或无可回收天然气液体的未加工气体。而富气指适合作天然气加工厂原料并能从中提取产品的气体，这与上述的定义无原则上区别。相反，干气和湿气包括两方面的内容：一则是针对天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注意，不要造成歧义。3 .按酸气含量分类按酸气(acidga

14、s,指CO开口硫化物)含量多少，天然气可分为酸性天然气和洁气。酸性天然气(sourgas)指含有显著量的硫化物和CO冷酸气，这类气体必须经处理后才能达到管输标准或商品气气质指标的天然气。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。由此可见酸性天然气和洁气的划分采取模糊的判据，而具体的数值指标并无统一的标准。在我国，由于以CO2的净化处理要求不严格，而一般采用西南油田分公司的管输指标即硫含量不高于20mg/Sm3(CHN作为界定指标，把含硫量高于20mg/Sm3(CHN天然气称为酸性天然气，否则为洁气。把净化后达到管输要求的天然气称为净化气。五、各类油井

15、产生乳状液的原因及预防措施：1 .自喷井油水混合物沿油管由井底向地面流动时，随着压力降低，溶解在油中的伴生气不断析出，气体体积不断膨胀，从而对油、水产生破碎和搅动作用。当油气、水混合物通过自喷井油嘴时，流速猛增，压力急剧下降并伴随有温度的降低，使油水充分破碎，形成较为稳定的乳状液。在可能的情况下，用大油嘴并提高油田地面集输系统和油气分离器压力，减小油嘴前后的压差，有助于减少乳状液的生成。把油嘴装在井底也能减少原油乳状液的形成。2 .深井泵采油用深井泵采油时，应防止抽油机固定阀、游动阀和柱塞的漏泄，因为在油水混合物液柱压力下漏泄处有极高的流速，产生激烈搅动并生成乳状液。从原油中析出的伴生气在通过

16、阀等节流部件时会产生激烈搅动，因而选择尺寸较大的固定阀和游动阀、并用气锚(使气体进入油套环空内的一种装置)避免气体进入泵筒内可减少乳状液的生成。任何提高深井泵容积效率的措施均能减少乳状液的生成。往油井油套环空内注入破乳剂，不但能有效地阻止原油在井内的乳化，往往还能使油井增产。稠油井可改为由油套环空生产，由于流道面积大，液流平稳，能有效地防止原油乳化。3 .气举井在气举井井口和气举气进入油管处，是气举井产生乳状液的主要场所。间歇气举时容易在井口和地面管网内产生乳状液；而连续气举时容易在注气点产生乳状液。4 .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

17、合物产生搅动，促使生成乳状液。因而，在地面集输系统的规划、设计和日常操作管理中应尽量避免混合物的激烈搅动。如管径不宜太小；尽量减少弯头、三通、阀件等的局部阻力；能利用地形输送的地方不要用泵；在流程中避免对流体的反复减压和增压；尽早分出混合物中的伴生气；注意各种阀门，特别是油气分离器排液阀的严密性等。在油气生产中，应把防止形成稳定原油乳状液放在突出地位，否则用于原油处理的费用将大幅上升，影响油气生产的经济效益。原则上，可采取以下措施防止稳定乳状液的生成：（1）控制油井出水，如采取分层开采、封堵水层、合理注水等措施来减少油井出水（2）控制油流搅拌，如提高油田地面集输系统和分离器的压力，减小油嘴前后

18、压差；尽量简化油气集输流程；减少弯头、三通、阀件等局部阻力及泵的数量（3）往油井环形空间注入破乳剂，这不但能有效地阻止原油在井内乳化，往往还能使油井增产。六、规范规定的原油质量标准：60c时原油的饱和蒸汽压W1大气压（绝）；优质原油含水w0.5%（质量），合格原油含水w1.0%（质量）；含盐050g/m3。以上三项质量指标是油气集输系统设计的控制标准，请具体说明在集输系统中应该采取何种工艺措施达到以上标准。答：对于可以采用的工艺主要有：油气分离、原油稳定和大罐抽气等；对于可以通过油气水分离、化学破乳剂和重力沉降脱水、电脱水等；对于，由于我国的原油含盐量一般不太高，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。答：油气集输流程是油、气在油田内部流向的总说明，即从生产油井井口起到外输、外运的矿场站库，油井产品经过若干个工艺环节，最后成为合格油、气产品全过程的总说明。包括的工艺环节有：油气水分离、原油处理、原油稳定、天然气净化、轻燃回收和水处理。八、油气集输设计规范中对自喷井、气举井的回压是如何规定的？自喷井、气举井的回压为工程适应期间最低油管压力的0.40.5倍，但不宜低于0.4MPa（表压）。我国对自喷井的井口回压