原油单井计量设备共41页
单井计量技术的应用分析
单井计量技术的应用分析摘要：本文从油井计量现状出发，针对地面建设特点，对目前已采用的单井计量新技术进行分析，通过其现场应用情况验证上述技术在单井计量方面的适用性，为单井计量技术的发展提供了方向。
关键词：油井产液量；量油油井产液量是油田开发的基础数据，是地质分析、开发方案设计的重要依据。
随着油田进入高含水开发期，油井产液量计量的难度越来越大，加之油田地质的精细分析及降本增效的需要，对油井产液量计量的准确性及可靠性的要求也在提高，计量技术已成为我们重点关注的问题。
1油井产液量计量技术现状目前，油井产液量计量方式主要有：分离器量油、积算仪量油、自动连续量油、移动计量车量油和井口功图量油。
常用的量油工艺为计量间内分离器量油，该计量工艺有设备简单、投资少的优点，但随着油田的不断开发，原油物性变得越来越复杂，同时集油工艺的简化、管理方式的转变和技术的不断进步使得传统计量工艺越来越凸显出其不足之处：①人工切换计量流程的劳动强度大；②对于气液比低的油井，计量后的排液困难；③量油准确性在很大程度上取决于操作人员的技术水平；④采用间歇量油的方式折算产量，误差较大。
2单井计量新技术的应用2.1积算仪量油该技术具有以下特点：①节省了人工量油记时和计算的过程，降低了员工劳动强度，提高了录取数据的准确性，实现了计量间内分离器量油数据的远传。
②采用U形管设计，保证了连续量油的可实施性。
2.2自动连续量油优点：自动化水平高，计量精度高，测量范围宽，现场工况适应性强，可用于实时测量和实时在线监控。
缺点为：①工艺安装过于紧凑，操作空间比较狭窄，不利于工人的日常生产维护管理；②质量流量计精度受气泡影响会产生一定的误差；③由于带掺水计量，掺水、热洗工艺流程的结垢问题会影响计量的准确度，同时掺水流量计也会造成计量二次误差。
2.3井口计量车量油231称重式计量标定车优点：①应用灵活，适合于单井产量较低、油井分散、距离较远的油井使用；②产液量计量精度相对较高，流程简洁，环境适应能力强，长期工作温度性好；③采用快速接头，计量结束后将原油再打回到管汇流程中，操作过程无油污泄漏，不污染井场。
低产油井单罐计量的设计
２ ２ 井 口功 图量 油技术 ＿ ． ４
油井采 用计 量 间内玻璃 管 （ 液位计 ） 油 ， 或 量 十
几 口油井 的采 出液进入 同一计 量 间 ， 共用 一套 计量 装置 。在计 量过 程 中首先 用 两 相计 量 分 离 器将 油 井产 出物分 出液 、 气两 相 ， 后用玻 璃管 量液 ， 然 人工 井 口取 样化 验含 水率 ， 算得 出单 井产油 量 。这种 计
Ａｂ ｔａ ｔ ｓｒ ｃ ：Ｏｉ ｗｅ ｌ ａ ｕ ｅ ｅ ｔ ｉ ａ ｍｐ ｒ ａ ｔ ｐ ｏ ｅ ｓ ｆ ｒ ｏ ｌ ｅ ｄ ｐ ｏ ｕ ｔ ｎ Ｔｈ ｔ ｔ ｓ ｏ ｌ ｌ ｍｅ ｓ ｒ ｍ ｎ Ｓ ｎ ｉ ｏ ｔ ｎ ｒ ｃ ｓ ｏ ｉ ｉ ｌ ｒ ｄ ｃ ｉ ． — ｆ ｏ ｅ ｓａ ｕ ｆ ｓｎ ｌ— ｌ ｍｅ ｅ ｉ ｇ ｔ ｃ ｎ ｌ ｇ ， ｔ ｅ ａ ｖ ｎ ａ ｅ ｎ ｉａ ｖ ｎ ａ ｅ ｆ ｖ ｒｏ ｓ ｍｅ ｈ ｄ ｎ ｉ ｇ ｅ ｗｅ ｌ ｔ ｒｎ ｅ ｈ ｏ ｏ ｙ ｈ ｄ ａ ｔ ｇ ｓ ａ ｄ ｄ ｓ ｄ ａ ｔ ｇ ｓ ｏ ａ ｉ ｕ ｔ ｏ ｓ ａ ｄ
关键 词 ： 单井计量 远动终端 无线传输 中 图分 类号 ： Ｐ ７ Ｔ ２３ 文献 标 志 码 ： Ｂ 文章 编 号 ： ０７ ７２（０ ２０— ０８ ０ １０ — ３４２１）３ ０６ — ３
Ｓ ｎ ｌ ｎ Ｍ ｅｅ ｉ ｓｇ ｏ ｗ ｏ ｃ ｉｎ ｉ Ｗ ｅｌ ｉ ｇ ｅ Ｔａ ｋ ｔ ｒｎｇ Ｄｅ ｉ ｎ ｆ ｒ Ｌｏ Ｐｒ ｄｕ ｔｏ Ｏ ｌ ｌ
Ｈｕ ｎ ｚ ｉ ａ ｇ Ｙｕ ｈ ，Ｙａ ｇ Ｚ ａ ｆ ｎ ｎ ｈ ｏ ｅ ｇ，Ｍ ａ Ｂｉ ｎ
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油田常用仪器仪表及工具ppt课件
P表压=P绝对压力——P大气压力 工程上所用的压力指示大多为表压，当被侧压力低于大气压时。 一般用负压或真空度表示:
P真空度=P大气压力——_P绝对压力 以绝对压力零线做起点计算的压力称绝对压力 因为各种工艺设备和测量仪表通常处于大气之中，本身承受着大
压力的概念及单位;
压力测量仪表简称压力计或压力表，他根据生产过程的不同要求， 可以有指示，记录和带远程变送的、报警、调节装置等。被测压 力的显示方式多采用机械位移，也有采用数值显示形式。
所谓的压力就是指垂直而均匀地作用在单位面积上的力。数学表 达方式为：p=f/S 单位为牛顿/平方米(Pa）
1标准大气压=760毫米汞柱=76厘米汞柱=1.013×105帕斯卡=10.336 米水柱=0.1013MPa。
电测型压力表
电测型压力表是基于把压力变换成各种电量来 进行压力测量的压力表。他们把弹性元件的变 形转换成某中电量来进行测量压力。常用的有 电阻式、电感式、电容式、霍尔式等。
电测型压力表一般有压力传感器、测量电路和 指示器三部分组成。下面介绍一下霍尔式远传 是压力表。
霍尔式远传是压力表的测量原理是霍尔效应。 有霍尔元件与弹性元件结合在一起构成的霍尔 压力传感器和显示仪表构成。灵敏度高，能远 传指示，但霍尔元件受温度影响较大，稳定性 受工作电流的影响，精度较低，仅能达到一级。
资 金 是 运 动 的价值 ，资金 的价值 是随时 间变化 而变化 的，是 时间的 函数， 随时间 的推移 而增值 ，其增 值的这 部分资 金就是 原有资 金的时 间价值
热电偶与热电阻的选型
根据测温范围选择：200℃以上一般选择热电 偶，200℃以下一般选择热电阻； 根据测量精度选择：对精度要求较高选择热电 阻，对精度要求不高选择热电偶； 根据测量范围选择：热电偶所测量的一般指 “点”温，热电阻所测量的一般指空间平均温 度。 还有,热电阻与热电偶的工作原理本身就 不相同,输出的信号也不一样,热电阻是阻值随 温度的变化而变化，而热电偶输出是毫伏信号.
长庆油田单井产量计量系统
长庆油田单井产量计量系统【摘要】长庆油田所使用的GS-GLCC系列油气分离计量系统由一级分离器、气体回流腔、二级分离器、科里奥利传感器、数据变送器、单向阀等组成。
测量中油气经过一级分离器腔自然分离出油质中所含的部分伴生气，分离气体直接从出油口流出，经过分离的油质在经过二级分离腔分离后经科里奥利传感器测量质量、流量、密度等，然后通过数据变送器，操作者直接读取数据，油质最后经过单向阀从出油口接入油田输油管线中。
GSGLCC油气分离计量系统能够对单井和井组产量进行计量，同时设备安装方便，能够适用于新井和比较偏远的单井；对于含气量较高的油井，可以通过读取质量、密度计算产量，同时能够计算出油井含水率。
【关键词】单井产量计量GS-GLCC 油气分离油井产量计量即测量油井油气水的日采出量，有助于油井储层变化情况的了解，分析油井生产动态，指导油田开发方案的制定，目前各油田采用的油井产量计量方法都不相同；一般都存在多井集中计量系统，但是单井计量还缺乏有效地计量方法，对于新井和比较偏远的单井，一般采用大罐量油和人工量油两种选择；对于开采后期的油井，由于含气量少的特点，可以采用液面恢复法、功图法等软件计量方法；对于含气量较高的油井，目前存在的涡轮流量计、超声波流量计、电磁流量计、涡街流量计等计量设备测量精确度不高[1-2]。
GS-GLCC油气分离计量系统能够对单井和井组产量进行计量，同时设备安装方便，能够适用于新井和比较偏远的单井；对于含气量较高的油井，可以通过读取质量、密度计算产量，同时能够计算出油井含水率。
1 系统计量原理GS-GLCC系列油气分离计量系统工作原理如下图所示，进口由双倾角向下的管道与铅垂管道相连，多相流经进液管进入主分离器。
由于旋流作用，在主分离器中，离心力、重力和浮力形成一个倒圆锥型的涡流面。
密度大的液相沿铅垂管道的管壁流到分离器底部，密度小的气相沿涡旋的中央上升至分离器顶部，最终气相和液相分别从分离器的顶部和底部排出。
采油工程指标计算
第18页，共61页。
采油系统常用管理指标定义及计算方法
8月份各开发单位综合利用率（油藏）对比图
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采油系统常用管理指标定义及计算方法
12、油、气、水井月躺井率
油、气、水井月躺井率（%）=（当月躺井次数/当月开井
第30页，共61页。
采油系统常用管理指标定义及计算方法
16、平均检泵周期
是符合统计条件的所有油井的检泵周期的平均值。 （分单位、分举升方式都适用）
T=单井检泵周期之和/统计井数之和（天）。
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采油系统常用管理指标定义及计算方法 三基考核指标：
Ⅰ
Ⅱ
Ⅲ
油井 平均 检泵 周期
1）中高渗整装砂岩油藏 2）低渗透砂岩油藏 3）复杂断块油藏
采油系统常用管理指标定义及计算方法
7、月油、气、水井利用率
月油、气、水井利用率(%)= 〔油、气、水井当月开井数/ （
油、气、水井当月总井数—当月计划关井数—待废弃井关井数)〕
χ100%
8、油、气、水井（阶段）利用率
油、气、水井年（季度、半年、年）利用率（%）=〔∑当月开
井数/（∑当月总井数－∑当月计划关井数－∑当月待废弃 关井数）〕*100%。
方式的变化参照执行）
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采油系统常用管理指标定义及计算方法
几点说明： 5、进行措施如压裂、酸化、防砂、卡堵水、提液、补孔等，
若未进行检泵换泵，则检泵周期按扣除施工停井天数后连续统计。
6、措施作业同时进行检泵换泵，按检泵算，措施之后 开抽的日期即为下一次检泵周期的开始。
7、稠油热采井（建议统计吞吐周期）
油井液量自动计量装置技术交底书
油井液量自动计量装置技术交底书第一篇：油井液量自动计量装置技术交底书技术交底书1. 技术名称油井液量自动计量装置2. 技术领域本实用新型主要应用于油田计量站，采用分离器和玻璃管液面量油的装置中，自动计算油井的产液量。
3. 背景技术目前油田计量站中，大部分都采用分离器对单井产出液进行气液两相分离，气、液分别进行定容积计量，用短时间的计量数据折算出一天的液量和气量。
需要量油工人现场通过观察玻璃管页面的变化，用人工计时的方式，取得时间量，然后再将取得的时间量套入专用的公式中换算得到油井的产液量和产气量。
在此过程中，量油工人还需要频繁操作不同的转换阀门来完成液量和气量的测量。
该种油井计量方法在油田开发早期能够完成对油井产出物的计量任务，针对已经进入中后期开发的油田，由于采出液中水含量增高，气含量下降，同时存在低液量，间歇出油等原因，该种计量方式已很难达到所要求的计量精度，造成了单井原油产量计量误差大，工作量大，效率低；给井站考核和单井措施实施效益评价带来了很多困难，加大了经营管理难度。
采用的整体改造计量站和分离器的方式，工艺复杂，价格昂贵，一次性投入成本太高，改造工作量大，周期长，同时适应的范围也较窄，不利于大规模推广。
因此国内计量站油井计量主要还是采用传统的分离器进行气液计量的方式。
4. 发明内容4.1. 目的：为了解决上述问题，达到减轻量油工人工作量，提高工作效率和测量精度的目的，设计了油井液量自动计量装置。
4.2. 技术内容：本实用新型实现方式如下：该装置主要由三大部分组成，检测传感部分，信号采集和处理单元，电子阀门联动装置。
传统的量油过程是在油气分离器上安装一根长90cm左右并与分离器构成连通管的玻璃管液面计，分离器内一定重量的油将水压到玻璃管内，根据玻璃管内水上升的高度与分离器内油量的关系得到分离器内油的重量，由此测得玻璃管内液面上升高度所需要的时间，即可折算出油井的产量。
该装置中的检测传感部分由两租光电传感器组成，一组位于玻璃管液面计规定的液面高度的下部，简称A位置；一组位于玻璃管液面计规定的液面高度的上部简称B位置，在量油过程中，当分离器内的油将水压到玻璃管内中，玻璃管的液面高度达到A位置时，第一组电光头发出电信号给采集和处理单元，采集和处理单元中的计时器开始计时，当玻璃管的液面高度达到B位置时，第二组电光头发出电信号给采集和处理单元，采集和处理单元中的计时器停止计时，并根据事先设定好的工作模式，自动计算出单位时间内油井的出液量。
石油和天然气开采设备设施清单
石油和天然气开采设备设施清单序号设备名称类别主要型号位号/所在部位是否特种设备1 游梁式抽油机设备设施CYJY12-4.8-73HB 油气井场否2 皮带式抽油机设备设施700型油气井场否3 井口采油树设备设施250型油气井场否4 水套加热炉设备设施50kw 油气井场否5 分气包设备设施Φ400 油气井场是6 变压器设备设施S11-50/6 油气井场否7 电机及控制柜设备设施37kw 油气井场否8 多功能罐设备设施40方油气井场是9 高架罐设备设施40方油气井场否10 中压注水井设备设施16Mpa 注水井场否11 高压注水井设备设施32Mpa 注水井场否12 废弃井设备设施废弃井场否13 长停井设备设施废弃井场否14 高风险废弃井设备设施废弃井场否15 计量分离器设备设施 1.6MPa\Φ800 油气计量站是16 分气包设备设施Φ600 油气计量站是17 井排及阀组设备设施油气计量站否18 管道混输泵设备设施GIB125-2.5 油气计量站否19 加热炉设备设施230kw 油气计量站否20 放空罐设备设施GFC-G-S-15 油气计量站否21 稳流配水装置设备设施十井式16MPa 配水间否22 压力表和远传仪表设备设施配水间否23 计量站集油管线设备设施Φ159*7 集油管线否24 接转站至联合站集油管线设备设施φ219*7 集油管线否25 注水干线设备设施16MPa、Ф219*17 注水管线否26 配水间注水支干线设备设施16MPa、Ф159*13 注水管线否27 注水罐设备设施500方注水站否28 精细过滤装置设备设施600方/d 注水站否29 柱塞泵设备设施5ZB-20/43 注水站否30 离心泵设备设施2A80-180 注水站否序号设备名称类别主要型号位号/所在部位是否特种设备31 变压器设备设施S11-400/6 注水站否32 配电柜设备设施GCS 注水站否33 事故油罐设备设施500方油气接转站否34 三相分离器设备设施φ2400*10300 油气接转站是35 天然气分水器设备设施油气接转站是36 管式加热炉设备设施1000KW 油气接转站否37 外输泵设备设施IY100-125 油气接转站否38 原油沉降罐设备设施5000方联合站否39 防火堤设备设施联合站否40 三相分离器设备设施φ2800*14000 联合站是41 管式加热炉设备设施LS-2700KW 联合站否42 干燥器设备设施20000方/d 联合站是43 原油稳定塔设备设施φ1200/φ3400*25600 联合站否44 轻油缓冲罐设备设施φ1800*5600*8 联合站是45 天然气压缩机设备设施QZY7-0.5-22 联合站否46 轻油储罐设备设施100方联合站是47 轻烃装车泵设备设施CP3424NWH 联合站否48 轻烃装车台设备设施联合站否49 原油外输泵设备设施IY100-125 联合站否50 原油加药泵设备设施HJY1*0.5-II-1.8 联合站否51 蒸汽锅炉设备设施WNS2-1.0-Y(Q) 联合站是52 污水沉降罐设备设施2000方联合站否53 全自动多介质过滤器设备设施ATKSJZ-3600/0.8-110 联合站否54 金刚砂过滤罐设备设施3400*4250 联合站否55 污水加药泵设备设施JYM1.6A-200/1 联合站否56 压滤机设备设施XAZ315\1500-U 联合站否57 混输泵设备设施OH1-115-165 联合站否58 污泥提升泵设备设施NM090BT02S13V 联合站否59 污水外输泵设备设施HWF200-150-400 联合站否60 污水池设备设施400方联合站否61 污油池设备设施400方联合站否62 消防水罐设备设施1000方联合站否63 消防泵设备设施XBD9/90-PS 联合站否64 消防设施设备设施联合站否65 配电柜（室）设备设施联合站否66 防雷、防静电设施设备设施联合站否67 化验室设备设施联合站否68 加药间设备设施联合站否69 气体检测报警系统设备设施联合站否70 硫化氢防护设施设备设施联合站否序号设备名称类别主要型号位号/所在部位是否特种设备71 原油外输线设备设施φ159*5 生产现场否72 天然气外输线设备设施φ273*11 生产现场否73 卸油罐（卸油池）设备设施30方原油装卸台否74 卸油台外输泵设备设施原油装卸台否75 原油装车台设备设施原油装卸台否76 注汽锅炉设备设施YZG30-21-H 固定注汽站是77 水处理及附属设备设备设施固定注汽站否78 柱塞泵设备设施5GP125A-30/25 固定注汽站否79 鼓风机设备设施07V-0.6/8 固定注汽站否80 空压机设备设施11W-3.0/10 固定注汽站否81 纯水设备设备设施SPR-C3 固定注汽站否82 储油罐设备设施200方固定注汽站否83 输油泵设备设施YB2-112M-4 固定注汽站否84 配电室设备设施固定注汽站否85 网电修井机设备设施SHL5320TXJ 修井作业现场否86 车载修井机设备设施THS5281TXJ4 修井作业现场否87 履带式通井机设备设施TJL-17 修井作业现场否88 井架设备设施JJ50/80-W 修井作业现场否89 液压钳设备设施SYQ3D 修井作业现场否90 吊环设备设施DH50 修井作业现场否91 吊卡设备设施89mm 修井作业现场否92 空压机储气罐设备设施14-1314 油管修复线是93 空气压缩机设备设施SA-90A 油管修复线否94 太波热装置设备设施TP-YG11 油管修复线否95 探伤机设备设施NT-2008 油管修复线否96 试压机设备设施PPT-40 油管修复线否97 卧式直流盘管锅炉设备设施施工现场是98 吊车设备设施施工现场否99 龙门吊设备设施MG-5 施工现场是100 推土机车设备设施ZL50G 施工现场否101 离心式压缩机（低压）设备设施2MCL908 压气站否102 离心式压缩机（高压）设备设施2BCL458 压气站否103 正压风机设备设施15C44 压气站否104 空压机组设备设施2Z-6/8-Ⅰ压气站否105 透平膨胀机设备设施PLPT-300/38-15 压气站否106 低温屏蔽泵设备设施RLT315HM-0204T1B1 压气站否107 液化气塔回流泵设备设施R317HM-0506T1 压气站否108 天然气压缩机组设备设施DPC-2804 压气站否109 离心式清水泵设备设施2BA -6A 压气站否110 全自动燃油（气）锅炉设备设施WNS1.4-1.0/95/70-Y 压气站是序号设备名称类别主要型号位号/所在部位是否特种设备111 循环水泵设备设施LRG80-315IJ 压气站否112 有机热载体炉设备设施DSR200-Y(Q) 压气站否113 循环油泵设备设施RE100-65-20 压气站否114 天然气分离器设备设施Φ600 mm集气站是115 井口水套炉设备设施50 kW 集气站否116 井架及底座连接销设备设施ZJ40DBZJ50、ZJ70LDB 钻井井场否117 井架笼梯设备设施钻井井场否118 防爆灯具设备设施钻井井场否119 井架动力绳设备设施钻井井场否120 井架及底座设备设施A型、K型钻井井场否121 储气罐设备设施钻井井场是122 绞车设备设施JC70D,JC—50D 钻井井场否123 活绳头设备设施钻井井场否124 死绳固定器设备设施钻井井场否125 钻台设备设施钻井井场否126 防碰天车设备设施重锤、过卷、数码钻井井场否127 气动绞车设备设施钻井井场否128 B型大钳(内外钳) 设备设施钻井井场否129 液压大钳设备设施Q10Y—M型钻井井场否130 游车设备设施TC—135、YC—350、MC—400钻井井场否131 大钩设备设施DC—130、DG—350、MC—400钻井井场否132 水龙头、水龙带设备设施SL-170、SL-180、SL-200、SL450H钻井井场否133 转盘设备设施ZP—520、ZP—445等钻井井场否134 顶驱装置设备设施钻井井场否135 液压猫头设备设施钻井井场否136 井口工具设备设施钻井井场否137 指重表装置设备设施钻井井场否138 司钻房设备设施钻井井场否139 钻台偏房设备设施钻井井场否140 逃生滑道设备设施钻井井场否141 立管设备设施钻井井场否142 二层台设备设施钻井井场否143 天车设备设施TC—135、TC—130、TC—350钻井井场否144 联动机和柴油机设备设施CPZ12V190B 钻井井场否145 气瓶房设备设施钻井井场否146 SCR房设备设施YZB-800\800KVA替代装置钻井井场否147 发电房设备设施VOLVO-300kW、400KW 钻井井场否序号设备名称类别主要型号位号/所在部位是否特种设备148 柴油罐设备设施钻井井场否149 钻井泵设备设施DF-1300、F-1600、QF-1300钻井井场否150 地面管汇设备设施钻井井场否151 循环罐设备设施钻井井场否152 钻井液材料储存设施设备设施钻井井场否153 井场入口设备设施钻井井场否154 钻井井场布置设备设施钻井井场否155 工具房设备设施钻井井场否156 气瓶设备设施钻井井场是157 消防房设备设施钻井井场否158 管架、猫道气动绞车设备设施钻井井场否159 二层台逃生装置地锚设备设施RG10D 钻井井场否160 管（电缆）线防护设备设施钻井井场否161 营地消防、用电设备设施设备设施钻井营房区域否162 配电箱设备设施钻井营房区域否163 电器设备设备设施钻井营房区域否164 营房设备设施钻井营房区域否165 灶具设备设施钻井营房区域否166 食品操作间设备设施钻井营房区域否167 电加热锅炉设备设施钻井营房区域否168 浴室设备设施钻井营房区域否169 职业卫生设施设备设施钻井井场否170 洗眼器设备设施钻井井场否171 防硫器材等应急器材及药品设备设施钻井井场否172 井控应急物资设备设施钻井井场否173 井控设备设备设施F35-35、F35-70 钻井井场否174 井控管汇设备设施钻井井场否175 井控装置控制系统设备设施FKQ450,FKQ600, 钻井井场否176 液面报警器设备设施钻井井场否177 内放喷工具设备设施钻井井场否178 视频监控系统设备设施钻井井场否179 龙门吊设备设施15T/3-13.50 维修井控车间是180 桥吊设备设施QD20/5 维修井控车间是181 地下试压池设备设施维修井控车间否182 吊车设备设施加藤NK-300E-V/三菱、多田野TL-300E施工现场否183 卡车设备设施红岩CQ1253、斯太尔zz1262施工现场否184 平板设备设施重汽豪沃、三菱、北方奔施工现场否序号设备名称类别主要型号位号/所在部位是否特种设备驰185 推土机设备设施红旗120、TSY160/D60、TSY180、TSY220施工现场否186 履带式通井机设备设施SD-13D 大修侧钻现场否187 网电修井机设备设施SHL5320TXJ 大修侧钻现场否188 车载修井机设备设施THS5281TXJ4 大修侧钻现场否189 井架设备设施BJ18-50T、BJ18-80T、JJ18-50T、SJ18-80T大修侧钻现场否190 液压钳设备设施SYQ3D 大修侧钻现场否191 吊环设备设施DH50 大修侧钻现场否192 吊卡设备设施89mm/73mm 大修侧钻现场否193 撬装泵/泥浆泵设备设施3NB-1000 大修侧钻现场否194 发电机设备设施HWV200 大修侧钻现场否195 井控设施设备设施2SFZ18-35 大修侧钻现场否196 带压作业设备设备设施四机厂DYJ160-105、480-5液压站、FZ18-105防喷器带压作业现场否197 连续油管作业设备设备设施注入头HR680、滚筒LGGT6000、防喷器4FZ130-70连续油管作业现场否198 压裂泵车设备设施四机SJX5442TYL140 压裂现场否199 压裂混砂车设备设施四机SJX5310THS 压裂现场否200 压裂仪表车设备设施赛瓦牌SEV5151TBC 压裂现场否201 水罐车设备设施油龙牌YLL5313GY3 压裂现场否202 砂罐车设备设施三机牌JSJ5250TSS 压裂现场否203 背罐车设备设施FRT5160ZBG 压裂现场否204 高架罐设备设施25m3 压裂现场否205 高压管汇设备设施四机牌SJX5311TYG 压裂现场否206 自背吊车设备设施SG5251JSQ8 压裂现场否207 混配车设备设施赛瓦牌SEV5260THP240 压裂现场否208 供酸泵设备设施压裂现场否209 危险品库储存区设备设施1#、2#、3#库房危险品库区否212 库区监控和检测设备设备设施监控探头、电子围栏危险品库区否213 库区消防泵房设备设施消防泵、消防水池危险品库区否214 库区通风设备设备设施换气扇危险品库区否215 库区防雷防静电设备设备设施避雷塔、避雷带危险品库区否216 库隔离设备设备设施防爆墙、源井、源罐危险品库区否217 防辐射设备设备设施铅衣、铅镜危险品库区否218 火工品库储存区设备设施库房、雷管库射孔火工库区否219 库区监控和检测设备监控设施监控探头、电子围栏库区警卫室否220 库区消防泵房消防设施消防泵、消防水池库区大门西侧否221 库区通风设备通风设施换气扇装配间否序号设备名称类别主要型号位号/所在部位是否特种设备222 库防雷防静电设备避雷设施接闪塔库房周围否223 库隔离设备防护设施梯形土质防护墙防爆堤否224 叉车特种设施62-8EDV30 库区是225 公司放射源库储存区存储设施1#、2#、3#库房库区西南角否226 库区监控和检测设备监控设施视频监控库区否227 库区消防泵房消防设施消防栓库区否228 库区通风设备通风设施排风扇库房否229 库区隔离设备防护设施防护墙、源井、源罐库房否230 库区起重设施起重设施电葫芦库房是231 综合录井仪设备设施ALS-2.2型录井现场否232 开发井录井仪设备设施PLS、SLXL-3 录井现场否。
油田单井计量报告
油田单井计量技术现状及应用1.课题背景油井产量计量是指计量单井油、气、水等采出物的日产量，以满足生产动态分析的需要。
油井产量计量是油田生产管理中的一项重要工作，油井产量的准确、及时的计量，对掌握油藏状况、制定生产方案，具有重要的指导意义。
随着油田开辟进入中后期，油稠、含聚等原因导致油气分离越来越艰难，低含气、结蜡等原因导致常规玻璃管量油方式越来越不适应现场工况，老区油井产量准确计量的难度越来越大。
近年来，油田新区产能多数为低渗、稠油区块，这些区块由于单井液量低、油稠、热力条件差等原因，常规玻璃管量油方式已不适应新区油井产液的单井计量，而三相流、体积法、质量法、称重法、功图法等单井计量方式又存在投资高、维修技术水平要求高等诸多局限。
单井计量技术发展较快，各类计量装置适应性和准确性差别较大，目前还没有一种单井计量方式能够适应所有现场工况。
因此，通过调研和对照分析，优选适合不同油藏、不同集输流程的单井计量方式，提高单井计量技术适应性和准确性，为新区产能和老区改造项目单井计量投资决策提供科学依据，具有十分重要的意义。
2.研究思路及内容在调研油田单井计量装置应用现状的基础上，根据油品性质、集输流程不同，进行在用单井计量装置适应性分析；开展不同工况、不同单井计量装置现场调查，分析影响计量精度的主要因素，研究提高单井计量适应性和准确性的途径和手段，最终优选出适合油田不同现场的单井计量装置，为新区产能和老区改造项目单井计量投资决策提供科学依据。
3.标准规范(1) 《油气集输设计规范》 GB50350-2022(2) 《石油液体手工取样法》 GB/T4756-1998(3) 《原油水含量的测定蒸馏法》 GB/T8929-2022(4) 《石油和液体石油产品油量计算动态计量》 GB/T9109.5-2022(5) 《挪移式三相计量装置测量油井产量的方法》 Q/SH10202227-2022(6) 《采油井资料录取规定》 Q/SH0182-2022(7) 《石油密度计技术条件》 SH/T0316-1998(8) 《自动化仪表选型设计规定》 HG20227-20224.国内外单井计量现状国外油田油井产量的计量自动化程度高，采用多通阀或者三通阀自动选井，计量设备多采用卧式分离器或者不分离式多相流量计计量。
CMG简介解析实用PPT课件
地质储量 （104t）
4.2
10.0
15.7
4.5
31.6
66
第27页/共81页
平面
网格大小：25×25m，网格个数：66 ×22
第28页/共81页
三维图
第29页/共81页
数据文件讲解
1.组分定义 2.粘温曲线
FLUID DEFINITIONS
的基本数据
第30页/共81页
数据文件讲解
1.相渗曲线 2.吸附数据
第16页/共81页
① 在能够说明问题的前提下，尽量少用纵向网格，因为纵 向层数对网格节点数影响较大
② 对层间有较厚隔层，分隔状况良好的生产层位，应适当 进行分开划分，以准确描述其层内流体分布；对有一定 隔层，但分隔不明显，且大面积连通的层位可考虑将两 层合并处理；对分布较小的小砂体，且与其它层位储量 差别比较大的小层，可考虑将其平加到其相邻层位上去， 这样对结果影响不大
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历史拟合指标
历史拟合包括全油藏的拟合和单井 的拟合，注意拟合的指标有： 储量、压力、产量、含水率和气油比
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2.可调参数及调参范围
参数调整原则
不同参数的不同组合会得到相同的计算结 果。为了避免参数修改的任意性，在历史拟合 开始前必须确定各参数的可调范围，判断参数 来源是否可靠，确定的参数一般不修改，或只 在较小范围内修改；不确定的参数允许修改， 可在较大范围内修改。
② 网格的定向应尽量包含全部井位及将来可能进行的加密 井，须取全取准。
第18页/共81页
③ 网格取向还应考虑：流体流动的方向和油藏内天然势 梯度的方向，对于不同的网格系统，其动态可能会不 同，尤其在流度比不利的情况下，更应注意网格所造 成的影响，也可用数学上的方法来解决。
原油管道输送计量器具配备规范[宝典]
![原油管道输送计量器具配备规范[宝典]](https://img.taocdn.com/s3/m/2385a7012f60ddccda38a0f2.png)
4．2．5变电系统计量器具配备规范见表5。
4．3安全保护计量器具配备规范见表6。
4．4能源消耗计量器具配备规范见表7。
表1输油加压系统计量器具配备规范
序号
配备位置
计量器具名称
数量
准确度
备注
一输油泵（包括炉前泵、增压泵、装船泵）
1
泵入口
弹簧管式压力表
1块
±1.5%
四
天然气
1
总进气管线
气体流量计
1台
±Hale Waihona Puke .0%2生产用气总管线
气体流量计
1台
±2.0%
3
生活用气总管线
气体流量计
1台
±2.0%
4
100m3/h以上单体用气设备
气体流量计
1台
±2.0%
五
用水
1
供（产）水总管线
水表
1块
±2.5%
2
生产用水总管线
水表
1块
±2.5%
3
生活用水总管线
水表
1块
±2.5%
4
转供水管线
1块
±1.5%
三热媒炉
适用国产热媒炉
1
热媒进口
压力变送器
1台
±0.5%
显示仪
1台
±1.0%
超高、低限报警
工业用水银温度计
1支
分度值1.0℃
2
热媒进、出口
差压变送器
1台
±0.5%
显示仪
1台
±1.0%
超高、低限报警
3
热媒出口
弹簧管式压力表
1块
±1.5%
多相计量撬现场参数整定及单井计量测试
引用格式：吴奇霖, 何云腾, 李雁飞, 等. 多相计量撬现场参数整定及单井计量测试[J]. 中国测试，2024, 50(4): 31-37. WU Qilin,HE Yunteng, LI Yanfei, et al. Field parameter setting of multiphase metering skid and single well metering test[J]. China Measurement & Test, 2024, 50(4): 31-37. DOI: 10.11857/j.issn.1674-5124.2022030048多相计量撬现场参数整定及单井计量测试吴奇霖1， 何云腾2， 李雁飞1， 吴 辰3， 朱 沫3， 李东晖2(1. 中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067; 2. 中国科学院力学研究所，北京 100190;3. 中海油能源发展装备技术有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067)摘 要: 单井多相计量一直是油田迫切需要突破的问题，科氏力流量计以其较高的质量流量精度，实时提供含水率而广受欢迎。
但受限于现场条件，作为含水率及体积流量换算的密度参数并不准确或无法提供。
基于此阐述一种在油田现场对单井采出液就地进行油水分离及密度检测的方法。
以现场实验获取的单井采出液原油，地层水水密度值作为基于科氏力多相计量撬的参数，进行所采样单井的计量测试实验，与平台现有高精度流量计及取样化验含水率数据比对，相对误差在±5%以内。
关键词: 计量学; 单井计量; 现场采出液分析; 密度整定; 石油平台中图分类号: TB9; TE135; TE863.1文献标志码: A文章编号: 1674–5124(2024)04–0031–07Field parameter setting of multiphase metering skid and single well metering testWU Qilin 1, HE Yunteng 2, LI Yanfei 1, WU Chen 3, ZHU Mo 3, LI Donghui 2(1. Shenzhen Branch of CNOOC (China) Co., Ltd., Shenzhen 518067, China; 2. Institute of Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Beijing 100190, China; 3. Shenzhen Branch of CNOOC Energy Development EquipmentTechnology Co., Ltd., Shenzhen 518067, China)Abstract : Single-well multiphase metering has always been an urgent problem in oilfields. Coriolis flowmeters are widely popular for their high mass flow accuracy and real-time water cut. However, due to site conditions,the density parameters used as water content and volume flow conversion are not accurate or available. Based on this, a method for on-site oil-water separation and density detection of single-well produced fluid is expounded. Using the single well produced liquid crude oil and formation water density values obtained from field experiments as the parameters of the multiphase metering skid based on Coriolis force, the measurement test experiment of the sampled single well is carried out, which is consistent with the existing high-precision flowmeter and sampling test of the platform. Comparison of moisture content data, relative error within ±5%.Keywords : metrology; single well metering; field produced fluid analysis; density setting; oil platform收稿日期: 2022-03-07；收到修改稿日期: 2022-07-15基金项目: 中国科学院战略性先导科技专项(B)类 (XDB22030201)；中国海洋石油总公司十三五重大科技项目联合资助(CNOOC-KJ 135 ZDXM 22 LTD 03 SZ 2016)作者简介: 吴奇霖（1981-），男，吉林梅河口市人，高级工程师，主要从事深水气田生产和运行方面的工作。
称重式油井计量撬使用说明
称重式油井计量撬使用说明沈阳工业大学通益科技有限公司目 录一、用途及特点.............................................................................- 2 -二、基本原理..................................................................................- 2 -2．1、称重式气液两相计量器的组成原理....................- 3 -2．2多通阀组成原理......................................- 4 -2.3计量撬的组成原理.....................................- 5 -三、计量撬执行标准和规范.........................................................- 5 -3.1 机械部分：..........................................- 5 -3.2 零件结构要素标准：.................................- 6 -3.3 材料标准：..........................................- 6 -3.4 电气部分：..........................................- 6 -3.5 其它标准：..........................................- 7 -四、计量撬的控制系统.................................................................- 7 -4．1本地控制............................................- 7 -4．2远程控制............................................- 9 -五、基本技术指标.......................................................................- 12 -六、使用注意事项.......................................................................- 13 -七、关于计量器标定设备及方法...............................................- 13 -7.1设备................................................- 13 -7.2方法................................................- 14 -八、常见硬件故障及可能原因...................................................- 14 -九、技术支持与服务...................................................................- 15 -附录：设备图纸...........................................................................- 16 -一、用途及特点针对原油含气不易排出，人工计量难度大、费时费力的现状，设计了一种集分离与计量功能于一身的“称重式油井计量撬”，该计量器能消除由于油中含气造成的假体积而带来的测量误差，采用称重的方式对流经计量器的原油进行称重，通过累计一定时间内流过计量器中的原油重量，计算出油井的产液量。
原油计量管理规定
原油计量管理办法第一章总则第一条为了加强延长油田股份有限公司定边采油厂以下简称“采油厂”或“厂”原油计量管理工作,规范原油计量、交接行为,确保原油生产、集输、运输、销售平稳有序进行,根据油田公司相关规定,结合采油厂实际,制定本办法.第二条本办法所称计量,指原油生产、交接过程中原油容积、含水、密度、粘度、温度、沉淀物等的测定行为.第三条采油厂原油计量、交接统一采用国家法定计量单位.第四条本办法所称单位是指采油队和联合站.第五条本办法适用于采油厂各单位原油生产、交接计量.第二章组织机构和职责第六条采油厂成立原油生产计量管理领导小组以下简称“领导小组”.组长由生产运行科主管领导担任,副组长由生产运行科科长担任,成员由勘探开发研究所、勘探科、油田开发科、安全环保质监科、运销科、保卫科、采油队、运输大队、东仁沟联合站、樊学一号联合站负责人组成.领导小组下设办公室,办公室设在生产运行科,办公室主任由生产运行科科长担任.领导小组主要职责：1. 审议采油厂关于原油计量管理各项规章制度.2. 负责统一安排部署采油厂的原油计量管理工作.3. 监督检查各单位原油计量规章制度的贯彻落实情况.办公室主要职责：1. 制订、修订采油厂原油计量管理各项规章制度.2. 负责各单位日常计量管理工作.3. 协调处理各单位在计量上出现的各类问题.4. 督促检查各单位的日常计量工作.第七条各单位必须按照采油厂有关规定,设立计量台账、化验台账、交接台账,定期上报统计报表和分析报告.第三章计量、化验器具的配备及管理第八条计量、化验器具的配备必须具有制造许可证和产品质量合格证,使用前应当进行标定.第九条计量、化验器具的配备规定单井、井组：配备量油尺、取样器、烧杯、量筒1000ml或量杯、电加热板、计算器等器具.组站、采油队计量化验组：配备铜取样器、含水测定仪、密度测定仪、量油尺、烧杯、量筒1000ml或量杯、电加热板、恒温水浴锅、离心机、天平等器具.第十条各单位必须做好计量器具的使用与保养工作,制订出相应的使用操作规程,由专人负责,并严格按照说明书及操作规程进行操作.第十一条所有计量器具都应建立使用记录并定期进行维护和保养；常用计量器具应每次使用后擦净保养.第十二条在用计量器具必须有计量鉴定证书或合格标记,发现合格证书丢失或超期的,要及时查找原因,办理补证手续.第十三条计量器具发生故障时,应及时报计量管理员处理,各单位无权擅自修理计量器具.精密贵重仪器经主管领导批准后送修,并做好记录.第十四条有下列情况之一的计量器具不得使用：未经检定或检定不合格；超过检定周期；无有效合格证书或印鉴；计量器具在有效使用期内失准、失灵；未经政府计量行政部门批准使用的非法定计量单位的计量器具.第四章计量数据的录取第十五条正常生产油井,每日间隔12小时取得产液或混进液数据,并录取含水数据登记在册.联合站、集输站、输转站,每日间隔8小时取得混进液数据、录取含水数据并登记在册.第十六条丛式井场正常生产油井,应当逐井按日单量.联合站、集输站、输转站,每日应当至少单量3口油井.采用双容积或计量罐计量,每井至少计量8小时.第十七条新投产井、作业井、调整采油参数井、产量突变井和复抽井,开抽后每间隔4小时取得产液数据、录取含水数据并登记在册.直至有3天以上稳定值为止.第十八条原油密度应当3个月测定一次,由各生产单位执行.第五章生产运行计量管理第十九条采油队内部倒油采油队内部倒运原油,由倒出井、倒入井采油工检尺、取样化验经双方确认后,填写“采油队内部倒油通知单”后,路途押运由倒出井员工负责.第二十条采油队回收落地原油回收至空储油罐或静态储油罐内,应及时检尺、取样化验.第二十一条管输原油的交接采用管输接转原油,交接双方同时检尺、三级取样化验,双方认可后,填写交接凭证；如有异议时可以重新检尺、化验.第二十二条罐车运输原油的交接：1. 采油队装油时,首先由井站检尺、取样化验后填写发油记录,然后到计量化验点过磅、化验,并填写“原油发运计量化验单”.2. 联合站卸油时,从卸油阀处取样化验后过磅计量.含水率在规定范围内≤2%直接卸油；含水率超出规定范围的>2%,先排明水后,再从罐车吊样化验过磅后按规定卸油.第二十三条各生产单位按照管理机构设置,严格执行每日小盘、每旬盘库、月末总盘库的原油盘库制度,及时核查原油库存情况.生产运行科应当每季对各生产单位原油生产水平和原油库存进行核查.必要时,可以随时测产盘库.第六章原油质量和运行控制指标第二十四条原油质量：1. 采油队内部联合站、集输站发出原油,含水率应当控制在≤%范围内.2. 采油队单井发出原油,含水率应当控制在≤2%范围内.3. 联合站销售原油,含水率应当控制在≤%范围内.特殊情况下,经生产运行科同意,采油队单井发出原油含水率可以适当提高.第二十五条计量差异和损耗控制指标：1. 采油队井口发油与过磅化验组计量差异的净质量损耗,总值不得超过发出原油净质量的8‰.2. 承运人与联合站交接原油,运输损耗不得超过承运原油净质量的4‰,含水率变化不得超过±5‰.第七章原油计量操作第二十六条原油取样方法：1. 井口手工取样：抽油机上行期间分三次取,取样间隔2分钟；待油里的气泡逸出后继续取样,取够所需数量为止.2. 管道手工取样：采用时间比例取样.输油时间小时取样规定输油1-2 小时在输油开始时,中间和结束时各一次输油2-24小时在输油开始时1次,以后每隔4小时一次输油24小时以上在输油开始时1次,以后每隔8小时一次1输油开始时,指罐内原油流到取样口时；2输油结束时,指停止输油前10分钟.3. 油罐手工取样：当罐内油品均匀时,在完成进油或转油静止2小时,方能进行油罐取样.取样前应先排出罐底明水.4. 罐车手工取样：1罐车吊样：排出底部明水后,把取样器降到油罐车罐内底部,以急速的动作拉动绳子,打开取样器的塞子、待取样器内充满油后,提出取样器；2罐车尾样：排出底部明水后,卸油阀全开,油液流淌单桥20秒、双桥30秒后,接取油样；3联合站要加强取样管理,做到公平、公正,严格控制盈亏指标.第二十七条液量的录取方法：1. 在线流量计动态进行计量时,每8小时读取一次计量数据每班始末流量计体积指示值.2. 立式金属罐静态进行计量时,应使用吊尺下沉罐底,以同一点分两次测得值作为罐内液位高度.3. 30立方米方型金属罐静态进行计量时,应在同一检尺点下量油尺,至少两次以上检尺,取相邻两次的检测值,相差不应大于1厘米.取最小测得值作为罐内液位高度.第二十八条含水率的录取方法：1. 采用在线流量计动态计量时,体积含水率的录取以含水分析仪测定含水率对照手工取样测定含水率为准.2. 井口、管道、油罐取样的.有蒸馏设备的,采用蒸馏法测定含水率；无蒸馏设备的,采用烧杯加温平行目视测定含水率.第二十九条密度的录取方法采用密度计读取为准.第三十条温度的录取方法：管道输油每2小时测一次,读数精确到0.25℃；油罐以高度分三点测得温度值,以平均值为油品温度.第三十一条石油体积系数、标准密度的录取方法：换算执行GB/T 1885-1998石油计量表,石油体积系数保留5位小数,标准密度保留4位小数.第三十二条压力的录取方法：采用在线流量计动态进行计量时,每隔2 小时读取1次流量计进口处的表头压力,读数精确到,每班读取4次压力的算术平均值作为班平均压力.第八章考核与奖罚第三十三条考核考核内容：机构健全,领导重视程度；器具的配备；取样化验；计量统计真实性、准确性；各类报表、单据的填报及书写规范等内容.考核方式：由生产运行科按月度、季度,定期对生产单位原油生产计量进行百分制考核.年度考核得分按照月度总分40%、季度总分60%,加权平均后计算.年度综合考核结果考核纳入年度目标责任书,占目标考核责任书总分的10%.第三十四条奖罚奖励：全年考核得分95分以上的单位给予奖励；90～95分的,不奖不罚.处罚：1. 全年考核得分85～89分的单位,给予通报批评.2. 85分以下单位,单位负责人、组站长给予警告、记过处分.3. 各单位考核中发现有下列情形之一的.普通员工第一次给予批评教育；第二次给予以警告；第三次正式工的待岗培训一个月,并扣除年终奖的50%,聘用工解除劳动合同.情节严重的,组站长给予警告、记过处分,单位负责人给予通报批评、警告处分.1计量不准确、填写不规范的；2不执行油井计量工作制度,少计量或不计量的；3人为涂改各类生产报表,伪造油井产液、含水资料的；4在交接计量中弄虚作假、私自更换、拆卸计量仪表、调整计量仪表参数等行为、造成重大计量责任事故的；5私自涂改原油计量凭证,伪造化验数据的；6伪造统计报表、编造虚假数据,调整新旧油井产量数据,或调整计量和损耗差异的；7不按操作规程进行正确计量化验操作,造成计量失真的；8其它弄虚作假,产生计量失真或纠纷的行为.第九章附则第三十五条本办法由生产运行科负责解释,自发布之日起施行.第三十六条本办法施行后,凡既有的类似规章制度自行终止,其他与本办法有抵触的规定以本办法为准.。
翻斗式计量装置
油井翻斗计量装置产品简介该装置是能够在井口实现单井产量连续计量的新工艺、新技术，能有效监控油井出油情况，简化流程，实现丛式井组井口至集油站单管密闭连续输油计量。
具有自动化程度高、测试精度高；搬运灵活、安装方便；结构紧凑、安全可靠、操作简便等优点。
是油田边远单井、试油井、进站管线长、回压高的低产、低压井地面工艺流程配套的更新换代产品。
一、基本结构：该装置主要由拖动系统、计量系统、智控打印系统、标定系统及辅助系统等五个部分组成。
（1）拖动系统：主要采用的是小型客货两用车为拖动源（也可由客户提供车订身安装），该车载重1.5吨左右，整体体积小，行驶方便灵活。
（2）计量系统：采用重量法计量方式，已在西峰油田得到广泛应用，计量误差平均不超过8％，外部设有自动加热保温的电磁加热系统，可将该装置内原油温度控制在22—50℃范围。
（3）智控打印系统：主要由数字显示仪表，打印机、开关、指示灯等组成。
（4）标定系统：外部尺寸1.25M×0.8M×1.25M，总容量为15.03m³的方罐。
并由长庆局技术监督中心标定。
（5）辅助系统：辅助装置主要有配电柜、工具箱、灭火器、平衡仪、照明装置等组成。
二、基本原理装置密闭容器内安装有对称的两个翻斗，翻斗轴安装有霍尔传感器，传感器与电子计数器连接。
装置工作时，单井来油从进口进入容器上室，然后溢流至下室翻斗，油量达到翻斗标定重量时，翻斗翻转卸油，同时另一个翻斗开始进油，达到翻斗标定重量时，翻斗翻转卸油，第一个翻斗再进油，再翻转，如此重复工作。
通过电子计数器记录翻斗翻转次数，即可折算出单量时间内单井产量。
该装置配有智能积算打印系统，具有显示油井产量瞬时值（四位）和累计值（六位）。
根据实际情况，配合打印机、GPRS数据传输、计算机组合各种计量模式，本系统具有的抗干扰能力强的特点，操作方便、自动化程度高。
三、主要技术指标：1、计量容积：1.4kg3（见出厂时实际标定值）2、最高工作压力：小于3Mpa3、油井产液计量范围：0—50m³／d4、计量误差：0—5％5、累计流量：0—99999kgm³6、排液泵排量：0—7.5m³／h7、加热：电加热220V，800W8、进排液安装管线：2″管螺纹或焊接9、整套装置功率：1Kw10、环境温度：-3--50℃11、工作电源：380V50HZ12、重量：890kg13、外型尺寸：3100×1700×1700mm四、特点：（一）井口至集油站单管密闭连续输油计量，简化流程、降低成本。
浅谈坪北油田原油单井计量与集中计量优缺点
单井采出原油是油田开发的基础数据，是油藏动态变化分析、油藏开发方案设计的重要依据。
随着坪北油田持续开发进入高含水开发期，油井计量的难度越来越大，加之生产的分类管理，降本增效的需要，对油井计量技术的要求也在提高，因此油井计量技术的准确性、可靠性已成为重点关注的问题。
1 坪北油田基本情况及油井计量现状油井采出液量计量是指计量单井油、气、水采出物的日产液量，是生产动态分析的第一手基础资料。
是油田生产精细管理的一项重要工作。
是掌握油井的生产动态、油井日产量变化情况、科学制定油田开发方案的重要依据。
坪北油田开发初期本着“简化工艺、节省投资”的原则，采用生产平台简易集输流程，油井计量主要采用方罐计量方式。
截至2011年，95%以上的平台采用方罐计量，即十几口油井的采出产液进入同一方罐，共用一套计量装置。
随着不断滚动开发，传统的方罐计量弊端不断显现，计量新技术的研究与应用工作越来越受到重视。
2011年，引进 4套全自动称重式计量装置，在4座采油平台应用；2012年，自主研发PB1.6-600型油井自压翻斗计量器，并大规模推广应用。
目前除拉油平台和低产量平台用方罐计量外，其它平台都采用自压翻斗计量装置量油。
2 单井与集中计量效果评价与分析2.1 单井与集中计量方式单井计量指的是一口油井单独走计量管线进入计量装置，通过量油公式计算出单井日均产液情况，其余油井都通过直输管线输送到接转站。
油田单井计量是油田各项计量中工作量最大最繁琐的一项基础工作，单井计量采集的数据主要用于油田生产过程中的油井产量计算、储量控制和生产管理，其计量准确与否直接影响到第一手资料的真实性、准确性和可靠性，从而影响到油田的合理开发部署和经济效益。
集中量油单一平台所有油井先加热后进入计量装置并输送到接转站。
为了提高计量精度，坪北油田实现集中连续计量。
2.2 单井计量和集中计量优缺点2.2.1 单井计量和集中计量优点单井计量能准确把握单井全日出液情况，对分析工况能提供有效的基础资料，设备使用寿命长和维护频次少。
油气集输与储运系统资料
海上油气田的生产设施的布置和集输系统设计具有的特点： ① 集输系统要有较高的适应性：所在海域的海洋条件 ② 设备便于维护：海上油气田一般远离岸上基地，还要加强防腐
措施 ③ 在平台的甲板上，空间有限，应布置紧凑 ④ 海上深水油气田的开发设计、施工、维修的技术要求更高 ⑤ “高速开采、高速回收”的原则，要求：油气处理工艺流程和
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§6.4 长距离输油管道
一、原油的外运方式
二、输油管道的分类
三、长距离输油管道的组成
四、长距离输油管道输送特 点
五、长输油管道的运行与控 制
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一、原油的外运方式 铁路、公路油槽车、油轮或长距离输油管道运输，根据运量、 运距及地理条件的不同而选择经济的运输方式。 油田外输原油的终点是炼油厂的原油库或其它转运枢纽。
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三. 长输油管道的运行与控制
度高，能量充分利用，油气损耗少等； （4）经济性。投资少、工程量小、运行费用低等。
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Hale Waihona Puke §6.2 原油处理工艺一、油气分离 二、原油脱水 三、原油稳定
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一、油气分离
从井口采油树出来的井液主要是水和烃类混合物。 在油藏的高温、高压条件下，天然气溶解在原油中，在井液从地 下沿井筒向上流动和沿集输管道流动过程中，随着压力的降低，溶 解在液相中的气体不断析出，形成了气液混合物。 为了满足产品计量、处理、储存、运输和使用的需要必须将它们 分开，这就是油气分离。
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2.油气分离器
油气分离器是一种能够将油气进行分离的容器。 油气分离器类型：