倾斜管式H型水下原油在线分离方法与流程

本发明涉及一种海洋工程领域水下生产系统原油在线分离方法，特别是涉及一种倾斜管式H型水下原油在线分离方法及其工艺流程。

背景技术：

目前，国内外海上平台和陆上油气田的典型多级原油分离工艺流程通常包含“一级加热器→三相分离器→二级加热器→热化学分离器→电脱增压泵→电脱加热器→电脱水器”。三相分离器和热化学分离器主要利用化学药剂和水颗粒的重力沉降实施油气水三相分离，电脱水器则利用电场对原油进行破乳，继续对油中水颗粒实施分离沉降，整个处理流程体积庞大且分离效率较低；而且原油经过长距离管道输送和各级分离系统脱水脱气后，电能和热能额外损耗严重，不仅增加了电站的电负荷，还需要配备专门的热站系统为各级加热器供热。

为适应海上平台深水油气田的开发，国外研究人员提出将重力沉降和水颗粒聚结长大两过程分解开来的分离方案，即紧凑型原油脱水技术，其代表性产品包括美国FMC Technologies公司的内联电聚结器(InLine ElectroCoalescer)、挪威Kvaerner Process Systems公司的紧凑型电聚结器(Compact Electrostatic Coalescer)等，该脱水技术仅适用于海上平台和陆上油气田，其缺陷是电聚结器采用卧式，电场中聚结变大的水颗粒会因剪切作用而再次破裂，从而影响后续的重力沉降等处理过程和分离效果。此外，国内极少数科研院所近几年才开始关注高效紧凑型油水分离技术，其中对海上平台紧凑型电脱水技术的研究尚处于试验研究阶段；同时，针对水下生产系统原油在线分离方法的研究，国内外均还处于起步和试验的阶段。

由此，通过开发新型的水下原油在线分离工艺及方法，将现有的海上平台和陆上油气田的油气集输系统由常规的三级原油分离简化为两级水下油气水在线分离。该水下在线分离技术将常规各级分离器的大罐体变为管式构造，有效解决常规处理系统及其相关设施占地面积和重量大的弊端；同时，将三级加热器和分离器简化为两级管式分离器，且原油在水下直接在线分离，极大简化了整个原油集输流程，并使得整个流程的运行耗能显著下降；此外，该水下在线分离技术的相关设施均采用倾斜式布置，有效克服了立式分离技术中油水界面覆盖面积小以及卧式分离技术中油水界面和水出口距离短，分离时间不充分等缺点，最终实现水下系统油气水高效分离，提升深水油气田的开发效益。

技术实现要素：

为了克服现有海上平台立式和卧式原油分离技术存在的缺陷和不足，并改善水下原油在线分离技术尚处于试验阶段的研究现状，本发明的目的是提供一种适合油井产液水下直接处理用的倾斜管式H型在线分离方法及其相关工艺流程。该水下原油在线分离系统将原油立式和卧式在线分离与高压电场快速脱水工艺及其控制系统有机结合，并依据两级串联、倾斜管式构造和H型布局的特殊模式，具备水下原油两级快速分离、简化油气集输流程、在线脱水效果好、在线湿气含水率低、远程自动控制等特点。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是开发一种倾斜管式H型水下原油在线分离方法，主要由第一级管式分离器、第二级管式电脱水器、气液分离器、混流器和水下在线控制系统组成，实施水下原油两级在线快速分离的作业流程。较之海上平台常规立式和卧式原油处理流程，该水下原油在线分离系统包含第一级管式分离器和第二级管式电脱水器，且两级分离器均采用两级管式串联的形式，实现原油的快速深度分离；而且，两级分离器均采用倾斜管式构造，将原油立式和卧式在线分离技术有机结合，解决了常规分离器油水界面覆盖面积小、分离时间不充分等缺点；同时，两级管式分离器分别上下布置，且其中部通过混流器保持联通，由此使得整个分离系统整体呈现H型布局的模式。

第一级管式分离器采用倾斜式厚壁管体，油井产液经水下管汇而汇集至第一级管式分离器，实施第一级倾斜管式油气水预分离处理，将湿气和大部分的水从海底各油井所产的原油中分离出来。第一级管式分离器的水下原油在线分离处理流程为，油井产液在第一级进油管内进行初步的气液分离，并在第一级管式分离器的上部管腔完成二次气液分离，从原油中分离出的含油湿气经排气管进入气液分离器，而分离出湿气后的油水两相原油则进入第一级管式分离器中部的管腔进行重力沉降，水颗粒聚结增大而从原油中分离出来，并在重力作用下沉降至管壁，而后沿倾斜管壁顺流至第一级管式分离器下部的管腔，从而完成油水的第一级分离，从原油中分离出的第一级污水经第一级污水管排出，而分离出大部分水的含水原油则由第一级排油管进入混流器。

气液分离器位于第一级管式分离器的上部并采用沿垂直方向布置的厚壁管体，依据两级滤液作用脱除湿气中的凝析油小油滴。气液分离器的水下气液分离处理流程为，从油井产液中分离出的含油湿气经排气管进入气液分离器的管腔并进行缓冲稳压，而后在气液分离器内凝析油小油滴不断聚结增大并经两级滤液作用后汇集成凝析油流，并最终回流至气液分离器下部的管腔内且由凝析油管汇和单点的液滑环输送至浮式生产储油船的油舱内，而两次滤液后的湿气则通过湿气管汇和单点的气滑环输送至浮式生产储油船上的燃料气处理系统。

混流器位于第一级管式分离器和第二级管式电脱水器的中部，并采用沿垂直方向布置的厚壁管体和混流轮，充分搅拌含水原油和化学药剂并使之混合均匀而形成原油乳化液。混流器的水下作业流程为，第一级油水分离后的含水原油经混流器的混流轮调整为稳定流，同时化学药剂经化学药剂管汇进入混流器的管腔，并通过混流轮与含水原油充分搅拌混合而形成原油乳化液，混流器管腔的出口段内原油乳化液经由混流轮再次调整为稳定流。

第二级管式电脱水器采用阵列式高压裸电极和倾斜分体式厚壁管体，原油乳化液经第二级进油管进入第二级管式电脱水器，实施第二级阵列式高压电场原油深度脱水处理，将剩余的水从原油中分离出来。第二级管式电脱水器的水下原油在线分离处理流程为，原油乳化液经第二级进油管进入第二级管式电脱水器上部的管腔，并在阵列式高压电场中原油乳化液的水颗粒迅速聚结长大并沉降至中部的管腔，而后继续增大并在重力作用下沉降至管壁，再沿倾斜管壁顺流至下部的管腔，而原油乳化液中的油相则反向上升至第二级管式电脱水器管腔的顶部，从而完成油水的第二级分离，电脱水处理后的合格原油经第二级输油管汇和单点的液滑环进入浮式生产储油船的各原油沉降舱内，而从原油乳化液中分离出的第二级污水则由第二级污水管排出。

水下在线控制系统实现远程自动控制各级水下在线分离作业并保障其流动安全，同时通过水下压力控制阀、水下液位控制阀、压力气动控制阀、压力三通电磁阀、液位气动控制阀、液位三通电磁阀和限位开关等调控油井产液和原油乳化液的供给以及湿气、凝析油和合格原油的排量和流压。

第一级管式分离器的水下在线控制系统中，水下管汇中设有电磁流量计，并经流量变送器将测量到的油井产液流量信号传送至浮式生产储油船中控室的累积流量显示仪表上，从而对水下油井产液精确计量。同时，水下管汇和第一级污水管上分别设置水下紧急关断阀，在出现高高压差信号或各级分离设备发生故障时，水下紧急关断阀会自动关闭并停止油井产液的供给和第一级污水的输送，保障第一级管式分离器的流动安全。此外，第一级管式分离器上部的管壁上设有水下压力泄放阀，用于第一级管式分离器内出现超压工况时自动释放出多余的泄放气并调整管腔内的压力。

第一级管式分离器的水下在线控制系统中，第一级管式分离器和第二级管式电脱水器上部的管壁上均设有压力表和压力变送器，通过监测含油湿气和合格原油的压力状况，并依次经压力指示控制器和压力转换器完成压力信号与电信号间的转换和数据处理，最后由水下管汇中的水下压力控制阀自动调控油井产液的流量并保证各级分离设备供液的稳定。通过第一级管式分离器上的压力表和压力变送器监测其管腔内的压力状况，并依次经压力指示控制器和气电转换器将压力信号转换成气信号，再由压力三通电磁阀自动控制压力气动控制阀的气动量，进而调控排气管内含油湿气的流量。通过第一级管式分离器上的液位仪和液位变送器监测其管腔内的含水原油液位状况，并依次经液位指示控制器、气电转换器和液位三通电磁阀自动控制液位气动控制阀的气动量，进而调控第一级排油管内含水原油的流量。第一级污水管上设有压力变送器，通过监测第一级污水的压力状况，经冲砂管汇上的液压阀和液压转换器自动控制电磁控制阀，实施高压淡水的自动冲砂作业。

气液分离器的水下在线控制系统中，气液分离器的入口处设置涡轮流量计，并经流量变送器将实时测量到的含油湿气流量信号传送至浮式生产储油船中控室的瞬时流量显示仪表和累积流量显示仪表上；其中涡轮流量计选用智能气体涡轮流量计，通过微处理单元对由流量传感器通道采集的信号按照气态方程进行温度与压力补偿，自动修正压缩因子，从而保证其精度和可靠性。同时，湿气管汇中设置孔板流量计，并经变送器将实时测量到的湿气流量、温度和压力信号一起传送至浮式生产储油船中控室的累积流量显示仪表上；其中孔板流量计选用智能型气体孔板流量计，采用先进的微机与微功耗技术，集流量、温度和压力检测功能于一体，并自动进行温度和压力补偿。此外，气液分离器上部的管壁上设有水下压力泄放阀，用于气液分离器内出现超压工况时自动释放出多余的泄放气并调整管腔内的压力。

气液分离器的水下在线控制系统中，气液分离器上部的管壁上设有压力变送器监测湿气的压力状况，并依次经压力指示控制器、压力转换器和水下压力控制阀自动调控湿气管汇内湿气的流量。同时通过气液分离器上的液位仪和液位变送器监测其管腔内的凝析油液位状况，并依次经液位指示控制器、气电转换器和液位三通电磁阀自动控制液位气动控制阀的气动量，进而调控凝析油管汇内凝析油的流量，实现气液分离器内湿气和凝析油流压的动态平衡。

混流器的水下在线控制系统中，混流器的入口处设置水下紧急关断阀，在出现高高压差信号或第一级管式分离器发生故障时，水下紧急关断阀会自动关闭并停止含水原油的供给，保障混流器的流动安全。第二级管式电脱水器上部的管壁上设有压力表和压力变送器监测合格原油的压力状况，并依次经压力指示控制器、压力转换器和水下压力控制阀自动调控化学药剂管汇内化学药剂的流量。同时通过第二级管式电脱水器上的液位仪和液位变送器监测其管腔内的第二级污水液位状况，并依次经液位指示控制器、气电转换器和液位三通电磁阀自动控制液位气动控制阀的气动量，进而调控原油乳化液的流量，以保证第二级脱水处理效果。

第二级管式电脱水器的水下在线控制系统中，第二级输油管汇中设有涡轮流量计，并经流量变送器将实时测量到的合格原油流量信号传送至浮式生产储油船中控室的瞬时流量显示仪表和累积流量显示仪表上；其中涡轮流量计选用智能液体涡轮流量计，其涡轮流量传感器采用先进的超低功耗单片微机技术，且其智能仪表采用显示与积算一体化设计。同时，第二级管式电脱水器的入口处和第二级污水管上分别设有水下紧急关断阀，在出现高高压差信号或第二级管式电脱水器发生故障时，水下紧急关断阀会自动关闭并停止原油乳化液的供给和第二级污水的输送，保障第二级管式电脱水器的流动安全。此外，第二级管式电脱水器上部的管壁上设有水下压力泄放阀，用于第二级管式电脱水器内出现超压工况时自动释放出多余的泄放气并调整管腔内的压力。第二级管式电脱水器下部的管壁上设有液位仪和液位变送器监测第二级污水的液位状况，并依次经第二级污水管上的液位指示控制器、液位转换器和水下液位控制阀自动调控第二级污水的流量，实现生产水处理系统供液的稳定。高压电缆和阵列式高压裸电极之间设置限位开关进行连接，限位开关通过浮球实时监测合格原油的液位，进而自动控制浮式生产储油船上变压器的启停。

第一级管式分离器、气液分离器、混流器以及第二级管式电脱水器的管壁上均设有压力变送器和液位变送器，分别实时监测含水原油的压力和液位、湿气的压力、凝析油的液位、原油乳化液的压力以及第二级污水的液位状况，并实施高高压力和液位以及低低压力和液位报警，保障整套水下原油在线分离流程的生产操作安全。

本发明所能达到的技术效果是，该水下原油在线分离系统将原油立式和卧式在线分离与高压电场快速脱水工艺及其控制系统有机结合，并依据两级串联、倾斜管式构造和H型布局的特殊模式，最终实现水下原油两级快速分离并简化油气集输流程；第一级管式分离器采用倾斜式厚壁管体，实施第一级倾斜管式油气水预分离处理，将湿气和大部分的水从油井产液中分离出来；气液分离器采用沿垂直方向布置的厚壁管体，依据两级滤液作用脱除湿气中的凝析油小油滴；混流器采用沿垂直方向布置的厚壁管体和混流轮，充分搅拌含水原油和化学药剂并使之混合均匀而形成原油乳化液；第二级管式电脱水器采用阵列式高压裸电极和倾斜分体式厚壁管体，实施第二级阵列式高压电场原油深度脱水处理，将剩余的水从原油中分离出来；水下在线控制系统实现远程自动控制各级水下在线分离作业并保障其流动安全，同时调控油井产液和原油乳化液的供给以及湿气、凝析油和合格原油的排量和流压。

附图说明

下面结合附图对本发明作进一步的说明，但本发明并不局限于以下实施例。

图1是根据本发明所提出的倾斜管式H型水下原油在线分离方法的典型结构简图。

图2是倾斜管式H型水下原油在线分离方法的作业流程示意图。

图3是倾斜管式H型水下原油在线分离方法的水下在线分离工艺流程图。

图4是倾斜管式H型水下原油在线分离方法中第一级管式分离器的管线和仪表控制图。

图5是倾斜管式H型水下原油在线分离方法中气液分离器的管线和仪表控制图。

图6是倾斜管式H型水下原油在线分离方法中混流器的管线和仪表控制图。

图7是倾斜管式H型水下原油在线分离方法中第二级管式电脱水器的管线和仪表控制图。

图中1－第二级管式电脱水器，2－混流器，3－气液分离器，4－第一级管式分离器，5－第一级进油管，6－凝析油管汇，7－湿气管汇，8－化学药剂管汇，9－高压电缆，10－第二级输油管汇，11－冲砂管汇，12－第二级污水管，13－排砂管，14－第一级污水管，15－第一级排油管，16－排气管，17－第二级进油管，18－水下清管器，19－变压器，20－水下管汇，21－水下采油树，22－电磁流量计，23－水下紧急关断阀，24－水下压力控制阀，25－水下压力泄放阀，26－压力气动控制阀，27－压力三通电磁阀，28－液位气动控制阀，29－液位三通电磁阀，30－液压阀，31－电磁控制阀，32－智能气体涡轮流量计，33－智能型气体孔板流量计，34－水下液位控制阀，35－限位开关，36－智能液体涡轮流量计。

具体实施方式

在图1中，倾斜管式H型水下原油在线分离系统由第二级管式电脱水器1、混流器2、气液分离器3、第一级管式分离器4和水下在线控制系统组成。该水下原油在线分离系统采用第一级管式分离器4和第二级管式电脱水器1两级串联的管式分离器实现原油的快速深度分离，且两级管式分离器均倾斜布置，从而将原油立式和卧式在线分离技术有机结合，同时两级管式分离器分别上下布置并通过中部的混流器2保持联通，使得整个分离系统整体呈现H型布局的模式。

在图1中，对于水下生产系统油井产液供液量变化的问题，可通过改变第一级管式分离器4和第二级管式电脱水器1的规格以及并联撬块数量的方式加以解决。

在图2中，第一级管式分离器4的上部通过排气管16与气液分离器3连接在一起，混流器2上连第二级进油管17且下接第一级排油管15，从而将第二级管式电脱水器1和第一级管式分离器4串联成一个整体。

在图2中，第一级管式分离器4的第一级进油管5通过跨接管与水下管汇和水下采油树连接在一起，气液分离器3的凝析油管汇6与单点液滑环的凝析油管路相连，且其湿气管汇7与单点的气滑环相连，同时第二级管式电脱水器1的高压电缆9与单点的电滑环相连接并提供高压电源；混流器2的化学药剂管汇8与脐带缆中的各化学药剂管连接在一起，同时第一级管式分离器4的冲砂管汇11与脐带缆中的输水管相连接并提供高压淡水，其冲砂作业后的含砂污水通过排砂管13排出；第二级管式电脱水器1的第二级输油管汇10与单点液滑环的原油管路相连接，由此合格原油可以进入浮式生产储油船的各原油沉降舱，两级原油在线分离处理后的各级生产污水分别通过第一级污水管14和第二级污水管12进入输水管汇。

在图3中，第一级管式分离器4的第一级进油管5通过水下流量计和水下阀门等分别与水下管汇20和水下采油树21相连接，第一级管式分离器4的排气管16通过压力气动控制阀等水下阀门和水下流量计与气液分离器3连接在一起，混流器2的下部通过液位气动控制阀、水下紧急关断阀等水下阀门与第一级管式分离器4的第一级排油管15相连接，同时混流器2的上部也通过液位气动控制阀、水下紧急关断阀等水下阀门与第二级管式电脱水器1的第二级进油管17相连接，第二级管式电脱水器1通过高压电缆9与浮式生产储油船上的变压器19相连接，并且第二级输油管汇10上并联有水下清管器18。

在图3中，倾斜管式H型水下原油在线分离方法依据两级串联倾斜管式构造与高压电场快速脱水工艺及其控制系统，实现水下原油两级快速分离，并通过第一级管式分离器4实施第一级倾斜管式油气水预分离处理，从油井产液中分离出的含油湿气进入气液分离器3脱除凝析油小油滴后，凝析油经凝析油管汇6输出，而湿气则由湿气管汇7输出；同时从油井产液中分离出的含水原油进入混流器2与化学药剂管汇8输送的化学药剂搅拌混均而形成原油乳化液，而第一级污水则经第一级污水管14排出；最后通过第二级管式电脱水器1实施第二级阵列式高压电场原油深度脱水处理，实现油井产液的深度脱水，分离出的第二级污水经第二级污水管12排出，而合格原油则由第二级输油管汇10输出；水下在线控制系统实现远程自动控制各分离系统的水下在线分离作业，冲砂管汇11提供高压淡水并定期对第一级管式分离器4进行自动冲砂作业，清理第一级管式分离器4下部管腔内沉积的砂粒等固体颗粒。

在图3中，水下清管器18用于定期进行海底管道的清管作业，清理出海底输油管道和输油管汇内沉积的蜡、水合物等堵塞物，清管作业时需要先通过闸阀等水下阀门关闭海底输油管道与第二级输油管汇10间的联通管路。

在图4中，第一级管式分离器4的水下原油在线分离处理流程为，油井产液依次流经水下管汇20以及电磁流量计22、水下紧急关断阀23、球阀、水下压力控制阀24和止回阀等水下流量计和水下阀门而汇集至第一级管式分离器4，两次气液分离后的含油湿气由排气管16并依次流经球阀、压力气动控制阀26和止回阀等水下阀门进入气液分离器3，油水两相原油则进入第一级管式分离器4中部的管腔进行重力沉降，水颗粒聚结增大并沉降至管壁，而后沿倾斜管壁顺流至下部管腔内，从原油中分离出的第一级污水经第一级污水管14并由水下紧急关断阀23等水下阀门进入输水管汇内，同时含水原油由第一级排油管15并依次流经球阀、液位气动控制阀28和止回阀等水下阀门进入混流器2。

在图4中，第一级管式分离器4的管线和仪表控制方法中，水下在线控制系统通过水下管汇20中的流量变送器(FIT)将电磁流量计22测量到的油井产液流量信号传送至浮式生产储油船中控室的累积流量显示仪表(FQI)上，通过水下管汇20和第一级污水管14上的水下紧急关断阀23分别自动关闭并停止油井产液的供给和第一级污水的输送，并通过水下压力泄放阀25自动释放出第一级管式分离器4内多余的泄放气并调整管腔内的压力。

在图4中，第一级管式分离器4的管线和仪表控制方法中，水下在线控制系统通过压力表(PI)和压力变送器(PIT)监测含油湿气和合格原油的压力，经压力指示控制器(PIC)和压力转换器(PY)完成信号转换和数据处理并由水下管汇20中的水下压力控制阀24自动调控油井产液的流量；并且通过第一级管式分离器4上的压力表(PI)和压力变送器(PIT)监测其管腔内的压力，经排气管16上的压力指示控制器(PY)和气电转换器(PY)完成信号转换，再由压力三通电磁阀27驱动压力气动控制阀26自动调控含油湿气的流量；同时通过第一级管式分离器4上的液位仪(LI)和液位变送器(LIT)监测其管腔内的含水原油液位，依次经第一级排油管15上的液位指示控制器(LIC)、气电转换器(LY)和液位三通电磁阀29驱动液位气动控制阀28自动调控含水原油的流量。

在图4中，第一级管式分离器4的管线和仪表控制方法中，水下在线控制系统通过压力变送器(PIT)监测第一级污水的压力，高压淡水经冲砂管汇11上的液压阀30和液压转换器(HY)控制电磁控制阀31实施第一级管式分离器4的自动冲砂作业。

在图5中，气液分离器3的水下气液分离处理流程为，含油湿气依次流经排气管16以及球阀、智能气体涡轮流量计32、截止阀和止回阀等水下阀门进入气液分离器3的管腔并进行缓冲稳压，而后凝析油小油滴不断聚结增大并经两级滤液作用后，最终回流至下部管腔内并依次流经凝析油管汇6以及球阀、液位气动控制阀28和止回阀等水下阀门而进入浮式生产储油船的油舱内，同时湿气经湿气管汇7并依次通过球阀、水下压力控制阀24、智能型气体孔板流量计33和止回阀等水下流量计和水下阀门进入浮式生产储油船上的燃料气处理系统。

在图5中，气液分离器3的管线和仪表控制方法中，水下在线控制系统通过气液分离器3入口处的流量变送器(FIT)将智能气体涡轮流量计32实时测量到的含油湿气流量信号传送至中控室的瞬时流量显示仪表(FI)和累积流量显示仪表(FQI)上，通过湿气管汇7中的瞬时气压变送器(PT)、流量变送器(FIT)和温度变送器(TT)将智能型气体孔板流量计33实时测量到的湿气压力、流量和温度信号一起传送至中控室的累积流量显示仪表(FQI)上，并通过水下压力泄放阀25自动释放出气液分离器3内多余的泄放气并调整管腔内的压力。

在图5中，气液分离器3的管线和仪表控制方法中，水下在线控制系统通过压力变送器(PIT)监测湿气的压力，依次经压力指示控制器(PIC)和压力转换器(PY)完成信号转换和数据处理并由湿气管汇7中的水下压力控制阀24自动调控湿气的流量；同时，通过气液分离器3上的液位仪(LI)和液位变送器(LIT)监测其管腔内的凝析油液位，依次经凝析油管汇6中的液位指示控制器(LIC)、气电转换器(LY)和液位三通电磁阀29驱动液位气动控制阀28自动调控凝析油的流量。

在图6中，混流器2的水下作业流程为，含水原油流经水下紧急关断阀23进入混流器2，并由混流器2的混流轮调整为稳定流，而后化学药剂由化学药剂管汇8并依次流经球阀、水下压力控制阀24、截止阀和止回阀等水下阀门进入混流器2的管腔，含水原油与化学药剂通过混流轮充分搅拌混合而形成原油乳化液，最后原油乳化液在混流器2管腔的出口段内经由混流轮再次调整为稳定流，再依次通过球阀、液位气动控制阀28和止回阀等水下阀门进入第二级管式电脱水器1。

在图6中，混流器2的管线和仪表控制方法中，水下在线控制系统通过混流器2入口处的水下紧急关断阀23自动关闭并停止含水原油的供给，并通过第二级管式电脱水器1上的压力表(PI)和压力变送器(PIT)监测合格原油的压力，依次经压力指示控制器(PIC)和压力转换器(PY)完成信号转换和数据处理并由化学药剂管汇8中的水下压力控制阀24自动调控化学药剂的流量；同时，通过第二级管式电脱水器1上的液位仪(LI)和液位变送器(LIT)监测其管腔内的第二级污水液位，依次经液位指示控制器(LIC)、气电转换器(LY)和液位三通电磁阀29驱动液位气动控制阀28自动调控原油乳化液的流量。

在图7中，第二级管式电脱水器1的水下原油在线分离处理流程为，原油乳化液流经水下紧急关断阀23等水下阀门并由第二级进油管17进入第二级管式电脱水器1的上部管腔，阵列式高压电场中原油乳化液的水颗粒迅速聚结长大并沉降至中部管腔，而后继续增大并在重力作用下沉降至管壁，再沿倾斜管壁顺流至下部的管腔，分离出的第二级污水经第二级污水管12并依次流经球阀、水下液位控制阀34、水下紧急关断阀23和止回阀等水下阀门进入输水管汇内，同时合格原油经第二级输油管汇10并由球阀、智能液体涡轮流量计36、截止阀和止回阀等水下阀门进入浮式生产储油船的各原油沉降舱内。

在图7中，第二级管式电脱水器1的管线和仪表控制方法中，水下在线控制系统通过第二级输油管汇10中的流量变送器(FIT)将智能液体涡轮流量计36实时测量到的合格原油流量信号传送至浮式生产储油船中控室的瞬时流量显示仪表(FI)和累积流量显示仪表(FQI)上，通过第二级管式电脱水器1入口处和第二级污水管12上的水下紧急关断阀23分别自动关闭并停止原油乳化液的供给和第二级污水的输送，并通过水下压力泄放阀25自动释放出第二级管式电脱水器1内多余的泄放气并调整管腔内的压力。

在图7中，第二级管式电脱水器1的管线和仪表控制方法中，水下在线控制系统通过第二级管式电脱水器1上的液位仪(LI)和液位变送器(LIT)监测第二级污水的液位，依次经液位指示控制器(LIC)和液位转换器(LY)完成信号转换和数据处理并由第二级污水管12上的水下液位控制阀34自动调控第二级污水的流量；同时，通过高压电缆9和阵列式高压裸电极之间的限位开关35(LS)实时监测合格原油的液位，进而自动控制变压器19的启停。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各系统间的连接方式、控制方法等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明保护范围之外。