集输知识基础培训

第二部分原油集输地面主要设备第一部分原油集输地面工艺流程模式主要内容一、油气集输系统的工作流程油井产物多相混输气液分离液体气体原油脱水原油稳定污水处理外排油田注水站矿场原油库或首站外输稳定石油气轻烃回收外销回注净化轻烃回收干气输气首站外销轻烃产品外销二、集输工艺流程要求：1.尽可能满足采油的要求做到采输平衡，要采多少输多少达到平稳生产。

2.流程的适应性强，即能满足油田开发初期生产要求也能满足油田开发中后期的流程

3.充分利用井口剩余能力，减少流程当中的电力和热力消耗。

4.采用先进生产工艺，保证油气水的净化达到要求，搞好“三脱”、“三回收”。达到综合治理，防止环境污染

5.尽可能降低集输过程中的油气损耗量

6.流程中的各种设备、仪表化、自动化，便于实现集中控制管理一、集输流程的布站形式

根据各区块的实际情况和油品性质，采用不同的原油集输工艺。油气集输工艺流程按油气集输系统的布站形式可分为一级半（或一级）布站集输流程二级布站集输流程三级布站集输流程。工艺流程模式原油集输1、一级半（或一级）布站流程

一级半布站的集输流程可看作由“井口-计量站-联合站”的二级布站流程简化而来的，即在各个计量站的位置只设计量阀门（包括几十口井或一个油区）共用一套计量装置。单井

气液混输

计量阀组分井计量气液混输

联合站

一级半布站集输流程特点：计量站简化为计量阀组，降低了投资和减小了工程量。工艺流程模式原油集输计量站：主要担负产出的原油和天然气分离、计量和加热然后转输给转油站。主要设备：计量分离器、生产分离器、油气计量仪表、输油加热设备、加破乳剂的设备、各种机泵。

作用：1.计量油井产物2.将油气输送到转油站3.需要化学脱水时给输送原油加破乳剂4.依靠井口剩余能量将混合物输送到转油站，待能量不足的情况下再使用离心泵。2023/2/5田大志计量站（主要设备）计量分离器作用：对单井或平台井来液进行计量，以便对油井产液情况以及采油设备工作情况进行分析评估，同时计量分离器对油井来液进行气液两相进行初分离。2023/2/5田大志计量站（主要设备）集油管汇作用：对单井或平台井来液进行收集，并利用井口剩余能量对油井来液进行输送注水管汇作用：分配并计量单井（注水井）注水量2023/2/5田大志计量站（主要设备）集油管汇作用：对单井或平台井来液进行收集，并利用井口剩余能量对油井来液进行输送注水管汇作用：分配并计量单井（注水井）注水量2023/2/5田大志计量间掺输间掺输计量流程计量掺输水量，有利于各条掺输环的水量调控，提高单井产量计量的准确性。备注：计量流程标准设计模式掺输流量计掺输交通阀2、二级布站流程（1）油气分输流程

原油经出油管线到分井计量站，经气液分离后，分别对单井油、气和水的产量值进行测量，在油气水分离器出口之后的油气分别输送至联合站。单井

气液混输

计量站分井计量油气分离

气液混输

联合站

油气分离

二级布站油气分输流程框图工艺流程模式原油集输

油井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合经集油管线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。单井

气液混输

计量站分井计量

气液混输

联合站

二级布站油气混输流程框图（2）油气混输流程工艺流程模式原油集输2023/2/5田大志转油站作用

1、接收计量站来液

2、对油气进行分离、脱水，对原油进行加热处理

3、将气输送到净化装置，油输送到联合站

4、脱出污水进行处理回注

2023/2/5田大志转油站主要工艺设备和设施

1、油气分离设备（干燥器）

2、原油加热设备

3、原油脱水设备

4、储油设备

5、输油脱水泵机组

6、生产辅助设备（供电、供排水、供热、电讯、自动化控制设备）2023/2/5田大志转油站（主要设备）油气分离设备现场常用的分离设备主要有两类

1）两相分离器

2）三相分离器作用：主要作用实现液相和气相的分离，从液相中除去气泡。在分离器中维持适度的压力、足够的气体或液体外输所需要的能量。在分离器中维持一定的液面，以保证气、液正常分输。备注：目前部分中转站多采用二次分离2023/2/5田大志转油站（主要设备）原油加热设备所说的加热设备就是指油田生产当中常用到的锅炉、油田用锅炉大体上经过四个发展四个发展阶段1）火筒炉火筒锅炉的特点是结构简单、运行可靠、燃烧室属于敞开式、所以出现燃烧室爆炸的机率较小，但锅炉回火打呛烧伤的事故发生比例较高，火筒锅炉最大的缺点就是锅炉效率低，燃料消耗量大，火筒空间小，火筒金属壁与火焰直接接触，火筒氧化腐蚀快，火筒穿孔事故多发，引发火灾机率高，所以说随着技术的发展，火筒锅炉在现场当中应用越来越少。2023/2/5田大志转油站（主要设备）2）水套锅炉在现场当中多用于采暖伴热锅炉，结构简单，操作方便，由于燃烧室采用密封式燃烧室设计，发生燃烧室爆炸的可能性增加，安全风险较大。水套锅炉的效率比火筒锅炉的效率有了大幅度的提高，在一定的时期内应用较广泛，目前仍有大部分转油站采用此类型的锅炉。2023/2/5田大志转油站（主要设备）管式加热炉管式加热炉是火筒锅炉的改进型，主要是增加了燃烧室空间，增大了锅炉的换热面积，所以说锅炉的效率得到了大幅提升，燃烧室也采用密封式设计，不过燃烧室增加了防爆门设计，大大的减小了燃烧室爆炸恶性事故的发生。管式炉最大的缺点就是炉管内流动的被加热介质是原油，炉管穿孔时发生火灾机率大。2023/2/5田大志转油站（主要设备）相变炉自动点火燃烧器相变炉炉体结构2023/2/5田大志转油站（主要设备）储油设备储油罐：转油站的储罐容量较小，结构简单，主要采用拱顶罐设计，功能就是临时存储计量站来液的，防止因意外事故导致油井停产事件的发生。2023/2/5田大志转油站（主要设备）输油泵机组主要功能是转油站收集的油井来液进行加压外输，多采用多级离心输油泵伴热水循环泵作用：提供伴热水（掺输水）循环所需的能量，多采用多级离心泵水泵2023/2/5田大志二站油系统流程示意图Φ2400×7184分离器2台200m3罐3座输油泵2台DYK80－50×3目前运行6＃泵泵压0.9MPa输油温度38℃联合站干燥器计量间来液加热炉2台CMN2.33-0/80/55-YQ2台9m3燃油罐2座

集油温度40℃集油压力0.1MPa集液量约1350m3含水约93％2023/2/5田大志六站系统流程示意图Φ3000×10200三合一2台压力0.2MPa200m3罐1座输油泵2台DYK45-50×9运行1台泵压3MPa加热炉2台DHM3000-DY/0.4-Q进口48℃，出口75℃八站除油器1台Φ2400×9600计量间来液干燥器火炬缓冲罐1台Φ9000×2400采暖泵2台DGK30-20×2运行一台泵压0.48掺输泵2台DGK60-50×5运行1台泵压2.1MPa采暖注水泵3台3S125-13.2/12.53S125-25/12.53175Pa-25/12.5水源井掺输

燃料油罐10m3燃料油罐2座

集油温度48℃集油压力0.2MPa集液量约650m3含水约75％采暖入口50℃，采暖出口65℃掺输入口48℃，掺输出口75℃清水罐2023/2/5田大志九站油系统流程示意图Φ2400×9600分离器一台Φ1200×4000分离器二台

联合站干燥器计量间来液HG1750-S-Q火筒炉1台CWNS1.75-80/55Y水套炉1台10m3燃油罐1座

集油温度35℃集油压力0.32MPa集液量约650m3含水约85％

输油温度34℃单井

气液混输

联合站

气液混输

转油站

天然气

计量站油气计量

原油三级布站油气混输流程框图

特点：避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和天然气凝液回收装置。工艺流程模式原油集输2023/2/5田大志联合站作用

1、收集计量站、转油站来液

2、对油气水进行分离、净化、原油加热

3、将成品原油和天然气进行外输

4、把脱出污水进行净化处理，并进行污水回注

5、对水源清水进行处理，合格清水进行外供2023/2/5田大志联合站主要设备设施

1、油气分离设备、油水分离设备、原油脱水设备

2、加热设备（原油，伴热水）

3、污水处理装置

4、各种油水储罐（沉降罐，储油罐，除油罐等）

5、污水回注设备

6、各种泵机组

7、自动化系统和各种计量仪表

8、安全防火、消防系统设备设施

2023/2/5田大志联合站主要生产性岗位设置计量岗卸油岗集输岗脱水锅炉岗污水处理岗注水岗2023/2/5田大志联合站生产辅助性岗位消防岗维修岗资料岗2023/2/5田大志联合站生产工艺流程示意图销售公司注水站计量岗集输岗污水处理岗注水岗脱水岗2023/2/5田大志联合站（计量岗）作用：对各转油站来液进行计量，并对来液的含水率进行在线检测，计算出各站来油量主要设备：计量管汇、在线含水分析仪2023/2/5田大志联合站（集输岗）作用：对计量来液进行油水分离；油进行净化计量外输，水分输到污水处理岗。主要的脱水工艺：主要采用热化原油脱水处理工艺。主要设备：游离水沉降罐、乳化水沉降罐、储油罐、脱水泵机组、输油泵机组、加药装置、污水泵机组等2023/2/5田大志联合站（集输岗）沉降罐：通过罐内部结构的设计，利用油水比重差，将水滴从原油当中分离出来的设备储油罐：储存原油及其产品的容器。2023/2/5田大志进油口出油口出水口集水管喷油管集油槽平衡管溢流沉降罐结构示意图运行参数要求：油水界面47m。表面含水20%以下。沉降温度3035°C(加温条件下)。乳化层小于1.5m。沉降时间2小时以上。主要设备沉降罐二、油气集输工艺流程

油气集输工艺流程根据油井集油时加热保温方式的不同可分为：单管流程双管流程工艺流程模式原油集输2023/2/5田大志联合站（集输岗）加药装置：将按照一定的比例稀释后的破乳剂，按照工艺要求平稳地加入到原油脱水系统当中的设备2023/2/5田大志联合站（集输岗）泵机组2023/2/5田大志联合站（集输岗）集输岗生产流程示意图计量来液游离水沉降罐20%缓冲罐脱水泵脱水加热炉68~72℃乳化水沉降罐1.5%二级乳化水沉降罐0.5%储油罐0.5%外输2023/2/5田大志作用：提供原油脱水所需热量，保证原油脱水所需温度（68℃~72℃）并担负着联合站采暖伴热任务主要设备：真空相变炉电脱水器伴热水循环泵联合站（脱水锅炉岗）2023/2/5田大志联合站（脱水锅炉岗）真空相变锅炉脱水器热水循环泵2023/2/5田大志作用：对脱出污水进行净化处理，合格污水输送到注水岗以及分注水站，回收污油返输回集输岗。主要设备：污水罐、污水加压泵、水力旋流器、卧式除油罐、过滤罐、收油泵、过滤罐反冲洗设备。污水处理三大指标净化污水：含铁＜0.5毫克/升；含油＜10毫克／升含悬浮物＜5毫克/升联合站（污水岗）2023/2/5田大志污水处理岗工艺流程示意图集输岗来水1000mg/L注水罐集输岗进出口压差0.02Mp进出口压差0.05Mp缓冲罐加压泵旋流器卧式除油罐过滤罐收油罐收油泵单井

气液混输

联合站

气液混输

转油站

天然气

计量站油气计量

原油三级布站油气混输流程框图

特点：避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和天然气凝液回收装置。工艺流程模式原油集输2023/2/5田大志联合站（污水岗）污水缓冲罐：临时储存污水的功能，罐内装有固定收油槽，具有一定的除油效果，但除油功能有限。2023/2/5田大志联合站（污水岗）污水加压泵作用：通过离心泵对污水进行加压输送，为污水后续处理（旋流、沉降、过滤）提供合理的能量，以满足生产工艺要求2023/2/5田大志联合站（污水岗）卧式除油罐作用：利用油水比重差，使污水当中携带的微小油颗粒上浮，聚集进入到除油罐内的集油区，以达到除油目的2023/2/5田大志联合站（污水岗）过滤罐：生产现场当中常采用两级过滤；一级过滤2023/2/5田大志联合站（注水岗）作用：将净化后的污水，利用高压注水泵加压，实现污水回注，以提高地层压力，实现水驱油的目的。主要设备：高压注水泵机组，注水泵润滑系统，注水泵冷却系统。2023/2/5田大志联合站（注水岗）注水泵机组提供注水所需能量，并将高压水按各注水站所需水量合理分配。3、三级布站流程

原因：油田集输半径增大，采出水量增加。如果还是采用两级布站，大量的采出水需要返输处理后回注，投资、管理难度大。部分小油田产量少，油品较好，但单独为其建原油稳定、轻烃回收装置又不经济。

三级布站流程：

在两级布站的基础上产生了中间过度站，即转油站（实现油气分离、原油脱水、污水处理和注水，采出水就地处理，将原油及天然气输送到联合站进一步处理）。工艺流程模式原油集输2023/2/5田大志联合站主要生产指标

1、净化油：含水＜0.5%；

2、净化污水：含铁＜0.5毫克/升；含油＜10毫克／升含悬浮物＜5毫克/升1、单管集输流程

井口加热单管流程井口不加热单管流程井口加药降粘加热集输管线保温、投球清蜡不加热集输井口自然不加热管线工艺流程模式原油集输（1）井口加热单管流程每口井采用单一管线将油气混输集中到计量站内。计量站布置在多口井的适当位置上。单井来的油气先经过水套加热炉加热，然后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气后，再次混合进集油管线出站。工艺流程模式原油集输（2）井口不加热单管流程

井口不加热单管流程是单管加热流程取消井口加热炉及计量站、集输管线上的加热炉，使井口的油气产物靠自身温度保持较好的流动性能，集中到联合站处理。井口不加热单管流程主要有三种集输措施：工艺流程模式原油集输

井口加药降粘加热集输②管线保温、投球清蜡不加热集输③井口自然不加热管线对于凝点低于集输管线埋深土壤温度时的轻质原油，具有较好的流动性。对于生产油气比大于30m3/t，单井产量较高，井口出油温度较高的中质原油。工艺流程模式原油集输2、双管集输流程

蒸汽伴随双管流程掺液双管流程凡需要加热输送的原油，均可采用井口掺热水的双管流程。但因双管掺水流程的计量问题比较复杂，对于单井产量低，间歇生产的油井，不易采用掺热水的双管流程。工艺流程模式原油集输（1）蒸汽伴随双管流程

优点井场简化，集中计量，管理方便，易实现集中控制管理和自动化；对粘度高，产量低的油井、地质条件复杂的油田适应性比较好，对间歇式生产的井，也能适应，生产可靠，启动方便。缺点：蒸汽消耗量大，一般为250～300kg/(km·h)，热损失较大，效率低；耗水量大，投资和经营费用比较高。工艺流程模式原油集输（2）掺液降粘双管流程

优点：能较好的解决高粘原油的开采问题，具有井场简单，管理集中，热耗指标低。缺点：①掺入的活性水不易控制，掺入水、油层水，产油量不好计量。②活性水的循环利用还会造成管线的腐蚀、结垢。工艺流程模式原油集输三、密闭集输技术

原油从油井中出来，经过收集、中转、分离、脱水、原油稳定，暂时储存，一直到外输计量的各个过程都是与大气隔绝的集输流程较密闭集输流程。根据油田油气集输工艺的密闭程度，分为：

开式集输流程：其中有部分过程不与大气隔绝。

密闭集输流程：油气集输全密闭流程，主要包括密闭集输、密闭处理、密闭储存及轻油和污油回收。工艺流程模式原油集输

（1）原油从油井中出来，在集输、中转、脱水、净化等过程中，所用的都是密闭的管道输送。（2）原油从油井中出来，在净化处理和储存过程中使用的都是耐压容器，即在正常情况下，油气是不能与外界相互串通的。（3）原油要经过稳定处理，天然气要脱除轻油和水，并且将轻质油和污水回收。在生产过程中排放的污油、污水、天然气等全部回收处理，中间不开口。

达到以上三点要求，就可以说基本实现了密闭集输。

所谓的密闭往往是相对的，这里说密闭主要指下面三个方面：工艺流程模式原油集输密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优点：（1）原油在集输过程中损耗低，产品质量高，减少对大气的污染；（2）结构简单，减少了原油和水的接触时间提高了脱水质量并降低了脱水成本；（3）减少了加热炉和锅炉的热负荷，提高了整个油气集输系统的热效率；（4）有利于提高自动化程度，提高管理水平；（5）工艺流程简单、紧凑、投资少。工艺流程模式原油集输

第二部分原油集输地面主要设备第一部分原油集输地面工艺流程模式主要内容11、压力表12、上下室平衡管13、人孔14、上浮漂15、上液位继电器16、导线17、下浮漂18、下室油进出口19、三相电磁阀20、下液位继电器21、外输出口1、排污管2、上室油出口管线3、温度计接口4、上下室隔板5、油气混合进口6、分配管7、壳体8、分离伞9、安全阀10、气出口主要设备原油集输

技术和经济指标设计压力：0.78MPa

设计温度：50℃

工作介质：含水原油工作压力：0.6MPa

容积：1.2m3

设备质量：500kg

计量精度：＜±5％主要设备

应用范围和效果适用于低产油田各种油气比、含水率下的单井产量计量，对于间歇出油油井需延长计量时间，可实现伴生气产量的计量。双容积自动量油分离器在长庆油田中全面推广应用，计量误差＜±5％。原油集输进油口出油口出水口集水管喷油管集油槽平衡管溢流沉降罐结构示意图运行参数要求：油水界面47m。表面含水0.5%以下。沉降温度3035°C(加温条件下)。乳化层小于1.5m。沉降时间8小时以上。主要设备沉降罐原油集输沉降罐是用于原油热化学沉降脱水的储罐。油水混合物进入沉降罐中，依靠下部水层的水洗作用和上部原油中水滴的沉降作用得以分离。陇东油田原油脱水采用“小站加药，管道破乳，大罐沉降”脱水工艺，近年来对加药站点不断进行调整，实行“末端加药”，即将加药点从计量站、转油站移到了联合站（或集中处理站），加药量按照该进站总液量核定。主要设备原油集输加药位置及方法：要求从总机关汇管中加入，按要求的浓度投加，不得中断也不得过量加入。加药浓度：破乳剂的投加浓度应控制在120－150mg/l。加药量：要创造条件搞好加药量计量，每班作好工作交接，确保加药量计量准确无误。加药点输油温度：冬季运行，要求加药站输油温度控制在40-45℃，以保证破乳效果。破乳加药管理主要设备原油集输外输量：各作业区保证连续平稳输油，严禁忽高忽低，以免破坏沉降罐油水界面的平衡。倒罐管理：由相关作业区改动流程，集输大队监督并适当控制排量，确保沉降罐油水界面的平衡。药剂管理：各加药点按实际用量领取药剂，并妥善保管，不得出现泄漏、丢失、变质。若发现药剂质量有问题，应及时汇报有关部门鉴定。主要设备原油集输加药泵的运行维护：当班人员应检查加药泵的运行和上量情况，并做好日常维护保养工作。加药记录：每班应将加药泵运行时间、加药浓度、加药量等情况如实填写在《班站采油综合记录》上，作为检查的主要依据。主要设备原油集输每8小时监测一次沉降罐上层净化油含水。每8小时监测一次沉降罐油水界面高度。每8小时监测一次沉降罐脱出采出水含油量。每隔一天监测一次沉降罐原油含水率。每隔五天监测一次沉降罐半米分层含水率。取样监测制度：主要设备原油集输沉降罐在正常运行时，原油溢流线的所有闸门应全部打开，不准用闸门调节液位。沉降罐脱水闸门只在清罐或特殊情况下使用，一般不准用来控制油水界面。认真检测各系统来油温度和油水分离情况，发现问题及时向有关部门汇报，督促加药点，保证加药量和加热温度。沉降罐在运行中出现波动和变化，应加密取样监测，并及时向有关部门汇报，尽快采取措施，恢复正常运行。操作要求：主要设备原油集输

目前采出水系统采用的除油设备是除油罐，按其功能可分为：自然除油罐斜管除油罐粗粒化除油罐除油罐主要设备原油集输自然除油罐是依靠油水的密度差进行油水分离，从而达到除油的目的。我厂最早的采出水处理利用自然除罐，目前只有元城首站的采出水处理厂仍在应用，其余都改为斜管除油罐。自然除油罐主要设备原油集输

斜管除油罐斜管除油罐是在自然除油罐中装入了波纹斜管，使除油罐的分离面积成倍增加，每块斜管都相当于一个小的分离设备，这就使相同处理量下的除油效率大为提高；其次，由于斜管之间的距离很小，使油珠浮升的距离大大缩短，相应缩短了沉降时间，有利于提高除油效率，例如悦联站将自然除油罐改为斜管除油罐后，除油效率由20％提高到32％。目前我厂悦联站等站利用斜管除油罐。主要设备原油集输粗粒化除油罐是在斜管除油罐的基础上增加了粗粒化装置，含有油滴的水在其细小间隙组成的流道中作不规则运动时，一方面增加了碰撞的机会，另一方面由于材料表面的吸附作用和水动力作用，小油滴不断地被粘附在材料的表面，当粘附在材料表面的原油达到一定量时，便脱离其表面形成大颗粒油滴进入水中，这种过程在材料表面和间隙中连续不断地进行着，把小油滴变成大油滴，极大地提高了除油效率。现场资料表明，粗粒化斜管除油罐比自然除油罐能提高除油效率一倍以上，目前我厂南联站、中集站、南梁集油站、西一联合站、华联站等利用粗粒化除油罐。粗粒化除油罐主要设备原油集输呼吸阀透光孔平衡管集油槽分布管出油口出水口进水口排泥口人孔人孔收水筒粗粒化滤料斜管滤料斜管滤料堵板除油罐结构示意图污油污油主要设备原油集输除油罐进水量要做到连续平稳，除油罐出口含油要求≤100mg/l。如果发现采出水含油过高，必须加密取样检测。如果连续数天除油罐含油大于沉降罐含油，即说明除油罐被污染，要进行清罐处理。除油罐每月定期排泥一次，排泥后应对管线进行吹扫，并要定期收油。操作要求：主要设备原油集输基本原理油气水混合来液进三相分离器即进行初步气液分离。伴生气通过一级分离、二级捕雾器处理后，进入气处理系统。同时，油水混合物进入预分离室，流体经过整流、消泡、聚集等处理单元后，进入沉降室开始分离，形成油水层。通过调节水室导水管的高度，形成稳定的油水界面。沉降室内上部的油溢流进油室，底部的水通过导水管流入水室，通过机械式浮子液位调节阀或导波雷达液位计控制电动阀控制出油阀、出水阀排出合格的油和水，且可调节液面高度。三相分离器主要设备原油集输沉降室预分离室一级捕雾器二级捕雾器油层水层排污进液主要设备原油集输联合站三相分离器替代沉降罐示意图流量计加热炉单井来油增压点、接转站来油收球筒外输外输泵净化罐沉降罐沉降罐净化罐去加热炉去加热炉三相分离器去加热炉排污总机关主要设备原油集输温度45－60℃加药浓度150mg/l油中含水≤0.5%水中含油≤300mg/l实现了密闭脱水、处理时间短占地面积小、投资较低自动化程度高，劳动强度降低云盘山联合站河2-5、靖5井组准备安装撬装三项分离器运行指标技术优势推广应用主要设备原油集输1、启用前的准备工作1）检查与三相分离器相连接部位螺栓是否上紧。2）所有闸门是否灵活的启停。3）压力表、温度计是否装好。4）液位计、电动阀的电源、信号线连接调试完好（信号正常、阀动作正常，灵敏度和精度现场投运后再调）。5）三相分离器进液线、出油线、出气线、补气线、出水线、排污线是否已具备投产条件（需要与现场协调）。6）对员工进行操作培训，了解三相分离器工作原理，明白与三相分离器相关连设备、管线的协调操作，避免运行过程中的误操作。7）现场加药、加温情况是否正常，重点是加药浓度是否达到指标，是否连续加药（采用药桶检尺，四小时检尺一次）。

三相分离器操作规程主要设备原油集输2﹑投运步骤1）打开三相分离器压力表控制阀。2）打开三相分离器顶部排气阀、液位计上、下控制阀。3）打开站内与三相分离器相连接的进出口管线的闸门，保证管线畅通。4）打开三相分离器污水出口电动阀、电动阀前闸门、电动阀后闸门，使用热水对三相分离器进行预热。进水过程中检查三相分离器相连接部位是否有漏水等异常情况。5）当油室液位开始变化时，关小污水电动阀后闸门，直到油室液位涨到1.2m（磁翻柱液位计显示的高度），关闭污水电动阀及前后控制闸门。6）缓慢打开出气口直通阀门，向三相分离器内进气。当排气阀排出的空气中天然气味较浓时，关闭排气阀。7）三相分离器气系统压力稳定后，关闭直通阀。再次详细检查三相分离器各连接部位的情况，确保正常后，开始下一步操作。主要设备原油集输8）打开一级分离、二级捕雾器连通阀，打开油水室浮球阀前后控制阀，打开气出口自力调节阀前后控制阀。待油水室液位稳定后，开始缓慢打开三相分离器进口阀，向容器进液。同时关闭来液进储油罐进口闸门，来液全部进三相分离器处理。当容器内压力上升超过气管线压力时，可以控制直通阀的开度调节气压。同时开始调节自力式调节阀的控制压力值。9）进液阀全部打开后，观察油水室液位变化情况，并随时检查排出的油水情况。10）根据油水处理情况，调节导水管的高度。11）三相分离器投运完毕。3、运行控制参数1）三相分离器压力操作范围：0.15-0.25MPa。2）油水室液位：采用导波雷达：0.7m-1.7m。采用磁翻柱液位计：0.2m-0.7m。3）三相分离器进液温度：45℃-60℃主要设备原油集输4）三相分离器导水管的固定高度为2.42米，可调节高度为0.28米。在投运过程中已经将界面调节好，如果进液的含水不变化一般不用调节。5）破乳剂加药浓度：100-150mg/l。6）稳定处理液量：≤处理能力/24h4、停运操作1）短时间停运：停运后关闭进液阀、油水出口阀、出气、补气阀。冬季需要排空油水室内的液体后再关闭油水出口阀，防止液位计和外部管线冻裂。2）长时间停运：通过四个排污阀，将容器内的液体全部排除后，关闭进液阀、油水出口阀、出气、补气阀。5、停运后再次启运1）设备停运时间长，容器排空。首先向容器内充入1/2容器容积的热水，操作上可按照新设备的操作步骤进行。在充液过程中，容器内压力升高，需要通过容器放空阀排放。通过摸人孔的温度，判断容器内液体的高度。充水工作完成后，可直接进液。2）设备停运时间短，容器没有排空。投运时可直接向容器内进液。主要设备原油集输

工艺原理：单井或井组生产出的原有通过集油管线进入接转站分离缓冲罐，喷到隔板上散开，因扩散作用使溶解气分离出来。原油靠自重下落从隔板下部弓型缺口通过，气体由隔板上半部的许多小孔进入分离箱。携带有小油滴的天然气在分离箱内多次改变流向，小油滴被凝聚下落。分离器下部油经出油阀排出，分离出的气体从气出口排出，通过集输气管线供给轻烃厂加工利用。缓冲罐主要设备原油集输1、启用前的准备工作1）点燃加热炉，开缓冲罐加热管线加温。2）检查流程管线法兰连接处是否密封良好，闸门是否灵活。3）检查浮球液位计、压力表、温度计、安全阀、高低液位报警装置是否完好。4）检查输油设备、外输流量计是否完好，并与下游接收站点做好联系。2、投入使用1）切换流程，打开缓冲罐进油闸门，关闭缓冲罐旁通闸门。2）密切注意压力变化，当缓冲罐压力达到0.1Mpa时，缓慢打开缓冲罐排气闸门，不易开得过大。3）打开气液分离器进气闸门，注意观察缓冲罐、气液分离器压力变化，不要超过压力警戒线。4）同时按气液分离器操作调试。缓冲罐操作规程主要设备原油集输3、输油操作1）当缓冲罐液位达到安全高度的1/3，打开缓冲罐出口至外输泵闸门，关闭缓冲罐出口至事故罐闸门。2）打开外输泵的过滤器进出口闸门。3）关闭流量计旁通闸门，打开进出口闸门。4）当罐内液面上升至安全高度的2/3，准备启泵输油。5）按输油泵操作规程进行输油。6）作好巡回检查，当缓冲罐内液位下降至1/3以下，关停输油泵，关闭出油闸门，并与下游接收站点联系。4、运行中的检查工作1）检查缓冲罐压力是否正常，通过气液分离器控制缓冲罐压力不超过0.15MPa。2）要勤检查高低液位报警是否灵敏、可靠，如不正常，要勤（根据本站产进液量高低确定时间）检查罐内液位情况及缓冲罐压力。3）当进油量变化时，更要密切注意缓冲罐工作情况。如进油量超过输油泵排量，采取其它应急措施，保证缓冲罐正常工作。正常运行中，要定时对缓冲罐气压、温度、液位各点进行巡回检查。主要设备原油集输5、安全阀校对时的拆卸与安装1）缓冲罐安全阀每年必须在具有相关检验资质的单位校验校对一次，校对前预备同型号合格安全阀替换使用的安全阀。2）打开缓冲罐旁通闸门，关闭进出口闸门，按单井来油进事故罐操作规程执行。3）缓慢打开气液分离器放空闸门，密切关注压力表变化，随着压力的减小，完全打开缓冲罐出气闸门，直至压力表落零。4）拆下安全阀，装好预备的安全阀。拆下的安全阀由基层生产单位委派专人送到具有相关检验资质的单位校验。5）倒好缓冲罐正常生产时的流程。6）校验好安全阀后按拆卸时的操作规程进行安装。6、缓冲罐使用流程框图总机关来油缓冲罐外输泵流量计换热器收球筒外输管线主要设备原油集输

作用：

加热设备将燃料燃烧或电流所产生的热量传给被加热介质使其温度升高。在油气集输系统中，它被用来将原油、天然气及其产物加热至工艺所要求的温度，以便进行输送、沉降、分离和粗加工等。

分类水套加热炉（根据燃烧方式又可分）①微正压燃烧水套加热炉②负压燃烧水套加热炉真空相变加热炉加热设备主要设备原油集输1、水套加热炉

结构：水套加热炉主要由水套、被加热天然气盘管、燃烧器、火筒、烟囱等主要部件组成。特点：水套加热炉是目前气田集输系统中应用较广的天然气加热设备。它不像套管加热器需要配备专用的蒸汽锅炉和蒸汽管线。由于水套加热炉是在常压下对管线进行加热，因而易于操作和控制，也更安全。在热负荷较大的地方，水套加热炉还配备有一套温度控制与熄火自动保护系统。主要设备原油集输

①微正压燃烧水套加热炉：采用机械通风微正压燃烧方式，燃烧器为强制供风式，并配备白动程序点火与熄火保护装置。大筒部分采用平直或平直与波形组合的火筒和螺旋槽构成，盘管采用可拆式螺旋槽U形管束。

优点：热效率高，结构紧凑，钢材耗量少。

②负压燃烧水套加热炉：采用负压燃烧方式，燃烧所需空气为自然进风。火筒与烟管采用U形或类似结构，

优点：结构简单，适应性强，密封效果好。

主要设备原油集输

水套加热炉总装图主要设备原油集输2、真空相变加热炉

特点：利用相变原理进行蒸汽和介质换热，热效率高，可达86～90%以上。体积小，在真空状态下运行，安全可靠，炉体无爆破之忧。加热系统为密闭自循环式，工作时无需补水，可根据负荷变化自动调节，尤其适用于负荷波动和无人职守的场合。采用全自动监控系统，结构紧凑，功能齐全，可做单系统加热用，也可集多系统加热于一体。适用场所主要适用于油、气集输站场中原油、天然气、采出水等的加热，同时也可以用于采暖供热水。目前已在长庆油田全面推广应用，使用效果良好。主要设备原油集输主要规格型号：315kW、400kW、500kW、630kW、800kW、1000kW、1250kW、1400kW、1600kW、2000kW、2500kW、3000kW、3500kW、4000kW、4500kW、5000kW设计热效率：87％～93％工质额定输出温度：≤60℃使用环境温度：-40℃～50℃工作压力：2.0～6.4Mpa电源：3N50Hz380V±10%燃气供气压力：0.1～0.4Mpa燃油供油压力：0.1～2.5Mpa海拔高度：≤3000m主要设备原油集输

作用：

泵为站场中工艺介质、污水等的流动提供动力及为缓蚀剂、水合物抑制剂及其他化学剂进入天然气压力系统提供能量。

分类离心泵往复泵

泵主要设备原油集输

结构：主要由叶轮、轴、泵壳、轴封及密封环等组成。

原理：一般离心泵启动前泵壳内要灌满液体，当原动机带动泵轴和叶轮旋转时，液体一方面随叶轮做圆周运动，一方面在离心力的作用下自叶轮中心向外周抛出，液体从叶轮获得了压力能和速度能，当液体流经蜗壳到排液口时，部分速度能将转变为静压力能，在液体自叶轮抛出时，叶轮中心部分造成低压区，与吸入液面的压力形成压力差，于是液体不断被吸入，并以一定压力排出。1、离心泵主要设备原油集输离心泵工作原理图主要设备原油集输

结构：往复泵由液力端和动力端组成。液力端直接输送液体，把机械能转换成液体的压力能；动力端将原动机的能量传给液力端。动力端：曲轴、连杆、十字头、轴承和机架等组成。液力端：液缸、活塞（或柱塞）、吸入阀、排出阀、填料函和缸盖等组成。

工作原理：当曲柄以角速度ω逆时针旋转时，活塞向右移动，液缸的容积增大，压力降低，被输送的液体在压力差的作用下克服吸入管路和吸入阀等的阻力损失进人到液缸。当曲柄转过180o角度以后活塞向左移动，液体被挤压，液缸内液体压力急剧增加，在这一压力作用下吸入阀关闭而排出阀被打开，液缸内液体在压力差的作用下被排送到排出管路中去。当往复泵的曲柄以角速度。不停地旋转时，往复泵就不断地吸入和排出液体。2、往复泵主要设备原油集输单作用往复泵示意图1-吸入阀2-排出阀3-液缸4-活塞5-十字头6-连杆7-曲轴8-填料函

动力端：曲轴、连杆、十字头、轴承和机架等组成。液力端：液缸、活塞（或柱塞）、吸入阀、排出阀、填料函和缸盖等组成。主要设备原油集输

第二部分原油集输地面主要设备第一部分原油集输地面工艺流程模式

第三部分油气集输系统地面设计相关计算

第四部分原油集输工艺技术指标及管理制度主要内容一、输油泵及其驱动装置设计计算

式中P――输油泵轴功率（kw）；

qv――输送温度下泵的排量（m3/s）；

ρ――输送温度下介质的密度（kg/m3）；Ｈ――输油泵排量为qv时的扬程（m）；

η――输送温度下泵的排量为qv时的输油泵效。泵名牌上给出的qv、Ｈ、η是以输水为基础的数据，泵用于输油时，应该根据输油温度下的油品黏度对泵的qv、Ｈ、η值进行修正。1、输油泵轴功率计算：相关计算原油集输2、输油泵电机功率计算：式中N――输油泵电机功率（kw）；

P――输油泵轴功率（kw）；

ηe――传动系数，取值如下：直接传动：ηe=1.0

齿轮传动：ηe=0.9-0.97

液力耦合器：ηe=0.97-0.98k――电动机额定功率安全系数，取值如下：

3＜P≤55k=1.1555＜P≤75k=1.14P＞75k=1.1相关计算原油集输二、输油管道相关计算1、输油管道直管段许用应力计算：

式中[σ]――许用应力（MPa）。

K――设计系数，输送C5及C5以上的液体管道除穿跨越段按国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》

的规定取值外，输油站外一般地段取0.72；

σs――钢管的最低屈服强度（MPa）；

Φ――焊缝系数。相关计算原油集输2、输油管道直管段钢管壁厚计算：式中δ――直管段钢管计算壁厚（mm）；

P――设计内压力（MPa）；

D――钢管外直径（mm）；

[σ]――钢管许用应力（MPa）。相关计算原油集输3、输油平均温度计算：式中tav――计算管段的输油平均温度（℃）；

t1――计算管段的起点温度（℃）；

t2――计算管段的终点温度（℃）。注：对不加热输送的输油管道，计算管段的的平均输油温度取管中心埋深处最冷月份的平均温度。相关计算原油集输4、埋地输油管道的沿线温降计算：

式中t0――埋地管道中心处最冷月份的平均温度（℃）；

l――管段计算长度（m）；

i――流量为qm时的水力坡降「m/m」；

C――输油平均温度下原油的比热容「J/kg·℃」；

K――总传热系数（W/m2·℃）；

D――管道的外直径（m）；

qm――油品的质量流量（kg/s）。相关计算原油集输5、输油管道输送流体时沿程摩阻损失计算：

式中h――管道内沿程水力摩阻损失（m）；

λ――水力摩阻系数；

L――管道计算长度（m）；

d――输油管道的内直径（m）；

V――流体在管道内的平均流速（m/s）；

g――重力加速度（9.81m/s2）；

qv――输油平均温度下的体积流量（m3/s）。相关计算原油集输6、原油管道系统最小起输量计算：式中t0――管外环境温度，℃（环境温度按照温度最低月份：

2月份管线埋深0.8米处地温0℃）

t1――管道起点温度，℃

t2――管道末点温度，℃

L――管道长度，mD――管道外径，mC――原油比热容，j/kg℃G――原油流量，kg/sK――管道总传热系数，W/m2*℃（黄夹克/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）按照热油管道沿程温降计算公式：㏑（t1-t0）/（t2-t0）=(KπDL)/CG相关计算原油集输

第二部分原油集输地面主要设备第一部分原油集输地面工艺流程模式

第三部分油气集输系统地面设计相关计算

第四部分原油集输工艺技术指标及管理制度主要内容一、工艺运行参数

1、运行压力（1）管道运行的工作压力不应超过此段管道的最大许用操作压力。（2）各输油站的最低进站压力应满足输油工况要求。（3）出站报警压力设定值应低于管道最大许用操作压力，泄油压力值应根据水击计算确定。（4）进站报警压力设定值应高于最低进站压力。（5）输油站压力调节系统的设定值应根据管道输油方案和安全要求来确定。（6）根据管道状况的变化，应及时调整管道最高工作压力值。指标及管理制度原油集输2、运行温度（1）管道运行的最高出站温度不应超过设计温度。（2）热油管道的原油最低进站温度应根据管道状况以安全经济为原则确定，宜高于所输原油凝点3℃。（3）对改性处理的原油和物性差别较大的混合原油加热输送时，原油的最低进站温度应符合第（2）的规定，原油凝点测定间隔每天不应少于一次。指标及管理制度原油集输3、热油管道最低输量

（1）热油管道最低输量应按不同季节分别确定。最低输量应能保证下一加热