第一章油气集输流程.docx

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第一章油气集输流程

第一章油气集输流程

第一节集输流程设计

油气集输流程是油、气在油田内部流向的总说明，即从生产油井井口起直到外输、外运的矿场站库，油井产品经过若干工艺环节最后成为合格油、气产品全过程的总说明。

每个工艺环节的功能和任务、技术要求和指标、工作条件和生产参数、各工艺环节的相互关系，以及连结它们的管路特点等，都要在集输流程中给以明确的规定。

显然，集输流程是每个工艺环节及其连结管路的设计依据和原则。

在这个原则指导下，各工艺环节内部的油气流向则由这个工艺环节的局部流程加以规定。

设计油气集输流程，一般要收集、研究并综合考虑以下几个基本条件。

第一，油气集输系统是构成油田生产总系统的分系统，因而集输流程设计是以确定的油气储量为基础，以油藏工程和采油工程的方案和措施为前提的。

在集输流程设计过程中应充分收集和分析勘探成果所提供的油藏面积、构造类型、油藏性质、油气储量、油气物性等必要的基础资料，对于油藏工程和采油工程提出的开采设计和工艺措施，如井网设计、开发方式、井身设计、开采特点、采油方式、稳产年限等，以及油井含水变化、递减规律、井下作业特点、井内液面变化规律、从油层到井口的压力分布等，都应该予以认真考虑并且与之相适应。

这样做的目的是保证油田处在最佳的开发状态和取得最好的开发效果；同时也是为了恰当地确定集输流程的建设规模和适应能力，避免出现由于规模过小或过大而出现集输地面系统连年不断地扩建或投资积压浪费的现象。

正因为这样，要按照一个油田总体设计的要求，把构成油田生产的油藏工程、钻井工程、试油工程、测井工程、采油工程、油气集输工程和地面各系统配套工程，看做是相互联系、相互依赖、相互制约、相互作用的统一整体，既要保证它们各自的特殊要求，更要强调它们之间的横向关系，用系统工程的思想对每项工程的方案进行综合比选，从而产生油田开发建设总体设计的最佳方案。

第二，按照集输流程配置集输系统的地面工程，因而油田所处的地理位置、气象条件、地形地物、水文和工程地质、地震烈度等自然条件，和油田所在地区的工业基础、农林牧渔发展状况、动力来源、交通运输、居民区及其配套设施布局等社会条件，都将直接影响集输流程设计和工程布局。

了解、研究并充分考虑这些自然条件和社会条件，扬长避短，权衡利弊，对提高集输流程设计水平和使工程布局更加合理是十分重要的。

第三，就油田地面工程而言，集输系统中各项工程是集输流程的工程保证和具体体现，而集输系统与地面其他系统之间又是主体工程和配套工程的关系。

由此看来，集输流程的设计带有总体设计的性质，它对油田地面工程的布局有着举足轻重的作用。

从事集输流程设计首先要掌握本系统各工艺环节的基本特点、工艺要求和工艺过程，处理好集输流程和各工艺环节局部流程的相互关系；同时还要了解地面工程中其他配套系统的生产特点和布局的特殊要求，协调好各专业之间的配合关系。

第四，要加强技术储备和技术情报信息的交流与消化吸收。

注意技术资料的积累，特别是收集、分析和研究国内外同类型油田所选集输流程的特点和发展过程，他们对每个工艺环节处理的原则，以及所选择的工艺流程给油田生产带来的经济效益和社会效益。

借鉴他人的经验，积极稳妥地引进国内外先进的工艺技术，解决本油田当前或将要出现的技术难题，无疑是一条捷径。

针对本油田集输流程中的特殊问题、普遍问题和长远问题，有必要列出专题，开展应用技术研究工作，同时要组织好这些专题的技术配套，使得这些问题解决之后整个集输流程能够全面地提高到一个新的水平。

第二节集输流程的基本内容

为了更好地进行具体油田的集输流程设计，有必要把已有流程进行概括，认识其本质和共性，用以指导新油田流程的研究、设计。

分析集输作业各工艺环节，不外是油气计量、油气分离、油气净化、油气加压等几项。

流程是这些工艺环节间的关系及其管路特点的说明，诸如规模的确定、能量的使用、集输流程的集中或分散程度、系统的密闭程度、管网情况等，这些都是任何集输流程都要遇到和需要解决的普遍问题。

这些问题将在下面逐一讨论。

一、建设规模的确定

设计集输流程遇到的第一个问题是确定流程的建设规模。

这是因为一经确定了流程中的管径、容器、设备等，就只能在一定的产液量范围内工作，而油田开发和开采的特殊性决定了各油田产液量上升速度差别很大。

如果流程的一次规模定得太大，将长期达不到设计能力，发挥不了应有的投资效益，甚至可能因热力条件不够而不能正常运行；反之，如果一次规模定得太小，而产液量上升速度又太快，流程的水力工况不能适应生产要求，必然在短时间内就要改建、扩建，同样给国家造成损失，给生产带来影响。

同时，流程中管道、容器、设备等都有一定的使用年限，在此期间它们有一个从新到旧直至完全报废的过程。

确定流程的建设规模，要本着物尽其用、充分发挥投资效益的原则，在固定资产报废之前的使用年限内充分发挥它们的作用，超过这一年限后再进行改建、扩建去适应新的规模，这种做法才是经济的。

我国规定油（气）井和注水井折旧年限为5年，油（气）田地面建设的固定设施为15年，油（气）田储运设施为8年。

由此看来，集输系统中各项设施的适应年限按5—10年来考虑是做到了物尽其用的。

综合上面的分析，如果油田投产初期不含水，则流程建设规模G可用下式计算：

式中Go——开发设计提出的产油量，吨／日；

——开发设计提出的无水采油年限，年；

——集输设施的使用年限，年；

——开发设计提出的年平均含水率上升速度，％／年；

G——流程适应的液量，吨／日。

如果油田投产初期含水，则流程建设规模G可用下式计算：

式中B——油田投产时含水率，

流程的建设规模确定以后，集输流程的设计就可以进入定量的设计计算和设备的设计选型了。

二、能量利用问题

油井产物从井口流到油库，总要依靠某种形式的压能和热能来完成，集输中可以利用的能量有：

地层剩余压能和热能、水力机械和加热设备提供的能量、地形起伏造成的势能能量。

这里着重研究压能的利用问题。

地层剩余压能是自喷井把油气混合物送到井口后还剩余的能量，这能量中的一部分可以用于集输系统。

其合理利用问题将在后面专题讨论。

集输采输中可供利用的水力机械能量，有抽油井的抽油机、潜油泵、地面泵和压缩机提供的能量。

当自喷井和抽油井的可利用能量消耗殆尽，就只能靠地面泵和压缩机补充的能量把油气转输到目的地。

当油区地形有起伏时，如果各工艺环节的位置安排适当，可以利用地形的势能通过自流的方式把原油转送到目的地，象玉门油矿就比较充分地利用了这部分能量。

（一）自喷井剩余压及其应用

油气流向井底的量是和地层压力与井底压力之差成函数关系的。

在开发的某一阶段内，地层压力可以认为是不变的，因此油井产量只是井底压力的函数，其关系如图1—1中地层工作曲线1所示。

在一定时期内它是一条固定的曲线。

油气从井底通过油管、油嘴和地面管线，最后进入油罐。

当油罐为常压罐，通过油管、油嘴和地面管线的流量则是井底压力的函数，其关系如图1—1中管线系统工作曲线2，3所示。

改变油管、油嘴或集输管路的直径，都会改变管线系统工作曲线的形状。

图1—1中曲线2，3就是使用不同油嘴时的情况。

从地层到地面油罐是一个统一的水力系统，所以地层工作曲线和管线系统工作曲线的交点就是油井的工作点，交点对应的流量是油井的实际产量，对应的压力是实际的井底压力。

为了获得油田最大采收率，经常要避免溶解气驱采油，所以总要求井底流动压力保持在饱和压力以上。

另一方面，为使油井能发挥最大的生产能力，井底压力又不宜过高，一般总是保持在饱和压力附近。

井底压能消耗在以下几个方面：

首先是把油井产物举升到井口采油树，这部分压能消耗在井筒。

油管直径不变情况下，油井产量越大消耗越大；当含水率上升或油管结蜡时，消耗也会变大。

表现在采油树上的剩余压力称为油管压力。

其次是消耗在油嘴上，部分压降在油嘴直径和流量一定情况下很难发生变化。

油嘴直径可以更换，用以调节产量从而调整井底压力在饱和压力附近。

这是因为随着开采时间的延续，地层压力逐渐下降，地层工作曲线发生变化，或者随含水上升，油管中液柱压降变大，改变了管线系统工作曲线，这些都靠更换油嘴来调整。

通常把油嘴以后的剩余压力称作回压，它是驱使油气在集输管路流动的动力。

再次，回压消耗在井口油嘴以后的地面集输管线上。

这部分压力降受外界影响较大，温度变化，结蜡程度以及几口油井管线汇在一起流量发生波动等，都会造成并口回压的变化。

最后是消耗在油罐的液面高度上。

可见，集输系统充分利用地层能量的起点是井口回压。

如果由于某些原因使回压过高而导致油井产量下降，就应当更换适当的油嘴，减少油嘴部分的压力降；当油管压力相当高，而回压相对值不十分大时，回压的波动对产量的影响很小。

一般认为，油压与回压之比大于2以上时，回压的变化不会影响油井产量。

由于种种原因，我国以往对自喷井的井口回压控制较低，严格限制在0.4-0.6兆帕（表压）。

应该注意，若干油井并联到同一管网中去，会互相影响到井口压，这对低压、低产油井的生产干扰较大，要慎重对待。

（二）抽油井剩余压力及其应用

开发自喷能力较低和不能自喷的油田，或者某些油田的生产逐渐进入中、后期。

抽油机的应用会愈来愈多。

只要回压的增高不致加剧井下泵的内漏而影响其效率和检修周期，抽油井的产量基本上不受回压的影响，而且回压在一定范围内变化也不会大幅度地增加抽油机的电耗。

抽油井的这些特点为提高集输系统的压力创造了条件。

但抽油井的回压也有一定的限度，回压太高会使抽油机磨损、抽油杆密封部分憋漏，增加维修工作量，也会降低井下泵效，增加电耗。

提高集输系统压力，系统的阀门、管线和分离器等压力等级都要相应提高，增加了钢材和投资的消耗。

所以我国目前控制抽油井回压不高于1.5兆帕（表压）。

国内外大量的生产实践表明，提高集输系统压力具有明显的优越性：

可使伴生气更多地溶解在原油中，减少气量，降低原油粘度，进而减少管线的水力损失和提高油气分离效率，可采用多级分离工艺，使原油和大部分伴生气自压输送，增加分离后原油的稳定程度并增加油、气的采收率；为不加热输送创造条件，可减少油田的自耗燃料。

因此，合理确定集输系统的压力是一个复杂的技术经济问题，要根据油田开采方式、油气物性和油气预处理及轻烃回收的要求等做出比较才能确定。

三、集输流程的分散和集中程度

集输流程的分散和集中程度主要表现在量油和分离两个环节上。

对每口油井单独进行油、气产量的计算，目的是为油藏工程和采油工程提供资料，以观测油井的开发动态和采油曲线对比，判断油井和地层的变化。

除了间歇出油井需要专用计量分离器以外，轮流计量一般可以满足开发和开采的要求。

油气混合输送还是分别输送是以分离环节为分界点的，分离环节设在什么位置根据集输系统压能大小而定。

油井产物较早地分别输送，一定的井口回压可输送较长的距离，但集输管网比较复杂。

油气混合输送管网显得简单，但输送距离相对变短。

在自喷井口系统中井口回压可利用的程度有限，所以流程分散和集中问题更应慎重对待。

这里就这种系统中的单井计量、单井分离，集中计量、集中分离和单井计量、集中分离的典型流程加以介绍。

（一）单井计量、单井分离

这种情况是指每口油井都装有量油、生产分离器，计量和分离工作都在井场上进行。

油气分离器兼做计量和分离使用。

分离后，油、气分别进入集油管线和集气管线，如图l-2所示。

分离器控制压力主要取决于集输管网的压力和对油气分离的质量要求，靠气体出口的压力控制阀控制。

井场上的分离器可设一台，也可以设两台，这取决于油井产油量、产气量和允许的最高回压。

采用二级分离时，更要注意二级分离器的压力比集油管压力要高，否则不仅排不出油还可能使原油送入集气管。

（二）集中计量、集中分离

这种情况是指把一个区域中若干油井的计量和分离工作集中在计量分离站进行，由一台生产分离器承担几口井的生产分离工作，把几口井的产物一并分离，并计量；另一台专做单井计量分离器用，各井轮流计量。

分离以后的油、气分别进入站外的集油、集气管线，如图1-3所示。

在同一区域内有压力悬殊较大的油井时，可根据油井压力把井分为两组或几组，进行计量和分离。

油井产物在进入计量分离站前，各井分别有一条混相输送管线进站；分离出站以后，所有各井原油共用一条集油管，而天然气则根据情况，可以采用不同压力系统的两条（或三条）集气管，也可以把气相压力均衡以后进一条集气管。

油井分组分离，一方面是避免各不同压力油井之间的干扰而影响低压井的产量，同时也是为了采油资料中要求有不同油层的产量记录。

同组的生产分离器和计量分离器的一级压力一定要保持相等，否则当油井产物由生产分离器改进计量分离器进行计量时，由于两者压力不同，必然引起管路中压力和输量的突变，因而计量就不可能准确。

在制定流程方案时，集中计量、集中分离流程也可能演变成另一种形式：

即集中计量设在集中计量站上进行，计量站的位置设在距离儿口井适中的地方并兼顾其中的一口井的管理，这样从油井到计量站的距离较短，混相输送管线的热力工况较好，也便于对所辖油井的管理，站内设一台或两台分离器做单井和多井的计量用。

计量以后的油气仍混相输送到集中分离站，在分离站上集中分离。

这样做的好处是流程管线比较简单，不同性质的岗位分工明确，但混相输送的管线长，压降大，从而使井口回压升高，因此是否选用这种方案要根据客观条件的允许程度，予以综合考虑。

（三）单井计量、集中分离

这种情况是指计量工作在各井井场上进行，分离工作集中到分离站上进行、各油井产物分别在井场上计量以后，油、气再进入同一条混相输送的管路，到集中分离站，如图1—4所示。

井场上的分离计量装置可以是固定的，也可以是车载活动的。

采用活动计量装置时，要求油田道路状况要好，而且到井场的道路要配套；活动装置与井场流程管线连接要简便；计量完毕以后整套装置要方便吹扫，以避免局部残油凝固。

分离站的工作是把集油管送来的井产物按组进行油气分离、计量，并记录其总产量。

这种流程节约管路，但要注意进入同一集油管的各油井的回压问题，各井回压会因距分离站远近、管径、液量、气油比等不同而变化。

各油井根据采油曲线和油压情况，所要求的回压不同，油压高的油井回压可以适当高些。

压力不同的油井进入同一管路，结果使回压平衡在某一个中间压力值上，致使油压高的油井有多余的地层剩余能量未充分利用，而要求回压低的油井会因此达不到规定的产量。

对油压较低因回压影响产量的油井，可以更换油嘴使其既达到规定产量又适应这一水力系统。

如果油嘴再无更换余地，则应降低分离器压力或使用较大的管径，或调整油井分组。

采用哪种方法，需从全面考虑再做决定。

以上几种分离和计量流程各有特点，应采用哪种，须按具体情况，如井距、油井产量、油压、管理等因素综合考虑，分析比较才能决定。

应该说明的是上述只是几种典型的流程，并不是集输流程的固定模式，实际上我国各油田采用的流程彼此并不完全相同，都是根据那里的具体情况制定的，或是为着解决某些具体的特殊问题，做了一些颇具特点的安排。

有的油田根据其开发状况的变化，对原有的流程做了大规模的变更和调整，这也是应该的。

决定了分离和计量流程，事实上就确定了一系列问题。

如集油管网敷设形式，第二种流程总是辐射形的，第一、第三种流程大多数情况是成排的，也有环状的。

确定分离站的位置也就确定了哪一段是油气混合输送，哪一段是油、气分别输送。

实际上，计量、分离流程的确定和它们建设地点的布局，要考虑管网敷设、输送方式、系统压力降的分布、各油井对回压的要求等因素，还要权衡管理上的利弊并做出技术经济比较之后才能确定。

一般倾向采用集中计量、集中分离的流程。

原油需要加热时，加热方式一般是根据流程所规定的管路状态而选定的。

热力条件最不利的地方一般在井口和井口到计量分离站这段管线（第二种流程），或集油管中液量最少的端点井部分（第一、第三种流程）。

四、系统的密闭程度

在油气集输过程中，利用地层能量阶段必须是密闭的。

当地层剩余能量消耗殆尽，为了完成集输流程中规定的工艺内容，液体需用泵送设备补给能量，这一环节称为转油或接转。

然而，由于一般的泵送设备对含气液体不能很好地工作，所以经常使原油进入分离系统的最后一级，即常压油罐，进行彻底的脱气，这样原油与大气相通，就出现了流程中的非密闭点，蒸发损耗相继发生。

目前，我国各油田蒸发损耗的情况不一，集输流程密闭和原油稳定工艺配套的，蒸发损耗串已经降到0.3％-0.5％，具有国际先进水平；也有一部分油田流程不密闭，稳定工艺不配套，蒸发损耗率为1％-3％。

后者急需对集输流程进行以降低蒸发损耗为核心的技术改造。

可以认为转油或接转环节是流程密闭与否的关键环节。

为此，一方面应该尽量减少流程中的接转环节，一方面还应在必要的接转环节上加强密闭，减少原油损耗的可能性。

减少接转环节要从地层能量的合理利用和转油（接转）站的布局来解决。

这里仅就转油站密闭和降低损耗问题提出两个特殊措施。

第一是从转输油泵的性能来解决，选用或研制适合于油田工作特点的自吸能力较强的可以输送混气原油的泵。

这样，在转油站上，分离器中的原油可以直接进泵，没有必要在常压罐中进行彻底脱气。

转油站的原油计量可在转油泵出口通过计量仪表进行。

在高于分离压力状态下原油中不会因游离气体而影响仪表的计量准确性。

第二是减少含气原油进入油罐时的携带效应及进行原油稳定。

为了减少进入油罐的气体量，实际上都不在油罐中进行最后一级分离，而在油罐附近设置油气分离器，尽量除去自由气体。

但这不是根本解决问题的办法，因为油罐的液柱高度要求，再加上进罐管线的阻力，分离器压力最低不能低于0.1兆帕（表压），因而进罐原油中仍含有部分气体，并在油罐脱气过程中产生剧烈的搅动，气体的携带效应比在分离器中更为严重。

分离器控制压力越高，这种携带效应越严重。

油罐逸出的气体中，多数是在常温下呈气态的

、

、

等轻烃，同时携带走

、

等较重的烃类，损失掉宝贵的轻馏分。

原油稳定的目的就是从分离以后的原油中尽可能多地脱除

一

组分，使原油在常温、常压下储存时没有产生携带效应的机会，因而保持稳定状态。

原油稳定的方法有多级分离、负压脱气、加热闪蒸、加热精馏等。

原油的稳定深度和稳定方法要根据原油中轻组分含量的多少，经过技术经济比较才能确定。

如果原油经油气分离后，

一

的质量含量小于0.5％时，一般可不需稳定。

我国目前规定，稳定后的原油饱和蒸气压，在最高储存温度下应不超过当地的大气压；采用铁路或水路运输的原油饱和蒸气压还应略低一些。

原油稳定深度，应控制

组分脱出量不超过稳定前原油中

总含量的5％，以免影响炼油厂的汽油收率。

原油稳定产生的气体一般随油田伴生气进轻烃回收装置。

油田伴生气除含有大量的甲烷以外，还含有不少

一

的烃类，它们是宝贵的化工原料和液化气燃料，因而世界各国都很重视从油田气中回收轻烃。

回收的方法随油田伴生气的组分、产量及要回收的产品种类不同而有所不同。

主要采用冷冻分离的方法。

由于回收轻烃的组分和多少不同，冷冻的深度也不同。

如主要回收

以上的轻烃，只需要冷到-20~-40℃，一般就能见到效果，这种冷冻称之为浅冷。

如要回收

以上的轻烃，则要冷到-100℃，乃至更低，这种冷冻称之为深冷。

浅冷法工艺较简单，但伴生气中的丙烷只能回收20％一50％。

深冷法工艺较复杂，但效果较好，可回收70％一90％的乙烷，95％以上的丙烷，和几乎全部的丁烷以上的组分。

五、管网

油矿的管网是根据其输送介质的品种和压力级别划分的，主要分为液体、气体和气液混相三类。

一般来说，井口到分离接转站之间为混相，分离接转站与脱水站之间为气体和液体（含水原油），脱水站与矿场油库或外输油、气首站之间也是气体和液体（纯油）。

在矿场内部含水油和净化油是严格分输的。

不同油藏所生产的原油，如果其组分、性质差异很悬殊，根据它们加工方向的要求，有时也采用不同的管网分别输送。

就压力而言，一般油矿的管网有高压和低压两套，也有的设中压管网。

高、中、低压是相对的，以不互相干扰生产又能自成压力系统为前提。

输送同类介质，在同一压力系统下工作的管网称为一套管网，管网的套数及其状况在很大程度上能够说明集输流程的工作。

管网的安排主要决定于系统的集中和分散的情况，它在地面建设中占投资的比例很大。

管网布置同流程中每个工艺环节有关，同油田所在地区的自然条件和社会条件有关，同油田生产系统的总体布局有关，因此需要认真推敲，仔细研究。

六、自动化问题

集输系统的自动化程度对集输流程的安排有很大影响，近年来集输自动化在一些国家发展很快。

由于油田工作地区范围广、操作分散，自动化对于减少操作管理人员，减少经营管理费用，稳定生产过程和产品质量，减轻操作工人的劳动强度和改善劳动条件等都有其优越之处。

目前国外在集输系统中积极采用的是在精确计量下进行输转的矿场集输自动控制。

这种自动控制系统不仅自动输转和计量，而且能进行仪表校验，测量温度以及对密度进行温度补偿，还能记录出原油中水和杂质的含量。

应该注意。

集输系统的自动化一定要同整个油田的自动化水平相适应，同采油过程的自动化控制相配合，着力于提高采、输一体的自动化水平。

同时还要加强自动化仪表的维护和管理，以及仪表维修系统的配套建设，提高操作人员的技术素质和技术水平。

第三节矿场油气集输流程选例

一、萨尔图油气集输流程

萨尔图流程是在大庆会战初期，根据油田早期横切割内部注水开发方案和油田具体情况创造出来的。

它的特点是单井计量、多井串联、油气混输、集中处理。

如图1-5所示。

这种流程在井场（自喷井或抽油井）上设有计量分离器和水套加热炉联合装置，为本井油、气计量和加热保温用。

加热炉的燃料取自分气包分出的天然气。

水套加热炉中的热水用做井场管线伴热、井口房保温、采油树油嘴和防喷管保温。

利用热水和回水的密度差促成自然循环，使回水回到水套加热炉中。

油气计量前经水套加热炉加热后进入计量分离器，油、分别计量后再度混合进入井排集油管线。

井排集油管线串联若干口井，并隔一定距离设有分气包和干线加热炉，就地利用伴生气为本集油管线分段加热。

混相输送的集油管线进入转油站，在这里进行油气分离，原油脱水净化，天然气脱水。

脱水后的净化油泵输到装车外运油库或管线外输首站。

脱水的天然气送往压气站或用户。

这是一种典型的单井计量、集中分离的流程，它适用于油层压力高而且保持比较好，单井产量高而且能量差别小，采用横切割注水的行列式开发井网。

它的优点是：

（1）同双管、三管流程相比，本流程省钢材，省投资，施工速度快，投产见效早；

（2）多井串联、成排进站，每个转油站所辖井数多，泵站显著少；节省大量机、泵、炉，便于集中处理。

它的缺点是：

（1）对于地质复杂、断层多、油井压力变化大的区块，由于各井生产能力差别较大，流程中各井相互干扰严重，甚至端点井进不了集油管线；

（2）计量点、加热点过多而且分散，不便于操作管理；

（3）随着含水上升、产液量增加，适应能力差，而且不便于改造。

二、单井进站、集中计量、油气混输、集中分离流程

这种流程又叫做小站流程，是将计量站布置在8-10口井的适当位置上，每口井单管油气混输集中到计量站内。

单井来的油气先经过水套式加热炉加热，之后进计量分离器分别对油、气计量，完成计量后的油、气再度混合进集油管线出站。

不做单井计量的油井，一般是将油气混输到计量站，经总机关阀组切换，直接进入出站集油管线。

也有的在出站之前进入生产分离器，对油、气的总量分别计量，之后再次混合进集油管线出站，如图1-6所示。

计量站以后，视地层（或抽油井）剩余能量的消耗情况，有的直接进分离脱水转油站进行油、气集中分离、脱水净化。

脱水后的天然气输至天然气处理站，回收其中的轻烃，而脱水后的原油进稳定装置做稳定处理。

为了便于管理，有时把原油稳定和天然气轻烃回收都安排在转油站内，这样有利于热能和动力的集中使用，这样的转油站工艺内容较多，称做集中处理站。

处理以后