油气集输工艺原则.docx

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油气集输工艺原则

第二章油气集输与处理工艺

第一节油气集输工艺原则

将油田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的工艺流程为集输流程。

一个合理的集输流程必须立足于油田的具体情况，如油、气、水的性质、开发方案、采油工程方案、自然环境等。

特别是在大庆西部外围油田，由于油藏储量丰度低，地质条件复杂，动用风险大；同时由于地面条件差，很多油田区块小，分布偏远零散，与已建系统依托性差，建设难度大，导致了部分油田开发经济效益差，甚至面临无法动用的局面。

为此，根据“整体部署、分步实施、跟踪研究、及时调整、逐步完善”的开发部署，强化地下、地面一体化优化工作，总结出一种适合大庆西部外围油田发展的地面建设模式。

一、总体布局

油田内井、站、库、厂、线的布置，应根据本身及相邻企业和实施的火灾危险性、地形和风向等条件进行合理布局。

（1）油气生产站场宜布置在城镇和居民区的最小风频风向上风侧，并在通风良好的地段。

（2）油气站场的位置应靠近道路、电源、水源、通信线的节点，并且应布置在有利于排除地面雨水的地方。

（3）油气集输各类站场按输油、输气的用户方向确定集输方向，尽力避免流向迂回，以节约能量。

（4）生产井与计量站间的出油管线呈辐射状布置，计量站位于中心，可以使出油管线线路最短。

（5）在总平面分区布置的基础上，油气及热力管线、供水及排水管线、电力及电信线路应尽量缩短长度。

在满足水力、热力计算条件的情况下，线路布置应力求整齐划一、美观大方。

（6）各种管道、线路靠近道路，形成管廊带。

工程设施集中建设，以减少占地，方便施工和生产管理。

（7）满足开发方案、采油工程方案对地面工程的要求，积极采用新工艺、新技术，简化地面工艺，降低工程投资和生产能耗。

（8）为保护环境、减少污染，油、气、水集输及处理应满足环境保护标准，做到不排放污油、废气和污水。

总之，为了提高油田开发建设的综合经济效益，需要根据油田实际情况进行合理布站。

通常采用三种布站方式：

计量站一中转站一脱水站三级布站；阀组间一中转站一脱水站两级半布站；阀组问（带混输泵）一脱水站一级半布站。

二、集输流程

将油气集输各单元工艺合理组合，即成为油气集输系统工艺流程。

其中各工艺单元可以分为：

站外集油工艺、转油站处理工艺、脱水站处理工艺，以及输油工艺等。

其中集油工艺中常见的流程有：

三管伴热流程、双管掺水流程、环状掺水流程、树状电加热流程，以及单井拉油流程。

转油站处理工艺有：

三合一转油站流程、四合一转油站流程、混输转油站流程和脱水转油站流程。

脱水站处理工艺有：

两段脱水（三相分离器加电脱水器）流程和五合一（分离、沉降、缓冲、加热、脱水）流程。

第二节集油工艺

一、集油流程

（一）三管伴热流程

三管伴热流程是用1根管线由中转站供热水至计量间，通过分配阀组分配到各井口，其回水管线与集输管线包在一起对集输油气伴随保温。

由于其热效率低，管线长，散热量大，目前油田已不采用。

（二）双管掺水流程双管掺水流程，每El油井有单独的出油管线和掺水管线（管径一般为50～lOOmm）。

为了实现把油井产液送往计量站，利用掺水管线将热水在井口掺入，然后和油井产液一起管输至计量站。

计量站内设计量分离器1台，轮流计量每VI油井的油气产量，然后与其他油井产液汇合输往转油站或集中处理站，见图2—1。

每个计量站一般管辖油井不超过20口，有11井式、16井式、18井式计量站，每个转油站管辖井数不等，大约100口井左右。

对于水驱集油系统不宜设固定热水洗井设施，可以采用机械、化学或其他清、防蜡措施。

对于聚合物驱集油系统、三元驱集油系统，可以设固定热水洗井设施。

（三）环状掺水流程

环状掺水流程也就是多井串联集油流程，首先从集油阀组间输送掺水到第一口井，然后到若干口井，共用一根管线，将油井产液和掺水输回到集油阀组间，再送往转油站或集中处理站，油井计量采用软件量油仪。

每座集油阀组间管辖油井一般不超过30口，每座阀组问管辖集油环不宜超过6个，每个集油环管辖油井一般为3～5口，见图2—2。

（四）树状电加热流程

对自产液不能满足集油需要的区块，可以采用电加热单管集油方式。

这种流程一般不设集油阀组间，油井产液在井12I经过电加热器升温，再利用电热管道保温。

各油井支线分别挂到于线上，通过几条干线把油井产液集输至转油站或集中处理站。

树状电加热流程见图2—3。

（五）单井拉油流程

对于零散井也可以采用单井拉油集油工艺，这种流程采用九合一多功能处理器，油井产出的油气水直接进入多功能处理器进行分离、沉降、储存，达到一定数量后，利用自分离的天然气加热，装入罐车，拉运到卸油点，见图2—4。

二、集油工艺相关技术及设备

（一）单井计量

1．计量车

单井计量车由计量系统（由一次表和二次表组成）、配电系统、扫线及油压模拟系统、加热保温防腐系统及拖动系统五部分组成。

其工作流程为：

计量时先接通电源，打开显示开关，打开空气压缩机进行井口压力模拟，当压力读数与井口回压相同时，让油井产出液进入计量罐，进液稳定后，开始记录二次表读数（计量前质量）和时间，计量完成后再记录时间和质量，然后再打开空气压缩机，将计量罐内液体压入环管线，计量过程结束其工作原理见图2—5。

单井计量车测量的是一定时问内油井的产液量，根据测量时间，折算为24h产液量。

计量车适用于平稳出油井，可以模拟井口油压，较为真实地反映产量波动情况。

对于气量大、压力高的井，量油时安全阀易启动，模拟压力下降，使量油值波动较大，对间歇出油井更不适合。

计量车量油与分离器量油相比平均误差为2．1％。

从现场应用看，计量车的最佳测量范围是3—30t／d，产量过高则人工模拟回压的精确度下降，增加了人为误差，对于产量过低的油井及大部分间歇出油井计量误差较高。

2．翻斗计量

井口产液由计量装置的进口管线进入罐体内，油、气、水分离，形成气在上部。

油水混合液进入翻斗内，翻斗上有一调节平衡的平衡块，翻斗的重心由其内液体与平衡块的位置决定。

计量时将平衡块调好，确定每斗自然下翻时的产液，当液体进入一个翻斗并达到自然下翻量时翻斗下翻，另一斗开始进液，如此连续记录在一段时间内翻斗所翻落的次数和每斗的质量，可以折算出日产液量。

翻斗计量装置工作原理见图2—6。

翻斗计量装置具有体积小、流程简单、方便管理、计量准确、投资少等特点，能够很好地解决泵况不正常、气液比高的油井计量困难的问题，并且能够连续量油，适合间歇出油井。

由于该装置采用电磁原理计数，与声控元件相比，不受噪声干扰，只与磁场变化有关，量油精度高，通过现场人工记录与计数器记录对比，数据完全符合。

从应用效果来看，生产管理方便，计量精度能够满足开发需求，使用效果良好。

但是该装置只适于单井计量，如果每口井都安装，工程投资成本较大。

3．软件量油

软件量油主要有示功图测试和动液面测试两种方式，由于动液面测试需要时间比较长，因此目前主要采用示功图测试。

其工作原理是：

载荷、位移二合一传感器将光杆载荷、位移的数值转变为电压信号，送至载荷位移放大板的12位A／D转换电路，转换的数字信号经无线方式传输给仪器主机。

仪器主机自动判断抽油井工作周期的上死点、下死点，计算冲次，然后采集一个完整周期的载荷和位移数据，采集完毕后将示功图显示在屏幕上，同时储存在仪器中。

载荷、位移等数据以二进制数据格式存在仪器电路板数据存储区内。

随着技术的不断进步，这种计量方式的精确度在不断提高，而且由于工程投资少，目前在新建产能区块应用较多。

（二）井口工艺

1．井口保温（电热带保温、组合阀掺水保温）

在大庆西部外围油田，油井产量低，井口温度低，出口温度在10。

C左右，在严寒的冬季，为了防止原油在井口出现冻凝现象，需要对井口进行保温。

目前常用的保温方法有：

碳纤维电加热带保温和组合阀掺水保温。

碳纤维电加热带保温：

主要由井口变压器提供电源，管外缠绕电加热带层，电加热带为外围包覆耐高温绝缘层的碳纤维电热线和纤维编织带，在电加热带层外有阻燃保温层，保温层外为护层。

这种保温形式结构紧凑，使用方便，伴热效果好，但是一旦破坏很难维修，给使用单位带来一定的困难。

组合阀掺水保温：

针对目前采油井口散装阀组占地面积大、工艺安装量大、保温困难、防盗性能差等技术问题，研制了一种环状流程井口组合阀。

这种组合阀集多阀于一体，将环管线引到组合装置中与出油管线一起保温，内部阀体、生产管、套压管、定压放气管等易冻部位全部保温，彻底解决防冻问题。

这种组合阀不仅适应连续生产的油井，而且也能解决间歇出油或间抽的油井井口保温问题，因此这种组合阀在环状集油流程中得到广泛应用。

2．套管气回收技术

西部外围油田有着丰富的伴生气资源，如果将这部分伴生气放空，不仅造成能源浪费，而且污染环境。

针对这种情况，采用多种方式对伴生气进行回收。

最初使用的是一种油井套管气回收阀，包括挡销、单流阀、阀罩等，结构简单，体积小，价格低，动作灵敏，便于安装、拆卸和冬季保温，使用中能够最大限度地合理回收套管中的伴生气，同时能够可靠地防止出油管线内液体向套管倒流。

目前，随着组合装置的推广应用，单体的套管气回收阀逐渐被井口组合阀所代替。

组合阀靠定压放气阀将套管气放人出油管线进入集油系统，输送到处理站进行分离、处理、使用，使套管气得到回收利用。

3．井口防盗

外围油田地处偏远，很多油井靠近村屯，偷油现象时有发生，特别是目前油价居高不下，使偷油现象更加猖獗。

这种情况仅仅依靠油田保卫力量远远不能制止，因此井口防盗装置显得尤其重要。

从最开始的井口防盗取样器，到井口防盗房，到目前使用的井口组合阀，管理部门用尽各种办法来保证油田的安全生产。

（1）井口防盗取样器。

井口防盗取样器属于对防冻取样器的改进，去掉原取样器作为开关用的操作手轮，使丝杆末端隐蔽在取样器内，开关必须使用专用工具。

这种井口防盗取样器可以解决从井口取样器上随意放走原油的问题。

（2）井口防盗房。

采用井口防盗取样器后虽然不能从井口取样器上偷油，但是其他阀门照样可以被放油，因此设计了一种井口防盗房。

这种房子比较大，将整个井口装置都罩在其内，采油工人依靠厂家配置的防盗门钥匙，打开防盗门进行日常巡回检查。

这种井口防盗房彻底杜绝了偷油现象，但是通风设施不完善，仍存在安全隐患，同时由于造价高、油井作业不方便等因素，没有得到全面推广。

（3）井口组合阀。

井口组合阀是针对目前采油井口散装阀组占地面积大、工艺安装量大、保温困难、防盗性能差等技术问题而研制的。

由于所有的阀门都不带手轮，没有专用的工具无法打开，并且所有阀门都隐蔽在组合装置壳内，因而有效地防止了偷油现象的发生。

第三节油气处理工艺

一、转油站处理工艺

油井产出液通过集油管网并依靠机械举升剩余压能及外界补充的热能流入转油站，进行处理。

转油站起接转的作用，主要作用就是将油气水混合物进行初步分离，伴生气用于自耗，油升温提压外输。

根据西部外围油田实际情况及工艺流程，转油站有组合转油站、混输转油站、脱水转油站三种。

（一）转油站流程

1．三合一转油站

该种模式转油站内主要分离设备为具有分离、缓冲、游离水脱除装置，即三合一组合装置。

另外还有掺水加热炉、外输炉等加热设备及天然气除油器、天然气干燥器等气体处理设备。

转油站工艺流程见图2—7。

三合一装置由于其内部设有加热盘管，运行温度在40％以上后，操作压力0．25—0．3MPa；外输系统温度在50一60℃，掺水系统压力2．0～2．2MPa，掺水温度65～70℃。

气系统压力由0．25～0．3MPa调节降至0．1MPa，以满足站内加热设备油气压力要求。

三合一转油站设计规模及其设备参数的确定。

确定转油站的规模，首先要确定该站管辖区域内的产液量，对于新建的产能区块，应为lO年开发指标中最大产液量年的产量，其次要根据站外管辖油井数及管网布局，粗略估算或计算出集油系统掺水量。

产液量与掺水量之和即为该站的最大处理液量。

根据最大处理液量来选择三合一装置或重新设计三合一装置。

掺水加热炉的操作压力为2．0～2．2MPa，其设计压力为2．5MPa，其额定热负荷根据站外掺水量、加热炉进出口温差来确定，一般按出口温度为75％、进口温度为38。

C考虑。

外输炉温度及压力根据外输管道的热力水力计算结果最终确定。

2．四合一转油站该种模式转油站内主要设备为缓冲、分离、加热、沉降组合装置，即四合一装置，集油气水分离、外输加热、掺水加热于一体，见图2—8。

四合一转油站运行参数设计：

站外来液进站温度一般为35—38℃（凝固点温度），进站压力0．20—0．25MPa，四合一装置操作压力0．20—0．25MPa；外输系统温度在65～70℃，掺水温度65～70。

C，掺水系统压力2．0～2．2MPa，气系统压力由0．25～0．3MPa调节降至0．1MPa，以满足站内加热设备油气压力要求。

四合一装置处理液量的确定与三合一装置相同，但同时还要考虑到热负荷，由于它是一个合一设备，外输和掺水负荷之和即为四合一装置的热负荷。

根据加热负荷的不同，采油九厂常用的四合一装置分2．OMW、2．5MW两种，规格为64m×16m、64In×20m。

外输泵的排量和扬程、掺水泵的排量结合生产情况或开发指标，根据热力水力计算结果来确定。

确定转油站的规模首先要确定该站管辖区域内的产液量，对于新建的产能区块，应为lO年开发指标中最大产液量年的产量，其次要根据站外管辖油井数及管网布局，粗略估算或计算出集油系统掺水量。

产液量与掺水量之和即为该站的最大处理液量。

根据最大处理液量来选择四合一装置或重新设计四合一装置。

掺水加热炉的操作压力为2．0～2．2MPa，其设计压力为2．5MPa，其额定热负荷根据站外掺水量和加热炉进出口温差来确定，一般按出口温度为75℃，进口温度为38℃考虑。

外输炉温度及压力根据外输管道的热力水力计算结果最终确定。

3．混输转油站

该种转油站是将该区块产物进行简单油气分离后，将含水油和伴生气经一条外输管道输至联合站。

混输转油站主要设备为立式油气分离器、混输泵、加热炉。

油井来液经集油阀组汇管进入立式油气分离器，进行油水初步分离，分离出少量气体供站内加热炉和生活用气，含气的油水混合物经外输泵增压、外输炉升温后外输至联合站。

站外来液压力为0．2～0．4MPa，压力越高越有利于提高外输泵的含气率，一般控制在0．35MPa。

混输转油站的规模较小，处理液量为区块的产液量。

混输泵排量、扬程都要考虑外输含气的影响。

4．脱水转油站

脱水转油站除接收本站所辖区块的油气水混合物外，还接收其他转油站来的油水混合液。

站内分别采用三相分离器和游离水脱除器来处理脱气原油，工艺流程见图2—9。

（二）特点及适应性

三合一转油站工艺适用于油区面积较大，油井分布密集，油井产量较高，转油站与脱水站距离较近的油田。

如采油九厂三合一转油站有3座，龙一转油站，龙四转油站，敖二转油站。

四合一转油站由于装置合一，流程较老式的三合一流程简单，因此具有设备少、占地面积少、操作点少、投资少的特点。

该种转油站工艺比较适用于油区相对独立、距已建脱水站较远、外输温度与掺水温度较接近的转油站。

如新二转油站、新三转油站、敖南二转油站、葡西二转油站等均采用该种流程。

混输转油站适用于油气比高，除满足生产生活用气外气体有剩余，且油田区块距已建可依托油田较远的情况，如英一、敖南一等转油站采用了该流程。

随着油田的不断开发，油田产量递减较快，部分区块出现大量捞油井，系统处理液量大大减少，已建转油站高能耗运行，转油站面临调整改造，如采油九厂敖古拉油田敖一联合站转为了转油站，敖二转油站取消后改建为集油混输阀组间，取消了龙四转油站，其管辖油井通过管网调整归其他转油站管辖。

二、脱水站处理工艺

（一）工艺流程

联合站脱水站共有四大系统，即：

油系统、脱水系统、气系统及污水系统。

外围油田脱水装置采用五合一组合装置，脱水站的主要工艺流程如下。

掺水站的主要技术参数：

来液进站压力为0．15—0．25MPa，阀组间（转油站）来油温度为38。

C；掺水出站温度70℃，掺水出站压力为2．OMPa；净化油含水率小于等于0．3％。

（二）脱水站规模、主要设备的参数选择

1．脱水站规模的确定

脱水站规模主要是根据油田开发部门提供的油田开发预测指标，即最大日产液量、最大日产油量、最大FI来气量、最大日污水量等参数来确定。

2．主要设备的参数

选择外输泵的选择：

根据最大外输油量和最小外输量确定泵的排量及台数。

污水沉降罐的选择：

按沉降时间2h、最大污水量、储存系数为0．85计算确定污水沉降罐规格及数量。

污水泵的选择：

根据最大污水量和最小污水量确定污水泵的排量及台数。

天然气除油器的选择：

根据最大来气量考虑天然气除油器台数。

（三）特点及适应性

组合装置的应用，减少和简化了矿场脱水设施，使地面建设方案整体优化，降低了地面建设投资。

广泛适用于外围低产、规模较小的低渗透油田。

三、油气处理设备

为了适应油田开发生产发展的需要，在引进、消化、吸收国内外先进技术的基础上，使一批成熟可靠的新工艺、新技术、新材料、新设备在油田得到广泛应用。

例如，热化学脱水工艺，主要用于杏西联；多功能合一装置处理工艺，主要用于新站油田、新肇油田和敖南油田；高效油气分离设备，主要用于葡西联。

（一）高效三相分离器油田开发的中、后期，油井出油含水逐步上升，所含水中有相当一部分是以游离水的状态出现的，在进行原油深度净化（脱水）之前，就必须将这部分游离水脱出。

通常采用三相分离器，在脱除天然气的同时分出游离水。

由于三相分离器分离出来的原油含游离水较少，因而大大降低了原油热化学脱水和原油电脱水前的热负荷。

1．三相分离器的结构

三相分离器有立式和卧式两种，其结构原理见图2—10和图2—11。

由图结构所示，油气水混合物进入分离器后，进口分流器把混合物分成气液两相，其结构和原理与两相分离器相同。

油水分离部分根据油和水的密度差采用了重力沉降原理。

三相分离器集液部分应有足够的沉降空间，使游离水沉降至底部形成水层，上部是原油和油水乳化层。

三相分离器的关键部分是对油水界面的控制。

2．三相分离器的油水界面控制

（1）油水界面可调的三相分离器（图2—10）。

油气水混合物进入分离器后，进口分流器将气体和液体分开，气体越过挡板，通过梳流板、捕雾网从集气包中排出。

液体沿分流器散开向下流，进入分离器集液部分，游离水沉降，形成水层。

水层上部的乳化原油层由堰板溢流到集油腔，集油腔的油面由浮子连杆机构操纵的出油阀控制，下层水则通过设在分离器外部的水位调节器进入集水腔。

集水腔的水面是通过另一套浮子连杆机构操纵的出水阀控制。

水位调节器有内筒，内筒由上部手柄带动上下升降，从而达到调节油水界面的目的。

分离器的压力由气出口阀门控制，卧式三相分离器的油气界面高度一般在其直径的3／4附近。

（2）油水界面不可调的三相分离器（图2—11）。

油气水混合物经油气进口进入气液分离筒，沿圆筒的切线方向旋流，由原来的直线运动变为圆周运动，在离心力的作用下，进行气液分离。

液体依靠重力进入油水降液管，到底部通过布油管进入油水分离段。

由于油水的密度差，游离水下沉到分离器底部形成水层，通过溢水夹套和溢水立管进入集水腔。

原油乳化液则在油水分离段上升，自油溢流堰板溢到集油腔中，集油腔和集水腔的液面均由浮子连杆机构操作的出油阀控制。

气体在分离筒中上升，从排气孔出来再进入分离伞筒中，捕雾后进入气系统。

分离器油水界面的高低由固定的油溢流堰板和溢水立管两者的高差及油水密度决定。

油水界面的高度、油面高度与溢水立管高度之间存在以下关系：

式（2—1）中，h1+h2：

是原油溢流堰板的高度，为一固定不变数值。

h3的变化将引起原油层h，的变化。

当h3增大时，h2变大；h3减小时，h2变小。

为了使原油乳化液有一定的停留时间，其高度应适度。

应保证油层有一定的厚度，使油中的游离水能尽量多地沉降到分离器的底部。

原油和水混合液在分离器中的停留时间，应根据实验数据确定。

在三相分离器的设计中，一般沉降时间取5—30min。

（3）油水界面检测。

控制油水界面的关键是对油水界面的检测。

目前检测方法较多，实践中应根据油水的性质来选用。

①电阻法。

电阻法是利用原油和水的导电性不同，将金属电极插入油水界面附近，当原油和电极接触时，原油的电阻高不导电，电极与水接触时，水的电阻低导电，通过电阻大小变化来操纵排水阀的开度，控制油水界面相对恒定。

优点：

可以准确地控制水位变化，外来干扰少。

缺点：

由于原油所含污水矿化度高，致使电极腐蚀、结垢，电极挂油后易造成阀误动作。

②电容法。

将外包绝缘材料的金属电极插入三相分离器油水界面处电极与水面构成电容，当界面升降时，电容发生变化，显示水面高低，由此操作出水阀的开度。

电容法的优缺点同电阻法。

③微差压法。

微差压法就是利用差压计接受油水界面变化所引起原油和水的静水压差的变化来操纵出水阀的开度，实现油水界面的控制。

优点：

克服了电极接触油水介质造成的腐蚀、结垢的影响，无论油水界面是否明显，都能够正常地工作。

缺点：

要求油水的相对密度差大于0．1，否则微差压计不能正常工作。

④短波吸收法。

短波吸收法是将电能以电磁波的形式传到油水介质中，根据油、水吸收电能的差异来测量两种介质的量，从而控制油水界面。

优点：

克服了电极易腐蚀、结垢、挂油等现象，界面控制稳定可靠。

缺点：

成本高，需要有专门的仪表维修工进行仪表的维护保养。

以上介绍的四种油水界面检测方法都是目前国内常用的方法，四种检测方法都存在着各种不同的优缺点。

由于电极易结垢，易造成测量误差，现在电阻法和电容法已很少使用。

微差压法对油水密度差要求大于0．1以上，在测量仪表压差低于490Pa以下很难制作，加之三相分离器来油的油品性质差异很大，密度差也会产生变化，仪表量程难以选定，所以微差压法的推广和应用受到了限制，尤其在一些原油密度大于0．9t／m3的油田，根本不能使用。

短波吸收法是近几年来发展起来的新技术，在引进和消化国外产品的基础上，针对油田实际情况，对变送器进行了适当的改进和提高。

目前在油田采用比较多的DBJ油水界面变送器，能消除低频干扰，适用不同工况下介质的使用。

变送器采用射频信号发生器，产生稳定的等幅射频信号，并通过天线发射。

不同导电率的介质对射频的吸收能量不同，而原油含水量的多少影响导电率的高低，这一能量吸收的差异信号，经检测电路及信号转换线路进行处理，输出4～20mA标准直流信号，使之能与电动型仪表组成控制系统，调节三相分离器中的油水界面。

为了防止天线导杆结垢，影响测量精度，在设计变送器时可以安装切断阀，可以在三相分离器工作状态下带压拆装变送器探头，设备照常运转。

目前短波吸收法已在界面检测中得到了广泛的运用。

（二）四合一装置

1．四合一装置工作原理

油气混合液从进液管进入气液分离筒，进行一级分离，被分离出的天然气通过天然气连通管进入壳体，从左向右流动，在这个过程中气液进行二次分离，液滴在重力作用下与天然气分离向下沉降，而天然气则流向右面，流经捕雾器再分离一次后，由天然气出口管排至天然气管线。

进入到气液分离筒中的油水混合液被分离出来，通过进油分配管进到壳体底部，均匀地从管内流出，绕流火管和烟管，吸热升温后通过隔板上部空间进到沉降缓冲段。

从加热段到沉降段的油水混合液由二于二其密度不同，经过一段时间停留后，其中大部分游离水在重力作用下与原油分离沉降到壳体底部，在沉降段形成一个1．8m左右的界面。

水从隔板底部进入到水室，从水出口放出。

油经隔板上部进入油室，靠余压压进油罐。

2．操作规程

（1）四合一装置投产前的准备：

①确认内部无人后封好人孔。

②安全阀定压应在0．4MPa。

③设备和仪表正常，达到投产要求。

④检查加热段，达到运行条件，做点炉升温准备。

⑤掺水泵达到启动要求。

⑥关闭出口阀、放水阀、排污阀、气出口阀。

⑦检查准备完后做好记录。

（2）四合一装置投产操作：

①打开进口阀，打开气出口阀。

②当油室液位达到1．Om，水室液位达到2．5m时，关闭气出口阀，稳压5min确认无