專利名稱：一種石油開采地面集輸系統(tǒng)及其方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明屬于石油開采的技術(shù)領(lǐng)域，尤其涉及一種在石油開采過程中，應(yīng)用在采油平臺上包括油井計量、油井摻液、油井加熱和油氣混輸?shù)募斚到y(tǒng)及其方法。
背景技術(shù)：
在采油平臺上應(yīng)用的集輸系統(tǒng)是油田生產(chǎn)管理中一項(xiàng)重要課題，集輸系統(tǒng)中包括油井計量、油井摻液、油井加熱和油氣混輸幾個環(huán)節(jié)。
油井計量是對單口油井產(chǎn)量的計量工作，是油氣生產(chǎn)單位的重要項(xiàng)目，對油井產(chǎn)量進(jìn)行準(zhǔn)確、及時的計量對掌握油藏狀況，制定生產(chǎn)方案具有重要的指導(dǎo)意義。
油井摻液是應(yīng)用在稠油開采中的一項(xiàng)重要項(xiàng)目，作為稠油區(qū)塊的開發(fā)需要每隔一段時間蒸汽吞吐一次已達(dá)到利用熱量提高地下原油的溫度降低原油粘度，以便可以順利的將原油由井底舉升到地面。但是由于稠油粘度高，注入到井下底蒸汽到了快耗盡的時候，井底的稠油就很難舉升出來，需要將摻液從油管和套管之間的空間注入地下，以達(dá)到降粘的目的，所摻加的液體是水或油。
油井加熱也是石油開采中一個重要環(huán)節(jié)，其目的也是為了降低原油粘度，改善原油流動性采用的系統(tǒng)和方法。
油氣混輸是將從油井中開采出的采出物統(tǒng)一密閉傳輸?shù)南到y(tǒng)和方法。當(dāng)原油采出物經(jīng)加熱爐加熱，并經(jīng)計量和加熱后通過管線將油氣混合物外輸之聯(lián)合處理站進(jìn)行后期處理。
但是，在現(xiàn)有技術(shù)中，油井集輸系統(tǒng)和方法中的油井計量、油井摻油、油井加熱和油氣混輸存在下述技術(shù)問題一，油井計量油井產(chǎn)出物經(jīng)過井口加熱爐加熱后，由每口油井單獨(dú)的管線輸送到計量站；在計量站由操作人員計量，再一次加熱后，由轉(zhuǎn)油站泵輸?shù)铰?lián)合站；1，油井計量精確率低在現(xiàn)有技術(shù)中油井計量所采用的計量儀器是玻璃管式分離器量油，該儀器是由計量員用肉眼觀察玻璃管液面，秒表記時的方式計量，存在著一定能夠程度上人為誤差。因而所得到的產(chǎn)液量也是必然存在一定的誤差。同時每口油井的計量時間短，次數(shù)少，對于間出和液量不均的油井不具有客觀規(guī)律的代表性，因而測量結(jié)果存在較大的偶然性，另外也存在著較大的人為誤差。
2、計量效率低，人員工作量大在采油平臺上的油井計量由專職的計量人員每天計量各采油井的產(chǎn)液量，不僅浪費(fèi)人力與時間，而且每口油井的計量時間短，次數(shù)少，不具有客觀規(guī)律的代表性，因而測量結(jié)果存在較大的偶然性。
現(xiàn)有技術(shù)中，申請?zhí)枮?1248984，名稱為“翻斗計量裝置”的實(shí)用新型專利和申請?zhí)枮?3279773名稱為“翻斗流量計”中油井計量采用的是翻斗計量裝置。翻斗式稱重計量裝置是在老式翻斗分離器的計量方式上的改變，使得量油精度上有一定提高，而在油井間的切換上依舊是利用人工手動的操作，且沒有天然氣測量與含水在線分析功能，應(yīng)用起來操作上仍然有很大工作量，另外該裝置沒有溫度監(jiān)測功能，因此在北方油田的冬季生產(chǎn)中出現(xiàn)生產(chǎn)管線凍堵現(xiàn)象。
油井產(chǎn)出物經(jīng)過井口加熱爐加熱后，由每口油井單獨(dú)的管線輸送到計量站；在計量站由操作人員計量，再一次加熱后，由轉(zhuǎn)油站泵輸?shù)铰?lián)合站；二，油井摻液現(xiàn)有技術(shù)中對于稠油區(qū)塊，每口油井需要一條單獨(dú)的摻液管線，由操作人員在計量站調(diào)節(jié)每口油井的摻液量。
操作人員需要在每天計量油井產(chǎn)量的同時，還需要調(diào)節(jié)每口油井的摻液量，工作量繁重、浪費(fèi)人力資源。且同時管網(wǎng)工藝復(fù)雜繁瑣，浪費(fèi)大量管網(wǎng)與油氣分離等設(shè)備的投資以及管線更換投資。
在申請?zhí)枮?2234928，名稱為“全井制油井在線計量數(shù)據(jù)自動采集控制裝置”的實(shí)用新型專利中，說明了一種全井制油井在線計量數(shù)據(jù)自動采集控制裝置，其一次儀表由控制傳感器、控制閥構(gòu)成，油井管路的上部連接有控制閥，井口管路的下部與摻水分管連接，摻水分管上連接有控制閥、水嘴、壓力傳感器。摻水分管的另一端與摻水總管連接。該技術(shù)的主要特征就是計算機(jī)控制功能強(qiáng)，配合各種電動閥，可以自動調(diào)節(jié)摻水。但是在技術(shù)上存在幾點(diǎn)弊端1、依然需要分別為每口油井鋪設(shè)摻液管線，并需要在每口油井上設(shè)置計量站和計量間；2、計算機(jī)控制的各類電動調(diào)節(jié)閥、傳感器過多，易故障點(diǎn)多，實(shí)用性差。
三、油井加熱現(xiàn)有技術(shù)中，采取單口加熱的設(shè)備和方法。即分別為每口油井設(shè)置加熱爐，并鋪設(shè)相應(yīng)的管線。同時還另外設(shè)置有摻液加熱爐，即單獨(dú)設(shè)置加熱爐為油井所摻的液體進(jìn)行加熱。分散加熱的設(shè)備和方法，使得加熱爐及各項(xiàng)設(shè)備重復(fù)配置，投資量大。另外，每一口加熱爐的運(yùn)行均需要能源供給，通常采用天然氣作為燃料進(jìn)行加熱。加熱爐數(shù)量的龐大勢必造成能源的浪費(fèi)。即存在管線眾多，加熱爐數(shù)量多，熱損失大，能源浪費(fèi)嚴(yán)重的技術(shù)問題。
四、油氣混輸現(xiàn)有技術(shù)中由于油井井口距離計量站距離較遠(yuǎn)且單口油井鋪設(shè)單獨(dú)的混輸管線，造成集油半徑太大，井口回壓較高，同時縮短了盤根等耗材的使用壽命。由于管線眾多，就大大增加了管線腐蝕、穿孔、凍堵的幾率。另外，管線數(shù)量的龐大增加了散熱面積，增大了熱量的損失。
綜上，在現(xiàn)有技術(shù)中，油井計量、油井摻液、油井加熱和油氣混輸存在上述技術(shù)問題，需要發(fā)明一種在采油平臺上直接進(jìn)行自動計量、自動摻液、集中加熱和油氣混輸?shù)南到y(tǒng)和方法，解決現(xiàn)有技術(shù)中的問題。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明是針對現(xiàn)有技術(shù)中，地面集輸系統(tǒng)普遍存在的投資大、管網(wǎng)繁瑣、計量精度低、能源浪費(fèi)等問題而提出的。是一種利用工業(yè)計算機(jī)在采油平臺上實(shí)現(xiàn)自動摻液、自動計量、集中加熱、油氣混輸?shù)南到y(tǒng)和方法，實(shí)現(xiàn)了一種自動化程度高、實(shí)用性能強(qiáng)、無人職守化管理的石油行業(yè)地面集輸新的系統(tǒng)和方法。
具體的發(fā)明內(nèi)容如下一種石油開采地面集輸系統(tǒng)，該系統(tǒng)包括油井計量3、油井摻液10、油井加熱6和油氣混輸8四部分。
其中，油井計量部分采用液體自動計量裝置，所述的液體自動計量裝置包括翻斗計量器14、自動油井切換器15和集輸管線25；所述的翻斗計量器14包括翻斗16、分離傘17、稱重傳感器18、氣體傳輸管19和浮球液位閥20；所述的稱重傳感器18的信號輸出端與所述信號處理單元5相連；所述的液體自動計量裝置通過自動油井切換器15配合翻斗計量器14實(shí)現(xiàn)油井的自動化計量；所述集輸系統(tǒng)中還包括信號處理單元5，所述信號處理單元5將需要計量的油井1的產(chǎn)量信號傳輸至自動油井切換器15，所述自動油井切換器15將所述油井管線2與匯管24導(dǎo)通，并通過翻斗計量器14對該油井的產(chǎn)量進(jìn)行計量，同時輸出計量數(shù)據(jù)至信號處理單元5。
在實(shí)際的應(yīng)用中，所述液體自動計量裝置還包括有含水分析儀21、天然氣計量器22和溫度傳感器23；
所述的含水分析儀21安裝在所述翻斗計量器14下方的液體混合管上，用于檢測油井1液體中含水率；所述的天然氣計量器22是計量天然氣產(chǎn)量的氣體流量計，設(shè)置在所述翻斗計量器4頂部的氣體傳輸管線19上，用于檢測和計量天然氣的流量；所述的溫度傳感器23設(shè)置在自動油井切換器15與單口油井之間的油井管線2上；溫度傳感器23用于檢測單口油井輸出管線內(nèi)的溫度數(shù)值。
所述各油井管線2通過溫度傳感器23與所述自動油井切換器15連接，自動油井切換器15的信號端與所述信號處理單元5連接；通過自動油井切換器15輸出的單口油井的油氣混合物經(jīng)過匯管24傳輸至所述翻斗計量器14的頂部，并通過分離傘17將油氣分離；所述分離出的氣體通過氣體傳輸管線19并經(jīng)天然氣檢測器22檢測后輸送至集輸管線25；所述分離出的液體通過翻斗16和稱重傳感器18的計量后，經(jīng)過所述含水分析儀21檢測液體內(nèi)含水率，并由浮球液位閥18控制下傳輸至集輸管線25；所述的溫度傳感信號、油井產(chǎn)量得到計量數(shù)據(jù)信號、天然氣含量數(shù)據(jù)信號和含水率信號傳輸給信號處理單元5。
所述的集輸系統(tǒng)中的油井摻液部分采用自動摻液裝置；所述的自動摻液裝置包括摻液干線26、摻液總閥門27、計量總表28和摻液分配單元；所述的摻液分配單元包括混合腔29、摻液分配器30、電子調(diào)節(jié)閥31和摻油管線13；摻液分配器30與混合腔29配合操作；所述的電子調(diào)節(jié)閥31包含電子流量表和電子調(diào)節(jié)閥，且電子調(diào)節(jié)閥的信號端和電子流量表的信號端均與所述信號處理單元5連接；所述摻液分配器30包括多個腔室，且各腔室的摻液分配出口32與所述的各摻油管線13依次連接后與各電子調(diào)節(jié)閥31連接；摻入的液體通過摻液總閥門27和摻液干線26，并經(jīng)計量總表28檢測后注入摻液分配單元中，液體注入混合腔29和摻液分配器30后通過摻油管線13傳輸至各電子調(diào)節(jié)閥31；所述的電子調(diào)節(jié)閥31根據(jù)信號處理單元5發(fā)出的摻液油井地址和摻液量的指令，進(jìn)行調(diào)節(jié)摻液對象和摻液量的操作，即液體經(jīng)過所述電子調(diào)節(jié)閥31注入需要摻液的各油井1中。
所述自動摻液裝置用于將油井所需液體通過摻液分配單元注入各油井1中；所述的摻液分配單元根據(jù)系統(tǒng)設(shè)置的摻液量數(shù)值自動對需要摻液的油井進(jìn)行摻液操作，并控制摻液量和速率。
所述的集輸系統(tǒng)中的油井加熱部分采用集中加熱裝置；所述的集中加熱裝置包括油氣混輸加熱和摻液加熱兩個單元；所述油氣混輸加熱單元用于將通過油井計量后的油氣混合物進(jìn)行加熱的操作；其包括加熱進(jìn)口管線4、加熱進(jìn)口閥門33、加熱爐、加熱出口閥門35和加熱出口管線7；所述摻液加熱單元用于對各油井摻加的液體進(jìn)行加熱的操作；其包括摻液進(jìn)口管線11、摻液進(jìn)口閥門36、摻液加熱爐、摻液出口閥門37和摻液出口管線12。
油氣混輸加熱單元中的加熱爐和摻液加熱單元中摻液加熱爐組合在一起形成雙盤管加熱爐34，即油氣混合物和摻液分別通過雙盤管加熱爐中的不同管道進(jìn)行加熱，油氣混合物通過加熱爐34中混輸盤管42進(jìn)行加熱；摻液通過加熱爐34中摻液盤管43進(jìn)行加熱；在所述的集中加熱裝置中還包括點(diǎn)火器38和天然氣管線39；在所述的油氣混輸加熱單元中還包括旁通閥門40；在所述的摻液加熱單元中還包括摻液旁通閥門41；所述旁通閥門40和摻液旁通閥門41用于在更換和維修加熱爐時，氣液仍可通過管道進(jìn)行流通和傳輸。
所述的集輸系統(tǒng)中油氣混輸部分中采用集中油氣傳輸裝置，即在集輸系統(tǒng)中各油井的油氣混合輸出物經(jīng)過自動計量、集中加熱后，通過集中油氣傳輸裝置整體輸出；所述的集中傳輸裝置包括傳輸進(jìn)口管線44、傳輸出口管線9、過濾器45、傳輸進(jìn)口壓力表46和出口壓力表47以及至少一組加壓裝置；所述每組加壓裝置包括傳輸進(jìn)口閥門48、混輸管線49、油氣混輸泵50、單流閥門51和傳輸出口閥門52；所述油氣混合物經(jīng)過過濾器45過濾后，通過傳輸進(jìn)口壓力表46檢測入口壓力；油氣混合物經(jīng)加壓裝置中的油氣混輸泵50進(jìn)行增壓后，通過傳輸出口壓力表46檢測混合物出口壓力，加壓后的油氣混合物通過傳輸出口管線9傳輸至聯(lián)合處理站。
一種石油開采地面集輸方法，包括油氣計量過程、油氣加熱過程、油井摻液過程和油氣混輸過程。其中，所述油氣計量過程采用自動計量方法，所述的自動計量方法中包括翻斗計量器14、自動油井切換器15、信號處理單元5和集輸管線25；自動計量方法包括
(1)，設(shè)定油井地址初值步驟所述信號處理單元根據(jù)系統(tǒng)設(shè)定，設(shè)定初始進(jìn)行計量的油井地址初值；(2)，選井步驟所述信號處理單元將設(shè)定的油井地址值傳輸給自動油井切換器，所述自動油井切換器根據(jù)信號尋找該油井地址，并將尋址結(jié)果信號傳回所述信號處理單元，選井步驟結(jié)束；(3)，單口油井計量步驟即對所選油井的產(chǎn)量進(jìn)行計量操作；通過自動油井切換器輸出的單口油井的油氣混合物經(jīng)過匯管傳輸至所述翻斗計量器的頂部，并通過分離傘將油氣分離；所述分離出的氣體通過氣體傳輸管線輸送至集輸管線；所述分離出的液體通過翻斗和稱重傳感器的計量后，由浮球液位閥控制下傳輸至集輸管線；計量步驟中還包括i，溫度檢測步驟溫度檢測步驟中包括溫度傳感器，用于檢測單口油井輸出管線內(nèi)的溫度數(shù)值；ii，含水率分析步驟含水率分析步驟中包括含水分析儀，用于檢測油井液體中含水率；iii，天然氣計量步驟天然氣計量步驟包括天然氣計量器；用于檢測和計量天然氣的流量折算出天然氣日產(chǎn)量。
(4)，油井地址疊加步驟信號處理單元將油井地址指向下一口油井地址；(5)，油井地址比較步驟疊加后的油井地址與初始化油井地址值進(jìn)行比較；(6)，重復(fù)步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值不同，則重復(fù)上述步驟中(2)-(5)，對其余油井進(jìn)行計量；(7)，油井計量結(jié)果輸出步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值相同，則輸出油井計量數(shù)據(jù)信號。
所述的集輸方法中的油井摻液過程采用自動摻液方法；所述的自動摻液方法包括摻液干線26、摻液總閥門27、計量總表28和摻液分配單元；摻液分配單元包括混合腔29、摻液分配器30、電子調(diào)節(jié)閥31和摻油管線13；所述電子調(diào)節(jié)閥31包括電子閥和電子流量表；自動摻液方法包括(1)設(shè)定初值步驟信號處理單元設(shè)置摻液總量數(shù)值、流量數(shù)值和摻液油井的地址初值；(2)瞬間摻液流量數(shù)值比較步驟所述初始油井的電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表將瞬間摻液流量數(shù)據(jù)信號傳輸給信號處理單元，所述信號處理單元將摻入的瞬時流量與設(shè)定數(shù)值進(jìn)行比較；(3)油井地址疊加步驟A若實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值相同，該口油井繼續(xù)摻液，且所述信號處理單元將油井地址指向下一口摻液油井地址，后重復(fù)步驟(2)；(4)尋址步驟若實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值不相同，則信號處理單元確定該油井的地址數(shù)值；(5)計算步驟信號處理單元根據(jù)油井實(shí)際的瞬間流量數(shù)值計算電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表的調(diào)節(jié)數(shù)據(jù)，進(jìn)而調(diào)節(jié)該油井的摻液瞬間流量以滿足總摻入量數(shù)值；(6)摻液步驟信號處理單元將摻液量和摻液流量信號傳輸給該油井的電子調(diào)節(jié)閥，由所述電子調(diào)節(jié)閥的電子流量表根據(jù)信號進(jìn)行摻液控制；(7)摻液后油井瞬間摻液流量數(shù)值比較步驟所述電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表將摻液后瞬間摻液流量數(shù)據(jù)信號傳輸給信號處理單元，所述信號處理單元將摻入的瞬時流量與設(shè)定數(shù)值進(jìn)行比較；(8)重復(fù)步驟A若摻液后的實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值不符，重復(fù)上述步驟中(4)-(6)；(9)油井地址疊加步驟B若摻液后的實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值一致，該口油井繼續(xù)摻液，且所述信號處理單元將油井地址指向下一口摻液油井地址；(10)油井地址比較步驟疊加后的油井地址數(shù)值與初始化油井地址值進(jìn)行比較；(11)重復(fù)步驟B若疊加后的油井地址與初始化油井地址值不同，則重復(fù)上述步驟中(2)-(7)，對其余油井進(jìn)行摻液控制；(12)油井摻液結(jié)果輸出步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值相同，則輸出油井摻液數(shù)據(jù)信號給信號處理單元；(13)停止摻液步驟停止向油井摻入液體。
所述集輸方法中的油氣加熱過程采用油氣集中加熱方法；所述的油氣集中加熱方法包括油氣混輸加熱和摻液加熱兩個步驟；(1)油氣混輸加熱步驟用于將通過油井計量后的油氣混合物進(jìn)行加熱的操作；其步驟中包括加熱進(jìn)口管線、加熱進(jìn)口閥門、加熱爐、加熱出口閥門和加熱出口管線；
(2)摻液加熱步驟用于對各油井摻加的液體進(jìn)行加熱的操作；其步驟中包括摻液進(jìn)口管線、摻液進(jìn)口閥門、摻液加熱爐、摻液出口閥門和摻液出口管線；所述油氣混輸加熱步驟中的加熱爐和摻液加熱步驟中摻液加熱爐組合在一起形成雙盤管加熱爐，即油氣混合物和摻液通過雙盤管加熱爐中的不同管道進(jìn)行加熱，油氣混合物通過加熱爐34中混輸盤管42進(jìn)行加熱；摻液通過加熱爐34中摻液盤管43進(jìn)行加熱；經(jīng)過計量后的油氣混合物輸進(jìn)所述加熱進(jìn)口管線，并經(jīng)過加熱進(jìn)口閥門后，輸入雙盤管加熱爐內(nèi)的混輸盤管，在混輸盤管內(nèi)加熱后，油氣混合物通過加熱出口閥門注入加熱出口管線中；摻液輸入進(jìn)所述摻液進(jìn)口管線，并經(jīng)過摻液進(jìn)口閥門后，輸入雙盤管加熱爐內(nèi)的摻液盤管，在摻液盤管內(nèi)加熱后，摻液通過摻液出口閥門注入摻液出口管線中。
所述集輸方法中的油氣混輸過程采用油氣集中混輸方法；即在集輸系統(tǒng)中，各油井的油氣混合輸出物經(jīng)過自動計量、集中加熱后，通過集中油氣傳輸裝置整體輸出；所述的油氣集中混輸?shù)姆椒ㄖ邪▊鬏斶M(jìn)口管線44、傳輸出口管線9、過濾器45、傳輸進(jìn)口壓力表46和出口壓力表47以及至少一組加壓裝置；所述每組加壓裝置包括傳輸進(jìn)口閥門48、混輸管線49、油氣混輸泵50、單流閥門51和傳輸出口閥門52；油氣集中混輸?shù)姆椒ㄊ撬鲇蜌饣旌衔锝?jīng)過過濾器45過濾后，通過傳輸進(jìn)口壓力表46檢測入口壓力；油氣混合物經(jīng)加壓裝置中的油氣混輸泵50進(jìn)行增壓后，通過傳輸出口壓力表47檢測混合物出口壓力，加壓后的油氣混合物通過傳輸出口管線9傳輸至聯(lián)合處理站。
本發(fā)明是針對目前石油行業(yè)中，地面集輸系統(tǒng)普遍存在的投資大、管網(wǎng)繁瑣、計量精度低、能源浪費(fèi)等問題而提出的。本石油開采地面集輸系統(tǒng)和方法使得建立新穎、實(shí)用、功能多的自動化采油平臺體系成為可能。應(yīng)用本發(fā)明后，就可以在采油平臺上直接實(shí)現(xiàn)自動摻液、自動計量、集中加熱、油氣混輸，不僅提高了液量的計量精度，而且自動化程度高，真正實(shí)現(xiàn)了無人職守化管理，是石油行業(yè)地面計量與集輸模式的一種新突破。它將徹底打破原有的計量與集輸理念，為節(jié)省投資、降低勞動強(qiáng)度、減少能源浪費(fèi)和提高勞動生產(chǎn)率提供了可靠保障。
在本發(fā)明中1、通過油井切換器配合程重翻斗計量器實(shí)現(xiàn)自動化計量，溫度監(jiān)測、同時檢測含水，如果天然氣含量高也可以同時利用氣體流量計測量天然氣；2、通過拆裝式微流量電動調(diào)節(jié)閥組實(shí)現(xiàn)自動摻液；3、取消原有的每口油井分別配備的加熱爐，在計量后的混輸干線上安裝大功率的雙盤管的加熱爐，集中給混輸與摻液同時加熱；4、在加熱爐后實(shí)施油氣混輸泵升壓輸送到聯(lián)合站。
本發(fā)明在油井平臺上實(shí)現(xiàn)了自動化計量、實(shí)施了平臺氣液直輸，充分利用油井平臺的有效空間，體現(xiàn)了新工藝技術(shù)與現(xiàn)場生產(chǎn)環(huán)境的有機(jī)結(jié)合。
在采油平臺實(shí)施自動化計量項(xiàng)目具有多重的效益1、節(jié)省占地面積，節(jié)省建設(shè)計轉(zhuǎn)站投資對于新區(qū)塊建設(shè)，實(shí)施采油平臺油井自動計量以及平臺直輸技術(shù)，取消了緩沖罐、污油罐等設(shè)備，工藝結(jié)構(gòu)更加緊湊、簡捷，利用油井平臺的邊緣場地，合理排布計量、輸油及加熱設(shè)備，即可實(shí)現(xiàn)計轉(zhuǎn)站的職能。不需再征用單獨(dú)的場地建設(shè)計轉(zhuǎn)站。
2、有效減少管網(wǎng)建設(shè)投資在老區(qū)塊的油井平臺上直接進(jìn)行計量與摻液，可以節(jié)省大量的更換管網(wǎng)的投資。如果在新區(qū)塊開發(fā)建設(shè)，則不再需要輻射油井至計量間的管網(wǎng)，因此可節(jié)省大量工藝管網(wǎng)建設(shè)投資。
3、提高計量精度，降低職工勞動強(qiáng)度，節(jié)省人力資源實(shí)施了稱重式翻斗計量，自動摻液，可實(shí)現(xiàn)無人執(zhí)守化管理，可有效減少現(xiàn)場管理人員，緩解人員緊張的矛盾。
4、降低回壓，提高泵效，增加產(chǎn)量由于在平臺直接匯集，縮短了集油半徑，增加了輸油半徑，因此有效地降低了井口回壓，提高了泵效，延長了稠油井的生產(chǎn)周期。同時降低回壓還可以增加油氣產(chǎn)量，延長了油井盤根等耗材的使用壽命。此外，由于油井產(chǎn)液量較低，進(jìn)站距離較遠(yuǎn)，因而在冬季不能正常生產(chǎn)的油井，在實(shí)施了這項(xiàng)技術(shù)后就可以正常開井生產(chǎn)。
5、降低流阻，降低熱損失，節(jié)省天然氣資源由于將采油平臺上所有的油井計量后，集中通過混輸管線輸送，降低流阻，減輕了輸油的壓力。
另外可以將原有的每口油井單獨(dú)使用一臺加熱爐轉(zhuǎn)變?yōu)榧惺褂靡慌_大功率加熱爐加熱，由于加熱爐數(shù)量的減少以及將原來的多條進(jìn)站管線改成一條，降低了比表面，減少了熱量的輻射面積，因此也減少了熱量的損失，既節(jié)省了投資，又可以減少熱能的浪費(fèi)。
6、降低事故發(fā)生幾率油井在平臺內(nèi)直接匯集與混輸，將原有的多條進(jìn)站管線改為1條，也降低了原有的因?yàn)橛途g出、冬季生產(chǎn)所帶來的管線凍堵、腐蝕穿孔、污染等事故的發(fā)生幾率。


圖1是本發(fā)明石油開采地面集輸系統(tǒng)的系統(tǒng)示意圖；圖2是本發(fā)明中油井計量的結(jié)構(gòu)示意圖；圖3是本發(fā)明中油井摻液的結(jié)構(gòu)示意圖；圖4是本發(fā)明中油井加熱的結(jié)構(gòu)示意圖；圖5是本發(fā)明中油汽混輸?shù)慕Y(jié)構(gòu)示意圖；圖6是本發(fā)明中油井自動計量方法的流程圖；圖7是本發(fā)明中油井自動摻液方法的流程圖。
以上各幅附圖結(jié)合下面的具體的實(shí)施方式加以詳細(xì)說明。
具體實(shí)施例方式圖1是本發(fā)明石油開采地面集輸系統(tǒng)的系統(tǒng)示意圖。所述的地面集輸系統(tǒng)包括油井計量、油井摻液、油井加熱和油氣混輸四個部分。其中圖中，1為油井；2為油井管線；3是油井計量部分；4為加熱進(jìn)口管線；5為信號處理單元；6是油井加熱部分；7是加熱出口管線；8是油氣混輸部分；9是傳輸出口管線；油井摻液部分是10；11為摻液進(jìn)口管線；12為摻液出口管線；13為摻油管線。
油井1生產(chǎn)的采出物經(jīng)過油井管線2統(tǒng)一匯集到油井計量3中，并在信號處理單元5的協(xié)調(diào)指揮下計量產(chǎn)液量、產(chǎn)氣量與含水率，計量后的混合氣液經(jīng)過加熱進(jìn)口管線4到油井加熱6，經(jīng)過加熱后混合物經(jīng)加熱出口管線7傳輸給油氣混輸8，由油汽混輸部分8通過傳輸出口管線9升壓輸送到聯(lián)合處理站。如果是稠油生產(chǎn)區(qū)塊，需要由摻液進(jìn)口管線11提供的液體經(jīng)過油井加熱6的加熱后，在信號處理單元5的協(xié)調(diào)下指揮油井摻液部分10，最后通過摻液管線13分別給每口需要的油井1進(jìn)行摻液。
圖2是本發(fā)明中油井計量的結(jié)構(gòu)示意圖。
油井計量3采用液體自動計量裝置，所述的液體自動計量裝置包括翻斗計量器14、自動油井切換器15和集輸管線25；所述的液體自動計量裝置通過自動油井切換器15配合翻斗計量器14實(shí)現(xiàn)油井的自動化計量；所述信號處理單元5將需要計量的油井1的產(chǎn)量信號傳輸至自動油井切換器15，所述自動油井切換器15將所述油井管線2與匯管24導(dǎo)通，并通過翻斗計量器14對該油井的產(chǎn)量進(jìn)行計量，同時輸出計量數(shù)據(jù)至信號處理單元5。
所述液體自動計量裝置還包括有含水分析儀21、天然氣計量器22和溫度傳感器23；所述的含水分析儀21安裝在所述翻斗計量器14下方的液體混合管上，用于檢測油井1液體中含水率；所述的天然氣計量器22是計量天然氣產(chǎn)量的氣體流量計，設(shè)置在所述翻斗計量器4頂部的氣體傳輸管線19上，用于檢測和計量天然氣的流量；所述的溫度傳感器23設(shè)置在自動油井切換器15與單口油井之間的油井管線2上；溫度傳感器23用于檢測單口油井輸出管線內(nèi)的溫度數(shù)值。
所述的翻斗計量器14包括翻斗16、分離傘17、稱重傳感器18、氣體傳輸管19和浮球液位閥20；所述的稱重傳感器18的信號輸出端與所述信號處理單元5相連；所述各油井管線2通過溫度傳感器23與所述自動油井切換器15連接，自動油井切換器15的信號端與所述信號處理單元5連接；通過自動油井切換器15輸出的單口油井的油氣混合物經(jīng)過匯管24傳輸至所述翻斗計量器14的頂部，并通過分離傘17將油氣分離；所述分離出的氣體通過氣體傳輸管線19并經(jīng)天然氣檢測器22檢測后輸送至集輸管線25；所述分離出的液體通過翻斗16和稱重傳感器18的計量后，經(jīng)過所述含水分析儀21檢測液體內(nèi)含水率，并由浮球液位閥18控制下傳輸至集輸管線25；所述的溫度傳感信號、油井產(chǎn)量得到計量數(shù)據(jù)信號、天然氣含量數(shù)據(jù)信號和含水率信號傳輸給信號處理單元5。
圖3是本發(fā)明中油井摻液的結(jié)構(gòu)示意圖。
油井摻液10部分采用自動摻液裝置；所述的自動摻液裝置包括摻液干線26、摻液總閥門27、計量總表28和摻液分配單元；所述的摻液分配單元包括混合腔29、摻液分配器30、電子調(diào)節(jié)閥31和摻油管線13；摻液分配器30與混合腔29配合操作；所述的電子調(diào)節(jié)閥31包含電子流量表和電子調(diào)節(jié)閥，且電子調(diào)節(jié)閥的信號端和電子流量表的信號端均與所述信號處理單元5連接；所述摻液分配器30包括多個腔室，且各腔室的摻液分配出口32與所述的各摻油管線13依次連接后與各電子調(diào)節(jié)閥31連接；摻入的液體通過摻液總閥門27和摻液干線26，并經(jīng)計量總表28檢測后注入摻液分配單元中，液體注入混合腔29和摻液分配器30后通過摻油管線13傳輸至各電子調(diào)節(jié)閥31；所述的電子調(diào)節(jié)閥31根據(jù)信號處理單元5發(fā)出的摻液油井地址和摻液量的指令，進(jìn)行調(diào)節(jié)摻液對象和摻液量的操作，即液體經(jīng)過所述電子調(diào)節(jié)閥31注入需要摻液的各油井1中。
所述自動摻液裝置用于將油井所需液體通過摻液分配單元注入各油井1中；所述的摻液分配單元根據(jù)系統(tǒng)設(shè)置的摻液量數(shù)值自動對需要摻液的油井進(jìn)行摻液操作，并控制摻液量和速率。
圖4是本發(fā)明中油井加熱的結(jié)構(gòu)示意圖；油井加熱部分6采用集中加熱裝置；所述的集中加熱裝置包括油氣混輸加熱和摻液加熱兩個單元；所述油氣混輸加熱單元用于將通過油井計量后的油氣混合物進(jìn)行加熱的操作；其包括加熱進(jìn)口管線4、加熱進(jìn)口閥門33、加熱爐、加熱出口閥門35和加熱出口管線7；所述摻液加熱單元用于對各油井摻加的液體進(jìn)行加熱的操作；其包括摻液進(jìn)口管線11、摻液進(jìn)口閥門36、摻液加熱爐、摻液出口閥門37和摻液出口管線12。
所述油氣混輸加熱單元中的加熱爐和摻液加熱單元中摻液加熱爐組合在一起形成雙盤管加熱爐34，即油氣混合物和摻液分別通過雙盤管加熱爐中的不同管道進(jìn)行加熱，油氣混合物通過加熱爐34中混輸盤管42進(jìn)行加熱；摻液通過加熱爐34中摻液盤管43進(jìn)行加熱；在所述的集中加熱裝置中還包括點(diǎn)火器38和天然氣管線39；在所述的油氣混輸加熱單元中還包括旁通閥門40；在所述的摻液加熱單元中還包括摻液旁通閥門41；所述旁通閥門40和摻液旁通閥門41用于在更換和維修加熱爐時，氣液仍可通過管道進(jìn)行流通和傳輸。
圖5是本發(fā)明中油汽混輸?shù)慕Y(jié)構(gòu)示意圖；油氣混輸部分8中采用集中油氣傳輸裝置，即在集輸系統(tǒng)中各油井的油氣混合輸出物經(jīng)過自動計量、集中加熱后，通過集中油氣傳輸裝置整體輸出；所述的集中傳輸裝置包括傳輸進(jìn)口管線44、傳輸出口管線9、過濾器45、傳輸進(jìn)口壓力表46和出口壓力表47以及至少一組加壓裝置；所述每組加壓裝置包括傳輸進(jìn)口閥門48、混輸管線49、油氣混輸泵50、單流閥門51和傳輸出口閥門52；所述油氣混合物經(jīng)過過濾器45過濾后，通過傳輸進(jìn)口壓力表46檢測入口壓力；油氣混合物經(jīng)加壓裝置中的油氣混輸泵50進(jìn)行增壓后，通過傳輸出口壓力表46檢測混合物出口壓力，加壓后的油氣混合物通過傳輸出口管線9傳輸至聯(lián)合處理站。
圖6是本發(fā)明中油井自動計量方法的流程圖；油氣計量過程采用自動計量方法，所述的自動計量方法中包括翻斗計量器14、自動油井切換器15、信號處理單元5和集輸管線25；自動計量方法包括(1)設(shè)定油井地址初值步驟所述信號處理單元根據(jù)系統(tǒng)設(shè)定，設(shè)定初始進(jìn)行計量的油井地址初值；(2)選井步驟所述信號處理單元將設(shè)定的油井地址值傳輸給自動油井切換器，所述自動油井切換器根據(jù)信號尋找該油井地址，并將尋址結(jié)果信號傳回所述信號處理單元，選井步驟結(jié)束；(3)單口油井計量步驟即對所選油井的產(chǎn)量進(jìn)行計量操作；通過自動油井切換器輸出的單口油井的油氣混合物經(jīng)過匯管傳輸至所述翻斗計量器的頂部，并通過分離傘將油氣分離；所述分離出的氣體通過氣體傳輸管線輸送至集輸管線；所述分離出的液體通過翻斗和稱重傳感器的計量后，由浮球液位閥控制下傳輸至集輸管線；計量中還包括i，溫度檢測步驟溫度檢測步驟中包括溫度傳感器，用于檢測單口油井輸出管線內(nèi)的溫度數(shù)值；ii，含水率分析步驟含水率分析步驟中包括含水分析儀，用于檢測油井液體中含水率；iii，天然氣計量步驟天然氣計量步驟包括天然氣計量器；用于檢測和計量天然氣的流量折算出天然氣日產(chǎn)量。
(4)油井地址疊加步驟信號處理單元將油井地址指向下一口油井地址；(5)油井地址比較步驟疊加后的油井地址與初始化油井地址值進(jìn)行比較；
(6)重復(fù)步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值不同，則重復(fù)上述步驟中(2)-(5)，對其余油井進(jìn)行計量；(7)油井計量結(jié)果輸出步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值相同，則輸出油井計量數(shù)據(jù)信號。
圖7是本發(fā)明中油井自動摻液方法的流程圖。
油井摻液過程采用自動摻液方法；所述的自動摻液方法包括摻液干線26、摻液總閥門27、計量總表28和摻液分配單元；摻液分配單元包括混合腔29、摻液分配器30、電子調(diào)節(jié)閥31和摻油管線13；所述電子調(diào)節(jié)閥31包括電子閥和電子流量表；自動摻液方法包括(1)設(shè)定初值步驟信號處理單元設(shè)置摻液總量數(shù)值、流量數(shù)值和摻液油井的地址初值；(2)瞬間摻液流量數(shù)值比較步驟所述初始油井的電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表將瞬間摻液流量數(shù)據(jù)信號傳輸給信號處理單元，所述信號處理單元將摻入的瞬時流量與設(shè)定數(shù)值進(jìn)行比較；(3)油井地址疊加步驟A若實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值相同，該口油井繼續(xù)摻液，且所述信號處理單元將油井地址指向下一口摻液油井地址，后重復(fù)步驟(2)；(4)尋址步驟若實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值不相同，則信號處理單元確定該油井的地址數(shù)值；(5)計算步驟信號處理單元根據(jù)油井實(shí)際的瞬間流量數(shù)值計算電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表的調(diào)節(jié)數(shù)據(jù)，進(jìn)而調(diào)節(jié)該油井的摻液瞬間流量以滿足總摻入量數(shù)值；(6)摻液步驟信號處理單元將摻液量和摻液流量信號傳輸給該油井的電子調(diào)節(jié)閥，由所述電子調(diào)節(jié)閥的電子流量表根據(jù)信號進(jìn)行摻液控制；(7)摻液后油井瞬間摻液流量數(shù)值比較步驟所述電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表將摻液后瞬間摻液流量數(shù)據(jù)信號傳輸給信號處理單元，所述信號處理單元將摻入的瞬時流量與設(shè)定數(shù)值進(jìn)行比較；(8)重復(fù)步驟A若摻液后的實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值不符，重復(fù)上述步驟中(4)-(6)；(9)油井地址疊加步驟B若摻液后的實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值一致，該口油井繼續(xù)摻液，且所述信號處理單元將油井地址指向下一口摻液油井地址；(10)油井地址比較步驟疊加后的油井地址數(shù)值與初始化油井地址值進(jìn)行比較；(11)重復(fù)步驟B若疊加后的油井地址與初始化油井地址值不同，則重復(fù)上述步驟中(2)-(7)，對其余油井進(jìn)行摻液控制；(12)油井摻液結(jié)果輸出步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值相同，則輸出油井摻液數(shù)據(jù)信號給信號處理單元；(13)停止摻液步驟停止向油井摻入液體。
根據(jù)以上的技術(shù)方案，本發(fā)明是一種利用工業(yè)計算機(jī)在采油平臺上實(shí)現(xiàn)自動摻液、自動計量、集中加熱、油氣混輸，自動化程度高、實(shí)用性能強(qiáng)、無人職守化管理的石油行業(yè)地面集輸系統(tǒng)和新方法。
以新井平臺為例，該平臺有油井11口，集油半徑500米測算，與老式集輸方法投資對比情況

注表中各項(xiàng)單位均為萬元。
由此對比可以看出應(yīng)用本發(fā)明可以節(jié)省直接投資561萬元，此對比尚未統(tǒng)計節(jié)省天然氣與人力資源費(fèi)用。
權(quán)利要求
1.一種石油開采地面集輸系統(tǒng)，該系統(tǒng)包括油井計量(3)、油井摻液(10)、油井加熱(6)和油氣混輸(8)四部分；其特征在于所述的油井計量部分采用液體自動計量裝置，所述的液體自動計量裝置包括翻斗計量器(14)、自動油井切換器(15)和集輸管線(25)；所述的液體自動計量裝置通過自動油井切換器(15)配合翻斗計量器(14)實(shí)現(xiàn)油井的自動化計量；所述集輸系統(tǒng)中還包括信號處理單元(5)，所述信號處理單元(5)將需要計量的油井(1)的產(chǎn)量信號傳輸至自動油井切換器(15)，所述自動油井切換器(15)將所述油井管線(2)與匯管(24)導(dǎo)通，并通過翻斗計量器(14)對該油井的產(chǎn)量進(jìn)行計量，同時輸出計量數(shù)據(jù)至信號處理單元(5)。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的集輸系統(tǒng)，其特征在于所述液體自動計量裝置還包括含水分析儀(21)、天然氣計量器(22)和溫度傳感器(23)；所述的含水分析儀(21)安裝在所述翻斗計量器(14)下方的液體混合管上，用于檢測油井(1)液體中含水率；所述的天然氣計量器(22)設(shè)置在所述翻斗計量器(4)頂部的氣體傳輸管線(19)上，用于檢測和計量天然氣的流量；所述的溫度傳感器(23)設(shè)置在自動油井切換器(15)與單口油井之間的油井管線(2)上；溫度傳感器(23)用于檢測單口油井輸出管線內(nèi)的溫度數(shù)值。
3.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的集輸系統(tǒng)，其特征在于所述的翻斗計量器(14)包括翻斗(16)、分離傘(17)、稱重傳感器(18)、氣體傳輸管(19)和浮球液位閥(20)；所述的稱重傳感器(18)的信號輸出端與所述信號處理單元(5)相連；所述各油井管線(2)通過溫度傳感器(23)與所述自動油井切換器(15)連接，自動油井切換器(15)的信號端與所述信號處理單元(5)連接；通過自動油井切換器(15)輸出的單口油井的油氣混合物經(jīng)過匯管(24)傳輸至所述翻斗計量器(14)的頂部，并通過分離傘(17)將油氣分離；所述分離出的氣體通過氣體傳輸管線(19)并經(jīng)天然氣檢測器(22)檢測后輸送至集輸管線(25)；所述分離出的液體通過翻斗(16)和稱重傳感器(18)的計量后，再經(jīng)過所述含水分析儀(21)檢測液體內(nèi)含水率，并在浮球液位閥(18)控制下傳輸至集輸管線(25)；所述的溫度傳感信號、油井產(chǎn)量數(shù)據(jù)信號、天然氣含量數(shù)據(jù)信號和含水率數(shù)據(jù)信號傳輸給信號處理單元(5)。
4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的集輸系統(tǒng)，其特征在于所述的集輸系統(tǒng)中的油井摻液部分(10)采用自動摻液裝置；所述的自動摻液裝置包括摻液干線(26)、摻液總閥門(27)、計量總表(28)和摻液分配單元；所述自動摻液裝置用于將油井所需液體通過摻液分配單元注入各油井(1)中；所述的摻液分配單元根據(jù)系統(tǒng)設(shè)置的摻液量數(shù)值自動對需要摻液的油井進(jìn)行摻液操作，并控制摻液量和速率。
5.根據(jù)權(quán)利要求4所述的集輸系統(tǒng)，其特征在于所述的摻液分配單元包括混合腔(29)、摻液分配器(30)、電子調(diào)節(jié)閥(31)和摻油管線(13)；所述的電子調(diào)節(jié)閥(31)包含電子流量表和電子調(diào)節(jié)閥，且電子調(diào)節(jié)閥的信號端和電子流量表的信號端均與所述信號處理單元(5)連接；所述摻液分配器(30)包括多個腔室，且各腔室的摻液分配出口(32)與所述的各摻油管線(13)依次連接后與各電子調(diào)節(jié)閥(31)連接；摻入的液體通過摻液總閥門(27)和摻液干線(26)，并經(jīng)計量總表(28)檢測后注入摻液分配單元中，液體注入混合腔(29)和摻液分配器(30)后通過摻油管線(13)傳輸至各電子調(diào)節(jié)閥(31)；所述的電子調(diào)節(jié)閥(31)根據(jù)信號處理單元(5)發(fā)出的摻液油井地址和摻液量的指令，進(jìn)行調(diào)節(jié)摻液對象和摻液量的操作，即液體經(jīng)過所述電子調(diào)節(jié)閥(31)注入需要摻液的各油井(1)中。
6.根據(jù)權(quán)利要求1所述的集輸系統(tǒng)，其特征在于所述的集輸系統(tǒng)中的油井加熱部分(6)采用集中加熱裝置；所述的集中加熱裝置包括油氣混輸加熱和摻液加熱兩個單元；所述油氣混輸加熱單元用于將通過油井計量后的油氣混合物進(jìn)行加熱的操作；其包括加熱進(jìn)口管線(4)、加熱進(jìn)口閥門(33)、加熱爐、加熱出口閥門(35)和加熱出口管線(7)；所述摻液加熱單元用于對各油井摻加的液體進(jìn)行加熱的操作；其包括摻液進(jìn)口管線(11)、摻液進(jìn)口閥門(36)、摻液加熱爐、摻液出口閥門(37)和摻液出口管線(12)。
7.根據(jù)權(quán)利要求6所述的集輸系統(tǒng)，其特征在于所述油氣混輸加熱單元中的加熱爐和摻液加熱單元中摻液加熱爐組合在一起形成雙盤管加熱爐(34)，即油氣混合物和摻液分別通過雙盤管加熱爐中的不同管道進(jìn)行加熱，其中油氣混合物通過加熱爐(34)中混輸盤管(42)進(jìn)行加熱；摻液通過加熱爐(34)中摻液盤管(43)進(jìn)行加熱；在所述的集中加熱裝置中還包括點(diǎn)火器(38)和天然氣管線(39)；在所述的油氣混輸加熱單元中還包括旁通閥門(40)；在所述的摻液加熱單元中還包括摻液旁通閥門(41)；所述旁通閥門(40)和摻液旁通閥門(41)用于在更換和維修加熱爐時，氣液仍可通過管道進(jìn)行流通和傳輸。
8.根據(jù)權(quán)利要求1所述的集輸系統(tǒng)，其特征在于所述的集輸系統(tǒng)中油氣混輸部分(8)中采用集中油氣傳輸裝置，即在集輸系統(tǒng)中各油井的油氣混合輸出物料經(jīng)過自動計量、集中加熱后，通過集中油氣傳輸裝置整體輸出；所述的集中傳輸裝置包括傳輸進(jìn)口管線(44)、傳輸出口管線(9)、過濾器(45)、傳輸進(jìn)口壓力表(46)和出口壓力表(47)以及至少一組加壓裝置；所述每組加壓裝置包括傳輸進(jìn)口閥門(48)、混輸管線(49)、油氣混輸泵(50)、單流閥門(51)和傳輸出口閥門(52)；所述油氣混合物料經(jīng)過過濾器(45)過濾后，通過傳輸進(jìn)口壓力表(46)檢測入口壓力；油氣混合物料經(jīng)加壓裝置中的油氣混輸泵(50)進(jìn)行增壓后，通過傳輸出口壓力表(46)檢測混合物料的出口壓力，加壓后的油氣混合物料通過傳輸出口管線(9)傳輸至聯(lián)合處理站。
9.根據(jù)權(quán)利要求1-8之一所述的一種石油開采地面集輸方法，所述的方法包括油氣計量過程、油氣加熱過程、油井摻液過程和油氣混輸過程；其特征在于所述油氣計量過程采用自動計量方法，所述的自動計量方法中包括翻斗計量器(14)、自動油井切換器(15)、信號處理單元(5)和集輸管線(25)；自動計量方法包括I，設(shè)定油井地址初值步驟所述信號處理單元根據(jù)系統(tǒng)設(shè)定，設(shè)定初始進(jìn)行計量的油井地址初值；II，選井步驟所述信號處理單元將設(shè)定的油井地址值傳輸給自動油井切換器，所述自動油井切換器根據(jù)信號尋找該油井地址，并將尋址結(jié)果信號傳回所述信號處理單元，選井步驟結(jié)束；III，單口油井計量步驟即對所選油井的產(chǎn)量進(jìn)行計量操作；通過自動油井切換器輸出的單口油井的油氣混合物料經(jīng)過匯管傳輸至所述翻斗計量器的頂部，并通過分離傘將油氣分離；所述分離出的氣體通過氣體傳輸管線輸送至集輸管線；所述分離出的液體通過翻斗和稱重傳感器的計量后，由浮球液位閥控制下傳輸至集輸管線；IV，油井地址疊加步驟信號處理單元將油井地址指向下一口油井地址；V，油井地址比較步驟疊加后的油井地址與初始化油井地址值進(jìn)行比較；VI，重復(fù)步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值不同，則重復(fù)上述步驟中II-V，對其余油井進(jìn)行計量；VII，油井計量結(jié)果輸出步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值相同，則輸出油井計量數(shù)據(jù)信號。
10.根據(jù)權(quán)利要求9所述的一種石油開采地面集輸方法，其特征在于在自動計量方法中對于步驟III單口油井計量還包括i，溫度檢測步驟溫度檢測步驟中包括溫度傳感器，用于檢測單口油井輸出管線內(nèi)的溫度數(shù)值；ii，含水率分析步驟含水率分析步驟中包括含水分析儀，用于檢測油井液體中含水率；iii，天然氣計量步驟天然氣計量步驟包括天然氣計量器；用于檢測和計量天然氣的流量折算出天然氣日產(chǎn)量。
11.根據(jù)權(quán)利要求9所述的一種石油開采地面集輸方法，其特征在于所述的集輸方法中的油井摻液過程采用自動摻液方法；所述的自動摻液方法包括摻液干線(26)、摻液總閥門(27)、計量總表(28)和摻液分配單元；摻液分配單元包括混合腔(29)、摻液分配器(30)、電子調(diào)節(jié)閥(31)和摻油管線(13)；所述電子調(diào)節(jié)閥(31)包括電子閥和電子流量表；自動摻液方法包括I，設(shè)定初值步驟信號處理單元設(shè)置摻液總量數(shù)值、流量數(shù)值和摻液油井的地址初值；II，瞬間摻液流量數(shù)值比較步驟所述初始油井的電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表將瞬間摻液流量數(shù)據(jù)信號傳輸給信號處理單元，所述信號處理單元將摻入的瞬時流量與設(shè)定數(shù)值進(jìn)行比較；III，油井地址疊加步驟A若實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值相同，該口油井繼續(xù)摻液，且所述信號處理單元將油井地址指向下一口摻液油井地址，后重復(fù)步驟II；IV，尋址步驟若實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值不相同，則信號處理單元確定該油井的地址數(shù)值；V，計算步驟信號處理單元根據(jù)油井實(shí)際的瞬間流量數(shù)值計算電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表的調(diào)節(jié)數(shù)據(jù)，進(jìn)而調(diào)節(jié)該油井的摻液瞬間流量以滿足總摻入量數(shù)值；VI，摻液步驟信號處理單元將摻液量和摻液流量信號傳輸給該油井的電子調(diào)節(jié)閥，由所述電子調(diào)節(jié)閥的電子流量表根據(jù)信號進(jìn)行摻液控制；VII，摻液后油井瞬間摻液流量數(shù)值比較步驟所述電子調(diào)節(jié)閥中的電子流量表將摻液后瞬間摻液流量數(shù)據(jù)信號傳輸給信號處理單元，所述信號處理單元將摻入的瞬時流量與設(shè)定數(shù)值進(jìn)行比較；VIII，重復(fù)步驟A若摻液后的實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值不符，重復(fù)上述步驟中IV-VI；IX，油井地址疊加步驟B若摻液后的實(shí)際瞬間摻液流量與預(yù)設(shè)數(shù)值一致，該口油井繼續(xù)摻液，且所述信號處理單元將油井地址指向下一口摻液油井地址；X，油井地址比較步驟疊加后的油井地址與初始化油井地址值進(jìn)行比較；XI，重復(fù)步驟B若疊加后的油井地址與初始化油井地址值不同，則重復(fù)上述步驟中II-VII，對其余油井進(jìn)行摻液控制；XII，油井摻液結(jié)果輸出步驟若疊加后的油井地址與初始化油井地址值相同，則輸出油井摻液數(shù)據(jù)信號給信號處理單元；XIII，停止摻液步驟停止向油井摻入液體。
12.根據(jù)權(quán)利要求9所述的一種石油開采地面集輸方法，其特征在于所述集輸方法中的油氣加熱過程采用油氣集中加熱方法；所述的油氣集中加熱方法包括油氣混輸加熱和摻液加熱兩個步驟；I，油氣混輸加熱步驟用于將通過油井計量后的油氣混合物進(jìn)行加熱的操作；其步驟中包括加熱進(jìn)口管線、加熱進(jìn)口閥門、加熱爐、加熱出口閥門和加熱出口管線；II，摻液加熱步驟用于對各油井摻加的液體進(jìn)行加熱的操作；其步驟中包括摻液進(jìn)口管線、摻液進(jìn)口閥門、摻液加熱爐、摻液出口閥門和摻液出口管線；所述油氣混輸加熱步驟中的加熱爐和摻液加熱步驟中摻液加熱爐組合在一起形成雙盤管加熱爐，即油氣混合物和摻液通過雙盤管加熱爐中的不同管道進(jìn)行加熱，油氣混合物通過加熱爐(34)中混輸盤管(42)進(jìn)行加熱；摻液通過加熱爐(34)中摻液盤管(43)進(jìn)行加熱；經(jīng)過計量后的油氣混合物輸進(jìn)所述加熱進(jìn)口管線，并經(jīng)過加熱進(jìn)口閥門后，輸入雙盤管加熱爐內(nèi)的混輸盤管，在混輸盤管內(nèi)加熱后，油氣混合物通過加熱出口閥門注入加熱出口管線中；摻液輸入進(jìn)所述摻液進(jìn)口管線，并經(jīng)過摻液進(jìn)口閥門后，輸入雙盤管加熱爐內(nèi)的摻液盤管，在摻液盤管內(nèi)加熱后，摻液通過摻液出口閥門注入摻液出口管線中。
13.根據(jù)權(quán)利要求9所述的一種石油開采地面集輸方法，其特征在于所述集輸方法中的油氣混輸過程采用油氣集中混輸方法；即在集輸系統(tǒng)中，各油井的油氣混合輸出物經(jīng)過自動計量、集中加熱后，通過集中油氣傳輸裝置整體輸出；所述的油氣集中混輸?shù)姆椒ㄖ邪▊鬏斶M(jìn)口管線(44)、傳輸出口管線(9)、過濾器(45)、傳輸進(jìn)口壓力表(46)和出口壓力表(47)以及至少一組加壓裝置；所述每組加壓裝置包括傳輸進(jìn)口閥門(48)、混輸管線(49)、油氣混輸泵(50)、單流閥門(51)和傳輸出口閥門(52)；油氣集中混輸?shù)姆椒ㄊ撬鲇蜌饣旌衔锝?jīng)過過濾器(45)過濾后，通過傳輸進(jìn)口壓力表(46)檢測入口壓力；油氣混合物經(jīng)加壓裝置中的油氣混輸泵(50)進(jìn)行增壓后，通過傳輸出口壓力表(47)檢測混合物出口壓力，加壓后的油氣混合物通過傳輸出口管線(9)傳輸至聯(lián)合處理站。
全文摘要
本發(fā)明是一種石油開采地面集輸系統(tǒng)及其方法，屬于石油開采的技術(shù)領(lǐng)域，應(yīng)用在采油平臺上包括油井計量、油井摻液、油井加熱和油氣混輸?shù)募斚到y(tǒng)及其方法。發(fā)明是針對現(xiàn)有技術(shù)中，地面集輸系統(tǒng)普遍存在的投資大、管網(wǎng)繁瑣、計量精度低、能源浪費(fèi)等問題而提出的。該系統(tǒng)包括油井計量、油井摻液、油井加熱和油氣混輸四部分。其中，油井計量部分采用液體自動計量裝置，液體自動計量裝置包括翻斗計量器、自動油井切換器和集輸管線。本發(fā)明是一種利用工業(yè)計算機(jī)在采油平臺上實(shí)現(xiàn)自動摻液、自動計量、集中加熱、油氣混輸，自動化程度高、實(shí)用性能強(qiáng)、無人職守化管理的石油行業(yè)地面集輸系統(tǒng)和新方法。
文檔編號E21B47/00GK1828009SQ20051005124
公開日2006年9月6日 申請日期2005年3月3日 優(yōu)先權(quán)日2005年3月3日
發(fā)明者岳玉全, 徐恩寬, 盧時林, 喬文彪, 賈閣 申請人:岳玉全, 徐恩寬