1、油田下83斷塊熱采稠油油藏井網加密開發調整工程可行性研究報告XX工程咨詢有限公司二零XX年XX月XX項目可行性研究報告建設單位：XX建筑工程有限公司建設地點：XX省XX市編制單位：XX工程咨詢有限公司20XX年XX月58可行性研究報告編制單位及編制人員名單項目編制單位：XX工程咨詢有限公司資格等級： 級證書編號：（發證機關：中華人民共和國住房和城鄉建設部制）編制人員： XXX高級工程師XXX高級工程師XXX高級工程師XXXX有限公司二XX年XX月XX日82目 錄1總論11.1設計依據11.2編制原則11.3遵守的標準、規范21.4設計范圍31.5油藏工藝方案簡介31.6采油工藝方案簡介41.7

2、流體性質41.8設計參數41.9自然條件與社會條件51.10主要研究結論62地面工程現狀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地面工程方案設計123.1油氣集輸工程123.2注汽工程273.3供電工程333.4結構、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環境保護474.1環境保護原則474.2環境保護措施475職業安全衛生485.1自然危害因素的防范措施485.2生產危害因素及防范措施485.3其它危害因素及其防范措施496節能506.1能耗指標分析506.2節能措施507組織機構及勞動定員518投資估算528.

3、1編制依據528.2投資估算52附表1 下83斷塊稠油調整區地面工程投資估算表附圖1 下83斷塊稠油調整區井位布置圖附圖2 下83斷塊稠油調整區地理位置圖附圖3 下83斷塊稠油調整區集輸現狀圖附圖4 下83斷塊稠油調整區計量站布置圖附圖5 下83斷塊稠油調整區集輸方案圖（方案一）附圖6 下83斷塊稠油調整區集輸方案圖（方案二）附圖7 下83斷塊稠油調整區摻水方案圖附圖8 23t/h固定式注汽站平面布置圖附圖9 下83斷塊稠油調整區注汽方案圖（方案一）附圖10 223t/h固定式注汽站平面布置圖附圖11 下83斷塊稠油調整區注汽方案圖（方案二）1 總論1.1 設計依據(1)xxx油田下83斷塊熱

4、采稠油油藏井網加密開發調整工程可行性研究報告（地面工程）委托書，xxx采油廠，2009年8月28日；(2)xxx油田下83斷塊熱采稠油油藏井網加密開發調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)xxx油田下83斷塊熱采稠油油藏井網加密開發調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11日現場調研并與xxx采油廠結合意見；(5)2009年9月14日付合油田分公司關于xxx油田下83斷塊熱采稠油油藏井網加密開發調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年產能建設方案會議審查意見

5、；(7)2010年2月25日付合油田分公司關于xxx油田下83斷塊熱采稠油油藏井網加密開發調整工程可行性研究報告（地面工程）的審查意見。1.2 編制原則根據國家、地方和行業的有關方針政策、法規、規范及規定，本工程遵循以下編制原則。(1)遵循國家、地方、行業的產業政策，符合發展規劃的要求，最大限度地減少工程項目對自然環境的影響；(2)堅持技術先進、經濟合理、安全適用、確保質量、綜合利用、節能降耗的原則；(3)充分考慮油田所處的自然地理環境，積極慎重地采用成熟的新技術、新工藝、新設備、新材料；(4)依托已建的地面工程和設施，在滿足生產的前提下，盡量簡化流程，提高運行效率，節省工程投資； (5)充分

6、優化設計方案，油氣集輸系統采用密閉工藝流程，降低油氣損耗、保護環境，最大限度地提高經濟效益和社會效益；(6)適應滾動開發需要，整體規劃、近期與遠期相結合，滿足xxx油田下83斷塊產能建設目前開發及以后發展的需要。1.3 遵守的標準、規范(1)油氣集輸設計規范 GB 50350-2005(2)石油天然氣工程設計防火規范 GB 50183-2004(3)稠油注汽系統設計規范 SY/T 0027-2007(4)鍋爐房設計規范 GB 50041-2008(5)66kV及以下架空電力線路設計規范 GB 50061-97(6)供配電系統設計規范 GB 50052-95(7)廠礦道路設計規范 GB J22-

7、87(8)爆炸和火災危險環境電力裝置設計規范 GB 50058-92(9)電力工程電纜設計規范 GB 50217-2007(10)通用用電設備配電設計規范 GB 50053-93(11)建筑設計防火規范 GB 50016-2006 (12)建筑抗震設計規范 GB 50011-2001(13)建筑物防雷設計規范 GB 50057-1994(14)工業企業廠界環境噪聲標準 GB 12348-2008(15)鍋爐大氣污染物排放標準 GB 13271-2001(16)玻璃鋼/聚氯乙烯(FRP/PVC)復合管道設計規定HG 20520-92(17)石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件第1部分：A級鋼管GB

8、/T 9711.1-1997(18)埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術標準 SY/T 0415-961.4 設計范圍該工程可研設計主要包括xxx油田下83斷塊熱采稠油油藏井網加密開發調整區50口新鉆熱采井的油氣集輸、注汽以及配套的供電、結構、道路、通信、消防、給排水等系統，并編制工程投資估算。1.5 油藏工藝方案簡介xxx油田下83斷塊稠油調整區開發方式為初期蒸汽吞吐，根據開發情況適時轉蒸汽驅。下83斷塊稠油調整區共設計油井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。區塊調整后，新增年產能9.8104t，新增可采儲量85.5104t。下83斷塊稠油調整區

9、新井開發指標預測見表1-1。表1-1 下83斷塊稠油調整區新井開發指標預測表時間（年）總井（口）油井（口）單井日油（t/d)單井日液（t/d)年產油(104t)年產液(104t)含水（%）150508.327.68.72970250508.528.5113770.3350507.426.49.634.372450506.5258.432.574550505.723.87.430.97665050522.96.529.878748484.623.45.829.380.2848484.123.15.128.882.2948483.623.64.529.584.61048483.224.4430.4

10、86.81148482.9263.632.4891248482.527.63.234.490.81346462.4302.835.992.11446462.130.22.536.2931546461.931.12.237.2941.6 采油工藝方案簡介(1)采油方案該區塊直、斜井采用CYJ10-4.2-53HB型游梁式抽油機，配套應用30kW調速電機；水平井采用700型皮帶式抽油機，配套應用37kW調速電機。(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，新建井組平臺個數及平臺井數見表1-2。下83斷塊稠油調整區井位布置見附圖1。表1-2 新建井組平臺個數及平臺井數表序號井組名

11、稱平臺井數（口）序號井組名稱平臺井數（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1231.7 流體性質1.7.1 原油物性(1)原油密度（20） 0.970.99g/cm3(2)原油粘度（50） 39507648mPas(3)凝固點 -6oC1.7.2 地層水性質(1)礦化度 4507mg/l(2)水型 NaHCO31.8 設計參數(1)新鉆油井 50口(2)新鉆直、斜井 37口(3)新鉆水平井 13口(4)新井平均最大日產油量 8.5t/d（第2年）(5)新井平均最大日產液量 31.1t/d（第15年）(

12、6)區塊年最大產油量 11.0104t（第2年）(7)區塊年最大產液量 37.2104t（第15年）(8)年最大注汽量(不考慮蒸汽驅) 13.3104t（第1年）(9)年最大注汽量(考慮蒸汽驅) 23104t（第812年）1.9 自然條件與社會條件1.9.1 地理位置xxx油田地處山東省東營市河口區xxx鎮，渤海南岸，黃河入海口北側。下83斷塊位于xxx油田南區西南部，隸屬xxx采油廠孤四油藏經營管理區管轄。下83斷塊稠油調整區地理位置見附圖2。1.9.2 地形地貌下83斷塊稠油調整區塊地勢較平坦，該區塊被神仙溝分為東西兩部分，神仙溝附近多為樹林，其他多為農田，間有零星水塘，地面情況較為復雜。

13、1.9.3 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 25.8(4)極端最高氣溫 39.1(5)最冷月平均氣溫 -4.2(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/s(10)最大凍土深度 570mm(11)累年平均最多風向 S1.9.4 工程地質地震基本烈度7度，設計基本地震加速度0.15g。1.9.5 社會條件下83斷塊油井地理位置偏遠，油區治安環境惡劣，不法分子活動猖獗，轄區內經常發生各類涉油案件和生產設施被盜案，嚴重影響油區正常的原油生產秩序。1.10 主要

14、研究結論(1)xxx油田下83斷塊稠油調整區集輸系統采用摻水降粘集輸工藝，原油集輸到摻水計量站后輸至孤五聯合站處理。(2)集輸部分新建摻水計量站6座，5087.1集油干線2.8km，273.17.1集油干線6.9km，2196集油干線0.53km，1595集油干線0.75km，DN150玻璃鋼集油干線0.3km，764單井集油管線13.7km，DN65單井集油管線0.8km；新建DN150 PN4.0MPa摻水干線2km，DN100 PN4.0MPa摻水支干線1.55km，DN40 PN4.0MPa單井摻水管線10.5km。(3)在下83斷塊東西兩區域各新建23t/h固定式注汽站1座。新建固定

15、注汽管網，高壓注汽干線采用D11413管線,材質為16Mn，長度2.7km；高壓注汽支干線采用 D8911管線，材質為16Mn，長度3km。(4)xxx油田下83斷塊稠油調整區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。2 地面工程現狀2.1 油氣集輸工程2.1.1 地面集輸系統下83斷塊稠油調整區位于孤五聯合站南部，區塊內已建油井采用摻水降粘集輸流程。油井產出液在井口摻水后經計量站計量、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合站處理。由于神仙溝從下83斷塊中部穿過，該斷塊分為東

16、西2個區域，2個區域各自形成獨立集輸系統。下83斷塊稠油調整區地面集輸現狀見附圖3。(1)東部區域集油流程井口摻水計量站集油閥組孤五聯合站摻水流程為配水間注水管線減壓后接出輸至井口摻水(2)西部區域集油流程井口摻水計量站集油閥組渤89混輸泵站孤五聯合站摻水流程孤五聯合站摻水泵房摻水閥組摻水計量站井口2.1.1.1 計量站下83斷塊稠油調整區涉及摻水計量站2座，東西區域各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情況見表2-1，2座計量站生產情況正常。表2-1 下83斷塊稠油調整區涉及摻水計量站生產情況表序號計量站名稱投產日期井式總井數（口）空頭數(個)油量（t/d）產出

17、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1997.0720200107.9568.5300868.52.1.1.2 集油干線下83斷塊稠油調整區東西區域集油干線生產基本正常，能夠滿足目前生產需要，部分管線存在建設時間長，腐蝕穿孔情況。東西區域集油干線生產情況見表2-2。表2-2 下83斷塊稠油調整區東西區域集油干線生產情況表區域序號管線名稱管線規格長度（km）投產日期液量（m3/d）油量（t/d）綜合含水（%）起點壓力（MPa）終點壓力（MPa）東部區域1下83-1摻水計量站至南

18、2-12閥組15951.51990.08574.8103.881.90.750.652南2-12閥組至南2-3閥組集油管線21962.51996.092225.1197.191.10.650.453南2-3閥組至孤五聯合站集油管線32570.61997.113959.4538.386.40.450.4西部區域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21960.11997.09868.5107.987.60.740.736下83-2閥組至南2-10閥組21960.71997.051221.31

19、22900.730.677南2-10閥組至渤89混輸泵站37770.42003.063659.7365.589.80.670.638渤89混輸泵站至南2站閥組21962.21995.053659.7365.589.80.700.6321962.21997.0921962.21992.069南2站閥組至孤五聯合站集油管線37772.81997.1213645.21227.691.00.630.44DN3002.82003.052.1.2 渤89混輸泵站西部區域建有渤89混輸泵站1座，于2008年9月投入使用。泵站內設雙螺桿混輸泵2臺，Q=250m3/h，H=160m。初期使用時輸送液量3423m

20、3/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89混輸泵維修記錄見表2-3。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。200

21、9.02.161#泵返廠大修，更換螺桿（轉子）、襯套（定子）。2009.06.142泵返廠大修，更換螺桿（轉子）、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。2.1.3 孤五聯合站孤五聯合站于1985年9月建成投產，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180104t/a，原油外輸能力為150104t/a，污水處理能力為4.4104m3/d。目前進站液量為3.85104m3/d，原油外輸量為3726t/d，污水處理量為3.6104m3/d。 孤五聯合站低壓摻水系統建有摻水泵2臺，Q=120m3/h，H=480m，設計摻水量2880m

22、3/d，摻水壓力4.0MPa，目前摻水量2000m3/d，摻水溫度45，摻水壓力4.0MPa。2.2 注汽工程下83斷塊稠油調整區無固定式注汽站及注汽管網可以利用，目前該區塊周邊老井采用活動鍋爐注汽，注汽壓力1417MPa。xxx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50104t，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，無法滿足調整區塊的注汽要求。活動鍋爐現狀見表2-4。表2-4 xxx采油廠活動鍋爐現狀表鍋爐編號投產時間型號注汽壓力（MPa）注汽溫度（）備注活動11993.12DI-SG25-NDS-260017.

23、2353設備老化，故障率高，應進行大修。活動21995.8SF9-17.9-YQ17.2353已報廢活動32000.12YZF9-21-P21370正常活動42001.8YZF9-18-P17.2353對流段管壁減薄嚴重，需更換。設備老化、故障率高。活動52002.9SF9-21-YQ21370對流段管壁減薄嚴重，需更換。活動62003.9SF9-21-YQ21370對流段管壁減薄嚴重，需更換。活動72003.9YZF9-21-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82005.6YZF11-21-P21370正常活動92007.4YZF9-21-P21370正常

24、活動102007.4YZF9-21-P21370正常活動112008.10YZF11-21-P21370正常活動122009.8YZG18-21-D21370正常2.3 供電工程下83斷塊稠油調整區現有6kV線路1條，由xxx35kV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。2.4 道路工程下83斷塊稠油調整區周邊道路較為完善，能夠滿足生產需要。3 地面工程方案設計3.1 油氣集輸工程3.1.1 集輸工藝付合油田稠油開發從20世紀80年代末正式開始，多年來總結了較豐富的稠油集輸經驗。稠油集輸主要采用加熱輸送、加藥降粘輸送和摻水輸送三

25、種方式。目前下83斷塊采用摻水集輸方式，該區塊生產運行正常，同時管網配套齊全。因此，本次調整區設計方案采用摻水集輸工藝。原油集輸到摻水計量站后經閥組轉輸至孤五聯合站處理。摻水管線由孤五聯合站低壓摻水系統接出。該區塊油井地理位置偏遠，綜治環境較差，盜油、盜電、盜設備現象時有發生，因此各油井井口安裝停機報警裝置1套。3.1.2 摻水量確定下83斷塊目前生產油井25口，已建油井2009年摻水量數據統計見表3-1。表3-1 下83斷塊25口已建油井2009年摻水量數據統計表序號井號開發單元日液（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.

26、1375.6912.1084.552GDN下83-22Ng1+2稠油2003年8月6日泵漏關井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

27、+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年摻水量數據統計表（續表）序號井號開發

28、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

29、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%，結合xxx其它稠油區塊生產經驗數值，確定調整區原油摻水后綜合含水按85%計算。下83斷塊稠油調整區摻水量預測見表3-2。表3-2 下83斷塊稠油調整區摻水量預測表時間(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/

30、d)單井日夜(含摻水)(m3/d)綜合含水(%)150508.327.67027.7355.3385250508.528.570.328.1756.6785350507.426.47222.9349.3385450506.5257418.3343.3385550505.723.87614.2038.008565050522.97810.4333.3385748484.623.480.27.2730.6785848484.123.182.24.2327.3385948483.623.684.60.4024.00851048483.224.486.80.0024.4086.81148482.926

31、890.0026.00891248482.527.690.80.0027.6090.81346462.43092.10.0030.0092.11446462.130.2930.0030.20931546461.931.1940.0031.1094由上表看出，該稠油調整區塊開發初期綜合含水為70%，需要摻水生產，新井最大摻水量為28.17m3/d（第2年），區塊新增最大摻水量1408.33m3/d，之后摻水量呈遞減趨勢，第10年起下83調整區塊油井可不摻水生產。3.1.3 摻水計量站該調整區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

32、空頭，下83-2摻水計量站無計量閥組空頭。方案設計依托已建下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；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。其余32口新井距離已建摻水計量站較遠，設計新建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；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；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

33、的摻水、計量、集油任務；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。下83斷塊稠油調整區計量站布置見附圖4。下83斷塊稠油調整區新建計量站所轄油井統計見表3-3。表3-3 下83斷塊稠油調整區新建計量站所轄油井統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

34、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摻水計量站內設油井計量和摻水計量分配間1棟，且設值班室、工具間、維修間各1間。新建下83-1-2、下83-2-2摻水計量站內設油井計量和摻水計量分配間1棟。由于該區塊原油粘度高、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。各摻水計量站生產參數預測見表3-4。表3-4 各摻水計量站生產參數預測表序號計量站名稱井式井數（口）新井（口）油量（t/d）產出液量（m3/d）摻水量（m3/d）總液量（m3/d）1已建下83-1摻水計量站20192

35、120.8344.8343.34688.14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938750636.72281.31995.5427

36、6.83.1.4 集油系統50口新井集油管線就近進已建及新建摻水計量站。調整區東部區域新建下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，后輸至孤五聯合站；西部區域新建下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，后輸至孤五聯合站。集輸流程示意如下。孤五聯合站新建14口油井產液下83-6摻水計量站下83-1閥組新建10口油井產液下83-1-2摻水計量站新建2口油井產液南2-3閥組南2-10閥組南2站閥組

37、新建6口油井產液下83-2-2摻水計量站新建9口油井產液下83-3摻水計量站新建4口油井產液下83-4摻水計量站新建5口油井產液下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）東部區域（2）西部區域3.1.4.1 單井集油管線根據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，方案區單井集油管線水力、熱力計算成果見表3-5。表3-5 方案區單井集油管線水力、熱

38、力計算成果表年序油量(t/d)液量(t/d)管線規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范要求，從經濟角度考慮，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

39、單井管線均選用764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1.0m。3.1.4.2 集油干線(1)東部區域孤五聯合站進站壓力0.3MPa，進站溫度要求40，通過杜克勒公式對新井投產后東部區域集油系統進行熱力、水力計算，水力、熱力計算成果見圖3-1。圖3-1 新井投產后東部區域集油干線水力、熱力計算成果表由圖3-1可見，新井投產后南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。已建集輸系統無法滿足新增液量要求，需進行改造。東部區域集油系統根據集輸工藝不同設計2個方案。方案一設計南2

40、-12閥組至南2-3閥組集油管線敷設復線方案二設計南2-12站新建混輸泵站方案一下83斷塊稠油調整區集輸方案一見附圖5，方案一水力、熱力計算成果見圖3-2。圖3-2 東部區域方案一水力、熱力計算成果表由圖3-2可見，敷設復線后，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，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產能調整區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更換。因此

41、，下83斷塊調整區新建南2-12閥組至南2-3閥組集油干線2.5km，規格為273.17.1；下83-1閥組至南2-12閥組集油干線1.5km，規格為273.17.1；下83-1摻水計量站至下83-1閥組集油干線0.03km，規格為2196；下83-6摻水計量站至下83-1閥組集油干線0.5km，規格為2196。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m。方案二方案二設計在南2-12站新建混輸泵站1座，滿足原油增壓輸送要求，站內新建單螺桿泵3臺，2用1備，Q=100m3/h，H=160m。下83斷塊稠油調整區集輸方案二見附圖6。方案二水力、熱力計算成果見圖3-3。圖3-3 東部區

42、域方案二水力、熱力計算成果表由圖3-3可見，南2-12泵站建設后，末端下83-6摻水計量站壓力為0.65MPa，集輸系統運行平穩，可滿足新增液量要求。因此，下83斷塊調整區新建下83-6摻水計量站至下83-1閥組集油干線0.5km，規格為2196；新建下83-1摻水計量站至下83-1閥組集油干線0.03km，規格為2196；新建下83-1閥組至南2-12閥組集油干線1.5km，規格為2196。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站內新建單螺桿泵3臺，Q=100m3/h，H=160m，N=90kW。方案比選東部區域集油干線方案比選見表3-6。表3-6 東部區域集油

43、干線方案比選表方案優點缺點方案一1、敷設復線管輸方案運行可靠性高；2、方便管理；3、運行成本低。敷設復線段管線穿越軍馬場，工農關系復雜，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，本次集油干線設計推薦方案一。(2)西部區域孤五聯合站進站壓力0.3MPa，進站溫度40，通過杜克勒公式對新井投產后西部區域集油系統進行熱力、水力計算，水力、熱力計算成果見圖3-4。圖3-4 西部區域新井投產后計量站、閥組集油干線水力、熱力計算成果表由圖3-4可見，新井投產后末端孤南201摻水計量站處壓力達到1.43MPa，已建

44、集輸系統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，東部區域集油系統根據集輸工藝不同設計2個方案。方案一設計取消渤89混輸泵站流程，南2-10閥組至南2站閥組集油管線敷設復線及南2站閥組至孤五聯合站管線擴徑；方案二設計渤89混輸泵站更換混輸泵。方案一下83斷塊稠油調整區集輸方案一見附圖5，方案一水力、熱力計算成果見圖3-5。圖3-5 西部區域方案一水力、熱力計算成果表由圖3-5可見，敷設復線及擴徑后，末端孤南201摻水計量站外輸壓力0.64MPa，新井井口回壓1.5MPa，滿足油氣集輸規范要求。因此，下83斷塊調整

45、區新建下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，規格為1595；新建下83-3摻水計量站至下83-2閥組集油干線0.6km，規格為1595；新建下83-2閥組至南2-10閥組集油干線0.7km，規格為273.17.1；新建南2-10閥組至南2站閥組集油干線2.2km，規格為273.17.1；新建南2站閥組至孤五聯合站集油干線2.8km，規格為5087.1。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m。方案二方案二設計在渤89混輸泵站更換單螺桿泵3臺，2用1備，Q=130m

46、3/h，H=160m。下83斷塊稠油調整區集輸方案二見附圖6。方案二水力、熱力計算成果見圖3-6。圖3-6 西部區域方案二水力、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，滿足油氣集輸規范要求。下83斷塊調整區新建下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，規格為1595；新建下83-3摻水計量站至下83-2閥組集油干線0.6km，規格為1595；新建下83-2閥組至南2-10閥組集油干線0.7km，

47、規格為2196；新建南二站閥組至孤五聯合站集油干線2.8km，規格為355.67.1。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m。渤89混輸泵站內新建單螺桿泵3臺，Q=130m3/h，H=160m，N=110kW。方案比選西部區域集油干線方案比選見表3-7。表3-7 西部區域集油干線方案比選表方案優點缺點方案一1、敷設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，本次集油干線設計推薦方案一。因此，下83斷塊調整區新建下8

48、3-5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，規格為1595；新建下83-3摻水計量站至下83-2閥組集油干線0.6km，規格為1595；新建下83-2閥組至南2-10閥組集油干線0.7km，規格為273.17.1；新建南2-10閥組至南2站閥組集油干線2.2km，規格為273.17.1；新建南2站閥組至孤五聯合站集油干線2.8km，規格為5087.1。集油干線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m。3.1.5 摻水系統3.1.5.1 孤五聯合站摻水系統孤五聯合站已建低壓摻水系統設

49、計摻水量2880m3/d，目前摻水量2000m3/d，剩余摻水量880m3/d，下83斷塊稠油調整區摻水量1408.33m3/d，已建摻水系統無法滿足已建區塊及下83斷塊稠油調整區摻水要求。方案設計擴建孤五聯合站低壓摻水系統，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，可滿足下83斷塊稠油調整區摻水要求。3.1.5.2 摻水管網下83斷塊西部區域新建計量站接已建摻水干線。東部區域無低壓摻水系統，本次設計新建DN150摻水干線2.0km至東部區域摻水計量站，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

50、DN100 PN4.0MPa玻璃鋼管線。單井摻水量為28.17m3/d，單井摻水管線選用DN40 PN4.0MPa玻璃鋼管線。摻水管線均采用30mm厚泡沫黃夾克管保溫，管線埋深1.0m。經校核，新井投產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斷塊稠油調整區摻水方案見附圖7。因此，下83斷塊調整區新建玻璃鋼摻水干線2.0km，規格為DN150 PN4.0MPa；新建玻璃鋼摻水支干線1.55km，規格為DN100 PN4.0MPa；新建玻璃鋼單井摻水管線10.5km，規格為DN40 PN4.0MPa。摻水管線均采用30mm厚泡沫黃夾克保溫，管線埋深1.0m。3.

51、1.6 視頻監控由于孤四管理區位置偏遠，交通便利，成為盜油分子的理想作案場地。根據采油廠整體部署，在孤四管理區設置視頻監控中心1座，對所轄的前端監控點進行監控管理，以便及時發現盜油案件，減少盜油盜生產設施案件的發生。本次方案設計在孤四管理區設置視頻監控中心1座，下83調整區東區、西區各安裝前端視頻監控裝置1套，信號傳至孤四管理區視頻監控中心。監控中心包括服務器、電腦及配套設施，前端視頻監控裝置包括激光夜視系統、攝像機、視頻編碼器等及與之配套的設施。3.1.7 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容單位數量備注方案一方案二1集輸管網1.1集油管

52、線 5087.1 L290km2.830mm厚泡沫黃夾克保溫1.2集油管線 355.67.1 L290km2.81.3集油管線 273.17.1 L290km6.91.4集油管線 2196 20#km0.532.731.5集油管線 1595 20#km0.750.751.6集油管線 DN150 PN1.6MPakm0.30.3玻璃鋼復合管30mm泡沫黃夾克保溫1.7摻水干線 DN150 PN4.0MPakm221.8摻水支干線 DN100 PN4.0MPakm1.551.551.9單井集油管線 764 20#km13.713.730mm厚耐高溫泡沫黃夾克保溫1.10 單井集油管線 DN65 P

53、N1.6MPa km0.80.8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 DN40 PN4.0MPakm10.510.5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=100m3/h H=160m臺3配套防爆電機N=90kW2.6.2配套流程 套12.7渤89混輸泵站2.7.1混輸泵 Q=130m3/h H=160m臺3配套防爆電機N=110kW2.7.2配套流程

54、套12.8孤五聯合站2.8.1摻水泵 Q=120m3/h H=480m臺11配套防爆電機N=185kW2.8.2配套流程 套113視頻監控系統套223.1監控中心座113.2前端視頻監控裝置套223.2 注汽工程3.2.1 開發指標預測根據油藏方案，下83調整區開發前期采用蒸汽吞吐，根據開發情況，考慮適時轉蒸汽驅。下83斷塊稠油調整區注汽指標預測見表3-9。表3-9 下83斷塊稠油調整區注汽指標預測表時間（年）總井數（口）油井數（口）年注汽(不考慮蒸汽驅)(104t)年注汽 (考慮蒸汽驅)(104t)備注1757513.3 13.3 2757511.1 11.1 3757510.0 10.0

55、475759.7 9.7 575759.4 12.8 3個井組間歇汽驅673739.1 16.1 6個井組間歇汽驅771718.8 19.5 9個井組間歇汽驅871718.5 23.0 12個井組間歇汽驅971718.3 23.0 12個井組間歇汽驅1071718.0 23.0 12個井組間歇汽驅1170707.8 23.0 12個井組間歇汽驅1270707.5 23.0 12個井組間歇汽驅1368687.3 19.1 9個井組間歇汽驅1468687.1 15.1 6個井組間歇汽驅1568686.9 10.9 3個井組間歇汽驅3.2.2 設計參數注汽速度（直、斜井） 8t/h10t/h注汽速度

56、（水平井） 12t/h15t/h 注汽壓力（直、斜井） 1417MPa注汽壓力（水平井） 1314MPa燜井時間（直、斜井） 34天燜井時間（水平井） 57天注汽干度 70% 注汽周期 1年年最大注汽量 13.3104t（不考慮蒸汽驅)年最大注汽量 23104t（考慮蒸汽驅)3.2.3 設計方案下83斷塊稠油調整區共有油井75口，其中新鉆熱采井50口（其中水平井13口）。根據本區塊地形特點、新鉆熱采井分布以及周邊熱采井生產情況，設計2個方案。方案一設計新建23t/h固定式注汽站2座，新建固定注汽管網；方案二設計新建223t/h固定式注汽站1座，新建固定注汽管網。3.2.3.1 方案一在下83區

57、塊東西兩區域中心附近各新建23t/h固定式注汽站1座。下83區塊西部新建23t/h固定式注汽站1座。該區域新建注汽井26口，年吞吐注汽量6.9104t。周邊現有熱采老井30口，目前依靠活動鍋爐注汽，年注汽量約6104t。固定站建成后，擬由固定站注汽生產。新老井合計熱采井60口，年吞吐注汽量12.9104t。該站注汽鍋爐年利用率按70%考慮，年注汽量可達14.1104t，可滿足該區域新、老熱采井的注汽需要。第五年轉汽驅后，可兼顧汽驅注汽量。下83區塊東部新建23t/h固定式注汽站1座。下83區塊東部區域新建注汽井24口，年吞吐注汽量6.4104t。區域周邊現有熱采老井24口，目前依靠活動鍋爐注汽

58、，年注汽量約5104t。固定站建成后，擬由固定站注汽生產。新老井合計熱采井48口，年吞吐注汽量11.4104t。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14.1104t，可滿足該區域新、老井注汽需要。第五年轉汽驅后，可兼顧汽驅注汽量。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，對來水進行處理。根據稠油注汽系統設計規范SY/T 0027-2007，注汽站設置專用儲水罐，按照運行1臺23t/h鍋爐計算，儲水罐總容量應不小于180m3。因此，每座站配置100m3水罐2座。新建注汽站燃料為原油，原油采用罐車拉運方式，站內配套建設燃油設施和流程，注汽站內

59、設卸油設施。新建100m3油罐2座，新建卸油臺1座（20m3卸油罐1個，罐內底部采用蒸汽盤管加熱）。注汽站內安裝1t/h低壓蒸汽鍋爐1臺，在油罐內安裝蒸汽盤管，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)注汽管網由新建固定式注汽站接出固定注汽干線，蒸汽驅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斷塊稠油調整區注汽方案一見附圖9。注汽管網管材主要有20G、16Mn、13CrMo44等，其中20G在95年前應用較多，但95年左右付合油田注汽管道相繼發生爆破事故，調查發現供應商的產品坯料、軋制及熱處理工藝不符合

60、GB5310規定，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力（MPa）130.2123.2內壓強度良好良好價格高較低13CrMo44目前在油田廣泛應用，但造價較高。通過比較，16Mn造價相對較低，焊接性能優于13CrMo44。因此注汽管材推薦選用16Mn。注汽管網主要采用中支架固定管線敷設。注汽站出口母管規格為D11413，管線保溫采用雙層結構，內、外層均為厚65mm硅酸鋁纖

61、維管殼，外包鋁箔玻璃鋼。注汽支線規格為D8911，采用雙層結構，內外層保溫厚度均為55mm硅酸鋁纖維管殼，外包鋁箔玻璃鋼。注汽管網采用樹枝狀敷設。中支架采用鋼筋混凝土結構，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構跨越，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。活動注汽管線規格為D7610，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D11413固定注汽管線2.7km，D8911固定注汽管線3km。東部區域最大注汽半徑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

62、要求；西部區域最大注汽半徑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。3.2.3.2 方案二(1)注汽站根據注汽井分布，在下83區塊的中部建設223t/h固定式注汽站1座，設計2臺23t/h亞臨界注汽鍋爐。50口新井年最大注汽量13.3104t，東西部區域共有熱采老井54口，目前依靠活動鍋爐注汽，年注汽量約11104t。按照23t/h鍋爐注汽量552t/d，該區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 28.2104t，2臺23t/h鍋爐5年內可滿足新老井注汽需要，并可兼顧區塊后期轉汽驅的要求。注汽鍋爐配套鈉離子軟化

63、處理裝置、熱力除氧器及給水加藥系統，對來水進行處理。根據稠油注汽系統設計規范SY/T 0027-2007，注汽站應設置專用儲水罐，按照運行2臺23t/h鍋爐計算，儲水罐總容量應不小于360m3，因此，配置200m3水罐2座。新建固定式注汽站燃料為原油，站內配套建設燃油設施和流程，原油采用罐車拉運方式，注汽站內設卸油設施。新建200m3燃油罐2座，新建卸油臺1座（20m3卸油罐1個，罐內底部采用蒸汽盤管加熱）。固定式注汽站內安裝1t/h低壓蒸汽鍋爐1臺，在油罐內安裝蒸汽盤管，在注汽鍋爐前安裝蒸汽-油換熱器，采用低壓蒸汽加熱燃油。223t/h固定式注汽站平面布置見附圖10。(2)高壓注汽管網由新建

64、固定式注汽站接出東西兩條固定注汽干線，蒸汽驅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斷塊稠油調整區注汽方案二見附圖11。注汽管網主要采用中支架固定管線敷設，管線材質選用符合DIN17175標準的13CrMo44。注汽站出口母管規格為D11413，管線保溫采用雙層結構，內、外層均為厚65mm硅酸鋁纖維管殼，外包鋁箔玻璃鋼。注汽支線規格為D8911，采用雙層結構，內外層保溫厚度均為55mm硅酸鋁纖維管殼，外包鋁箔玻璃鋼。注汽管網采用樹枝狀敷設。活動管線規格為D7610，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D11413固定注汽管線4k

65、m，D8911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。3.2.3.3 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，本次注汽設計推薦方案一，即建設23t/h固定式注汽站2座。3.2.4

66、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容單位數量方案一方案二123t/h固定式注汽站座21.1亞臨界注汽鍋爐 G=23t/h P=21MPa臺21.2低壓蒸汽鍋爐 1.0t/h臺21.3油罐 V=100m3座41.4水罐 V=100m3個41.5卸油罐 V=20m3個21.632CB磁力驅動鹽液泵臺41.7卸油泵 3Gr702-24/0.6臺41.8供油泵 3Cr364臺41.9移動式空壓機 YV-3/8臺21.10軟化水罐 V=10m3個21.11局部排放擴容器 1600臺21.12波紋管油加熱器 BHW400-2.5-10-QZY-2臺21.1

67、340m高自立式鋼制煙囪座21.1430m高自立式鋼制煙囪座21.15站內配套管網套22223t/h固定式注汽站座12.1亞臨界注汽鍋爐 23t/h 21MPa臺12.2低壓蒸汽鍋爐 1.0t/h臺12.3油罐 V=200m3座22.4水罐 V=200m3座22.5卸油罐 V=20m3個12.632CB磁力驅動鹽液泵臺22.7卸油泵 3Gr702-24/0.6臺22.8供油泵 3Cr364臺22.9移動式空壓機 YV-3/8臺12.10軟化水罐 V=10m3個12.11局部排放擴容器 1600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

68、1表3-11 注汽部分主要工程量表（續表）序號工程內容單位數量方案一方案二2.1430m高自立式鋼制煙囪座12.15站內配套管網套13注汽管網3.1高壓鍋爐用無縫鋼管 D11413 16Mnkm2.743.2高壓鍋爐用無縫鋼管 D8911 16Mnkm333.3高壓注汽鍋爐用活動注汽管線 D7610 16Mn km113.4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223.3 供電工程3.3.1 供配電方案(1)負荷等級根據油田和原油長輸管道變配電設計規定、付合油田叢式井組地面工程設計暫行規定（試行）和稠油注汽系統設計規范中對負荷等級的劃分，該工程負荷等級劃分如下

69、：固定式注汽站和混輸泵站用電應為二級負荷，采用雙回路供電；摻水計量站用電應為三級負荷，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（或環網）單變壓器供電，考慮到現場實際情況，本次設計井排用電采用單電源供電。(2)電力負荷統計電力負荷見表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

70、.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：油井需要系數取0.5，注汽站需要系數取

71、0.9，計量站需要系數取0.7。(3)供配電方案本區塊二級負荷較多，需引兩回路電源。一路電源引自附近已建的xxx35kV西河口變，新架設LJ-120主干線路至下83斷塊稠油調整區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道路架設，向周圍油井及站場供電。本區塊共布置新井50口，均采用抽油機采油，水平井配套應用37kW調速電機，直、斜井配套應用30kW調速電機。6座摻水計量站與已建摻水計量站或井組合建。各站場變壓器設置明細見表3-13。表3-13 站場變壓器設置明細表序號站場名稱方案一方

72、案二備注規格、型號數量(臺)規格、型號數量(臺)1井組1S11M-160/101 S11M-160/101 含計量站2井組2S11M-125/101S11M-125/1013井組3S11M-125/101S11M-125/101 4井組4S11M-160/101 S11M-160/101 5井組5S11M-100/101S11M-100/101 6井組6S11M-200/101S11M-200/101 含計量站7井組7S11M-200/101 S11M-200/101含計量站8井組8S11M-200/101S11M-200/101 9井組9S11M-160/101S11M-160/101 10

73、井組10S11M-160/101 S11M-160/101 11井組11S11M-80/101S11M-80/101 12井組12S11M-125/101S11M-125/101 含計量站13單井S11M-50/107 S11M-50/10714南2-12站混輸泵站/S11M-250/102 15固定式注汽站S11M-400/104 S11M-800/102 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進入抽油機配電箱。電氣設備正常不帶電的金屬外殼及工藝設備等均做可靠接地。混輸泵站供配電方案東部區域方案二中，南2-12泵站為二級負荷，站內新建變壓器2座，變壓器型

74、號為S11M-250/10 6/0.4kV，容量250kVA。站內設低壓配電室1座，并安裝GGD型配電柜4面。站內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。安全區采用普通照明，防爆區采用防爆照明。低壓配電接地采用TN-C-S系統。電氣設備正常不帶電的金屬外殼及工藝設備等均做可靠接地。西部區域方案二中，渤89混輸泵站為二級負荷，利用站內已建變壓器，并安裝GGD型配電柜4面。站內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。安全區采用普通照明，防爆區采用防爆照明。低壓配電接地采用TN-C-S系統。電氣設備正常不帶電的金屬外殼及工藝

75、設備等均做可靠接地。孤五聯合站摻水泵供配電方案摻水泵供配電利用孤五聯合站內已建變壓器，并安裝GGD型配電柜1面，采用低壓電纜埋地敷設，電氣設備正常不帶電的金屬外殼及工藝設備等均做可靠接地。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座注汽站內各新建變壓器2座，變壓器型號為S11M-400/10 6/0.4kV，容量400kVA。站內各設低壓配電室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，站內新建變壓器2座，變壓器型號為S11M-800/10 6/0.4kV，容量800kVA。站內設低壓配電室1座，并安裝GGD型配電柜5面。站內主要用電負荷均由低壓配電室采用放射式配

76、電方式配出，配出電纜采用直埋地方式敷設。安全區采用普通照明，防爆區采用防爆照明。低壓配電接地采用TN-C-S系統。電氣設備正常不帶電的金屬外殼及工藝設備等均做可靠接地。3.3.2 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容單位數量方案一方案二1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

77、電力電纜 VV22-1kV 410km0.30.31.10電力電纜 VV22-1kV 425km2.52.51.11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（續表）序號工程內容單位數量方案一方案二2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 VV22-1kV 395+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 VV22-1kV 395+50km0.2

78、3.4防雷防靜電裝置套14孤五聯合站4.1動力配電柜 GGD型面114.2變頻柜臺114.3電力電纜 VV22-1kV 395+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 VV22-1kV 410km10.65.5電力電纜 VV22-1kV 425km0.60.45.6電力電纜 VV22-1kV 3240+120km0.60.45.7防雷防靜電裝置套213.4 結構、道路工程3.4.1 結構工程本工程抗震設防烈度為7度。設計基本地震加速度值為0.15g，設計特征周期分組為第一組。

79、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。 3.4.1.1 建筑物(1)建筑結構的安全等級為二級，設計基準期為50年，抗震設防類別為丙類，耐火等級為二級，地基基礎設計等級為丙級。(2)建筑物墻身：磚混結構。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)室內裝修及工程做法水泥砂漿地面、踢腳線。內墻：白色內墻涂料。內門窗：鋁合金門窗。 頂棚：白色內墻涂料頂。(5)墻下基礎：采用素混凝土C

80、20。(6)鋼筋混凝土了梁采用C25混凝土、圈梁、構造柱采用C20混凝土。鋼筋采用HPB235()、HRB335()級鋼筋。(7)屋面板采用預應力混凝土空心板，SBS防水。3.4.1.2 構筑物(1)排污池采用C30，S6級抗滲混凝土， HPB235()、HRB335()級鋼筋現澆，池壁及外露部分采用1：2.5水泥砂漿抹面。(2)設備基礎及其他構筑物基礎：素混凝土基礎采用C20，鋼筋混凝土采用C30，HPB235()、HRB335()級鋼筋現澆。(3)圍墻為磚圍墻，設壁柱，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。基礎采用毛石基礎，采用MU30毛

81、石，M7.5水泥砂漿砌筑。(4)罐基礎采用中砂墊層進行地基處理。3.4.2 道路工程3.4.2.1 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量面積(mm)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1152551286028602井組2（3口油井）座1152501260026003井組3（3口油井）座1152501260026004井組4（4口油井）座1152551286028605井組5（2口油井）座1152451234023406井組6（5口油井）座1152601312031207井組7（5口油井

82、）座1152601312031208井組8（5口油井）座1152601312031209井組9（3口油井）座11525012600260010井組10（4口油井）座11525512860286011井組11（2口油井）座11524512340234012井組12（3口油井）座11525012600260013單井座774040116001600二計量站462046201新建下83-1-2摻水計量站座11303019009002新建下83-2-2摻水計量站座11203016006003新建下83-3摻水計量站座11155217807804新建下83-4摻水計量站座11155317807805新建

83、下83-5摻水計量站座11155417807806新建下83-6摻水計量站座1115551780780三南2-12混輸泵站6001新建南2-12站混輸泵房座120301600四固定式注汽站63008400表3-15 各站場填土情況表（續表）序號項目單位數量面積(mm)填土高度(m)填土量(m3)方案一方案二方案一方案二123t/h固定式注汽站座270901126002223t/h固定式注汽站座1709016300合計51840461403.4.2.2 道路工程下83斷塊稠油調整區新建道路部分主要為新建摻水計量站、注汽站的進站道路和新建井的井場道路設計。根據GBJ22-87廠礦道路設計規范第2.

84、2.3條，進站道路和井場道路等級均為廠外道路四級。摻水計量站的進站道路、新建井的井場道路設計寬度為4.0m，長度合計5.2km。進站道路、井場道路采用石灰煤渣土道路。結構做法自下至上分別為：路基土夯實（壓實度0.95），10%石灰土180厚，12%石灰土180厚，12：70：18石灰煤渣土100厚。兩側各有灰土路肩0.5m。 注汽站進站道路寬度為4m，長度合計3.0km，路面為瀝青混凝土路面。結構做法自下至上分別為：路基土夯實（壓實度0.95），10%石灰土180厚，12%石灰土180厚，中粒式瀝青混凝土40厚，細粒式瀝青混凝土30厚。兩側各有灰土路肩0.5m。3.4.2.3 橋梁下83斷塊稠

85、油調整區位于神仙溝兩側，鑒于目前孤南201橋危舊現狀，本次方案設計對孤南201橋進行加固。孤南201橋南北兩端漿砌毛石護坡加固，更換橋板，上鋪瀝青面層。3.4.2.4 跨越桁架3.4.2.4.1 方案一管線在孤南201橋橋梁一側50m處設管線跨越桁架一處，該橋跨越長度為80m，鋼結構桁架的截面形式采用矩形，分上、下兩層架設管線。3.4.2.4.2 方案二管線在孤南201橋橋梁一側50m處設管線跨越桁架一處，孤南201橋跨越長度為80m，在首站南橋一側50m處設管線跨越桁架一處，首站南橋跨越長度為30m。鋼結構桁架的截面形式采用矩形，分上、下兩層架設管線。3.4.3 主要工程量結構、道路部分主要

86、工程量見表3-16。表3-16 結構、道路部分主要工程量表序號名稱單位數量方案一方案二1結構部分1.115井式摻水計量站座111.1.1摻水計量間、值班室、維修間、工具間 25.2m5.4m棟111.1.2廁所座111.1.3圍墻m1601601.210井式摻水計量站座221.1.1摻水計量間、值班室、維修間、工具間 21.6m5.4m棟221.1.2廁所座221.1.3圍墻m3003001.36井式摻水計量站座331.1.1摻水計量間、值班室、維修間、工具間 18m5.4m棟331.1.2廁所座331.1.3圍墻m3903901.4南2-12站混輸泵房 15m7.2m座11.523t/h固定

87、式注汽站座21.5.1低壓鍋爐間、鹽泵間 8.7m8.4m棟21.5.2高壓鍋爐間 30m9m棟2表3-16 結構、道路部分主要工程量表（續表）序號名稱單位數量方案一方案二1.5.3配電室、化驗室、維修間、值班室 17.7m4.8m棟21.5.4辦公室、會議室、資料室 19.2m5.4m棟21.5.4隊部 36m4.8m棟41.5.5泵房 10.8m4.8m棟21.5.6排污池m31001.5.7設備基礎m33201.5.8防火堤m1601.5.9圍墻m6241.5.10大門樘21.5.11站內道路m212001.6223t/h固定式注汽站座11.6.1低壓鍋爐間、鹽泵間 8.7m8.4m棟1

88、1.6.2高壓鍋爐間 30m15m棟11.6.3配電室、化驗室、維修間、值班室17.7m4.8m棟11.6.4辦公室、會議室、資料室 19.2m5.4m棟11.6.5隊部 36m4.8m棟21.6.6泵房 10.8m4.8m棟11.6.7排污池m3501.6.8設備基礎m31601.6.9防火堤m801.6.10圍墻 m3121.6.11大門樘11.6.12站內道路m26001.7孤五聯合站摻水泵房 6m7.2m座112道路部分2.1填土1000m347.6446.142.1.1井場填土1000m334.6234.622.1.2計量站填土1000m34.624.622.1.3南2-12站填土1

89、000m30.62.1.4注汽站填土1000m38.46.32.2道路部分2.2.1井場、計量站土路 寬4mkm5.25.22.2.2注汽站瀝青路 寬4mkm332.3橋涵表3-16 結構、道路部分主要工程量表（續表）序號名稱單位數量方案一方案二2.3.1孤南201橋 跨度85m座112.4跨越桁架2.4.1跨越桁架 跨度30m座12.4.2跨越桁架 跨度80m座113.5 通信工程3.5.1 通信在新建的4座摻水計量站、注汽站設電話，以實現與外部通信聯絡。在新建的4座摻水計量站各設電話1部，在新建的注汽站各設電話1部。由于新建站場附近沒有通信線路，無線通信方式建設簡捷方便，因此本次設計電話部

90、分采用移動手機固定臺。3.5.2 主要工程量通信部分主要工程量見表3-17。表3-17 通信部分主要工程量表序號名稱單位數量方案一方案二1移動手機固定臺部653.6 消防、給排水工程3.6.1 消防主要考慮6座新建摻水計量站、1座新建混輸泵站以及新建注汽站的消防和給排水設計。新建摻水計量站屬五級站，根據石油天然氣工程設計防火規范 GB 50183-2004、建筑滅火器配置設計規范GB 50140-2005的要求，消防僅采用移動式滅火器材，設置一定數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，一旦發生火災，可隨時啟用撲救

91、。每座摻水計量站、混輸泵站配置手提式磷酸銨鹽干粉滅火器2具。方案一固定式注汽站消防主要對象為60m3油罐、卸油泵房、卸油罐、辦公室及庫房區、鍋爐房、配電室等，危險等級為甲B，站區消防根據石油天然氣設計防火規范GB 50183-2004中規定，消防對象可采用手提式磷酸銨鹽干粉滅火器（MF/ABC8）和推車式磷酸銨鹽干粉滅火器（MFT/ABC50）滅火。方案二固定式注汽站配置手提式磷酸銨鹽干粉滅火器及推車式磷酸銨鹽干粉滅火器。消防器材見表3-18。表3-18 消防器材表序號項目單位數量方案一方案二1推車式磷酸銨鹽干粉滅火器 MFT/ABC50 具1282落地式滅火器箱 XML8-2個973手提式磷

92、酸銨鹽干粉干粉滅火器 MF/ABC8具22183.6.2 給排水3.6.2.1 給水部分3.6.2.1.1 方案一固定式注汽站水源來自水廠至xxx首站水管線，西部區域注汽站選用DN150玻璃鋼管線2.0km，東部區域注汽站選用DN150玻璃鋼管線0.5km，管線埋深1.0m。供水壓力可滿足要求。3.6.2.1.2 方案二固定式注汽站水源同方案一，選用DN150玻璃鋼管線2.5km，管線埋深1.0m。供水壓力可滿足要求。3.6.2.2 排水部分3.6.2.2.1 方案一23t/h固定式注汽站選用20m3污水回收裝置，污水提升泵的排量為Q=5m3/h。東區污水經污水泵提升后打入下83-1計量站集油

93、干線，西區污水經污水泵提升后打入下83-2計量站集油干線。因此，污水泵的參數為：Q=5m3/h，H=180m，N=7.5kW。排水系統流程為：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894無縫鋼管，東區管線長度0.4km，西區長度0.2km。3.6.2.2.2 方案二223t/h固定式注汽站排水部分主要為注汽鍋爐排水。23t/h注汽鍋爐排水量如下：水處理最大排水量16t/h，排水溫度為常溫，4小時1次；排放擴容器最大排水量8t/h，溫度100，每次排放1520分鐘。根據上述排水量，選用50m3污水回收裝置，選用污水提升泵的排量為Q=10m3/h。污水經污水泵提升后打入下83-2計

94、量站集油干線，污水泵的參數為：Q=10m3/h，H=180m，N=15kW。排水系統流程為：注汽鍋爐排水排污降溫池污水提升泵集油干線排污管線選用1144無縫鋼管，長度0.4km。3.6.3 主要工程量消防、給排水部分主要工程量見表3-19。表3-19 消防、給排水部分主要工程量表序號項目單位數量方案一方案二一消防部分1推車式磷酸銨鹽干粉滅火器 MFT/ABC50 具1282落地式滅火器箱 XML8-2個973手提式磷酸銨鹽干粉干粉滅火器 MF/ABC8具2218二給水部分1清水管線 DN150 PN1.6MPakm2.52.5玻璃鋼復合管三排水部分1污水提升泵 Q=10m3/h H=180m

95、N=15kW臺12污水提升泵 Q=5m3/h H=180m N=7.5kW臺13排污管線 1144 20#km0.44排污管線 894 20#km0.63.7 污水回注工程根據十五年預測指標，本區塊污水排放量為556.2（第一年）958.9t/d（第十五年），根據油田污水零排放的要求，本次方案調整設計新鉆回注井2口（NB89-7、NB4-1），滿足本區塊污水回注要求。設計回注井2口，注水管線均由已建注水干線接出，新建污水回注計量裝置2套。污水回注主要工作量見表3-20。表3-20 污水回注部分主要工程量表序號項目單位數量備注方案一方案二1污水回注管線 899 20#km1.61.6H87內防腐

96、2污水回注計量裝置 套224 環境保護本工程嚴格執行中華人民共和國環境保護法，防止原油生產處理過程中對周圍環境造成污染，合理利用油氣資源。4.1 環境保護原則盡可能采用先進成熟的工藝技術，減少或避免三廢的產生和排放，使環境污染降到最低程度。4.2 環境保護措施(1)選用低噪音，優良設備，最大限度地減少噪音污染。(2)摻水計量站內設污油、污水回收，減少環境污染。(3)更換腐蝕嚴重管線，避免對環境造成污染。5 職業安全衛生工程的主要危害因素可分為兩大部分：一是自然因素形成的危害或不利影響，包括地震、不良地質、天氣的最高溫度和最低溫度、雷擊、洪水和內澇；二是原油生產和處理過程中的危害包括：作業、注汽

97、中的油井突發事故、有害氣體、火災爆炸、機械傷害、噪音污染、觸電事故等。上述因素的危害性各不相同，同時發生出現的機率極小，所以造成的后果也不同。因此，本研究中采取以下有力措施，減少和避免危害的發生是十分必要的。5.1 自然危害因素的防范措施(1)當環境溫度超過或低于一定范圍時，對管道及設備會產生不良影響。環境溫度過高不利于設備運行；太低對管線輸油會產生原油溫度下降，耗掉大量熱量，甚至會造成凝油。為消除隱患，本工程通過車間通風和對管線保溫，消除其影響。(2)為防止雨天、雷擊對建筑物和設備的破壞，按國家、行業有關規范、規定對建筑物和設備采取相應的防雷、防靜電措施，確保生產安全運行。(3)為防止地震對

98、設備、建筑物和人員造成的災害性破壞，根據當地基本地震7度設防，可滿足生產要求。對各建筑物和管線有關部位進行加固，以防事故出現。5.2 生產危害因素及防范措施5.2.1 有害液體、氣體防治貯存、輸送的原油為黑褐色液體，主要成分為CmHn。含有微量溶解氣。液體對人體皮膚有傷害。本工程對有害液體采取的主要防治措施如下：采用良好的設備、管道、閥門和管件，防止泄漏。按有關規定在摻水計量間內設置通風帽，以防止有害氣體的積聚。5.2.2 防火防爆爆炸和火災能造成較大的人員傷亡及財產損失，由于本工程輸送的原油為易燃易爆物質，因此本工程存在火災及爆炸事故發生的可能性。在平面布置中，各區域、裝置及建、構筑物之間均

99、設置足夠的防火安全間距，道路則根據消防車對通道的要求進行設計與布置。設備設計嚴格執行壓力容器設計規定，并按規定裝設安全閥以防止超壓。在爆炸和火災危險場所，環境的危險性質按照GB 50058-92等規范規定配置相應的電氣設備和燈具，并采取相應的防雷措施。根據石油和天然氣工程設計防火規范等規定設置相應的消防設施。5.3 其它危害因素及其防范措施5.3.1 線路維護、搶修輸油、汽、水管道距離較長，沿途地形復雜，必須做好線路的巡查和維修工作。由于各種自然或人為的因素，可能導致各種危害發生，為及時處理線路突發事故，設立專業管道搶修隊伍，并配備相應的專業搶修設備、工具和專用搶修車輛。5.3.2 安全保衛油

100、田物質屬于國家財產，任何個人私自排放油、氣、水均屬非法，為防止原油被盜，在井口設置防盜球閥。對于埋地管道征用的土地，其使用權屬于管道企業，任何單位和個人不得非法侵占。當地農民在征得管道企業同意后，可以在征地范圍內種植淺根農作物，但管道企業對于在管道巡查、維護、搶修過程中造成農作物的損失、不予賠償。5.3.3 安全教育、培訓加強安全教育工作，提高職工素質，崗位人員需經過培訓，考核合格后才能上崗。6 節能6.1 能耗指標分析本次設計方案中主要耗能為：抽油機井、摻水計量站、混輸泵站、注汽站的用電、用水和燃油。耗水指標為清水，用于注汽高壓鍋爐。耗燃料為原油，因該區塊附近無氣源，因此本工程的燃料還是以燃

101、油為主；電力主要用于井場、摻水計量站、混輸泵站、注汽站。6.2 節能措施(1)單井集油管線采用耐高溫泡沫黃夾克保溫，集油干線采用泡沫黃夾克保溫，保溫效果好，節能及抗腐蝕性能好。(2)采用油氣密閉輸送，減少油氣損耗。(3)合理布局集輸流程，降低井口回壓，從而降低摻水量和抽油機耗電，減少摻水加熱和加壓能耗。7 組織機構及勞動定員本方案設計生產單位主要有：油井、摻水計量站、固定式注汽站。勞動定員按每工作日八小時，四小班，三班一倒班制考慮，勞動定員見表7-1。表7-1 勞動定員表分類名稱單位數量定員方案一方案二方案一方案二1油井口505025252新建摻水計量站座4420203混輸泵站座154固定式注

102、汽站座212211合計67618 投資估算8.1 編制依據(1)估算指標參照付合油田新編付合油田地面工程估算指標及類似工程概算指標進行估算。(2)費用依據執行（95）中油基字第79號文關于印發石油建設工程其他費用規定的通知及其補充規定。工程設計收費執行勝油公司發200593號文。基本預備費按工程費及其他費的8%計取。(3)價格依據執行勝油定發200841號文，不足部分參考設計詢價。8.2 投資估算xxx油田下83斷塊稠油調整區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。地面工程投資估算匯總見

103、表8-1，詳細內容見附表1。表8-1 地面工程投資估算匯總表序號內容投資（萬元）方案一方案二第一部分工程費用6826.906672.41一油氣集輸工程1749.531694.41二注汽工程3227.573190.61三供電工程565.16662.65四結構、道路工程1174.651015.28五通信工程2.101.75六消防、給排水工程61.3261.53七污水回注工程46.5846.58第二部分 其他費用1837.721750.28第三部分 預備費(8%)693.17673.82第四部分 抽油機1510.471510.47總投資10868.2610606.98附表1 下83斷塊稠油調整區地面

104、工程投資估算表序號工程內容單位數量投資（萬元）備注方案一方案二方案一方案二第一部分工程費用6826.90 6672.41 一油氣集輸工程1749.53 1694.41 1集輸管網1228.93 892.81 1.1集油管線 5087.1 L290km2.8261.41 30mm厚泡沫黃夾克保溫1.2集油管線 355.67.1 L290km2.8184.27 1.3集油管線 273.17.1 L290km6.9348.45 1.4集油管線 2196 20#km0.532.7321.56 111.03 1.5集油管線 1595 20#km0.750.7520.63 20.63 1.6集油管線 DN

105、150 PN1.6MPa km0.30.38.07 8.07 玻璃鋼復合管，30mm泡沫黃夾克保溫1.7摻水干線 DN150 PN4.0MPakm2258.16 58.16 1.8摻水干線 DN100 PN4.0MPakm1.551.5528.13 28.13 1.9單井集油管線 764 20#km13.713.7163.85 163.85 30mm厚耐高溫泡沫黃夾克保溫1.10 單井集油管線 DN65 PN1.6MPa km0.80.810.31 10.31 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 DN40 PN4.0MPakm10.510.5133.35 1

106、33.35 玻璃鋼復合管，30mm泡沫黃夾克保溫管1.12 井口裝置套5050175.00 175.00 2站場469.50 750.50 2.115井式摻水計量站座1163.00 63.00 2.1.1稱重式計量分離器套1118.00 18.00 2.1.215井式稠油計量閥組套117.80 7.80 2.1.3摻水分配閥組套113.20 3.20 附表1 下83斷塊稠油調整區地面工程投資估算表（續表）序號工程內容單位數量投資（萬元）備注方案一方案二方案一方案二2.1.4電磁流量計臺161619.20 19.20 2.1.5玻璃鋼污油罐座114.80 4.80 2.1.6污油回收泵臺114.

107、50 4.50 2.1.7配套流程套115.50 5.50 2.210井式摻水計量站座22156.40 156.40 2.2.1稱重式計量分離器套2236.00 36.00 2.2.210井式稠油計量閥組套2212.40 12.40 2.2.3摻水分配閥組套224.00 4.00 2.2.4電磁流量計臺222226.40 26.40 2.2.5玻璃鋼污油罐座229.60 9.60 2.2.6污油回收泵臺229.00 9.00 2.2.7500kW摻水加熱爐臺2250.00 50.00 2.2.8配套流程套229.00 9.00 2.36井式摻水計量站座33190.10 190.10 2.3.1

108、稱重式計量分離器套3354.00 54.00 2.3.26井式稠油計量閥組套3315.60 15.60 2.3.3摻水分配閥組套335.40 5.40 2.3.4電磁流量計臺212125.20 25.20 2.3.5玻璃鋼污油罐座3314.40 14.40 2.3.6污油回收泵臺3313.50 13.50 2.3.7500kW摻水加熱爐臺2250.00 50.00 2.3.8配套流程套3312.00 12.00 2.4南二站閥組套1115.00 15.00 2.5南2-3閥組套1115.00 15.00 2.6南2-12泵站130.00 2.6.1混輸泵 Q=100m3/h H=160m臺31

109、05.00 配套防爆電機N=185kW2.6.2配套流程 套125.00 2.7渤89混輸泵站151.00 2.7.1混輸泵 Q=130m3/h H=160m臺3126.00 配套防爆電機N=210kW2.7.2配套流程 套125.00 2.8孤五聯合站30.00 30.00 2.8.1摻水泵 Q=120m3/h H=480m臺1125.00 25.00 配套防爆電機N=185kW2.8.2配套流程 套115.00 5.00 3視頻監控系統套2251.10 51.10 3.1監控中心座1110.50 10.50 3.1.1服務器臺112.50 2.50 3.1.2監控設備套113.00 3.0

110、0 3.1.3其它配套設施套115.00 5.00 3.2前端視頻監控裝置套2240.60 40.60 3.2.1攝像機臺2211.00 11.00 3.2.2鏡頭臺223.00 3.00 3.2.3云臺套221.00 1.00 3.2.4三鑒探測器只220.40 0.40 3.2.5視頻編碼器臺2214.40 14.40 3.2.6三合一感應雷防護模塊只221.00 1.00 3.2.7直擊雷防護系統套221.20 1.20 3.2.8設備穩壓器臺220.20 0.20 3.2.9其他配套設施套228.40 8.40 二注汽工程3227.57 3190.61 123t/h固定式注汽站座221

111、98.32 1.1亞臨界注汽鍋爐 23t/h 21MPa臺21606.00 1.2低壓蒸汽鍋爐 1.0t/h臺290.00 1.3油罐 V=100m3座4100.00 1.4水罐 V=100m3座4100.00 1.5卸油罐 V=20m3個222.32 1.632CB磁力驅動鹽液泵臺420.00 1.7卸油泵 3Gr702-24/0.6臺48.80 1.8供油泵 3Cr364臺44.40 1.9移動式空壓機 YV-3/8臺21.60 1.10軟化水罐 V=10m3個210.40 1.11局部排放擴容器 1600臺15.20 1.12波紋管油加熱器 BHW400-2.5-10-QZY-2臺210

112、.20 1.1345m高自立式鋼制煙囪座120.00 1.1430m高自立式鋼制煙囪座112.00 1.15站內配套管網套170.00 2223t/h固定式注汽站座11932.16 2.1亞臨界注汽鍋爐 23t/h 21MPa臺21606.00 2.2低壓蒸汽鍋爐 1.0t/h臺145.00 2.3油罐 V=200m3座270.00 2.4水罐 V=200m3座260.00 2.5卸油罐 V=20m3個111.16 2.632CB磁力驅動鹽液泵臺210.00 2.7卸油泵 3Gr702-24/0.6臺24.40 2.8供油泵 3Cr364臺22.20 2.9移動式空壓機 YV-3/8臺10.8

113、0 2.10軟化水罐 V=10m3個15.20 2.11局部排放擴容器 1600臺15.20 2.12波紋管油加熱器 BHW400-2.5-10-QZY-2臺210.20 2.1345m高自立式鋼制煙囪座120.00 2.1430m高自立式鋼制煙囪座112.00 2.15站內配套管網套170.00 3注汽管網1029.25 1258.45 3.1高壓鍋爐用無縫鋼管 D11413 16Mnkm2.74476.04 705.24 3.2高壓鍋爐用無縫鋼管 D8911 16Mnkm33417.81 417.81 3.3高壓注汽鍋爐用活動注汽管線 D7610 16Mnkm1186.00 86.00 3

114、.4熱力補償器套202017.40 17.40 3.5便攜式兩相流量計套553.00 3.00 3.6蒸汽分配計量裝置套2229.00 29.00 三供電工程565.16 662.25 1單井、計量站部分388.10 388.10 1.150kVA桿上變壓器臺7735.35 35.35 1.280kVA桿上變壓器臺115.50 5.50 1.3100kVA桿上變壓器臺115.73 5.73 1.4125kVA桿上變壓器臺3318.30 18.30 1.5160kVA桿上變壓器臺4426.04 26.04 1.6200kVA桿上變壓器臺3321.18 21.18 1.76kV架空線路LJ-120

115、km1212139.56 139.56 1.86kV架空線路LJ-70km3.83.836.29 36.29 1.9電力電纜 VV22-1kV 410km0.30.32.45 2.45 1.10 電力電纜 VV22-1kV 425km2.52.532.70 32.70 1.11 動力配電柜 XLW-03（改）臺505025.00 25.00 1.12 防雷防靜電裝置套505040.00 40.00 2南2-12泵站78.86 2.16kV架空線路 LJ-70km0.54.78 2.2250kVA桿上變壓器臺215.18 2.3動力配電柜 GGD型面420.00 2.4變頻柜臺330.00 2.

116、5電力電纜 VV22-1kV 395+50km0.28.40 2.6防雷防靜電裝置套10.50 3渤89混輸泵站73.90 3.1動力配電柜 GGD型面420.00 3.2變頻柜臺345.00 3.3電力電纜 VV22-1kV 395+50km0.28.40 3.4防雷防靜電裝置套10.50 4孤五聯合站28.40 28.40 4.1動力配電柜 GGD型面115.00 5.00 4.2變頻柜臺1115.00 15.00 4.3電力電纜 VV22-1kV 395+50km0.20.28.40 8.40 5固定式注汽站部分148.67 93.00 5.1800kVA落地式變壓器臺臺231.20 5

117、.2400kVA落地式變壓器臺臺442.40 5.3動力配電柜 GGD型面10550.00 25.00 5.4電力電纜 VV22-1kV 410km10.68.15 4.89 5.5電力電纜 VV22-1kV 425km0.60.47.85 5.23 5.6電力電纜 VV22-1kV 3240+120km0.60.439.27 26.18 5.7防雷防靜電裝置套211.00 0.50 四結構道路工程1174.65 1015.28 1結構部分502.50 309.09 1.115井式摻水計量站座1115.04 15.04 1.1.1摻水計量間、值班室、維修間、工具間 25.2m5.4m棟1111

118、.34 11.34 1.1.2廁所座110.50.51.1.3圍墻 m1601603.20 3.20 1.210井式摻水計量站座2226.44 26.44 1.2.1摻水計量間、值班室、維修間、工具間 21.6m5.4m棟2219.44 19.44 1.2.2廁所座221.00 1.00 1.2.3圍墻 m3003006.00 6.00 1.36井式摻水計量站座3333.60 33.60 1.3.1摻水計量間、值班室、維修間、工具間 18m5.4m棟3324.30 24.30 1.3.2廁所座331.50 1.50 1.3.3圍墻 m3903907.80 7.80 1.4南2-12站混輸泵房

119、15m7.2m座116.20 1.523t/h固定式注汽站座2419.22 1.5.1低壓鍋爐間、鹽泵間 8.7m8.4m棟217.54 1.5.2高壓鍋爐間 30m15m棟290.00 1.5.3配電室、化驗室、維修間、值班室 17.7m4.8m棟220.39 1.5.4辦公室、會議室、資料室 19.2m5.4m棟224.88 1.5.5隊部 36m4.8m棟476.03 1.5.6泵房 10.8m4.8m棟212.44 1.5.7排污池m310062.45 1.5.8設備基礎m332064.00 1.5.9防火堤m1608.00 1.5.10圍墻 m62412.48 1.5.11大門樘21

120、.00 1.5.12站內道路m2120030.00 1.6223t/h固定式注汽站座1209.61 1.6.1低壓鍋爐間、鹽泵間 8.7m8.4m棟18.77 1.6.2高壓鍋爐間 30m15m棟145.00 1.6.3配電室、化驗室、維修間、值班室 17.7m4.8m棟110.20 1.6.4辦公室、會議室、資料室 19.2m5.4m棟112.44 1.6.5隊部 36m4.8m棟238.02 1.6.6泵房 10.8m4.8m棟16.22 1.6.7排污池m35031.23 1.6.8設備基礎m316032.00 1.6.9防火堤m804.00 1.6.10圍墻 m3126.24 1.6.

121、11大門樘10.50 1.6.12站內道路m260015.00 1.7孤五聯合站摻水泵房 6m7.2m座118.20 8.20 2道路部分672.15 706.19 2.1站場填土1000m351.8446.14145.15 129.19 2.1.1井場填土1000m334.6234.6296.94 96.94 2.1.2計量站填土1000m34.624.6212.94 12.94 2.1.3南2-12站填土1000m30.61.68 2.1.4注汽站填土1000m312.66.335.28 17.64 2.2道路部分299.00 299.00 2.2.1井場、計量站土路 寬4m km5.25

122、.2104.00 104.00 2.2.2注汽站瀝青路 寬4m km33195.00 195.00 2.3橋涵80.00 80.00 2.3.1孤南201橋加固 座1180.00 80.00 2.4跨越桁架148.00 198.00 2.4.1跨越桁架 跨度30m座150.00 2.4.2跨越桁架 跨度80m座11148.00 148.00 五通信工程2.10 1.75 1移動手機固定臺部652.10 1.75 六消防、給排水工程61.32 61.53 1消防部分1.24 0.88 1.1推車式磷酸銨鹽干粉滅火器 MFT/ABC50 具1280.84 0.56 1.2落地式滅火器箱 XML8-

123、2個970.18 0.14 1.3手提式磷酸銨鹽干粉干粉滅火器 MF/ABC8具22180.22 0.18 2給水部分51.85 51.85 2.1清水管線 DN150 PN1.6MPakm2.52.551.85 51.85 玻璃鋼復合管3排水部分8.23 8.80 3.1污水提升泵 Q=10m3/h H=180m N=15kW臺12.80 3.2污水提升泵 Q=5m3/h H=180m N=7.5kW臺11.60 3.3排污管線 1144 20#km0.46.00 3.4排污管線 894 20#km0.66.63 0.00 七污水回注工程46.58 46.58 1污水回注管線899 20#k

124、m1.61.640.08 40.08 H87內防腐2污水回注計量裝置 套226.50 6.50 第二部分 其他費用1837.72 1750.28 1征地費畝110.82 95.53 886.60 764.26 8萬元/畝2青苗賠償費畝652.83 596.46 117.51 107.36 0.18萬元/畝3建設單位管理費49.63 48.92 4工程監理費151.73 148.55 5勘察設計費338.97 333.01 5.1設計前期工程費45.94 45.78 5.2勘察測量費54.62 53.38 5.3工程設計費238.42 233.85 6穿跨越手續費150.00 200.00 6.1跨越神仙溝處3 4 150.00 200.00 7辦公及生活家具購置費8.40 10.80 8生產準備費17.36 22.32 9聯合試運轉費47.79 46.71 10環境影響評價費7.87 7.79 11勞動安全衛生評價費7.24 7.18 12場地準備及臨時設施費54.62 53.38 第三部分 預備費693.17 673.82 第四部分 抽油機1510.47 1510.47 1CYJ10-4.2-53HB型抽油機 臺37371010.10 1010.10 2700型皮帶式抽油機臺1313500.37 500.37 總投資10868.26 10606.98