【正文】 環(huán)境保護(hù)措施(1)選用低噪音，優(yōu)良設(shè)備，最大限度地減少噪音污染。設(shè)計(jì)回注井2口，注水管線均由已建注水干線接出，新建污水回注計(jì)量裝置2套。污水經(jīng)污水泵提升后打入下832計(jì)量站集油干線，污水泵的參數(shù)為：Q=10m3/h，H=180m，N=15kW。排水系統(tǒng)流程為：注汽鍋爐排水→污水回收裝置→污水提升泵→集油干線排污管線選用Ф894無(wú)縫鋼管。供水壓力可滿足要求。消防器材見表318。新建摻水計(jì)量站屬五級(jí)站，根據(jù)《石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范》 GB 50183200《建筑滅火器配置設(shè)計(jì)規(guī)范》GB 501402005的要求，消防僅采用移動(dòng)式滅火器材，設(shè)置一定數(shù)量的手提式磷酸銨鹽干粉滅火器和推車式磷酸銨鹽干粉滅火器，手提式磷酸銨鹽干粉滅火器放置在專用滅火器箱里，即可滿足消防要求，一旦發(fā)生火災(zāi)，可隨時(shí)啟用撲救。在新建的4座摻水計(jì)量站各設(shè)電話1部，在新建的注汽站各設(shè)電話1部。 方案二管線在孤南201橋橋梁一側(cè)50m處設(shè)管線跨越桁架一處，孤南201橋跨越長(zhǎng)度為80m，在首站南橋一側(cè)50m處設(shè)管線跨越桁架一處，首站南橋跨越長(zhǎng)度為30m。結(jié)構(gòu)做法自下至上分別為：路基土夯實(shí)（壓實(shí)度≥），10%石灰土180厚，12%石灰土180厚，中粒式瀝青混凝土40厚，細(xì)粒式瀝青混凝土30厚。摻水計(jì)量站的進(jìn)站道路、。(4)罐基礎(chǔ)采用中砂墊層進(jìn)行地基處理。(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(jí)鋼筋現(xiàn)澆。(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。內(nèi)墻：白色內(nèi)墻涂料。外墻：均采用外墻涂料。 建筑物(1)建筑結(jié)構(gòu)的安全等級(jí)為二級(jí)，設(shè)計(jì)基準(zhǔn)期為50年，抗震設(shè)防類別為丙類，耐火等級(jí)為二級(jí)，地基基礎(chǔ)設(shè)計(jì)等級(jí)為丙級(jí)。 主要工程量供電工程主要工程量見表314。站內(nèi)主要用電負(fù)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)。④固定式注汽站供配電方案方案一固定式注汽站為二級(jí)負(fù)荷，2座注汽站內(nèi)各新建變壓器2座，變壓器型號(hào)為S11M400/10 6/，容量400kVA。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TNCS系統(tǒng)。②混輸泵站供配電方案東部區(qū)域方案二中，南212泵站為二級(jí)負(fù)荷，站內(nèi)新建變壓器2座，變壓器型號(hào)為S11M250/10 6/，容量250kVA。各站場(chǎng)變壓器設(shè)置明細(xì)見表313。一路電源引自附近已建的永鎮(zhèn)35kV西河口變，；另一路電源。表311 注汽部分主要工程量表序號(hào)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2亞臨界注汽鍋爐 G=23t/h P=21MPa臺(tái)2低壓蒸汽鍋爐 臺(tái)2油罐 V=100m3座4水罐 V=100m3個(gè)4卸油罐 V=20m3個(gè)232CB磁力驅(qū)動(dòng)鹽液泵臺(tái)4卸油泵 3Gr70224/臺(tái)4供油泵 3Cr364臺(tái)4移動(dòng)式空壓機(jī) YV3/8臺(tái)2軟化水罐 V=10m3個(gè)2局部排放擴(kuò)容器 Ф1600臺(tái)2波紋管油加熱器 臺(tái)240m高自立式鋼制煙囪座230m高自立式鋼制煙囪座2站內(nèi)配套管網(wǎng)套22223t/h固定式注汽站座1亞臨界注汽鍋爐 23t/h 21MPa臺(tái)1低壓蒸汽鍋爐 臺(tái)1油罐 V=200m3座2水罐 V=200m3座2卸油罐 V=20m3個(gè)132CB磁力驅(qū)動(dòng)鹽液泵臺(tái)2卸油泵 3Gr70224/臺(tái)2供油泵 3Cr364臺(tái)2移動(dòng)式空壓機(jī) YV3/8臺(tái)1軟化水罐 V=10m3個(gè)1局部排放擴(kuò)容器 Ф1600臺(tái)1波紋管油加熱器 臺(tái)245m高自立式鋼制煙囪座1表311 注汽部分主要工程量表（續(xù)表）序號(hào)工程內(nèi)容單位數(shù)量方案一方案二30m高自立式鋼制煙囪座1站內(nèi)配套管網(wǎng)套13注汽管網(wǎng)　　　高壓鍋爐用無(wú)縫鋼管 D11413 16Mnkm4高壓鍋爐用無(wú)縫鋼管 D8911 16Mnkm33高壓注汽鍋爐用活動(dòng)注汽管線 D7610 16Mn km11熱力補(bǔ)償器套2020便攜式兩相流量計(jì)套55蒸汽分配計(jì)量裝置套22 供電工程 供配電方案(1)負(fù)荷等級(jí)根據(jù)《油田和原油長(zhǎng)輸管道變配電設(shè)計(jì)規(guī)定》、《付合油田叢式井組地面工程設(shè)計(jì)暫行規(guī)定（試行）》和《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》中對(duì)負(fù)荷等級(jí)的劃分，該工程負(fù)荷等級(jí)劃分如下：固定式注汽站和混輸泵站用電應(yīng)為二級(jí)負(fù)荷，采用雙回路供電；摻水計(jì)量站用電應(yīng)為三級(jí)負(fù)荷，采用單電源供電；井排井口電機(jī)宜為二級(jí)負(fù)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(chǎng)實(shí)際情況，本次設(shè)計(jì)井排用電采用單電源供電。蒸汽管網(wǎng)長(zhǎng)度較長(zhǎng)，熱損失及壓力損失較大。一次性投資較高。 方案比選注汽方案比選見表311。注汽管網(wǎng)采用樹枝狀敷設(shè)。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)注汽方案二見附圖11。新建200m3燃油罐2座，新建卸油臺(tái)1座（20m3卸油罐1個(gè)，罐內(nèi)底部采用蒸汽盤管加熱）。按照23t/h鍋爐注汽量552t/d，該區(qū)塊蒸汽吞吐要求工時(shí)利用率按70%計(jì)算，2臺(tái)鍋爐年注汽能力 104t，2臺(tái)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。方案共新建D114，D8911固定注汽管線3km。中支架采用鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)，既能滿足強(qiáng)度要求，又耐腐蝕和防盜竊。注汽管網(wǎng)主要采用中支架固定管線敷設(shè)。16Mn、13CrMo44管材比選見表310。(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(shí)利用活動(dòng)注汽管線由支線連接至井口。新建注汽站燃料為原油，原油采用罐車?yán)\(yùn)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。第五年轉(zhuǎn)汽驅(qū)后，可兼顧汽驅(qū)注汽量。區(qū)域周邊現(xiàn)有熱采老井24口，目前依靠活動(dòng)鍋爐注汽，年注汽量約5104t。該站注汽鍋爐年利用率按70%考慮，104t，可滿足該區(qū)域新、老熱采井的注汽需要。該區(qū)域新建注汽井26口，104t。根據(jù)本區(qū)塊地形特點(diǎn)、新鉆熱采井分布以及周邊熱采井生產(chǎn)情況，設(shè)計(jì)2個(gè)方案。 主要工程量油氣集輸工程主要工程量見表38。 視頻監(jiān)控由于孤四管理區(qū)位置偏遠(yuǎn)，交通便利，成為盜油分子的理想作案場(chǎng)地。經(jīng)校核，新井投產(chǎn)后末端摻水計(jì)量站摻水壓力＞，已建摻水干線可滿足新增液量要求。東部區(qū)域無(wú)低壓摻水系統(tǒng)，下83下832摻水計(jì)量站各新建500kW摻水加熱爐2臺(tái)。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫。方案二更換混輸泵實(shí)施難度小，投資較低。渤89混輸泵站內(nèi)新建單螺桿泵3臺(tái)，Q=130m3/h，H=160m，N=110kW。方案二水力、熱力計(jì)算成果見圖36。因此，規(guī)格為DN150；，規(guī)格為Φ1595；，規(guī)格為Φ1595；，；，；，規(guī)格為Φ508。同時(shí)考慮南二站閥組至孤五聯(lián)合站管線及下832閥組至南210閥組管線腐蝕、穿孔嚴(yán)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(jì)2個(gè)方案。新建混輸泵站運(yùn)行可靠性低；新建混輸泵站管理人員工作量大；泵輸運(yùn)行成本高。③方案比選東部區(qū)域集油干線方案比選見表36。圖33 東部區(qū)域方案二水力、熱力計(jì)算成果表由圖33可見，南212泵站建設(shè)后，集輸系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)，可滿足新增液量要求。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫。圖32 東部區(qū)域方案一水力、熱力計(jì)算成果表由圖32可見，敷設(shè)復(fù)線后，新井井口回壓＜，滿足油氣集輸規(guī)范要求。圖31 新井投產(chǎn)后東部區(qū)域集油干線水力、熱力計(jì)算成果表由圖31可見。其中，下835摻水計(jì)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(yán)重。孤五聯(lián)合站新建14口油井產(chǎn)液下836摻水計(jì)量站下831閥組新建10口油井產(chǎn)液下8312摻水計(jì)量站新建2口油井產(chǎn)液南23閥組南210閥組南2站閥組新建6口油井產(chǎn)液下8322摻水計(jì)量站新建9口油井產(chǎn)液下833摻水計(jì)量站新建4口油井產(chǎn)液下834摻水計(jì)量站新建5口油井產(chǎn)液下835摻水計(jì)量站下832閥組南212閥組下831摻水計(jì)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(biāo)預(yù)測(cè)表及表33中摻水量計(jì)算可知，（第2年）。各摻水計(jì)量站生產(chǎn)參數(shù)預(yù)測(cè)見表34。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)見表33。方案設(shè)計(jì)依托已建下831摻水計(jì)量站新建下8312（10井式）摻水計(jì)量站1座（利用已建摻水計(jì)量站2個(gè)空頭），擔(dān)負(fù)12口新井的摻水、計(jì)量、集油任務(wù)；依托已建下832摻水計(jì)量站新建下8322（6井式）摻水計(jì)量站1座，擔(dān)負(fù)6口新井的摻水、計(jì)量、集油任務(wù)。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水量預(yù)測(cè)見表32。摻水管線由孤五聯(lián)合站低壓摻水系統(tǒng)接出。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?；顒?dòng)8＃YZF1121P21370正?；顒?dòng)9＃YZF921P21370正?；顒?dòng)10＃YZF921P21370正常活動(dòng)11＃YZF1121P21370正?；顒?dòng)12＃YZG1821D21370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(diǎn)為下83斷塊。設(shè)備老化、故障率高。永鎮(zhèn)采油廠目前共有活動(dòng)注汽鍋爐12臺(tái)，在用鍋爐11臺(tái)（2鍋爐已報(bào)廢）,注汽能力為50104t，負(fù)責(zé)502口采油井的注汽，注汽鍋爐已滿負(fù)荷運(yùn)行，且鍋爐大多老化嚴(yán)重，故障率高，無(wú)法滿足調(diào)整區(qū)塊的注汽要求。目前原油脫水能力為180104t/a，原油外輸能力為150104t/a，104m3/d。1泵返廠大修，更換螺桿（轉(zhuǎn)子）、襯套（定子）。目前其變頻控制柜的運(yùn)行頻率已達(dá)到49HZ，已接近工頻（50HZ）。泵站內(nèi)設(shè)雙螺桿混輸泵2臺(tái)，Q=250m3/h，H=160m。(1)東部區(qū)域①集油流程井口→摻水計(jì)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(jì)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(jì)量站→井口 計(jì)量站下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)涉及摻水計(jì)量站2座，東西區(qū)域各1處，分別為下83下832摻水計(jì)量站，涉及各摻水計(jì)量站生產(chǎn)情況見表21，2座計(jì)量站生產(chǎn)情況正常。732 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。(2)集輸部分新建摻水計(jì)量站6座，Φ508，Φ219，Φ159，Φ76，；新建DN150 ，DN100 ，DN40 。 地形地貌下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)塊地勢(shì)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(fù)雜。表12 新建井組平臺(tái)個(gè)數(shù)及平臺(tái)井?dāng)?shù)表序號(hào)井組名稱平臺(tái)井?dāng)?shù)（口）序號(hào)井組名稱平臺(tái)井?dāng)?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℃） ～(2)原油粘度（50℃） 3950～7648mPa下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)新井開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)見表11。 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