石油工程设计大赛

全国石油工程设计大赛参赛作品

评审编号：PS164 方案类型: 地面

全国石油工程设计大赛组织委员会制

作品说明

MM断块地理位置位于A市MN区和W省HZ市之间的胜利村西南1约公里，区内农田纵横交错，村庄遍布，交通便利。区域构造位置处于X坳陷中区HB断层下降盘，北、西为L凸起，南至QH10井断层。MM断块位于XX油田的南部，是受南侧L1、西侧L2，东侧L3三条断层夹持的向北西倾斜的断块圈闭构造。MM断块共部署油井3口，其中M1、M2井试油证实为工业油流井，M3井为横向测井。单井最大产液量20t/d,单井最大产油量15.77t/d,区块最大产液量23t/d,区块最大产油量15.77t/d,综合含水26.8％。

根据新增储量区所处的地理位置、预测指标，该区块新建产能油气集输设计两个方案：

方案一：集中拉油。在M2油井的附近位置新建集中拉油站，单井采出液进集中拉油站加热、分水、储存、提升装车 、沿河堤土路4.6公里上公路，再绕行10-12公里可到达HE。

流程走向：油井→集中拉油站→汽车拉运→HE集输站场

方案二：油水混输。在王M2油井分布的附近新建计量接转站（简称M2计量接转站），单井采出液进M2计量接转站加热、计量、分离缓冲、升压外输。

流程走向：油井→计量接转站→外输至HE集输站场 在两个方案下，根据大赛所提供的基础数据以及水力、热力公式进行计算，比选出采油以及集油管径，确定合理的集输流程和设备选型，列出各方案的工程量，画出相应的平面布置图。最后从节能，环保，投资以及工程长期性各方面对两方案作比选，选择出合理，可靠的方案，保证本区块原油生产正常运行。

本参赛作品由团队成员独立完成，不存在剽窃、抄袭等侵权现象。若违反自愿放弃参赛资格并承担相关责任。

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时间：

目录

目 录

第1章 地面工程现状................................1 1.1油田地理位置....................................1 1.2.油田地面状况....................................1 第2章 基础参数及设计参数..........................3 2..1基础参数.......................................3

2.1.1原油物性...................................3 2.1.2 地层水物性................................3 2.2设计参数........................................3 2.3 总体思路........................................3 第3章 油井集输和计量方式选择.......................5 3.1油井集输方式选择................................5 3.2.油井计量方式选择................................6 第4章 方案比选........................................8

4.1方案一..........................................8

4.1.1集油管网...................................8 4.1.2集中拉油站.................................9 4.1.3主要工程量................................11 4.2方案二.........................................12

4.2.1集油管网..................................13 4.2.2计量接转站................................15 4.2.3外输管线..................................16 4.2.4该方案中管道穿跨越方案选择................17

I

目录

4.2.5主要工程量................................18 4.3 方案对比.......................................20 参考文献...........................................22

II

第1章 地面工程现状

第1章 地面工程现状

1.1油田地理位置

地理位置位于 A市MN区和W省HZ市之间的胜利村西南1约公里，区内农田纵横交错，村庄遍布，交通便利。年平均气温14℃，四季分明。

1.2.油田地面状况

该块为新增储量区，没有形成开发井网,周围无井站和集输管网及配套设施，M2向北2.2公里（穿过两条100米宽河道，水深3-5米）可进入最近的配套集输设施覆盖区HE（由此可接入到较大的

1

第1章 地面工程现状

集输场站，同时可交接油，也有足够的污水来源），M1向东沿河堤土路4.6公里上公路。再绕行10-12公里可到达HE。

2

第2章 基础参数及设计参数

第2章 基础参数及设计参数

2..1基础参数 2.1.1原油物性

原油密度(20℃) 0.8366g/cm3 粘度(50℃) 5.5mPa.s 凝固点 20℃ 2.1.2 地层水物性

地层水总矿化度 13519mg/L 地层水型 NaHCO3 2.2设计参数

设计总井数 2口 单井最大产液量 20t/d 单井最大产油量 15.77t/d 井口出油温度 20℃ 区块最大产液量 23t/d 区块最大产油量 15.77t/d 综合含水 26.8％ 2.3 总体思路

根据新增储量区所处的地理位置、预测指标，该区块新建产能油气集输设计两个方案：

3

第2章 基础参数及设计参数

方案一：集中拉油。在M2油井的附近位置新建集中拉油站，单井采出液进集中拉油站加热、分水、储存、提升装车 、沿河堤土路4.6公里上公路，再绕行10-12公里可到达HE。

流程走向：油井→集中拉油站→汽车拉运→HE集输站场 方案二：油水混输。在王M2油井分布的附近新建计量接转站（简称M2计量接转站），单井采出液进M2计量接转站加热、计量、分离缓冲、升压外输。

流程走向：油井→计量接转站→外输至HE集输

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第3章 油井集输和计量方式选择

第3章 油井集输和计量方式选择

3.1油井集输方式选择

目前，国内比较成熟的油气集输方式主要有以下六种： 1) 井口不加热单管流程

该流程为井口至计量站为单管不加热集输，井口投球清蜡，分井计量站集中计量。该流程的特点是采用常温输送，工程投资低，适用于输送采出液温度较高，而凝固点的油田。

2) 井口加热单管流程

在每口油井的井口设置加热炉，井口产出液加热后实施单管集输，输至计量站集中计量。该方式投资比不加热单管流程高。适用于凝固点较高、采出液温度较低的油田，该工艺在国内油田应用较普遍。

3) 井口掺液输送双管流程

该流程是在井口掺稀油、掺活性水、掺蒸汽等，以提高原油温度，增加输量，降低介质粘度，方便管道集输，单井产出物输至分井计量站集中计量。双管流程常用于单井产量低的区块或稠油区块。采用双管流程操作管理方便，但掺水后会导致处理站库的处理规模增大，相应投资比井口加热单管流程要高。目前，该流程在稠油集输方面应用也比较普遍。

4) 伴热输送三管流程

伴热集输流程是采用热水或蒸汽为油气集输管道伴热，三管分别为集输管道、伴热管道、伴热回流管道。该流程操作管理方便，且没有掺液输送流程会增大站库的处理规模等问题，缺点是投资比双管流程要高。该流程常用于北方寒冷地区，如大庆油田和新疆石油管理局。

5)单管环状掺水流程

单管环状掺水流程是将3～5口井的单井出油管线进行串联，

5

第3章 油井集输和计量方式选择

并在管道起点掺入热水，实现整个管路的加热集输。因采用单井串联集输，该流程不设分井计量站，单井计量采用功图法或液面恢复法进行计量。该流程适用于低产、低渗透、油品性质差的油田，目前主要应用于大庆外围油田。

6)串联集输流程

采用一条或几条汇管把就近的油井串联集输，该流程简短，不需要建设计量站，可采用大港油田油井远程计量技术实现单井的在线计量。该流程适用于产液量较低的油井油气集输。

该区块采出液温度低于或接近凝固点，且该区块原油为轻质原油，经比较建议采用井口加热单管集输工艺。 3.2.油井计量方式选择

油井计量方式主要有：两相分离玻璃管量油、两相分离器自动计量、翻斗计量及油井远程计量等技术，前三种技术属于分离计量，适合建计量站集中计量；后一种属于在线计量，适合油井串联集输。

两相分离玻璃管量油方式：装备简单，投资较低（2万元/套），计量精度较低。该计量方式占胜利油田油井数量的90％左右。

两相分离器自动计量方式：油气分离器的压力和液面能够自动控制，可以实现油井的自动计量，计量精度较高，但投资较高（单台价格30万元）。

油井远程计量法：是一种在线功图远程计量技术，可实现油井的在线实时检测，不需要建设计量站，可以实现二级布站模式，节约占地，但是该方式必须在井口安装载荷传感器、压力和温度变送器，配备计量标定车，且伴生气无法计量，对区块井数较少的油井计量投资较高，比较适合于井数较多且分散的区块单井计量。该计量方式在大港油田得到了推广应用，并在胜利的临盘、孤东等油田

6

第3章 油井集输和计量方式选择

应用。

该区块油井产量较低、分布比较偏远，采用分离器玻璃管量油方式是最经济的一种量油方式。

7

第4章 方案比选

第4章 方案比选

4.1方案一

在M2油井附近位置新建集中拉油站，单井采出液进集中拉油站加热、油气分离、储存、提升装车。

原油走向：井口→集中拉油站→汽车拉油→集输设施覆盖区HE 需要新建集中拉油站1座，新建井口至集中拉油站的集油管线。 4.1.1集油管网

根据新增储量区井位布置，及其大赛所提供的新增储量区M1、M2 的基础数据，按第一年的产量计算管径满足集输要求，采用Pipephase进行水力、热力计算。计算结果见表4.2-1。

表4.1-1 新增储量区集输管网计算结果

长度 （km）

管线 规格

流量 （t/d）

起点 压力

终点 压力

起点 温度

终点 温度

管段名称

（MPa）（MPa） （℃） （℃） 0.32

0.3

20.6

20

M2油井－集中拉油站 M1油井－集中拉油站

0.2 Ø60×5 20

1.5 Ø60×5 19.5 0.45 0.3 26 20

从表4.1-1可以看出：当油井采出液进集中拉油站的最低温度为20℃，即达到了原油凝固点时，M2最低允许出口温度为20.6℃，M1最低允许出口温度为26℃，而井口的出口温度为20℃，接近或低于凝固点，所以应该采取井口加热单井集输流程。因此需要增设2台井口加热炉，最小井口加热炉为45kW，因此选用45kW井口加热炉，

8

第4章 方案比选

加热炉采用油井分出的伴生气作为燃料，在井口再增设PN1.6Mpa Ø400 H=1570分水器1台。单井出油管线选用Φ60×5管线、材质为20#。可以满足集输要求。 4.1.2集中拉油站

集中拉油站储罐和装车泵按照所给数据最大规模考虑，其它设备均满足要求。如果区块含水上升，可将集中拉油方式转为管输方式，那时集中拉油站可以转换为计量接转站使用。 4.1.2.1设计参数

所辖井数 2口 进站液量 23t/d 综合含水 26.8％ 来液进站温度 20℃ 进站压力 0.3MPa 装车液量 40t/d 装车含水 26.8％ 装车温度 30℃ 装车泵扬程 50m 4.1.2.2工艺流程

M1井来液 M2井来液→加热炉→计量器→油气分离器→储油罐→装车泵→计量→装车鹤管→外运至HE

流程说明：油井来液进阀组切换，单井来液进加热炉加热后进

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第4章 方案比选

油井计量器计量，计量后进油水分离器。总管来液进加热炉升温至30℃，经油水分离器油、气分离后，含水原油进储油罐，用装车泵装车、流量计计量后汽车外运。油气分离器分出的天然气供站内加热炉燃烧，不足部分燃料用煤来替代。 4.1.2.3平面布置

在满足工艺流程合理走向的基础上，严格按照《石油天然气工程设计防火规范》进行平面布置，见附图1。 4.4.2.4主要设备选型

（1）加热炉

进站总液量为40t/d，由20℃升温至30℃所需要的热负荷为45kW；选用45kW加热炉1台。加热炉采用油井分出的伴生气作为燃料。

（2）油气分离器

选用Ø400 H=1200油气分离器1台，液相停留时间约3min。 （3）储油罐

最大卸油量为40t/d，选用300m3罐1座，储存时间约为5d，满足《油气集输设计规范》要求。

（4）装车泵

设计装车液量40t/d，每天装车时间按8h计算，装车量为5t/h，选用Q=10m/h，P=0.5MPa螺杆泵2台，不设备用泵。

（5）装车和回油流量计

设计装车液量40t/h，选用LSZ型双转子流量计PN1.6MPa DN150，流量范围6～10m3/h，精度0.5级，2台（其中1台用于装

3

10

第4章 方案比选

车计量，1台用于回油计量）。

（6）装车鹤管

选用DN80装车鹤管2套。

（7）油井计量设备：选用Ø800 H=3000玻璃管量油分离器1台。

4.1.3主要工程量

主要工程量见表4.1-2。

表4.1-2 主要工程量表

工程内容

单位

一、井口

1 250型井口装置 2 600B型皮带抽油机

3 PN1.6Mpa Ø600 H=2700油气分离

器

4 分水器PN1.6Mpa Ø400 H=1570 5 45kW井口加热炉

台 台

三、集中拉油站

1 PN1.6Mpa Ø800 H=3000量油分离

器

2 加热炉 45kW 3 污油罐Ф2000×6970

台 台 座

1 1 1 1

保温

2 2

套 套 台

2 2 2

数量

备注

4 污油提升泵Q=0.4m3/h、H=100m、台

11

第4章 方案比选

工程内容 单位

数量

备注

N=0.18kW 5 集油阀组 6

PN1.6Mpa Ø600 H=2700油气分离器

套 座 台

2 1 2

1用1备

1台用于装车

台

2

计量，1台用于回油计量

五、管线

泡沫黄夹

集油管线Ø60×5 20#

km1.7 克保

温30mm

套 台

1 1

7 装车鹤管DN80 8 300 m3储油罐

9 装车泵Q=10m3/h，P=0.5MPa

LSZ型双转子流量计PN1.6MPa 10 DN150，流量范围6～10m3/h，精

度0.5级

4.2方案二

（简称王M2计量在新增储量区M2油井附近位置新建计量接转站

接转站），单井采出液进M2计量接转站加热、计量、分离、升压外输。

12

第4章 方案比选

由于油井采出液的温度接近或低于凝固点，所以该集输方式采用井口加热单管集输工艺。在井口增设油气分离器1台、分水器1台，井口加热炉1台。

流程走向：井口→计量接转站→外输至集输设施覆盖区HE 4.2.1集油管网

根据新增储量区井位布置，及其大赛所提供的新增储量区M1、M2 的基础数据，按第一年的产量计算管径满足集输要求，采用Pipephase进行水力、热力计算。计算结果见表4.2-1。

表4.2-1 新增储量区集输管网计算结果

长度 （km）

管线 规格

流量 （t/d）

起点 压力 （MPa）0.32

终点 压力

起点 温度

终点 温度

管段名称

（MPa）（℃） （℃） 0.3

20.6

20

M2油井－计量转接站 M1油井－计量转接站

0.2 Ø60×5 20

1.5 Ø60×5 19.5 0.45 0.3 26 20

从表4.2-1可以看出：当油井采出液进计量站的最低温度为20℃，即达到了原油凝固点时，M2最低允许出口温度为20.6℃，M1最低允许出口温度为26℃，而井口的出口温度为20℃，接近或低于凝固点，所以应该采取井口加热单井集输流程。因此需要增设2台井口加热炉，最小井口加热炉为45kW，因此选用45kW井口加热炉，加热炉采用油井分出的伴生气作为燃料，在井口再增设PN1.6Mpa Ø600 H=2700油气分离器1台和PN1.6Mpa Ø400 H=1570分水器1

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第4章 方案比选

台。单井出油管线选用Φ60×5管线、材质为20#。可以满足集输要求。

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第4章 方案比选

4.2.2计量接转站 4.2.2.1设计参数

所辖井数 2口 进站液量 23t/d 综合含水 26.8％ 进站温度 20℃ 外输温度 30℃ 外输压力 1.0MPa 4.2.2.2工艺流程

单井来液---- 新增储量区块来液→计量→生产汇管→加热炉→油气分离器→外输泵→外输至HE

流程说明：新增储量区块来液和单井来液进计量设备计量，一起进入生产汇管后进加热炉升温至30℃后进油气分离器分出部分伴生气，剩余伴生气和油水进外输泵提升后外输至集输覆盖区HE。 4.2.2.3平面布置

在满足工艺流程合理走向的基础上，严格按照《石油天然气工程设计防火规范》进行平面布置见附图2：M2计量接转站平面布置图

4.2.2.4主要设备选型

1）油井计量设备：选用Ø800 H=3000玻璃管量油分离器1台，

15

第4章 方案比选

安装在计量间内。

2）加热炉：在计量站增设加热炉1套。本区块加热炉选用按照第1年液量进行计算。进站来液温升10℃，最小加热炉为45kW，因此选用45kW井口加热炉，加热炉采用油井分出的伴生气作为燃料。

3）集油阀组：计量站管线2口油井，集油阀组1套。 4）油气分离器：选用Ø400 H=1200油气分离器1台，液相停留时间约3min。

5）外输泵：进站液量为1.2m3/h，外输压力为1.0MPa，选用Q=2m/h，P=1.6MPa，N=1.45kW单螺杆泵2台，1用1备。增压泵采用变频调速，用泵前压力调节泵的电机转速。 4.2.3外输管线 4.2.3.1设计参数

最大产液量 28t/d 综合含水 26.8％ 起点温度 30℃ 终点温度 20℃ 外输压力 1.0MPa 管线总长度 2.2km 4.2.3.2外输管线计算

按照最大产液量采用Pipephase软件分别进行水力、热力计算，计算结果见表4.2-2。

3

16

第4章 方案比选

表4.2-2 新增储量区外输管线计算结果

管段名称 计量转接站－HE

2.2

Ø76×4

28

1.0

0.30

30

20

长度 （km）

管线 规格

流量 （t/

起点 压力

终点 压力

起点 温度 （℃）

终点 温度 （℃）

d） （MPa）（MPa）

由上表可知，集输设施覆盖区HE进站温度为最低温度为20℃，即达到了原油凝固点时，计量接转站最低允许出口温度为30℃，需升温10℃。

计量接转站外输管线选用Φ76×4、材质为20#，采用泡沫黄夹克保温30mm。能满足集输要求。 4.2.4该方案中管道穿跨越方案选择 4.2.4.1 穿跨越方案选择原则

1）由于管线跨越工程投资大，施工较为复杂，建成后维护工作量较大，故管道通过水域时，宜优先采用穿越方式。

2）在穿越方案的选择上，要针对本工程管道穿越水域的水面宽度、流量、流速、通航等级、河岸堤防等级等情况，根据河流形态、水文参数、工程地质及水文地质条件等综合考虑，确定合理的穿越方式，对于大型河流宜排除水上施工工作量大、影响通航的水下开挖穿越方式，尽量采用非开挖穿越方法。

3）定向钻穿越是一种先进的非开挖管线穿越施工方法，施工时完全在水域两岸陆地上进行，具有不破坏河堤或水域堤防、不扰

17

第4章 方案比选

动河床、不影响通航、施工周期短、管道运营安全、综合造价低等优点，对于大中型河流在地质条件适宜的条件下，应优先考虑采用。

4）在地质条件不符合定向钻穿越的条件下，对于大中型河流可考虑采用隧道、盾构、顶管等穿越方式或跨越方式，并通过综合技术经济比选，确定最佳穿跨越方案。

5）小型河流的穿越主要有开挖、横孔钻机（加套管）或小型定向钻等方式，可根据河流的水文、地质等具体情况来选择适当的穿越施工方法。

穿跨越方式的选择应该根据地形地貌、水文、工程地质、环境、交通运输等多方面因素综合分析，以确保管道安全为第一前提，在施工工期满足整个工程要求的前提下，应尽量选择投资低、施工简单的穿跨越方式。

一般情况下，管道穿越方式较跨越方式由于管道埋入地下，受环境影响小，安全性好，节省投资，施工期短，施工技术难度小，有利于维护和管理等优点，在工程实践中，大多采用穿越方式通过江河湖泊水域。采用跨越方式，虽然有后期维护方便的优点，但是，由于管线裸露，容易受到外部环境的侵蚀和人为破坏，需要进行安全值守。近几年我国建设的大直径管线，除在峡谷、冲沟等地形复杂，地势险要处，采用跨越方式外，一般均采用穿越方式。

本方案工程穿越公路1处，100米河流2处。综合考虑到管线的安全性、工程投资、施工工期等因素，结合工程地质、水文等条件，推荐公路采用顶管穿越，两条小型河流采用大开挖穿越。 4.2.5主要工程量

18

第4章 方案比选

主要工程量见表4.2-3

表4.2-3 主要工程量表

序号

工程内容

单位一、井口

1 250型井口装置 2 600B型皮带抽油机 3 PN1.6Mpa Ø600 H=2700油

气分离器

4 分水器PN1.6Mpa Ø400 台

H=1570

5 45kW井口加热炉

台

2

2

套套台

2 2 2

数量

备注

三、计量转接站

1 PN1.6Mpa Ø800 H=3000量

油分离器 2 加热炉 45kW 3 污油罐Ф2000×6970 4

污油提升泵Q=0.4m3/h、H=100m、N=0.18kW

套

1 1

台台座台

1 1 1 1

保温

5 集油阀组 6

分水器PN0.4Mpa Ø400 台H=1570

PN1.6Mpa Ø600 H=2700油气分离器

台

7

1

19

第4章 方案比选

序号 8

工程内容 单位

数量2

备注

外输泵Q=2m3/h、台1用1备

P=1.6MPa、N=1.45kW

五、管线

集油管线Ø60×5 20# km1.7

泡沫黄夹克保温30mm 泡沫黄夹克保温30mm 顶管穿越 大开挖穿越

外输管线Ø76×4 20# 穿越道路 穿越河渠

4.3 方案对比

km2.2处处

1 2

表4.8-2 方案对比表

优缺点 方案一：集中拉油

优点

缺点

适用单井产量低，油平均运行费用较高 井分散的油田或边远的油井，该方案前期拉油建设投资最低。

方案二：油水管输 管理比较方便、适用该区块油井较少，采于各个开发阶段、运取该方案投资较大，行费用最低。而且有且该方案有2处河流利于环境保护。

穿越，1次公路穿越，20

第4章 方案比选

施工难度较大。

从节能、环保和投资等方面考虑推荐方案一

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参考文献

参考文献

[1]《输油管道工程设计规范》GB50253-2003 [2]《石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004 [3]《油气集输设计规范》GB 50350-2005

[4]《油田地面工程建设规划设计规范》SY/T 0049-2006 [5]《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423-2007 [6]《油田地面工程设计》石油大学出版社

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