油田计转站转水泵工艺

第一篇：油田计转站转水泵工艺

油田计转站转水泵工艺

一、转水泵工艺流程

1、转水泵的作用

油田从采集原油，到原油的存储，有一个比较复杂的输送过程。在这个过程中，油水分离是比较关键的环节。主要有两个指标：（1）要保证一定的管道输液量；

（2）输送的原油含水率控制在30%~35%。

即：一方面，长输管道输送的油水混合物要保证一定的输量。如采油二厂目前要保证58 m/ h,即每天要有1400 m/日输量；另一方面，所输油水混合物的含水率不能太高，如果保证1400 m的管输量的前提下，纯原油量应保证在900 m 以上，即含水不能超过35%。

要实现以上指标，必须在油水分离时严格控制含水率，并将水快速排掉。为实现这个过程，油田在总结以前工频控制的基础上，综合考虑各方面的因素后，决定利用油水界面控制转水泵转速，实现油水界面稳定的自动控制。

2、油水分离的控制过程

油水分离的控制过程可有以下简意图表示之，如图3-1。

333

3图3-1 计转站油水分离示意图

从油田上采集的是油水混合物，通过各个混输泵输送到计转站的千方罐中，此时由于油的密度低，浮于上面，水的密度高，沉于下面，形成了一个油水界面。通过在千方罐安装视频，将油水界面信号传于控制室，操作人员即可根据此信号判断罐中的液位，从而进行有效的控制。（1）油水界面高，则水层多，油层少，输送油水混合物的含水率就高，管输量就会超标，因此应提高转速，降低油水界面，保证管输量在规定范围内。

（2）油水界面低，则油层多，水层少。这一方面，纯油流入500 m管的量就多；另一方面，输送油水混合物含水率太低，在输送过程中油就发稠，甚至发生凝结事故。因此这时就必须降低转速，使水层保持一定的量，提高输送油水混合物的含水率，既使油水界面保持到一定位置，又可使原油迅速流出，保证一定的含水量，降低原油凝结事故的发生率。

总之，对千方罐而言，罐内油水界面高，要快速抽水，使水量降低，保证管输油的含水率不能超标；罐内油水界面低时，要减少抽水，使罐内液位稳定，油能从千方罐迅速流出，保证输油量。

改造前采用两台转水泵工频运行。当油水分界面低时，一台泵运行；当油水界面较高时，两泵并联运行。当油水界面超低时，到达下限，两泵都停止，以保持罐内水位。这样人工控制，频繁启动，不但造成操作人员劳动强度增大，也造成转水泵电能损耗增加，且油水界面控制不稳定，增加油水处理的难度。改造后使变频器的频率跟踪油水界面的移动，油水界面高时提高转速，界面低时降低转速，实现油水界面的自动控制，即减轻操作人员的工作强度，又降低了电能的损耗，起到节能降耗的作用。

二、变频改造的方案

1、变频控制的原理 根据电机的转速公式

n=60f*(1－s)/p 式中，n------------电机转速

f-------------电源频率

s-------------电机的转差率

p--------------电机的极对数

当电机的参数不变时，即s、p不变时，n就正比于f,平滑的改变电机的供电频率，则电机的转速就会得到平滑的改变。

2、变频控制过程

转水泵变频控制的过程如图3-2示：

图3-2 转水泵变频控制图

如图所示，将油水界面的液位传感器所变换的4—20mA电流信号分别传至控制室及变频控制的PID调节器，由PID进行比例、积分、微分处理后送给变频器，由该信号调节变频器的频率，即可调节水泵的转速，实现频率对液位的跟踪。

根据千方罐的罐高，确定罐内油水界面的上下限，并确定液位的期望值，再根据油井产液量的多少，适当的进行调整，在PID上设置上下限报警继电器，由它来触发第二台泵的启停。上限时启动第二台泵，快速抽水，下限时停第二台泵，由液位信号调节变频器的频率，进而调整转水泵的转速，既可对系统实现自动调节。

系统控制的主电路如图3-3示。

图3-3 变频控制的主电路图

根据工况，设定变频器的最高频率为50Hz，最低频率为25Hz，变频器为开环运行，有PID 调整为闭环工作。

3、调试过程 该千方罐总高度为12.8米，出油口在10.0米，设定油水界面的最上限为9.80米，最低下限为9.50米。来液量多时，设定PID期望值（即目标值）为9.75米，上下限分别为9.80、9.70米。来液量少时，设定PID目标值为9.60米，上下限分别为9.65、9.55米，在上下限外时自动启动第二台泵，而在上下限之间时，有液位信号调节变频器的频率，即可跟踪控制。

PID的参数调整时，由于系统为液位高时转速快，液位低时转速慢，因此应设为正反馈，根据实际情况及油田操作人员的观察，首先让PID自整定，整定出的PID值分别为P：3276，I：50，dt: 193.观察一段时间后，操作人员认为，频率反应较慢，不能跟踪液位的快速变化，于是提出要求，要求在设定值波动范围内，液位比设定值高出5cm时，频率应升至50Hz，低于5cm时，频率应降至最低值25Hz, 又对PID进行适当调整，经试验，P为2000，I为100，dt为30，并减少反应时间t为1，则反应快速，可满足系统要求。

如当目标值设为9.55米时，液位在9.54---9.56之间时，频率维持在38.5Hz，当液位在9.57米时，频率波动，升至45Hz，在9.58---9.59米时，频率升至50Hz，上限设为9.60米，回差设为0.02米，则在9.62米时启动第二台泵；当实际液位降至9.53米时，降 为31Hz，在9.52—9.51米时，降为25Hz，下限设为9.50米，在9.48米时停第二台泵。

观察一月的运行情况，油田及操作人员比较满意，系统稳定运行，达到了自动控制的目的。调试完毕。

4、现时的运行情况

该系统经以上改造后，基本处于以下运行状态:（1）供液正常时, 即千方罐来液正常时，只要操作人员设定好PID的上下限，并设定PID的目标值为上下限中间值，则系统处于较理想的工况，由PID 调节变频器的频率，并有上下限值启停第二台泵，工作较稳定。

（2）当供液较多或较少时，即千方罐来液较多或较少时，操作人员根据实际情况调整液位的上下限及PID 的目标值，则系统又在新的平衡状态下建立新的稳定状态。

（3）根据这几个月的观察，操作人员每天根据液量的变化，有时调整一两次，有时调整三四次，有时不调整，系统都能处于较好的控制状态，达到了预期的效果。

三、变频改造后的效果：

1、能稳定控制油水界面，使外输混合液含水率稳定。即能保证管道输量，又能保证含水率。变频改造后，由油水界面调整变频器的频率，使转水泵的转速自动跟踪液位的变化。当液位较高时，自动升至50Hz 运行，若再高，超出设定的上限时自动启动备用泵。使系统原油水界面相对稳定，控制起来十分方便。

2、减轻了工人的劳动强度。原来工人观察液位的变化后，再去启停泵，有时一天十几次，甚至二十几次，不但费事、麻烦，劳动强度高，而且交流接触器频繁动作，也增加了器件的磨损，增加了不安全因素。

3、节能，降低了电能的损耗。原来两泵用于工频，耗电大。经变频改造后，1﹟泵处于变频状态，在液位较低时运行在最低频率（25Hz），相当于空载，大大节约了电能，根据2006年7月8月的统计结果显示改造后比改造前大约节电30%，18.5KW*2台*24小时/天*365天/年*30%= 97KW，效果是十分明显的。

4、系统需要改进的地方

（1）该系统为两台18.5KW 的水泵并联运行。若能改为一台（如37KW或45KW 的）单独运行，则效果会更好，两台18.5KW 的排量并不是一台18.5W 的泵的排量的双倍。单泵运行，不但减少了泵的损耗，控制起来也较方便。

（2）若用PLC 控制，使两泵处于循环控制状态。1﹟泵至50Hz后切换入工频运行，变频器再带2﹟泵，使2﹟泵处于变频状态；同理当2﹟泵升至50Hz 时，又切入工频运行，再有变频器带1﹟泵运行，这样循环控制，效果也会更好。

第二篇：油田工艺实习报告

一、目的及要求：

了解油田生产工艺流程，了解油气田开采的地面装置及其工作原理，了解开采——集输——计量——油、气、水分离的整个油田生产过程，为将来参加工作打下基础。

二、实习地点及方式：

地点：采油厂某矿（六厂二矿等）。方式：参观。

三、时间安排：三天半。

四、教学内容：

（一）单井生产原理及管理

1、自喷井装置及工作原理

自喷井井口装置主要包括三个部分：①油井控制部分——采油树。②油套管悬挂密封部分——油管头和套管头。③采油树附件，包括油嘴、压力表等。

①采油树：其作用是控制和调节油井生产，实现下井工具、仪表的起下操作和修井工作等。主要由套管四通、套管闸门、油管头、油管四通、总闸门、清蜡闸门及其所属附件组成。采油树按其连接方式不同分成三类：即法兰连接采油树、卡箍连接采油树和丝扣连接采油树。前者为老式采油树，因浪费钢材、拆装不便，已很少使用；后者则因丝扣使用不便、易损坏，也已基本淘汰。目前使用的主要为第二种。其基本结构如图1所示。

②套管头和油管头：套管头在整个采油树最下端，其作用是连接下井的各层套管，并密封各层套管的环形空间。油管头是从总闸门以下到套管四通大法兰的部分，包括套管四通和油管悬挂器。

③采油树附件：油嘴是用来控制和调节油井的产量的。不同尺寸的油嘴，对井底形成

图 1 大庆160型采油树示意图

1-清蜡闸门；2-套管四通；3-总闸门；4-套管压力表；5-套管闸门；6-生产闸门；7-油管压力表 的回压不同；生产压差不同，油井产量也就不同。按其安装部位不同可分为井下油嘴和地面油嘴。按结构分类可分为简易油嘴和多孔油嘴两大类。压力表的作用是用来观察和录取油套管资料的工具。装在生产闸门以外的压力表称为油管压力表（油压表），用以录取油管压力；装在套管闸门以外的压力表称为套管压力表（套压表），用于录取套管压力。

由于油田已进入三采或四采阶段，自喷井已极少见。

2、采油装置及工作原理 在油田开发过程中，当地层能量逐渐下降到不足以维持自喷或虽能自喷但产量过低，或一开始就不能自喷，就需要人工补充能量进行采油，即机械采油。其方法有气举采油和深井泵采油。而深井泵采油方法包括有杆泵采油及水力活塞泵、电动潜油泵及射流泵等无杆采油方法。有杆采油方法包括游梁式抽油机——深井泵装置和螺杆泵装置。在油田上广泛应用的是前者。有杆泵抽油装置由三部分组成（见图2）：地面部分——游梁式抽油机；

图2 有杆泵抽油装置示意图 吸入凡尔；2 泵筒；3 活塞；4 排出凡尔；5 抽油杆；6 油管；7 套管； 三通9盘根盒；10 驴头；11 游梁；12 连杆 ；13 曲柄；14 减速箱；15-动力机（电动机）

井下部分——抽油泵；中间部分——抽油杆柱。其工作原理是：由电动机经传动皮带将高速的旋转运动传递给减速箱；经三轴二级减速后，再由曲柄杆连杆机构将旋转运动变为游梁的上、下摆动。挂在驴头上的悬绳器通过抽油杆带动抽油泵柱塞作上、下往复运动，从而将原油抽至地面。

（1）抽油机装置及工作原理：

抽油机是有杆泵采油的主要地面设备，可分为有梁式和无梁式两种类型。前者在大庆被广泛采用，而后者为正在推广的新机型。有梁式抽油机又分为普通型（包括常规型和前置游梁式）；变形游梁式（包括异相曲柄式、六连杆增程式、双驴头式、摇杆平衡游梁式、双摆增程式、游梁斜直井式）两类。它们的装置结构和工作原理大同小异。最常用的为常规游梁抽油机，其装置结构见图3。无游梁式抽油机包括链条式、增距式和宽带式等几种类型，它的特点为长冲程低冲次，适合于深井和稠油井采油。目前在大庆使用的较少。

图3常规型游梁式抽油机结构示意图

抽油泵是有杆泵抽油系统中的主要设备，作业时安装在井下油管柱的下部，沉没在井筒中，通过抽油杆带动其工作。主要由工作筒（外筒和衬套）、柱塞及阀（游动阀和固定阀）组成（图4）。游动阀又叫做排出阀（或上部阀）；固定阀又叫吸入阀（或下部阀）。泵的活塞上、下运动一次叫做一个冲程。活塞在每分钟内完成向上、下冲程的次数叫冲次，上冲程是油杆带动活塞向上运动，活塞上的游动阀受油管内液柱压力作用而关闭，泵内压力随之降低。固定阀在沉没压力与泵内压力构成的压差作用下，克服重力而被打开，原油进泵而井口排油。下冲程是抽油杆柱带动活塞向下运动，固定阀一开始就关闭，泵内压力逐渐升高。当泵内压力升高到大于活塞以上液柱压力和游动阀重力时，游动阀被顶开，活塞下部液体通过游动阀进入活塞上部，泵内液体排向油管。上、下冲程不断地交替进行，就使得原油不断地被举升到地面上来。

（2）有杆泵采油井口装置及井口流程

有杆泵井口装有采油树。应用较广泛有KY——250型和可转动偏心井口型两种。前者在大庆较常见，主要由套管法兰、套管四通、套管阀门、油管头上法兰、总阀门、油管四通、生产阀门、油嘴套等组成（见图5）。

抽油井井口流程，主要有单管流程、双管掺热流程与三管热水伴随流程。单管生产井

图4抽油泵结构示意图

图5 KY-250型采油树

1-套管法兰；2-套管四通；3-套管阀门；4-卡箍；5-油管头上法兰；6-总阀门；7-油嘴套；

8-生产阀门；9-油管四通；10-压力表；11-压力表截止阀；12-接头

口装置流程如图6所示。从油井生产出的油水混合物经过油嘴进入出油管线，然后通过集油干线进入计量站计量、汇集，输往转油站或联合站，它用于以下三种情况：油井出油温度达50~60℃以上；外界气温常年较高，最低在-10℃以下；在高含水期开发的油田上。

双管掺热水井口流程包括掺水保温流程、热洗流程、地面循环流程（图7）。其生产流程是将联合站脱后污水加热，返输回油井口，在油嘴后掺入出油管线，提高集油管线中原油的温度。同时，脱后污水中残存的表面活性剂在集油管络中部分破坏油水乳化液，使油水发生分离，大大减轻了原油脱水工作量。

三管热水伴随井口流程如图8所示，它由出油管线、回水管线组成。其中，回水管线与油管线组合在一起，回水对油管线伴随保温进站；井口来热水管线单独保温，以提高热水到达井口时的温度，从计量站来的热水到达井口后，对油嘴套保温，然后通过水管线返回计量站。

图6 抽油井单管井口流程图

图7 双管油嘴后掺水井口流程

3、潜油电泵系统组成及工作原理

电泵井的系统组成如图9所示。它由三大部分、七大组件组成。三大部分是：①地面部分：包括变压器、控制屏、接线盒以及特殊井口装置；②中间部分：中间油管和动力电缆；③井下部分：包括多级离心泵、油气分离器、潜油电机和保护器等。七大组件是指潜油电机、保护器、油气分离器、多级离心泵、电缆、控制屏和变压器。工作时，地面高压电源通过变压器变为电机所需要的工作电压，输入到控制屏内，然后经电缆将电能传给井下电机，使电机带动离心泵旋转，把井液抽入泵内。进泵的液体通过多级离心泵的叶轮逐级增压，经油嘴举到地面。

4、地面注水装置及流程

注水就是通过注入井将水注入油（气）藏，保持地层压力的一种有效措施。注水是我

图8 三管热水伴随井口流程 图9 潜油电泵管柱示意图

国油田开发的一种十分重要的开发形式，对我国的原油生产起到关键的作用。

（1）注水站设备及流程。注水站主要有储水罐、汇水管路、高压泵、输水管路等组成。此外还装有水量计量及压力计量的仪表，如流量表、水表及压力表等。其流程是来自水源的水先经过净化处理储存于储水罐内。然后汇水管将罐内的水输给高压注水泵，高压注水泵使水增压，达到规定要求。高压水从泵出口进入分水管汇，分水管汇将高压水打入各输水管路，并送到各个配水间及井口。

（2）配水间及配水流程 配水间是调节、控制注水井注水量的操作间。在配水间，将注水站来的高压水，按油田注水方案的要求，在配水间进行控制和计量。一般分为单井配水间和多井配水间两种类型。单井配水间用来调节、控制一口注水井的注水量。其流程与装置比较简单（如图10所示）。其流程是从注水站来的高压水→来水阀门→高压水表→配水阀门→井口。

图10 单井配水间配水流程

1-总来水阀门；2-水表；3-接箍与丝堵；4-配水阀门；5-生产阀门；6-采油树；7-套管阀门 多井配水间流程分为流量计计量和水表计量流程。流量计计量的多井配水间流程如图11所示，分为：A正常注水流程：来水管线→来水阀门→流量计上游阀门→流量计→流量计下游阀门→井口；B洗井流程：来水管线→洗井阀门→流量计→洗井旁通阀→井口。正常注水时，配水间的洗井流程是关闭的。洗井时，水经洗井流程进入井筒内。水表计量多井配水间流程如图12所示，即：注入水从来水汇管→水表上游阀门→水表→水表下游阀门→井口。

图11 流量计计量多井配水间流程

图12 水表计量多配水间流程

（3）注水井井口装置及流程

注水采油树多采用CYb——250型采油树，其结构如图13所示，其流程如图14所示。根据注水方式的不同，注水井井口可分三种流程：配水间来水经生产阀门、总阀门，从油管注入到油层中去，称为正注；关闭生产阀门，使配水间来水从套管阀门进入油套环形空间，并注入油层中，称为反注；正、反同注称为合注。

图13 Cyb-250型采油树

图14 注水井井口流程

1-生产阀门；2-测试阀门；3-总阀门；4-套管阀门

（二）油气集输工艺

把油气田各井采出的油气进行收集、分离、初步处理，并输送到油库（外输首站）和天然气用户的整个过程，称为油气集输。

1、油气集输流程的种类

根据转油和计量油方式不同可分为：分井计量、分井转油；集中计量、集中转油；分井计量、集中转油等典型流程。

按输送介质分类可分为：单管密闭混输流程和油气混输流程（小站流程）。

按集输管网形状可分为：排状或环状管网、“米”字型管网及放射状管网。

2、大庆常用集输流程 萨尔图流程（“串糖葫芦”流程，图15），为单管多井串联集输，井口采用水套炉加热保温，单井计量，井口产品在转油站、脱水站分离脱水后外输，为“单管混输流程”。

图15 萨尔图流程

喇嘛甸流程（图16），是井口加热，双管出油，高压热油洗井流程。不但具有“萨尔图”流程井口加热的特点，而且还具有单井进站集中计量的小站流程特点，为双管流程。此外还有三管热水伴随流程，双管掺热水流程、双管掺热油流程等。

3、计量站流程

计量站的作用是收集油井生产的油气，进行单井油气计量，将计量后的油气汇集，并输往转油站处理；同时，计量站还向油井输送保温热载体。它分为三管热水伴随计量站流程和双管掺热水计量站流程。两者均包含油气汇集计量流程和保温流程两大部分。两者是相似的，其流程如图17所示：

单井油气计量：单井来油→单井计量阀→计量管线→计量分离器→分离器出油阀→输油干线→油站。

油气汇集输送：单井来油→单井来油管线→单井进汇管阀→原油汇管→汇管总阀→输油干线→油站。热水伴随和掺热水保温流程的主要目的是保证原油不凝固、不结蜡，使其流动舒畅。

4、输油站工艺流程

矿场油气集输及处理的一般过程是：油井生产出的油气混合物输至计量站后，经过单井油气计量，各井生产的油气汇集入集汇管，并依靠油气本身的能量输送至转油站。

到达转油站的各计量站来油，通过大口径汇管输入分离器进行油气分离，分离出的天然气经干燥后输向集气站及用户；分离出的原油进入沉降、缓冲罐，沉降脱游离水。沉降后的原油输往联合站进一步进行电化学脱水，脱去乳化水，最后外输至油库。

转油站与联合站脱出的污水，输出到污水处理站处理、净化，净化后的污水输往注水站重新加压并注入油层。在转油站，还有沉降出的部分污水经再加热回输到油井，进行井口保温或热洗井筒。

第三篇：水泵节能工艺的优劣对比

节能减排已经成中国经济发展规划纲要的主要内 容，尤其对电力、钢铁、有色、石油化工、水处理等 工业领域高耗能企业提出了更加严格的减排目标。水 泵作为工业核心流体输送设备，占据着耗能的主要部 分，已经成为节能工作首要需解决的问题。传统的节能方式主要有变频与改变构造，长期的发展以经没有更大的提升空间陷入瓶颈状态。

传统水泵节能工艺主要为三种：

1． 改变泵体构造，即抛去旧泵重新购买新型泵比如电磁泵等，由于技术有改

进，水泵效率确实可以得到提高，只是因此产生的设备浪费与高昂的金钱

成本往往太高，使很多企业难以承受。

对电机进行变频改造，即添加一变频器，但这种情况不能一概而论，必须

在水泵运行在大马拉小车的情况下才能见效，否则效果会恰如其反

造成出水量与扬程的下降

改变流体效率，水泵的生产工艺千差万别，除材质的区别外，粗糙程度也

大大影响泵体效率，长时间运行难以避免气蚀与污垢的产生，在泵

体内部产生具大的阻力损失，这部分利用高分子超滑涂层可大大体

现在流量与扬程的提高，用电量的下降，出色的效果可节能20%。2． 3．

高分子超滑金属涂层 是由美国高分子公司出品的一种饮用水的涂层系统（泵节能改造），可提高流体设备效率，并保护设备防止化学腐蚀。该（泵节能改造）材料经检验达到美国国家卫生组织（ANS/NSF61）标准并符合英国供水规定第25款中的饮用水标准。1999年11月，国家城市供水水质检测网武汉检测站也对送检的超滑涂层（泵节能改造）浸泡液出具了符合国家饮用水卫生标准的检测报告（990111——

1），所以高分子超滑涂层（泵节能改造）材料可广泛用于城市给水系统。

高分子超滑涂层（泵节能改造）材料是由基本原料和加固原料两种组分组成的高分子抗磨材料。

高分子超滑涂层（泵节能改造）材料具有表面光滑、粗糙度小的特性，表1为超滑涂层（泵节能改造）材料与其它不同材料表面粗糙的对比数据。从表1可以看出，超滑涂层（泵节能改造）材料的表面粗糙度要比其它几种材料小一个或几个数量级，所以可在流体设备内产生光滑的表面，减少涡流的产生。

第四篇：油田专用高压闸阀工艺改进

油田专用高压闸阀工艺改进

采油井口装置(采油树)用闸阀是油田用量最大的专用闸阀，在闸阀制造过程中，阀体静水压强度试验和密封性能试验合格率太低(30%～70%)，并长期困扰生产厂。本文结合我厂的生产实际，就上述问题的症结进行了分析，提出解决办法。

1、毛坯铸造工艺的改进

我厂井口闸阀采用砂模铸钢毛坯，阀体加工过程中，在与阀座配合的内螺纹处经常出现气孔、缩松等铸造缺陷，经对阀体剖面的宏观分析发现，在图1所示的热节区，有程度不同的缩松现象，为解决上述问题，我们对铸造工艺进行多次改进试验。

1)改进浇冒口系统。将设置在阀体两侧圆柱面的浇冒口系统改为如图1所示在阀体底部设置的横直浇口系统；

2)改砂模铸造为熔模铸造；

3)改侧浇法为顶浇法，且使中法兰向下。由于熔模铸造比砂模铸造具有更好的透气性、更快、更均匀的冷却条件，所以组织更为致密。由于钢液从顶部浇入，又是从冒口直接浇入，浇冒口的位置靠近热节区。为铸件创造了极为有利的顺序凝固条件，热节区得到及时的补缩，所以经工艺改进后生产的铸件组织致密，消除了缩松、缩孔等铸造缺陷，产品合格率达到99%以上。

2、提高机加制造精度的措施

密封效果是阀门制造的关键要素。密封问题历来是机械加工行业很难解决的问题，为提高阀门的制造精度，保证阀门密封效果，经过理论研究和生产实践，归纳出以下几点改进措施。

阀体是闸阀生产中最关键的加工件，由于结构的要求，其阀座密封面与中心对称面倾斜3o～6o.对于中小型闸阀的阀体，我们采用卧式车床加辅助弯板工装(见图2)来完成阀座倾斜面的加工。但必须保证让弯板倾斜角度(3o～6o)与阀体的工艺要求一致。同时，更应严格地保证机床中心高与弯板工装中心高重合。允许误差控制在0.02mm～0.04mm之间。此外，阀体在加工过程中需考虑一次压紧、定位的准确性和可靠性。如图2所示，应将靠车床主轴线的重直面视为参照基准，利用弯板垂直面上的楔式槽与楔形块的滑动将阀体一端法兰面找正压紧，分别进行两面加工。此外，阀体在加工过程中，需在车床工装上靠回转盘旋转180o完成两端阀体内腔的加工。回转精度是靠分布在回转法兰两个对称分布的锥形定位销孔的重复定位来保证的。转位误差为0.01mm～0.02mm。

另外，要选择合适的配重与弯板配用。众所周知，车床上弯板工装的静平衡直接影响车床的加工精度和生产效率，所以我们在弯板的配重形状和布局上下了很大功夫，一是尽可能减少配重的回转半径，二是在布局上采用外圆内方的结构、改善圆周方向的动平衡性能，使得机床转速及工件的加工精度尽可能提高。最后，要保证密封副内各部件的协调加工：

即：阀体与闸板斜度的一致性；阀体与加工阀体弯板斜度的一致性；闸板与车削用斜度盘的一致性；闸板与磨削斜度台的斜度的一致性。

四种一致性之间相互联系、相互制约、相互依靠。四种一致性，我们是以车床弯板的斜度为依据，经多次筛选、磨削出标准斜度板，反过来再用标准斜度板修磨闸板车床用斜度工装，控制好四种一致性，生产率提高了，组装精度得以保证。

除此之外，还应有效地控制阀座的研磨工序，保证阀座表面平面度不低于100:0.01，保证表面粗糙度表面不受划伤、磕碰、研磨砂粒度不均等因素的影响，以达到研磨后的最佳效果，保证阀座的精度。

第五篇：油田油气集输工艺简介

油田油气集输工艺简介

将油田各油井生产的原油和油田气进行收集、处理，并分别输送至矿场油库或外输站和压气站的过程。中国古代使用人力和马车集油，14世纪初，陕西延长、永坪、宜君等地所产石油均存入延安的“延丰油库”（见《元一统志》），20世纪40年代初期，玉门油田将井喷原油引入小山沟，筑坝储集，油田气全部放空；原油再经砖砌渠道，利用地形高差，流进输油总站（外输站）。40年代中期以后，开始敷设出油管线，用蒸汽管伴热，在选油站进行油气分离、油罐计量原油和储存，油田气经计量后，部分通过供气管线，作为工业和民用燃料，部分就地放空。50年代以后，随着新油田的不断出现，集输管网、油井产物计量、分离、接转，原油脱水和原油储存等工艺技术亦相应发展。到了70年代，集输工艺不断完善，不加热（常温）集输、油罐烃蒸气回收、原油稳定、油田气处理和外输油气计量等技术都有所发展。

油气集输工程要根据油田开发设计、油气物性、产品方案和自然条件等进行设计和建设。油气集输工艺流程要求做到：①合理利用油井压力，尽量减少接转增压次数,减少能耗；②综合考虑各工艺环节的热力条件,减少重复加热次数，进行热平衡，降低燃料消耗；③流程密闭，减少油气损耗；④充分收集和利用油气资源，生产合格产品，净化原油，净化油田气、液化气、天然汽油和净化污水（符合回注油层或排放要求）；⑤技术先进，经济合理，安全适用。

油气收集

包括集输管网设置、油井产物计量、气液分离、接转增压和油罐烃蒸气回收等，全过程密闭进行。

集输管网系统的布局 须根据油田面积和形状，油田地面的地形和地物，油井的产品和产能等条件。一般面积大的油田，可分片建立若干个既独立而又有联系的系统；面积小的油田，建立一个系统。系统内从各油井井口到计量站为出油管线；从若干座计量站到接转站为集油管线。在这两种管线中，油、气、水三相介质在同一管线内混相输送。在接转站，气、液经分离后，油水混合物密闭地泵送到原油脱水站，或集中处理站。脱水原油继续输送到矿场油库或外输站。从接转站经原油脱水站（或集中处理站）到矿场油库（或外输站）的原油输送管线为输油管线。利用接转站上分离缓冲罐的压力，把油田气输送到集中处理站或压气站，经处理后外输。从接转站到集中处理站或压气站的油田气输送管线为集气管线。从抽油井回收的套管气，和从油罐回收的烃蒸气，可纳入集气管线。集气管线要采取防冻措施。

集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘；③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输送。

集输管线的路径选择要求：①根据井、站位置；②线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；④满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。

集输管线的管径和壁厚，以及保温措施等，要通过水力计算、热力计算和强度计算确定。

油井产物计量

是为了掌握油井生产动态，一般在计量站上进行。每座计量站管辖油井 5～10口或更多一些，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后，再混合进入集油管线计量分离器分两相和三相两类。两相分离器把油井产物分为气体和液体；三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油；然后用流量仪表分别计量出体积流量。含水油的体积流量须换算为原油质量流量。油井油、气、水计量允许误差为±10％。

气液分离

为了满足油气处理、贮存和外输的需要，气、液混合物要进行分离。气、液分离工艺与油气组分、压力、温度有关。高压油井产物宜采用多级分离工艺。生产分离器也有两相和三相两类。因油、气、水比重不同，可采用重力、离心等方法将油、气、水分离。分离器结构型式有立式和卧式；有高、中、低不同的压力等级。分离器的型式和大小应按处理气、液量和压力大小等选定。处理量较大的分离器采用卧式结构。分离后的气、液分别进入不同的管线。

接转增压

当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。

油气处理

在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。

原油脱水

脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于 0.5％的标准。脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。

原油稳定

脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。在稳定过程中，还可获得液化气和天然汽油。原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。以负压脱气法为例，稳定工艺过程是：脱水后的原油进入稳定塔，用真空压缩机将原油中的气体抽出，送往油田气处理装置。经过稳定的原油从塔底流出，进入贮油罐。原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关，由各油田根据具体情况选择合适的方法。

油田气处理

油田气脱硫、脱水、液烃回收等工艺与天然气处理工艺基本相同（见天然气集气和处理）。

油气贮输(运)将符合外输标准的原油贮存、计量后外输（外运）和油田气加压计量后外输的过程。

原油贮存

为了保证油田均衡、安全生产，外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。贮油罐的数量和总容量应根据油田产量工艺要求输送特点（铁道、水道、管道运输等不同方式）确定。油罐一般为钢质立式圆筒形，有固定顶和浮顶两种型式，单座油罐容量一般为5000～20000m。减少热损失，易凝原油罐内设加热盘管，以保持罐内的原油温度，油罐上应设有消防和安全设施。

外输油气计量

是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，乘以密度，减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35％。原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积，再换算成原油质量流量。外输油田气的计量，一般由节流装置和差压计构成的差压流量计，并附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差 ±3％。孔板节流装置用“干检验法”（由几何尺寸直接确定仪表精度）标定，也可用相应精度等级的音速喷嘴（临界流喷嘴）进行定期标定。

原油外输(运)

原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送，具有输油成本低、密闭连续运行等优点，是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法，还有采用装油船(驳)的水道运输方法。用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时，需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法，相应地设有汽车装油站（点）。