油田和气田的油气集输系统的工作内容基本相同，但侧重点相差比较大。油气田集输包括：油气计量、集油、集气、油气水分离、原油脱水、原油稳定、原油储存、天然气处理（水、硫、碳等）、天然气凝液回收、凝液储存、水及其他脱出物处理。
1．油气计量
在油田生产过程中根据管理内容不同的需要，将油计量分为三级。
一是油井油气产量计量，即为三级计量，此计量值是作为油田开发动态分析管理、监测油田生产的依据；
二是油田管理交接计量，即为二级计量，此计量值是作为接转站至联合站、联合站至油库或外输首站之间在管理上交接的依据；
三是外输外运到用户的一种商业贸易计量，即为一级计量，是油矿油气计量中精度最高的，其准确度要求在＆plusmn；0．35％以内。
我国各油田主要采用分离法计量，一般8～12口油井的油气单井产量汇集到计量站，在计讠量分离器里进行油气分离，然后进行体积的计量。
随着科技的进步，油气计量技术得到迅速发展。近年来，国内外出现了多相流不分离计量技术、动液面法、功图法等计量技术。不分离计量技术在国内一些油田进行了试用，由于油井生产参数、原油物性等随着生产时间的延长不断变化，而目前的一系列不分离计量装置的技术条件要求苛刻，适应不了油井生产参数变化的要求，并且一次投资高，因此制约了它的推广应用。井口功图法计量技术是近年来研制的一种新的油井计量技术，简单、实用，利用抽油机功图仪测示来进行计减少了地面基建工程量和管理环节，减轻了采油工的劳动强度，目前该技术正在被各油田吸收和应用。
外输外运计量准确度要求在＆plusmn；0．35％以内，因此在油田一般设置在原油外输外运出口上如原油库或外输首站上。在外输外运计量上采用容积式腰轮流量计、涡轮或质量流量计，精度要求在＆plusmn；0．2％，并配备主要的参数测定仪表，包括温度、压力变送器，用作修正计算，还有密度计、低含水分析仪等；为了保证原油计量的准确性，在流量计前安装消气器、过滤器、流体整流器等设施。同时，在外输计量站常配套安装在线流量标定装置。对流量计作定期的标定，保证流量计精度。
2．集油、集气
首先根据油田的具体特点（油藏特性、开发方案油气特性、地形地貌和地区条件）确定油气集输工艺流程和布站方式，将分散的各油井生产的油气混合物输送到计量站、接转站、联合站（或集中处理站）进行计量分离和处理。
一般情况下，从油井将油气混合物经计量站混输到接转站，当接转站为密闭接转时，油气混输进联合站；若接转站为非密闭接转时，油、气在接转站上进行分离后，油、气分输，分别进联合站、气体处理装置（厂）进行于处理。
3．油气水分离
在联合站集中对油气水混合物分离成液体和气体，并将液体分离成低含水原油及含油污水，必要时分离出固体杂质。
4．原油脱水
在联合站的脱水工段（站）将对低含水原油破乳脱水，使原油含水率符合出矿标准。
5．原油稳定
将原油中的碳一至碳四等轻组分脱出并回收，使原油饱和蒸气压符合标准。
6．原油储存
联合站将处理合格原油暂时储存在本站净化油罐中，或者直接输送到油库或外输首站进行储存以待外销。
7．天然气脱水
在联合站或接转站分离出来的油田气输送到气体处理厂脱水，脱出天然气中的水分，保证其输送。
8．天然气处理
在天然气处理厂进行回收油田气中的C2、C3以上的烃类气体，和脱硫等处理，保证天然气外输气质量和管线输送安全。
9．液烃储存
将液化石油气（LPG）、天然气液烃（NGL）分别装在压力罐中，维持液烃生产与销售的平衡。
10．输油、输气
将原油、天然气、液化石油气等经计量后外输，或在油田配送给用户
（二）油气集输工程的规模
油田的生产特点是油气产量随开发时间呈上升、平稳、下降的几个阶段，原油含水率则逐年升高。反映到地面集输系统中不仅是数量（油、气、水产量）的变化也会发生质（如原油物性）的变化。所以要考虑在一定时期内以少量地调整地面生产设施去适应油田开发不同阶段的要求。油田油气集输工程的适用期一般为5～10年，因此为使油田获得较高的经济效益，地面工程建设要把油田开发有5～10年稳产期的开发方案作为油田地面建设工程确定规模以及各系统配套能力的依据，使地面工程设施始终保持在较高负荷、高效率的工况下运行，充分发挥地面工程的作用。