4.1 一般规定

4.1.2  将接转站、放水站或脱水站同采出水处理站、注水站和变电所等联合布置时，称为集中处理站。

    计量站和阀组间合理地管辖采油井数直接影响着建设投资和生产管理两个方面。

    目前，由于加密调整改造，有些油田计量站管辖井数已超过30口，并未给生产管理带来不便，计量周期可以通过增加计量分离器的台数来满足。由于加密井距离很近，虽然计量站管辖井数增多了，但并未扩大管辖范围，采油工人巡回上井检查没有困难。

    环状掺水集油流程的集油阀组间是低渗透、低产油田开发的一种工艺，具有节约管道投资，降低运行能耗的优点。目前，集油阀组间最多管辖10个集油环，每个集油环管辖3口～5口油井。

4.1.3  结合目前国内稠油油井多数采用丛式井集中布置(1个井场通常布井4口～12口)的实际情况，直接将分井计量装置布置在井场，不单独设置计量站，既降低了布站级数，也减少了出油管道长度。目前辽河油田通常1座～3座丛式井场集中设置1套分井计量装置。

    当采用蒸汽吞吐放喷罐时蒸汽吞吐放喷罐宜依托站场设置，移动式放喷罐可放置在井场。

4.1.4  我国原油多是陆相成油，其特点是高黏、高凝、高含蜡，对于这种“三高”原油，可采用加热输送，但是加热输送的能耗较大。也可以采用掺轻质原油(或轻质馏分油)、掺蒸汽、掺活性水等。当油田综合含水高于转相点时，其混合液体的流动性能得到明显改善，可以采用不加热输送。

    根据油田地理位置、自然条件，油田开发特点及油品性质合理采用油气集输流程，可实现油田生产节能降耗，保证油田开发建设取得好的整体经济效益。吐哈油田采用单管不加热集油流程，井口至计量站为单管不加热集油，油嘴搬家，投球清蜡，计量站集中计量。塔中4油田原油物性好，具有“四低”(凝固点低、黏度低、含蜡量低和含硫量低)的特点，油气集输流程采用单管不加热常温输送集油流程。另外，高含水原油常温集油技术已在大庆萨、喇、杏油田、胜利东辛、胜采、临盘油田、辽河油田、大港油田推广应用；新疆彩南油田采用单管集油、井口加热、集中计量工艺流程。井口掺液双管流程包括掺油、掺活性水、掺蒸汽等。大庆油田普遍采用掺活性水流程，该流程对于地处严寒地区、高凝点的原油适应性强、安全可靠。随着油田含水率的增高，单井产液量增加，不断对油气集输的生产方式进行调整，如在低含水期掺入温度为70℃的活性水达到升温降黏输送的目的，在中高含水期采取降低掺水温度、掺常温水、减少掺水量等措施，对于产液量高的油井(如电泵井)采用双管出油不加热集油。稠油油田采用掺轻质原油(或轻质馏分油)或掺蒸汽流程。

    单管环状掺水集油流程，起源于大庆外围油田。大庆外围油田属于低产、低渗透、油品性质差的油田，自开发建设以来，一直在探索简化集油流程、节省投资、降低能耗、提高经济效益的集输工艺流程，经过多年的实践，不断总结完善，逐渐形成了适合本油田特点的集输流程。该流程已在大庆外围龙虎泡、宋芳屯、榆树林、布木格和海拉尔等油田广泛采用。

    该流程是在转油站将含油污水升温，用掺水泵输送到所辖的集油阀组间，由集油阀组间分配到各集油环。每个集油环串联油井3口～5口，每座阀组间辖3个～10个集油环，油井产出物进入集油环与循环的热水混合后一起输至集油阀组间，然后自压到转油站。不设计量站，单井产量采用液面恢复法或功图法计量。

    单管环状掺水流程对老油田加密调整井的开发建设也具有重要的参考价值。加密调整井产量低，气油比低，可利用功图法量油技术，并可充分利用已建老井含水高、产液大的优势，老油田的加密调整井建设与老井相结合，将调整井挂入已建单井集油掺水管道中，派生出多种环状掺水流程模式。

    依据集油管网形态的不同还有树状串接集油流程和多井串接集油流程，与其他流程相比，具有省钢材、省投资、施工速度快、投产见效快等优点，但对于地质复杂、断层多、油井压力变化大的区块，容易造成各井生产相互干扰。

4.1.6  本条确定设计采用的油井最高允许回压。

    “设计采用的油井最高允许回压”是一个油田或区块油气集输工程设计确定的油井最大回压值，是指集输条件最不利油井可能出现的最高回压，如最远的端点井、集油时爬坡最大的油井在冬季出现的最大回压。大多数油井日常生产的井口回压会明显低于“最高允许回压”。

    1  据统计，我国90％以上的采油井为机械采油井。机械采油井的产量基本不受井口回压影响。从抽油机的工作原理分析，抽油机的排量取决于深井泵的柱塞面积、柱塞冲程长度、单位时间内的往复次数。油井回压与产量并无直接关系，只是当回压增高加剧深井泵的内漏而影响泵效时，才会导致产量下降。石油工业出版社出版的《高效油气集输与处理技术》中指出：据对抽油井的测试和分析，回压提高0.5MPa，井筒漏失仅增加1％左右，小于采油调整流压(降低进泵压力)所增加的井筒漏失量。从动力消耗来说，提高机械采油井回压也是经济的。一般来说，机械采油设备单机功率小，与地面增压设备(泵)相比效率也较低。因此对油系统来说，提高机械采油井回压引起的动力消耗的增加可能比从地面增压(如增设接转站)动力消耗略高，但若油气同时考虑则是合算的。

    井口回压适当提高之后，由于增大了原油中的溶解气量和轻组分含量，除能够合理确定第一级油气分离器的压力外，不仅有利于提高原油稳定和天然气凝液回收工艺的收率，还有利于不加热集输工艺的实现，达到节能的目的。另外，可以减少接转站的建设数量，有利于节省投资。因而，根据我国油气集输工程设计的多年实践，机械采油井最高允许回压宜为1.0MPa～1.5MPa。对于低渗透低产油田，在单井产量较低、集输半径较长或采用不加热集输的情况下，油井回压可适当提高。国内油田大多数油井回压都在1.0MPa～1.5MPa，以及1.0MPa以下。胜利油田部分集输半径较长的油井井口回压达到1.8MPa～2.0MPa，长庆油田部分井井口回压达4.0MPa～5.0MPa，吉林油田部分油井井口回压达到1.9MPa～2.1MPa。

    下列几种情况井口回压可低于1.0MPa：

    (1)在井口、计量站上用车拉、船运方式集油。

    (2)含砂量较大的稠油。

    (3)集油管网简短的小断块油田。

    (4)在油田开发后期，通过技术经济论证，可适当降低井口回压。

    2  辽河油田的稠油区块井口回压普遍为0.3MPa～0.6MPa。根据辽河油田曙光采油厂测试，回压每增加0.1MPa，产量降低2％左右。

    3  特殊地区是指地形地貌复杂的地区、低渗透低产油田经济效益差的地区或边远油田地区。

    4  自喷井回压：按照气体通过喷嘴的流动规律，当流速达到气体工作状态下的音速时，如果喷嘴后面与前面的压力比值不超过临界压力比时，则流量仅与喷嘴前压力有关，而背压(喷嘴后压力)的变化对流量没有影响。各种气体的临界压力比分别为：单原子气体，0.487；双原子气体，0.528；多原子气体，0.546；过热水蒸气，0.546；饱和水蒸气，0.577。

    自喷井回压主要取决于油井油管压力和油井油气产量，试验证明，油气混合物经过油嘴的流动规律和气体通过喷嘴的流动规律基本相同。当油嘴内油气流速达到或接近油气工作状态的音速时，若油嘴后压力(回压)与油嘴前压力(油压)之比不超过0.5左右，则油井产量主要与油嘴前油压有关，而回压对产量无甚影响。

    通常回压与油压的比值越小，就越有利于油井的稳产。但是，这个比值越小，消耗在油嘴上的能量就越多，集输系统压力就越低，地面工程就越不合理。兼顾到油田地质开发和油田地面建设两个方面，本规范规定，设计采用的自喷井回压可为油田开发方案确定的油管压力的0.4倍～0.5倍。

4.1.8  油田生产除油井需停产检修外，其他输送与处理装置均是连续生产，只有因停电、维修等特殊情况才停运，一年的累计停输时间一般只有几天时间。由于开发调整、油井作业、气候及其他原因，各种装置的生产油量有不同程度的不均衡性。一般是接转站的不均衡性比脱水站要大。考虑生产不均衡性和计算上的方便，对一般计量站、接转站、脱水站用所辖油井日平均产液量的总和作为该站的设计液量，相当于考虑了1.1～1.3的不均衡系数。按照输油管道和油库以往的习惯做法，油库的设计能力用年输油量104t/a表示。考虑输油不均衡性、油田原油生产的不均衡性等因素，储运设施的设计能力应为油田开发方案提供的所辖油田原油年产量的1.2倍。