油田联合站污水怎么处理

① 石油废水（油田采气废水）如何处理

可以参考：
《内江科技》2006年第2期摘录:《稠油废水COD处理工艺研究》这篇文章

摘要的关键内容：
SBR法是一种间歇运行的废水处理工艺，具有均化水质、无需污泥回流、耐冲击、污泥活性高、沉降性能好、结构简单、操作灵活、占地少、投资省、运行稳定等诸多优点，而膜法SBR(BSBR)结合了生物接触氧化法和SBR法的优点。
实验部分：
1.1废水水质废水取自某油田联合站，其COD。一般为400mg／l。～500mg／l_.，油含量一般为60mg／l_。～70mg／I。，BODs／COD。＜O.25，说明该废水的可生化性很差，不宜直接采用生化处理。
实验材料及方法：
1.2.1混凝试验 药品。无机混凝刺类：uP-ll、30HC一805(XN一2llHc)、PY—J、uP_12；有机高分子类混凝剂：AN923SH、F04190SH。以上药品除uP-ll外，其余均为固体。uP—ll为黑褐色透明液体，密度(20~C。)1.15～1.30，有效含量≥lo。
试验装置与方法。本试验以六联搅拌机作为试验装置，试验方法如下：将采油污水放入500mt兢杯内，开动搅拌机，从投入混凝剂开始记时，以.16(1r／min快速搅拌2min，然后以20r／min一40r／min搅拌lOmin，停止搅拌后沉淀lh。最后测定沉淀出水COD。

膜法SBR(BSBR)①试验装置(见图1)。反应器由圆柱型有机玻璃制成，总容积13L，有效容积10I。，反应器内采用聚丙烯毛线做为填料(BSBR)，填料上下固定，反应器底部设置多个微孔曝气头，用空压机经转子流量计供气，反应器上设置多个排水口，下部设置排泥口，进水由恒流泵控制，出水由电磁阀控制。进水、曝气、沉淀、排水等运行程序用智能程序控制器自动控制。温度通过加热棒m稳控仪恒定在30％：左右。②生物膜的培养。污泥取自辽河油田石化总厂曝气池，哗樱以沉淀污泥作为种泥投入反应器，投加营养液并逐步提高废水在营养液中的比例对污泥进行培养驯化，一周后，生物膜挂在填料上，未挂膜污泥沉淀性能良好。
试验结果：
混凝试验混凝是油田经常采用的处理含油污水的方法，即向水中投加混凝剂进行破乳，消除胶体的稳定因图lBSBR~置示意图l砬应嚣2填料3加热棒4空压机5转子流量计6排泥口7曝气头8水阀q电磁阀l(】自动控制仪素，再利用微粒之间的吸冲纳引力及布‘‘进水泵n配水箱朗运动，使已破乳的微粒不断扩大形成矾花沉淀，以达到除油、有机物和悬浮物的目的。

结果可见，污水经uP—ll处理沉淀30min后，取上清液再投lJJu300mg／l_.uP—12，处理效果乱判丛最佳。其出水.BOD。／COD。达到0.4左右，适合生物处理。2.3BSBR试验2.3.1BSBR运行参数的确定欢四联采油污水经uP—ll处理，再经uP—12调节PH后，作为BSBR入水。

② 油田进行立体大清扫是指

进行清洁生产，创建绿色油气田，石油人要做的一件大事就是对油田进行立体大清扫，凡是地面上的固体废弃物、垃圾、废渣，沟、坑、池、罐中的污水和废液，空中的废气、噪声等，全在大扫除之列。这样油田才能天朗气清，环境才能亮丽起来。

（1）涤荡固体废弃物。

在油气田生产过程中会产生大量的污染物和废弃物，如物探的炸药包装外壳，钻井和井下作业的废弃泥浆、岩屑，测井的放射性物质，采油的含油泥沙，油气集输时被浸染的地块，管道和油罐中的污垢等。一般固体废弃物通过捡拾就可以清除，“低头拾文明，使油田更干净”已经成了石油人的习惯。但油气生产过程中产生的固体废弃物，如钻井泥浆、含油污泥等具有点源分散且数量较大的特点，对环境危害面广，要进行专门的处理。

（2）令污水变清流。

创建绿色油气田，必须解决含油污水处理的难题。含油污水是指在油气田开发过程中所排放的水，如钻井、采油（气）、井下作业、炼油化工等产生的污水。处理合格后的污水可以回注地层和进行绿化浇灌，最大程度地节约水资源。含油污水中有大量高分子有机物和溶解盐等物质，危害多多。含油污水处理的目的是除去污水中的油分、悬浮物、COD和使注水系统腐蚀或结垢的不利成分，保证注水机泵、管线不受腐蚀和堵塞，使环境、土地、田园免受污染。按处理原理的不同，含油污水有物理处理法、化学处理法、物理化学处理法、生物处理法等。

（3）还天空蓝天白云。

像鱼儿离不开水一样，人类一刻也离不开空气。空气遭受污染后，对人体和农业都会产生不良影响。油气田大气中的主要污染物是烃类、悬浮颗粒物、SO2（二氧化硫）、氮氧化物四种，它们来源于燃料的燃烧、天然气的放空燃烧、生产废气的排放和风沙。前两种污染物共占所有污染物的80%以上。

如何治理燃料燃烧的废气？主要从锅炉燃料做起。一是从源头上使用低硫煤等合格燃料；二是改造锅炉燃烧系统和设备，使用燃烧效率高的锅炉；三是安装除尘器等。

如何治理生产工艺废气？在油气田开采、加工和集输过程中，油类的挥发、油罐的呼吸、天然气的放空燃烧、机动车辆的尾气排放，都会使大气中烃类浓度增加。天然气的放空和燃烧形成直指苍穹、烈焰升腾的火炬，不但浪费了大量优质燃料，还严重污染了大气。经过几年的努力，在油田上建起了天然气回收系统以回收轻烃，用天然气就地发电；实施增气工程，外输天然气用作清洁燃料或化工原料，杜绝了天然气的放空。油田通过种种措施，减少与控制了废气的排放，净化了大气，使天空更加蔚蓝。

（4）把无孔不入的噪声禁锢起来。

“机器轰鸣，烟囱林立”的工业化时代已一去不复返，以人为本发展生产和创建绿色油气田的理念，要求对噪声这个无孔不入的“摸不着”的公害，加以防止和消除。噪声对人的危害，轻者使人听力下降，干扰睡眠；重者诱发心脏病、肠胃病和高血压等疾病；长期接触噪声，人的大脑受到噪声刺激，会头痛、耳鸣、精力分散，导致事故发生；噪声引起的震动，会破坏仪器元件，甚至能把建筑物震裂震垮。噪声的治理办法有：消除噪声源、阻断噪声传播路线、防护接收对象。例如，克拉玛依陆梁油田21号联合站注水车间的3台注水泵全部用隔音罩牢牢地密封在里面，阻断噪声向外的传播；又对锅炉燃烧器加装鲜艳的红色隔音罩，把噪声禁锢起来。这些措施大大减少了震耳欲聋的噪声，人们在机器旁可以交谈自如。

③ 中石化胜利油田如何实现管线“零腐蚀”

一边是水驱开发需要大量污水回注，另一边则是集输管网腐蚀严重，胜利油田通过从严药剂管理、提高回注污水水质破解这一困局
中国石化新闻网讯（记者赵士振 通讯员田真）每天8点，胜利油田东辛采油厂永一联合站化验班班长胡冬梅都会准时来到加药泵房，把反相破乳剂、缓蚀剂和防垢剂等污水处理“三防药剂，认真加到相应的药剂灌里。之后，两小时一巡检，看液位、记压力、观察运转都要记录在案，每8小时还要核对一下药剂余量，活不重却极其讲究责任心。胡冬梅说，只要能稳住腐蚀率，我们多跑几趟、多盯几次算啥？
据了解，自今年上半年规范了药剂添加，永一联合站污水平均腐蚀率由最高0.440毫米/年，降为0.026毫米/年。胡冬梅认为，这要得益于胜利油田今年初实施的水质“零腐蚀”工程。
胜利油田采油工程处集输管理科副科长朱信刚解释说，“零腐蚀”是理论意义上的，就是把平均腐蚀速率控制在国家行业标准以内，即小于每年0.076毫米。
据了解，在胜利油田，水驱开发产量占总产量的70%左右。随着油田进入中高含水开发阶段，用于注水开发的污水回注在油田持续稳产、保护生态环境方面发挥着重要作用。
但是，一边是水驱开发需大量污水回注，另一边则是集输管网腐蚀严重。究其原因，是污水水质腐蚀超标严重，造成油气处理设施、地面管网和井下管柱腐蚀加剧，严重影响地面及井下设施的使用寿命，安全形势日趋严重，制约了勘探开发的质量和效益。
今年年初，胜利油田采取措施从严污水水质管理，开始实施水质“零腐蚀”工程，通过加大“三防”药剂的费用管理，科学优化药剂配方，着力破解困局。
据朱信刚介绍，检验采油污水合格的主要指标分悬浮物固体含量、粒径中值、含油量和平均腐蚀速率，前三个指标各采油厂都控制的比较好，唯有平均腐蚀速率差一些，主要原因是“三防”药剂投加不到位。
为保证污水系统平均腐蚀速率达标，采油工程处、财务资产处等多部门在污水站治理和药剂投加方案优化的基础上，加大污水站水质达标率、井口水质合格率的考核力度，考核指标细化到每个污水站、300条井口水质考核线。
具体工作中，他们加大“三防”药剂费用投入，按照“计划单列，专款专用，超支不补，节约回收”的使用原则，强化“三防”药剂的计划审批、采购配送、现场投加及结算的运行管理，进一步提高水质综合达标率，降低管网腐蚀，延长设备使用寿命。数据显示，2014年共安排“三防”药剂费2.34亿元，同比增加3325万元。同时，他们科学优化药剂投加配方，按照两年优化原则，组织设计院、检测中心、采油院等单位专家对油田分公司各污水站现有配方进行筛选优化，做到药剂配方科学合理。
此外，他们还严格污水站加药管理，强化现场监督考核，目前各开发单位已经全部建立了污水“三防”药剂检验、污水站接收及投加记录台账，油田定期组织相关部门进行检查，分月度进行指标考核，确保“三防”药剂投加到位。
截至目前，自实施水质“零腐蚀”工程以来，胜利油田污水水质达标率由2013年的89.5%上升到目前的91.2%，平均腐蚀速率达标率由2013年底的92.6%上升到目前的93.8%，东辛厂、河口厂、临盘厂等8个单位实现了水质“零腐蚀”。

④ 高含水期油田原油预分水技术

胡长朝 党 伟

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 国内外大部分油田已进入高含水开发期，原油综合含水率高达90％以上，造成原有地面系统超负荷运行，改造投资、能耗及运行成本急剧增大。针对这一问题，部分油田开始在集输系统的接转站实施预分水，分出的污水就地处理达标后回注地层。本文从技术原理、优缺点等方面对国内外普遍应用的预分水技术进行了评述，并对其未来的发展进行了展望。

关键词 预分水 高含水期 展望

Predewatering Technology for Crude Oil of

High Water－cut Oilfield

HU Changchao，DANG Wei

（Exploration and Proction Research Institute，SINOPEC，

Beijing 100083，China）

Abstract Most of domestic and foreign oilfields have entered the high water－cut stage and the comprehensive water－cut of crude oil has reached as high as 90％ or above，which leads to the overload operation of the existing surface system and the rapid increases of the reconstruction investment，the energy consumption and the operating cost.For this problem，some oilfields begin to carry out predewatering at block stations of gathering and transferring systems，and the seperated sewage is treated in situ and reinjected to the ground after reaching the water quality standard.The paper reviews the predewatering technology commonly used at home and abroad from the aspects such as technical principle，advantages and disadvantages，and looks into its future development.

Key words predewatering；high water－cut stage；prospect

国内外油田开发都经历着产油量上升阶段、油量达到高峰稳产阶段和油井见水、产量递减3个阶段^［1］。目前，我国东部主力油田大部分已进入高含水或特高含水开采期，原油综合含水率已超过90％，有的油田甚至高达98％，油田开发已由 “采油” 变为 “采水”。在高含水期，含水率的小幅上升会导致液量的大幅度增加。以胜利油田为例，全油田综合含水率在91％～92％时，含水率每增加0.1％，液量每年就增加约375×10⁴ t，增幅达1.25％。由于地面处理系统利用的是中、低含水期的生产设施，因而不能适应产液量剧增和以水为主的处理需求，主要存在以下问题：

1）集输和污水处理系统处理能力明显不足，超负荷运行，处理效率低下。

2）原有设施需不断扩建，改造工程量和投资费用过大，并且原有流程的改造也十分困难。

3）能耗及成本增大。在油田中、低含水期开发阶段建设的原油脱水站，大多采用两段脱水工艺，高含水原油集输至集中处理站后全部进入加热炉加热，大部分热能消耗在对污水的加热升温上。在一个进站液量为1700×10⁴ m³/a、综合含水率为95％的联合站，将来液升温7℃，仅一次加热炉的燃油消耗就达1.45×10⁴t/a以上，其中污水吸收的热能大约占97％，造成了能量的极大浪费^［2］。脱出的污水需返输至注水站，污水往返输送成本、降回压泵能耗、运行管理维护成本等增大。另外，随着含水率的上升，油井排来液的温度越来越低，热量及化学助剂等的消耗进一步增大，导致吨液、吨油处理成本急剧增加。

4）大量污水的循环加速了管道和设备的腐蚀，缩短了设备的使用寿命。

实施预分水，尽早把污水分离出来，减少污水流动环节，可有效解决以上问题，大幅降低能耗、成本和改造投资，提高经济效益。因此，国内外油田一方面加紧研究适应高含水期油田生产需要的预分水技术，成功研制出了末端分相管、水力旋流器等高效预分水装置；另一方面对原有流程进行配套改造，增加预分水环节，由采出液全液在联合站集中加热脱水改为在各井场、分压泵站、接转站进行低温预分水，分出的污水就地处理达标后回注地层，剩余低含水油再送至联合站集中加热处理。目前，国内外常用的预分水技术主要有三相分离技术、旋流分离技术、末端分相技术、斜管预分水技术和低温破乳技术。

1 三相分离技术

三相分离器的技术原理是油水混合液经设备进口进入设备，经进口分气包预脱气后进入水洗室，在水洗室中油水混合液发生碰撞、摩擦等降低界面膜的水洗过程分离出大部分的游离水，没有分离的混合液经分配器布液和波纹板整流后进入沉降室，并在沉降室进行最终的油水分离，达到脱水的目的（图1）。三相分离器综合应用了来液预脱气、浅池布液、水洗破乳、高效聚集整流和油水界面控制等数项技术，在国内外油田得到广泛应用，其中尤以我国应用水平最高^［3］。

图1 高效三相分离器原理图

我国陆上油田大多将三相分离器改造为预分水器进行预分水。河南油田规划设计研究院根据高含水期油田原油物化特性，研制出了HNS型三相分离器，其外形尺寸为φ3000mm×10608mm×10mm，分离器内分为预脱气室、稳流室、水洗室、沉降分离室、油室、水室、气相空间、气包等部分。该型三相分离器采用了气体预分离、二次捕雾技术和活性水水洗强化破乳技术，提高了油水分离效率；利用双隔板结构U形管压力平衡原理，实现了油水界面控制；合理配置设备与工艺控制的有机结合，提高了自动化水平。将HNS型三相分离器改造为预分水器，其处理能力为同规格传统设备的4～8倍，针对河南油田密度为0.85g/cm³ 的轻质原油，经一次预分水处理，出口原油含水率在0.4％以下，污水含油低于500mg/L^［4］。

胜利油田 “十一五” 期间在33座联合站推广应用高效三相分离器152台，处理进站液量67.55×10⁴m³/d，原油含水率从85％～90％降至50％～60％，每天节省加热燃料900t左右，取得了良好的节能降耗效果。以坨三站为例，进站液量为3.5×10⁴m³/d，应用高效三相分离器预分水后，分离器出油含水率由94％降低到15％，加热液量下降了90％，年节约燃料油1068t。对于边远小断块油田，胜利油田将原来的高含水全液外输至较远联合站、注水水源回调改为就地预分水处理后回注、低含水油外输，在15座接转站应用三相分离器32台，分出水6.98×10⁴m³/d，污水就地回注后实现污水替代清水0.6×10⁴m³/d，每天减少3.6×10⁴m³污水往返输送，节约输送电耗3.75×10⁴kW·h，年降低加热能耗7.06×10¹⁴J，同时解决了部分油田欠注的问题，缓解了污水回灌压力。

三相分离器用作预分水器，具有处理能力大、分离效率高、运行工况稳定、管理方便、自动化程度高等特点，含水原油经一段处理后获合格净化原油标准；但三相分离器是以出油含水率达到一定指标为目的设计的设备，污水分离净化的有效空间不足，造成除油效率低，分出水含油指标一般控制在1000mg/L以下，实际运行中水中含油在500 ～1000mg/L之间，后续污水处理系统需采用二级除油加过滤的处理工艺，投资、占地和运行费用均较高。

2 旋流分离技术

图2 水力旋流器原理图

水力旋流器的工作原理是在油水存在密度差的情况下，使含油污水在水泵或其他外加压力的作用下，从切线方向进入旋流器后高速旋转，在离心力的作用下，水向器壁运动，形成向下的外旋流，通过旋流器底部出口流出（底流）；油向旋流器轴心处运动，形成螺旋上升的内旋流油核，由上端溢流而出（溢流），最终实现油水分离，如图2所示^［5，6］。

旋流分离技术是油田高含水期节能降耗行之有效的工艺手段。水力旋流器可以使高含水原油在不加热的条件下实现游离水脱除，节约大量的燃料，欧美国家海上油田广泛用作预分水器，陆上油田基本不单独使用，目前发展方向主要是作为前端预处理器与其他技术组合应用。旋流分离技术在国内尚处于研究开发阶段，未得到大规模应用。胜利油田开展了旋流分离技术试验，研制了以旋流和沉降相结合的试验设备，其工作原理为油、气、水混合液进入旋流筒，靠离心旋转分离和重力作用，脱除90％以上的伴生气，该气体与分水器内的少量气体一起经二次除液后，由压力控制进入气体系统，油水混合液经配流管均匀进入分离区，再经整流迷宫板缓冲整流进入沉降区沉降；在沉降区内，靠加热器进一步激发破乳剂的活性，使乳化液破乳分离，油滴聚结上浮，脱水原油经隔板进入油室，再经液位控制流出分水器。该试验设备的技术关键为：(1)分水器进入端设计了预分离旋流器，采用预分离技术，将混合液中95％以上的气体预先分离；(2)设计了配流管和整流迷宫板，使高效分水器内流场稳定，便于油水分离；(3)分水器内部设有加热器，既能激发破乳剂活性，又能避免对底部污水的加温；(4)设计的水位调节器能自动调节分离器内的油水界面，处理后污水含油基本在500mg/L左右。江汉油田进行了两级旋流分离工艺研究，两台旋流器串联应用，一级进行预分水，二级对一级分出的水进行除油处理。现场试验后，马王庙油田马56站一级旋流器分出污水占总液量的50％以上，二级旋流器除油后污水含油在100mg/L以下^［7］。

水力旋流器用作预分水设备，具有质量轻、占地面积小、单位容积处理能力大、分离效率高、分离速度快、投资小、构造简单、本身无活动部件、易于安装和维修等优点，但也存在着许多缺点，如旋流管易磨损、气体影响分离效果、提升和旋流造成原油乳化不易分离、出水水质不平稳、动力消耗较大、可有效分离游离水却对乳化水基本没有分离能力、分出水含油偏高（1000mg/L左右）等，难以得到推广应用。

3 末端分相技术

末端分相管是一段直径加粗了的末端集输管线，长约45m（长度取决于原油的特性和预分水效果），直径1020～1220mm，两端用球盖封堵，主要用于高含水油田原油的预分水和污水净化。末端分相管在管内完成油气水分离的5个过程（流体水力搅拌、质量交换、扩散、重力沉降、在聚结器内使水滴聚集），同时具备多种装置的功能（Ⅰ级分离装置、预分水装置、预净水装置），在前苏联得到较多的应用。西西伯利亚地区的塔什金诺沃油田在丛式井井场或增压泵站上配备了两根直径1020mm、长250m的末端分相管，液体处理能力达30000～32000m³/d，每天可分出7800～9000m³的游离水，游离水分出率达60％，而出口原油含水率仅为9.3％～12.5％。

末端分相管能在油田配套工艺流程中取代造价昂贵、数量众多的Ⅰ级分离装置和脱水装置，大幅度降低投资（可降低总投资25％～40％），具有制造与控制操作简便、液体处理能力大的特点，可用作小型和边远油田的预分水器，缺点是分离效率较低，分出水含油偏高。

4 斜管预分水技术

斜管预分水器的工作原理是自然沉降结合浅池分离，主要用于分出游离水，欧美称之为仰角式游离水脱除器。其是将卧式和立式游离水分离器相结合，采用仰角设计，克服了立式容器内油水界面覆盖面积小、卧式容器油水界面与水出口距离短以及分离时间不充分的缺点。来液进口位于管式容器的上行端，水中油珠能聚集并爬高上行至顶端油出口，而水下沉至底端水出口排出。

斜管预分水器结构简单，造价低，占地面积小，主要用于对分出水含油要求不高的掺水油田，将分出的污水就地回掺，以降低集输系统掺水能耗和管线投资，并减少联合站的运行负荷。俄罗斯在其高含水和特高含水原油集输中广泛采用斜管预分水器（直径为1220mm，倾斜角度在45°左右，液量处理能力为10000～15000m³/d），用于脱除80％的游离水。欧美国家也开发并推广应用了该类设备，但在斜管仰角设计上采取了较低角度，为12°^［8］。斜管预分水器目前在国内没有得到广泛应用，仅河南油田1个计量站应用，分出水水质无法控制，出水含油一般在1000mg/L以上，分离效率较低。

5 低温破乳技术

利用低温破乳技术来进行预分水是比较经济的。加拿大研制的原油声波破乳设备，可安装在高含水油井管径小于4in的集油管线上，使处理后的稠油含水率最低降至1％，节省药剂投加量50％。美国的微波破乳MST模块化撬装设备在现场试验中也取得了成功，效果显著^［8］。

近些年来，随着注聚等3次采油工艺的应用，采出液物化性质发生了较大变化，且乳化现象十分严重，导致预分水难度加大。各油田为了弥补机械方法的不足，普遍开始重视高效设备和化学助剂的综合应用，即在原有预分水工艺的基础上，投加预脱水剂，使高含水期大量污水在较低温度和较低化学药剂加入量条件下得到有效分离。H1联原油黏度高，污水含油量高，乳化严重，采用机械方法进行预脱水有诸多不便，通过选用高效预脱水剂，在进站温度下，采出液中80％以上的污水实现预分离，分出的污水含油在100mg/L左右，可直接进入污水处理系统，节省了大量的天然气和破乳剂，并且工艺改动量小、投资少、易推广应用^［9］。辽河油田通过大量室内试验，研制出了预脱水剂，在原有设备基础上优化工艺流程，在进站不加热的条件下分出游离水，再进行后续处理，取消一段加热，节省了大量破乳剂，经济效益明显，全公司推广后，每年可节省操作费用4000万～5000万元。

化学药剂的引入，导致预分水费用增加，后续污水处理难度加大，如何趋利避害，有待深入研究。

6 预分水技术的发展方向

目前各油田采用的预分水技术在一定程度上起到了预分水的效果，但这些技术的主要控制指标是原油含水，对分出水中含油则限制较少，造成分出污水含油高达1000mg/L左右，这样污水处理系统需要进行一级除油、二级沉降加过滤的复杂处理工艺才能使污水水质达标，污水系统占地、设施投资和运行费用很高。预分水技术未来主要向以下方向发展：

1）加速高效油水分离设备、分离技术的研制和推广。

2）在研制高效预分水设备时，更加注重降低分出污水中含油指标的研究。

3）向各种技术的集成化、一体化、小型化、低投资和低成本方向发展，如旋流、气浮、沉降、聚结等的优化集成，物理、化学和生物方法的综合应用等，以发挥不同技术、手段的优点，扩宽预分水技术的使用范围，提高预分水设备的稳定性和处理效果。

基于此，笔者正在开展新型一体化预分水除油技术研究，通过综合应用旋流、气浮、聚集和三相分离等技术，将预分水与污水除油功能有机结合，形成一体化装置，在高效预分水的同时，强化污水除油功能，改善出水水质，使出水含油降到15mg/L以下，从而简化后段处理工艺，减少投资和运行费用等。该项研究目前进展顺利，室内试验已达到预期效果，现场试验正按计划进行，专利成果也正在申报中。

参考文献

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［3］牛彬.油田高含水期油气集输与处理工艺技术研究［J］.中国石油大学胜利学院学报，2008，22（4）：8～12.

［4］汤清波，钱维坤，李玉军.HNS型高效三相分离器技术［J］.油气田地面工程，2007，26（6）：16～17.

［5］张劲松，冯叔初，李玉星，等.油水分离用水力旋流器流动机理和应用研究［J］.过滤与分离，2001，11（3）：15～18.

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［8］杨时榜，叶学礼.油气田地面工程技术现状及发展趋势［M］.北京：石油工业出版社，2011：43～44.

［9］张大安，黄耀达，马强.预脱水技术应用研究［J］.内蒙古石油化工，2008，18：10～11.

⑤ 6月30日的焦点访谈是什么内容具体一些！

真情凝聚团队
今年是大庆油田发现50周年。50年来，以铁人王进喜为代表的一代又一代大庆创业者，以为国争光、为民族争气的胸怀，不仅为国家贡献了大量石油产品，还培育了“爱国、创业、求实、奉献”的大庆精神。不久前，记者来到大庆油田一个最基层的单位——中十六联合站，采访了大庆精神如何在员工身上的巩固和流传。

中十六联合站是一个规模较大、自动化程度较高的现代化联合站。它的功能是把油、气、水三相混合物进行分离，将处理合格的原油和天然气外输、把污水回注地下。针对油田生产技术不断提升的现实要求，中十六联合站党支部帮助不同的员工规划不同的成才发展道路，走管理人才之路、走技术人才之路、走技能骨干之路。

单菲是一名从这里成长起来并已走向新的工作岗位的员工。她凭着踏实苦干的工作业绩，先是成为污水岗班长；随着她业务水平不断提高，党支部建议她走技能骨干路子，并为她提供帮助；2008年，单菲通过了技师考试，从普通工人成为一名技师。十多年来，中十六联合站共培养出10多名单菲这样的技能骨干，其中5名已在其他岗位挑起大梁。很多员工告诉记者，在中十六站工作有目标、有奔头。

中十六联合站党支部注意从细节体现对员工的关爱。他们为每位员工建了爱心小档案，对员工情况做到“八清”：性格脾气清、身体状况清、特长爱好清、思想现状清、技能水平清、工作状态清、家庭情况清、社会交往清，当员工遇到特殊情况时，要做到“八必到”：生病住院必到、谈心家访必到、家庭纠纷必到、解决困难必到、节日慰问必到、婚丧嫁娶必到、子女升学必到、买房搬家必到。

与50年前相比，大庆的生产条件和科技水平已经有了改善，但大庆精神依然是激励员工积极创业、实现自我的精神财富。为了大庆精神的凝聚与传承，中十六联合站党支部把思想工作做到了员工的心里，他们相信，把员工的心拧在一起，永做油田精品的目标就能实现。

⑥ 油气储运油田除了联合站、中转站、计量站还有什么站，这些站都是什么作用

联合站，中转站，计量的叫计量间一般不叫做站。
联合站主要作用是分为：油岗，水岗，污水岗。油岗处理井组来液（油气水），通过三项分离器分离油气水，在过脱水器等一系列使之成为合格商品原油。污水岗主要处理分离器出来的水，除去其中的油，杀菌，成为合格的水，这部分水用来打到各个井组掺输用。 水岗主要是站内生产，采暖，消防，冷却泵，其中也经过净化处理。
中转站是井组来液压力不够时进行加压，一般也能进行油气水的简单处理，最终处理还是送到联合站集中处理。

⑦ 请问油田集输站与联合站有什么区别

其实集输站就是联合站，好多油田这个单位都叫油气集输联合站。就是把各单井的油气其回中进行初答步处理，然后向炼油厂，乙烯厂等单位输送。

联合站 是转油站的一种，但由于其功能较多，在油田上普遍存在。
站内包括有原油处理系统，转油系统，原油稳定系统，污水处理系统，注水系统，天然气处理系统等
它是油气集中处理联合作业站的简称。主要包括油气集中处理(原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等)、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。
联合站（库）是油田原油集输和处理的中枢。联合站（库）设有输油，脱水，污水处理，注水，化验，变电，锅炉等生产装置，主要作用是通过对原油的处理，达到三脱(原油脱水，脱
盐，脱硫；天然气脱水，脱油；污水脱油)三回收（回收污油，污水，轻烃），出四种合格产品（天然气，净化油，净化污水，轻烃）以及进行商品原油的外输。联合站是高温，高压，易燃，易爆的场所，是油田一级要害场所。