樊学油区樊丙联合站设计

西安石油大学本科毕业设计（论文）PAGEPAGE50西安石油大学本科毕业设计（论文）樊学油区樊丙联合站设计摘要樊学油区联合站拟建于地处定边县和吴旗县境内的定边采油厂樊学油区。该地区属陕北黄土塬区，由沟、墚、茆地形组成，地面海拔1400~1730m。联合站可建在梁弯东1km处，史家山西南侧的半山上。该区域地势平坦，交通方便。站外来油经加热炉进行加热，再经过三相分离器首先进行油、气、水的分离，之后经过稳定塔进行原油稳定，最后经外输泵和计量间等向外输送。站内气体直接送往气体处理厂进行处理。站内划分为油罐区，污水处理区，工艺区，配电区，消防区，辅助生产区，设计时设计了有泵流程，同时也考虑了停电流程，即事故流程。根据任务书所给该站的处理量和各种设计参数，首先初步选择了各工艺段设备，接着确定了总平面布置和联合站的工艺流程。完成了站内的水力、热力计算以及三相分离器、加热炉、稳定塔的选型和校核，并进行了罐区计算，选取了浮顶油罐；接下来绘制了联合站平面布置图，联合站工艺流程图；之后又进行了站内管线的选取，以及外输泵和脱水泵的选取。最后设计并画了阀组间安装图。关键词：联合站；油气分离；工艺流程；平面布置；泵房安装DesigningofFanCmulti-purposestationinFanxueoilregionAbstractFanxue

C

central

oil

and

gas

treating

station

will

be

built

in

Fanxue

oil

region

of

Dingbian

oil

production

plant,

which

is

located

partly

in

Wuqi

County

and

Dingbian

County,

Sh-aanxi

province.

The

physiognomy

of

Fanxue

oil

region

is

loess

table

land

with

altitude

from

1400m

to

1730m,

which

is

consisted

with

loess

ravine,

loess

ridge

and

loess

hill.

Fanxue

B

station

is

proposed

to

build

in

a

flat

area

of

200xOilfromoutsideofthestationisheatedbythefurnace,thenafterthefirstthree-phaseseparatorforoil,gasandwaterseparation,followedbystabilityandstabilityofcrudeoiltower,andfinallymeasuredbytheoffloadingpumpsandotheroutwardtransportbetween。Gasinthestationissenttothegasprocessingplantforprocessing.Stationareaisdividedintotanks,sewagetreatmentarea,craftarea,distributionarea,firezone,auxiliaryproductionarea,designedwiththepumpdesignflow,takingintoaccountthepowerflow,theaccidentprocess.Accordingtothemissionstatementofthecapacityofthestationandavarietyofdesignparameters,thefirstsectionoftheinitialselectionofthevariousprocessequipment,andthendeterminethegenerallayoutandjointstationprocess.Completedstationhydraulic,thermalcalculations,andthree-phaseseparator,oilseparators,electricdehydrator,selectionandcheckfurnaceandtankwerecalculatedtoselectthefloatingrooftank;thendrawnJointstationfloorplan,flowchartofthejointstation;followedbytheselectionofthepipelinewithinthestation,aswellasexternalpumpandoffpumpselection.Finally,avalvebetweendesignandartinstallationdiagram.Keywords：UnionStation;oilandgasseparation;process;layout;pumpinstallation目录1绪论 11.1联合站设计的目的和意义 11.2国内外研究现状 21.3研究目标和研究内容 61.3.1研究目标 61.3.2研究的主要内 61.4研究方案 72联合站设计说明书 82.1概述 82.1.1简介 82.1.2联合站工艺系统概述 82.2设计基础数据 102.2.1设计依据 102.2.2设计规模 102.2.3设计基础数据 102.3站址选择及总平面布置 122.3.1站址选择 122.3.2平面布置说明 122.4流程设计说明 142.4.1流程设计原则 142.4.2本站工艺流程 142.5设备及其布置安装 152.5.1进站阀组的布置 152.5.2油气水三分离器的布置安装 152.5.3泵房的布置安装 162.5.4锅炉房的安装说明 162.6管线安装说明 173联合站工艺计算 183.1基础数据计算 183.1.1设计规模 183.1.2天然气处理能力 183.1.3污水处理能力 183.2油气物性计算 183.2.1原油物性参数计算 183.2.2天然气的物性参数 203.2.3气液相进站流量计算 213.3主要设备的选型计算 223.3.1三相分离器的选取 223.3.2加热炉的选取与计算 263.3.3罐的选取与计算 283.4站内工艺管线的选取及水力、热力的计算 293.4.1进站阀到加热炉汇管计算与选取 293.4.2加热炉到三相分离器管线计算与选取 323.4.3三相分离器到加热炉管线计算与选取 343.4.4加热炉到稳定区之间管线的计算与选取 353.4.5原油稳定塔到净化油罐之间管线的计算与选取 373.4.6净化油罐到加热炉之间管线的计算与选取 373.4.7事故管线的计算 393.4.8站内污水管线管径的确定： 423.4.9站内天然气管径的计算 433.4.10进站阀组间的计算 443.5泵的选型计算 453.5.1倒灌泵的选型计算 453.5.2事故泵的选取 464结论 48致谢 49参考文献 501绪论1.1联合站设计的目的和意义联合站设计是油气集输工艺设计的重要组成部分，对他的要求是使其最大限度的满足油田开发和油气开采的要求，做到技术先进、经济合理，生产安全可靠，保证为国家生产符合数量和质量的油田产品。油田联台站的主要作用是接收各转油站来油，对油气水进行分离、净化、加热，将处理合格后的原油、净化污水、净化天然气向下一级油库输送。所以联合站工艺流程的每—都关系到是否能有效的利用石油资源，提高能源的开发率和利用率，使联合站能够安全高效的运行。联台站的研究具有重大的现实意义和应用前景。根据联合站的功能和规模，搞好优化设计，不断提高联合站设计水平、争取达到开发方案的优化、油田总体布局优化、王艺流程优化、自动控制系统优化、联合站总图优化、配套系统优化，以合理有效的利用石油能源．提高能源的开发率和利用率，使联台站能够安全高效的生产。联合站是油田油气集输过程中的重要生产环节，是集油气分离、原油脱水、原油计量、稳定外输、油田注水、污水处理、消防即热力系统等为一体的综合生产过程。功能是：将分敞在油田各处的油井产物加以收集{分离成原油、伴生天然气和来出水：进行必要的净化、加工处理、使之成开发油藏提供科学依据[1]。在石油的开采、储运等生产过程中，动态监测是生产管理的重要工作内容，也是保证油田正常、安全、经济运行的重要手段，在西方发达国家自动化数据采集与控制(SCADA)已经成为生产的配套设施。动态监测为油田商品、以及这些商品的储存和外输。同时油气集输系统还为油藏工程提供油藏动态基础信息，如：各油井汽水产量、汽油比、气液比、井油压和回压、井流温度等参数及随生产延续各种参数的变化情况等，使油藏工作者能加深对油藏的认识．适时调整油田开发设计和各油井的生产制度。因而气油集输系统不但将油井生产的原料集中、加工成油田产品，而且还为不断加深对油藏的认识、适时调整油藏开发设计方案、正确经济地的主要内容包括泄漏监测、压力超高保护、温度异常、含水超标等。油田被称为“没有围墙的工厂”，油井，集输站星罗棋布，偏远分散，而石油的整个生产流程又通过管道连接起来，成为一个压力系统，可谓牵一发而动全身，特别是泄漏事故时有发生，给油田造成巨大的经济损失和环境污染。因此，实现油田生产系统的动态监测，对于及时发现泄漏等故障、优化生产运行参数减少盗油犯罪案件的发生、提高油田的现代化管理水平等具有重要的意义。本课题的研究目的：选择此课题的目的在于可以多了解一些关于联台站建设方面的知识，通过对联台站建设内容的研究，使我更加了解联合站在油田地面建设中的重要作用，特别是对油气水的三相分离、原油脱水、轻烃回收以及联台站的节能降耗等方面知识得到比较清楚的认识，这也是将四年来所学的知识进行一个系统综合的机会，对于专业知识的理解和消化都有极大的帮助。1.2国内外研究现状国外对高含水期和特高含水期油田采用的方法和措施：在高含水油田（区块）建立独立的预脱水系统，由大站集中脱水改为在井场分散脱水在转油站和大站推广使用适用于高含水期油田原油预处理新流程。为此，原苏联各高含水期油田相继研制出了些矿场原油预处理新流程。全苏石油集输与预处理科学研究所研制出并在各油田推广使用一种新流程，用于高含水期油田的转油站预脱地层水，并使脱出的脱出的污水达到回注地层的标准。该流程的技术特点是利用气浮选净化污水的原理，把分离器中分离出的部分天然气不断地、均匀地引入到排往污水接收罐的管线中，污水和气泡在管线中一起流动时携带污水中悬浮的油滴浮到管道的上部，油滴相互聚结，进入污水接收罐后很快分离。采用该技术后，污水的扰降时间减少了50%-60%，及污水在沉降罐中的停留时间不超过15-20min；净化水剩余含油量为5-9mg/L，悬浮固体含量7-9mg/L.所需的沉降装置数量相应减少，而污水处理量却大大增加。在处理高含水原油的同时收回破乳剂的流程：根据研究结果，可用不含破乳剂的水冲洗脱水原油，将原油中所含破乳剂冲洗到污水中，然后用气浮的方法将破乳剂萃取出来重新加以利用，在实际调查和理论研究的基础上，该局1989年在科图尔-捷别油田推广使用了一种可以回收破乳剂的热化学原油预处理流程。流程的工作原理如下：由加药装置添加破乳剂后的油水乳状液经泵进入加热炉，加热的乳状液进入沉降罐，从沉降罐中排出的含破乳剂的污水进入压力气浮装置，预脱水后的原油在进入沉降罐深度脱水之前，有专门的管线添加新鲜水（淡水）冲洗原油中的破乳剂，含破乳剂的污水汇入污水管线流入压力气浮装置，气浮装置中萃取出的破乳剂（含水部分）重新送入加药装置，净化后的污水排入注水系统。整个萃取污水中和原油中破乳荆浓缩物的过程在这样一个封闭循环中进行。该油田使用以上流程后，在保证原油预处理质量同时，大幅度地减少了破乳剂的投加剂量；提高了破乳剂的利用率：降低了原油处理的费用[2]。为提高原油破乳处理的效率，脱除地层水并实现原有深度脱水，鞑靼石油科学研究所与全苏石油热采工艺研究所和卡腊然巴斯石油热采经济联合体的专家们共同研制并推广使用了种新工艺流程，解决了卡腊然巴斯油田的高粘原油的预脱水、原有深度处理和除砂问题。国内胜利油田高含水期集输系统配套工艺技术的主要攻关目标是：通过采用高教油气水砂四相分离装置，在进站不加热的条件下达到分离后原油含水≤20%，污水含油500mg/L应高于含水原油预分离水旋流器进行不同时在各阶段投加缓蚀剂、混凝剂和杀菌剂等药品。在污水处理系统中采用的改性纤维球过滤技术，主要以改性纤维球为滤料，利用改性纤维球亲油疏水、亲水疏油的双重性，以达到截污能力强、便于反冲洗的目的，与传统过滤器相比工作效率显著提高。药剂的投加和工艺设计紧密结合，充分保证药剂反应所需的水力条件，在提高药剂效果的同时减少了投药量。使杀菌、絮凝、助凝、缓蚀及阻垢等药剂的投加更加合理有效。处理后污水均用作注水用水。出水水质标准按《长庆油田污水回注指标控制标准（修订）》渗透率为≤0.01μm的Ⅱ类标准控制。污水处理及回注工艺的成功应用，既解决了污水出路，保护了环境，又节省了水资源，使得油田生产废水得到有效利用，取得了较好的经济效益和社会效益[3]。采用科学新技术、借鉴其他各油田成功经验，今后集输技术主要向以下方发展：原油集输处理系统工艺简化、流程缩短、能耗低的方向发展。随着高效三相分离器的成功应用，取消电脱水器不仅成为可能，而且在部分联合站已经实现，今后推进工艺流程简化、缩短，从而降低集输处理能耗是油田在高含水期面临且必须解决的问题之一。防腐技术、除防垢技术及管线泄漏报警定位的技术应用将被大力推广。随着高含水期的到来，管线腐蚀结垢问题将是困扰和制约油田今后发展的重要因素之一，防腐技术、除防垢技术、管线泄漏报警定位是今后面临的重要技术课题。地面水驱及聚合物驱两套系统将向着“有分有合、分合结合”的方向发展。随着三次采油技术的应用，如何解决随之而来的集输处理问题也是今后面临的首要技术课题集输处理系统将向着数值模拟化及自动化方向发展。为了提高油田生产管理和运行管理效率，降低管理成本，提高管理水平．数字化、自动化油田建设是油田今后的发展方向[4]美国海湾石油公司于1954年10月，建成世界上第一套自动监控输送系统(LedgeAutomaticControlTransmissionsystem简称LACT装置，解决了原油的自动收集、处理、计量和输送问题，到1967年底，美国陆地石油公司已有75%的原油采用LACT装置。在LACT应用的同时，一些原油处理站出现了以闭环控制为特点的就地自动化控制系统。从六十年代末期以后．计算机及PLC技术已开始应用于油田联合站内的部分生产系统中，但此时联合站集输系统还是处于简单常规仪表控制时期。随着集输工艺上计量站的形成和中心处理站（简称联台站）的产生，集散控制系统(DistributeControlSystem,简称DCS)开始应用于联合站集输系统中代替常规仪表。进入九十年代．DCS的功能越来越强，工作也越来越可靠。如HONEYWELL公司的TDC3000系统、FISHER-ROSEMOUNT公司的PROVOX系统等数十个厂商的DCS都在油气处理站有所应用。随着通信技术的发展，SCADA(SupervisoryControlAndDataAcquitListon)即监控与数据采集系统越来越多地应用于油田生产控制与管理中。SCADA系统与在油气开采中的处理设备上的检测仪表和控制设备直接相连接，这样连接能够实时和不断地获取检测仪表所检测到的运行信息。SCADA系统还可以主要是面向操作人员的需要，也可以是多用途的，提供操作、计算、管理和经营等功能。进入90年代以来，一场拉动自动化仪器仪表工业“革命”和仪器仪表产品全面更新换代的技术在国际、国内引起人们广泛的注意和高度重视，其发展的势头已成为世界范围内的自动化技术发展的热点，这就是被产业界人士称为“自动化仪表与控制系统的一次具有深远影响的重大变革”的现场总线拄术以及基于现场总线的工业过程智能自动化仪表和基于现场总线的开放自动化系统。在此基础上进步发展，构成了新一代的自动化仪表与控制系统先进体系，向更高层次的“综合自动化”推进，实现“综合自动化”是当代自动化技术发展的方向[5]。现场总线智能仪表及其基于现场总线的开放自动化系统将成为实现综合自动化最有效的装备。现场总线控制系统(FCS)的核心是现场总线技术。现场总线技术是计算机技术、通讯技术和控制技术的综合与集成，是过程控制技术、自动化仪表技术、计算机网络技术三大技术发展的交汇点，发展基于现场总线技术的全开放分散控制系统己成为自动化领域广为关注的焦点课题。国际上现场总线的研究开发正在深入开展。国外一些大的自动化公司在九十年代后期都推出了自己的现场总线产品。美国等一些国外油田已经开始应用这些产品[6]。日前，国内油田的联台站、实验站、外输油（气）站都安装了PLC(DCS)控制系统及仪表盘，这些控制系统和仪表盘在站内参数监视、流程控制方面的作用已经是人工无法替代的。联台站足对各转油站来液进行集中处理的地方，它主要包括含水原油自然沉降系统（一段脱水）电脱水系统（二段脱水）污水处理系统．成品油外输系统；污水回注系统；而联台站中最重要的就是原油集输系统，包括含水原油自然沉降系统（一段脱水）．电脱水系统（二段脱水）．实现联台站脱水系统的良好控制，对于保证联台站平稳运行，确保生产安全与输出油品质量，具有十分重要的意义。联合站计算机控制系统，大都采用的是单回路给定点的PID控制算，PID控制是最早发展起来的控制策略土一，按偏差的比例积分和微分进行控制的调节器称为PID控制器，它是连续系统中技术成熟，应用最广泛的一种调节器但是在实际的工业生产过程中，往往具有非线性，时变不确定性，难以建立精确数字模型，应用常规PID控制器不能达到理想的控制效果。因此．利用神经网络的自学习能力和逼近任意函数的能力．把神经网络与传统的PID控制有机结合寻找一个最佳的PID非线性组合控制规律，将在一定程度上解决传统PID调节器不易在线实时整定参数，难于对一些复杂过程和参数慢时变系统进行有效控制的不足，从而提高控制器对系统与环境的适应能力和控制效果。在采油厂联合站中，各种仪器设备都要处于全年时时刻刻运行的工作状况，而原油生产的油井油站相对分散，但是如果这些仪器设备的原始数据完很多。所以，如何改进和提高原油自动计量、数据自动分析、实时监控，是摆在油田企业急需攻关解决的首要课题。原油计量准确与否，关系到各区块地质开采方案的计算和编制,关系到原油产量的上产,关系到采收率的真实度,关系到勘探开发的部署关系到企业的效益。因此充分利用网络通讯技术、工业控制、电子技术，革新传统手工操作、分散计量和统计报表的旧生产工艺，从而达到提高原油计量高精度的远程集中化科学管理和实时在线监控实现流程操作全自动化根据监控中心提示及时地来取相应的措施，保证生产顺利进行：存储设备运行参数以便分析生产状况，统筹规划。国内油田联合站是原有生产过程中最重要的环节之一，它是集集输、污水处理、注水等多个系统为一体的综合性生产过程。其中集输系统是进行原油脱水、实现油水分离的重要环节，直接关系到成品原油的质量及污水回注的质量，关系到联台站的节能降耗；也决定着联合站生产过程的安全平稳运行及原油生产的平稳运行、保证外输净化油含水、节省能源、减轻工人的劳动强度，具有一定的经济效益和社会效益[5]油气集输系统在国民经济中起着重要作用。由于各油田乃至各区所处的环境不同，油藏性质、开发方案、工艺条件、油气井产品构成、油气性质等千差万别，油气集输系统必须在各种生产情况变化的条件下，安全经济地产出合格产品。油气集输系统不仅在石油工业内部是联系产、运，销的纽带，在全国以至国际范围内，夜视能源保障系统得重要一环。石油和天然气是世界各国经济发展和人民生活不可缺少的重要能源，但全球油气资源的分布却很不均衡，以天然气为例，世界油藏分布于储量中，俄罗斯占34%且高度集中在西西伯利亚的远东地区的巨型气田中。人口占世界不到5%的中东地区占有32%的储量，而人口占世界近60%的亚洲只有约9%的探明储量。我国的分布不均情况也和世界类同，新疆塔里木盆地的资源量占全国的23%，海域占21%。一方面资源大都分布在远离消费中心的边缘地区，另一方面备国和各地区的需求量又差别很大。据有关部门预测，到2010年我国上海、江苏、浙江三省市的天然气总需求量要比青海、甘肃两省的总需求量高出10倍以上。不论是国内还是国际，面对这一供需矛盾，都需要一十可靠而庞大的油气集输系统来联系产地和消费中心。油气集输系统的可靠与否不仅影响国家经济建设的可持续发展，也是制约区域经济平衡发展的重要因素。欧美各大石油公司均不惜投入巨资建设油气集输设施，各国政府在油气田地面生产、油气储备、管道安全、输气管网及城市配气的运营等方面均制定了一系列法令，法规，一方面要加强油气供应的保障能力，另一方面又要控制大公司的垄断。向市场经济过渡的我国油气集输系统。长期以来，我国的石油、天然气工业在计划经济体制内，只重视产量，不关心销售，生产出来的油气销售是由上级部门安排的。在整个产运销的流通过程中，销售环节占去了利润的大部分，而销售的通畅与否又是与油气集输设施密不可分。在向市场经济过渡的过程中，人们已逐渐认识到销售环节对整体效益的重要性。随着我国开始实施油气工业国际化经营战略，必须逐步建成一套连接全国且运转灵活的国内油气储运系统，包括油气输送干线网及与其配套相连的储备库、转运枢纽、港口及分配管网等，建设与国际油气市场接轨的跨国油气输送干线的工作步伐也必然会加快。只有这样，才能使我国的油气集输及储运系统真正成为强有力的能源保障系统[7]1.3研究目标和研究内容1.3.1研究目标本次设计的目标是在根据樊学油区集输站基础上．结合该站的原油物性天然气物性，气象、工程地质及水文资料，以设计个最优联合站为目的，展开该课题的研究工作。1.3.2研究的主要内l、计算及说明书部分内容(1)该联合站原油处理能力计算，原油、天然气物性计算(2)方案设计（确定处理工艺和方框流程）；(3)主要设备选型计算：a分离器的台数、尺寸；b缓冲罐的大小、台数：c脱水器的台数、尺寸：d加热炉的台数、热负荷、热效率；e泵的规格、型号、类型、功能、台数；f储油罐的个数、容量、防火堤等。(4)根据地形测图确定总平而布置应考虑的因素包括：平面、竖向、分区、道路、防火间距、消防、风向、周围环境、绿化、油气流向、管线布置等；(5)撰写该联合站总平面布置说明书，完成工程说明书的编制：(6)根据平面布置图和方框流程图确定联合站的工艺流程，撰写流程说明，包括正常操作时的油气水流向、事故（停电）、站内循环时油气流向；(7)进行站内水力、热力汁算和设备（如分离器、电脱水器、缓冲罐、加热炉、泵等）的选型计算及数量的确定，完成工艺计算书的编制。2、绘图部分内容（1）联合站总平面布置图(2)联合站工艺流程图（3）阀组间安装图。1.4研究方案1、利用图书馆和互联网的资源，搜集与本设计题目相关的资料和信息，并进行资料的整理和分类：2、调研有关联合站设计方面的研究内容，查阅并翻阅与设计有关的外文文献资科，撰写开题报告；3、完成方案论证，确定处理工艺和方框流程：4、根据任务书要求，进行该联合站设计规模、原油物性和天然气物性的计算：5、进行设备的初选；6、进行站内水力、热力计算和设备（如分离器、电脱水器，加热炉、泵等）的选型计算及数量的确定，完成工艺及计算书的编制。根据方框图流程确定总平面布置7、根据平面布置图和方框流程图确定联合站的工艺流程，完成平面布置图和流程图，撰写流程说明．正常操作时的油气水流向、事故（停电）、站内循环时油气流向8、完成平面布置图、工艺流程图、阀组间安装图；9、完成工艺说明书和工艺计算书的编制2联合站设计说明书2.1概述联台站设计是油气集输工艺设计的重要组成部分，为了使其最大限度地满足油田开发和油气开采的要求，设计时应该做到技术先进，经济合理，生产安全可靠，保证为国家生产符合质量要求的合格油田产品。2.1.1简介联合站，即集中处理站，是油田地面集输系统中重要组成部分。就油田的生产全局来说，油气集输是继油藏勘探、油田开发、采油工程之后的很重要的生产阶段。如果说油藏勘探是寻找原油，油田开发和采油工程是提供原科，那么油气集输则是把分散的原料集中处理，使之成为油田产品的过程。联台站一般建在集输系统压力允许的范围内，为了不影响开发井网以及油田中后期加密井网的布置与调整，应尽量建在油田构造的边部。联合站将来自井口的原油、伴生天然气和其他产品进行集中、运输和必要的处理、初加工，将合格的原油送往长距离输油管线首站外输，或者送往矿场油库经其他运输方式送到炼油厂或转运码头，合格的天然气则集中到输气管线首站。联合站一般包括如下的生产功能:油气水分离、原油脱水、原油稳定、天然气脱水、轻油回收、原油储存及向矿场油库输送、污水处理、净化污水回注地层、接受计量输来的油气混合物，变配电、供热及消防等。2.1.2联合站工艺系统概述l、油气水混合物的收集一个区域中若干油井的井口产物经过计量后，输送到联合站进行集中处理。在收集的过程中对于高粘度、高凝点原油要采取一定措施．使它能够在允许的压力下安全的输送到联合站而不至于凝固在管线内。通常采用的方法有：加热保温法、化学降粘、降凝法：物理降粘、降凝法。2、油气水的初步分离在实际生产工程中，从油井出来的不单是原油，常常含有气、水、砂、盐、泥浆等。为了便于输送、储存、计量和使用，必须对它们进行初步分离。油井产物中常含有水特别在油井生产的中后期，含水量逐渐增多，利用离心重力等机械方法分离成气液两相。有些井出砂量很高，同时还应该除去固体混合物。油气水的初步分离主要在三相分离器中进行，在开式流程中，也在沉降罐中进行。油和机械杂质、盐的分离般与油水分离同时进行。当含盐、含砂量高时，有的要用热水冲洗和降粘后再沉降分离，连同水、机械杂质和盐一起脱除。3、原油脱水对轻质、中质含水原油，宜采用热沉降、化学沉降法脱水；对中质、重质的高含水原油，先采用热化学沉降法脱水，再用电脱水，对乳化度高的高粘度、高含水原油，应先破乳再沉降脱水。4、原油稳定原油中甲烷、乙烷，丙烷、丁烷（正构）在通常情况下是气体，这些轻烃从原油中挥发出来时会带走大量戊烷、己烷等成分，造成原油的大量损失，为了降低油气集输过程中的原油蒸发损耗，一个有效的方法就是将原油中挥发性强的轻烃比较完全的脱除出来，使原油在常温下的蒸汽压降低，这就是原油稳定。原油稳定所采用的方法可以分为闪蒸法和分馏法两大类。闪蒸法又分为常压闪蒸、负压闪蒸和正压闪蒸。5、轻烃回收从原油中脱除的轻烃，经过回收加工是石油化工的重要原料，也是工业与民用的洁净燃料。随着石油化学工业的飞速发展和世界性能源短缺，天然气回收液烃技术得以迅速发展，轻烃回收给国家创造了更多的财富。轻烃回收工艺基本可以分为三种：吸附法、油吸收法和冷凝分离法。我国油田气轻烃回收都采用冷凝分离法，按冷冻深度不同，冷凝分离可以分为浅冷(-15℃~－25℃)和深冷(-60℃~－1OO℃)两种。6、天然气．随油井中原油一起采出的伴生气，直接输送到气体处理厂。7、含油污水的净化原油经过沉降、脱水后放出来的水，还含有一定量的原油、泥砂等物质，必须经过净化才能回注或外排。从污水中回收污油，既节约能源又保护环境，经过处理后的污水一般回注地层，保持油层压力，提高油藏采收率。含油污水处理的常用方法是：重力沉降除油法、混凝沉降法、气体浮选法、斜板除油法和过滤除油法。8、辅助生产系统辅助生产系统包括给排水系统、供热系统、变配电系统、通讯系统、采暖及通风系统、道路系统等。这些系统都是联合站的必要组成部分，是联合站正常工作的保证。2.2设计基础数据2.2.1设计依据①根据西安石油大学储运教研室下发的设计任务书②设计过程中参考相关设计规范a、《油田油气集输设计技术手册》b、《油田油气集输设计规范》c、《油气分离器规范》，d、《油田常用阀门选用手册》。2.2.2设计规模原油处理能力：40万吨／年（纯油）（综合含水按42.4%计）系统配套工程变电所一座，设置双路电源,供电锅炉房一座，消防泵房一座，通讯装置一套，道路。2.2.3设计基础数据（1）原油物性表2-1原油物性表层位层位密度(20℃,kg/m3粘度(20℃,mPa•s凝固点℃汽油比Nm3/t初馏点℃延9833.44.011552.858.5原油含蜡：含胶质：含沥青质：含硫：气液进站温度：25℃气液进站压力：0.63MPa（2）天然气物性：伴生气组分：表2-2伴生气体组分表组分含量(%)组分含量(%)C154.912C217.507C318.721iC41.765nC44.269iC50.4075nC50.709iC60.126nC60.157CO20.109N21.3175（3）气象、工程地质及水文资料表2-3气象、工程地质及水文资料气象要素气象要素单位平均气压mPa863.8年平均C8.3气温极端最高C37.7极端最低C-29.4日照时数h2638.5大风日数d20.8雷暴日数d21.4霜日数d50.7最大积雪深度cm13冻土深度标准冻深cm88.7最大冻深cm116地震等级：按VI级烈度设防月平均最高温度：22.3℃，月平均最低温度：－8.8℃年平均风速：1.55m/s，年最大风速30m/s。（4）参考设计参数三相分离器进口温度：55℃三相分离器控制压力：0.3Mpa三相分离器出口原油含水：≤1％大罐沉降脱水温度：40℃大罐沉降脱水后油含水：<0.5%原油缓冲罐控制压力：0.15MPa电脱水器控制压力：0.3MPa电脱水器脱水温度：45℃电脱水器出口原油含水＜0.5％电脱水器出口污水含油>50ppm原油稳定温度：60℃原油负压稳定压力：0.07MPa原油外输温度：60油罐储存温度：45℃～50℃2.3站址选择及总平面布置2.3.1站址选择该联合站拟建于地处定边县和吴旗县境内的定边采油厂樊学油区。该地区属陕北黄土塬区，由沟、墚、茆地形组成，地面海拔1400~1730m。联合站可建在王东弯以南500m的山峁上。一块南北长100m，东西长200m的场地可供布站。对于站址的选择，从平面上考虑应满足下列要求：1、站址应有一定的面积，使站内建筑物之问能留有负载荷防火安全规定的间距离，并给站的扩建和改造留有必要的余地：2、所选站址与附近企业、住宅、公刚建筑物要保持应有的安全防火距离3、所选站址的交通、供电、供水、电讯等尽量方便，还应靠近允许排污水的低洼带或水塘，或者靠近考虑污水处理设施的地方，以便排除站内的污水，不致损害农田和水源：4、所选站址地势较高或具有平缓倾斜，这种地形使站内易于排水，有利于油罐区和泵房的竖向布置，应避免站址选择在低洼沼泽地区或可能浸水的地区5、尽可能不占或者少占用耕地．从工程地质条件来考虑应满足如下要求：地耐力应不小于0.145MPa，腐蚀性较小，沉陷不大且均匀．并且能很快停止，易于排水。沙土层、亚沙土、亚粘土基本上都能满足上述要求，适宜建站，像粘土层岩石届、杂土层，不宜建站6、若在乡镇或者居民区选址时，应选在乡镇和居民区的最小风频的上风向侧和靠近公路的位置，这样当以最大风频刮风时，联合站和居民区互不影响，沿最小风额刮风时，联台站在居民区的上风向，避免居民区可能发生的明火影响联合站正常的运行，联台站站址应避免窝风地段，有较好的通风环境。2.3.2平面布置说明联合站各区的各种设备、建筑物油气散发量的多少、火灾危险程度、生产操作方式有根大的区剐，有必要按生产操作、火灾危险程度、经营管理的特点进行分区布置，把特殊的区域进行隔离，限制闲杂人员的出入，有利于安全管理。各区间应有道路连通，便于安装和消防上作。l、工艺区工艺区是联合站的内脏，对原油的初加工就是在这里完成的。该区经过三次分离，即在油气水三相分离器、缓冲罐和原油稳定塔进行分离。两段脱水，即分别在油气水三相分离器和电脱水器进行，处理完是净化油外输。该区主要设备如下：油气水三相分离器、缓冲罐、循环泵、电脱水器、原油稳定装置、加热炉、流量计等。该区有火源，又有危险区，所以做平面布置时应特别注意安全。2、原油罐区当本站发生事故时，原油罐区可以储存原油。本站共设三座浮顶油罐罐区周围设有密闭的防火堤．防火堤的有效容积不应小于罐组内最大油罐容量的一半。雨水排出口应设在堤的内侧．雨水排出管线上应装有长闭蝶阀或闸阀。该区采用半固定式消防，锅炉和水套加热炉供水由站外供水管线完成，也可由消防水罐供水。3、污水处理区污水处理在联台站内占有很重要的地位。因为经过原油脱水后的污水里含有大量的原油和其它的物质，若污水任意排放将严重污染环境，污染大气，破坏生态平衡，给人们的生产和生活带来严重的危害。对含油污水进行处理和回注，变有害为有利，提高了水的利用率，保护了地下资源，因为污水一般含油在0.2%~0.8%左右，为节约原油，必须回收。含油污水处理后避免了污水的任意排放，保证了安全生产。污水处理标准：对于外排的含油污水．必须做到含油不大于10mg/l；对于回注的含油污水必须做到含油不大于30mg/l。4、供排水、消防系统油田注水、油田生产用水及生活、消防用水由供水系统提供，该站注水设有注水泵，注水罐，为了保证注水水质，还有过滤间，配有压力滤罐。站内的消防设施由消防泵和消防水罐组成。消防水泵房和消防泡沫泵房合建。消防车库不应与汽车库合建。罐区采用半固定式给水消防设施。5、锅炉供热区油气集输系统的站库采暖，生产及生活热负荷均自锅炉房供给。供热能力能适应季节及远近热负荷变化的要求。单台锅炉最低热负荷不宜低于额定热负荷的30%，一般不设备用锅炉，但当一台锅炉因故停运时，锅炉房的供热能力仍不小于最大供热能力的50%，一个锅炉房内宜统一锅炉型号，供热参数及燃烧方式。6、行政管理区设生产综合办公楼一座，内设调度室、办公室、会议室、资料室、总机室等。站内设有花坛，绿化带等绿化场所，要求绿化面积为站场占地总面积的10%。2.4流程设计说明2.4.1流程设计原则设计工艺流程应能保证联合站处理的油气产品的质量要求，产量高，经济效益好。在满足联合站各项生产任务的基础上．应充分采用先进技术，考虑各种能量的合理利用，采用密闭流程，避免各种蒸发损耗，工艺流程应能适应操作的变化，但又要避免烦琐，防止浪费，管线阀门要尽晕少，线路要短，油气流向合理。在原油开采至净化外输的全密闭流程，要比开式流程有多方面的优点：1、一般的开式流程原油损耗约为2~4%，而密闭后能降低到0.5%以下，密闭式流程不仅降低了油气损耗，而且还提高了产品的质量。2、密闭式流程结构简单，成本降低．有利于提高自动化工艺程度和管理水平。2.4.2本站工艺流程该站除正常的生产流程外，还有站内循环以满足原油不需外输时的要求，还有原油罐区用以事故（如停电）发生后储存油品，等来电后，再进入正常工作，避免因联合站或外输管线的突发事故而影响油田生产。原油在联合站内处理的工艺流程如下：1、正常流程：2、溢流流程：进站来油→进站阀组→油气水三相分离器→倒灌罐→循环泵后正常流程正常流程中进站总阀组和电脱水器都设有加药装置，可以加入破乳剂，以利于油一水在分离器中的分离。流程设计中的几点说明：(l)各作业区，装置的布置应与平面布置相符，应标明各工艺管线尺寸安装高度、介质的流向、管线线型及管件应符合的规定，尺寸不按比例。(2)凡是由于偶然事件（着火停电）或操作失误可能使压力升高而造成事故之处（如分离器、加热炉、油罐、轻油罐等常压容器及往复泵、齿轮泵口），都装备有安全阀或呼吸阀。(3)凡是不允许液体倒流之处（如离心泵的出口、有压进罐管线、药剂线进电脱水器入口等）都装上了止回阀。（4)为防止爆炸、火灾等恶性事故蔓延，流程设计必须要有切断油气源的措施（如压力越站，紧急放空、自动关闭油罐进出口阀门）。辅助工艺流程包括天然气流程、蒸汽伴热和保温加热流程、机泵的润滑冷却流程、污水处理和回注流程。辅助工艺流程在本次设计中大部分未进行设计。在进行本站的流程设计时，考虑到各种能量的合理利用，并且力求避免流程的繁琐和管线设备的浪费，对油气的流向进行了较为合理的布置。2.5设备及其布置安装2.5.1进站阀组的布置站外来油管线有1条，管子上均装有温度计，并在三相分离器的来油管线上装有压力表。每台三相分离器可以分别对来油单独处理和计量。另外，安装汇管后，可以避免因来油不均而造成分离器过载，以及在某台分离器检修时，可以通过汇管调节将该管线的来油分散至其他管线中。2.5.2油气水三分离器的布置安装本站所采用的油气水三相分离器均为卧式分离器，采用单排布置，其操作端部头盖应取齐，列间距取为1.8米,分离器采用并联，且每台分离器进口管线切断法之间应取装置和温度计，气出口管线的切断阀之间应装设压力表。分离器的顶部气体空间应装弹簧式安全阀，由于安全阀泄放出的天然气应有组织的汇集排放。每台油气分离器均应有液面控制器直接控制出油阀的开启度，还应设玻璃扳式液位计就地观察液位的变化。计量用油气分离器的出气管上应安装盖式流量计，用以计量天然气的产量，在出油管线出油阀之前最靠近分离器的部位应装设容积式流量计，用以计量油水混合液体的产量；在出油阀下游应安装取样装置，以便化验含水量，每台分离器都应装设安装排污管和放空管，对三相分离器加热在其下面设水套式加热盘管．使其受热均匀。2.5.3泵房的布置安装l、房内设原油外输泵2台、倒灌泵1台、事故备用泵3台：2、泵房里的泵成一行布置，均采用防爆电机．3、泵基础前段与墙距离为2.5米，以利于布置管线和人员走动。泵前的主要通道（从工艺管线突出的前半部分到前墙的净距不小于1.0米，不大于4、电机突出的部分与泵房后墙的距离为1.2米5、原油集的吸入管应装过滤器和真空压山表．出口管应装止回阀和压力表。与泵进出口相连的管段应比进出口的直径大一级；6、离心泵在进口管的最高点或过滤器的顶端．泵出口阀的前边应装设放气管，放气管一般为DN=15mm，且常和压力表接头结合在一起安装。2.5.4锅炉房的安装说明1、锅炉房内设有HJ1000-H/2.5-Q型微正压水套加热炉1台，HJ125-H/2.5-Q型微正压水套加热炉1台，HJ160-H/2.5-Q型微正压水套加热炉1台2、锅炉房的锅炉成行排列，间距2.2米3、锅炉基础前端与墙距为4米，以利于布置管线和人员走动，锅炉的主要通道（从工艺管线突出部分到前墙的净距离不小于1.0米，不大于4锅炉上的出油管线上均设有测温口，用于测量原油的进出口温度．并且装有压力仪表，用来测量进出炉原油的压力。表2-4设备选取表设备名称型号规格数量油气水三相分离器5台水套加热炉HJ80-H/2.5-Q1台HJ125-H/2.5-Q1台HJ1630-H/2.5-Q1台事故泵YG50-100(I)3台倒灌泵YG300-24A1台钢制浮顶罐2个1个2.6管线安装说明1、在总平面图上分区布置的基础上，油气、热力、供排水管线及电路、电信线路应尽量缩短长度．在满足水力，热力要求下．线路布置力求整齐、美观。2、场区内各种地上地下线路和供电、通信线路集中布置在场区道路的两侧，应避免地上管线和电力、电信线包围工艺装置和独立的建筑物，并减少和场区道路的交叉，交叉时采用直交。3、主要的油管线均采用伴热管线。4、场区管线的敷设方式，根据场区土壤性质和地下水分布情况确定。带压的油、气、水、风管线般采用地上架空敷设；罐区至泵房的管线采用管墩地面敷设，管道水平间距大于0.2m，并做好埋地钢管的防腐工作。5、管线架空敷设时，管底距地面为2.2m：当架空管线下面安装有泵、换热器或其他设备时，管底距地面高度应满足安装和检修时起吊要求；敷设于管墩的地面管线，管底距地面0.3~0.5m，与人行道交叉时应加设过桥。6、管线跨越道路时，其底管高度要求；距主要道路路面不小于4.5m，距人行道路面不小于2.2m。7，埋地管线间的水平净距不应小于0.28、地下工艺管线相互交叉的垂直净距一般不小于0.15米9、输送热质的管线应考虑热补偿，热补偿与管网布置要统一考虑，尽可能利用自然补偿，站内热管线应在下列部位设置支座：①、储罐前的适当位置；②、露天安装机泵的进出口管线的适当位置；③、穿越建筑物外墙时，在建筑物外部管线的适当位置上；④、两组补偿器的中间位置上。3联合站工艺计算3.1基础数据计算3.1.1设计规模原油处理能力：40万吨（年工作日：365天）40万吨/年=1095.890吨/天考虑油田生产不稳定性，取不稳定系数1.2，则原油处理能力为吨/天3.1.2天然气处理能力已知来油综合气油比为：52.8Nm³/t，则天然气的处理量为Nm³/d3.1.3污水处理能力综合含水为42.4%则t/d3.2油气物性计算3.2.1原油物性参数计算表3-1原油物性表层位密度(20℃,kg/m3粘度(20℃,mPa•s凝固点℃汽油比Nm3/t初馏点℃延9833.44.011552.858.5密度由《油气集输与矿场加工》中式（2-16）知，在0~50℃范围内、温度为t的原油密度可按下式计算：式中、——t℃、20℃时原油的密度，kg/m³——温度系数，kg/（m³·℃），=1.828-0.00132在20~120℃范围内，原油密度为当时，当时，2、动力粘度一直某一温度下原油的粘度值，其他温度t下原油的粘度值由《油气集输》式（4—44）计算时，c=10，=2.52时，c=100，=10时，c=1000，=0.76式中、——分别为、时原油的粘度，、c——系数3、运动粘度式中——t℃时，原油的运动粘度，㎡/s——t℃时，原油的动力粘度，——t℃时，原油的密度，kg/m³通过以上格式计算出各温度下原油的密度，动力粘度和运动粘度，结果如表3-2-1-2表3-2原油物性计算结果温度t（℃）密度（kg/m³）动力粘度动力粘度25829.784.323.584945815.372.89022.356647.5813.49703.0452.477655808.3752.4011.940960804.92222.19621.7678计算示例，eq\o\ac(○,1)密度、取t=45℃===815.37eq\o\ac(○,2)动力粘度、c=1000，=0.76则、==2.3566mPa·seq\o\ac(○,3)运动粘度、==3.0383㎡/s3.2.2天然气的物性参数表3-3伴生气组分组分含量(%)组分含量(%)C154.912C217.507C318.721iC41.765nC44.269iC50.4075nC50.709iC60.126nC60.157CO20.109N21.3175气体分子质量：式中——各组分的分子质量——各组分的百分数27.2391g/mol标准状况下气体的密度为：0℃标准状况下g/m³=1.216kg/m³20℃标准状况下g/m=1.132g/m³³3.2.3气液相进站流量计算1、液相流量计算已知t/d，原油密度kg/m³所以m³/d=0.01834m³/s原油体积含水42.4%则m³/s总流量：m³/s2、气相流量计算该站天然气处理量能力为：387819.5904Nm³/d，则操作条件下（298K,0.63MPa）气体的流量有气体状态方程推出：Ts，Ps，为工程标准状态下的参数，Ps=0.101325MPa，Ts=293.15K，P=0.63MPa，T=25+273.15=298.15K,则：m³/s3、计算天然气在原油中的溶解度计算管路条件下原油中天然气的溶解度，采用《油气集输与矿厂加工》式（2—3）：式中——天然气在原油中的溶解度，溶解气油比［m³（气）/m³（油）］；——工程标准状态下天然气对空气的相对密度；——脱气原油对水的相对密度；P——管路压力（MPa）T——管路温度（℃）。在标准状况下（P=0.101325MPa，t=0℃）=1.2930kg/m³，=1.216kg/m³，=1000kg/m³则=/=1.216/1.2930=0.9404=/=829.78/1000=0.82978代入上式，得：m³/m³3.3主要设备的选型计算3.3.1三相分离器的选取工作条件：分离温度为55ºC，控制压力0.3MPa。根据《油气集输与矿厂加工》表4-10，取其停留时间为10min，一般分离器尺寸的长径比在3~4之间，取其长径比L/D为4，取液面控制为D，查《油气集输与矿厂加工》表4-3取m=0.6265由《油气集输》P100式(3-82)与表3-14，集液部分体积为则单台三相分离器的处理量有公式式中——原油处理量，m³/d——载波系数，取=1.5t——原油停留时间，按10分钟计算V——分离器集油部分的体积，m³需要处理的原油总量为校核气体处理量（1）、计算天然气的压缩因子标准状况下天然气的密度为天然气的相对密度由《油气集输》P140式(4-69)，求天然气的临界参数当时临界压力：临界温度：对比压力：对比温度：由《天气管道输送》图2—14（天然气压缩系数图）可查的其压缩因子Z=0.9746图3-1（2）、气体允许流速计算分离条件下气体密度由《油气集输》P143式（4-80）计算分离条件下的气体粘度：=所以===已知油水的体积比，则液相密度取油、水两相密度近似值为由于液相为复杂的油水乳状液，在管子中还可能存在游离水，油水混合物的粘度很难确定，查《油气集输》取油水混合物的粘度近似为纯油的5倍阿基米德准数式中—油滴直径，我国规定重力沉降区应分出100微米的油滴—原油处理密度=478.47查《油气集输与矿厂加工》表4—2知,时油滴沉降流态处于过渡流，则雷诺数由《油气集输与矿厂加工》式4—5知：，则油滴沉降速度由《油气集输与矿厂加工》式4—16知,卧式分离器允许气体流速为、理论气体处理能力计算由《油气集输》P93式(3-68)计算，取载荷波动系数3.3.2加热炉的选取与计算站内油品需要经过三次热炉加热。1、进站阀到三相分离器之间原油进站温度25℃,；三相分离器的进口温度为55℃；因此取加热炉加热到55℃,由《油田油气集输设计技术手册》上册P613式(7-1-1)，计算加热炉的热负荷所需热量为：式中—被加热介质所需的热负荷，kw；—被加热介质的质量流量，t/h；—被加热介质的定压比热容，；—被加热介质入炉温度，℃；—被加热介质出炉温度，℃。由《油库设计与管理》P179式（4-19d）计算油品的比热：所以油品的比热所以查《油田油气集输设计技术手册》上册P616表(7-1-7)，此过程需选用型号为HJ1000-H/2.5-Q的微正压燃烧水套加热炉。所需的台数为：2、从三相分离器到稳定塔的加热原油出三相分离器的温度：55℃，稳定塔的操作温度：60因此取加热炉加热到60℃，由《油田油气集输设计技术手册》式(7-1-1)，计算加热炉的热负荷。原油温度由55℃上升到60℃，升温5℃，所需热量为：油品的比热：所以查《油田油气集输设计技术手册》上册P605，此过程需选用型号HJ160H/2.5-Q的微正压燃烧水套加热炉。所需的台数为：3、净化原油外输前加热净化罐储油温度：45℃～50℃，净化原油外输温度：60℃；因此取加热炉加热到60℃，此时为含水＜0.5%的净化油，可忽略含水，以纯油对待。油品的比热由《油田油气集输设计技术手册》知，全站设计所选设备要尽量一致，所以此过程亦需选用型号为HJ125-H/2.5-Q的微正压燃烧水套加热炉。所需的台数为：所以该联合站三个加热过程需HJ1000-H/2.5-Q型微正压水套加热炉1台，HJ125-H/2.5-Q型微正压水套加热炉1台，HJ160-H/2.5-Q型微正压水套加热炉1台。.3.3.3罐的选取与计算本联合站设计中需要两种油罐：净化油罐和停电流程中的储油罐，这两种罐可以互为备用。下面对这两种罐进行计算：1、净化油罐站内所需净化油罐的总容量由《油库设计和管理》式(1-3)式中Vs——油田油库设计总容积，；G——油田预计全年输往该油库的原油量，；——储存温度下的原油密度，；——油罐利用系数，取0.85；N——油田储油罐的储备天数，N取3天。已知净化油外输能力为110万吨／年，储罐储存原油的温度为45℃～50℃，取其平均温度t=47.5℃。此温度下原油的平均密度为kg/m³=0.8135t/m³油田预计全年输往该油库的原油量根据《油库设计管理》选取规格为3000m³的金属浮顶罐，其台数为所以需3000m³的净化金属浮顶罐的台数为n=2台2、溢流流程时的储罐取停电时间为1天，发生溢流时，原油含水为42.4%，则停电一天进入事故罐的原油及水的总体积为根据《油库设计管理》选取3000m³的金属浮顶罐，其台数为因此停电情况下，需要3000m³的事故罐台数为n=1台所以此联合站共需3000m³的金属浮顶罐的台数为：3台，其中备用油罐1台3.4站内工艺管线的选取及水力、热力的计算为满足工艺和油田生产要求，本联合站的设计过程中采用：有泵密闭流程以及事故停电流程。管路的工艺计算与设备校核也应针对这两种流程分别进行，并根据实际的生产工况及油罐参数的确定，来进行相关的工艺计算，以选取管路的型号、长度，和进行压降、温降的计算，从而满足设备的工作性能。3.4.1进站阀到加热炉汇管计算与选取该段管路属于气液两相混输管路，原油和天然气在一定压力下可以互溶；部分天然气溶于原油，使原油的密度、粘度等物性发生改变，但影响不大。而同时天然气本身也会发生变化，这在计算时应予以考虑。1、管线管径的确定①、液相流量计算已知原油流量为原油含水率为42.4%，所以进站的液相流量为②、气相流量计算天然气的处理能力进站条件下，气体流量由气体状态方程可得:式中，Ps,、Ts,—工程标准状态下的压力、温度，则③、确定管径油气液混合物的流量由于25℃时，原油粘度v=，取吸入管路的经济流速为。管径由下式确定式中所以根据《油田油气集输设计技术手册》P697表8-1-1选用的管线管径426×7，公称直径DN=200的无缝钢管。则混合物的实际流速为2、管路压降的计算用均相型模型计算水平气液两相管路压降，假设气液两相在管路中混合均匀，采用杜克勒I法计算。由《油气集输》P154式（4-111）得其中，为气液混合物的水利摩阻系数，可由公式得出=169.369kg/m³3000<Re<Re1所以流体处于水力光滑区则管线安装时所选用的弯头、闸阀查《油田油气集输设计手册》。此段管路上的阀件见表3-4表3-4管路阀件名称个数Ld/d当量长度总计(m)90弯头3303×30×0.412070.246闸阀2182×18×0.4120通过三通14.51×4.5×0.4120转弯三通14040×0.4120该管段管路的当量长度为90.246m所以水平管路的压降3.4.2加热炉到三相分离器管线计算与选取原油经过加热炉，温度从25℃升到55动力粘度：密度：运动粘度：油品在该条件下的密度为由Guth公式计算出其粘度运动粘度原油体积流量污水体积流量总流量取经济流速，则管径m初选，公称直径DN=200的无缝钢管则实际流速为雷诺数e是管道内壁的绝对粗糙度，在这取0.1mm所以流体处于水力光滑区。根据《油田油气集输设计技术手册》知，此时摩阻系数为：用均相型模型计算水平气液两相管路压降，假设气液两相在管路中混合均匀，采用杜克勒I法计算。由《油气集输》P154式（4-111）得其中，为气液混合物的水利摩阻系数=169.369kg/m³此段管路上的阀件见表3-5表3-5管路阀件名称个数Ld/d当量长度总计(m)90弯头1301×30×0.2056.15mL=6.15+100=106.15m所以水平管路的压降：所以最后进入三相分离器实际压力为：>0.3Mpa满足三相分离器实际压力。3.4.3三相分离