CN214697815U - 一种用于沙漠油田的模块化井场 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种用于沙漠油田的模块化井场，其包括：电潜泵，设置在油井井下内；采油树，设置在油井的井口，通过采油管线连接于所述井下电潜泵；计量阀组模块，通过管线连接于所述采油树，用于计量采油树输出的原油的流量；变压控制模块，用于为所述井下电潜泵供电及控制电潜泵的运行状态；其中，所述变压控制模块和所述计量阀组模块设置在场站区域内，所述场站区域之外的地面硬化区域位于所述井口周围，所述采油树布置在所述地面硬化区域内。这种模块化井场模块化程度更高、施工快速，投产时间短、且易于维护。

Description

一种用于沙漠油田的模块化井场

技术领域

本实用新型涉及石油工程技术，更具体地，涉及一种用于沙漠油田的模块化井场。

背景技术

目前对于沙漠偏远油田的井场，由于地理位置分散，气候条件恶劣，人员及机具动迁较困难，施工难度大，建设成本较高。同时，由于偏远，不易设置太多设施在井场，一般采用无人值守的方式。大部分设计井场流程简单，在标准化设计基础上，根据不同工艺条件分成几类典型井场，其他专业按照工艺及总图的典型图进行相应各类井场设计，根据上游输入条件完成各自专业的布置。现场施工在各个分散的井场陆续进行，包括管子的预制，基础预浇筑，钢结构的预制，电气仪表的安装等工作。

现有技术方案从工艺角度标准化了部分流程，但没有完全实现可复制的模块化集成，油品性质，地下产能，井场布局等因素造成流程出现多样化；井场内整体布局较松散，设计及阀组布置预留空间较大；现有技术方案只按照传统操作维护空间要求，设计方案及施工形式都是按照工人在现场施工的建设模式，没有考虑到井场现场施工条件造成的效率低下；同时由于各个井场位置分散，造成人员和机具的动迁成本以及相应的安保费用也大幅增加，常常导致建设工期不能满足进度要求。

实用新型内容

本实用新型实施例提供了一种用于沙漠油田的模块化井场，这种模块化井场模块化程度更高、施工快速，投产时间短、且易于维护。

该模块化井场包括：

电潜泵，设置在油井井下内；

采油树，设置在油井的井口，通过采油管线连接于所述电潜泵；

计量阀组模块，通过管线连接于所述采油树，用于计量采油树输出的原油的流量；

变压控制模块，用于为所述电潜泵供电及控制所述电潜泵的运行状态；

其中，所述变压控制模块和所述计量阀组模块设置在场站区域内，所述场站区域之外的地面硬化区域位于所述井口周围，所述采油树布置在所述地面硬化区域内。

该模块化井场的计量阀组模块可以在现场工厂内预制，变压控制模块可以从厂家工厂内预制。模块化井场可快速在各个油田分散区块实施，连接偏远分散单井或多井，实现较精确多相计量。与原有井场相比，设计工作标准化和模块化程度较高，建设周期从以前的2周，缩短至3天，实现快速投产，有明显的投资少、见效快的特点，降低维护成本。

本实用新型的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，或者通过实施本实用新型而了解。本实用新型的目的和其他优点可通过在说明书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本实用新型技术方案的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本实用新型的技术方案，并不构成对本实用新型技术方案的限制。

图1为本申请实施例中的一种用于沙漠油田的模块化井场的平面示意图；

图2为本申请实施例中的模块化井场的工艺连接示意图；

图3为本申请实施例中的计量阀组模块的连接示意图；

图4为本申请实施例中的发球阀模块的连接示意图；

图5为本申请实施例中的另一种用于沙漠油田的模块化井场的平面示意图。

具体实施方式

为使本实用新型的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本实用新型的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。

图1、2显示了本实施例中的一种用于沙漠油田的模块化井场。该模块化井场包括电潜泵(ESP泵，图中未示出)、采油树1、计量阀组模块2、电加热器模块3、清管装置4、排污箱6、变压控制模块8和箱式变电站模块7。计量阀组模块2、电加热器模块3、清管装置4、排污箱6、箱式变电站模块7和变压控制模块8集中布置在场站区域10内。地面硬化区域12设置在油井的井口周围且位于场站区域10之外，采油树1布置在地面硬化区域12内。

采油树1、计量阀组模块2、电加热器模块3、清管装置4通过管路依次连接在一起，原油依次通过电潜泵、采油树1、计量阀组模块2、电加热器模块3和清管装置4向外输送。排污箱6通过排污管线分别连接电加热器模块3和清管装置4的排污口，主要用于容纳电加热器模块3和清管装置4排放的油污。

箱式变电站模块7用于对场站区域10内的用电设备供电。变压控制模块8为电潜泵提供电力以及控制电潜泵的运行状态。例如变压控制模块8可以控制电潜泵的启动、加速、匀速运行、减速和停止。电潜泵设置在井下。电潜泵是井下工作的多级离心泵，同油管一起下入井内，能把油井中的井液举升到地面。变压控制模块8和电潜泵均可以设置多个。多个电潜泵分别设置在多个井筒内。变压控制模块8与电潜泵一一对应设置，变压控制模块8通过电缆电连接到与其对应的电潜泵上，多个变压控制模块8分别为多个电潜泵供电。

采油树1的数量与油井的数量相同。多个采油树1分别设置在多个油井的井口。采油树1与井下的电潜泵之间通过油管连接。

计量阀组模块2的数量与采油树1的数量相同。计量阀组模块2与采油树1一一对应设置，计量阀组模块2的入口与其相对应的采油树1的出口通过输油管路连通在一起。计量阀组模块2用于计量与其相对应的采油树1输出的原油的流量。

计量阀组模块2的出口均通过输油管与电加热器模块3的入口相接通。电加热器模块3用于对原油进行加热以增加原油的流动性。对于高石油产品倾点的原油，需要通过加热才能向外输送。电加热器模块3运输尺寸可以是6.5m(L)X2.8m(W)X3m(H)，运输重量约10吨。

清管装置4的入口通过输油管连接到电加热器模块3的出口。清管装置4用于作为向输油管中投入清管球的入口。清管球从清管装置4进入到输油管后，可以在气压或液压的作用下向输油管的下游输送，从而将沿途输油管中的杂质一起带到输油管的下游。可以在输油管的下游设置收球筒，当清管球运动到收球筒后能被收球筒回收。

电加热器模块3和清管装置4中的排污口都通过管路连接到排污箱6。排污箱6能暂存电加热器模块3和清管装置4排出的油污，防止污染环境。清污车可以开到场站区域10内从排污箱6内抽走其内存储的油污。

该模块化井场的计量阀组模块2，可以在现场工厂内预制。电加热器模块3，清管装置4，箱式变电站模块7从厂家工厂内预制。模块化井场可快速在各个油田分散区块实施，连接偏远分散单井或多井，实现较精确多相计量，部分井输出的原油通过电加热器模块3加热后经过集输管线进入增压站汇管。与原有井场相比，设计工作标准化和模块化程度较高，建设周期从以前的2周，缩短至3天，实现快速投产，有明显的投资少、见效快的特点，降低维护成本。

进一步地，如图3所示，计量阀组模块2包括第一主输油管21、第一压力变送器213、压力表214、计量油嘴215、排污口216、第二压力变送器218、第三压力变送器219、温度表和温度变送器。

第一主输油管21的一端为入口211，另一端为出口212。从该入口211到该出口212方向上，第一压力变送器213、压力表214、计量油嘴215、排污口216、第二压力变送器218、第三压力变送器219、温度表220、温度变送器221依次布置在第一主输油管21上。原油从该入口211进入第一主输油管21后，能沿第一主输油管21依次通过第一压力变送器213、压力表214、计量油嘴215、排污口216、第二压力变送器218、第三压力变送器219、温度表220、温度变送器221，最后从出口212输出。

第一压力变送器213、第二压力变送器218和第三压力变送器219均电连接远程终端单元(RTU，Remote Terminal Units)。远程终端单元是安装在远程现场的电子设备，用来监视和测量安装在远程现场的传感器和设备。远程终端单元远程通讯连接井口控制盘。第一压力变送器213、第二压力变送器218和第三压力变送器219将测到的实时压力数据传输至远程终端单元。远程终端单元中存储有基于压差的油井多相流在线计量技术的计量程序，能根据第一压力变送器213、第二压力变送器218和第三压力变送器219实时测量的压力数据计算出通过第一主输油管21的原油流量，并记录该原油流量。对一段时间内的原油流量进行统计能获得该段时间内采出原油的体积。远程终端单元能还将原油流量发送至与该计量阀组模块2相对应的油井的井口控制盘。井口控制盘能根据原油流量来对井口处的各类阀门进行相应的控制。温度变送器221可以实时测量主管路中原油的温度。

进一步地，计量阀组模块2还包括取样口223、移动定标预留阀224、229和移动标定切断阀225。取样口223和移动标定切断阀225均设置在第一主输油管21上，且位于温度变送器221的下游。移动定标预留阀224和移动定标预留阀229的一个接口分别连通移动标定切断阀225的两个接口。

移动定标预留阀224、229可以与标定车相接通，来对计量阀组模块2的计量进行校准。

进一步地，计量阀组模块2还设置有止回阀222。止回阀222设置在第一主输油管21上，且位于温度变送器221和取样口223之间。止回阀222能防止原油向上游回流。

进一步地，计量阀组模块2还包括第一旁通管道226、第一旁路切断阀227、第一油嘴切断阀228和第二油嘴切断阀217。第一油嘴切断阀228和第二油嘴切断阀217均设置在第一主输油管21上。第一油嘴切断阀228设置在第一压力变送器213和压力表214之间，第二油嘴切断阀217设置在计量油嘴215和后压力变送器之间。第一旁通管道226的一端连通于第一主输油管21的入口211，另一端连通于第一主输油管21位于第二油嘴切断阀217和后压力变送器之间的部分。第一旁路切断阀227设置在第一旁通管道226上。

当第一油嘴切断阀228和第二油嘴切断阀217均打开，且第一旁路切断阀227关闭时，原油通过计量油嘴215再向下游输送。这时，可以正常的计量原油流量。

当第一油嘴切断阀228和第二油嘴切断阀217均关闭，且第一旁路切断阀227打开时，原油不通过计量油嘴215，而是通过旁通管路向下游输送。这时，可以对计量油嘴215进行维护，方便计量油嘴215的拆卸和更换。

进一步地，计量阀组模块2的两端留打好坡口的焊口，模块内管线采用配管管道支架。4寸主输油管支架采用单梁钢结构支撑，用于支撑起第一主输油管21。第一旁通管道226、排污管线及取样管线采取次梁钢结构支撑，单梁钢结构采用HM200X150，采用6吊点设计，吊梁从主梁钢结构生根。

进一步地，清管装置4可以是清管模块。清管模块包括快开盲板和发球筒。发球筒上设置有安全阀，当发球筒内的压力大于预设压力时安全阀打开，以实现超压保护。在需要对下游管线进行清扫时，将清管球装入发球筒，再向发球筒内注入气压或液压以驱动清管球进入到输油管中。清管球能清除沿途输油管中的杂物，并将这些杂物带到输油管的下游。清管器模块运输尺寸可以是6m(L)X2.4m(W)X1.5m(H)，运输重量约7吨。对于连接集输干线，原油产量较大的井，可以选用清管模块。

进一步地，如图4所示，清管装置4可以是发球阀模块。发球阀模块包括第二主输油管41、前切断阀413、发球阀414、压力表415、后切断阀416、通球三通417、第二旁通管道418、第二旁路切断阀419、第一排污阀420、第二排污阀421和第三排污阀422。第二主输油管41包括入口411和出口412。从该入口411到该出口412的方向上，前切断阀413、发球阀414、压力表415、后切断阀416、通球三通417依次布置在第二主输油管41上。

第二旁通管道418的一端连通于第二主输油管41的入口411，其另一端连通于通球三通417。第二旁路切断阀419设置在第二旁通管道418上。

第一排污阀420的一个接口连通于第二主输油管41的入口411，第二排污阀421的一个接口连通于主输油管位于发球阀414和压力表415之间的部分。第一排污阀420和第二排污阀421的另一个接口连通于第三排污阀422的同一个接口。第三排污阀422的另一个接口接通排污箱6。

在发清洗球前，先打开第二旁路切断阀419、第二排污阀421和第三排污阀422，并关闭第一排污阀420、前切断阀413和后切断阀416，原油从第二旁通管道418中通过，同时发球阀414内的原油通过第二排污阀421和第三排污阀422向排污箱6排出，以对发球阀414进行泄压，确保压力表415读数为零。然后再打开发球阀414，将清管球放入到发球阀414中并关闭发球阀414。再关闭第二排污阀421和第三排污阀422，打开前切断阀413和后切断阀416，再关闭第二旁路切断阀419，这样，清管球就能在原油的带动下向输油管的下游运动，从而清除沿途的管内杂质。在清管球通过通球三通417时，不会误入第二旁通管道418。对于集输支线，原油产量小的井，可以选用发球阀模块。

进一步地，发球阀模块两端留打好坡口的焊口，模块内采用管线采用配管管道支架。4寸主管管道支架采用单梁钢结构支撑，用于支撑第二柱管道。第二旁通管道418及排污管线采取次梁钢结构支撑，单梁钢结构采用HM200X150，采用4吊点设计，吊梁从主梁钢结构生根。这种支撑结构成本低，且牢固，更加经济。

进一步地，所有模块及管道基础或支撑均采用钢管桩基础，便于标准化快速施工。

进一步地，井口操作平台可以是可移动钢结构平台9，检维修硬化地面的管线支架可采用可拆卸式支架，保证采油树1检修时硬化地面无任何遮挡。

进一步地，箱式变电站模块7的运输尺寸2.8m(L)X2m(W)X2.85m(H)，运输重量约6吨。

进一步地，如图2所示，地面硬化区域12设置在油井的井口周围。地面硬化区域12的地面可以浇筑混凝土来进行硬化处理。地面硬化区域12内可以设置一个混凝土池14。采油树1设置在混凝土池14内。

进一步地，地面硬化区域12的边缘可以设置可拆卸围栏13。在对井口进行检修时时可以将可拆卸围栏13拆除，使得维护更加方便。场站区域10的边缘可以设置固定围栏11，能阻止动物和无关人员进入到场站区域10内而造成危险。

进一步地，采油树1与计量阀组模块2之间的输油管埋在地底下。这样设计能为检维修作业大型车辆提供充足的空间。

进一步地，电加热器模块3边界配管接口是法兰连接，电气仪表通过自带接线箱接入站内系统，撬底座和撬内平台支撑属于撬内范围，现场只需提供桩基础。

进一步地，采油树1的出口设置有拆卸法兰16。采油树1通过拆卸法兰16连接输油管。在修井作业时可以拆除作业范围内的所有地上管线。

进一步地，在采油树1的角阀出口设置热洗接口15，用于对下游配管及线路定期进行热水清洗维护，确保管线畅通。

在另一个实施例中，如图5所示，提出了另一种用于沙漠油田的模块化井场。该模块化井场应用于单井采油。该模块化井场包括电潜泵、采油树1a、变压控制模块8a和计量阀组模块2a。

计量阀组模块2a和变压控制模块8a布置在场站区域10a内，采油树1a布置在场站区域10a外的地面硬化区域12a。地面硬化区域12a的边缘可以设置可拆卸围栏13a。既保证了采油树1a的安全，又可以在修井作业时拆除，便于大型机械的展开。

电潜泵设置在油井内，通过油管与采油树1a连接。采油树1a和计量阀组模块2a通过管路连接在一起，原油依次通过采油树1a和计量阀组模块2a向外输送。该管路出可拆卸围栏13a后铺设在地下，该管路地上管道基础可以采取可拆卸式支架。变压控制模块8a用于为电潜泵供电以及控制电潜泵的运行状态。计量阀组模块2a采取在现场集中预制厂内预制，模块尺寸8.5m(L)X0.8m(W)X1.6(H)，重量约1000kg。整个计量阀组模块2a和变压控制模块8a在工厂完成制造之后运输到井场安装，既保证了预制质量，也减少了人员及机械在偏远井场停留时间。大大提高了施工进度，减少了现场成本。

在本实用新型中的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”、“一侧”、“另一侧”、“一端”、“另一端”、“边”、“相对”、“四角”、“周边”、““口”字结构”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本实用新型和简化描述，而不是指示或暗示所指的结构具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本实用新型的限制。

在本实用新型实施例的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“连接”、“直接连接”、“间接连接”、“固定连接”、“安装”、“装配”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；术语“安装”、“连接”、“固定连接”可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本实用新型中的具体含义。

虽然本实用新型所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本实用新型而采用的实施方式，并非用以限定本实用新型。任何本实用新型所属领域内的技术人员，在不脱离本实用新型所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本实用新型的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定为准。

Claims (11)

1.一种用于沙漠油田的模块化井场，其特征在于，包括：

电潜泵，设置在油井井下内；

采油树，设置在油井的井口，通过采油管线连接于所述电潜泵；

计量阀组模块，通过管线连接于所述采油树，用于计量采油树输出的原油的流量；

变压控制模块，用于为所述电潜泵供电及控制所述电潜泵的运行状态；

其中，所述变压控制模块和所述计量阀组模块设置在场站区域内，所述场站区域之外的地面硬化区域位于所述井口周围，所述采油树布置在所述地面硬化区域内。

2.根据权利要求1所述的模块化井场，其特征在于，所述模块化井场还包括电加热器模块，设置在所述场站区域内；

所述电加热器模块通过输油管连通于所述计量阀组模块，用于对所述计量阀组模块输出的原油进行加热以增加原油的流动性。

3.根据权利要求2所述的模块化井场，其特征在于，所述模块化井场还包括清管装置，设置在所述场站区域内；

所述清管装置通过输油管连通于所述电加热器模块，用于作为向输油管中投入清管球的入口。

4.根据权利要求3所述的模块化井场，其特征在于，所述模块化井场还包括排污箱，设置在所述场站区域内；

所述排污箱接通于所述清管装置和所述电加热器模块的排污口，用于接收所述清管装置和所述电加热器模块排出的油污。

5.根据权利要求3所述的模块化井场，其特征在于，所述模块化井场还包括箱式变电站模块，设置在所述场站区域内；

所述箱式变电站模块用于为所述场站区域内的用电设备供电。

6.根据权利要求3所述的模块化井场，其特征在于，所述电潜泵、所述采油树、所述变压控制模块和所述计量阀组模块均设置有多个，多个所述电潜泵与多个所述采油树一一对应设置，多个所述采油树和多个所述计量阀组模块一一对应设置，所述变压控制模块与所述电潜泵一一对应设置；

每个所述电潜泵与其相对应的所述采油树相连通，每个所述采油树与其相对应的计量阀组模块相连通，所述变压控制模块分别为与其相对应的电潜泵供电。

7.根据权利要求1所述的模块化井场，其特征在于，所述计量阀组模块包括第一主输油管以及依次布置在所述第一主输油管上的第一压力变送器、计量油嘴、第二压力变送器和第三压力变送器；

所述第一压力变送器、所述第二压力变送器和所述第三压力变送器实时测量的压力数据用于计算通过所述第一主输油管的原油流量。

8.根据权利要求7所述的模块化井场，其特征在于，所述计量阀组模块还包括第一旁通管道、第一旁路切断阀、第一油嘴切断阀和第二油嘴切断阀；

所述第一油嘴切断阀和所述第二油嘴切断阀均设置在所述第一主输油管上，所述第一油嘴切断阀位于所述计量油嘴位的上游，所述第二油嘴切断阀位于所述计量油嘴的下游；

所述第一旁通管道的两端均连接在所述第一主输油管上，其中一端连接在所述第一油嘴切断阀的上游，另一端连接在所述第二油嘴切断阀的下游。

9.根据权利要求3所述的模块化井场，其特征在于，所述清管装置为清管模块，所述清管模块包括发球筒。

10.根据权利要求3所述的模块化井场，其特征在于，所述清管装置为发球阀模块；

所述发球阀模块包括第二主输油管、第二旁通管道、设置在第二旁通管道上的第二旁路切断阀以及从所述第二主输油管的上游向下游依次布置在所述第二主输油管上的前切断阀、发球阀、后切断阀、通球三通；

所述第二旁通管道的一端连接于所述第二主输油管，且位于所述前切断阀的上游，所述第二旁通管道的另一端连接于所述通球三通。

11.根据权利要求1所述的模块化井场，其特征在于，所述场站区域的边缘设置固定围栏，所述地面硬化区域的边缘设置可拆卸围栏。

Images