集输知识基础培训

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1、原油集原油集输基基础知知识 第二部分第二部分第二部分第二部分 原油集输地面主要设备原油集输地面主要设备第一部分第一部分第一部分第一部分 原油集输地面工艺流程模式原油集输地面工艺流程模式 第三部分第三部分第三部分第三部分 油气集输系统地面设计相关计算油气集输系统地面设计相关计算 第四部分第四部分第四部分第四部分 原油集输工艺技术指标及管理制度原油集输工艺技术指标及管理制度一、集输流程的布站形式一、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。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油气集输工艺流程按油气集

2、输系统的布站形式可分为 一级半（或一级）布站集输流程一级半（或一级）布站集输流程 二级布站集输流程二级布站集输流程 三级布站集输流程。三级布站集输流程。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输1 1、一级半（或一级）布站流程、一级半（或一级）布站流程 一级半布站的集输流程可看作由一级半布站的集输流程可看作由“井口井口- -计量站计量站- -联合站联合站”的二级布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。井或一个油区）共用一套计量装置。单单 井井

3、 气液混输气液混输 计量阀组计量阀组分井计量分井计量气液混输气液混输 联合站联合站 一级半布站集输流程一级半布站集输流程特点：特点：计量站简化为计量阀组计量站简化为计量阀组 ，降低了投资和减小了工程量。，降低了投资和减小了工程量。 工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输2 2、二级布站流程、二级布站流程（1 1）油气分输流程）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和水的产量值进行测量，在油气水分离器出口之后的油

4、气分别输送至联合站。合站。单单 井井 气液混输气液混输 计量站计量站 分井计量分井计量 油气分离油气分离 气液混输气液混输 联合站联合站 油气分离油气分离 二级布站油气分输流程框图二级布站油气分输流程框图工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输u 特点特点 单井进站。单井进站。 分井集中周期性计量。分井集中周期性计量。 简化了井场设备，对于不同的油、气分别处理。简化了井场设备，对于不同的油、气分别处理。 出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺。出油、集油、集气管线采用不同的输送工艺。u 适用条件适用条件 油气比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口回压、提高计油气

5、比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口回压、提高计量站到联合站的输送能力。量站到联合站的输送能力。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输 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、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。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。单单 井井 气液混输气液混输 计量站计量站 分井计量分井计量 气液混输气

6、液混输 联合站联合站 二级布站油气混输流程框图二级布站油气混输流程框图（2 2）油气混输流程）油气混输流程工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输 特点：特点： 可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简可以充分利用地层能量，从井口至联合站不再设泵接转，简化了集气系统，便于管理、节省了大量投资。化了集气系统，便于管理、节省了大量投资。 缺点：缺点： 原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性原油稳定、天然气凝液回收装置在处理变化幅度大时适应性较差。较差。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输3 3、三级布站流程、

7、三级布站流程 原因：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。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。又不经济。 三级布站流程：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

8、站油脱水、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）。进一步处理）。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输单单 井井 气液混输气液混输 联合站联合站 气液混输气液混输 转油站转油站 天然气天然气 计量站计量站 油气计量油气计量 原油原油 三级布站油气混输流程框图三级布站油气混输流程框图 特点：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。稳定和天然气凝液回收装置。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输二、油气集输工

9、艺流程二、油气集输工艺流程 油气集输工艺流程根据油井集油时油气集输工艺流程根据油井集油时加热保温方式加热保温方式的不的不同可分为：同可分为： 单管流程单管流程 双管流程双管流程工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输1 1、单管集输流程、单管集输流程 井口加热单管流程井口加热单管流程 井口不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井口加药降粘加热集输 管线保温、投球清蜡不加热集输管线保温、投球清蜡不加热集输 井口自然不加热管线井口自然不加热管线工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输（1 1）井口加热单管流程）井口加热单管

10、流程每口井采用单一管线将油气混输集中到计量站内。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。计量站布置在多口井的适当位置上。单单井井来来的的油油气气先先经经过过水水套套加加热热炉炉加加热热，然然后后进进计计量量分分离离器器分分别别对对油油、气计量，完成计量后的油、气后，再次混合进集油管线出站。气计量，完成计量后的油、气后，再次混合进集油管线出站。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输（2 2）井口不加热单管流程）井口不加热单管流程 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、集是单管加热流程取消井口加

11、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，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。集中到联合站处理。 井口不加热单管流程主要有井口不加热单管流程主要有三种集输措施三种集输措施：工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输 井口加药降粘加热集输井口加药降粘加热集输 管线保温、投球清蜡不加热集输管线保温、投球清蜡不加热集输 井口自然不加热管线井口自然不加热管线 对对于于凝凝点点低低于于集集输输管管线线埋埋深深土土壤壤温温度度时时的的轻轻质质原原油油，具具有有较较好的流动性。好的流动性。 对对于

12、于生生产产油油气气比比大大于于30m30m3 3/t/t，单单井井产产量量较较高高，井井口口出出油油温温度度较较高的中质原油。高的中质原油。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输2 2、双管集输流程、双管集输流程 蒸汽伴随双管流程蒸汽伴随双管流程 掺液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。油井，不易采用掺热水的双管流程。工

13、艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输（1 1）蒸汽伴随双管流程）蒸汽伴随双管流程 优点优点 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。产的井，也能适应，生产可靠，启动方便。 缺点：缺点： 蒸汽消耗量大，一般为蒸汽消耗量大，一般为250250300kg/(kmh)300kg/(kmh)，热损失较大，效率低；，热损失较大，效率

14、低；耗水量大，投资和经营费用比较高。耗水量大，投资和经营费用比较高。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输（2 2）掺液降粘双管流程）掺液降粘双管流程 优点：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，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。热耗指标低。 缺点：缺点： 掺入的活性水不易控制，掺入水、油层水，产油量不好计量。掺入的活性水不易控制，掺入水、油层水，产油量不好计量。 活性水的循环利用还会造成管线的腐蚀、结垢。活性水的循环利用还会造成管线的腐蚀、结垢。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油

15、油 集集 输输三、密闭集输技术三、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。集输流程。 根据油田油气集输工艺的根据油田油气集输工艺的密闭程度密闭程度，分为：，分为： 开式集输流程开式集输流程：其中有部分过程不与大气隔绝。：其中有部分过程不与大气隔绝。 密闭集输流程密闭集输流程：油气集输全密闭流程，主要包括密闭集输、密闭处：油气集输全密闭流程，主要包括密闭集输、密闭处理、密闭储

16、存及轻油和污油回收。理、密闭储存及轻油和污油回收。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输 （1 1）原油从油井中出来，在集输、中转、脱水、净化等过程中，所）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。用的都是密闭的管道输送。 （2 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）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。容器，即在正常情况下，油气是不能与外界相互串通的。 （3 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）原油要经过稳定处理，

17、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，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。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。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：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： 工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优点：密闭集输流程和开式流程相比，具有以下几个方面优点：（1 1）原油在集输过程中损耗低，产品

18、质量高，减少对大气的污染；）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 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）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；低了脱水成本；（3 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）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；热效率；（4 4）有利于提高自动化程度，提高管理水平；）有利于提高自动化程度，提高管理水平；（5 5）工艺流程简单、紧凑、投资少。）工艺流程简单、紧凑、投资少。工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式工艺流程模式原原 油油 集集 输输 第二部分第二部分第

19、二部分第二部分 原油集输地面主要设备原油集输地面主要设备第一部分第一部分第一部分第一部分 原油集输地面工艺流程模式原油集输地面工艺流程模式 第三部分第三部分第三部分第三部分 油气集输系统地面设计相关计算油气集输系统地面设计相关计算 第四部分第四部分第四部分第四部分 原油集输工艺技术指标及管理制度原油集输工艺技术指标及管理制度 计计量量站站和和集集油油站站在在油油气气集集输输过过程程中中的的主主要要任任务务有有计计量量、收收集集和和传传输输、降粘和降凝、油气分离和净化、辅助任务。降粘和降凝、油气分离和净化、辅助任务。 计量站计量站 主要的仪器设备有分离器、阀门、流量计、加热器、输油泵。主要的仪器

20、设备有分离器、阀门、流量计、加热器、输油泵。 集油站集油站（也称为转油站或泵站）（也称为转油站或泵站） 根根据据所所承承担担任任务务的的性性质质不不同同，大大体体分分为为接接转转站站、转转油油站站、脱脱水水转转油油站和联合站。站和联合站。 主主要要设设备备有有：计计量量分分离离器器、加加热热炉炉、原原油油缓缓冲冲罐罐、原原油油储储罐罐、稳稳定定塔、外输泵、流量计、污水罐、污水泵等。塔、外输泵、流量计、污水罐、污水泵等。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输双双容容积积单单量量系系统统工工作作原原理理：当当油油井井来来的的油油气气混混合合物物经经分分离离器器进进口口进进入入

21、上上室室，油油气气在在上上室室分分离离后后，天天然然气气经经分分离离伞伞由由顶顶部部气气出出口口排排出出，分分离离液液靠靠自自重重由由上上室室出出口口经经电电磁磁三三相相阀阀进进入入下下室室，当当计计量量室室液液面面达达到到一一定定高高度度时时，上上浮浮球球液液位位继继电电器器发发出出信信号号启启动动电电磁磁三三相相阀阀和和齿齿轮轮泵泵，计计量量室室进进油油被被阀阀切切断断，计计量量后后的的油油经经排排油油通通道道从从下下室室出出油油阀阀被被泄泄油油齿齿轮轮泵泵排排至至输输油油管管线线，同同时时计计数数器器计计数数一一次次，当当液液面面下下降降一一定定高高度度时时，下下浮浮球球液液位位继继电电

22、器器发发出出信信号号，阀阀关关闭闭排排出出口口，齿齿轮轮泵泵停停止止排排液液，液液体体又从上室流向下室，重复上述过程连续计量。又从上室流向下室，重复上述过程连续计量。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输11、压力表、压力表12、上下室平衡管、上下室平衡管13、人孔、人孔14、上浮漂、上浮漂15、上液位继电器、上液位继电器16、导线、导线17、下浮漂、下浮漂18、下室油进出口、下室油进出口19、三相电磁阀、三相电磁阀20、下液位继电器、下液位继电器21、外输出口、外输出口1、排污管、排污管2、上室油出口管线、上室油出口管线3、温度计接口、温度计接口4、上下室隔板、上下室隔

23、板5、油气混合进口、油气混合进口6、分配管、分配管7、壳体、壳体8、分离伞、分离伞9、安全阀、安全阀10、气出口、气出口主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 技术和经济指标技术和经济指标 设计压力：设计压力：0.78MPa0.78MPa 设计温度：设计温度：5050 工作介质：含水原油工作介质：含水原油 工作压力：工作压力：0.6 MPa0.6 MPa 容积：容积：1.2m1.2m3 3 设备质量：设备质量：500kg500kg 计量精度：计量精度：55主主主主 要要要要 设设设设 备备备备 应用范围和效果应用范围和效果 适用于低产油田各种油气比、含水率下的单井产量计量

24、，对于间歇出油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。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55。原原 油油 集集 输输 （1 1）技术原理）技术原理 监测软件系统原理监测软件系统原理 系系统统通通过过高高精精度度的的数数据据采采集集器器、获获取取安安装装在在油油井井上上的的载载荷荷和和位位移移传传感感器器的的数数据据，通通过过数数据据电电台台将将其其传传送送到到数数据据处处理理点点，数数据据处处理理点点对对采采集

25、集数数据据传传送送的的数数据据，通通过过监监测测和和油油井井计计量量分分析析系系统统软软件件实实时时显显示示监测功图、分析油井工况、计算出油井产液量。监测功图、分析油井工况、计算出油井产液量。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备“功功图图法法”油油井井计计量量原原 油油 集集 输输 油井计量技术原理油井计量技术原理 “ “功图法功图法”油井计量技术是依据抽油油井计量技术是依据抽油机井深井泵工作状态与油井产液量变化关系，机井深井泵工作状态与油井产液量变化关系，建立定向井有杆泵抽油系统的力学、数学模建立定向井有杆泵抽油系统的力学、数学模型，该模型能计算出给定系统在不同井口示型，该模型能计算出给定

26、系统在不同井口示功图激励下的泵功图响应，然后对此泵功图功图激励下的泵功图响应，然后对此泵功图进行分析，确定泵有效冲程，进而求出地面进行分析，确定泵有效冲程，进而求出地面折算有效排量。折算有效排量。 qg qg1131NSed2/B11131NSed2/B1 N- N-冲次冲次 Se- Se-有效冲程有效冲程 d- d-泵径泵径 B1- B1-原油体积系数原油体积系数 地面示功地面示功图图建立定向井条件下油建立定向井条件下油管、抽油杆、液体三管、抽油杆、液体三维维力学、数学模型力学、数学模型结结合油井液体性合油井液体性质质、抽油机、抽油机型号、冲程、冲次、杆柱型号、冲程、冲次、杆柱组组合等主要参

27、数合等主要参数泵泵功功图图采用多采用多边边形逼近法和矢量特征形逼近法和矢量特征法法进进行分析和故障行分析和故障识别识别泵泵有效冲程有效冲程结结合油合油层层物性及生物性及生产产参参数数油井油井产产液量液量主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 （2 2）技术特征）技术特征 组成部分组成部分：采集监测系统和油井计量系统。：采集监测系统和油井计量系统。 运运行行模模式式：数数据据采采集集点点通通过过负负荷荷传传感感器器和和角角位位移移传传感感器器，能能精精确确、同同步步测测试试示示功功图图，并并无无线线传传输输到到监监测测软软件件，并并自自动动保保存存到到固固定定目目录录下下，

28、并并保保证证每每1010分分钟钟采采集集一一次次示示功功图图数数据据；数数据据处处理理点点对对采采集集的的地地面面示示功功图图进进行行转转换换分分析，结合油井的基础数据，计算出油井产量。析，结合油井的基础数据，计算出油井产量。 （3 3）应用范围和效果）应用范围和效果 采采用用“功功图图法法”油油井井计计量量，实实现现了了油油井井的的全全天天候候、连连续续计计量量，确确保保了了资料录取的及时性、全面性、准确性。资料录取的及时性、全面性、准确性。 “功功图图法法”油油井井计计量量自自20042004年年在在西西峰峰油油田田试试验验成成功功，目目前前已已在在长长庆庆油油田大面积推广应用。田大面积推

29、广应用。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输进油口进油口出油口出油口出水口出水口集水管集水管喷油管喷油管集油槽集油槽平衡管平衡管溢流沉降罐结构示意图溢流沉降罐结构示意图运行参数要求：运行参数要求：油水界面油水界面4 7m。表面含水表面含水0.5%以下。以下。沉降温度沉降温度30 35C(加温加温条件下条件下)。乳化层小于乳化层小于1.5m。沉降时间沉降时间8小时以上。小时以上。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备沉沉降降罐罐原原 油油 集集 输输沉沉降降罐罐是是用用于于原原油油热热化化学学沉沉降降脱脱水水的的储储罐罐。油油水水混混合合物物进进入入沉沉降降罐罐中中，依依

30、靠靠下下部部水水层层的的水水洗洗作作用用和和上上部部原原油油中中水水滴滴的的沉沉降降作作用用得得以以分分离离。陇陇东东油油田田原原油油脱脱水水采采用用“小小站站加加药药，管管道道破破乳乳，大大罐罐沉沉降降”脱脱水水工工艺艺，近近年年来来对对加加药药站站点点不不断断进进行行调调整整，实实行行“末末端端加加药药”，即即将将加加药药点点从从计计量量站站、转转油油站站移移到到了了联联合合站站（或或集集中中处处理理站站），加加药药量量按按照照该该进进站站总总液液量核定。量核定。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输加药位置及方法：加药位置及方法：要要求求从从总总机机关关汇汇管管中中

31、加加入入，按按要要求求的的浓浓度度投投加加，不不得得中中 断断也也不得过量加入。不得过量加入。加药浓度：加药浓度：破乳剂的投加浓度应控制在破乳剂的投加浓度应控制在120120150mg/l150mg/l。加加药药量量：要要创创造造条条件件搞搞好好加加药药量量计计量量，每每班班作作好好工工作作交交接接，确确保加药量计量准确无误。保加药量计量准确无误。加加药药点点输输油油温温度度：冬冬季季运运行行，要要求求加加药药站站输输油油温温度度控控制制在在40-40-4545，以保证破乳效果。，以保证破乳效果。破乳加药管理破乳加药管理主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输外外输输量量：

32、各各作作业业区区保保证证连连续续平平稳稳输输油油，严严禁禁忽忽高高忽忽低低，以以免破坏沉降罐油水界面的平衡。免破坏沉降罐油水界面的平衡。倒倒罐罐管管理理：由由相相关关作作业业区区改改动动流流程程，集集输输大大队队监监督督并并适适当当控制排量，确保沉降罐油水界面的平衡。控制排量，确保沉降罐油水界面的平衡。药药剂剂管管理理：各各加加药药点点按按实实际际用用量量领领取取药药剂剂，并并妥妥善善保保管管，不不得得出出现现泄泄漏漏、丢丢失失、变变质质。若若发发现现药药剂剂质质量量有有问问题题，应应及及时时汇报有关部门鉴定。汇报有关部门鉴定。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输加加药

33、药泵泵的的运运行行维维护护：当当班班人人员员应应检检查查加加药药泵泵的的运运行行和和上上量情况，并做好日常维护保养工作。量情况，并做好日常维护保养工作。加加药药记记录录：每每班班应应将将加加药药泵泵运运行行时时间间、加加药药浓浓度度、加加药药量量等等情情况况如如实实填填写写在在班班站站采采油油综综合合记记录录上上，作作为为检检查查的的主要依据。主要依据。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输u每每8 8小时监测一次沉降罐上层净化油含水。小时监测一次沉降罐上层净化油含水。u每每8 8小时监测一次沉降罐油水界面高度。小时监测一次沉降罐油水界面高度。u每每8 8小时监测一次沉降

34、罐脱出采出水含油量。小时监测一次沉降罐脱出采出水含油量。u每隔一天监测一次沉降罐原油含水率。每隔一天监测一次沉降罐原油含水率。u每隔五天监测一次沉降罐半米分层含水率。每隔五天监测一次沉降罐半米分层含水率。取样监测制度：取样监测制度：主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输u沉沉降降罐罐在在正正常常运运行行时时，原原油油溢溢流流线线的的所所有有闸闸门门应应全全部部打打开开，不不准用闸门调节液位。准用闸门调节液位。u沉沉降降罐罐脱脱水水闸闸门门只只在在清清罐罐或或特特殊殊情情况况下下使使用用，一一般般不不准准用用来来控控制油水界面。制油水界面。u认认真真检检测测各各系系统统来来

35、油油温温度度和和油油水水分分离离情情况况，发发现现问问题题及及时时向向有有关部门汇报，督促加药点，保证加药量和加热温度。关部门汇报，督促加药点，保证加药量和加热温度。u沉沉降降罐罐在在运运行行中中出出现现波波动动和和变变化化，应应加加密密取取样样监监测测，并并及及时时向向有关部门汇报，尽快采取措施，恢复正常运行。有关部门汇报，尽快采取措施，恢复正常运行。操作要求：操作要求：主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 目前采出水系统采用的除油设备是除油罐，按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：其功能可分为：自然除油罐自然除油罐斜管除油罐斜管除油罐粗粒化除油罐粗

36、粒化除油罐除除油油罐罐主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输自自然然除除油油罐罐是是依依靠靠油油水水的的密密度度差差进进行行油油水水分分离离，从从而而达达到到除除油油的的目目的的。我我厂厂最最早早的的采采出出水水处处理理利利用用自自然然除除罐罐，目目前前只只有有元元城城首首站站的的采采出出水水处处理理厂厂仍仍在在应应用用，其其余余都都改改为为斜斜管管除除油罐。油罐。自然除油罐自然除油罐主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 斜管除油罐斜管除油罐斜斜管管除除油油罐罐是是在在自自然然除除油油罐罐中中装装入入了了波波纹纹斜斜管管，使使除除油油罐罐的的分分离

37、离面面积积成成倍倍增增加加，每每块块斜斜管管都都相相当当于于一一个个小小的的分分离离设设备备，这这就就使使相相同同处处理理量量下下的的除除油油效效率率大大为为提提高高；其其次次，由由于于斜斜管管之之间间的的距距离离很很小小，使使油油珠珠浮浮升升的的距距离离大大大大缩缩短短，相相应应缩缩短短了了沉沉降降时时间间，有有利利于于提提高高除除油油效效率率，例例如如悦悦联联站站将将自自然然除除油油罐罐改改为为斜斜管管除除油油罐罐后后，除除油油效效率率由由2020提提高高到到3232。目目前前我厂悦联站等站利用斜管除油罐。我厂悦联站等站利用斜管除油罐。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集

38、 输输粗粗粒粒化化除除油油罐罐是是在在斜斜管管除除油油罐罐的的基基础础上上增增加加了了粗粗粒粒化化装装置置，含含有有油油滴滴的的水水在在其其细细小小间间隙隙组组成成的的流流道道中中作作不不规规则则运运动动时时，一一方方面面增增加加了了碰碰撞撞的的机机会会，另另一一方方面面由由于于材材料料表表面面的的吸吸附附作作用用和和水水动动力力作作用用，小小油油滴滴不不断断地地被被粘粘附附在在材材料料的的表表面面，当当粘粘附附在在材材料料表表面面的的原原油油达达到到一一定定量量时时，便便脱脱离离其其表表面面形形成成大大颗颗粒粒油油滴滴进进入入水水中中，这这种种过过程程在在材材料料表表面面和和间间隙隙中中连连

39、续续不不断断地地进进行行着着，把把小小油油滴滴变变成成大大油油滴滴，极极大大地地提提高高了了除除油油效效率率。现现场场资资料料表表明明，粗粗粒粒化化斜斜管管除除油油罐罐比比自自然然除除油油罐罐能能提提高高除除油油效效率率一一倍倍以以上上，目目前前我我厂厂南南联联站站、中中集集站站、南南梁梁集集油油站站、西西一一联联合合站站、华华联联站站等等利利用用粗粗粒粒化除油罐。化除油罐。粗粒化除油罐粗粒化除油罐主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输呼吸阀呼吸阀透光孔透光孔平衡管平衡管集油槽集油槽分布管分布管出油口出油口出水口出水口进水口进水口排泥口排泥口人孔人孔人孔人孔收水收水筒筒粗

40、粒化滤料粗粒化滤料斜管滤料斜管滤料斜管滤料斜管滤料堵板堵板除除 油油 罐罐 结 构构 示示 意意 图污油污油污油污油主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输除除油油罐罐进进水水量量要要做做到到连连续续平平稳稳，除除油油罐罐出出口口含含油油要要求求100mg/l100mg/l。如如果果发发现现采采出出水水含含油油过过高高，必必须须加加密密取取样样检检测测。如如果果连连续续数数天天除除油油罐罐含含油油大大于于沉沉降降罐罐含含油油，即即说说明明除除油油罐罐被被污染，要进行清罐处理。污染，要进行清罐处理。除除油油罐罐每每月月定定期期排排泥泥一一次次，排排泥泥后后应应对对管管线线进进

41、行行吹吹扫扫，并要定期收油。并要定期收油。操作要求：操作要求：主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输基本原理基本原理油油气气水水混混合合来来液液进进三三相相分分离离器器即即进进行行初初步步气气液液分分离离。伴伴生生气气通通过过一级分离、二级捕雾器处理后，进入气处理系统。一级分离、二级捕雾器处理后，进入气处理系统。同同时时，油油水水混混合合物物进进入入预预分分离离室室，流流体体经经过过整整流流、消消泡泡、聚聚集集等等处处理理单单元元后后，进进入入沉沉降降室室开开始始分分离离，形形成成油油水水层层。通通过过调调节节水水室室导导水水管管的的高高度度，形形成成稳稳定定的的油油水水

42、界界面面。沉沉降降室室内内上上部部的的油油溢溢流流进进油油室室，底底部部的的水水通通过过导导水水管管流流入入水水室室，通通过过机机械械式式浮浮子子液液位位调调节节阀阀或或导导波波雷雷达达液液位位计计控控制制电电动动阀阀控控制制出出油油阀阀、出出水水阀阀排排出出合合格格的的油油和和水水，且且可可调调节节液面高度。液面高度。三三相相分分离离器器主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输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去加热炉去加

43、热炉三相分离器去加热炉去加热炉排污总机关主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输温度温度45456060加加药浓度度150mg/l150mg/l油中含水油中含水0.5%0.5%水中含油水中含油300mg/l300mg/l实现了密了密闭脱水、脱水、处理理时间短短占地面占地面积小、投小、投资较低低自自动化程度高，化程度高，劳动强度降低度降低云云盘山山联合站合站河河2-52-5、靖、靖5 5井井组准准备安装撬装三安装撬装三项分离器分离器运行指运行指标技技术优势推广推广应用用主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输1、启用前的准备工作、启用前的准备工作1）检查与

44、三相分离器相连接部位螺栓是否上紧。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。所有闸门是否灵活的启停。3）压力表、温度计是否装好。压力表、温度计是否装好。4）液液位位计计、电电动动阀阀的的电电源源、信信号号线线连连接接调调试试完完好好（信信号号正正常常、阀阀动动作作正正常常，灵敏度和精度现场投运后再调）。灵敏度和精度现场投运后再调）。5）三三相相分分离离器器进进液液线线、出出油油线线、出出气气线线、补补气气线线、出出水水线线、排排污污线线是是否否已已具备投产条件（需要与现场协调）。具备投产条件（需要与现场协调）。6）对对员员工工进进行行操操作作培培训训，了了解解三三相相

45、分分离离器器工工作作原原理理，明明白白与与三三相相分分离离器器相相关连设备、管线的协调操作，避免运行过程中的误操作。关连设备、管线的协调操作，避免运行过程中的误操作。7）现现场场加加药药、加加温温情情况况是是否否正正常常，重重点点是是加加药药浓浓度度是是否否达达到到指指标标，是是否否连连续加药（采用药桶检尺，四小时检尺一次）。续加药（采用药桶检尺，四小时检尺一次）。 三相分离器操作三相分离器操作规程程主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输22投运步骤投运步骤1 1）打开三相分离器压力表控制阀。打开三相分离器压力表控制阀。2 2）打开三相分离器顶部排气阀、液位计上、下控制阀

46、。打开三相分离器顶部排气阀、液位计上、下控制阀。3 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。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 4）打打开开三三相相分分离离器器污污水水出出口口电电动动阀阀、电电动动阀阀前前闸闸门门、电电动动阀阀后后闸闸门门，使使用用热热水水对对三三相相分分离离器器进进行行预预热热。进进水水过过程程中中检检查查三三相相分分离离器器相相连连接接部部位位是是否否有有漏漏水水等等异异常常情况。情况。5 5）当当油油室室液液位位开开始始变变化化时时，关关小小污污水水电电动动阀阀后后闸闸门门，直直到到油油室室液液位位涨涨到到1.2m1.

47、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。（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 6）缓缓慢慢打打开开出出气气口口直直通通阀阀门门，向向三三相相分分离离器器内内进进气气。当当排排气气阀阀排排出出的的空空气气中中天天然气味较浓时，关闭排气阀。然气味较浓时，关闭排气阀。7 7）三三相相分分离离器器气气系系统统压压力力稳稳定定后后，关关闭闭直直通通阀阀。再再次次详详细细检检查查三三相相分分离离器器各各连连接部位的情况，确保正常后，开始下一步操作。接部位的情况，确保正常后，开始下一步操作。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输8 8）打打

48、开开一一级级分分离离、二二级级捕捕雾雾器器连连通通阀阀，打打开开油油水水室室浮浮球球阀阀前前后后控控制制阀阀，打打开开气气出出口口自自力力调调节节阀阀前前后后控控制制阀阀。待待油油水水室室液液位位稳稳定定后后，开开始始缓缓慢慢打打开开三三相相分分离离器器进进口口阀阀，向向容容器器进进液液。同同时时关关闭闭来来液液进进储储油油罐罐进进口口闸闸门门，来来液液全全部部进进三三相相分分离离器器处处理理。当当容容器器内内压压力力上上升升超超过过气气管管线线压压力力时时，可可以以控控制制直直通通阀阀的的开开度度调调节节气气压压。同同时时开开始始调调节节自自力力式式调调节节阀的控制压力值。阀的控制压力值。9

49、 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。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。1010）根据油水处理情况，调节导水管的高度。根据油水处理情况，调节导水管的高度。1111）三相分离器投运完毕。三相分离器投运完毕。3 3、运行控制参数、运行控制参数1 1）三相分离器压力操作范围：。三相分离器压力操作范围：。2 2）油水室液位：采用导波雷达：。采用磁翻柱液位计：。油水室液位：采用导波雷达：。采用磁翻柱液位计：。3 3）三相分离器进液温度：三相分离器进液温度：45-6045-60主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输

50、4 4）三三相相分分离离器器导导水水管管的的固固定定高高度度为为2.422.42米米，可可调调节节高高度度为为0.280.28米米。在在投投运运过过程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。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 5）破乳剂加药浓度：破乳剂加药浓度：100-150mg/l100-150mg/l。6 6）稳定处理液量：稳定处理液量：处理能力处理能力/24h/24h4 4、停运操作、停运操作1 1）短短时时间间停停运运：停停运运后后关关闭闭进进液液阀阀、油油水水出出口口阀阀、出出气气、补补气气阀阀。冬冬季季需需要要排排空油水室内的液体后再关闭油水出

51、口阀，防止液位计和外部管线冻裂。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 2）长长时时间间停停运运：通通过过四四个个排排污污阀阀，将将容容器器内内的的液液体体全全部部排排除除后后，关关闭闭进进液液阀阀、油水出口阀、出气、补气阀。油水出口阀、出气、补气阀。5 5、停运后再次启运、停运后再次启运1 1）设设备备停停运运时时间间长长，容容器器排排空空。首首先先向向容容器器内内充充入入1/21/2容容器器容容积积的的热热水水，操操作作上上可可按按照照新新设设备备的的操操作作步步骤骤进进行行。在在充充液液过过程程中中，容容器器内内压压力力升升高高，需需要要通通过过容容器器放放空空

52、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。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 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。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。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 工工艺艺原原理理：单单井井或或井井组组生生产产出出的的原原有有通通过过集集油油管管线线进进入入接接转转站站分分离离缓缓冲冲罐罐，喷喷到到隔隔板板上上散散开开，因因扩扩散散作作用用使使溶溶解解气气分分离离出出来来。原原油油靠靠自自重重下下落落从从隔隔板板下下部部弓弓型

53、型缺缺口口通通过过，气气体体由由隔隔板板上上半半部部的的许许多多小小孔孔进进入入分分离离箱箱。携携带带有有小小油油滴滴的的天天然然气气在在分分离离箱箱内内多多次次改改变变流流向向，小小油油滴被凝聚下落。分离器滴被凝聚下落。分离器下部油经出油阀排出，分离出的下部油经出油阀排出，分离出的气体从气出口排出，通过集输气气体从气出口排出，通过集输气管线供给轻烃厂加工利用。管线供给轻烃厂加工利用。缓缓 冲冲 罐罐主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输1 1、启用前的准备工作、启用前的准备工作1 1）点燃加热炉，开缓冲罐加热管线加温。点燃加热炉，开缓冲罐加热管线加温。2 2）检查流程管

54、线法兰连接处是否密封良好，闸门是否灵活。检查流程管线法兰连接处是否密封良好，闸门是否灵活。3 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。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 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。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 2、投入使用、投入使用1 1）切换流程，打开缓冲罐进油闸门，关闭缓冲罐旁通闸门。切换流程，打开缓冲罐进油闸门，关闭缓冲罐旁通闸门。2 2）密密切切注注意意压压力力变变化化，当当缓缓冲冲罐罐压压力力达达到到0.1Mpa0.1Mpa时时，缓缓

55、慢慢打打开开缓缓冲冲罐罐排排气气闸闸门门，不易开得过大。不易开得过大。3 3）打打开开气气液液分分离离器器进进气气闸闸门门，注注意意观观察察缓缓冲冲罐罐、气气液液分分离离器器压压力力变变化化，不不要要超超过压力警戒线。过压力警戒线。4 4）同时按气液分离器操作调试。同时按气液分离器操作调试。缓冲罐操作冲罐操作规程程主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输3 3、输油操作、输油操作1 1）当当缓缓冲冲罐罐液液位位达达到到安安全全高高度度的的1/31/3，打打开开缓缓冲冲罐罐出出口口至至外外输输泵泵闸闸门门，关关闭闭缓缓冲冲罐出口至事故罐闸门。罐出口至事故罐闸门。2 2）打开外

56、输泵的过滤器进出口闸门。打开外输泵的过滤器进出口闸门。3 3）关闭流量计旁通闸门，打开进出口闸门。关闭流量计旁通闸门，打开进出口闸门。4 4）当罐内液面上升至安全高度的当罐内液面上升至安全高度的2/32/3，准备启泵输油。，准备启泵输油。5 5）按输油泵操作规程进行输油。按输油泵操作规程进行输油。6 6）作作好好巡巡回回检检查查，当当缓缓冲冲罐罐内内液液位位下下降降至至1/31/3以以下下，关关停停输输油油泵泵，关关闭闭出出油油闸闸门门，并与下游接收站点联系。并与下游接收站点联系。4 4、运行中的检查工作、运行中的检查工作1 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检查缓

57、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0.15MPa0.15MPa。2 2）要要勤勤检检查查高高低低液液位位报报警警是是否否灵灵敏敏、可可靠靠，如如不不正正常常，要要勤勤（根根据据本本站站产产进进液液量量高低确定时间）检查罐内液位情况及缓冲罐压力。高低确定时间）检查罐内液位情况及缓冲罐压力。3 3）当当进进油油量量变变化化时时，更更要要密密切切注注意意缓缓冲冲罐罐工工作作情情况况。如如进进油油量量超超过过输输油油泵泵排排量量，采采取取其其它它应应急急措措施施，保保证证缓缓冲冲罐罐正正常常工工作作。正正常常运运行行中中，要要定定时时对对缓缓冲冲罐罐气气压压、温温度度、液位各点进行巡

58、回检查。液位各点进行巡回检查。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输5 5、安全阀校对时的拆卸与安装、安全阀校对时的拆卸与安装1 1）缓缓冲冲罐罐安安全全阀阀每每年年必必须须在在具具有有相相关关检检验验资资质质的的单单位位校校验验校校对对一一次次，校校对对前前预预备备同型号合格安全阀替换使用的安全阀。同型号合格安全阀替换使用的安全阀。2 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。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 3）缓缓慢慢打打开开气气液液分分离离器器放放空空闸闸门门，密密切切关关注注压压力力表表变变化化

59、，随随着着压压力力的的减减小小，完完全全打开缓冲罐出气闸门，直至压力表落零。打开缓冲罐出气闸门，直至压力表落零。4 4）拆拆下下安安全全阀阀，装装好好预预备备的的安安全全阀阀。拆拆下下的的安安全全阀阀由由基基层层生生产产单单位位委委派派专专人人送送到到具有相关检验资质的单位校验。具有相关检验资质的单位校验。5 5）倒好缓冲罐正常生产时的流程。倒好缓冲罐正常生产时的流程。6 6）校验好安全阀后按拆卸时的操作规程进行安装。校验好安全阀后按拆卸时的操作规程进行安装。6 6、缓冲罐使用流程框图、缓冲罐使用流程框图总机关总机关来油来油缓冲缓冲罐罐外输外输泵泵流量流量计计换热换热器器收球收球筒筒外输外输管

60、线管线主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 作用：作用： 加加热热设设备备将将燃燃料料燃燃烧烧或或电电流流所所产产生生的的热热量量传传给给被被加加热热介介质质使使其其温温度度升升高高。在在油油气气集集输输系系统统中中，它它被被用用来来将将原原油油、天天然然气气及及其其产产物物加加热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。至工艺所要求的温度，以便进行输送、沉降、分离和粗加工等。 分类分类 水套加热炉（根据燃烧方式又可分）水套加热炉（根据燃烧方式又可分） 微正压燃烧水套加热炉微正压燃烧水套加热炉 负压燃烧水套加热炉负压燃烧水套加热炉 真空相变加热炉真空相变

61、加热炉 加加 热热 设设 备备主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 1 1、水套加热炉、水套加热炉 结构：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。等主要部件组成。 特点：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。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。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，由于水套加热炉是在常压

62、下对管线进行加热，因而易于操作和控制，也更安全。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。动保护系统。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 微正压燃烧水套加热炉：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和螺旋槽构成，盘管

63、采用可拆式螺旋槽U U形管束。形管束。 优点：优点：热效率高，结构紧凑，钢材耗量少。热效率高，结构紧凑，钢材耗量少。 负压燃烧水套加热炉：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 U形形或类似结构，或类似结构， 优点：优点：结构简单，适应性强，密封效果好。结构简单，适应性强，密封效果好。 主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 水套加热炉总装图水套加热炉总装图主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输2 2、真空相变加热炉、真空相变加热炉 特点：特点： 利用相

64、变原理进行蒸汽和介质换热，热效率高，可达利用相变原理进行蒸汽和介质换热，热效率高，可达868690%90%以上。以上。 体积小，在真空状态下运行，安全可靠，炉体无爆破之忧。体积小，在真空状态下运行，安全可靠，炉体无爆破之忧。 加加热热系系统统为为密密闭闭自自循循环环式式，工工作作时时无无需需补补水水，可可根根据据负负荷荷变变化化自自动动调节，尤其适用于负荷波动和无人职守的场合。调节，尤其适用于负荷波动和无人职守的场合。 采采用用全全自自动动监监控控系系统统，结结构构紧紧凑凑，功功能能齐齐全全，可可做做单单系系统统加加热热用用，也可集多系统加热于一体。也可集多系统加热于一体。 适用场所适用场所

65、主主要要适适用用于于油油、气气集集输输站站场场中中原原油油、天天然然气气、采采出出水水等等的的加加热热，同同时也可以用于采暖供热水。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。目前已在长庆油田全面推广应用，使用效果良好。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输主要规格型号：主要规格型号：315kW315kW、400 kW400 kW、500 kW500 kW、630 kW630 kW、800 kW800 kW、1000 1000 kWkW、1250 kW1250 kW、1400 kW1400 kW、1600 kW1600 kW、2000 kW2000

66、 kW、2500 kW2500 kW、3000 kW3000 kW、3500 kW3500 kW、4000 kW4000 kW、4500 kW4500 kW、5000 kW5000 kW设计热效率：设计热效率：87879393工质额定输出温度：工质额定输出温度：6060使用环境温度：使用环境温度：-40-405050工作压力：工作压力：2.02.06.4Mpa 6.4Mpa 电源：电源：3N 50Hz 380V10%3N 50Hz 380V10%燃气供气压力：燃气供气压力：0.10.10.4Mpa0.4Mpa燃油供油压力：燃油供油压力：0.10.12.5Mpa2.5Mpa海拔高度：海拔高度：3

67、000m3000m主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 作用：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、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。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。 分类分类 离心泵离心泵 往复泵往复泵 泵泵主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 结构：结构： 主要由叶轮、轴、泵壳、轴封及密封环等组成。主要由叶轮、轴、泵壳、轴封及密封环等组成。 原理：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一般离心泵启动前泵壳内

68、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，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。断被吸入，并以一定压力排出。1 1、离心泵

69、、离心泵主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输离心泵工作原理图离心泵工作原理图 主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 结结构构：往往复复泵泵由由液液力力端端和和动动力力端端组组成成。液液力力端端直直接接输输送送液液体体，把把机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。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。动力端：曲轴、连杆、十字头、轴承和机架等组成。 液液力力端端：液液缸缸、活活塞塞（或或柱柱塞塞）、吸吸入入阀阀、排排出出阀阀、填填料料函函和和缸缸盖盖等组成。等组成。

70、 工作原理：工作原理： 当当曲曲柄柄以以角角速速度度逆逆时时针针旋旋转转时时，活活塞塞向向右右移移动动，液液缸缸的的容容积积增增大大，压压力力降降低低，被被输输送送的的液液体体在在压压力力差差的的作作用用下下克克服服吸吸入入管管路路和和吸吸入入阀阀等等的的阻阻力力损损失失进进人人到到液液缸缸。当当曲曲柄柄转转过过180180o o角角度度以以后后活活塞塞向向左左移移动动，液液体体被被挤挤压压，液液缸缸内内液液体体压压力力急急剧剧增增加加，在在这这一一压压力力作作用用下下吸吸入入阀阀关关闭闭而而排排出出阀阀被被打打开开，液液缸缸内内液液体体在在压压力力差差的的作作用用下下被被排排送送到到排排出出

71、管管路路中中去去。当当往往复复泵泵的的曲曲柄柄以以角速度。不停地旋转时，往复泵就不断地吸入和排出液体。角速度。不停地旋转时，往复泵就不断地吸入和排出液体。2 2、往复泵、往复泵主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输单作用往复泵示意图单作用往复泵示意图1-1-吸入阀吸入阀 2- 2-排出阀排出阀 3- 3-液缸液缸 4- 4-活塞活塞 5- 5-十字头十字头6-6-连杆连杆 7- 7-曲轴曲轴 8- 8-填料函填料函 动力端：曲轴、连杆、十字头、轴承和机架等组成。动力端：曲轴、连杆、十字头、轴承和机架等组成。 液液力力端端：液液缸缸、活活塞塞（或或柱柱塞塞）、吸吸入入阀阀、

72、排排出出阀阀、填填料料函函和和缸缸盖盖等组成。等组成。主主主主 要要要要 设设设设 备备备备原原 油油 集集 输输 第二部分第二部分第二部分第二部分 原油集输地面主要设备原油集输地面主要设备第一部分第一部分第一部分第一部分 原油集输地面工艺流程模式原油集输地面工艺流程模式 第三部分第三部分第三部分第三部分 油气集输系统地面设计相关计算油气集输系统地面设计相关计算 第四部分第四部分第四部分第四部分 原油集输工艺技术指标及管理制度原油集输工艺技术指标及管理制度一、输油泵及其驱动装置设计计算一、输油泵及其驱动装置设计计算 式中式中 P P输油泵轴功率（输油泵轴功率（kwkw）；）； q qv v输送

73、温度下泵的排量（输送温度下泵的排量（m3/sm3/s）；）； 输送温度下介质的密度（输送温度下介质的密度（kg/m3kg/m3）；）； 输油泵排量为输油泵排量为qvqv时的扬程（时的扬程（m m）；）； 输送温度下泵的排量为输送温度下泵的排量为qvqv时的输油泵效。时的输油泵效。 泵名牌上给出的泵名牌上给出的q qv v、是以输水为基础的数据，泵用于输油时，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应该根据输油温度下的油品黏度对泵的q qv v、值进行修正。值进行修正。1 1、输油泵轴功率计算：、输油泵轴功率计算：相相相相 关关关关 计计计计 算算算算原原 油油 集

74、集 输输2 2、输油泵电机功率计算：、输油泵电机功率计算：式中式中 N N输油泵电机功率（输油泵电机功率（kwkw）；）； P P输油泵轴功率（输油泵轴功率（kwkw）；）； e e传动系数，取值如下：传动系数，取值如下： 直接传动：直接传动：e=1.0e=1.0 齿轮传动：齿轮传动：ee 液力耦合器：液力耦合器：e=0.97-0.98 e=0.97-0.98 k k电动机额定功率安全系数，取值如下：电动机额定功率安全系数，取值如下： 3 3 P 55 k= 1.15 P 55 k= 1.15 55 55 P 75 k= 1.14 P 75 k= 1.14 P P 75 k= 1.175 k=

75、 1.1相相相相 关关关关 计计计计 算算算算原原 油油 集集 输输二、输油管道相关计算二、输油管道相关计算1 1、输油管道直管段许用应力计算：、输油管道直管段许用应力计算： 式中式中 许用应力（许用应力（MPaMPa）。）。 KK设设计计系系数数，输输送送C5C5及及C5C5以以上上的的液液体体管管道道除除穿穿跨跨越越段段按按国国家家 现行标准原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范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的规定取值外，输油站外一般地段取0.720.72； s s钢管的最低屈服强度（钢管的最低屈服强度（MPaMPa）；）； 焊缝系数。焊缝

76、系数。相相相相 关关关关 计计计计 算算算算原原 油油 集集 输输2 2、输油管道直管段钢管壁厚计算：、输油管道直管段钢管壁厚计算：式中式中 直管段钢管计算壁厚（直管段钢管计算壁厚（m mm m）；）； P P设计内压力（设计内压力（MPaMPa）；）； D D钢管外直径（钢管外直径（m mm m）；）； 钢管许用应力（钢管许用应力（MPaMPa）。）。相相相相 关关关关 计计计计 算算算算原原 油油 集集 输输3 3、输油平均温度计算：、输油平均温度计算：式中式中 tav tav计算管段的输油平均温度（计算管段的输油平均温度（）；）； t1 t1计算管段的起点温度（计算管段的起点温度（）；）

77、； t2 t2计算管段的终点温度（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。心埋深处最冷月份的平均温度。相相相相 关关关关 计计计计 算算算算原原 油油 集集 输输4 4、埋地输油管道的沿线温降计算：、埋地输油管道的沿线温降计算： 式中式中 t0 t0埋地管道中心处最冷月份的平均温度（埋地管道中心处最冷月份的平均温度（）；）； l l管段计算长度（管段计算长度（m m）；）； i i流量为流量为qmqm时的水力坡降时的水力坡降m/mm/m； C C输油平均温度下原

78、油的比热容输油平均温度下原油的比热容J/kgJ/kg； K K总传热系数（总传热系数（W/m2W/m2）；）； D D管道的外直径（管道的外直径（m m）；）； q qm m油品的质量流量（油品的质量流量（kg /skg /s）。）。相相相相 关关关关 计计计计 算算算算原原 油油 集集 输输5 5、输油管道输送流体时沿程摩阻损失计算：、输油管道输送流体时沿程摩阻损失计算： 式中式中 h h管道内沿程水力摩阻损失（管道内沿程水力摩阻损失（m m）；）； 水力摩阻系数；水力摩阻系数； L L管道计算长度（管道计算长度（m m）；）； d d输油管道的内直径（输油管道的内直径（m m）；）； V

79、V流体在管道内的平均流速（流体在管道内的平均流速（m /sm /s）；）； g g重力加速度（重力加速度（9.81m/s29.81m/s2）；）； q qv v输油平均温度下的体积流量（输油平均温度下的体积流量（m3 /sm3 /s）。）。相相相相 关关关关 计计计计 算算算算原原 油油 集集 输输6 6、原油管道系统最小起输量计算：、原油管道系统最小起输量计算：式中式中 t t0 0管外环境温度，管外环境温度，（环境温度按照温度最低月份：（环境温度按照温度最低月份： 2 2月份管线埋深月份管线埋深0.80.8米处地温米处地温00） t t1 1管道起点温度，管道起点温度， t t2 2管道末

80、点温度，管道末点温度， L L管道长度，管道长度，mDmD管道外径，管道外径，m m C C原油比热容，原油比热容，j/kgj/kg G G原油流量，原油流量，kg/skg/s K K管道总传热系数，管道总传热系数，W/m2*W/m2*（黄夹克（黄夹克/ /直埋直埋 7676：1.47/3.371.47/3.37；8989：1.36/3.141.36/3.14；114114：1.26/2.791.26/2.79； 159159：1.15/2.591.15/2.59；219219：1.04/2.331.04/2.33）按照热油管道沿程温降计算公式：按照热油管道沿程温降计算公式：（t t1 1-t

81、-t0 0）/ /（t t2 2-t-t0 0）=(KDL)/CG=(KDL)/CG相相相相 关关关关 计计计计 算算算算原原 油油 集集 输输 第二部分第二部分第二部分第二部分 原油集输地面主要设备原油集输地面主要设备第一部分第一部分第一部分第一部分 原油集输地面工艺流程模式原油集输地面工艺流程模式 第三部分第三部分第三部分第三部分 油气集输系统地面设计相关计算油气集输系统地面设计相关计算 第四部分第四部分第四部分第四部分 原油集输工艺技术指标及管理制度原油集输工艺技术指标及管理制度一、工艺运行参数一、工艺运行参数 1 1、运行压力、运行压力 （1 1）管道运行的工作压力不应超过此段管道的最

82、大许用操作压力。）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 2）各输油站的最低进站压力应满足输油工况要求。）各输油站的最低进站压力应满足输油工况要求。 （3 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）出站报警压力设定值应低于管道最大许用操作压力，泄油压力值应根值应根 据水击计算确定。据水击计算确定。 （4 4）进站报警压力设定值应高于最低进站压力。）进站报警压力设定值应高于最低进站压力。 （5 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）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。来确定。 （6 6）根据管道状况的变化，应

83、及时调整管道最高工作压力值。）根据管道状况的变化，应及时调整管道最高工作压力值。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输 2 2、运行温度、运行温度 （1 1）管道运行的最高出站温度不应超过设计温度。）管道运行的最高出站温度不应超过设计温度。 （2 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）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确定，宜高于所输原油凝点33。 （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）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

84、应符合第（的最低进站温度应符合第（2 2）的规定，原油凝点测定间隔每天不应少于）的规定，原油凝点测定间隔每天不应少于一次。一次。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输 3 3、热油管道最低输量、热油管道最低输量 （1 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）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站进站温度不低于允许最低进站温度，同时还应满足输油设备下一加热站进站温度不低于允许最低进站温度，同时还应满足输油设备的运行要求。的运行要求。 （2 2）当地温与平均输送温度差别较大时，最低输量在符合（）当地温与平均输送温

85、度差别较大时，最低输量在符合（1 1）的）的同时还应考虑结蜡和凝油层增长速率。同时还应考虑结蜡和凝油层增长速率。 （3 3）热油管道反输时的最低输量应高于热油管道最低输量，且反输）热油管道反输时的最低输量应高于热油管道最低输量，且反输总量应大于最长加热站间距管道容量的总量应大于最长加热站间距管道容量的1.51.5倍。倍。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输 4 4、热油管道允许停输时间、热油管道允许停输时间 （1 1）不同季节）不同季节( (或地温或地温) )及不同稳态运行工况，应制定相应的允许停及不同稳态运行工况，应制定相应的允许停输时间。输时间。

86、（2 2）宜建立热油管道数学模型，在理论计算的基础上、根据实际运）宜建立热油管道数学模型，在理论计算的基础上、根据实际运行论证，确定热油管道允许停输时间。行论证，确定热油管道允许停输时间。 （3 3）物性差别较大的混合原油输送管道采用常温输送时，管道的允）物性差别较大的混合原油输送管道采用常温输送时，管道的允许停输时间应考虑混合原油分层对再启动的影响。许停输时间应考虑混合原油分层对再启动的影响。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输二、投产技术要求二、投产技术要求 1 1、总则、总则 （1 1）根据管道设备配置、管输原油物性、管道沿线地温、管道敷设）根据

87、管道设备配置、管输原油物性、管道沿线地温、管道敷设状况及社会依托情况确定投产方式。状况及社会依托情况确定投产方式。 （2 2）热油管道投产可采用对原油加降凝剂改性投油、热水预热投油）热油管道投产可采用对原油加降凝剂改性投油、热水预热投油或直接投油等。或直接投油等。 （3 3）热水预热方式可采用正输方式）热水预热方式可采用正输方式( (从起点往终点连续输送从起点往终点连续输送) )、正反、正反向交替输送方式。向交替输送方式。 （4 4）原油凝点低于投产期间管道沿线最低地温，可直接投油。）原油凝点低于投产期间管道沿线最低地温，可直接投油。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原

88、 油油 集集 输输 2 2、原油加降凝剂改性方式投油、原油加降凝剂改性方式投油 （1 1）应提前对原油加降凝剂和改性效果进行室内试验评价并）应提前对原油加降凝剂和改性效果进行室内试验评价并做环道试验，评价项目和评价方法应执行做环道试验，评价项目和评价方法应执行SY/T 5767SY/T 5767的规定。的规定。 （2 2）应在各站检测原油的凝点和粘度，测定间隔每天不应少）应在各站检测原油的凝点和粘度，测定间隔每天不应少于两次。于两次。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输 3 3、热水预热方式投油、热水预热方式投油 （1 1）热水预热方式投油时的运行参数

89、应控制在工艺参数规定的究许范围）热水预热方式投油时的运行参数应控制在工艺参数规定的究许范围内。内。 （2 2）开始进油前，进站水温达到试运投产方案确定的预热条件。）开始进油前，进站水温达到试运投产方案确定的预热条件。 （3 3）热水正输预热方式投产时，宜按工艺条件允许最大排量输送，热水）热水正输预热方式投产时，宜按工艺条件允许最大排量输送，热水输送总量应不少于最大加热站间管容量。输送总量应不少于最大加热站间管容量。 （4 4）热水正反向交替输送方式预热前除管线中全部充满水以外，管线首）热水正反向交替输送方式预热前除管线中全部充满水以外，管线首站应储备相当于最大加热站间管容量的站应储备相当于最大

90、加热站间管容量的1. 51. 5倍倍-2-2倍的水量，每一单程的总输倍的水量，每一单程的总输量取最大加热站间管容量的量取最大加热站间管容量的1.21.2倍一倍一1.51.5倍。倍。 （5 5）油水混合物应切换进沉油罐，当原油含水率低于商品原油含水率时）油水混合物应切换进沉油罐，当原油含水率低于商品原油含水率时应改进原油罐。应改进原油罐。 （6 6）对油水混合物应采取加温沉降、加破乳剂等措施分离油和水；分离）对油水混合物应采取加温沉降、加破乳剂等措施分离油和水；分离出的污水应进行处理，达到出的污水应进行处理，达到GB 8978GB 8978中规定的排放标准方可向外排放。中规定的排放标准方可向外排

91、放。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输 4 4、投油要求、投油要求 （1 1）投油后应按规定进行巡检，测取各种参数填写报表。）投油后应按规定进行巡检，测取各种参数填写报表。 （2 2）按投产方案中计算油头到达各站的时间，对各站进行预报，提）按投产方案中计算油头到达各站的时间，对各站进行预报，提前做好准备，及时调节运行参数。前做好准备，及时调节运行参数。 （3 3）根据管道沿线特殊管段）根据管道沿线特殊管段( (大型穿跨越、水田下敷设段、岩石敷设大型穿跨越、水田下敷设段、岩石敷设段和较长架空段段和较长架空段) )情况，应考虑特殊管段温降的影响。情况，应

92、考虑特殊管段温降的影响。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输三、工艺运行管理三、工艺运行管理 1 1、运行要求、运行要求 （1 1）应按输油计划编制管道运行方案，定期对管道运行进行分析，）应按输油计划编制管道运行方案，定期对管道运行进行分析，并对存在问题提出调整措施。并对存在问题提出调整措施。 （2 2）对管道所输油物性的检测每年不应少于两次，检测内容应包括）对管道所输油物性的检测每年不应少于两次，检测内容应包括所输原油凝点、密度及输油温度范围的粘温曲线。所输原油凝点、密度及输油温度范围的粘温曲线。 （3 3）对采用加降凝剂处理输送工艺的原油管道应执行

93、）对采用加降凝剂处理输送工艺的原油管道应执行SY/T 6469.SY/T 6469. （4 4）沿线落差大的管道，应保证管道运行时大落差段动水压力和停）沿线落差大的管道，应保证管道运行时大落差段动水压力和停输时的静水压力不超过此段管道的最大许用操作压力。输时的静水压力不超过此段管道的最大许用操作压力。 （5 5）管道运行参数超过允许值时，应进行相应的论证并提前报企业）管道运行参数超过允许值时，应进行相应的论证并提前报企业主管部门批准。主管部门批准。 （6 6）应根据管道情况制定事故预想和处理方案。）应根据管道情况制定事故预想和处理方案。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原

94、原 油油 集集 输输 （7 7）根根据据输输量量确确定定运运行行方方案案和和运运行行参参数数，以以确确保保成成本本最最低低和和管管道道运运行安全。行安全。 （8 8）原油凝点低于管道沿线最低地温，应采用常温输送方式。）原油凝点低于管道沿线最低地温，应采用常温输送方式。 （9 9）对对加加降降凝凝剂剂改改性性处处理理后后的的原原油油和和物物性性差差别别较较大大混混合合后后的的原原油油，凝点低于管道沿线最低地温凝点低于管道沿线最低地温55时，宜采用常温输送。时，宜采用常温输送。 （1010）加降凝剂改性处理原油输送管道不应进行反输。）加降凝剂改性处理原油输送管道不应进行反输。 （1111）对对输输

95、送送高高含含蜡蜡原原油油的的管管道道应应定定期期分分析析管管道道的的结结蜡蜡状状况况，根根据据输输量、运行压力、运行温度、油品、性质等制定管道合理的清管周期。量、运行压力、运行温度、油品、性质等制定管道合理的清管周期。 （1212）应应定定期期对对运运行行设设备备进进行行效效率率测测试试，对对系系统统效效率率进进行行评评价价，及及时时调整运行或更换低效设备。调整运行或更换低效设备。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输 2 2、流程操作、流程操作 （1 1）应在仪表指示准确、安全保护和报警系统良好、通信线路畅通）应在仪表指示准确、安全保护和报警系统良好、

96、通信线路畅通的情况下，进行流程切换。的情况下，进行流程切换。 （2 2）流程操作应先开后关。）流程操作应先开后关。 （3 3）操作具有高低压衔接的流程时，应先导通低压，后导通高压）操作具有高低压衔接的流程时，应先导通低压，后导通高压; ;反之，先切断高压，后切断低压。反之，先切断高压，后切断低压。 （4 4）调整全线输量或切换流程时，应及时监控各站油罐液位变化。）调整全线输量或切换流程时，应及时监控各站油罐液位变化。 （5 5）变换运行方式或进行流程切换前，根据管道运行应考虑对相关）变换运行方式或进行流程切换前，根据管道运行应考虑对相关各站和设备负荷的影响，并提前采取相应措施。各站和设备负荷的影响，并提前采取相应措施。 （6 6）输油站停用时，应按规定时间提前停止加热设备运行。）输油站停用时，应按规定时间提前停止加热设备运行。 （7 7）人工进行流程操作时，应执行操作票制度。）人工进行流程操作时，应执行操作票制度。指标及管理制指标及管理制指标及管理制指标及管理制度度度度原原 油油 集集 输输不妥之处，欢迎大家批评指正！不妥之处，欢迎大家批评指正！