联合站计算部分(主要)
某油气集输联合站改造工程供配电部分可行性研究
某油气集输联合站改造工程供配电部分可行性研究作者：王萍来源：《城市建设理论研究》2013年第05期摘要：通过对油气集输联合站用电现状以及存在的用电安全隐患分析，结合工艺专业对本次改造用电需求，对原有1号和2号变配电室改造方案进行对比分析，从供电可靠性方面考虑，推荐合理、安全、经济、技术可行的配电改造方案。
关键词：二级负荷；低压配电柜；更换开关；变频器；软起动柜；放射式供电；方案对比Abstract: Based on the oil and gas gathering stations for electric current situation and existing electricity safety analysis, combined with the process of the transformation of electricity demand, compared to the original No. 1 and No. 2 electric substation reconstruction project, considering the power supply reliability, security, economic, and recommend the reasonable, feasible technology the distribution scheme.Key words: two - load; low voltage power distribution cabinet; replace the switch; inverter; soft starting cabinet radiation power; scheme comparison;中图分类号：[TE121]文献标识码：文章编号：1、现状：1.1、该站始建于1991年，设计能力为50万吨/年，目前处理量为12万吨/年，该站作为东风地区唯一的原油处理站，担负着各个区块产出原油的处理任务。
油气主业板块建标对标指标计算说明
油气主业板块建标对标指标计算说明按照集团公司《持续推进全员成本目标管理总体方案（试行）》的通知（中国石化财[2022]246号）要求，结合油田开发特点和生产实际，确定如下油气主业板块建标对标指标体系。
一、指标体系设置分为分公司、二级单位和管理区三个层面，每个层面分为经营指标和技术指标两部分。
（一）分公司层面1.经营指标10项：油气单位发现成本、油气单位开发成本、油气单位完全成本、油气单位操作成本、利润总额、EVA、单井次作业费、吨油气措施费、吨油气作业费用、吨油气材料费。
2.技术指标9项：单位油气综合能耗、油井单井次措施增油量、采液电力单耗、注水电力单耗、井下作业频次、注水系统效率、集输系统效率、机采系统效率、吨油气耗电量。
（二）二级单位层面1.经营指标11项：油气单位开发成本、油气单位完全成本、油气单位操作成本、吨液提升费、方水注水费、单井次作业费、吨油气措施费、单井材料费、单井青赔费、油井单井电费、方水注水电费。
2.技术指标8项：单位油气综合能耗、油井单井次措施增油量、采液电力单耗、注水标耗、井下作业频次、油气井措施有效率、油气井措施有效益率、油管更新率。
（三）管理区层面1、经营指标8项：目标成本完成率、油气单位操作成本、油井单井一般耗材、油井单井化学药品、油井单井电费、油水井单井青赔费、单井维护作业成本、单井特车劳务费。
2、技术指标4项：单位油气综合能耗、机械采油井单井装表率、井下作业频次、躺井比例。
二、指标说明（一）分公司指标说明1.油气储量发现成本指标定义：指报告期内为获得新增油气探明地质储量而投入的勘探投资。
计算公式：油气储量发现成本=年度勘探工程总投资/年度新增油气探明储量当量（单位：元/吨）。
年度勘探工程总投资：主要包括新老区勘探、风险勘探、先到研究等投资。
年度新增油气探明储量：目前按国内口径，以国家储量委员会审批的数为准。
天然气按1225立方米折1吨原油计算。
2.油气开发成本（1）油田开发成本指标定义：指报告期内获得单位原油新增可采储量而投入的原油开发工程投资。
油田联合站动态仿真系统开发的开题报告
油田联合站动态仿真系统开发的开题报告一、选题背景油气田联合站是由多个单元组成的，每个单元都有不同的工艺流程和技术参数。
为了实现多油田的生产协同和资源共享，需要进行联合站的建设和管理。
联合站动态仿真系统能够模拟联合站的实际运行情况，通过对不同情况的仿真分析，可以做出最优化的决策，提高联合站整体效率，降低生产成本。
二、选题意义随着我国油气产业的不断发展，油气田的开采难度不断加大，为了提高采油效率和减少生产成本，不断探索新的方式和技术。
联合站作为多油田资源协调和利用的中心，对于优化油田资源配置、提高生产效率、减少环境污染等具有重要意义。
动态仿真系统利用计算机和虚拟现实技术，能够帮助工程师和管理人员更好地了解联合站的运行情况，并通过仿真分析提出改进方案，最终达到优化生产效益的目的。
三、研究内容与技术路线本研究拟开发一套油田联合站动态仿真系统，主要包括以下内容：1.搜集联合站相关资料，建立联合站的数学模型，包括流程、设备、人员等要素的模拟。
2.开发仿真系统的软件框架，在现有的仿真软件平台上按照模型建立油田联合站仿真系统。
3.进行模拟试运行，模拟不同情况下的整站运行情况，并记录和分析实验结果。
4.对仿真结果进行评估和总结，反复验证和调整，不断改进系统的精度和可靠性。
技术路线：1.采用Visual Studio开发仿真系统的软件框架。
2.使用C++和C#语言编写算法程序，建立数学模型。
3.采用现有的仿真软件平台ANSYS进行实验模拟，记录和分析实验结果。
4.根据评估结果进行系统改进和优化，提升系统的精确度和实用性。
四、预期成果本研究的预期成果为一套针对油田联合站运行的动态仿真系统，主要包括以下方面：1.可以模拟不同情况下联合站的整体运行情况，例如不同油田的生产参数变化等。
2.可以实现流程、设备和人员等多个要素的全面仿真。
3.可以提供仿真结果的处理和分析，帮助工程师和管理人员做出最优决策。
4.可以提高联合站的生产效率、降低生产成本和减少环境污染等。
【精品课件】油井功图法自动计量与监测技术培训
第一部分 监测系统简介
三、系统主要功能
① 实时数据采集与远程工况监测。 ② 实时故障报警：遥测系统故障，抽油机停机、井场停电 等故障报警提示。 ③ 远程控制：抽油机的自动间抽、启动/停止（在部分装有 扩展功能的油井）。 ④ 功图计量及油井工况诊断。 ⑤ 自动生成报表。 ⑥ 历史数据查询、网络数据浏览等。
打 印 示 功 图 数 据 ， 根 据 示 功
第二部分 计量软件简介
示功图管理器
第二部分 计量软件简介
抽油机分析器
对数据库中各种型号的抽油机运动分析（计算悬点 位移、速度、加速度），利用示功图数据得到悬点载荷、 抽油机当前平衡状况，并给出最佳的调整方法。
油井计量分析器
该模块是本套软件的核心模块，可以对一个或一批 示功图进行计量分析。
目录
第一部分 监测系统简介 第二部分 计量系统简介 第三部分 参数录入规范 第四部分 影响计量结果的主要因素 第五部分 系统常见问题及故障判断与处理
第一部分 监测系统简介
长庆油田以丛式井组为主。为简化流程、减少 计量管线、降低建设投资，满足低渗透油田经济高 效的开发要求，采用适宜的计量方式，对搞准区块、 井组和单井产量及降低产建投资，具有十分重要的 意义。
第二部分 计量软件简介
第二部分 计量软件简介
地面示功图
建立定向井条件下 油管、抽油杆、液 体三维力学、数学 模型
结合油井液体性质、抽 油机型号、冲程、冲次 、杆柱组合等主要参数
泵功图
采用多边形逼近法和矢 量特征法进行分析和故 障识别
泵有效冲程
结合油层物性及生产参 数
油井产液量
功图法油井计量系统技术原理图
① 数据采集点：主要由安装在抽油机井口的负荷传感器、
油田联合站操作应知应会参考资料
中国石化西北分公司塔河采油一区联合站大站外输水区岗位应知应会2003年8月2003年，西北分公司二号联及稠油外输系统即将投产运行，塔河油田已经建成300万吨原油产量的大油田，西北分公司业已直属于中石化集团公司管理。
为了适应油田发展新的形势，坚持以人为本的管理理念，内练素质、外塑形象，响应分公司学胜利、赶中原的要求，与时俱进，塔河油田一号联结合生产实际和生产经验，编写了一号联各站各岗操作手册（初级）。
由于编者时间和水平所限，难免有疏漏和不足之处，恳请操作者提出宝贵意见。
主编：张瑞华编写：王超蔡奇峰阿不力克木薛伟霞王玉红杨新莉徐军李学仁王宇驰王怀国校对：韩永胜审核：程晓军吴朝会杨旭杨春霞目录第一章一号联合站简介（1）一、流程图（2）1、集输站原油混配流程（2）2、集输站热水循环系统（3）3、集输站伴生气处理流程（4）4、集输站供水系统（5）5、集输站中质油生产流程（6）6、集输站重质油处理流程（7）7、集输站污水流程（8）8、集输站150万吨部分污油回收流程（9）9、集输站50万吨部分污油回收流程（10）10、集输站消防流程（11）二、一号计转站机泵设备（12）三、塔河油田油气集输系统现状图（13）第二章岗位基本技能（14）第三章油气集输理论知识（16）第四章电气仪表基础知识（21）一、电气基础知识（21）二、仪表基础知识（24）第五章消防安全基础知识（35）一、安全基础知识（35）二、常见事故及现场急救方法（37）三、消防基础知识（40）第一章一号联合站简介塔河联合站位于塔克拉玛干沙漠北部边缘，在塔里木河北侧约15Km、沙漠公路西侧约12Km 处，行政归属于新疆维吾尔自治区轮台县，隶属于中国石化股份公司新星西北分公司。
塔河采油一区联合站主要工程分两期建设一期工程始建于1998年5月，该工程含盖50万吨集输站及塔河1、2号计量接转站，附属建设有消防系统、加药系统、供热水系统、仪表风扫线等，同年11月1日正式投产运行，各项工程均达到当年完成设计、当年完成建设、当年投产一次成功的目标，从此揭开了塔河油田油气集输工程建设的新局面，为塔河油田的进一步发展开发奠定了基础。
集输知识基础
原油集输
工闭主要指下面三个方面：
（1）原油从油井中出来，在集输、中转、脱水、净化等过程中，所 用的都是密闭的管道输送。
油气比较大、井口压力不高的油田，可以减低井口回压、提高计量 站到联合站的输送能力。
原油集输
工艺流程模式
（2）油气混输流程
油井产物在分井计量站分别计量油、气、水产量值后，气液再混合 经集油管线进入集中处理站集中进行油气分离、原油脱水、原油稳定、 天然气脱水、天然气凝液回收等处理工艺，得到合格的油气产品。
原油集输基础知识
第一部分 原油集输地面工艺流程模式 第二部分 原油集输地面主要设备 第三部分 油气集输系统地面设计相关计算 第四部分 原油集输工艺技术指标及管理制度
原油集输
工艺流程模式
一、集输流程的布站形式
根据各区块的实际情况和油品性质，采用不同的原油集输工艺。 油气集输工艺流程按油气集输系统的布站形式可分为 ➢ 一级半（或一级）布站集输流程 ➢ 二级布站集输流程 ➢ 三级布站集输流程。
原油集输
主要设备
“功图法”油井计量
（1）技术原理 ①监测软件系统原理 系统通过高精度的数据采集器、获取安装在油井上的载荷和位移
传感器的数据，通过数据电台将其传送到数据处理点，数据处理点对 采集数据传送的数据，通过监测和油井计量分析系统软件实时显示监 测功图、分析油井工况、计算出油井产液量。
原油集输
主要设备
地面示功图
建立定向井条件下油 管、抽油杆、液体三 维力学、数学模型
结合油井液体性质、抽油机 型号、冲程、冲次、杆柱组 合等主要参数
油库意义
油库设计的意义油库是接收、储存、发放石油或石油产品的独立企业或单位。
它是协调原油生产、原油加工、成品油供应及运输的纽带，是国家石油储备和供应的基地，也是我国现代化建设和军队后勤建设的重要组成部分。
它对于保障国防和促进国民经济高速发展具有相当重要的意义。
由于石油工业的快速进步和石油战略地位的不断提高，油库的建设也越来越重要。
本设计将根据设计任务书，在B油田联合站附近拟建一座原油库，以便联合站净化油经其中转到相向的外输首站及炼油厂。
在综合运用所学的专业知识的前提下，查阅了有关原油库各操作单元设计和计算的规范及文献。
本设计阐述了设计思路和相关理论，介绍了主要运用到的计算公式、计算结果；详细说明了原油库各操作单元的计算过程，并设计了该油库的总平面布置图和工艺流程图。
本设计主要包括总平面布置、工艺流程及消防系统设计和计算、自动化控制概念设计等方面。
国内我国的石油资源非常丰富，是今后一个时期内国民经济发展的重要因素之一，无论是开发利用国内石油资源，还是利用国外石油资源，都离不开油库。
实际情况是，近年国内一直没有发现新的大型油田，曾被寄予厚望的塔里木油田因地质条件复杂而开采困难，以大庆为代表的老一代油田的资源又日益萎缩，国内原油的供给不可能有大的增加，国内供需缺口巨大油库的发展既是推动石油工业发展的动力，又是限制其发展的制约因素。
为了充分利用石油资源，加快石油的开发和合理利用，必须加快库的发展力度。
在2003年，浙江的宁波镇海和舟山岱山、青岛黄岛、大连新港四大石油战略储备基地浮出。
各省市地方也在积极兴建新的油库，改进油库建设技术，发展油库，保证油库安全就显的极为重要。
随着人类文明的发展，带动国内外对石油的需求一路攀升。
这几年来石油消耗量年年猛增，油库新建和扩建工程逐年增多；随着我国能源安全战略方针的提出，建设国家石油储备库提到了议事日程，并进入了实施阶段。
在此形势下，石油库的设计任务将愈加繁重。
在此，笔者仅将这几年设计中直接或间接碰到的问题浅谈一下看法为有效提升大型油库消防安全等级，降低事故发生概率。
联合站的各工艺流程
联合站的各工艺流程-标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII联合站的各工艺流程概况与设计思路储运1204 胡婧尧 201204020419摘要：联合站是油气集输工艺设计的重要组成部分，也是油田生产的重要必要环节，对它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。
联合站对来油进行处理，它的主要作用是对原油进行油气水三相分离，站外来油经三相分离器、加热炉、油气分离器、电脱水器、稳定塔等首先进行油、气、水的分离，再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。
根据南泥湾联合站设计的经验和对资料的研究，在此总结出联合站设计的一般思路和步骤。
关键词：联合站油气分离工艺流程平面布置一联合站简介联合站，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。
它是对油井产物油、气、水集中进行综合净化处理, 从而获得合格的原油、天然气、稳定轻烃、液化石油气和可回注的处理采出水的中心站。
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料，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。
联合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：1油气水分离2原油脱水3原油稳定4来油计量5原油外输6注水7污水处理8天然气处理及外输二联合站工艺系统概述以中石化华北分公司第一采油厂为例，1.原油处理主要流程：分站来油——进站阀组——加药——螺旋板换热器——四相分离器——浮头换热器——螺旋板换热器——原稳塔——浮头换热器——（原油储罐）原油储罐——外输2.主要处理工艺：分站来油汇集到进站阀组，原油经阀组汇管加药后至螺旋板换热器（五台）换热，换热器的热介质为饱和蒸汽，压力为1.25MPa，温度为200度（换热面积为60m2）。
浅谈输水管道允许水锤压力值的确定
2020年第4期浅谈输水管道允许水锤压力值的确定刘晓杰 王丽荣 茹瑞英 王海峰（中国石油工程建设有限公司北京设计分公司，北京，100085）摘要：对中国、美国和英国标准中关于输水管道允许水锤压力值规定的要求内容进行综合对比分析，并充分结合项目工程实例。
总结得出国外标准允许水锤压力值较中国标准偏低的结论，为相关工程设计人员提借鉴与重要参考。
关键词：输水管道；允许水锤压力值；设计压力；水压试验压力引言目前，国内外有关水锤的水力计算日趋精确，在输水工程中可以通过建立管路水锤压力数学模型，研究流体瞬变过程引起的管路压力变化，分析管路水锤压力变化规律，从而确定管路最大压力及发生位置，通过调整防水锤系统，使得水锤的最大压力满足管道压力允许要求。
但是，由于对输水管道允许水锤压力值的确定，一直存在不同的见解和观点，其结论常存在较大偏差。
笔者通过对比分析中国和其他国家标准规范，探讨输水管道设计过程中应该如何合理确定允许水锤压力值。
1.中国标准规范国内对输水管道允许水锤压力值的确定有明确规定的规范性文件主要有《室外给水设计规范》、《城镇供水长距离输水管道工程技术规范》、《泵站设计规范》和《压力管道规范_工业管道》等。
不同标准对允许水锤压力值的取值规定见表1所示。
[1 ~ 4]表1 中国不同标准允许水锤压力值对比标准号标准名称允许水锤压力值GB50013-2006室外给水设计规范管道水压试验压力CECS 193:2005城镇供水长距离输水管道工程技术规范 1.3~1.5倍最大工作压力GB50265 -2010泵站设计规范 1.3~1.5倍额定压力GBT20801.3-2006压力管道规范_工业管道 1.20~1.33倍设计压力2020年第4期从表1可知，中国标准规范对输水管道允许水锤压力值取值主要为1.3~1.5倍设计压力或管道水压试验压力，GB 50013-2006《室外给水设计规范》规定：“工艺设计一般应采取削减水锤的有效措施，使在残余水锤作用下的管道设计压力小于管道试验压力，以保证输水安全。
油田开发主要生产技术指标及计算
3. 高含水期（60%≤含水率＜90%）：该阶段是重要的 开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积 极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井 网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努 力延长油田稳产期。
4. 特高含水期（含水率≥90%）：该阶段剩余油高度分 散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精 细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调 剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和 应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生 命期，努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。
中高渗透油藏（空气渗透率大于50×10-3μ m2）一般要达 到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于 50×10-3μ m2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。
4、平均单井有效厚度
油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井有效厚
度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。
7、输差
输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。
K qow qor qow
8、 核实产水量
核实产水量用井口产水量和输差计算。 qwr 1 K qww
9、综合含水
油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数
fw
q wr qwr qor
100
1. 低含水期（0＜含水率＜20%）：该阶段是注水受效、主力
RK
NP NR
100
19、采收率
在现有技术、经济政策条件下，标定的可采储量占原 始地质储量的百分数。 注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35%； 砾岩油藏采收率不低于30%； 低渗透率、断块油藏采收率不低于25%； 特低渗透率油藏（空气渗透率小于10×10-3μ m2）采 收率不低于20%。 厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油 藏吞吐采收率不低于20%。
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2.1 有关参数的确定 2.1.1 设计规模 （1） 原油处理能力（年工作天数按365天） 100万吨/年=2739.73吨/天 考虑油田生产的不稳定性，取不稳定系数1.2，则计算原油处理能力 为:G0 =100×1.2=120万吨/年=3287.67吨/天 （2） 天然气的处理能力 已知来油的综合油气比为553m（气)/t(油),则气体处理能力为： gsQ3287.67×55=180821.85m3/d
（3）预留原油接转能力110×104t/d 2.1.2 油气物性计算 1） 原始数据： （1）原油物性 原油密度：9.93920kg/m3 原油凝点：28ºC 原油动力粘度：32150mpa s 原油比热：2000焦耳/千克·ºC （2）天然气物性 天然气密度：0.8300kg/m3 油气比：55m3(气)/t(油) 2） 原油物性参数计算 ★ 原油密度 已知：20ºC的原油密度，在20ºC~120ºC温度范围内，原油的密度计算公式【1】选用《油气集输》P120中式4-42所示如下
)20(120tt
（2-1）
式中：20，t—温度为20ºC和tºC时的原油密度，kg/m3； —系数，1/ºC；
在20ºC~120ºC范围内： 86078020时，320310)10638.2083.3(； 96086020时，320310)10975.1513.2(=7.355；
★ 动力粘度 10)]lg()(1*[*)(100tttcttac
c[1] （2-2）
当：1000tmpa s时，/11052.2,103acºC 100010t mpa s时，/11044.1,1003acºC
10t mpa s时，/11076.0,10003acºC
式中：0,tt—温度为t（20ºC~120ºC）和t0(ºC)时原油的粘度mpa s ca, —常数 表2-1 原油物性参数表 温度（ºC） 原油物性 40 45 50 60 100
密度（kg/m3） 927.72 924.72 921.74 915.84 892.99 动力粘（mpa s） 659.54 454.60 321 170.56 25.26 计算示例：取t=40ºC ★ 原油密度 9.93920 kg/m3
320310)10975.1513.2(=0.65671031/ºC
由式（2-1）得：
72.927)2040(106567.019.939340 kg/m3
★ 动力粘度 321500tmpa s
取/11044.1,1003acºC 由式（2-2）得： 1340)042743.0100lg()5040(1044.11*[*)042743.0100(1001
54.659 mpa s （3）计算气液相进站流量： a、液向液量的计算 根据该站原有处理能力3287.67吨/天，进站温度40ºC. 原油密度40=927.72kg/m3得： 进站原油流量：
Q0=72.9271067.3287340OG=3543.82m3/d=0.0410m3/s
因为原油含水率为90%，所以进站水流量为： QW=3691.0%90%10OQm3/s
所以进站液体流量： wlolQQQ0.0410+0.3691=0.4101m3/s b、气相流量计算： 根据气体处理能力：180821.85m3/d 求进站条件下（Ｐ＝0.3Mpa,T=313.15K）下的气体流量： 由气体状态方程：
sgssgT
TQPQ (2-3)
式中：Ps,Ts,Qgs—工程标态下的压力、温度、流量； P,T,Qs—进站条件下的压力、温度、流量； 将Ps=0.1325Mpa,T=313.15K,Qgs=180821.85m3/d
66103.015.29315.31385.18082110101325.0
gQ
=65239.22m3/d=0.755m3/s 在标准状态（P=0.101325MPa，T=273.15K）下：295.14.22/29空气kg/m3 在工程状态（P=0.101325MPa，T=293.15K）下： 2066.115.293/15.273295.1空气kg/m3；8300.0天然气kg/m3；
所以：6789.02066.18300.0空气天然气g；9399.010009.939woo；
其中：o—工况条件下的原油密度，kg/m3；w—水的密度，kg/m3； 将og,值代入《油气集输与矿场加工》式(2-3 )得 Rs=2.4g[p205.110)]67.1001638.077.1exp(10t =2.4205.1)]67.120001638.0064.177.1exp(10101325.0[6789.0 =2.085 折算成管路条件下的溶解度：
7523.015.293103.015.31310101325.0085.266sssTPTPRRm3/m3
由于部分天然气溶解，致使管路中游离气相流量减少，管路中天然气流量由下式计算： 'gQ=ogRQQ (2-4)
式中：'gQ—管路条件下天然气得流量，m3/s
gQ—天然气的总流量，m3/s
R—管路条件下的天然气的溶解度，m3/m3
oQ—原油流量,m3/s
代入式（2-8）数据得： 'gQ=0.755-0.75230410.0=0.724 m3/s
所以气液混合物在管路条件下的流量为： Q=oQ+'gwQQ=0.724+0.0410=1.1341m3/s 2.1.3 有关设计参数的确定 （1） 原油含水按90%计算。 （2） 含水原油进站温度：40C； 含水原油进站压力：0.3Mpa； （3） 油气水三相分离器分离温度：40C； 分离压力：0.3Mpa； （4） 电脱水器操作温度：60C； 操作压力：不低于油气分离器； （6） 稳定塔操作温度：100C； 操作压力：-0.03Mpa； （7） 大罐储存温度：45C~50C； 2.2 主要设备的选型 2.2.1 三相分离器的选择与校核 由三相分离器的工作条件：分离温度：40C； 分离压力：0.3Mpa； （1） 油气水三相分离器的选取 由《油气分离器规范》表1选取136004000的卧式三相分离器，其有效
长度88.108.06.13Lem。工作液面为32D~43D由于处理原油的油气比比较
低，工作液面可较高，取67.240003232Dhm。 由下式计算集液部分弓形面积[1]：
2)](sin)()[(21222rrryrryrryf （2-5）
式中：r—分离器的半径，m； y—分离器控制液面高度，m； f—集液部分弓形面积，2m； 由式（2-9）得：
22)]2267.2(sin2)267.2(2)267.2[(21222f 909.8m
2
集液部分的体积用下式计算[1]： fLeV （2-6） 由式（2-10）得：93.9688.10909.8Vm3； 三相分离器中沉降时间为30~5分钟。设液体在三相分离器中停留时间为7分钟.考虑进入分离器得油气两相比例随时间不断变化，引入载荷波动系数2~5.1[1]，计算中取1.5,分离器台数：
VtQNl/ （2-7）
由式（2-11）得： 67.293.965.17604101.0N
取3N台，分离器不设备用。 （2） 校核三相分离器气体处理能力 [1] 根据气体状态方程：
222111TPT
P
(2-8)
式中：P1,1,T1—气体在标态下（0.101325Mpa,273K）下的压强，密度，温度；
P2,2,T2—气体在工程标况下（0.101325Mpa,293K）下得压强，密度，