PAGE20永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開發(fā)調(diào)整工程可行性研究報告（地面工程）付合油田分公司2010年3月永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開發(fā)調(diào)整工程可行性研究報告（地面工程）編制：初審：審核：審定：PAGEII目錄TOC\o"1-1"\h\z\t"標題2SLCON,2"1 總論 11.1 設(shè)計依據(jù) 11.2 編制原則 11.3 遵守的標準、規(guī)范 21.4 設(shè)計范圍 31.5 油藏工藝方案簡介 31.6 采油工藝方案簡介 41.7 流體性質(zhì) 41.8 設(shè)計參數(shù) 41.9 自然條件與社會條件 51.10 主要研究結(jié)論 62 地面工程現(xiàn)狀 72.1 油氣集輸工程 72.2 注汽工程 112.3 供電工程 112.4 道路工程 113 地面工程方案設(shè)計 123.1 油氣集輸工程 123.2 注汽工程 273.3 供電工程 333.4 結(jié)構(gòu)、道路工程 373.5 通信工程 433.6 消防、給排水工程 433.7 污水回注工程 464 環(huán)境保護 474.1 環(huán)境保護原則 474.2 環(huán)境保護措施 475 職業(yè)安全衛(wèi)生 485.1 自然危害因素的防范措施 485.2 生產(chǎn)危害因素及防范措施 485.3 其它危害因素及其防范措施 496 節(jié)能 506.1 能耗指標分析 506.2 節(jié)能措施 507 組織機構(gòu)及勞動定員 518 投資估算 528.1 編制依據(jù) 528.2 投資估算 52附表1下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)地面工程投資估算表附圖1下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)井位布置圖附圖2下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)地理位置圖附圖3下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)集輸現(xiàn)狀圖附圖4下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)計量站布置圖附圖5下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)集輸方案圖（方案一）附圖6下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)集輸方案圖（方案二）附圖7下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水方案圖附圖823t/h固定式注汽站平面布置圖附圖9下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)注汽方案圖（方案一）附圖102×23t/h固定式注汽站平面布置圖附圖11下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)注汽方案圖（方案二）PAGEPAGE66 總論設(shè)計依據(jù)(1)《永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開發(fā)調(diào)整工程可行性研究報告（地面工程）》委托書，永鎮(zhèn)采油廠，2009年8月28(2)《永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開發(fā)調(diào)整工程可行性研究報告（油藏工程）》，付合油田分公司，2010年3月；(3)《永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開發(fā)調(diào)整工程可行性研究報告（鉆采工程）》，付合油田分公司，2010年3月；(4)2009年9月1(5)2009年9月14日付合油田分公司關(guān)于《永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開發(fā)調(diào)整工程可行性研究報告（地面工程）》的審查意見；(6)2009年9月24日中化學審查2010年產(chǎn)能建設(shè)方案會議審查意見；(7)2010年2月25日付合油田分公司關(guān)于《永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開發(fā)調(diào)整工程可行性研究報告（地面工程）》的審查意見。編制原則根據(jù)國家、地方和行業(yè)的有關(guān)方針政策、法規(guī)、規(guī)范及規(guī)定，本工程遵循以下編制原則。(1)遵循國家、地方、行業(yè)的產(chǎn)業(yè)政策，符合發(fā)展規(guī)劃的要求，最大限度地減少工程項目對自然環(huán)境的影響；(2)堅持技術(shù)先進、經(jīng)濟合理、安全適用、確保質(zhì)量、綜合利用、節(jié)能降耗的原則；(3)充分考慮油田所處的自然地理環(huán)境，積極慎重地采用成熟的新技術(shù)、新工藝、新設(shè)備、新材料；(4)依托已建的地面工程和設(shè)施，在滿足生產(chǎn)的前提下，盡量簡化流程，提高運行效率，節(jié)省工程投資；(5)充分優(yōu)化設(shè)計方案，油氣集輸系統(tǒng)采用密閉工藝流程，降低油氣損耗、保護環(huán)境，最大限度地提高經(jīng)濟效益和社會效益；(6)適應(yīng)滾動開發(fā)需要，整體規(guī)劃、近期與遠期相結(jié)合，滿足永鎮(zhèn)油田下83斷塊產(chǎn)能建設(shè)目前開發(fā)及以后發(fā)展的需要。遵守的標準、規(guī)范(1)《油氣集輸設(shè)計規(guī)范》 GB50350-2005(2)《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》 GB50183-2004(3)《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》 SY/T0027-2007(4)《鍋爐房設(shè)計規(guī)范》 GB50041-2008(5)《66kV及以下架空電力線路設(shè)計規(guī)范》 GB50061-97(6)《供配電系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》 GB50052-95(7)《廠礦道路設(shè)計規(guī)范》 GBJ22-87(8)《爆炸和火災(zāi)危險環(huán)境電力裝置設(shè)計規(guī)范》 GB50058-92(9)《電力工程電纜設(shè)計規(guī)范》 GB50217-2007(10)《通用用電設(shè)備配電設(shè)計規(guī)范》 GB50053-93(11)《建筑設(shè)計防火規(guī)范》 GB50016-2006(12)《建筑抗震設(shè)計規(guī)范》GB50011-2001(13)《建筑物防雷設(shè)計規(guī)范》GB50057-1994(14)《工業(yè)企業(yè)廠界環(huán)境噪聲標準》GB12348-2008(15)《鍋爐大氣污染物排放標準》GB13271-2001(16)《玻璃鋼/聚氯乙烯(FRP/PVC)復合管道設(shè)計規(guī)定》HG20520-92(17)《石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件第1部分：A級鋼管》GB/T9711.1-1997(18)《埋地鋼質(zhì)管道硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術(shù)標準》SY/T0415-96設(shè)計范圍該工程可研設(shè)計主要包括永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開發(fā)調(diào)整區(qū)50口新鉆熱采井的油氣集輸、注汽以及配套的供電、結(jié)構(gòu)、道路、通信、消防、給排水等系統(tǒng)，并編制工程投資估算。油藏工藝方案簡介永鎮(zhèn)油田下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)開發(fā)方式為初期蒸汽吞吐，根據(jù)開發(fā)情況適時轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)共設(shè)計油井75口，其中部署新井50口（水平井13口、直斜井37口），利用老井25口。區(qū)塊調(diào)整后，新增年產(chǎn)能9.8×104t，新增可采儲量85.5×104t。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)新井開發(fā)指標預測見表1-1。表1-1下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)新井開發(fā)指標預測表時間（年）總井（口）油井（口）單井日油（t/d)單井日液（t/d)年產(chǎn)油(104t)年產(chǎn)液(104t)含水（%）150508.327.68.72970250508.528.5113770.3350507.426.49.634.372450506.5258.432.574550505.723.87.430.97665050522.96.529.878748484.623.45.829.380.2848484.123.15.128.882.2948483.623.64.529.584.61048483.224.4430.486.81148482.9263.632.4891248482.527.63.234.490.81346462.4302.835.992.11446462.130.22.536.2931546461.931.12.237.294采油工藝方案簡介(1)采油方案該區(qū)塊直、斜井采用CYJ10-4.2-53HB型游梁式抽油機，配套應(yīng)用30kW調(diào)速電機；水平井采用700型皮帶式抽油機，配套應(yīng)用37kW調(diào)速電機。(2)井位部署本次方案50口井共建單井井臺7座，井組平臺12座，新建井組平臺個數(shù)及平臺井數(shù)見表1-2。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)井位布置見附圖1。表1-2新建井組平臺個數(shù)及平臺井數(shù)表序號井組名稱平臺井數(shù)（口）序號井組名稱平臺井數(shù)（口）1井組147井組752井組238井組853井組339井組934井組4410井組1045井組5211井組1126井組6512井組123流體性質(zhì)原油物性(1)原油密度（20℃）0.97～0.99g(2)原油粘度（50℃）3950～7648mPa·(3)凝固點-6oC地層水性質(zhì)(1)礦化度4507mg/l(2)水型NaHCO3設(shè)計參數(shù)(1)新鉆油井50口(2)新鉆直、斜井37口(3)新鉆水平井13口(4)新井平均最大日產(chǎn)油量8.5t/d（第2年）(5)新井平均最大日產(chǎn)液量31.1t/d（第15年）(6)區(qū)塊年最大產(chǎn)油量11.0×104t（第2年）(7)區(qū)塊年最大產(chǎn)液量37.2×104t（第15年）(8)年最大注汽量(不考慮蒸汽驅(qū))13.3×104t（第1年）(9)年最大注汽量(考慮蒸汽驅(qū))23×104t（第8～12年）自然條件與社會條件地理位置永鎮(zhèn)油田地處山東省東營市河口區(qū)永鎮(zhèn)鎮(zhèn)，渤海南岸，黃河入海口北側(cè)。下83斷塊位于永鎮(zhèn)油田南區(qū)西南部，隸屬永鎮(zhèn)采油廠孤四油藏經(jīng)營管理區(qū)管轄。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)地理位置見附圖2。地形地貌下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)塊地勢較平坦，該區(qū)塊被神仙溝分為東西兩部分，神仙溝附近多為樹林，其他多為農(nóng)田，間有零星水塘，地面情況較為復雜。氣象條件(1)年平均氣壓101.64kPa(2)歷年平均氣溫11.7(3)最熱月平均氣溫2(4)極端最高氣溫39.1(5)最冷月平均氣溫-4.(6)極端最低氣溫-19.1(7)年平均降水量611.3mm(8)最大積雪厚度150mm(9)年最大風速22.0m(10)最大凍土深度570mm(11)累年平均最多風向S工程地質(zhì)地震基本烈度7度，設(shè)計基本地震加速度0.15g。社會條件下83斷塊油井地理位置偏遠，油區(qū)治安環(huán)境惡劣，不法分子活動猖獗，轄區(qū)內(nèi)經(jīng)常發(fā)生各類涉油案件和生產(chǎn)設(shè)施被盜案，嚴重影響油區(qū)正常的原油生產(chǎn)秩序。主要研究結(jié)論(1)永鎮(zhèn)油田下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)集輸系統(tǒng)采用摻水降粘集輸工藝，原油集輸?shù)綋剿嬃空竞筝斨凉挛迓?lián)合站處理。(2)集輸部分新建摻水計量站6座，Φ508×7.1集油干線2.8km，Φ273.1×7.1集油干線6.9km，Φ219×6集油干線0.53km，Φ159×5集油干線0.75km，DN150玻璃鋼集油干線0.3km，Φ76×4單井集油管線13.7km，DN65單井集油管線0.8km；新建DN150PN4.0MPa摻水干線2km，DN100PN4.0MPa摻水支干線1.55km，DN40PN4.0MPa(3)在下83斷塊東西兩區(qū)域各新建23t/h固定式注汽站1座。新建固定注汽管網(wǎng)，高壓注汽干線采用D114×13管線,材質(zhì)為16Mn，長度2.7km；高壓注汽支干線采用D89×11管線，材質(zhì)為16Mn，長度3(4)永鎮(zhèn)油田下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)塊地面工程投資估算為10868.26萬元，其中工程費6826.90萬元，其他費1837.72萬元，預備費693.17萬元，抽油機1510.47萬元。地面工程現(xiàn)狀油氣集輸工程地面集輸系統(tǒng)下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)位于孤五聯(lián)合站南部，區(qū)塊內(nèi)已建油井采用摻水降粘集輸流程。油井產(chǎn)出液在井口摻水后經(jīng)計量站計量、匯集后通過計量站集油干線或閥組集油干線外輸至孤五聯(lián)合站處理。由于神仙溝從下83斷塊中部穿過，該斷塊分為東西2個區(qū)域，2個區(qū)域各自形成獨立集輸系統(tǒng)。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)地面集輸現(xiàn)狀見附圖3。(1)東部區(qū)域①集油流程井口→摻水計量站→集油閥組→孤五聯(lián)合站②摻水流程為配水間注水管線減壓后接出輸至井口摻水(2)西部區(qū)域①集油流程井口→摻水計量站→集油閥組→渤89混輸泵站→孤五聯(lián)合站②摻水流程孤五聯(lián)合站摻水泵房→摻水閥組→摻水計量站→井口計量站下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)涉及摻水計量站2座，東西區(qū)域各1處，分別為下83-1、下83-2摻水計量站，涉及各摻水計量站生產(chǎn)情況見表2-1，2座計量站生產(chǎn)情況正常。表2-1下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)涉及摻水計量站生產(chǎn)情況表序號計量站名稱投產(chǎn)日期井式總井數(shù)（口）空頭數(shù)(個)油量（t/d）產(chǎn)出液量（m3/d）摻水量（m3/d）總液量（m3/d）1下83-1摻水計量站1997.0620173103.8287.8287574.82下83-2摻水計量站1997.0720200107.9568.5300868.5集油干線下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)東西區(qū)域集油干線生產(chǎn)基本正常，能夠滿足目前生產(chǎn)需要，部分管線存在建設(shè)時間長，腐蝕穿孔情況。東西區(qū)域集油干線生產(chǎn)情況見表2-2。表2-2下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)東西區(qū)域集油干線生產(chǎn)情況表區(qū)域序號管線名稱管線規(guī)格長度（km）投產(chǎn)日期液量（m3/d）油量（t/d）綜合含水（%）起點壓力（MPa）終點壓力（MPa）東部區(qū)域1下83-1摻水計量站至南2-12閥組Φ159×51.51990.08574.8103.881.90.750.652南2-12閥組至南2-3閥組集油管線Φ219×62.51996.092225.1197.191.10.650.453南2-3閥組至孤五聯(lián)合站集油管線Φ325×70.61997.113959.4538.386.40.450.4西部區(qū)域4孤南201計量站至下83-2閥組DN2001.12006.05352.814.196.00.770.735下83-2摻水計量站至下83-2閥組Φ219×60.11997.09868.5107.987.60.740.736下83-2閥組至南2-10閥組Φ219×60.71997.051221.3122900.730.677南2-10閥組至渤89混輸泵站Φ377×70.42003.063659.7365.589.80.670.638渤89混輸泵站至南2站閥組Φ219×62.21995.053659.7365.589.80.700.63Φ219×62.21997.09Φ219×62.21992.069南2站閥組至孤五聯(lián)合站集油管線Φ377×72.81997.1213645.21227.691.00.630.44DN3002.82003.05渤89混輸泵站西部區(qū)域建有渤89混輸泵站1座，于2008年9月投入使用。泵站內(nèi)設(shè)雙螺桿混輸泵2臺，Q=250m3/h，H=160m。初期使用時輸送液量3423m3/d，進口壓力為0.35MPa，出口壓力為0.6MPa，變頻控制柜的運行頻率為37HZ，運行良好。但由于所輸原油為油氣水多相流體，流體粘度大，含砂量高、雜質(zhì)多，對泵的腐蝕磨損劇烈，導致泵效下降較快，運行狀況越來越差。期間曾采取多種方式維修，但維修效果不佳，維修后混輸泵穩(wěn)定運行期縮短。目前其變頻控制柜的運行頻率已達到49HZ，已接近工頻（50HZ），混輸泵進口壓力為0.63MPa，出口壓力為0.70MPa。渤表2-3渤89混輸泵維修記錄表時間維修記錄2008.11.212#泵密封器墊子刺漏，廠家維修。2009.02.111＃泵密封器漏，廠家維修、更換密封器。2009.02.161#泵返廠大修，更換螺桿（轉(zhuǎn)子）、襯套（定子）。2009.06.142＃泵返廠大修，更換螺桿（轉(zhuǎn)子）、襯套（定子）。目前，該站混輸泵具有泵效低，難于維修等問題，不具備增加液量輸送的條件。孤五聯(lián)合站孤五聯(lián)合站于1985年9月建成投產(chǎn)，1996年9月擴建新污水站及原油脫水部分。目前原油脫水能力為180×104t/a，原油外輸能力為150×104t/a，污水處理能力為4.4×104m3/d。目前進站液量為3.85×104m3/d，原油外輸量為3726t/d，污水處理量為3.孤五聯(lián)合站低壓摻水系統(tǒng)建有摻水泵2臺，Q=120m3/h，H=480m，設(shè)計摻水量2880m3/d，摻水壓力4.0MPa，目前摻水量2000m3/d，摻水溫度注汽工程下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)無固定式注汽站及注汽管網(wǎng)可以利用，目前該區(qū)塊周邊老井采用活動鍋爐注汽，注汽壓力14～17MPa。永鎮(zhèn)采油廠目前共有活動注汽鍋爐12臺，在用鍋爐11臺（2#鍋爐已報廢）,注汽能力為50×104t，負責502口采油井的注汽，注汽鍋爐已滿負荷運行，且鍋爐大多老化嚴重，故障率高，無法滿足調(diào)整區(qū)塊的注汽要求。活動鍋爐現(xiàn)狀見表2-4。表2-4永鎮(zhèn)采油廠活動鍋爐現(xiàn)狀表鍋爐編號投產(chǎn)時間型號注汽壓力（MPa）注汽溫度（℃）備注活動1＃1993.12DI-SG25-NDS-260017.2353設(shè)備老化，故障率高，應(yīng)進行大修。活動2＃1995.8SF9-17.9-YQ17.2353已報廢活動3＃2000.12YZF9-21-P21370正常活動4＃2001.8YZF9-18-P17.2353對流段管壁減薄嚴重，需更換。設(shè)備老化、故障率高。活動5＃2002.9SF9-21-YQ21370對流段管壁減薄嚴重，需更換。活動6＃2003.9SF9-21-YQ21370對流段管壁減薄嚴重，需更換。活動7＃2003.9YZF9-21-P21370鍋爐汽水流程壓降大，耐壓管壁減薄嚴重，目前已降壓使用。活動8＃2005.6YZF11-21-P21370正常活動9＃2007.4YZF9-21-P21370正常活動10＃2007.4YZF9-21-P21370正常活動11＃2008.10YZF11-21-P21370正常活動12＃2009.8YZG18-21-D21370正常供電工程下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)現(xiàn)有6kV線路1條，由永鎮(zhèn)35kV孤南變引出，終點為下83斷塊。供電線路線徑為LJ-95，為72口油井供電，電流為105A，基本運行平穩(wěn)。道路工程下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)周邊道路較為完善，能夠滿足生產(chǎn)需要。地面工程方案設(shè)計油氣集輸工程集輸工藝付合油田稠油開發(fā)從20世紀80年代末正式開始，多年來總結(jié)了較豐富的稠油集輸經(jīng)驗。稠油集輸主要采用加熱輸送、加藥降粘輸送和摻水輸送三種方式。目前下83斷塊采用摻水集輸方式，該區(qū)塊生產(chǎn)運行正常，同時管網(wǎng)配套齊全。因此，本次調(diào)整區(qū)設(shè)計方案采用摻水集輸工藝。原油集輸?shù)綋剿嬃空竞蠼?jīng)閥組轉(zhuǎn)輸至孤五聯(lián)合站處理。摻水管線由孤五聯(lián)合站低壓摻水系統(tǒng)接出。該區(qū)塊油井地理位置偏遠，綜治環(huán)境較差，盜油、盜電、盜設(shè)備現(xiàn)象時有發(fā)生，因此各油井井口安裝停機報警裝置1套。摻水量確定下83斷塊目前生產(chǎn)油井25口，已建油井2009年摻水量數(shù)據(jù)統(tǒng)計見表3-1。表3-1下83斷塊25口已建油井2009年摻水量數(shù)據(jù)統(tǒng)計表序號井號開發(fā)單元日液（t/d）日油（t/d）含水（%）日摻水（m3/d）綜合含水（%）1GDN下83-2Ng1+2稠油21.15.1375.6912.1084.552GDN下83-22Ng1+2稠油2003年8月6日泵漏關(guān)井3GDN下83-27Ng1+2稠油12.875.5856.6422.3084.134GDN下83-3Ng1+2稠油9.256.727.628.9082.445GDN下83-32Ng1+2稠油12.766.8846.0822.5080.496GDN下83-8Ng1+2稠油4.492.4645.2612.8085.777GDN下83NB10Ng1+2稠油22.1913.937.3550.8080.968GDN下83X23Ng1+2稠油5.263.9425.1517.9082.999GDN下83X26Ng1+2稠油32.5511.3565.1130.8082.0810GDN下83X30Ng1+2稠油8.527610.8089.6411GDN下83X33Ng1+2稠油25.6810.5558.9236.8083.1112GDN下83X4Ng1+2稠油28.1871.5323.9084.6213GDN下83XN9Ng1+2稠油46.323.4592.550.0092.5514GDGN201X6Ng4稠油6.042.4259.8915.6088.8215GDN8-12Ng4稠油3.141.3955.7118.9093.69表3-1下83斷塊25口已建油井2009年摻水量數(shù)據(jù)統(tǒng)計表（續(xù)表）序號井號開發(fā)單元日液（t/d）日油（t/d）含水（%）日摻水（m3/d）綜合含水（%）16GDN8X012Ng4稠油63.815.1391.960.0091.9617GDN下83-24Ng4稠油7.074.142.0120.6085.1818GDN下83-25Ng4稠油2005年1月21不供液關(guān)井19GDN下83N1Ng4稠油17.7311.5434.9545.6081.7820GDN下83P203Ng4稠油20123848.9082.5821GDN下83X31Ng4稠油6.032.0865.4320.1092.0422GDN下83X34Ng4稠油49.720.9498.110.0098.1123GDN下83X35Ng4稠油17.5713.0625.6643.0078.4424GDN下83X36Ng4稠油14.234.1970.5215.0085.6725GDN下83X37Ng4稠油3.382.7119.7219.8088.31合計437.79139.51279.84517.1085.39由上表可看出，摻水后油井出油管線原油綜合含水85.39%，結(jié)合永鎮(zhèn)其它稠油區(qū)塊生產(chǎn)經(jīng)驗數(shù)值，確定調(diào)整區(qū)原油摻水后綜合含水按85%計算。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水量預測見表3-2。表3-2下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水量預測表時間(年)總井(口)油井(口)單井日油(t/d)單井日液(t/d)含水(%)摻水量(m3/d)單井日夜(含摻水)(m3/d)綜合含水(%)150508.327.67027.7355.3385250508.528.570.328.1756.6785350507.426.47222.9349.3385450506.5257418.3343.3385550505.723.87614.2038.008565050522.97810.4333.3385748484.623.480.27.2730.6785848484.123.182.24.2327.3385948483.623.684.60.4024.00851048483.224.486.80.0024.4086.81148482.926890.0026.00891248482.527.690.80.0027.6090.81346462.43092.10.0030.0092.11446462.130.2930.0030.20931546461.931.1940.0031.1094由上表看出，該稠油調(diào)整區(qū)塊開發(fā)初期綜合含水為70%，需要摻水生產(chǎn)，新井最大摻水量為28.17m3/d（第2年），區(qū)塊新增最大摻水量1408.33m3/d，之后摻水量呈遞減趨勢，第10摻水計量站該調(diào)整區(qū)塊涉及到的摻水計量站共2座，分別為下83-1、下83-2摻水計量站。其中下83-1摻水計量站有3個計量閥組空頭，下83-2摻水計量站無計量閥組空頭。方案設(shè)計依托已建下83-1摻水計量站新建下83-1-2（10井式）摻水計量站1座（利用已建摻水計量站2個空頭），擔負12口新井的摻水、計量、集油任務(wù)；依托已建下83-2摻水計量站新建下83-2-2（6井式）摻水計量站1座，擔負6口新井的摻水、計量、集油任務(wù)。其余32口新井距離已建摻水計量站較遠，設(shè)計新建4座摻水計量站。依托井組12新建下83-3摻水計量站（10井式）1座，擔負9口新井的摻水、計量、集油任務(wù)；依托井組1新建下83-4摻水計量站（6井式）1座，擔負4口新井的摻水、計量、集油任務(wù)；依托井組6新建下83-5摻水計量站（6井式）1座，擔負5口新井的摻水、計量、集油任務(wù)；依托井組7新建下83-6摻水計量站（15井式）1座，擔負14口新井的摻水、計量、集油任務(wù)。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)計量站布置見附圖4。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)新建計量站所轄油井統(tǒng)計見表3-3。表3-3下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)新建計量站所轄油井統(tǒng)計表序號計量站名稱井式新井（口）新井井號1已建下83-1摻水計量站2012下83P401、下83P402、井組8、9、11新建下83-1-2摻水計量站102新建下83-2-2摻水計量站66井組4、53新建下83-3摻水計量站109井組2、3、124新建下83-4摻水計量站64井組15新建下83-5摻水計量站65井組66新建下83-6摻水計量站1514下83P202、下83P406、下83-64、下83-49、下83P403、井組7、10新建下83-3、下83-4、下83-5、下83-6摻水計量站內(nèi)設(shè)油井計量和摻水計量分配間1棟，且設(shè)值班室、工具間、維修間各1間。新建下83-1-2、下83-2-2摻水計量站內(nèi)設(shè)油井計量和摻水計量分配間1棟。由于該區(qū)塊原油粘度高、含氣少，計量采用稱重式計量分離器，計量站配套污油回收流程。各摻水計量站生產(chǎn)參數(shù)預測見表3-4。表3-4各摻水計量站生產(chǎn)參數(shù)預測表序號計量站名稱井式井數(shù)（口）新井（口）油量（t/d）產(chǎn)出液量（m3/d）摻水量（m3/d）總液量（m3/d）1已建下83-1摻水計量站20192120.8344.8343.34688.14新建下83-1-2摻水計量站10101085285281.7566.72已建下83-2摻水計量站2020/107.9568.5300868.5新建下83-2-2摻水計量站66651171169.02340.023新建下83-3摻水計量站109976.5256.5253.53510.034新建下83-4摻水計量站64434114112.68226.685新建下83-5摻水計量站65542.5142.5140.85283.356新建下83-6摻水計量站151414119399394.38793.38總計938750636.72281.31995.54276.8集油系統(tǒng)50口新井集油管線就近進已建及新建摻水計量站。調(diào)整區(qū)東部區(qū)域新建下83-1-2、下83-6摻水計量站原油管輸至南2-12閥組后，共同管輸至南2-3閥組，后輸至孤五聯(lián)合站；西部區(qū)域新建下83-4、下83-5摻水計量站原油插入孤南201計量站至下83-2閥組管線，新建下83-2-2、下83-3摻水計量站原油輸至下83-2閥組，然后共同管輸至南2-10閥組、渤89混輸泵站、南2站閥組，后輸至孤五聯(lián)合站。集輸流程示意如下。孤五聯(lián)合站孤五聯(lián)合站新建14口油井產(chǎn)液下83-6摻水計量站下83-1閥組新建10口油井產(chǎn)液下83-1-2摻水計量站新建2口油井產(chǎn)液南2-3閥組南2-10閥組南2站閥組新建6口油井產(chǎn)液下83-2-2摻水計量站新建9口油井產(chǎn)液下83-3摻水計量站新建4口油井產(chǎn)液下83-4摻水計量站新建5口油井產(chǎn)液下83-5摻水計量站下83-2閥組南2-12閥組下83-1摻水計量站（1）東部區(qū)域（2）西部區(qū)域單井集油管線根據(jù)15年指標預測表及表3-3中摻水量計算可知，新井最高日液量56.67t/d（第2年）。通過杜克勒公式計算，對不同管徑單井集油管線進行水力、熱力計算，計算中按井口摻水后溫度45℃、計量站最高進站壓力0.95MPa、進站最低溫度40℃，按照最遠油井的集輸半徑進行計算，方案區(qū)單井集油管線水力、熱力計算成果表3-5方案區(qū)單井集油管線水力、熱力計算成果表年序油量(t/d)液量(t/d)管線規(guī)格最遠油井計量站壓力(MPa)溫度（℃）壓力(MPa)溫度（℃）第2年8.556.67DN800.9843.90.9540DN651.0143.3DN501.1542.5由表中可看出，DN50的單井管線井口回壓較高，DN80、DN65管線都能夠滿足進站溫度以及井口回壓的規(guī)范要求，從經(jīng)濟角度考慮，選擇較小管徑的管線。因此，單井集油管線選用DN65管線。其中，下83-5摻水計量站所轄井組6油井臨近GDGN201斷塊，該斷塊原油含硫高，單井管線和外輸管線均腐蝕嚴重。因此，下83-5摻水計量站所轄油井單井管線選用DN65耐高溫玻璃鋼管線，其余計量站所轄油井單井管線均選用Φ76×4無縫鋼管。單井管線均采用30mm厚耐高溫泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0集油干線(1)東部區(qū)域孤五聯(lián)合站進站壓力0.3MPa，進站溫度要求40℃，通過杜克勒公式對新井投產(chǎn)后東部區(qū)域集油系統(tǒng)進行熱力、水力計算，水力、熱力計算成果見圖3-圖3-1新井投產(chǎn)后東部區(qū)域集油干線水力、熱力計算成果表由圖3-1可見，新井投產(chǎn)后南2-12閥組處壓力為1.03MPa，已建下83-1摻水計量站處壓力達到1.67MPa，末端下83-6摻水計量站處壓力達到1.69MPa。已建集輸系統(tǒng)無法滿足新增液量要求，需進行改造。東部區(qū)域集油系統(tǒng)根據(jù)集輸工藝不同設(shè)計2個方案。方案一設(shè)計南2-12閥組至南2-3閥組集油管線敷設(shè)復線方案二設(shè)計南2-12站新建混輸泵站①方案一下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)集輸方案一見附圖5，方案一水力、熱力計算成果見圖3-2。圖3-2東部區(qū)域方案一水力、熱力計算成果表由圖3-2可見，敷設(shè)復線后，末端下83-6摻水計量站外輸壓力0.68MPa，新井井口回壓＜1.5MPa，滿足油氣集輸規(guī)范要求。下83-1摻水計量站至南2-12閥組集油管線1997年12月投產(chǎn)，自2008年9月以來，該管線共腐蝕穿孔10次，損失618t，污染面積8300m2，由污染造成的賠償費用約35萬元。考慮下83產(chǎn)能調(diào)整區(qū)塊液量正常輸送及該管線輸送量增加的要求，因此本次方案對該段管線進行因此，下83斷塊調(diào)整區(qū)新建南2-12閥組至南2-3閥組集油干線2.5km，規(guī)格為Φ273.1×7.1；下83-1閥組至南2-12閥組集油干線1.5km，規(guī)格為Φ273.1×7.1；下83-1摻水計量站至下83-1閥組集油干線0.03km，規(guī)格為Φ219×6；下83-6摻水計量站至下83-1閥組集油干線0.5km，規(guī)格為Φ219×6。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深②方案二方案二設(shè)計在南2-12站新建混輸泵站1座，滿足原油增壓輸送要求，站內(nèi)新建單螺桿泵3臺，2用1備，Q=100m3/h，H=160m。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)集輸方案二見附圖6。方案二水力、熱力計算成果見圖3-3圖3-3東部區(qū)域方案二水力、熱力計算成果表由圖3-3可見，南2-12泵站建設(shè)后，末端下83-6摻水計量站壓力為0.65MPa，集輸系統(tǒng)運行平穩(wěn)，可滿足新增液量要求。因此，下83斷塊調(diào)整區(qū)新建下83-6摻水計量站至下83-1閥組集油干線0.5km，規(guī)格為Φ219×6；新建下83-1摻水計量站至下83-1閥組集油干線0.03km，規(guī)格為Φ219×6；新建下83-1閥組至南2-12閥組集油干線1.5km，規(guī)格為Φ219×6。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m。南2-12站內(nèi)新建單螺桿泵3臺，Q=100m3/h，H=160m，N=③方案比選東部區(qū)域集油干線方案比選見表3-6。表3-6東部區(qū)域集油干線方案比選表方案優(yōu)點缺點方案一1、敷設(shè)復線管輸方案運行可靠性高；2、方便管理；3、運行成本低。敷設(shè)復線段管線穿越軍馬場，工農(nóng)關(guān)系復雜，實施難度大。方案二新建混輸泵站實施難度小。1、新建混輸泵站運行可靠性低；2、新建混輸泵站管理人員工作量大；3、泵輸運行成本高。綜上所述，本次集油干線設(shè)計推薦方案一。(2)西部區(qū)域孤五聯(lián)合站進站壓力0.3MPa，進站溫度40℃，通過杜克勒公式對新井投產(chǎn)后西部區(qū)域集油系統(tǒng)進行熱力、水力計算，水力、熱力計算成果見圖3-圖3-4西部區(qū)域新井投產(chǎn)后計量站、閥組集油干線水力、熱力計算成果表由圖3-4可見，新井投產(chǎn)后末端孤南201摻水計量站處壓力達到1.43MPa，已建集輸系統(tǒng)無法滿足新增液量要求，需進行改造。同時考慮南二站閥組至孤五聯(lián)合站管線及下83-2閥組至南2-10閥組管線腐蝕、穿孔嚴重問題，東部區(qū)域集油系統(tǒng)根據(jù)集輸工藝不同設(shè)計2個方案。方案一設(shè)計取消渤89混輸泵站流程，南2-10閥組至南2站閥組集油管線敷設(shè)復線及南2站閥組至孤五聯(lián)合站管線擴徑；方案二設(shè)計渤89混輸泵站更換混輸泵。①方案一下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)集輸方案一見附圖5，方案一水力、熱力計算成果見圖3-5。圖3-5西部區(qū)域方案一水力、熱力計算成果表由圖3-5可見，敷設(shè)復線及擴徑后，末端孤南201摻水計量站外輸壓力0.64MPa，新井井口回壓＜1.5MPa，滿足油氣集輸規(guī)范要求。因此，下83斷塊調(diào)整區(qū)新建下83-5摻水計量站至孤南201外輸管線段玻璃鋼集油干線0.3km，規(guī)格為DN150；新建下83-4摻水計量站至孤南201外輸管線段集油干線0.15km，規(guī)格為Φ159×5；新建下83-3摻水計量站至下83-2閥組集油干線0.6km，規(guī)格為Φ159×5；新建下83-2閥組至南2-10閥組集油干線0.7km，規(guī)格為Φ273.1×7.1；新建南2-10閥組至南2站閥組集油干線2.2km，規(guī)格為Φ273.1×7.1；新建南2站閥組至孤五聯(lián)合站集油干線2.8km，規(guī)格為Φ508×7.1。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m。②方案二方案二設(shè)計在渤89混輸泵站更換單螺桿泵3臺，2用1備，Q=130m3/h，H=160m。下83圖3-6西部區(qū)域方案二水力、熱力計算成果表由圖3-6可見，渤89混輸泵站更換新泵后，末端孤南201摻水計量站外輸壓力0.76MPa，新井井口回壓＜1.5MPa，滿足油氣集輸規(guī)范要求。下83斷塊調(diào)整區(qū)新建下83-5摻水計量站至孤南201外輸管線段玻璃鋼集油干線0.3km，規(guī)格為DN150；新建下83-4摻水計量站至孤南201外輸管線段集油干線0.15km，規(guī)格為Φ159×5；新建下83-3摻水計量站至下83-2閥組集油干線0.6km，規(guī)格為Φ159×5；新建下83-2閥組至南2-10閥組集油干線0.7km，規(guī)格為Φ219×6；新建南二站閥組至孤五聯(lián)合站集油干線2.8km，規(guī)格為Φ355.6×7.1。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m。渤89混輸泵站內(nèi)新建單螺桿泵3臺，Q=130m3/h，H=160m，N=③方案比選西部區(qū)域集油干線方案比選見表3-7。表3-7西部區(qū)域集油干線方案比選表方案優(yōu)點缺點方案一1、敷設(shè)復線管輸方案運行可靠性高；2、方便管理；3、運行成本低。敷設(shè)復線、管線擴徑投資較高。方案二更換混輸泵實施難度小，投資較低。1、混輸泵站運行可靠性低；2、混輸泵站管理人員工作量大；3、泵輸運行成本高。綜上所述，本次集油干線設(shè)計推薦方案一。因此，下83斷塊調(diào)整區(qū)新建下83-5摻水計量站至孤南201外輸管線段玻璃鋼集油干線0.3km，規(guī)格為DN150；新建下83-4摻水計量站至孤南201外輸管線段集油干線0.15km，規(guī)格為Φ159×5；新建下83-3摻水計量站至下83-2閥組集油干線0.6km，規(guī)格為Φ159×5；新建下83-2閥組至南2-10閥組集油干線0.7km，規(guī)格為Φ273.1×7.1；新建南2-10閥組至南2站閥組集油干線2.2km，規(guī)格為Φ273.1×7.1；新建南2站閥組至孤五聯(lián)合站集油干線2.8km，規(guī)格為Φ508×7.1。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m摻水系統(tǒng)孤五聯(lián)合站摻水系統(tǒng)孤五聯(lián)合站已建低壓摻水系統(tǒng)設(shè)計摻水量2880m3/d，目前摻水量2000m3/d，剩余摻水量880m3/d，下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水量1408.33m方案設(shè)計擴建孤五聯(lián)合站低壓摻水系統(tǒng)，新建摻水泵1臺（2用1備），Q=120m3/h，H=480m，擴建后摻水能力5760m3/d，可滿足摻水管網(wǎng)下83斷塊西部區(qū)域新建計量站接已建摻水干線。東部區(qū)域無低壓摻水系統(tǒng)，本次設(shè)計新建DN150摻水干線2.0km至東部區(qū)域摻水計量站，下83-1、下83-2摻水計量站各新建500kW摻水加熱爐2臺。各摻水計量站摻水支干線選用DN100PN4.0MPa玻璃鋼管線。單井摻水量為28.17m3/d，單井摻水管線選用DN40PN4.0MPa玻璃鋼管線。摻水管線均采用30mm經(jīng)校核，新井投產(chǎn)后末端摻水計量站摻水壓力＞2.5MPa，已建摻水干線可滿足新增液量要求。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水方案見附圖7。因此，下83斷塊調(diào)整區(qū)新建玻璃鋼摻水干線2.0km，規(guī)格為DN150PN4.0MPa；新建玻璃鋼摻水支干線1.55km，規(guī)格為DN100PN4.0MPa；新建玻璃鋼單井摻水管線10.5km，規(guī)格為DN40PN4.0MPa。摻水管線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m視頻監(jiān)控由于孤四管理區(qū)位置偏遠，交通便利，成為盜油分子的理想作案場地。根據(jù)采油廠整體部署，在孤四管理區(qū)設(shè)置視頻監(jiān)控中心1座，對所轄的前端監(jiān)控點進行監(jiān)控管理，以便及時發(fā)現(xiàn)盜油案件，減少盜油盜生產(chǎn)設(shè)施案件的發(fā)生。本次方案設(shè)計在孤四管理區(qū)設(shè)置視頻監(jiān)控中心1座，下83調(diào)整區(qū)東區(qū)、西區(qū)各安裝前端視頻監(jiān)控裝置1套，信號傳至孤四管理區(qū)視頻監(jiān)控中心。監(jiān)控中心包括服務(wù)器、電腦及配套設(shè)施，前端視頻監(jiān)控裝置包括激光夜視系統(tǒng)、攝像機、視頻編碼器等及與之配套的設(shè)施。主要工程量油氣集輸工程主要工程量見表3-8。表3-8油氣集輸工程主要工程量表序號工程內(nèi)容單位數(shù)量備注方案一方案二1集輸管網(wǎng)1.1集油管線Φ508×7.1km2.830mm厚泡沫黃夾克保溫1.2集油管線Φ355.6×7.1L290km2.81.3集油管線Φ273.1×7.1L290km6.91.4集油管線Φ219×620#km0.532.731.5集油管線Φ159×520#km0.750.751.6集油管線DN150PN1.6MPakm0.30.3玻璃鋼復合管30mm泡沫黃夾克保溫1.7摻水干線DN150PN4.0MPakm221.8摻水支干線DN100PN4.0MPakm1.551.551.9單井集油管線Φ76×420#km13.713.730mm厚耐高溫泡沫黃夾克保溫1.10單井集油管線DN65PN1.6MPakm0.80.8耐高溫玻璃鋼復合管，30mm厚耐高溫泡沫黃夾克保溫1.11單井摻水管線DN40PN4.0MPakm10.510.5玻璃鋼復合管，30mm泡沫厚黃夾克保溫管1.12井口裝置套50502站場2.115井式摻水計量站座112.210井式摻水計量站座222.36井式摻水計量站座332.4南2站閥組套112.5南2-3閥組套112.6南2-12泵站2.6.1混輸泵Q=100m臺3配套防爆電機N=90kW2.配套流程套12.7渤89混輸泵站2.7.1混輸泵Q=130m臺3配套防爆電機N=110kW2.配套流程套12.8孤五聯(lián)合站2.8.1摻水泵Q=120m3/hH=臺11配套防爆電機N=185kW2.配套流程套113視頻監(jiān)控系統(tǒng)套223.1監(jiān)控中心座113.2前端視頻監(jiān)控裝置套22注汽工程開發(fā)指標預測根據(jù)油藏方案，下83調(diào)整區(qū)開發(fā)前期采用蒸汽吞吐，根據(jù)開發(fā)情況，考慮適時轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)注汽指標預測見表3-9。表3-9下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)注汽指標預測表時間（年）總井數(shù)（口）油井數(shù)（口）年注汽(不考慮蒸汽驅(qū))(104t)年注汽(考慮蒸汽驅(qū))(104t)備注1757513.313.32757511.111.13757510.010.0475759.79.7575759.412.83個井組間歇汽驅(qū)673739.116.16個井組間歇汽驅(qū)771718.819.59個井組間歇汽驅(qū)871718.523.012個井組間歇汽驅(qū)971718.323.012個井組間歇汽驅(qū)1071718.023.012個井組間歇汽驅(qū)1170707.823.012個井組間歇汽驅(qū)1270707.523.012個井組間歇汽驅(qū)1368687.319.19個井組間歇汽驅(qū)1468687.115.16個井組間歇汽驅(qū)1568686.910.93個井組間歇汽驅(qū)設(shè)計參數(shù)注汽速度（直、斜井）8t/h～10t/h注汽速度（水平井）12t/h～15t/h注汽壓力（直、斜井）14～17MPa注汽壓力（水平井）13～14MPa燜井時間（直、斜井）3～4天燜井時間（水平井）5～7天注汽干度≥70%注汽周期1年年最大注汽量13.3×104t（不考慮蒸汽驅(qū))年最大注汽量23×104t（考慮蒸汽驅(qū))設(shè)計方案下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)共有油井75口，其中新鉆熱采井50口（其中水平井13口）。根據(jù)本區(qū)塊地形特點、新鉆熱采井分布以及周邊熱采井生產(chǎn)情況，設(shè)計2個方案。方案一設(shè)計新建23t/h固定式注汽站2座，新建固定注汽管網(wǎng)；方案二設(shè)計新建2×23t/h固定式注汽站1座，新建固定注汽管網(wǎng)。方案一在下83區(qū)塊東西兩區(qū)域中心附近各新建23t/h固定式注汽站1座。下83區(qū)塊西部新建23t/h固定式注汽站1座。該區(qū)域新建注汽井26口，年吞吐注汽量6.9×104t。周邊現(xiàn)有熱采老井30口，目前依靠活動鍋爐注汽，年注汽量約6×104t。固定站建成后，擬由固定站注汽生產(chǎn)。新老井合計熱采井60口，年吞吐注汽量12.9×104t。該站注汽鍋爐年利用率按70%考慮，年注汽量可達14.1×104t，可滿足該區(qū)域新、老熱采井的注汽需要。第五年轉(zhuǎn)汽驅(qū)后，可兼顧汽驅(qū)注汽量。下83區(qū)塊東部新建23t/h固定式注汽站1座。下83區(qū)塊東部區(qū)域新建注汽井24口，年吞吐注汽量6.4×104t。區(qū)域周邊現(xiàn)有熱采老井24口，目前依靠活動鍋爐注汽，年注汽量約5×104t。固定站建成后，擬由固定站注汽生產(chǎn)。新老井合計熱采井48口，年吞吐注汽量11.4×104t。按照每臺鍋爐日注汽量552t/d，注汽鍋爐年利用率70%計算，鍋爐年注汽能力14.1×104t，可滿足該區(qū)域新、老井注汽需要。第五年轉(zhuǎn)汽驅(qū)后，可兼顧汽驅(qū)注汽量。注汽鍋爐配套鈉離子軟化處理裝置、熱力除氧器及給水加藥系統(tǒng)，對來水進行處理。根據(jù)《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》SY/T0027-2007，注汽站設(shè)置專用儲水罐，按照運行1臺23t/h鍋爐計算，儲水罐總?cè)萘繎?yīng)不小于180m3。因此，每座站配置100m新建注汽站燃料為原油，原油采用罐車拉運方式，站內(nèi)配套建設(shè)燃油設(shè)施和流程，注汽站內(nèi)設(shè)卸油設(shè)施。新建100m3油罐2座，新建卸油臺1座（20m注汽站內(nèi)安裝1t/h低壓蒸汽鍋爐1臺，在油罐內(nèi)安裝蒸汽盤管，在注汽鍋爐前安裝蒸汽--油換熱器，采用低壓蒸汽加熱燃油。23t/h固定式注汽站平面布置見附圖8。(2)注汽管網(wǎng)由新建固定式注汽站接出固定注汽干線，蒸汽驅(qū)注汽井由干線接支線至井口附近，注汽時利用活動注汽管線由支線連接至井口。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)注汽方案一見附圖9。注汽管網(wǎng)管材主要有20G、16Mn、13CrMo44等，其中20G在95年前應(yīng)用較多，但95年左右付合油田注汽管道相繼發(fā)生爆破事故，調(diào)查發(fā)現(xiàn)供應(yīng)商的產(chǎn)品坯料、軋制及熱處理工藝不符合GB5310規(guī)定，使20G鋼管的非金屬夾雜超標，金相組織不合格。故在此不考慮此種管材。16Mn、13CrMo44管材比選見表3-10。表3-10注汽管材比選表管材13CrMo4416Mn焊接性能焊接性能略差施工要求高焊接性能優(yōu)抗氫腐蝕能力抗氫腐蝕能力良好抗氫腐蝕能力較差許用應(yīng)力（MPa）130.2123.2內(nèi)壓強度良好良好價格高較低13CrMo44目前在油田廣泛應(yīng)用，但造價較高。通過比較，16Mn造價相對較低，焊接性能優(yōu)于13CrMo44。因此注汽管材推薦選用16Mn。注汽管網(wǎng)主要采用中支架固定管線敷設(shè)。注汽站出口母管規(guī)格為D114×13，管線保溫采用雙層結(jié)構(gòu)，內(nèi)、外層均為厚65mm硅酸鋁纖維管殼，外包鋁箔玻璃鋼。注汽支線規(guī)格為D89×11，采用雙層結(jié)構(gòu)，內(nèi)外層保溫厚度均為55mm硅酸鋁纖維管殼，外包鋁箔玻璃鋼。注汽管網(wǎng)采用樹枝狀敷設(shè)。中支架采用鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)，高度2.5m，既能滿足強度要求，又耐腐蝕和防盜竊。過公路時采用龍門架鋼架結(jié)構(gòu)跨越，最低點距路面中心垂直距離不低于5m。注汽管線跨越神仙溝采用桁架跨越。活動注汽管線規(guī)格為D76×10，保溫材料為復合硅酸鹽，保溫厚度為70mm，外包鍍鋅鐵皮。方案共新建D114×13固定注汽管線2.7km，D89×11固定注汽管線3km。東部區(qū)域最大注汽半徑1.0km，鍋爐出口最大蒸汽壓力21MPa，至最遠注汽井的井口注汽壓力為20MPa，滿足注汽壓力要求；西部區(qū)域最大注汽半徑0.5km，鍋爐出口最大蒸汽壓力21MPa，至最遠注汽井的井口注汽壓力為20.6MPa，滿足注汽壓力要求。方案二(1)注汽站根據(jù)注汽井分布，在下83區(qū)塊的中部建設(shè)2×23t/h固定式注汽站1座，設(shè)計2臺23t/h亞臨界注汽鍋爐。50口新井年最大注汽量13.3×104t，東西部區(qū)域共有熱采老井54口，目前依靠活動鍋爐注汽，年注汽量約11×104t。按照23t/h鍋爐注汽量552t/d，該區(qū)塊蒸汽吞吐要求工時利用率按70%計算，2臺鍋爐年注汽能力28.2×104t，2臺23t/h鍋爐5年內(nèi)可滿足新老井注汽需要，并可兼顧區(qū)塊后期轉(zhuǎn)汽驅(qū)的要求。注汽鍋爐配套鈉離子軟化處理裝置、熱力除氧器及給水加藥系統(tǒng)，對來水進行處理。根據(jù)《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》SY/T0027-2007，注汽站應(yīng)設(shè)置專用儲水罐，按照運行2臺23t/h鍋爐計算，儲水罐總?cè)萘繎?yīng)不小于360m3，因此，配置200m新建固定式注汽站燃料為原油，站內(nèi)配套建設(shè)燃油設(shè)施和流程，原油采用罐車拉運方式，注汽站內(nèi)設(shè)卸油設(shè)施。新建200m3燃油罐2座，新建卸油臺1座（固定式注汽站內(nèi)安裝1t/h低壓蒸汽鍋爐1臺，在油罐內(nèi)安裝蒸汽盤管，在注汽鍋爐前安裝蒸汽--油換熱器，采用低壓蒸汽加熱燃油。2×23t/h固定式注汽站平面布置見附圖10。(2)高壓注汽管網(wǎng)由新建固定式注汽站接出東西兩條固定注汽干線，蒸汽驅(qū)注汽井由干線接支線至井口附近，注汽時利用活動注汽管線由支線連接至井口。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)注汽方案二見附圖11。注汽管網(wǎng)主要采用中支架固定管線敷設(shè)，管線材質(zhì)選用符合DIN17175標準的13CrMo44。注汽站出口母管規(guī)格為D114×13，管線保溫采用雙層結(jié)構(gòu)，內(nèi)、外層均為厚65mm硅酸鋁纖維管殼，外包鋁箔玻璃鋼。注汽支線規(guī)格為D89×11，采用雙層結(jié)構(gòu)，內(nèi)外層保溫厚度均為55mm硅酸鋁纖維管殼，外包鋁箔玻璃鋼。注汽管網(wǎng)采用樹枝狀敷設(shè)。活動管線規(guī)格為D76×10，保溫材料為復合硅酸鹽，保溫厚度為70mm，外包鍍鋅鐵皮。方案共新建D114×13固定注汽管線4km，D89×11固定注汽管線3km,最大注汽半徑2.5km。鍋爐出口最大蒸汽壓力21MPa，至最遠注汽井的井口注汽壓力為18.5MPa，滿足注汽壓力要求。方案比選注汽方案比選見表3-11。表3-11注汽方案比選表方案優(yōu)點缺點方案一1、熱損失及壓力損失較小，注汽效果好，。2、注汽干線不需跨越神仙溝，施工難度小。1、管理點增加。2、一次性投資較高。方案二1、能滿足下83整體區(qū)塊蒸汽吞吐的需要。2、管理方便。3、一次性投資較低。1、蒸汽管網(wǎng)長度較長，熱損失及壓力損失較大。2、干線跨越神仙溝，實施難度大。綜上所述，本次注汽設(shè)計推薦方案一，即建設(shè)23t/h固定式注汽站2座。主要工程量注汽部分主要工程量見表3-11。表3-11注汽部分主要工程量表序號工程內(nèi)容單位數(shù)量方案一方案二123t/h固定式注汽站座21.1亞臨界注汽鍋爐G=23t/hP=21MPa臺21.2低壓蒸汽鍋爐1.0t/h臺21.3油罐V=10座41.4水罐V=100m個41.5卸油罐V=20個21.632CB磁力驅(qū)動鹽液泵臺41.7卸油泵3Gr70×2-24/0.6臺41.8供油泵3Cr36×4臺41.9移動式空壓機YV-3/8臺21.10軟化水罐V=10m個21.11局部排放擴容器Ф1600臺21.12波紋管油加熱器BHW400-2.5-10-QZY-2臺21.1340m高自立式鋼制煙囪座21.1430m高自立式鋼制煙囪座21.15站內(nèi)配套管網(wǎng)套222×23t/h固定式注汽站座12.1亞臨界注汽鍋爐23t/h21MPa臺12.2低壓蒸汽鍋爐1.0t/h臺12.3油罐V=20座22.4水罐V=200m座22.5卸油罐V=20m個12.632CB磁力驅(qū)動鹽液泵臺22.7卸油泵3Gr70×2-24/0.6臺22.8供油泵3Cr36×4臺22.9移動式空壓機YV-3/8臺12.10軟化水罐V=10m個12.11局部排放擴容器Ф1600臺12.12波紋管油加熱器BHW400-2.5-10-QZY-2臺22.1345m高自立式鋼制煙囪座1表3-11注汽部分主要工程量表（續(xù)表）序號工程內(nèi)容單位數(shù)量方案一方案二2.1430m高自立式鋼制煙囪座12.15站內(nèi)配套管網(wǎng)套13注汽管網(wǎng)3.1高壓鍋爐用無縫鋼管D114×1316Mnkm2.743.2高壓鍋爐用無縫鋼管D89×1116Mnkm333.3高壓注汽鍋爐用活動注汽管線D76×1016Mnkm113.4熱力補償器套20203.5便攜式兩相流量計套553.6蒸汽分配計量裝置套22供電工程供配電方案(1)負荷等級根據(jù)《油田和原油長輸管道變配電設(shè)計規(guī)定》、《付合油田叢式井組地面工程設(shè)計暫行規(guī)定（試行）》和《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》中對負荷等級的劃分，該工程負荷等級劃分如下：固定式注汽站和混輸泵站用電應(yīng)為二級負荷，采用雙回路供電；摻水計量站用電應(yīng)為三級負荷，采用單電源供電；井排井口電機宜為二級負荷，供電干線宜采用雙回路（或環(huán)網(wǎng)）單變壓器供電，考慮到現(xiàn)場實際情況，本次設(shè)計井排用電采用單電源供電。(2)電力負荷統(tǒng)計電力負荷見表3-12。表3-12電力負荷表序號項目名稱及型號有功功率P(kW)計算負荷(kW)負荷等級方案一方案二150口油井1850925925三級1.1井組1（4口油井）14874741.2井組2（3口油井）11155.555.51.3井組3（3口油井）11155.555.51.4井組4（4口油井）14874741.5井組5（2口油井）7437371.6井組6（5口油井）18592.592.51.7井組7（5口油井）18592.592.51.8井組8（5口油井）18592.592.51.9井組9（3口油井）11155.555.51.10井組10（4口油井）14874741.11井組11（2口油井）7437371.12井組12（3口油井）11155.555.51.137口單井259129.5129.526座計量站（30kW）180126126三級3南2-12站混輸泵9090二級4渤89混輸泵站110110二級5孤五聯(lián)合站摻水泵185185185二級6固定式注汽站710630二級合計19462066說明：油井需要系數(shù)取0.5，注汽站需要系數(shù)取0.9，計量站需要系數(shù)取0.7。(3)供配電方案本區(qū)塊二級負荷較多，需引兩回路電源。一路電源引自附近已建的永鎮(zhèn)35kV西河口變，新架設(shè)LJ-120主干線路至下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)LJ-120的主干線路9.0km；另一路電源，已建孤南變至下83斷塊線路由于線徑偏小需更換為LJ-120的主干線路3.0km。架空主干線路和分支線路沿礦區(qū)道路架設(shè)，向周圍油井及站場供電。本區(qū)塊共布置新井50口，均采用抽油機采油，水平井配套應(yīng)用37kW調(diào)速電機，直、斜井配套應(yīng)用30kW調(diào)速電機。6座摻水計量站與已建摻水計量站或井組合建。各站場變壓器設(shè)置明細見表3-13。表3-13站場變壓器設(shè)置明細表序號站場名稱方案一方案二備注規(guī)格、型號數(shù)量(臺)規(guī)格、型號數(shù)量(臺)1井組1S11M-160/101S11M-160/101含計量站2井組2S11M-125/101S11M-125/1013井組3S11M-125/101S11M-125/1014井組4S11M-160/101S11M-160/1015井組5S11M-100/101S11M-100/1016井組6S11M-200/101S11M-200/101含計量站7井組7S11M-200/101S11M-200/101含計量站8井組8S11M-200/101S11M-200/1019井組9S11M-160/101S11M-160/10110井組10S11M-160/101S11M-160/10111井組11S11M-80/101S11M-80/10112井組12S11M-125/101S11M-125/101含計量站13單井S11M-50/107S11M-50/10714南2-12站混輸泵站//S11M-250/10215固定式注汽站S11M-400/104S11M-800/102①油井供配電方案油井用電引自新建的6kV線路柱上式變壓器。采用低壓電纜埋地敷設(shè)進入抽油機配電箱。電氣設(shè)備正常不帶電的金屬外殼及工藝設(shè)備等均做可靠接地。②混輸泵站供配電方案東部區(qū)域方案二中，南2-12泵站為二級負荷，站內(nèi)新建變壓器2座，變壓器型號為S11M-250/106/0.4kV，容量250kVA。站內(nèi)設(shè)低壓配電室1座，并安裝GGD型配電柜4面。站內(nèi)主要用電負荷均由低壓配電室采用放射式配電方式配出，配出電纜采用直埋地方式敷設(shè)。安全區(qū)采用普通照明，防爆區(qū)采用防爆照明。低壓配電接地采用TN-C-S系統(tǒng)。電氣設(shè)備正常不帶電的金屬外殼及工藝設(shè)備等均做可靠接地。西部區(qū)域方案二中，渤89混輸泵站為二級負荷，利用站內(nèi)已建變壓器，并安裝GGD型配電柜4面。站內(nèi)主要用電負荷均由低壓配電室采用放射式配電方式配出，配出電纜采用直埋地方式敷設(shè)。安全區(qū)采用普通照明，防爆區(qū)采用防爆照明。低壓配電接地采用TN-C-S系統(tǒng)。電氣設(shè)備正常不帶電的金屬外殼及工藝設(shè)備等均做可靠接地。③孤五聯(lián)合站摻水泵供配電方案摻水泵供配電利用孤五聯(lián)合站內(nèi)已建變壓器，并安裝GGD型配電柜1面，采用低壓電纜埋地敷設(shè)，電氣設(shè)備正常不帶電的金屬外殼及工藝設(shè)備等均做可靠接地。④固定式注汽站供配電方案方案一固定式注汽站為二級負荷，2座注汽站內(nèi)各新建變壓器2座，變壓器型號為S11M-400/106/0.4kV，容量400kVA。站內(nèi)各設(shè)低壓配電室1座，各安裝GGD型配電柜5面。方案二固定式注汽站為二級負荷，站內(nèi)新建變壓器2座，變壓器型號為S11M-800/106/0.4kV，容量800kVA。站內(nèi)設(shè)低壓配電室1座，并安裝GGD型配電柜5面。站內(nèi)主要用電負荷均由低壓配電室采用放射式配電方式配出，配出電纜采用直埋地方式敷設(shè)。安全區(qū)采用普通照明，防爆區(qū)采用防爆照明。低壓配電接地采用TN-C-S系統(tǒng)。電氣設(shè)備正常不帶電的金屬外殼及工藝設(shè)備等均做可靠接地。主要工程量供電工程主要工程量見表3-14。表3-14供電工程主要工程量表序號工程內(nèi)容單位數(shù)量方案一方案二1單井、計量站部分1.150kVA桿上變壓器臺771.280kVA桿上變壓器臺111.3100kVA桿上變壓器臺111.4125kVA桿上變壓器臺331.5160kVA桿上變壓器臺441.6200kVA桿上變壓器臺331.76kV架空線路LJ-120km12121.86kV架空線路LJ-70km3.83.81.9電力電纜VV22-1kV4×10km0.30.31.10電力電纜VV22-1kV4×25km2.52.51.11動力配電柜XLW-03（改）臺50501.12防雷防靜電裝置套5050表3-14供電工程主要工程量表（續(xù)表）序號工程內(nèi)容單位數(shù)量方案一方案二2南2-12站混輸泵站2.16kV架空線路LJ-70km0.52.2250kVA桿上變壓器臺22.3動力配電柜GGD型面42.4變頻柜臺32.5電力電纜VV22-1kV3×95+50km0.22.6防雷防靜電裝置套13渤89混輸泵站3.1動力配電柜GGD型面43.2變頻柜臺33.3電力電纜VV22-1kV3×95+50km0.23.4防雷防靜電裝置套14孤五聯(lián)合站4.1動力配電柜GGD型面114.2變頻柜臺114.3電力電纜VV22-1kV3×95+50km0.20.25固定式注汽站部分5.1800kVA落地式變壓器臺臺25.2400kVA落地式變壓器臺臺45.3動力配電柜GGD型面1055.4電力電纜VV22-1kV4×10km10.65.5電力電纜VV22-1kV4×25km0.60.45.6電力電纜VV22-1kV3×240+120km0.60.45.7防雷防靜電裝置套21結(jié)構(gòu)、道路工程結(jié)構(gòu)工程本工程抗震設(shè)防烈度為7度。設(shè)計基本地震加速度值為0.15g，設(shè)計特征周期分組為第一組。基本風壓0.5kN/m2，基本雪壓0.35kN/m2。原狀土地基承載力特征值按80kPa考慮。建筑物(1)建筑結(jié)構(gòu)的安全等級為二級，設(shè)計基準期為50年，抗震設(shè)防類別為丙類，耐火等級為二級，地基基礎(chǔ)設(shè)計等級為丙級。(2)建筑物墻身：磚混結(jié)構(gòu)。墻厚為240mm,采用MU10蒸壓粉煤灰磚，M5混合砂漿砌筑。(3)室外裝修及工程做法混凝土散水、臺階、坡道。外墻：均采用外墻涂料。屋面：膨脹珍珠巖保溫板保溫，SBS防水層。外門窗：選用單層鋁合金門窗。(4)室內(nèi)裝修及工程做法水泥砂漿地面、踢腳線。內(nèi)墻：白色內(nèi)墻涂料。內(nèi)門窗：鋁合金門窗。頂棚：白色內(nèi)墻涂料頂。(5)墻下基礎(chǔ)：采用素混凝土C20。(6)鋼筋混凝土了梁采用C25混凝土、圈梁、構(gòu)造柱采用C20混凝土。鋼筋采用HPB235(Φ)、HRB335(Φ)級鋼筋。(7)屋面板采用預應(yīng)力混凝土空心板，SBS防水。構(gòu)筑物(1)排污池采用C30，S6級抗?jié)B混凝土，HPB235(Φ)、HRB335(Φ)級鋼筋現(xiàn)澆，池壁及外露部分采用1：2.5水泥砂漿抹面。(2)設(shè)備基礎(chǔ)及其他構(gòu)筑物基礎(chǔ)：素混凝土基礎(chǔ)采用C20，鋼筋混凝土采用C30，HPB235(Φ)、HRB335(Φ)級鋼筋現(xiàn)澆。(3)圍墻為磚圍墻，設(shè)壁柱，墻高2.0m，總長193m。墻厚為240mm,采用MU10蒸壓粉煤灰磚，M5混合砂漿砌筑。基礎(chǔ)采用毛石基礎(chǔ)，采用MU30毛石，M7.5水泥砂漿砌筑。(4)罐基礎(chǔ)采用中砂墊層進行地基處理。道路工程站場填土各站場填土情況見表3-15。表3-15各站場填土情況表序號項目單位數(shù)量面積(m×m)填土高度(m)填土量(m3)方案一方案二方案一方案二一井場34620346201井組1（4口油井）座1152×551286028602井組2（3口油井）座1152×501260026003井組3（3口油井）座1152×501260026004井組4（4口油井）座1152×551286028605井組5（2口油井）座1152×451234