原油脱水流程
2 含水原油 吹扫罐来油 5 6
D-101
F-101/1、2
D-102/1
T-101/1、2 事故罐
转油泵
3
4
8
7
加药装置 9 原油至炼厂 T-102/1、2、3 原油产品罐 10 外输油泵 凝结水 蒸汽 破乳剂
M
D-102/3
E-101/1、2
11 污水至处理厂
一段加热炉流程
TW 加热炉橇块 250-CR-0112-2.5A1-HI TE 150-CR-0114-2.5A1-HI
1.2 常温输送工艺简介 针对不同的原油物性、技术条 件，需采用不同的集输工艺，以适 应不同油藏条件下的开发要求。 常温输送工艺主要有：单管不 加热工艺、掺水工艺、电伴热工艺、 破乳降粘工艺。
单管不加热工艺：端点井选用高含水油井，串 联、环状连接油井后进入转油站或总站。 掺水工艺：对距离较远的低含水、低产量的油 井掺入常温水，实现管线高含水、高液量，集 输管道铺设的距离可以较远，这样可以有更多 的油井进入常温输送系统。 电伴热工艺：采用新型管线材料，内部有电加 热丝，用来补偿管线热损失适用于高粘度油井。 破乳降粘工艺：对于产液为油包水型的高粘度 油井，采用破乳降粘工艺进入集输管网。
分离器： 三相分离器出来的原油设置取 样口定期对原油含水进行取样分析。 三相分离器分离出的气体(0.30MPa)排 入真空加热炉，作为真空加热炉燃料气。 三相分离器分离出的含油污水进老君庙 污水处理厂 ，处理后全部回注，实现污水 零排放。 2#、3#两具罐为事故罐，10#～12#罐 为成品油罐，
加药流程 破乳剂人工加入配药罐,破乳剂与原清 水罐排放的水在配药罐中通过搅拌器搅拌 均匀混合，静置1～2个小时后经过加药泵 增压，与进站的原油经静态混合器混合后 进入三相分离器。 事故流程 如果原油脱水系统出现故障，进站原 油可直接进事故罐1、2(5000m3)，采用两具； 事故罐中的原油通过管道泵增压后进入三 相分离器。
PG 106
108
LO
LC 107 117 110 105
103
100-PG-0104-1.6A1
101
D-102/1
102 102
101
101
D-102/2
103 104 104 103 107 103ຫໍສະໝຸດ D-102/3106
105 105 106 105 110 110
TW
150-CR-0117-2.5A1-HI
250-CR-0118-2.5A1-HI 100-PG-0104-1.6A1 PIC 105 PY 105 M FO FIQ 103 103
50-RV-0102-1.6A1
200-CR-0129-2.5A1-HI 100-PG-0104-1.6A1
200-CR-0130-2.5A1-HI
100-PG-0104-1.6A1
100-SOW-0101-1.6A1-HI
200-CR-0121-2.5A1-HI
出油
102
102 M
105 105 100-SOW-0101-1.6A1-HI
排污
出水
站内工艺流程图
250-CR-0118-2.5A1-HI TW 加热炉橇块 250-CR-0112-2.5A1-HI TE
250-CR-0119-2.5A1-HI 50-RV-0101-1.6A1
106 PI 104 PG 105
D-101
P-102/1
109 50-CL-0102-1.6A1-HI 108
E-101/1
E-101/2
100-PG-0104-1.6A1
原油至吹扫罐 40-CD-0105-1.6A1 PI 103 PG 104 100-LS-0101-1.6A1-HI 50-SCW-0101-1.6A1-HI TI 103 TE 103
107
107 M 65-PG-1.6A1
109 109
PSV01 LO LO
65-PG-0103-1.6A1
PSV02 LO LO
含水原油自计量间来
TIC
F-101/2
PSV03 LO
LC PT 105 TE 115 TI 108 107
LC 106 116 109
M FA07
150-CR-0115-2.5A1-HI 65-PG-0107-1.6A1
联合站原油集输工艺
2015年4月
提纲: 一、地面集输系统 二、原油处理系统 三、污水处理 四、消防系统
一、地面集输系统
1.1常温集输工艺简介 油气集输典型流程 根据加热保温方式的不同，油田油气收集的基本流 程宜采用以下五种典型流程： (1)井口不加热单管流程 (2)井口加热单管流程 (3)井口掺液输送双管流程 (4)单管环状掺水流程 (5)伴热输送三管流程
40-LS-0102-1.6A1-HI 25-SCW-0102-1.6A1-HI
P-102/2
25-CD-0106-1.6A1-HI 污水至排污总管
M-101
50-SCW-0103-1.6A1-HI
50-SCW-0104-1.6A1-HI 110 200-CR-0123-2.5A1-HI
112 114 200-CR-0126-2.5A1-HI
计量橇块
150-CR-0104-2.5A1-HI 二队28 #转油站 150-CR-0105-2.5A1-HI 气液 TI 控制器 102 FIQ 101 H2O
夹片总线
150-CR-0106-2.5A1-HI 100-CR-0107-2.5A1-HI
AI 101
五队总线
150-CR-0108-2.5A1-HI 250-CR-0109-2.5A1-HI 250-CR-0110-2.5A1-HI
101 LV01 M
100-SOW-0101-1.6A1-HI
104 M 104
100-SOW-0102-1.6A1-HI 50-CD-0102-1.6A1-HI
TE
107 M
100-SOW-0103-1.6A1-HI
F-101/1
200-CR-0131-2.5A1-HI
200-CR-0121-2.5A1-HI
污水至污水处理厂 原油至成品油罐 续接图油0909-1/5
清水自生水线来 40-FW-0101-1.6A1 200-CR-0121-2.5A1-HI
200-CR-0127-2.5A1-HI
65-RV-0104-1.6A1 放空至T-101/1罐顶 LO LC LO
103
M
MI-101
110 50-CL-0101-1.6A1-HI 100-LS-0103-1.6A1-HI
40-CD-0105-1.6A1
一段三相分离器脱水流程
二段换热器加热流程
200-CR-0127-2.5A1-HI
TY 107 M TV07 TW 111
TIC 107 TE 113 TW 113
出油
蒸汽
FC
E-101/2
凝结水
112 114 200-CR-0126-2.5A1-HI
进油
二段三相分离器脱水流程
表1-1 常温输送工艺对比
常输工艺 优点 缺点 1.工艺简单、投资低、能耗低。 1. 只适用于粘度不太高的低含 蜡原油。 2. 冬季井口回压高、造成产液 量下降。 3. 集输半径小。 1. 温降小，集输半径大。 2. 冬季井口回压低、产液量变 化不大。 1.适用于高粘度井、边远井的 输送。 2.操作简单。 1.适用于高粘度井、边远井的 输送。 1.掺水系统投资高，运行费用高。
进站计量流程
PG PI 101 101 TG 101 250-CR-0112-2.5A1-HI 三队总线 250-CR-0101-2.5A1-HI 250-CR-0102-2.5A1-HI # 四队7 转油站 150-CR-0103-2.5A1-HI 250-CR-0111-2.5A1-HI FIQ 102 PG 103 250-CR-0113-2.5A1-HI 含水原油至F-101
1.5常温集输管线走向
老君庙油田地理特征是沟壑纵横，整体 为南高北低、沟向为南北向。管线东西向 铺设则增加了施工工作量和管线长度、提 高了工程投资。 设计考虑集输支线（干线）沿南北向沟 底铺设，支线呈树枝状汇总到干线。管线 铺设利用整体地形走势和高差、尽量减少 东西向铺设，降低投资、减少集输能耗。
50-CD-0101-1.6A1-HI
50-CD-0103-1.6A1-HI
106
TIC M 65-PG-0106-1.6A1 FA06
102
102 M
105 105 100-SOW-0101-1.6A1-HI
104
104 M
108 108
200-CR-0131-2.5A1-HI
200-CR-0128-2.5A1-HI
TY 106 M FC TW 107 TE 109 TW 109
200-CR-0124-2.5A1-HI
破乳剂
TIC 106
200-CR-0128-2.5A1-HI
TY 107 M 200-CR-0125-2.5A1-HI 100-LS-0104-1.6A1-HI FC TW 111 TV07
TIC 107 TE 113 TW 113
50-RV-0102-1.6A1
安全阀放空
PSV02
PIC 105
PY 105 M FO
FIQ 103 103
出气
TI 108
进油
LO PG 106
LO LC PT 105 TE 115
101
D-102/1
102 102
101
101
101 LV01 M