【正文】 圖36 西部區(qū)域方案二水力、熱力計(jì)算成果表由圖36可見(jiàn)，渤89混輸泵站更換新泵后，新井井口回壓＜，滿足油氣集輸規(guī)范要求。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫。方案一設(shè)計(jì)取消渤89混輸泵站流程，南210閥組至南2站閥組集油管線敷設(shè)復(fù)線及南2站閥組至孤五聯(lián)合站管線擴(kuò)徑；方案二設(shè)計(jì)渤89混輸泵站更換混輸泵。綜上所述，本次集油干線設(shè)計(jì)推薦方案一。表36 東部區(qū)域集油干線方案比選表方案優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)方案一敷設(shè)復(fù)線管輸方案運(yùn)行可靠性高；方便管理；運(yùn)行成本低。因此，規(guī)格為Φ2196；，規(guī)格為Φ2196；，規(guī)格為Φ2196。②方案二方案二設(shè)計(jì)在南212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(tái)，2用1備，Q=100m3/h，H=160m。下831摻水計(jì)量站至南212閥組集油管線1997年12月投產(chǎn)，自2008年9月以來(lái)，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(fèi)用約35萬(wàn)元。已建集輸系統(tǒng)無(wú)法滿足新增液量要求，需進(jìn)行改造。因此，下835摻水計(jì)量站所轄油井單井管線選用DN65耐高溫玻璃鋼管線，其余計(jì)量站所轄油井單井管線均選用Φ764無(wú)縫鋼管。通過(guò)杜克勒公式計(jì)算，對(duì)不同管徑單井集油管線進(jìn)行水力、熱力計(jì)算，計(jì)算中按井口摻水后溫度45℃、進(jìn)站最低溫度40℃，按照最遠(yuǎn)油井的集輸半徑進(jìn)行計(jì)算，方案區(qū)單井集油管線水力、熱力計(jì)算成果見(jiàn)表35。表34 各摻水計(jì)量站生產(chǎn)參數(shù)預(yù)測(cè)表序號(hào)計(jì)量站名稱井式井?dāng)?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831摻水計(jì)量站20192新建下8312摻水計(jì)量站101010852852已建下832摻水計(jì)量站2020/300新建下8322摻水計(jì)量站666511713新建下833摻水計(jì)量站10994新建下834摻水計(jì)量站644341145新建下835摻水計(jì)量站6556新建下836摻水計(jì)量站151414119399總計(jì)938750 集油系統(tǒng)50口新井集油管線就近進(jìn)已建及新建摻水計(jì)量站。表33 下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)新建計(jì)量站所轄油井統(tǒng)計(jì)表序號(hào)計(jì)量站名稱井式新井（口）新井井號(hào)1已建下831摻水計(jì)量站2012下83P40下83P40井組11新建下8312摻水計(jì)量站102新建下8322摻水計(jì)量站66井組53新建下833摻水計(jì)量站109井組124新建下834摻水計(jì)量站64井組15新建下835摻水計(jì)量站65井組66新建下836摻水計(jì)量站1514下83P20下83P40下836下834下83P40井組10新建下83下83下83下836摻水計(jì)量站內(nèi)設(shè)油井計(jì)量和摻水計(jì)量分配間1棟，且設(shè)值班室、工具間、維修間各1間。其余32口新井距離已建摻水計(jì)量站較遠(yuǎn)，設(shè)計(jì)新建4座摻水計(jì)量站。表32 下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水量預(yù)測(cè)表時(shí)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(%)15050708525050853505072854505025748555050768565050578857484885848488594848851048481148482689891248481346463014464693931546469494由上表看出，該稠油調(diào)整區(qū)塊開(kāi)發(fā)初期綜合含水為70%，需要摻水生產(chǎn)，（第2年），之后摻水量呈遞減趨勢(shì)，第10年起下83調(diào)整區(qū)塊油井可不摻水生產(chǎn)。該區(qū)塊油井地理位置偏遠(yuǎn)，綜治環(huán)境較差，盜油、盜電、盜設(shè)備現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生，因此各油井井口安裝停機(jī)報(bào)警裝置1套。目前下83斷塊采用摻水集輸方式，該區(qū)塊生產(chǎn)運(yùn)行正常，同時(shí)管網(wǎng)配套齊全。供電線路線徑為L(zhǎng)J95，為72口油井供電，電流為105A，基本運(yùn)行平穩(wěn)?；顒?dòng)5＃SF921YQ21370對(duì)流段管壁減薄嚴(yán)重，需更換。活動(dòng)鍋爐現(xiàn)狀見(jiàn)表24。104m3/d，原油外輸量為3726t/d，104m3/d。2＃泵返廠大修，更換螺桿（轉(zhuǎn)子）、襯套（定子）。渤89混輸泵維修記錄見(jiàn)表23。初期使用時(shí)輸送液量3423m3/d，變頻控制柜的運(yùn)行頻率為37HZ，運(yùn)行良好。表21 下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)涉及摻水計(jì)量站生產(chǎn)情況表序號(hào)計(jì)量站名稱投產(chǎn)日期井式總井?dāng)?shù)（口）空頭數(shù)(個(gè))油量（t/d）產(chǎn)出液量（m3/d）摻水量（m3/d）總液量（m3/d）1下831摻水計(jì)量站201732872下832摻水計(jì)量站20200300 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(shí)間長(zhǎng)，腐蝕穿孔情況。油井產(chǎn)出液在井口摻水后經(jīng)計(jì)量站計(jì)量、匯集后通過(guò)計(jì)量站集油干線或閥組集油干線外輸至孤五聯(lián)合站處理。(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。 氣象條件(1)年平均氣壓 (2)歷年平均氣溫 ℃(3)最熱月平均氣溫 ℃(4)極端最高氣溫 ℃(5)最冷月平均氣溫 ℃(6)極端最低氣溫 ℃(7)年平均降水量 (8)最大積雪厚度 150mm(9)年最大風(fēng)速 (10)最大凍土深度 570mm(11)累年平均最多風(fēng)向 S 工程地質(zhì)地震基本烈度7度。s(3)凝固點(diǎn) 6oC 地層水性質(zhì)(1)礦化度 4507mg/l(2)水型 NaHCO3 設(shè)計(jì)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 （第2年）(5)新井平均最大日產(chǎn)液量 （第15年）(6)區(qū)塊年最大產(chǎn)油量 104t（第2年）(7)區(qū)塊年最大產(chǎn)液量 104t（第15年）(8)年最大注汽量(不考慮蒸汽驅(qū)) 104t（第1年）(9)年最大注汽量(考慮蒸汽驅(qū)) 23104t（第8～12年） 自然條件與社會(huì)條件 地理位置永鎮(zhèn)油田地處山東省東營(yíng)市河口區(qū)永鎮(zhèn)鎮(zhèn)，渤海南岸，黃河入?？诒眰?cè)。表11 下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)新井開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)表時(shí)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（%）150502970250501137350507245050257455050766505057874848848489484810484841148482689124848134646301446469315464694 采油工藝方案簡(jiǎn)介(1)采油方案該區(qū)塊直、配套應(yīng)用30kW調(diào)速電機(jī)；水平井采用700型皮帶式抽油機(jī)，配套應(yīng)用37kW調(diào)速電機(jī)。 油藏工藝方案簡(jiǎn)介永鎮(zhèn)油田下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)開(kāi)發(fā)方式為初期蒸汽吞吐，根據(jù)開(kāi)發(fā)情況適時(shí)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開(kāi)發(fā)調(diào)整工程可行性研究報(bào)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(kāi)發(fā)調(diào)整工程可行性研究報(bào)告（地面工程）編 制：初 審：審 核：審 定：目 錄1 總論 1 設(shè)計(jì)依據(jù) 1 編制原則 1 遵守的標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范 2 設(shè)計(jì)范圍 3 油藏工藝方案簡(jiǎn)介 3 采油工藝方案簡(jiǎn)介 4 流體性質(zhì) 4 設(shè)計(jì)參數(shù) 4 自然條件與社會(huì)條件 5 主要研究結(jié)論 62 地面工程現(xiàn)狀 7 油氣集輸工程 7 注汽工程 11 供電工程 11 道路工程 113 地面工程方案設(shè)計(jì) 12 油氣集輸工程 12 注汽工程 27 供電工程 33 結(jié)構(gòu)、道路工程 37 通信工程 43 消防、給排水工程 43 污水回注工程 464 環(huán)境保護(hù) 47 環(huán)境保護(hù)原則 47 環(huán)境保護(hù)措施 475 職業(yè)安全衛(wèi)生 48 自然危害因素的防范措施 48 生產(chǎn)危害因素及防范措施 48 其它危害因素及其防范措施 496 節(jié)能 50 能耗指標(biāo)分析 50 節(jié)能措施 507 組織機(jī)構(gòu)及勞動(dòng)定員 518 投資估算 52 編制依據(jù) 52 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(jì)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8 23t/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10 223t/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）II永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開(kāi)發(fā)調(diào)整工程可行性研究報(bào)告（地面工程）1 總論 設(shè)計(jì)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(kāi)發(fā)調(diào)整工程可行性研究報(bào)告（地面工程）》委托書(shū)，永鎮(zhèn)采油廠，2009年8月28日；(2)《永鎮(zhèn)油田下83斷塊熱采稠油油藏井網(wǎng)加密開(kāi)發(fā)調(diào)整工程可行性研究報(bào)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(kāi)發(fā)調(diào)整工程可行性研究報(bào)告（鉆采工程）》，付合油田分公司，2010年3月；(4)2009年9月11日現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研并與永鎮(zhèn)采油廠結(jié)合意見(jiàn)；(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(kāi)發(fā)調(diào)整工程可行性研究報(bào)告（地面工程）》的審查意見(jiàn)；(6)2009年9月24日中化學(xué)審查2010年產(chǎn)能建設(shè)方案會(huì)議審查意見(jiàn)；(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(kāi)發(fā)調(diào)整工程可行性研究報(bào)告（地面工程）》的審查意見(jiàn)。 遵守的標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范(1)《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》 GB 503502005(2)《石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范》 GB 501832004(3)《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》 SY/T 00272007(4)《鍋爐房設(shè)計(jì)規(guī)范》 GB 500412008(5)《66kV及以下架空電力線路設(shè)計(jì)規(guī)范》 GB 5006197(6)《供配電系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》 GB 5005295(7)《廠礦道路設(shè)計(jì)規(guī)范》 GB J2287(8)《爆炸和火災(zāi)危險(xiǎn)環(huán)境電力裝置設(shè)計(jì)規(guī)范》 GB 5005892(9)《電力工程電纜設(shè)計(jì)規(guī)范》 GB 502172007(10)《通用用電設(shè)備配電設(shè)計(jì)規(guī)范》　　　 GB 5005393(11