X5转油站工艺设计

本科毕业论文（设计）论文题目：X5转油站工艺设计

摘要转油站是油气田地表建设中的一个关键环节，在油田的开采和建设过程中，除了建设油水井之外，还要建设管道，电力线，通信线，以及站台等，这些设备不仅要占用一定的场地，而且要有安全距离。所以，在油气田中，油气田的建设，其选址和平面布置变得越来越困难。因此，每年都要建立一定的产能，以维持原油的稳定，弥补产量的下降。所以，除了提前规划，对大中型车站进行多年的“圈定”外，立体化车站布局也是一个很好的方法。在油田开发计划的基础上，提出了X5型转油站的立体集输技术方案，通过对其在油气田开发过程中所起到的重要作用进行了阐述，并结合海洋石油和天然气开采平台的工艺过程，为适应油田开发的需要，提出了一种适用于该地区的新型转油站立体集输工艺方案；其次，以地形及平面布局为依据，对X5转油站进行立体布局，给出两种布局方式，并选择最佳的立体布局方式，并对立体布局中的管线安装、建筑地基等工艺问题作了详尽的分析，最后，将立体布局与传统布局方式在占地、投资及施工上进行了比较，以降低占地及投资；并就油田其它站的立体规划提出了一些合理的构想，并对配注站、注水站、污水站等站的立体规划进行了分析。关键词：立体化；油田场站；工艺流程AbstractOiltransferstationisakeylinkinthesurfaceconstructionofoilandgasfields.Intheprocessofoilfieldexploitationandconstruction,inadditiontotheconstructionofoilandwaterWells,pipelines,powerlines,communicationlines,andplatforms,etc.Theseequipmentshouldnotonlyoccupyacertainsite,butalsohaveasafedistance.Therefore,intheoilandgasfields,theconstructionofoilandgasfields,itssiteselectionandlayouthasbecomemoreandmoredifficult.Therefore,acertainamountofcapacityshouldbebuilteveryyeartomaintainthestabilityofcrudeoilandmakeupforthedeclineinproduction.Therefore,inadditiontoplanninginadvance,"delineated"largeandmedium-sizedstationsformanyyears,three-dimensionalstationlayoutisalsoagoodmethod.OnthebasisoftheDaqingoilfielddevelopmentplan,Thethree-dimensionalgatheringandtransportationtechnologyschemeofX5typeoiltransferstationisproposed,Byexplainingitsimportantroleinthedevelopmentofoilandgasfields,Combinedwiththeprocessofoffshoreoilandgasextractionplatforms,Toadapttotheneedsoftheoilfielddevelopment,Anewthree-dimensionalgatheringandtransportationprocessschemeisproposed;next,Basedontheterrainandplanelayout,Thethree-dimensionallayoutoftheX5rotatingoilstation,Giventhetwolayouts,Andchoosethebeststereolayoutway,Andthethree-dimensionallayoutofthepipelineinstallation,buildingfoundationandotherprocessproblemsmadeadetailedanalysis,last,Comparingthethree-dimensionallayoutwiththetraditionallayoutmodeintermsoflandoccupation,investmentandconstruction,Toreducethefootprintandinvestment;Andputforwardsomereasonableideasonthethree-dimensionalplanningofotherstationsintheoilfield,Thethree-dimensionalplanningoftheinjectionstation,waterinjectionstationandsewagestationisalsoanalyzed.Keywords：three-dimensional；oilfieldstation；technologicalflow目录TOC\o"1-3"\h\u摘要 2Abstract 31引言 62转油站的重要作用及现如今建设模式 62.1接转站的主要作用 72.2接转站建设方式的优化 72.2.1接转站在建设过程中存在的几点问题 72.2.3接转站建设方式的优化 83X5转油站工艺流程设计 103.1海上生产平台工艺流程 103.1.1集油系统 103.1.2油气回收原理 113.1.3油气回收系统的设备组成 113.1.4油气回收系统 113.2X5转油站工艺流程 133.2.1原始参数 143.2.2分离器的选型 153.2.3泵的选型 163.2.4加热炉的选型 173.2.5沉降罐的选型 183.2.6脱水器的选型 183.3布局设计 183.4管线安装、结构基础及工艺安装技术处理 213.5站内管线的水力计算 253.5.1分离器前的混输管线 253.5.2分离器至含水油沉降罐管线 253.5.3含水油管至脱水泵管线 263.5.4脱水泵至脱水器进油总管线 263.5.5脱水器出油总管径 263.5.6净化油罐至外输泵管线 263.5.7外输管线 274对油田其它站场立体化设计的一点设想 274.1配注站立体化设计 274.2污水站立体化布置可能性分析 294.3配制站及注入站立体化布置可能性分析 304.4脱水站立体化布置可能性分析 30结论 31参考文献 321引言我国最大的是陆上油气田，距今已经有50多年的历史，在高强度的开采下，油气田的井网密集程度也在不断提高，有的油气田甚至达到了每公里270多井。在施工现场和车站施工时，除了施工地面上的油水井之外，还需要施工管道，电力线，通信线，车站等，这些都要满足规定的安全距离。另外，油田老区域的站场大多采用平面布站，但是因为受到了老区域地形和平面布局的限制，或者场站的位置远离了井网的中心，所以需要在场站和场站之间铺设大量的管道；同时，为保持产量的稳定，确保石油产量的稳定性，还需要每年进行一定的规模的采油。所以，除了超前规划，提前几年对大中型车站进行“圈地”之外，立体化布局也是一条重要途径。“立体布站”是指在传统的2D-1D布站方法的基础上，通过将站点的空间扩展到3D，达到站点建筑面积最少、土地利用率最高、站点建筑面积最少、站点建筑面积最大、站点空间利用率最高的目的。与传统的建站方式比较，立体站的规模缩小，使站内管道、基础土方及附属设备等均减少，从而节约了建设资金。本项目提出了一种基于“三维布站”的新思路，以“三维布站”为基础，将“三维网”布站方式，以“三维网”为依托，依据海洋采油平台的实际需求，将“三维网”中的“三维网站”设置在“三维网布站”中，并将“三个单元”分别设置在“三维网站区”中，“三维”处理区设置在“油水泵室”中，同时设置了“三层网格网站”，以提高“三维网络”中的外油泵抽吸状况，更节省了“三维网格”的建设成本。2转油站的重要作用及现如今建设模式在高蜡、高凝、高粘油藏的油藏，中转站的功能主要有从集油阀组和计量站输送来的油；通过三相分离器，将原油分离和脱水，通过加热炉，对混合水和原油进行加热和外运，从而实现石油和天然气的输出；处理后的废水经加热处理后，主要用于集油系统中的混合供暖及油井的清蜡热洗。在油气田地下集输工程中，中继站的安全是一个非常关键的问题。在油气田接转站施工中，因生产预测值与实际值存在较大差距，造成了油气田采收率的下降；在生产期间的成品率变动；以及受地形、地域等因素的制约，导致中转站机泵配置不合理；一些机械水泵没有达到有效的运行；在施工过程中，由于施工过程中使用的是平铺施工，占用的空间很大，因此，在这一章中，我们就如何解决这些问题，给出了相应的对策。这一章重点论述了转油站的立体建造方式，在此过程中，转油站的立体建造方式可以提升接转站系统的工作效率，降低系统的能量消耗，同时还可以减小接转站的占地面积，这对于提升接转站的建造水平起到了一定的指导作用。2.1接转站的主要作用（1）油气收集：油气收集是指接转站采用阀组和汇管的形式，接收、汇集各计量站或集油阀组间输来的油气产物，使之进入接转站设备处理流程的过程。（2）油气水分离：通过分离装置将石油、伴生气、含油污水从原油中分离出来的工艺过程。一般采用三相分离器，或者分离、沉降、缓冲“三合一”装置或者分离、沉降、缓冲、加热“四合一”等多功能高效组合处理装置。为了使回掺水水质更好，部分接转站采用三相分离器或分离、沉降、缓冲“三合一”装置初步分离后，将含油污水输送往立式污水沉降罐再进一步沉降，这样回掺水的水质会好一些，但建设投资较高。（3）油井供热：油井供热是指含油污水通过加热装置升温后，输送给计量间或集油阀组间的工艺过程。加热的热水一方面用于接转站内的人员供热，另一方面经由污水处理后用于油井热洗。加热装置一般有加热、缓冲“二合一”装置、真空加热炉或高效火筒炉等。（4）增压计量：对于分离了伴生天然气的原油通过外输泵进行增压，计量后输送往脱水站进入原油处理系统。分离出的伴生气与输油管道（热油管道）同沟，自压输送至集气增压站。2.2接转站建设方式的优化2.2.1接转站在建设过程中存在的几点问题①机泵匹配不合理机泵是接转站内主要的用电设备，然而为了保证接转站的安全、稳定运行，有的接转站的机泵采用一运一备的生产模式，当在一台机泵发生故障的情况下，能够使用备用设备进行生产运行。但是在实际生产过程中，由于机泵很少会发生故障，一运一备的生产模式势必会导致设备的备用系数高，造成资源的浪费。在油田现场中，采油能耗、集输能耗、注入能耗构成了油田现场主要能耗，在现场总能耗中，占能耗比例最大的是集输系统能耗，占总能耗的约70%。实际生产过程中，由于产量预测与实际产量的差异，以及油田开发的动态调整，机泵实际工况难以稳定在高效区域，导致机泵耗电一直居高不下。对机泵实行节能配套措施已势在必行。②采用平铺式建设方式，占地面积较大随着油气田开发进一步深入，油田老区的井口间距越来越小，甚至已达到平均70m/口，这给地面工程建设提出了新的挑战。由于井网密度越来越大，预留给接转站的土地面积势必会越来越小，为确保产能到位率，提高开发效益，需要创新的建站模式；而且在建设接转站的进程中，还需要保证站场、管线及其他配套设施按照规范要求的安全距离合理配置，因此，油田接转站建设继续采用平铺方式建站，势必会占用大量土地，造成土地资源的浪费，优化接转站建设模式已迫在眉睫。2.2.3接转站建设方式的优化①机泵合理匹配根据站场内实际生产情况，站内机泵由原来的一运一备改造为运二备一、运三备一较为合理。降低站内设备的备用系数，合理利用设备资源，实现降低投资、提高系统效率的目的。机泵节能配套技术分析接转站泵高耗低效的原因，找出存在的问题，并配备相应的机泵节能配套措施，实现对机泵的节能降耗。机泵变频调节技术：机泵变频调节技术实际上是通过在机泵原有基础上安装变频器改变机泵供电频率，从而改变电动机的同步转速。调节泵的运行参数，根据泵的特性曲线，设定最佳运行工况参数，保证泵的高效运行，避免无效损耗。如喇601接转站外输泵利用变频调节技术，在满足外输液量的要求的前提下，降低变频器的运行频率。由于频率降低，外输泵转速明显降低，日均节电650kW·h，见表2-1。表2-1外输泵变频前后能耗对比项目日均耗电kW·h日均输液单耗kW·h/t外输泵泵压MPa调频前15500.41.5调频后9000.240.5差值4500.161.5叶轮切削：在接转站运行过程中，机泵的有效排量往往远大于生产所需，这势必会提高机泵的能耗。图2.1叶轮切削机泵工况根据叶轮切削率可知，机泵的参数与切削轮径有以下关系：叶轮切削后，机泵的性能参数发生变化，如图1所示，轮径由D21变为D22后，水泵特性曲线与效率曲线移动至虚线位置，对应机泵工况点由M点变为A点，相应的效率由C1升高到C2。在满足生产需求的前提下，通过切削离心泵叶轮外径，降低离心泵的排量，提高泵的运行效率，以达到节能目的。离心泵减级：在泵的扬程满足外输要求下，为离心泵降级是机泵节能的重要措施之一。离心泵降级是指在不改变电动机功率的基础上，减少离心泵叶轮的数量，从而降低泵的扬程，同时提高泵效、降低轴功率。如喇551接转站1#工频泵改造降级，由四级降为三级，能耗见表2-2。表2-2离心泵泵减级前后能耗对比项目日均耗电kW·h日均输液单耗kW·h/t外输泵泵压Mpa减级前5500.190.5减级后3500.130.4差值2000.060.1热洗泵单泵分洗：在油井热洗流程中，热洗泵具有非常重要的作用。在现场热洗流程中，一般采用一泵一井的热洗方式。但是热洗泵排量较大，而油井洗井所需热量又有限，这样就导致洗井热量过剩，洗井压力过高，管道穿孔等现象发生。所以合理利用热洗热量对降低热洗泵能耗非常重要。针对此问题，经过现场调研，提出一泵两井，一泵三井较合理。洗井时所需压力较高的油井先导入洗井液，洗井完成后，压力较低油井口导入再剩余热洗液，洗井压力控制在3～4MPa之间。如第六采油厂接转站应用热洗泵分洗技术前后能耗对比，见表2-3。表2-3洗泵分洗技术前后能耗对比项目洗井周期d年洗井次数年耗电Kw-h分洗前11215060000分洗后11210742800差值4317200②采用立体化建设模式在有限的土地利用空间上，为了满足建站需求，提高开发效益，在满足设备安全距离的基础上，创新性的将接转站设备三维立体布置，打破了以往平面铺展的常规做法，实现了油田布局从二维到三维立体空间的突破，极大的提高了空间利用率，开创了陆上油田油气站场布局由平面到立体的新模式。由于立体化布站，减少了包括如道路、围墙、土方等基础设置建设的费用，土地使用面积的减少，节省建设投资。立体化布站方式为：将三相分离器、天然气除油器的油气密闭处理设备，布置在油气厂房上部，双层立体布置。将防爆等级、火灾危险性相同的设备合并为一个单元，由此把站场划分为两个装置区：油气区与加热区。根据容器跨度建设厂房，厂房承重墙与容器鞍座重合，从而使容器受力均匀。为充分利用厂房内部空间，在满足安全距离的基础上将机泵双排布置。如X5转油站立体化布站前后土地利用对比，见表2-4。表2-4立体化建站前后土地占用对比项目占地面积m建筑面积m土地利用系数/%立体化前6400944.6571立体化后4197.51004.7662差值2202.5-60.119接转站建设立体化结合油田地面建设标准化、集成化的相关思想，对相关设备进行预制设计，模块化安装，有助于进一步提高油田地面建设的建设速度，缩短现场的施工周期，以满足产能到位、提高效益的开发目的，进一步加强标准化建设格局。3X5转油站工艺流程设计3.1海上生产平台工艺流程国内外典型全海式集输方式采油平台工艺流程如图所示。从生产井出来的油气水混合物，经过生产汇管（或多路阀）汇合后进入一级分离器（三相分离器）进行油、气、水三相分离，分离出的中含水原油经过原油换热器加热至一定温度后进入二级分离器进一步脱水，分离出的低含水原油经外输泵增压后进入海管输送到油轮或终端做进一步处理，如图3.1。3.1.1集油系统集油系统主要由三个部分组成：原油计量、油气回收和集油站。原油经计量后由加热，进入油水分离器进行油气分离，出的油气再由油气回收装置进行吸收，净化后的油气经输油管线进入计量罐进行计量。通过原油计量系统将原油生产的成品油按一定的比例直接输送至油气回收装置，其主要功能是在保证产品质量的前提下将原油中的部分轻质油回收并利用，同时为油气回收装置提供合格油品。油气回收系统采用多塔串联流程，通过三个流程将原油中的轻质油分离出来，将轻质油送至油气回收装置进行处理，最后将轻质油送至计量装置。集油站主要设备为油罐，分为储油罐、油泵、集油管线和卸油设备。在原油集输过程中，由于原油品质不高、储罐容量大、地形复杂等原因造成油品不能连续稳定的进入油气回收装置进行回收，从而造成了资源浪费。3.1.2油气回收原理油气回收装置采用多塔串联流程，由塔顶分离塔、塔中塔和塔底分离器三部分组成。油气在塔内首先被分离成油气混合物，然后经过气液分离和液体分离两个过程，最后被气液混合分离器所分离。油气混合物从塔底进入吸收塔，利用活性炭的吸附特性进行处理，其中一部分被吸收塔吸附后的气体排入大气，另一部分被活性炭再次吸附后的气体经再生装置去除其中的有害物质后重新返回塔顶进行循环。经过气液混合分离器分离后的气体进入油水分离器，在油水分离器内进行进一步分离。油水分离器采用双膜分离器结构，利用其高渗透性（90%）、强吸附能力（90%）和高过滤精度（90%），有效地分离原油中的轻质油和重质油。3.1.3油气回收系统的设备组成油气回收系统的主要设备为：油水分离器、油气回收塔、流量计、过滤器、排风机及压力控制器等。油水分离器：将原油中的轻质油分离出来，分离出的原油再进入油气回收塔，经过净化处理，达到排放标准。油气回收塔是利用石油烃类物质在常温下的沸点不同，采用多级吸收方式将油品中的轻质油回收并净化处理后排放的装置。流量计：通过流量计可以检测油气回收装置内油气的流量，并控制系统自动调节。过滤器：由于原油中含有水分和其他杂质，所以在原油输送过程中易发生凝油堵塞现象，因此需要对原油进行脱水处理。油气回收塔顶部安装有过滤器，对凝油进行过滤。排风机及压力控制器：输送油气时保证安全并保证油气回收系统正常运行。3.1.4油气回收系统油气回收系统由油气分离器、吸收塔、过滤器和集气罩组成。油气分离器采用圆筒形结构，直径为5m，油气分离效率≥98%。油气分离器的内表面有一层0.5mm厚的不锈钢过滤网，用于过滤原油中的杂质，以保证油气分离效率和使用寿命。通过过滤后的原油进入吸收塔，吸收塔中设置有三级填料层，分别为粗、中、精筛网，塔顶为真空泵。油气经吸收塔处理后，可达到《加油站大气污染物排放标准》（GB2095-2007）中规定的排放浓度限值（不含吸附剂）。为提高油气回收率，设置有一个集气罩，用来收集吸附在吸收塔内的杂质和从吸收塔内抽吸上来的空气。油气分离后的油品在集气罩内被收集起来。通过集气罩顶部排出的空气，进入油气回收系统的集气罩末端。集气罩设置有一个排风口，用来排出收集到的气体中的水分。在油气回收系统中，集气效果是关键因素之一。集气效果与以下几个方面有关：过滤精度。为提高油气回收效果，应选用具有一定过滤精度和较高吸附能力的过滤器。过滤器有不同过滤精度、不同孔径的产品可供选用。吸附剂。吸附剂对油品中杂质的去除效率直接影响到回收效果。吸附剂要求有较好的选择性吸附能力和较高的吸附效率。操作温度。在实际生产中，会存在着一段时间内操作温度高于饱和温度时，油气回收效果就会变差；当操作温度低于饱和温度时，油气回收效果又会变好。因此，在实际生产中应根据油品性质及实际情况采用不同的操作温度进行油气回收操作。压力与流速。要获得较好的回收效果和较长的使用寿命，应使集气系统压力和流速保持恒定，同时还应使其在满足吸收剂选择要求下具有较好的压降和流速性能。油气分离后成品油中含有大量水分和其他杂质，当成品油中水分含量大于0.5%时会发生油中水分乳化现象，对油品质量产生影响；当油品中杂质含量大于0.5%时会对设备造成腐蚀和损坏；当油品中杂质含量大于0.8%时会影响到产品质量并导致设备性能下降、使用寿命缩短及生产事故等问题；当油品中杂质含量大于0.8%时会对设备造成污染、腐蚀并缩短使用寿命、增加生产事故风险等问题；当油品中杂质含量大于0.8%时会影响到储油罐内油气与空气混合后形成稳图3.1国内外典型全海式集输方式采油平台工艺流程从一级分离器、二级分离器分离出来的天然气，如果杂质（二氧化碳、硫化氧等）较少，在进行分离处理后，可以用作油田天然气发电机的燃料，也可以作为产品输送到处理终端进行综合回收利用，还可以利用油田的注气压缩机，对回收的天然气就行压缩后回注到地层，补充地层能量的不足。如果在油田中，通过分离器分离出来的天然气很少，或者天然气中含有二氧化碳、硫化氧等杂质，已经没有了回收利用价值，那么就需要使用火炬放空系统进行燃烧排放。从一级分离器、二级分离器、电脱水器等设备分离器出来的含油污水，必须通过污水处理系统，对其进行深度处理，回收其中的污油，经处理后的废水达到标准。3.2X5转油站工艺流程在油田的石油和天然气采集系统中，主要是通过液态压力来向原油（液）充能，并将其输送到中央的处理站，即转油站或接收站。油品分离装置，加热装置，脱水装置，缓冲装置，油泵装置，油品分离装置。转油站主要用来接收从井排、计量站而来的液体：对液体进行分离、脱水、加热等处理；处理后的废水，用于混合水和电厂供热。“三位一体”是指按照设计规程所规定的安全距离，将转油站的加工装置分为三个区域，即：容器区（隔开缓释自由水脱除器，天然气脱除器），泵房区（外输泵，掺水泵，管道），加热区（加热炉，掺水加热炉），而“三位一体”则是指容器区位于泵房的上方，管道位于下方泵房的下方，并以竖管与上方的容器区相连。在油罐的入口和出口处，把油罐的顶部延伸到油罐的控制平台上，所有油罐的阀门都在控制平台上控制；按站的布局和安全间距，在泵房的侧面设置加热炉区。在真实的运行状态下，以10000吨/日的转油站为例，在容器区内布置4m*16m三位一体的处理机（1个备用）和1个天然气脱油器。图3.2给出了X5转油站的处理过程。图3.2X5转油站工艺流程油田建设应考虑多方面因素，如冬季低温、长时间，在此条件下，站内过程装置和过程管道均需采用热水伴热方式进行隔热。在转油站常规布站设计中，主伴热热水管管线与泵房的热水阀组和分离缓冲游离水脱除器相连，再通过分离缓冲游离水脱除器与各伴热分支点相连，最大伴热里程可以达到200m，高度大约为3m。在转油站立体规划中，容器区处于泵房的上半部分，伴随高度约8米，按常规布置已经不能适应实际的需要。当热泵的功率一定时，为保证管路能接收到更多的热水，采用上送下回的伴热模式，并增加主伴热管直径，即将来自泵站的热水阀组的热水阀组，直接置于容器区的伴热最高处，所有的伴热支路都由主伴热管连接到伴热点。同时，因为立体化布局，使得各个地区的装置更为紧凑，因此，可以极大地减少伴热路程，使每一个伴热点的伴热管道的长度不超过100米。注破乳剂气计量→气站站外来油→进站阀组→油气水三相分离器→缓冲罐→循环泵→

污水→污水处理区

电转油站→加热炉→（净化油罐）→原油外输泵→计量→外输注破乳剂气计量→气站站外来油→进站阀组→油气水三相分离器→缓冲罐→污水→污水处理区电转油站→加热炉→（净化油罐）→原油外输泵→计量→外输进站来油→进站阀组→油气水三相分离器→缓冲罐→事故罐→循环泵后的正常流程进站总阀组和电转油站都设有加药装置，可加破乳剂，使油气水在分离器中分离和电转油站的脱水。3.2.1原始参数1.年输量：200×104t，一年按350天计算2.原油的原始数据(1)原油密度：0.9×103kg/m3(2)原油粘度：120mm2/s(3)原油含蜡量：20%(4)原油凝固点：20℃(5)原油闪点：70℃3.天然气的原始数据(1)相对密度：0.7(2)天然气密度：0.94kg/m3(3)天然气粘度：15.24.其他数据(1)进站油气温度：40℃(2)脱水温度：60℃(3)脱水压力：0.2~0.4Mpa(4)分离压力：0.2~0.4Mpa(5)外输温度：60℃(6)油气比：15m3/t(7)外输至联合站，距离8km3.2.2分离器的选型已知年输油量为200万吨，万吨含水质量：万吨为保障安全运行，设计时按实际输量的1.5倍进行计算，根据分离器运行要求沉降时间为1~3分钟进行计算。假设选用3台分离器，则每台分离器的日处理能力：根据，所以D=1.85m=1850mm,,L=4.5D=8325mm因为，所以。实际气体处理量：气油比，天然气的处理量：标准状况下：直径为100的油滴的沉降速度：所以D=0.8062m=806.2mm。所以L=4.5D=3627.9mm。综上所述，应满足气体处理量要求，选择的卧式油气分离器。如果一台分离器检修，其他分离器的时间：所以t=2.8min>1min。则此分离器合适。3.2.3泵的选型1、排出管直径的计算已知，则泵的排量：因为原有重油排出管径的流速在0.8~1.2m/s，当时，当，2、校核参照集中间值，据此可选用的钢管，其公称直径为125mm。此时，合适。3、选型由，流态是层流，则m=1，。所以可知泵的扬程为H=323m。根据泵的型号可选用泵型号为D-125型。流量108，扬程400m，转速2900r/min，电机功率22kW，台数2台，其中一台备用。由，泵的排量：假设局部损失为10m，脱水压力为0.4MPa，即40.8163m水柱，所以扬程H=10+40.8163=50.8163m。所以。。所以。参照其中参数并根据泵的排量可选ZW100-80-60，其中，扬程H=60m，功率W=37kW，转速，效率，汽蚀余量。3.2.4加热炉的选型由加热炉功率计算式得：其中—原有热值，；—水的热值，；—原有比热容，；—水的比热容，；—出炉温度，；—进炉温度，。燃料产生的热量：单位时间内燃料产生的热量：据此可选择2500kW的水套式加热炉。（台），所以选用2台水套式加热炉。3.2.5沉降罐的选型已知=3000，。则。经查资料可知，沉降时间一般为12~20h以上，在这里，取时间为12h进行计算。换算单位可知，，。则，。考虑到沉降时间对流量的影响，可选2个公称容量为1000的立式圆柱形拱顶罐。3.2.6脱水器的选型分离后进脱水器的总液量：每小时的处理量：假设选择2台脱水器，则每台的处理量：50时原有的动力粘度为21.6<23.8由此可选用的卧式电脱水器。校核：如果1台检修，剩余1台的处理能力：所以合适。3.3布局设计总原则：根据《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004的要求，油田场站内的处理设备防爆等级相同的可以不设置安全距离毗邻布置。转油站立体化布局为：油水泵房、分离缓冲游离水脱除器（“三合一”）、天然气除油器、阀组、计量间等厂房和设备统一建设，将容器置于泵房顶部，油气设备成为一个单元，整个转油站分成油气装置区和加热装置区两部分。主厂房内泵单排布置，“三合一”鞍座基础一侧与主厂房墙壁重合，另一侧在室外，加热装置区位于油气装置区东侧，如图3.3所示。图3.3X5转油站立体化平面布局一（2）布局二主厂房内泵双排放置，泵房跨度参考容器鞍座间距，“三合一”双侧鞍与主厂房承重墙重合，加热装配区安置与油气装配区一侧，如图3.4所示。图3.4X5转油站立体化平面布局二由上述平面布局图可以看出，布局一占地较大，且横向长度较大，布站时对横向要求较高，布局二可有效利用容器下方空间，并且泵房内泵双排布置厂房跨度一般约为12m左右，与容器鞍座跨距基本一致，可充分利用鞍座下方空间。布局二土地利用率高，因此采纳布局二。为比较立体化布站与常规布站效果，本次初设将两个方案做了对比，就转油站而言，立体化布站后节约占地2202.5m2，增加建筑面积60.11m2，提高土地利用系数9%。平面布局分别见图3.5、图3.6所示。图3.5X5转油站常规布局平面图图3.6X5转油站立体化布局平面图图3.7X5转油站立体化布局效果图图3.7为X5转油站立体化布局效果图，在平面图的基础上，利用PDMS软件将平面布置图转化为立体模拟图，使效果更加形象立体。立体化布站后，将体积和重量很大的容器区装备置于厂房顶部，管线也发生了很大变化，由原来的平面布置的管道改为三维立体布置。如何处理好厂房上部和厂房内部工艺管线安装及衔接，工艺流程模拟、立体布置模拟，厂房结构及基础（沉降、荷载），立管流态模拟（段塞流、设备震动对管内流态的影响）成为了立体化建设过程中急需解决的问题。3.4管线安装、结构基础及工艺安装技术处理立体化布站后管线安装方式发生了很大变化。如何处理好厂房上部和厂房内部工艺管线安装及衔接、工艺流程模拟、立体布置模拟、厂房结构及基础（沉降、荷载）、立管流态模拟（段塞流、管道振动对管内流态的影响），如何满足生产管理、安全环保要求成为关键问题。（1）管线安装当厂房上部的设备进出口母管管排与厂房内的工艺管线相连时，若将母管管排布置在房顶，则会给总管及房顶的维护带来麻烦。与此同时，房屋的荷载也会增加，这对房屋结构、造价的影响都会有很大的影响。当管道穿越屋盖时，必须在屋盖上设置几十个孔洞，这样不仅会使屋盖的承载力下降，而且还会增加屋盖的渗漏几率。为此，考虑将屋顶操作平台做横向加宽，在加宽平台下设置设备进出口汇管管排，设备进出口管线通过平台与管排相连。按照这种方式，管道既不需要穿过房顶，也不需要设置在房顶上，这样就可以解决管道的安装问题。在图3.8中给出了管道的配置和安装。图3.8转油站立体化布站管线布置图（2）厂房结构和基础为满足立体化设计要求，应充分分析屋顶荷载类型，主要的荷载包括设备、结构自重、雪荷载、风荷载等，屋顶主要设备荷载情况列表见表3.1。表3.1屋顶主要设备荷载情况列表序号设备单位数量单台设备充水重量tl油气水分离缓冲设备台3~52002天然气除油器台1203联合梯子平台座110～154阀门及管线105屋顶活荷载4kN/m2立体布站后，因容器区位于建筑物顶部，其屋面竖向荷载较传统布站方式有更大的差异，一方面，竖向荷载越大，对建筑物的地基与结构的要求就越高，另一方面，容器区处置装置的使用与竖向荷载的共同影响，将导致建筑物的不均匀沉降。除了技术上的需求之外，还将综合考虑结构自重、雪荷载（不能同时叠加）、风荷载和地震作用等因素。按照《建筑抗震设计规范》GB50011—2001的有关规定：在该区域内，对建筑物的地震反应及采取的防震措施，都必须与该区域的抗震设防水平相一致。本建筑的抗震设防等级是C类，而大庆的地震设防等级是6度，按照《规范》的规定，在6度的情况下，甲类、丙类和丁类建筑可以不受地震力的影响。由于台面上的荷载比较大，所以采用的是钢筋混凝土的框架，也就是现浇板，梁柱，地基。在平台下方的泵房，需要进行防爆，按照国家《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）和国家石化工业标准《油气田和管道工程建筑设计规范》（SY/T0021-2008）的规定，泵房的泄压区域应采用轻质的泄压屋盖、轻质的外墙、容易泄压的门窗等，光依靠窗户是无法达到泄压区域的，而且，卧式储罐下方的屋顶也不能用作泄压设施，而且，泄压的屋顶也不能放在同一位置，所以，整个屋顶都不能用作泄压设施；采用轻质墙体作外墙体，起到减压作用。由于台体各部位的载荷差异较大，因此，台体与其它部位的连接使用了一种变形缝。由于配电部分的功能和消防要求都有别于水泵房，考虑到造价和施工的需要，配电部分的设计为砖混结构，并通过变形缝将配电部分与水泵房部分分开。总而言之，此泵房通过变形缝将其分成三个相互独立的区域，每个区域的构造如下：配电室内：配电室内的构造采用有孔洞的砖石结构，地基采用毛石条状；外墙采用370号外油漆，内粉刷砖砌筑；屋盖采用了钢筋砼屋盖，屋盖上采用了彩钢夹心结构，保证了屋盖的自由落体。泵房不是平台：采用的是钢筋混凝土框架，泵房的地基采用的是柱下的钢筋混凝土独立的地基，外墙采用的是彩钢夹心板轻质墙；屋面采用了钢筋砼梁板，并在屋面上铺上了彩钢夹心屋面板，从而达到了无拘无束的效果。水泵房有一个平台：采用了钢筋砼的框架结构，采用了柱底的钢筋砼的独立地基，外墙采用了彩钢板的轻型墙体；屋顶使用的是钢筋混凝土现浇面板，顶部使用的是至少100厚度的水泥膨化珍珠岩绝热层，并有计划地进行防水和排水，在平台顶部安装了钢梯和钢栏杆。总而言之，抽水站的三个相互独立的区段，其构造见表3.2。表3.2主厂房结构选型主厂房组成结构选型泵房顶部有平台部分钢筋混凝土框架结构，基础采用柱下钢筋混凝土独立基础，外墙为彩钢夹芯板轻质墙;屋盖采用钢筋混凝土现浇板，上设水泥膨胀岩保温层最小100mm厚，卷材防水，组织排水，平台顶设钢梯、钢栏杆。泵房顶部无平台部分钢筋混凝土框架结构，基础采用柱下钢筋混凝土独立基础，外墙为彩钢夹芯板轻质墙;屋盖采用钢筋混凝土梁，上设彩钢夹芯屋面板，自由落水。配电室部分多孔砖砌体结构，基础使用毛石条形基础;外墙为370mm厚，外刷涂料内抹灰砖墙;屋盖采取钢筋混凝土屋面梁，铺设彩钢夹芯屋面板，自由落水。所以主要泵房采用现浇钢筋混凝土的框架结构来提升房屋的承重能力，同时为了满足防爆泄压的规范要求，墙体采用轻质墙。为避免厂房基础发生不均匀沉降的问题，在厂房施工的过程中加入变形缝，将荷载相差大的两部分厂房断开，从而解决墙体两端因基础沉降差过大而产生断裂，从而解决了屋顶荷载变化带来的影响。（3）泵房室内、外布局及工艺安装考虑立体化布局后，屋顶布置三台φ3600*16128分离缓冲游离水脱除器、一台φ2200*7000天然气除油干燥器、一座四台位容器联合梯子平台以及部分管线阀门。屋顶操作平台为不发火屋面，操作平台设不超过0.3m高围堰，围堰上设1.5m高护栏。操作平台北侧设一个清淤滑梯。可使淤泥不在屋顶堆积。操作平台四个角设防滑梯，具体布置见图3.9。图3.9X5转油站立体化屋顶布置图操作平台长33.6m，宽22.5m。容器进、出口等安装方式与地面相同，操作面在屋顶北侧，容器进出口管从操作平台穿过落在平台下管排上，管排用混凝土管架支撑，汇管管排置于操作平台下，既可减少屋顶垂直荷载，又可使屋面操作空间最大。屋顶操作区安装见图2.1-4。泵房长60m，宽12.5m，高4.2m。泵房内安装包括外输、掺水、热洗泵、计量站来集油、掺水、热洗阀组、工艺伴热及采暖热回水阀组、掺水、热洗、外输油、外输气、燃料流量计、燃料气调节阀等，同常规泵房内双排泵安装（泵房跨度为12.0m）相比，设备安装间距基本相同，布置紧凑，泵房跨度有500mm可压缩空间。利用PDMS软件对泵房内安装进行立体化模拟见图3.10、图3.11所示。图3.10屋顶操作区安装图图3.11房内部安装图通过采取种种措施，立体化布站带来的一系列问题得到充分解决，不但满足生产工艺需要，而且满足安全环保要求，方便生产管理。3.5站内管线的水力计算3.5.1分离器前的混输管线因为，所以，。混输管线经济流速取，取经济流速。据此可选用管径为的钢管。此时，与假设相符，合适。3.5.2分离器至含水油沉降罐管线采用试算法，取经济流速，则据此可选用的钢管，此时，与假设相符，合适。3.5.3含水油管至脱水泵管线取经济流速为，则据此可选用的钢管。此时，此时，与假设相符，合适。3.5.4脱水泵至脱水器进油总管线脱水泵排量。取经济流速，则则据此选择管径为的钢管，此时，与假设相符，合适。3.5.5脱水器出油总管径经济流速在之间，取经济流速为，则据此可选择管径为的钢管，此时，与假设相符，合适。3.5.6净化油罐至外输泵管线原油重油吸入管径流速为，故当时：当时：根据以上计算结果，可选择的钢管，此时，，所以合适3.5.7外输管线此时泵的排量：因为原油重油排出管径流速在之间，故当时：当时：根据以上计算结果，据此可选用的钢管，此时，，故合适4对油田其它站场立体化设计的一点设想4.1配注站立体化设计对配注站进行立体化设计，配注站立体化布局为：多井配水间为双层立体化布局，每层均按照三条配水支干管、三排配水阀组方式进行设备和管道布置，立体化布局后，配注站配水阀组间尺寸为48m*12m*5.2m，屋内设操作平台，对管理维护无影响。若按原有配注站设计，配水阀组间尺寸为96m*12m*3.6m。配水阀组间立体化布局见图4.1，效果图见图4.2。图4.1X5配注站立体化布局平面图图4.2X5配注站立体化安装效果图配注站立体化布局及常规布局平面见下图，通过对比得出，配注站立体化布局后，减少占地面积2307m2，即减少占地面积19.78%，减少建筑面积576m2，即减少建筑面积16.55%。立体化布局后配注阀组间减少投资23.69万元，占地面积减小节省投资13.31万元，合计减少37万元。图4.3X5配注站立体化布局平面图4.2污水站立体化布置可能性分析在进行污水站整体规划时，一般情况下应遵循“隔离、隔离、集中设置”的原则；污水站的处理结构大部分都是钢制罐，比如沉降罐、污油罐、回收水罐、缓冲罐、净化水罐等，它们的体积从数百立方米到数千立方米不等，自重非常大，这就要求立体排列所需要的钢筋混凝土数量很多。各种类型油缸间的联接管路大多是无压自重，管路中没有压力，液压高低制约着立体施工；这些罐所需要的阀室的建筑面积通常都不大，最大的也不会超过100m2，小的也就是几十平方米，立体布局所节约的占用的优势很小；所以，对此类结构进行三维布局是不合适的，也是难以实现的。另外一种类型的建构筑物是：泵房、滤罐及其操作间、加药间药库、维修间、化验室、配电值班室等，一般情况下，这些建构筑物都是以主厂房为中心，但因为受水泵吸水、配电及药库卸药等要求的制约，所以不适合进行立体化布置，其余的话，可以建造在平台上，将平台的下部空间用作其他厂房，从而实现立体化布置。立体布局的惟一优点就是节