【正文】 GB 500571994(14)《工業(yè)企業(yè)廠界環(huán)境噪聲標(biāo)準(zhǔn)》 GB 123482008(15)《鍋爐大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》 GB 132712001(16)《玻璃鋼/聚氯乙烯(FRP/PVC)復(fù)合管道設(shè)計(jì)規(guī)定》HG 2052092(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(jí)鋼管》GB/T (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(biāo)準(zhǔn)》 SY/T 041596 設(shè)計(jì)范圍該工程可研設(shè)計(jì)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。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)共設(shè)計(jì)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。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。(2)井位部署本次方案50口井共建單井井臺(tái)7座，井組平臺(tái)12座，新建井組平臺(tái)個(gè)數(shù)及平臺(tái)井?dāng)?shù)見表12。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。 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。 社會(huì)條件下83斷塊油井地理位置偏遠(yuǎn)，油區(qū)治安環(huán)境惡劣，不法分子活動(dòng)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(yán)重影響油區(qū)正常的原油生產(chǎn)秩序。(2)集輸部分新建摻水計(jì)量站6座，Φ508，Φ219，Φ159，Φ76，；新建DN150 ，DN100 ，DN40 。新建固定注汽管網(wǎng)，高壓注汽干線采用D11413管線,材質(zhì)為16Mn，；高壓注汽支干線采用 D8911管線，材質(zhì)為16Mn，長(zhǎng)度3km。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。由于神仙溝從下83斷塊中部穿過，該斷塊分為東西2個(gè)區(qū)域，2個(gè)區(qū)域各自形成獨(dú)立集輸系統(tǒng)。(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。東西區(qū)域集油干線生產(chǎn)情況見表22。泵站內(nèi)設(shè)雙螺桿混輸泵2臺(tái)，Q=250m3/h，H=160m。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(duì)泵的腐蝕磨損劇烈，導(dǎo)致泵效下降較快，運(yùn)行狀況越來越差。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）。表23 渤89混輸泵維修記錄表時(shí)間維修記錄2泵密封器墊子刺漏，廠家維修。1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。目前原油脫水能力為180104t/a，原油外輸能力為150104t/a，104m3/d。 孤五聯(lián)合站低壓摻水系統(tǒng)建有摻水泵2臺(tái)，Q=120m3/h，H=480m，設(shè)計(jì)摻水量2880m3/d，目前摻水量2000m3/d，摻水溫度45℃。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，無法滿足調(diào)整區(qū)塊的注汽要求。表24 永鎮(zhèn)采油廠活動(dòng)鍋爐現(xiàn)狀表鍋爐編號(hào)投產(chǎn)時(shí)間型號(hào)注汽壓力（MPa）注汽溫度（℃）備注活動(dòng)1＃DISG25NDS2600353設(shè)備老化，故障率高，應(yīng)進(jìn)行大修。設(shè)備老化、故障率高?；顒?dòng)6＃SF921YQ21370對(duì)流段管壁減薄嚴(yán)重，需更換。活動(dòng)8＃YZF1121P21370正?；顒?dòng)9＃YZF921P21370正?；顒?dòng)10＃YZF921P21370正?；顒?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。 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。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。因此，本次調(diào)整區(qū)設(shè)計(jì)方案采用摻水集輸工藝。摻水管線由孤五聯(lián)合站低壓摻水系統(tǒng)接出。 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(jì)見表31。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水量預(yù)測(cè)見表32。 摻水計(jì)量站該調(diào)整區(qū)塊涉及到的摻水計(jì)量站共2座，分別為下83下832摻水計(jì)量站。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)。依托井組12新建下833摻水計(jì)量站（10井式）1座，擔(dān)負(fù)9口新井的摻水、計(jì)量、集油任務(wù)；依托井組1新建下834摻水計(jì)量站（6井式）1座，擔(dān)負(fù)4口新井的摻水、計(jì)量、集油任務(wù)；依托井組6新建下835摻水計(jì)量站（6井式）1座，擔(dān)負(fù)5口新井的摻水、計(jì)量、集油任務(wù)；依托井組7新建下836摻水計(jì)量站（15井式）1座，擔(dān)負(fù)14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)新建計(jì)量站所轄油井統(tǒng)計(jì)見表33。新建下831下8322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。各摻水計(jì)量站生產(chǎn)參數(shù)預(yù)測(cè)見表34。調(diào)整區(qū)東部區(qū)域新建下831下836摻水計(jì)量站原油管輸至南212閥組后，共同管輸至南23閥組，后輸至孤五聯(lián)合站；西部區(qū)域新建下83下835摻水計(jì)量站原油插入孤南201計(jì)量站至下832閥組管線，新建下832下833摻水計(jì)量站原油輸至下832閥組，然后共同管輸至南210閥組、渤89混輸泵站、南2站閥組，后輸至孤五聯(lián)合站。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）。表35 方案區(qū)單井集油管線水力、熱力計(jì)算成果表年序油量(t/d)液量(t/d)管線規(guī)格最遠(yuǎn)油井計(jì)量站壓力(MPa)溫度（℃）壓力(MPa)溫度（℃）第2年DN8040DN65DN50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(jìn)站溫度以及井口回壓的規(guī)范要求，從經(jīng)濟(jì)角度考慮，選擇較小管徑的管線。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。單井管線均采用30mm厚耐高溫泡沫黃夾克保溫。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。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。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?？紤]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(duì)該段管線進(jìn)行更換。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)集輸方案二見附圖6。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。③方案比選東部區(qū)域集油干線方案比選見表36。敷設(shè)復(fù)線段管線穿越軍馬場(chǎng)，工農(nóng)關(guān)系復(fù)雜，實(shí)施難度大。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。(2)西部區(qū)域，進(jìn)站溫度40℃，通過杜克勒公式對(duì)新井投產(chǎn)后西部區(qū)域集油系統(tǒng)進(jìn)行熱力、水力計(jì)算，水力、熱力計(jì)算成果見圖34。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。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(jì)算成果見圖35。因此，規(guī)格為DN150；，規(guī)格為Φ1595；，規(guī)格為Φ1595；，；，；，規(guī)格為Φ508。②方案二方案二設(shè)計(jì)在渤89混輸泵站更換單螺桿泵3臺(tái)，2用1備，Q=130m3/h，H=160m。方案二水力、熱力計(jì)算成果見圖36。，規(guī)格為DN150；，規(guī)格為Φ1595；，規(guī)格為Φ1595；，規(guī)格為Φ2196；。渤89混輸泵站內(nèi)新建單螺桿泵3臺(tái)，Q=130m3/h，H=160m，N=110kW。表37 西部區(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。方案二更換混輸泵實(shí)施難度小，投資較低。綜上所述，本次集油干線設(shè)計(jì)推薦方案一。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫。方案設(shè)計(jì)擴(kuò)建孤五聯(lián)合站低壓摻水系統(tǒng)，新建摻水泵1臺(tái)（2用1備），Q=120m3/h，H=480m，擴(kuò)建后摻水能力5760m3/d，可滿足下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)摻水要求。東部區(qū)域無低壓摻水系統(tǒng)，下83下832摻水計(jì)量站各新建500kW摻水加熱爐2臺(tái)。單井摻水管線選用DN40 。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。因此，規(guī)格為DN150 ；，規(guī)格為DN100 ；，規(guī)格為DN40 。 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。本次方案設(shè)計(jì)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(hào)傳至孤四管理區(qū)視頻監(jiān)控中心。 主要工程量油氣集輸工程主要工程量見表38。下83斷塊稠油調(diào)整區(qū)注汽指標(biāo)預(yù)測(cè)見表39。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。 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。該區(qū)域新建注汽井26口，104t。固定站建成后，擬由固定站注汽生產(chǎn)。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。下83區(qū)塊東部新建23t/h固定式注汽站1座。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。新老井合計(jì)熱采井48口，104t。第五年轉(zhuǎn)汽驅(qū)后，可兼顧汽驅(qū)注汽量。根據(jù)《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》SY/T 00272007，注汽站設(shè)置專用儲(chǔ)水罐，按照運(yùn)行1臺(tái)23t/h鍋爐計(jì)算，儲(chǔ)水罐總?cè)萘繎?yīng)不小于180m3。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。注汽站內(nèi)安裝1t/h低壓蒸汽鍋爐1臺(tái)，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)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。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(biāo)，金相組織不合格。16Mn、13CrMo44管材比選見表310。通過比較，16Mn造價(jià)相對(duì)較低，焊接性能優(yōu)于13CrMo44。注汽管網(wǎng)主要采用中支架固定管線敷設(shè)。注汽支線規(guī)格為D8911，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。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。注汽管線跨越神仙溝采用桁架跨越。方案共新建D114，D8911固定注汽管線3km。 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)223t/h固定式注汽站1座，設(shè)計(jì)2臺(tái)23t/h亞臨界注汽鍋爐。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