集輸知識基礎培訓

第二部分原油集輸地面主要設備第一部分原油集輸地面工藝流程模式主要內容一、油氣集輸系統的工作流程油井產物多相混輸氣液分離液體氣體原油脫水原油穩(wěn)定污水處理外排油田注水站礦場原油庫或首站外輸穩(wěn)定石油氣輕烴回收外銷回注凈化輕烴回收干氣輸氣首站外銷輕烴產品外銷二、集輸工藝流程要求：1.盡可能滿足采油的要求做到采輸平衡，要采多少輸多少達到平穩(wěn)生產。

2.流程的適應性強，即能滿足油田開發(fā)初期生產要求也能滿足油田開發(fā)中后期的流程

3.充分利用井口剩余能力，減少流程當中的電力和熱力消耗。

4.采用先進生產工藝，保證油氣水的凈化達到要求，搞好“三脫”、“三回收”。達到綜合治理，防止環(huán)境污染

5.盡可能降低集輸過程中的油氣損耗量

6.流程中的各種設備、儀表化、自動化，便于實現集中控制管理一、集輸流程的布站形式

根據各區(qū)塊的實際情況和油品性質，采用不同的原油集輸工藝。油氣集輸工藝流程按油氣集輸系統的布站形式可分為一級半（或一級）布站集輸流程二級布站集輸流程三級布站集輸流程。工藝流程模式原油集輸1、一級半（或一級）布站流程

一級半布站的集輸流程可看作由“井口-計量站-聯合站”的二級布站流程簡化而來的，即在各個計量站的位置只設計量閥門（包括幾十口井或一個油區(qū)）共用一套計量裝置。單井

氣液混輸

計量閥組分井計量氣液混輸

聯合站

一級半布站集輸流程特點：計量站簡化為計量閥組，降低了投資和減小了工程量。工藝流程模式原油集輸計量站：主要擔負產出的原油和天然氣分離、計量和加熱然后轉輸給轉油站。主要設備：計量分離器、生產分離器、油氣計量儀表、輸油加熱設備、加破乳劑的設備、各種機泵。

作用：1.計量油井產物2.將油氣輸送到轉油站3.需要化學脫水時給輸送原油加破乳劑4.依靠井口剩余能量將混合物輸送到轉油站，待能量不足的情況下再使用離心泵。2023/2/5田大志計量站（主要設備）計量分離器作用：對單井或平臺井來液進行計量，以便對油井產液情況以及采油設備工作情況進行分析評估，同時計量分離器對油井來液進行氣液兩相進行初分離。2023/2/5田大志計量站（主要設備）集油管匯作用：對單井或平臺井來液進行收集，并利用井口剩余能量對油井來液進行輸送注水管匯作用：分配并計量單井（注水井）注水量2023/2/5田大志計量站（主要設備）集油管匯作用：對單井或平臺井來液進行收集，并利用井口剩余能量對油井來液進行輸送注水管匯作用：分配并計量單井（注水井）注水量2023/2/5田大志計量間摻輸間摻輸計量流程計量摻輸水量，有利于各條摻輸環(huán)的水量調控，提高單井產量計量的準確性。備注：計量流程標準設計模式摻輸流量計摻輸交通閥2、二級布站流程（1）油氣分輸流程

原油經出油管線到分井計量站，經氣液分離后，分別對單井油、氣和水的產量值進行測量，在油氣水分離器出口之后的油氣分別輸送至聯合站。單井

氣液混輸

計量站分井計量油氣分離

氣液混輸

聯合站

油氣分離

二級布站油氣分輸流程框圖工藝流程模式原油集輸

油井產物在分井計量站分別計量油、氣、水產量值后，氣液再混合經集油管線進入集中處理站集中進行油氣分離、原油脫水、原油穩(wěn)定、天然氣脫水、天然氣凝液回收等處理工藝，得到合格的油氣產品。單井

氣液混輸

計量站分井計量

氣液混輸

聯合站

二級布站油氣混輸流程框圖（2）油氣混輸流程工藝流程模式原油集輸2023/2/5田大志轉油站作用

1、接收計量站來液

2、對油氣進行分離、脫水，對原油進行加熱處理

3、將氣輸送到凈化裝置，油輸送到聯合站

4、脫出污水進行處理回注

2023/2/5田大志轉油站主要工藝設備和設施

1、油氣分離設備（干燥器）

2、原油加熱設備

3、原油脫水設備

4、儲油設備

5、輸油脫水泵機組

6、生產輔助設備（供電、供排水、供熱、電訊、自動化控制設備）2023/2/5田大志轉油站（主要設備）油氣分離設備現場常用的分離設備主要有兩類

1）兩相分離器

2）三相分離器作用：主要作用實現液相和氣相的分離，從液相中除去氣泡。在分離器中維持適度的壓力、足夠的氣體或液體外輸所需要的能量。在分離器中維持一定的液面，以保證氣、液正常分輸。備注：目前部分中轉站多采用二次分離2023/2/5田大志轉油站（主要設備）原油加熱設備所說的加熱設備就是指油田生產當中常用到的鍋爐、油田用鍋爐大體上經過四個發(fā)展四個發(fā)展階段1）火筒爐火筒鍋爐的特點是結構簡單、運行可靠、燃燒室屬于敞開式、所以出現燃燒室爆炸的機率較小，但鍋爐回火打嗆燒傷的事故發(fā)生比例較高，火筒鍋爐最大的缺點就是鍋爐效率低，燃料消耗量大，火筒空間小，火筒金屬壁與火焰直接接觸，火筒氧化腐蝕快，火筒穿孔事故多發(fā)，引發(fā)火災機率高，所以說隨著技術的發(fā)展，火筒鍋爐在現場當中應用越來越少。2023/2/5田大志轉油站（主要設備）2）水套鍋爐在現場當中多用于采暖伴熱鍋爐，結構簡單，操作方便，由于燃燒室采用密封式燃燒室設計，發(fā)生燃燒室爆炸的可能性增加，安全風險較大。水套鍋爐的效率比火筒鍋爐的效率有了大幅度的提高，在一定的時期內應用較廣泛，目前仍有大部分轉油站采用此類型的鍋爐。2023/2/5田大志轉油站（主要設備）管式加熱爐管式加熱爐是火筒鍋爐的改進型，主要是增加了燃燒室空間，增大了鍋爐的換熱面積，所以說鍋爐的效率得到了大幅提升，燃燒室也采用密封式設計，不過燃燒室增加了防爆門設計，大大的減小了燃燒室爆炸惡性事故的發(fā)生。管式爐最大的缺點就是爐管內流動的被加熱介質是原油，爐管穿孔時發(fā)生火災機率大。2023/2/5田大志轉油站（主要設備）相變爐自動點火燃燒器相變爐爐體結構2023/2/5田大志轉油站（主要設備）儲油設備儲油罐：轉油站的儲罐容量較小，結構簡單，主要采用拱頂罐設計，功能就是臨時存儲計量站來液的，防止因意外事故導致油井停產事件的發(fā)生。2023/2/5田大志轉油站（主要設備）輸油泵機組主要功能是轉油站收集的油井來液進行加壓外輸，多采用多級離心輸油泵伴熱水循環(huán)泵作用：提供伴熱水（摻輸水）循環(huán)所需的能量，多采用多級離心泵水泵2023/2/5田大志二站油系統流程示意圖Φ2400×7184分離器2臺200m3罐3座輸油泵2臺DYK80－50×3目前運行6＃泵泵壓0.9MPa輸油溫度38℃聯合站干燥器計量間來液加熱爐2臺CMN2.33-0/80/55-YQ2臺9m3燃油罐2座

集油溫度40℃集油壓力0.1MPa集液量約1350m3含水約93％2023/2/5田大志六站系統流程示意圖Φ3000×10200三合一2臺壓力0.2MPa200m3罐1座輸油泵2臺DYK45-50×9運行1臺泵壓3MPa加熱爐2臺DHM3000-DY/0.4-Q進口48℃，出口75℃八站除油器1臺Φ2400×9600計量間來液干燥器火炬緩沖罐1臺Φ9000×2400采暖泵2臺DGK30-20×2運行一臺泵壓0.48摻輸泵2臺DGK60-50×5運行1臺泵壓2.1MPa采暖注水泵3臺3S125-13.2/12.53S125-25/12.53175Pa-25/12.5水源井摻輸

燃料油罐10m3燃料油罐2座

集油溫度48℃集油壓力0.2MPa集液量約650m3含水約75％采暖入口50℃，采暖出口65℃摻輸入口48℃，摻輸出口75℃清水罐2023/2/5田大志九站油系統流程示意圖Φ2400×9600分離器一臺Φ1200×4000分離器二臺

聯合站干燥器計量間來液HG1750-S-Q火筒爐1臺CWNS1.75-80/55Y水套爐1臺10m3燃油罐1座

集油溫度35℃集油壓力0.32MPa集液量約650m3含水約85％

輸油溫度34℃單井

氣液混輸

聯合站

氣液混輸

轉油站

天然氣

計量站油氣計量

原油三級布站油氣混輸流程框圖

特點：避免了建設處理合格采出水的管網，可建設規(guī)模較大的原油穩(wěn)定和天然氣凝液回收裝置。工藝流程模式原油集輸2023/2/5田大志聯合站作用

1、收集計量站、轉油站來液

2、對油氣水進行分離、凈化、原油加熱

3、將成品原油和天然氣進行外輸

4、把脫出污水進行凈化處理，并進行污水回注

5、對水源清水進行處理，合格清水進行外供2023/2/5田大志聯合站主要設備設施

1、油氣分離設備、油水分離設備、原油脫水設備

2、加熱設備（原油，伴熱水）

3、污水處理裝置

4、各種油水儲罐（沉降罐，儲油罐，除油罐等）

5、污水回注設備

6、各種泵機組

7、自動化系統和各種計量儀表

8、安全防火、消防系統設備設施

2023/2/5田大志聯合站主要生產性崗位設置計量崗卸油崗集輸崗脫水鍋爐崗污水處理崗注水崗2023/2/5田大志聯合站生產輔助性崗位消防崗維修崗資料崗2023/2/5田大志聯合站生產工藝流程示意圖銷售公司注水站計量崗集輸崗污水處理崗注水崗脫水崗2023/2/5田大志聯合站（計量崗）作用：對各轉油站來液進行計量，并對來液的含水率進行在線檢測，計算出各站來油量主要設備：計量管匯、在線含水分析儀2023/2/5田大志聯合站（集輸崗）作用：對計量來液進行油水分離；油進行凈化計量外輸，水分輸到污水處理崗。主要的脫水工藝：主要采用熱化原油脫水處理工藝。主要設備：游離水沉降罐、乳化水沉降罐、儲油罐、脫水泵機組、輸油泵機組、加藥裝置、污水泵機組等2023/2/5田大志聯合站（集輸崗）沉降罐：通過罐內部結構的設計，利用油水比重差，將水滴從原油當中分離出來的設備儲油罐：儲存原油及其產品的容器。2023/2/5田大志進油口出油口出水口集水管噴油管集油槽平衡管溢流沉降罐結構示意圖運行參數要求：油水界面47m。表面含水20%以下。沉降溫度3035°C(加溫條件下)。乳化層小于1.5m。沉降時間2小時以上。主要設備沉降罐二、油氣集輸工藝流程

油氣集輸工藝流程根據油井集油時加熱保溫方式的不同可分為：單管流程雙管流程工藝流程模式原油集輸2023/2/5田大志聯合站（集輸崗）加藥裝置：將按照一定的比例稀釋后的破乳劑，按照工藝要求平穩(wěn)地加入到原油脫水系統當中的設備2023/2/5田大志聯合站（集輸崗）泵機組2023/2/5田大志聯合站（集輸崗）集輸崗生產流程示意圖計量來液游離水沉降罐20%緩沖罐脫水泵脫水加熱爐68~72℃乳化水沉降罐1.5%二級乳化水沉降罐0.5%儲油罐0.5%外輸2023/2/5田大志作用：提供原油脫水所需熱量，保證原油脫水所需溫度（68℃~72℃）并擔負著聯合站采暖伴熱任務主要設備：真空相變爐電脫水器伴熱水循環(huán)泵聯合站（脫水鍋爐崗）2023/2/5田大志聯合站（脫水鍋爐崗）真空相變鍋爐脫水器熱水循環(huán)泵2023/2/5田大志作用：對脫出污水進行凈化處理，合格污水輸送到注水崗以及分注水站，回收污油返輸回集輸崗。主要設備：污水罐、污水加壓泵、水力旋流器、臥式除油罐、過濾罐、收油泵、過濾罐反沖洗設備。污水處理三大指標凈化污水：含鐵＜0.5毫克/升；含油＜10毫克／升含懸浮物＜5毫克/升聯合站（污水崗）2023/2/5田大志污水處理崗工藝流程示意圖集輸崗來水1000mg/L注水罐集輸崗進出口壓差0.02Mp進出口壓差0.05Mp緩沖罐加壓泵旋流器臥式除油罐過濾罐收油罐收油泵單井

氣液混輸

聯合站

氣液混輸

轉油站

天然氣

計量站油氣計量

原油三級布站油氣混輸流程框圖

特點：避免了建設處理合格采出水的管網，可建設規(guī)模較大的原油穩(wěn)定和天然氣凝液回收裝置。工藝流程模式原油集輸2023/2/5田大志聯合站（污水崗）污水緩沖罐：臨時儲存污水的功能，罐內裝有固定收油槽，具有一定的除油效果，但除油功能有限。2023/2/5田大志聯合站（污水崗）污水加壓泵作用：通過離心泵對污水進行加壓輸送，為污水后續(xù)處理（旋流、沉降、過濾）提供合理的能量，以滿足生產工藝要求2023/2/5田大志聯合站（污水崗）臥式除油罐作用：利用油水比重差，使污水當中攜帶的微小油顆粒上浮，聚集進入到除油罐內的集油區(qū)，以達到除油目的2023/2/5田大志聯合站（污水崗）過濾罐：生產現場當中常采用兩級過濾；一級過濾2023/2/5田大志聯合站（注水崗）作用：將凈化后的污水，利用高壓注水泵加壓，實現污水回注，以提高地層壓力，實現水驅油的目的。主要設備：高壓注水泵機組，注水泵潤滑系統，注水泵冷卻系統。2023/2/5田大志聯合站（注水崗）注水泵機組提供注水所需能量，并將高壓水按各注水站所需水量合理分配。3、三級布站流程

原因：油田集輸半徑增大，采出水量增加。如果還是采用兩級布站，大量的采出水需要返輸處理后回注，投資、管理難度大。部分小油田產量少，油品較好，但單獨為其建原油穩(wěn)定、輕烴回收裝置又不經濟。

三級布站流程：

在兩級布站的基礎上產生了中間過度站，即轉油站（實現油氣分離、原油脫水、污水處理和注水，采出水就地處理，將原油及天然氣輸送到聯合站進一步處理）。工藝流程模式原油集輸2023/2/5田大志聯合站主要生產指標

1、凈化油：含水＜0.5%；

2、凈化污水：含鐵＜0.5毫克/升；含油＜10毫克／升含懸浮物＜5毫克/升1、單管集輸流程

井口加熱單管流程井口不加熱單管流程井口加藥降粘加熱集輸管線保溫、投球清蠟不加熱集輸井口自然不加熱管線工藝流程模式原油集輸（1）井口加熱單管流程每口井采用單一管線將油氣混輸集中到計量站內。計量站布置在多口井的適當位置上。單井來的油氣先經過水套加熱爐加熱，然后進計量分離器分別對油、氣計量，完成計量后的油、氣后，再次混合進集油管線出站。工藝流程模式原油集輸（2）井口不加熱單管流程

井口不加熱單管流程是單管加熱流程取消井口加熱爐及計量站、集輸管線上的加熱爐，使井口的油氣產物靠自身溫度保持較好的流動性能，集中到聯合站處理。井口不加熱單管流程主要有三種集輸措施：工藝流程模式原油集輸

井口加藥降粘加熱集輸②管線保溫、投球清蠟不加熱集輸③井口自然不加熱管線對于凝點低于集輸管線埋深土壤溫度時的輕質原油，具有較好的流動性。對于生產油氣比大于30m3/t，單井產量較高，井口出油溫度較高的中質原油。工藝流程模式原油集輸2、雙管集輸流程

蒸汽伴隨雙管流程摻液雙管流程凡需要加熱輸送的原油，均可采用井口摻熱水的雙管流程。但因雙管摻水流程的計量問題比較復雜，對于單井產量低，間歇生產的油井，不易采用摻熱水的雙管流程。工藝流程模式原油集輸（1）蒸汽伴隨雙管流程

優(yōu)點井場簡化，集中計量，管理方便，易實現集中控制管理和自動化；對粘度高，產量低的油井、地質條件復雜的油田適應性比較好，對間歇式生產的井，也能適應，生產可靠，啟動方便。缺點：蒸汽消耗量大，一般為250～300kg/(km·h)，熱損失較大，效率低；耗水量大，投資和經營費用比較高。工藝流程模式原油集輸（2）摻液降粘雙管流程

優(yōu)點：能較好的解決高粘原油的開采問題，具有井場簡單，管理集中，熱耗指標低。缺點：①摻入的活性水不易控制，摻入水、油層水，產油量不好計量。②活性水的循環(huán)利用還會造成管線的腐蝕、結垢。工藝流程模式原油集輸三、密閉集輸技術

原油從油井中出來，經過收集、中轉、分離、脫水、原油穩(wěn)定，暫時儲存，一直到外輸計量的各個過程都是與大氣隔絕的集輸流程較密閉集輸流程。根據油田油氣集輸工藝的密閉程度，分為：

開式集輸流程：其中有部分過程不與大氣隔絕。

密閉集輸流程：油氣集輸全密閉流程，主要包括密閉集輸、密閉處理、密閉儲存及輕油和污油回收。工藝流程模式原油集輸

（1）原油從油井中出來，在集輸、中轉、脫水、凈化等過程中，所用的都是密閉的管道輸送。（2）原油從油井中出來，在凈化處理和儲存過程中使用的都是耐壓容器，即在正常情況下，油氣是不能與外界相互串通的。（3）原油要經過穩(wěn)定處理，天然氣要脫除輕油和水，并且將輕質油和污水回收。在生產過程中排放的污油、污水、天然氣等全部回收處理，中間不開口。

達到以上三點要求，就可以說基本實現了密閉集輸。

所謂的密閉往往是相對的，這里說密閉主要指下面三個方面：工藝流程模式原油集輸密閉集輸流程和開式流程相比，具有以下幾個方面優(yōu)點：（1）原油在集輸過程中損耗低，產品質量高，減少對大氣的污染；（2）結構簡單，減少了原油和水的接觸時間提高了脫水質量并降低了脫水成本；（3）減少了加熱爐和鍋爐的熱負荷，提高了整個油氣集輸系統的熱效率；（4）有利于提高自動化程度，提高管理水平；（5）工藝流程簡單、緊湊、投資少。工藝流程模式原油集輸

第二部分原油集輸地面主要設備第一部分原油集輸地面工藝流程模式主要內容11、壓力表12、上下室平衡管13、人孔14、上浮漂15、上液位繼電器16、導線17、下浮漂18、下室油進出口19、三相電磁閥20、下液位繼電器21、外輸出口1、排污管2、上室油出口管線3、溫度計接口4、上下室隔板5、油氣混合進口6、分配管7、殼體8、分離傘9、安全閥10、氣出口主要設備原油集輸

技術和經濟指標設計壓力：0.78MPa

設計溫度：50℃

工作介質：含水原油工作壓力：0.6MPa

容積：1.2m3

設備質量：500kg

計量精度：＜±5％主要設備

應用范圍和效果適用于低產油田各種油氣比、含水率下的單井產量計量，對于間歇出油油井需延長計量時間，可實現伴生氣產量的計量。雙容積自動量油分離器在長慶油田中全面推廣應用，計量誤差＜±5％。原油集輸進油口出油口出水口集水管噴油管集油槽平衡管溢流沉降罐結構示意圖運行參數要求：油水界面47m。表面含水0.5%以下。沉降溫度3035°C(加溫條件下)。乳化層小于1.5m。沉降時間8小時以上。主要設備沉降罐原油集輸沉降罐是用于原油熱化學沉降脫水的儲罐。油水混合物進入沉降罐中，依靠下部水層的水洗作用和上部原油中水滴的沉降作用得以分離。隴東油田原油脫水采用“小站加藥，管道破乳，大罐沉降”脫水工藝，近年來對加藥站點不斷進行調整，實行“末端加藥”，即將加藥點從計量站、轉油站移到了聯合站（或集中處理站），加藥量按照該進站總液量核定。主要設備原油集輸加藥位置及方法：要求從總機關匯管中加入，按要求的濃度投加，不得中斷也不得過量加入。加藥濃度：破乳劑的投加濃度應控制在120－150mg/l。加藥量：要創(chuàng)造條件搞好加藥量計量，每班作好工作交接，確保加藥量計量準確無誤。加藥點輸油溫度：冬季運行，要求加藥站輸油溫度控制在40-45℃，以保證破乳效果。破乳加藥管理主要設備原油集輸外輸量：各作業(yè)區(qū)保證連續(xù)平穩(wěn)輸油，嚴禁忽高忽低，以免破壞沉降罐油水界面的平衡。倒罐管理：由相關作業(yè)區(qū)改動流程，集輸大隊監(jiān)督并適當控制排量，確保沉降罐油水界面的平衡。藥劑管理：各加藥點按實際用量領取藥劑，并妥善保管，不得出現泄漏、丟失、變質。若發(fā)現藥劑質量有問題，應及時匯報有關部門鑒定。主要設備原油集輸加藥泵的運行維護：當班人員應檢查加藥泵的運行和上量情況，并做好日常維護保養(yǎng)工作。加藥記錄：每班應將加藥泵運行時間、加藥濃度、加藥量等情況如實填寫在《班站采油綜合記錄》上，作為檢查的主要依據。主要設備原油集輸每8小時監(jiān)測一次沉降罐上層凈化油含水。每8小時監(jiān)測一次沉降罐油水界面高度。每8小時監(jiān)測一次沉降罐脫出采出水含油量。每隔一天監(jiān)測一次沉降罐原油含水率。每隔五天監(jiān)測一次沉降罐半米分層含水率。取樣監(jiān)測制度：主要設備原油集輸沉降罐在正常運行時，原油溢流線的所有閘門應全部打開，不準用閘門調節(jié)液位。沉降罐脫水閘門只在清罐或特殊情況下使用，一般不準用來控制油水界面。認真檢測各系統來油溫度和油水分離情況，發(fā)現問題及時向有關部門匯報，督促加藥點，保證加藥量和加熱溫度。沉降罐在運行中出現波動和變化，應加密取樣監(jiān)測，并及時向有關部門匯報，盡快采取措施，恢復正常運行。操作要求：主要設備原油集輸

目前采出水系統采用的除油設備是除油罐，按其功能可分為：自然除油罐斜管除油罐粗?；凸蕹凸拗饕O備原油集輸自然除油罐是依靠油水的密度差進行油水分離，從而達到除油的目的。我廠最早的采出水處理利用自然除罐，目前只有元城首站的采出水處理廠仍在應用，其余都改為斜管除油罐。自然除油罐主要設備原油集輸

斜管除油罐斜管除油罐是在自然除油罐中裝入了波紋斜管，使除油罐的分離面積成倍增加，每塊斜管都相當于一個小的分離設備，這就使相同處理量下的除油效率大為提高；其次，由于斜管之間的距離很小，使油珠浮升的距離大大縮短，相應縮短了沉降時間，有利于提高除油效率，例如悅聯站將自然除油罐改為斜管除油罐后，除油效率由20％提高到32％。目前我廠悅聯站等站利用斜管除油罐。主要設備原油集輸粗粒化除油罐是在斜管除油罐的基礎上增加了粗?；b置，含有油滴的水在其細小間隙組成的流道中作不規(guī)則運動時，一方面增加了碰撞的機會，另一方面由于材料表面的吸附作用和水動力作用，小油滴不斷地被粘附在材料的表面，當粘附在材料表面的原油達到一定量時，便脫離其表面形成大顆粒油滴進入水中，這種過程在材料表面和間隙中連續(xù)不斷地進行著，把小油滴變成大油滴，極大地提高了除油效率。現場資料表明，粗?；惫艹凸薇茸匀怀凸弈芴岣叱托室槐兑陨?，目前我廠南聯站、中集站、南梁集油站、西一聯合站、華聯站等利用粗?；凸?。粗?；凸拗饕O備原油集輸呼吸閥透光孔平衡管集油槽分布管出油口出水口進水口排泥口人孔人孔收水筒粗?；癁V料斜管濾料斜管濾料堵板除油罐結構示意圖污油污油主要設備原油集輸除油罐進水量要做到連續(xù)平穩(wěn)，除油罐出口含油要求≤100mg/l。如果發(fā)現采出水含油過高，必須加密取樣檢測。如果連續(xù)數天除油罐含油大于沉降罐含油，即說明除油罐被污染，要進行清罐處理。除油罐每月定期排泥一次，排泥后應對管線進行吹掃，并要定期收油。操作要求：主要設備原油集輸基本原理油氣水混合來液進三相分離器即進行初步氣液分離。伴生氣通過一級分離、二級捕霧器處理后，進入氣處理系統。同時，油水混合物進入預分離室，流體經過整流、消泡、聚集等處理單元后，進入沉降室開始分離，形成油水層。通過調節(jié)水室導水管的高度，形成穩(wěn)定的油水界面。沉降室內上部的油溢流進油室，底部的水通過導水管流入水室，通過機械式浮子液位調節(jié)閥或導波雷達液位計控制電動閥控制出油閥、出水閥排出合格的油和水，且可調節(jié)液面高度。三相分離器主要設備原油集輸沉降室預分離室一級捕霧器二級捕霧器油層水層排污進液主要設備原油集輸聯合站三相分離器替代沉降罐示意圖流量計加熱爐單井來油增壓點、接轉站來油收球筒外輸外輸泵凈化罐沉降罐沉降罐凈化罐去加熱爐去加熱爐三相分離器去加熱爐排污總機關主要設備原油集輸溫度45－60℃加藥濃度150mg/l油中含水≤0.5%水中含油≤300mg/l實現了密閉脫水、處理時間短占地面積小、投資較低自動化程度高，勞動強度降低云盤山聯合站河2-5、靖5井組準備安裝撬裝三項分離器運行指標技術優(yōu)勢推廣應用主要設備原油集輸1、啟用前的準備工作1）檢查與三相分離器相連接部位螺栓是否上緊。2）所有閘門是否靈活的啟停。3）壓力表、溫度計是否裝好。4）液位計、電動閥的電源、信號線連接調試完好（信號正常、閥動作正常，靈敏度和精度現場投運后再調）。5）三相分離器進液線、出油線、出氣線、補氣線、出水線、排污線是否已具備投產條件（需要與現場協調）。6）對員工進行操作培訓，了解三相分離器工作原理，明白與三相分離器相關連設備、管線的協調操作，避免運行過程中的誤操作。7）現場加藥、加溫情況是否正常，重點是加藥濃度是否達到指標，是否連續(xù)加藥（采用藥桶檢尺，四小時檢尺一次）。

三相分離器操作規(guī)程主要設備原油集輸2﹑投運步驟1）打開三相分離器壓力表控制閥。2）打開三相分離器頂部排氣閥、液位計上、下控制閥。3）打開站內與三相分離器相連接的進出口管線的閘門，保證管線暢通。4）打開三相分離器污水出口電動閥、電動閥前閘門、電動閥后閘門，使用熱水對三相分離器進行預熱。進水過程中檢查三相分離器相連接部位是否有漏水等異常情況。5）當油室液位開始變化時，關小污水電動閥后閘門，直到油室液位漲到1.2m（磁翻柱液位計顯示的高度），關閉污水電動閥及前后控制閘門。6）緩慢打開出氣口直通閥門，向三相分離器內進氣。當排氣閥排出的空氣中天然氣味較濃時，關閉排氣閥。7）三相分離器氣系統壓力穩(wěn)定后，關閉直通閥。再次詳細檢查三相分離器各連接部位的情況，確保正常后，開始下一步操作。主要設備原油集輸8）打開一級分離、二級捕霧器連通閥，打開油水室浮球閥前后控制閥，打開氣出口自力調節(jié)閥前后控制閥。待油水室液位穩(wěn)定后，開始緩慢打開三相分離器進口閥，向容器進液。同時關閉來液進儲油罐進口閘門，來液全部進三相分離器處理。當容器內壓力上升超過氣管線壓力時，可以控制直通閥的開度調節(jié)氣壓。同時開始調節(jié)自力式調節(jié)閥的控制壓力值。9）進液閥全部打開后，觀察油水室液位變化情況，并隨時檢查排出的油水情況。10）根據油水處理情況，調節(jié)導水管的高度。11）三相分離器投運完畢。3、運行控制參數1）三相分離器壓力操作范圍：0.15-0.25MPa。2）油水室液位：采用導波雷達：0.7m-1.7m。采用磁翻柱液位計：0.2m-0.7m。3）三相分離器進液溫度：45℃-60℃主要設備原油集輸4）三相分離器導水管的固定高度為2.42米，可調節(jié)高度為0.28米。在投運過程中已經將界面調節(jié)好，如果進液的含水不變化一般不用調節(jié)。5）破乳劑加藥濃度：100-150mg/l。6）穩(wěn)定處理液量：≤處理能力/24h4、停運操作1）短時間停運：停運后關閉進液閥、油水出口閥、出氣、補氣閥。冬季需要排空油水室內的液體后再關閉油水出口閥，防止液位計和外部管線凍裂。2）長時間停運：通過四個排污閥，將容器內的液體全部排除后，關閉進液閥、油水出口閥、出氣、補氣閥。5、停運后再次啟運1）設備停運時間長，容器排空。首先向容器內充入1/2容器容積的熱水，操作上可按照新設備的操作步驟進行。在充液過程中，容器內壓力升高，需要通過容器放空閥排放。通過摸人孔的溫度，判斷容器內液體的高度。充水工作完成后，可直接進液。2）設備停運時間短，容器沒有排空。投運時可直接向容器內進液。主要設備原油集輸

工藝原理：單井或井組生產出的原有通過集油管線進入接轉站分離緩沖罐，噴到隔板上散開，因擴散作用使溶解氣分離出來。原油靠自重下落從隔板下部弓型缺口通過，氣體由隔板上半部的許多小孔進入分離箱。攜帶有小油滴的天然氣在分離箱內多次改變流向，小油滴被凝聚下落。分離器下部油經出油閥排出，分離出的氣體從氣出口排出，通過集輸氣管線供給輕烴廠加工利用。緩沖罐主要設備原油集輸1、啟用前的準備工作1）點燃加熱爐，開緩沖罐加熱管線加溫。2）檢查流程管線法蘭連接處是否密封良好，閘門是否靈活。3）檢查浮球液位計、壓力表、溫度計、安全閥、高低液位報警裝置是否完好。4）檢查輸油設備、外輸流量計是否完好，并與下游接收站點做好聯系。2、投入使用1）切換流程，打開緩沖罐進油閘門，關閉緩沖罐旁通閘門。2）密切注意壓力變化，當緩沖罐壓力達到0.1Mpa時，緩慢打開緩沖罐排氣閘門，不易開得過大。3）打開氣液分離器進氣閘門，注意觀察緩沖罐、氣液分離器壓力變化，不要超過壓力警戒線。4）同時按氣液分離器操作調試。緩沖罐操作規(guī)程主要設備原油集輸3、輸油操作1）當緩沖罐液位達到安全高度的1/3，打開緩沖罐出口至外輸泵閘門，關閉緩沖罐出口至事故罐閘門。2）打開外輸泵的過濾器進出口閘門。3）關閉流量計旁通閘門，打開進出口閘門。4）當罐內液面上升至安全高度的2/3，準備啟泵輸油。5）按輸油泵操作規(guī)程進行輸油。6）作好巡回檢查，當緩沖罐內液位下降至1/3以下，關停輸油泵，關閉出油閘門，并與下游接收站點聯系。4、運行中的檢查工作1）檢查緩沖罐壓力是否正常，通過氣液分離器控制緩沖罐壓力不超過0.15MPa。2）要勤檢查高低液位報警是否靈敏、可靠，如不正常，要勤（根據本站產進液量高低確定時間）檢查罐內液位情況及緩沖罐壓力。3）當進油量變化時，更要密切注意緩沖罐工作情況。如進油量超過輸油泵排量，采取其它應急措施，保證緩沖罐正常工作。正常運行中，要定時對緩沖罐氣壓、溫度、液位各點進行巡回檢查。主要設備原油集輸5、安全閥校對時的拆卸與安裝1）緩沖罐安全閥每年必須在具有相關檢驗資質的單位校驗校對一次，校對前預備同型號合格安全閥替換使用的安全閥。2）打開緩沖罐旁通閘門，關閉進出口閘門，按單井來油進事故罐操作規(guī)程執(zhí)行。3）緩慢打開氣液分離器放空閘門，密切關注壓力表變化，隨著壓力的減小，完全打開緩沖罐出氣閘門，直至壓力表落零。4）拆下安全閥，裝好預備的安全閥。拆下的安全閥由基層生產單位委派專人送到具有相關檢驗資質的單位校驗。5）倒好緩沖罐正常生產時的流程。6）校驗好安全閥后按拆卸時的操作規(guī)程進行安裝。6、緩沖罐使用流程框圖總機關來油緩沖罐外輸泵流量計換熱器收球筒外輸管線主要設備原油集輸

作用：

加熱設備將燃料燃燒或電流所產生的熱量傳給被加熱介質使其溫度升高。在油氣集輸系統中，它被用來將原油、天然氣及其產物加熱至工藝所要求的溫度，以便進行輸送、沉降、分離和粗加工等。

分類水套加熱爐（根據燃燒方式又可分）①微正壓燃燒水套加熱爐②負壓燃燒水套加熱爐真空相變加熱爐加熱設備主要設備原油集輸1、水套加熱爐

結構：水套加熱爐主要由水套、被加熱天然氣盤管、燃燒器、火筒、煙囪等主要部件組成。特點：水套加熱爐是目前氣田集輸系統中應用較廣的天然氣加熱設備。它不像套管加熱器需要配備專用的蒸汽鍋爐和蒸汽管線。由于水套加熱爐是在常壓下對管線進行加熱，因而易于操作和控制，也更安全。在熱負荷較大的地方，水套加熱爐還配備有一套溫度控制與熄火自動保護系統。主要設備原油集輸

①微正壓燃燒水套加熱爐：采用機械通風微正壓燃燒方式，燃燒器為強制供風式，并配備白動程序點火與熄火保護裝置。大筒部分采用平直或平直與波形組合的火筒和螺旋槽構成，盤管采用可拆式螺旋槽U形管束。

優(yōu)點：熱效率高，結構緊湊，鋼材耗量少。

②負壓燃燒水套加熱爐：采用負壓燃燒方式，燃燒所需空氣為自然進風。火筒與煙管采用U形或類似結構，

優(yōu)點：結構簡單，適應性強，密封效果好。

主要設備原油集輸

水套加熱爐總裝圖主要設備原油集輸2、真空相變加熱爐

特點：利用相變原理進行蒸汽和介質換熱，熱效率高，可達86～90%以上。體積小，在真空狀態(tài)下運行，安全可靠，爐體無爆破之憂。加熱系統為密閉自循環(huán)式，工作時無需補水，可根據負荷變化自動調節(jié)，尤其適用于負荷波動和無人職守的場合。采用全自動監(jiān)控系統，結構緊湊，功能齊全，可做單系統加熱用，也可集多系統加熱于一體。適用場所主要適用于油、氣集輸站場中原油、天然氣、采出水等的加熱，同時也可以用于采暖供熱水。目前已在長慶油田全面推廣應用，使用效果良好。主要設備原油集輸主要規(guī)格型號：315kW、400kW、500kW、630kW、800kW、1000kW、1250kW、1400kW、1600kW、2000kW、2500kW、3000kW、3500kW、4000kW、4500kW、5000kW設計熱效率：87％～93％工質額定輸出溫度：≤60℃使用環(huán)境溫度：-40℃～50℃工作壓力：2.0～6.4Mpa電源：3N50Hz380V±10%燃氣供氣壓力：0.1～0.4Mpa燃油供油壓力：0.1～2.5Mpa海拔高度：≤3000m主要設備原油集輸

作用：

泵為站場中工藝介質、污水等的流動提供動力及為緩蝕劑、水合物抑制劑及其他化學劑進入天然氣壓力系統提供能量。

分類離心泵往復泵

泵主要設備原油集輸

結構：主要由葉輪、軸、泵殼、軸封及密封環(huán)等組成。

原理：一般離心泵啟動前泵殼內要灌滿液體，當原動機帶動泵軸和葉輪旋轉時，液體一方面隨葉輪做圓周運動，一方面在離心力的作用下自葉輪中心向外周拋出，液體從葉輪獲得了壓力能和速度能，當液體流經蝸殼到排液口時，部分速度能將轉變?yōu)殪o壓力能，在液體自葉輪拋出時，葉輪中心部分造成低壓區(qū)，與吸入液面的壓力形成壓力差，于是液體不斷被吸入，并以一定壓力排出。1、離心泵主要設備原油集輸離心泵工作原理圖主要設備原油集輸

結構：往復泵由液力端和動力端組成。液力端直接輸送液體，把機械能轉換成液體的壓力能；動力端將原動機的能量傳給液力端。動力端：曲軸、連桿、十字頭、軸承和機架等組成。液力端：液缸、活塞（或柱塞）、吸入閥、排出閥、填料函和缸蓋等組成。

工作原理：當曲柄以角速度ω逆時針旋轉時，活塞向右移動，液缸的容積增大，壓力降低，被輸送的液體在壓力差的作用下克服吸入管路和吸入閥等的阻力損失進人到液缸。當曲柄轉過180o角度以后活塞向左移動，液體被擠壓，液缸內液體壓力急劇增加，在這一壓力作用下吸入閥關閉而排出閥被打開，液缸內液體在壓力差的作用下被排送到排出管路中去。當往復泵的曲柄以角速度。不停地旋轉時，往復泵就不斷地吸入和排出液體。2、往復泵主要設備原油集輸單作用往復泵示意圖1-吸入閥2-排出閥3-液缸4-活塞5-十字頭6-連桿7-曲軸8-填料函

動力端：曲軸、連桿、十字頭、軸承和機架等組成。液力端：液缸、活塞（或柱塞）、吸入閥、排出閥、填料函和缸蓋等組成。主要設備原油集輸

第二部分原油集輸地面主要設備第一部分原油集輸地面工藝流程模式

第三部分油氣集輸系統地面設計相關計算

第四部分原油集輸工藝技術指標及管理制度主要內容一、輸油泵及其驅動裝置設計計算

式中P――輸油泵軸功率（kw）；

qv――輸送溫度下泵的排量（m3/s）；

ρ――輸送溫度下介質的密度（kg/m3）；Ｈ――輸油泵排量為qv時的揚程（m）；

η――輸送溫度下泵的排量為qv時的輸油泵效。泵名牌上給出的qv、Ｈ、η是以輸水為基礎的數據，泵用于輸油時，應該根據輸油溫度下的油品黏度對泵的qv、Ｈ、η值進行修正。1、輸油泵軸功率計算：相關計算原油集輸2、輸油泵電機功率計算：式中N――輸油泵電機功率（kw）；

P――輸油泵軸功率（kw）；

ηe――傳動系數，取值如下：直接傳動：ηe=1.0

齒輪傳動：ηe=0.9-0.97

液力耦合器：ηe=0.97-0.98k――電動機額定功率安全系數，取值如下：

3＜P≤55k=1.1555＜P≤75k=1.14P＞75k=1.1相關計算原油集輸二、輸油管道相關計算1、輸油管道直管段許用應力計算：

式中[σ]――許用應力（MPa）。

K――設計系數，輸送C5及C5以上的液體管道除穿跨越段按國家現行標準《原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設計規(guī)范》

的規(guī)定取值外，輸油站外一般地段取0.72；

σs――鋼管的最低屈服強度（MPa）；

Φ――焊縫系數。相關計算原油集輸2、輸油管道直管段鋼管壁厚計算：式中δ――直管段鋼管計算壁厚（mm）；

P――設計內壓力（MPa）；

D――鋼管外直徑（mm）；

[σ]――鋼管許用應力（MPa）。相關計算原油集輸3、輸油平均溫度計算：式中tav――計算管段的輸油平均溫度（℃）；

t1――計算管段的起點溫度（℃）；

t2――計算管段的終點溫度（℃）。注：對不加熱輸送的輸油管道，計算管段的的平均輸油溫度取管中心埋深處最冷月份的平均溫度。相關計算原油集輸4、埋地輸油管道的沿線溫降計算：

式中t0――埋地管道中心處最冷月份的平均溫度（℃）；

l――管段計算長度（m）；

i――流量為qm時的水力坡降「m/m」；

C――輸油平均溫度下原油的比熱容「J/kg·℃」；

K――總傳熱系數（W/m2·℃）；

D――管道的外直徑（m）；

qm――油品的質量流量（kg/s）。相關計算原油集輸5、輸油管道輸送流體時沿程摩阻損失計算：

式中h――管道內沿程水力摩阻損失（m）；

λ――水力摩阻系數；

L――管道計算長度（m）；

d――輸油管道的內直徑（m）；

V――流體在管道內的平均流速（m/s）；

g――重力加速度（9.81m/s2）；

qv――輸油平均溫度下的體積流量（m3/s）。相關計算原油集輸6、原油管道系統最小起輸量計算：式中t0――管外環(huán)境溫度，℃（環(huán)境溫度按照溫度最低月份：

2月份管線埋深0.8米處地溫0℃）

t1――管道起點溫度，℃

t2――管道末點溫度，℃

L――管道長度，mD――管道外徑，mC――原油比熱容，j/kg℃G――原油流量，kg/sK――管道總傳熱系數，W/m2*℃（黃夾克/直埋—

￠76：1.47/3.37；￠89：1.36/3.14；￠114：1.26/2.79；￠159：1.15/2.59；￠219：1.04/2.33）按照熱油管道沿程溫降計算公式：㏑（t1-t0）/（t2-t0）=(KπDL)/CG相關計算原油集輸

第二部分原油集輸地面主要設備第一部分原油集輸地面工藝流程模式

第三部分油氣集輸系統地面設計相關計算

第四部分原油集輸工藝技術指標及管理制度主要內容一、工藝運行參數

1、運行壓力（1）管道運行的工作壓力不應超過此段管道的最大許用操作壓力。（2）各輸油站的最低進站壓力應滿足輸油工況要求。（3）出站報警壓力設定值應低于管道最大許用操作壓力，泄油壓力值應根據水擊計算確定。（4）進站報警壓力設定值應高于最低進站壓力。（5）輸油站壓力調節(jié)系統的設定值應根據管道輸油方案和安全要求來確定。（6）根據管道狀況的變化，應及時調整管道最高工作壓力值。指標及管理制度原油集輸2、運行溫度（1）管道運行的最高出站溫度不應超過設計溫度。（2）熱油管道的原油最低進站溫度應根據管道狀況以安全經濟為原則確定，宜高于所輸原油凝點3℃。（3）對改性處理的原油和物性差別較大的混合原油加熱輸送時，原油的最低進站溫度應符合第（2）的規(guī)定，原油凝點測定間隔每天不應少于一次。指標及管理制度原油集輸3、熱油管道最低輸量

（1）熱油管道最低輸量應按不同季節(jié)分別確定。最低輸量應能保證下一加熱