1、油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月58可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日82目 录1总论11.1设计依据11.2编制原则11.3遵守的标准、规范21.4设计范围31.5油藏工艺方案简介31.6采油工艺方案简介41.72、流体性质41.8设计参数41.9自然条件与社会条件51.10主要研究结论62地面工程现状72.1油气集输工程72.2注汽工程112.3供电工程112.4道路工程113地面工程方案设计123.1油气集输工程123.2注汽工程273.3供电工程333.4结构、道路工程373.5通信工程433.6消防、给排水工程433.7污水回注工程464环境保护474.1环境保护原则474.2环境保护措施475职业安全卫生485.1自然危害因素的防范措施485.2生产危害因素及防范措施485.3其它危害因素及其防范措施496节能506.1能耗指标分析506.2节能措施507组织机构及劳动定员518投资估算528.3、1编制依据528.2投资估算52附表1 下83断块稠油调整区地面工程投资估算表附图1 下83断块稠油调整区井位布置图附图2 下83断块稠油调整区地理位置图附图3 下83断块稠油调整区集输现状图附图4 下83断块稠油调整区计量站布置图附图5 下83断块稠油调整区集输方案图（方案一）附图6 下83断块稠油调整区集输方案图（方案二）附图7 下83断块稠油调整区掺水方案图附图8 23t/h固定式注汽站平面布置图附图9 下83断块稠油调整区注汽方案图（方案一）附图10 223t/h固定式注汽站平面布置图附图11 下83断块稠油调整区注汽方案图（方案二）1 总论1.1 设计依据(1)xxx油田下83断块热4、采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告（地面工程）委托书，xxx采油厂，2009年8月28日；(2)xxx油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告（油藏工程），付合油田分公司，2010年3月；(3)xxx油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告（钻采工程），付合油田分公司，2010年3月；(4)2009年9月11日现场调研并与xxx采油厂结合意见；(5)2009年9月14日付合油田分公司关于xxx油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告（地面工程）的审查意见；(6)2009年9月24日中化学审查2010年产能建设方案会议审查意见5、；(7)2010年2月25日付合油田分公司关于xxx油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整工程可行性研究报告（地面工程）的审查意见。1.2 编制原则根据国家、地方和行业的有关方针政策、法规、规范及规定，本工程遵循以下编制原则。(1)遵循国家、地方、行业的产业政策，符合发展规划的要求，最大限度地减少工程项目对自然环境的影响；(2)坚持技术先进、经济合理、安全适用、确保质量、综合利用、节能降耗的原则；(3)充分考虑油田所处的自然地理环境，积极慎重地采用成熟的新技术、新工艺、新设备、新材料；(4)依托已建的地面工程和设施，在满足生产的前提下，尽量简化流程，提高运行效率，节省工程投资； (5)充分6、优化设计方案，油气集输系统采用密闭工艺流程，降低油气损耗、保护环境，最大限度地提高经济效益和社会效益；(6)适应滚动开发需要，整体规划、近期与远期相结合，满足xxx油田下83断块产能建设目前开发及以后发展的需要。1.3 遵守的标准、规范(1)油气集输设计规范 GB 50350-2005(2)石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-2004(3)稠油注汽系统设计规范 SY/T 0027-2007(4)锅炉房设计规范 GB 50041-2008(5)66kV及以下架空电力线路设计规范 GB 50061-97(6)供配电系统设计规范 GB 50052-95(7)厂矿道路设计规范 GB J22-7、87(8)爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50058-92(9)电力工程电缆设计规范 GB 50217-2007(10)通用用电设备配电设计规范 GB 50053-93(11)建筑设计防火规范 GB 50016-2006 (12)建筑抗震设计规范 GB 50011-2001(13)建筑物防雷设计规范 GB 50057-1994(14)工业企业厂界环境噪声标准 GB 12348-2008(15)锅炉大气污染物排放标准 GB 13271-2001(16)玻璃钢/聚氯乙烯(FRP/PVC)复合管道设计规定HG 20520-92(17)石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管GB8、/T 9711.1-1997(18)埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准 SY/T 0415-961.4 设计范围该工程可研设计主要包括xxx油田下83断块热采稠油油藏井网加密开发调整区50口新钻热采井的油气集输、注汽以及配套的供电、结构、道路、通信、消防、给排水等系统，并编制工程投资估算。1.5 油藏工艺方案简介xxx油田下83断块稠油调整区开发方式为初期蒸汽吞吐，根据开发情况适时转蒸汽驱。下83断块稠油调整区共设计油井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。区块调整后，新增年产能9.8104t，新增可采储量85.5104t。下83断块稠油调整区9、新井开发指标预测见表1-1。表1-1 下83断块稠油调整区新井开发指标预测表时间（年）总井（口）油井（口）单井日油（t/d)单井日液（t/d)年产油(104t)年产液(104t)含水（%）150508.327.68.72970250508.528.5113770.3350507.426.49.634.372450506.5258.432.574550505.723.87.430.97665050522.96.529.878748484.623.45.829.380.2848484.123.15.128.882.2948483.623.64.529.584.61048483.224.4430.410、86.81148482.9263.632.4891248482.527.63.234.490.81346462.4302.835.992.11446462.130.22.536.2931546461.931.12.237.2941.6 采油工艺方案简介(1)采油方案该区块直、斜井采用CYJ10-4.2-53HB型游梁式抽油机，配套应用30kW调速电机；水平井采用700型皮带式抽油机，配套应用37kW调速电机。(2)井位部署本次方案50口井共建单井井台7座，井组平台12座，新建井组平台个数及平台井数见表1-2。下83断块稠油调整区井位布置见附图1。表1-2 新建井组平台个数及平台井数表序号井组名11、称平台井数（口）序号井组名称平台井数（口）1井组147井组752井组238井组853井组339井组934井组4410井组1045井组5211井组1126井组6512井组1231.7 流体性质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)凝固点 -6oC1.7.2 地层水性质(1)矿化度 4507mg/l(2)水型 NaHCO31.8 设计参数(1)新钻油井 50口(2)新钻直、斜井 37口(3)新钻水平井 13口(4)新井平均最大日产油量 8.5t/d（第2年）(5)新井平均最大日产液量 31.1t/d（第15年）(12、6)区块年最大产油量 11.0104t（第2年）(7)区块年最大产液量 37.2104t（第15年）(8)年最大注汽量(不考虑蒸汽驱) 13.3104t（第1年）(9)年最大注汽量(考虑蒸汽驱) 23104t（第812年）1.9 自然条件与社会条件1.9.1 地理位置xxx油田地处山东省东营市河口区xxx镇，渤海南岸，黄河入海口北侧。下83断块位于xxx油田南区西南部，隶属xxx采油厂孤四油藏经营管理区管辖。下83断块稠油调整区地理位置见附图2。1.9.2 地形地貌下83断块稠油调整区块地势较平坦，该区块被神仙沟分为东西两部分，神仙沟附近多为树林，其他多为农田，间有零星水塘，地面情况较为复杂。13、1.9.3 气象条件(1)年平均气压 101.64kPa(2)历年平均气温 11.7(3)最热月平均气温 25.8(4)极端最高气温 39.1(5)最冷月平均气温 -4.2(6)极端最低气温 -19.1(7)年平均降水量 611.3mm(8)最大积雪厚度 150mm(9)年最大风速 22.0m/s(10)最大冻土深度 570mm(11)累年平均最多风向 S1.9.4 工程地质地震基本烈度7度，设计基本地震加速度0.15g。1.9.5 社会条件下83断块油井地理位置偏远，油区治安环境恶劣，不法分子活动猖獗，辖区内经常发生各类涉油案件和生产设施被盗案，严重影响油区正常的原油生产秩序。1.10 主要14、研究结论(1)xxx油田下83断块稠油调整区集输系统采用掺水降粘集输工艺，原油集输到掺水计量站后输至孤五联合站处理。(2)集输部分新建掺水计量站6座，5087.1集油干线2.8km，273.17.1集油干线6.9km，2196集油干线0.53km，1595集油干线0.75km，DN150玻璃钢集油干线0.3km，764单井集油管线13.7km，DN65单井集油管线0.8km；新建DN150 PN4.0MPa掺水干线2km，DN100 PN4.0MPa掺水支干线1.55km，DN40 PN4.0MPa单井掺水管线10.5km。(3)在下83断块东西两区域各新建23t/h固定式注汽站1座。新建固定15、注汽管网，高压注汽干线采用D11413管线,材质为16Mn，长度2.7km；高压注汽支干线采用 D8911管线，材质为16Mn，长度3km。(4)xxx油田下83断块稠油调整区块地面工程投资估算为10868.26万元，其中工程费6826.90万元，其他费1837.72万元，预备费693.17万元，抽油机1510.47万元。2 地面工程现状2.1 油气集输工程2.1.1 地面集输系统下83断块稠油调整区位于孤五联合站南部，区块内已建油井采用掺水降粘集输流程。油井产出液在井口掺水后经计量站计量、汇集后通过计量站集油干线或阀组集油干线外输至孤五联合站处理。由于神仙沟从下83断块中部穿过，该断块分为东16、西2个区域，2个区域各自形成独立集输系统。下83断块稠油调整区地面集输现状见附图3。(1)东部区域集油流程井口掺水计量站集油阀组孤五联合站掺水流程为配水间注水管线减压后接出输至井口掺水(2)西部区域集油流程井口掺水计量站集油阀组渤89混输泵站孤五联合站掺水流程孤五联合站掺水泵房掺水阀组掺水计量站井口2.1.1.1 计量站下83断块稠油调整区涉及掺水计量站2座，东西区域各1处，分别为下83-1、下83-2掺水计量站，涉及各掺水计量站生产情况见表2-1，2座计量站生产情况正常。表2-1 下83断块稠油调整区涉及掺水计量站生产情况表序号计量站名称投产日期井式总井数（口）空头数(个)油量（t/d）产出17、液量（m3/d）掺水量（m3/d）总液量（m3/d）1下83-1掺水计量站1997.0620173103.8287.8287574.82下83-2掺水计量站1997.0720200107.9568.5300868.52.1.1.2 集油干线下83断块稠油调整区东西区域集油干线生产基本正常，能够满足目前生产需要，部分管线存在建设时间长，腐蚀穿孔情况。东西区域集油干线生产情况见表2-2。表2-2 下83断块稠油调整区东西区域集油干线生产情况表区域序号管线名称管线规格长度（km）投产日期液量（m3/d）油量（t/d）综合含水（%）起点压力（MPa）终点压力（MPa）东部区域1下83-1掺水计量站至南18、2-12阀组15951.51990.08574.8103.881.90.750.652南2-12阀组至南2-3阀组集油管线21962.51996.092225.1197.191.10.650.453南2-3阀组至孤五联合站集油管线32570.61997.113959.4538.386.40.450.4西部区域4孤南201计量站至下83-2阀组DN2001.12006.05352.814.196.00.770.735下83-2掺水计量站至下83-2阀组21960.11997.09868.5107.987.60.740.736下83-2阀组至南2-10阀组21960.71997.051221.3119、22900.730.677南2-10阀组至渤89混输泵站37770.42003.063659.7365.589.80.670.638渤89混输泵站至南2站阀组21962.21995.053659.7365.589.80.700.6321962.21997.0921962.21992.069南2站阀组至孤五联合站集油管线37772.81997.1213645.21227.691.00.630.44DN3002.82003.052.1.2 渤89混输泵站西部区域建有渤89混输泵站1座，于2008年9月投入使用。泵站内设双螺杆混输泵2台，Q=250m3/h，H=160m。初期使用时输送液量3423m20、3/d，进口压力为0.35MPa，出口压力为0.6MPa，变频控制柜的运行频率为37HZ，运行良好。但由于所输原油为油气水多相流体，流体粘度大，含砂量高、杂质多，对泵的腐蚀磨损剧烈，导致泵效下降较快，运行状况越来越差。期间曾采取多种方式维修，但维修效果不佳，维修后混输泵稳定运行期缩短。目前其变频控制柜的运行频率已达到49HZ，已接近工频（50HZ），混输泵进口压力为0.63MPa，出口压力为0.70MPa。渤89混输泵维修记录见表2-3。表2-3 渤89混输泵维修记录表时间维修记录2008.11.212#泵密封器垫子刺漏，厂家维修。2009.02.111泵密封器漏，厂家维修、更换密封器。20021、9.02.161#泵返厂大修，更换螺杆（转子）、衬套（定子）。2009.06.142泵返厂大修，更换螺杆（转子）、衬套（定子）。目前，该站混输泵具有泵效低，难于维修等问题，不具备增加液量输送的条件。2.1.3 孤五联合站孤五联合站于1985年9月建成投产，1996年9月扩建新污水站及原油脱水部分。目前原油脱水能力为180104t/a，原油外输能力为150104t/a，污水处理能力为4.4104m3/d。目前进站液量为3.85104m3/d，原油外输量为3726t/d，污水处理量为3.6104m3/d。 孤五联合站低压掺水系统建有掺水泵2台，Q=120m3/h，H=480m，设计掺水量2880m22、3/d，掺水压力4.0MPa，目前掺水量2000m3/d，掺水温度45，掺水压力4.0MPa。2.2 注汽工程下83断块稠油调整区无固定式注汽站及注汽管网可以利用，目前该区块周边老井采用活动锅炉注汽，注汽压力1417MPa。xxx采油厂目前共有活动注汽锅炉12台，在用锅炉11台（2#锅炉已报废）,注汽能力为50104t，负责502口采油井的注汽，注汽锅炉已满负荷运行，且锅炉大多老化严重，故障率高，无法满足调整区块的注汽要求。活动锅炉现状见表2-4。表2-4 xxx采油厂活动锅炉现状表锅炉编号投产时间型号注汽压力（MPa）注汽温度（）备注活动11993.12DI-SG25-NDS-260017.23、2353设备老化，故障率高，应进行大修。活动21995.8SF9-17.9-YQ17.2353已报废活动32000.12YZF9-21-P21370正常活动42001.8YZF9-18-P17.2353对流段管壁减薄严重，需更换。设备老化、故障率高。活动52002.9SF9-21-YQ21370对流段管壁减薄严重，需更换。活动62003.9SF9-21-YQ21370对流段管壁减薄严重，需更换。活动72003.9YZF9-21-P21370锅炉汽水流程压降大，耐压管壁减薄严重，目前已降压使用。活动82005.6YZF11-21-P21370正常活动92007.4YZF9-21-P21370正常24、活动102007.4YZF9-21-P21370正常活动112008.10YZF11-21-P21370正常活动122009.8YZG18-21-D21370正常2.3 供电工程下83断块稠油调整区现有6kV线路1条，由xxx35kV孤南变引出，终点为下83断块。供电线路线径为LJ-95，为72口油井供电，电流为105A，基本运行平稳。2.4 道路工程下83断块稠油调整区周边道路较为完善，能够满足生产需要。3 地面工程方案设计3.1 油气集输工程3.1.1 集输工艺付合油田稠油开发从20世纪80年代末正式开始，多年来总结了较丰富的稠油集输经验。稠油集输主要采用加热输送、加药降粘输送和掺水输送三25、种方式。目前下83断块采用掺水集输方式，该区块生产运行正常，同时管网配套齐全。因此，本次调整区设计方案采用掺水集输工艺。原油集输到掺水计量站后经阀组转输至孤五联合站处理。掺水管线由孤五联合站低压掺水系统接出。该区块油井地理位置偏远，综治环境较差，盗油、盗电、盗设备现象时有发生，因此各油井井口安装停机报警装置1套。3.1.2 掺水量确定下83断块目前生产油井25口，已建油井2009年掺水量数据统计见表3-1。表3-1 下83断块25口已建油井2009年掺水量数据统计表序号井号开发单元日液（t/d）日油（t/d）含水（%）日掺水（m3/d）综合含水（%）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日泵漏关井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83X26Ng127、+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断块25口已建油井2009年掺水量数据统计表（续表）序号井号开发28、单元日液（t/d）日油（t/d）含水（%）日掺水（m3/d）综合含水（%）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不供液关井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合计437.79139.51279.84517.1085.39由上表可看出，掺水后油井出油管线原油综合含水85.39%，结合xxx其它稠油区块生产经验数值，确定调整区原油掺水后综合含水按85%计算。下83断块稠油调整区掺水量预测见表3-2。表3-2 下83断块稠油调整区掺水量预测表时间(年)总井(口)油井(口)单井日油(t/d)单井日液(t/d)含水(%)掺水量(m3/30、d)单井日夜(含掺水)(m3/d)综合含水(%)150508.327.67027.7355.3385250508.528.570.328.1756.6785350507.426.47222.9349.3385450506.5257418.3343.3385550505.723.87614.2038.008565050522.97810.4333.3385748484.623.480.27.2730.6785848484.123.182.24.2327.3385948483.623.684.60.4024.00851048483.224.486.80.0024.4086.81148482.92631、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，该稠油调整区块开发初期综合含水为70%，需要掺水生产，新井最大掺水量为28.17m3/d（第2年），区块新增最大掺水量1408.33m3/d，之后掺水量呈递减趋势，第10年起下83调整区块油井可不掺水生产。3.1.3 掺水计量站该调整区块涉及到的掺水计量站共2座，分别为下83-1、下83-2掺水计量站。其中下83-1掺水计量站有3个计量阀组32、空头，下83-2掺水计量站无计量阀组空头。方案设计依托已建下83-1掺水计量站新建下83-1-2（10井式）掺水计量站1座（利用已建掺水计量站2个空头），担负12口新井的掺水、计量、集油任务；依托已建下83-2掺水计量站新建下83-2-2（6井式）掺水计量站1座，担负6口新井的掺水、计量、集油任务。其余32口新井距离已建掺水计量站较远，设计新建4座掺水计量站。依托井组12新建下83-3掺水计量站（10井式）1座，担负9口新井的掺水、计量、集油任务；依托井组1新建下83-4掺水计量站（6井式）1座，担负4口新井的掺水、计量、集油任务；依托井组6新建下83-5掺水计量站（6井式）1座，担负5口新井33、的掺水、计量、集油任务；依托井组7新建下83-6掺水计量站（15井式）1座，担负14口新井的掺水、计量、集油任务。下83断块稠油调整区计量站布置见附图4。下83断块稠油调整区新建计量站所辖油井统计见表3-3。表3-3 下83断块稠油调整区新建计量站所辖油井统计表序号计量站名称井式新井（口）新井井号1已建下83-1掺水计量站2012下83P401、下83P402、井组8、9、11新建下83-1-2掺水计量站102新建下83-2-2掺水计量站66井组4、53新建下83-3掺水计量站109井组2、3、124新建下83-4掺水计量站64井组15新建下83-5掺水计量站65井组66新建下83-6掺水计量34、站1514下83P202、下83P406、下83-64、下83-49、下83P403、井组7、10新建下83-3、下83-4、下83-5、下83-6掺水计量站内设油井计量和掺水计量分配间1栋，且设值班室、工具间、维修间各1间。新建下83-1-2、下83-2-2掺水计量站内设油井计量和掺水计量分配间1栋。由于该区块原油粘度高、含气少，计量采用称重式计量分离器，计量站配套污油回收流程。各掺水计量站生产参数预测见表3-4。表3-4 各掺水计量站生产参数预测表序号计量站名称井式井数（口）新井（口）油量（t/d）产出液量（m3/d）掺水量（m3/d）总液量（m3/d）1已建下83-1掺水计量站2019235、120.8344.8343.34688.14新建下83-1-2掺水计量站10101085285281.7566.72已建下83-2掺水计量站2020/107.9568.5300868.5新建下83-2-2掺水计量站66651171169.02340.023新建下83-3掺水计量站109976.5256.5253.53510.034新建下83-4掺水计量站64434114112.68226.685新建下83-5掺水计量站65542.5142.5140.85283.356新建下83-6掺水计量站151414119399394.38793.38总计938750636.72281.31995.542736、6.83.1.4 集油系统50口新井集油管线就近进已建及新建掺水计量站。调整区东部区域新建下83-1-2、下83-6掺水计量站原油管输至南2-12阀组后，共同管输至南2-3阀组，后输至孤五联合站；西部区域新建下83-4、下83-5掺水计量站原油插入孤南201计量站至下83-2阀组管线，新建下83-2-2、下83-3掺水计量站原油输至下83-2阀组，然后共同管输至南2-10阀组、渤89混输泵站、南2站阀组，后输至孤五联合站。集输流程示意如下。孤五联合站新建14口油井产液下83-6掺水计量站下83-1阀组新建10口油井产液下83-1-2掺水计量站新建2口油井产液南2-3阀组南2-10阀组南2站阀组37、新建6口油井产液下83-2-2掺水计量站新建9口油井产液下83-3掺水计量站新建4口油井产液下83-4掺水计量站新建5口油井产液下83-5掺水计量站下83-2阀组南2-12阀组下83-1掺水计量站（1）东部区域（2）西部区域3.1.4.1 单井集油管线根据15年指标预测表及表3-3中掺水量计算可知，新井最高日液量56.67t/d（第2年）。通过杜克勒公式计算，对不同管径单井集油管线进行水力、热力计算，计算中按井口掺水后温度45、计量站最高进站压力0.95MPa、进站最低温度40，按照最远油井的集输半径进行计算，方案区单井集油管线水力、热力计算成果见表3-5。表3-5 方案区单井集油管线水力、热38、力计算成果表年序油量(t/d)液量(t/d)管线规格最远油井计量站压力(MPa)温度（）压力(MPa)温度（）第2年8.556.67DN800.9843.90.9540DN651.0143.3DN501.1542.5由表中可看出，DN50的单井管线井口回压较高，DN80、DN65管线都能够满足进站温度以及井口回压的规范要求，从经济角度考虑，选择较小管径的管线。因此，单井集油管线选用DN65管线。其中，下83-5掺水计量站所辖井组6油井临近GDGN201断块，该断块原油含硫高，单井管线和外输管线均腐蚀严重。因此，下83-5掺水计量站所辖油井单井管线选用DN65耐高温玻璃钢管线，其余计量站所辖油井39、单井管线均选用764无缝钢管。单井管线均采用30mm厚耐高温泡沫黄夹克保温，管线埋深1.0m。3.1.4.2 集油干线(1)东部区域孤五联合站进站压力0.3MPa，进站温度要求40，通过杜克勒公式对新井投产后东部区域集油系统进行热力、水力计算，水力、热力计算成果见图3-1。图3-1 新井投产后东部区域集油干线水力、热力计算成果表由图3-1可见，新井投产后南2-12阀组处压力为1.03MPa，已建下83-1掺水计量站处压力达到1.67MPa，末端下83-6掺水计量站处压力达到1.69MPa。已建集输系统无法满足新增液量要求，需进行改造。东部区域集油系统根据集输工艺不同设计2个方案。方案一设计南240、-12阀组至南2-3阀组集油管线敷设复线方案二设计南2-12站新建混输泵站方案一下83断块稠油调整区集输方案一见附图5，方案一水力、热力计算成果见图3-2。图3-2 东部区域方案一水力、热力计算成果表由图3-2可见，敷设复线后，末端下83-6掺水计量站外输压力0.68MPa，新井井口回压1.5MPa，满足油气集输规范要求。下83-1掺水计量站至南2-12阀组集油管线1997年12月投产，自2008年9月以来，该管线共腐蚀穿孔10次，损失618t，污染面积8300m2，由污染造成的赔偿费用约35万元。考虑下83产能调整区块液量正常输送及该管线输送量增加的要求，因此本次方案对该段管线进行更换。因此41、，下83断块调整区新建南2-12阀组至南2-3阀组集油干线2.5km，规格为273.17.1；下83-1阀组至南2-12阀组集油干线1.5km，规格为273.17.1；下83-1掺水计量站至下83-1阀组集油干线0.03km，规格为2196；下83-6掺水计量站至下83-1阀组集油干线0.5km，规格为2196。集油干线均采用30mm厚泡沫黄夹克保温，管线埋深1.0m。方案二方案二设计在南2-12站新建混输泵站1座，满足原油增压输送要求，站内新建单螺杆泵3台，2用1备，Q=100m3/h，H=160m。下83断块稠油调整区集输方案二见附图6。方案二水力、热力计算成果见图3-3。图3-3 东部区42、域方案二水力、热力计算成果表由图3-3可见，南2-12泵站建设后，末端下83-6掺水计量站压力为0.65MPa，集输系统运行平稳，可满足新增液量要求。因此，下83断块调整区新建下83-6掺水计量站至下83-1阀组集油干线0.5km，规格为2196；新建下83-1掺水计量站至下83-1阀组集油干线0.03km，规格为2196；新建下83-1阀组至南2-12阀组集油干线1.5km，规格为2196。集油干线均采用30mm厚泡沫黄夹克保温，管线埋深1.0m。南2-12站内新建单螺杆泵3台，Q=100m3/h，H=160m，N=90kW。方案比选东部区域集油干线方案比选见表3-6。表3-6 东部区域集油43、干线方案比选表方案优点缺点方案一1、敷设复线管输方案运行可靠性高；2、方便管理；3、运行成本低。敷设复线段管线穿越军马场，工农关系复杂，实施难度大。方案二新建混输泵站实施难度小。1、新建混输泵站运行可靠性低；2、新建混输泵站管理人员工作量大；3、泵输运行成本高。综上所述，本次集油干线设计推荐方案一。(2)西部区域孤五联合站进站压力0.3MPa，进站温度40，通过杜克勒公式对新井投产后西部区域集油系统进行热力、水力计算，水力、热力计算成果见图3-4。图3-4 西部区域新井投产后计量站、阀组集油干线水力、热力计算成果表由图3-4可见，新井投产后末端孤南201掺水计量站处压力达到1.43MPa，已建44、集输系统无法满足新增液量要求，需进行改造。同时考虑南二站阀组至孤五联合站管线及下83-2阀组至南2-10阀组管线腐蚀、穿孔严重问题，东部区域集油系统根据集输工艺不同设计2个方案。方案一设计取消渤89混输泵站流程，南2-10阀组至南2站阀组集油管线敷设复线及南2站阀组至孤五联合站管线扩径；方案二设计渤89混输泵站更换混输泵。方案一下83断块稠油调整区集输方案一见附图5，方案一水力、热力计算成果见图3-5。图3-5 西部区域方案一水力、热力计算成果表由图3-5可见，敷设复线及扩径后，末端孤南201掺水计量站外输压力0.64MPa，新井井口回压1.5MPa，满足油气集输规范要求。因此，下83断块调整45、区新建下83-5掺水计量站至孤南201外输管线段玻璃钢集油干线0.3km，规格为DN150；新建下83-4掺水计量站至孤南201外输管线段集油干线0.15km，规格为1595；新建下83-3掺水计量站至下83-2阀组集油干线0.6km，规格为1595；新建下83-2阀组至南2-10阀组集油干线0.7km，规格为273.17.1；新建南2-10阀组至南2站阀组集油干线2.2km，规格为273.17.1；新建南2站阀组至孤五联合站集油干线2.8km，规格为5087.1。集油干线均采用30mm厚泡沫黄夹克保温，管线埋深1.0m。方案二方案二设计在渤89混输泵站更换单螺杆泵3台，2用1备，Q=130m46、3/h，H=160m。下83断块稠油调整区集输方案二见附图6。方案二水力、热力计算成果见图3-6。图3-6 西部区域方案二水力、热力计算成果表由图3-6可见，渤89混输泵站更换新泵后，末端孤南201掺水计量站外输压力0.76MPa，新井井口回压1.5MPa，满足油气集输规范要求。下83断块调整区新建下83-5掺水计量站至孤南201外输管线段玻璃钢集油干线0.3km，规格为DN150；新建下83-4掺水计量站至孤南201外输管线段集油干线0.15km，规格为1595；新建下83-3掺水计量站至下83-2阀组集油干线0.6km，规格为1595；新建下83-2阀组至南2-10阀组集油干线0.7km，47、规格为2196；新建南二站阀组至孤五联合站集油干线2.8km，规格为355.67.1。集油干线均采用30mm厚泡沫黄夹克保温，管线埋深1.0m。渤89混输泵站内新建单螺杆泵3台，Q=130m3/h，H=160m，N=110kW。方案比选西部区域集油干线方案比选见表3-7。表3-7 西部区域集油干线方案比选表方案优点缺点方案一1、敷设复线管输方案运行可靠性高；2、方便管理；3、运行成本低。敷设复线、管线扩径投资较高。方案二更换混输泵实施难度小，投资较低。1、混输泵站运行可靠性低；2、混输泵站管理人员工作量大；3、泵输运行成本高。综上所述，本次集油干线设计推荐方案一。因此，下83断块调整区新建下848、3-5掺水计量站至孤南201外输管线段玻璃钢集油干线0.3km，规格为DN150；新建下83-4掺水计量站至孤南201外输管线段集油干线0.15km，规格为1595；新建下83-3掺水计量站至下83-2阀组集油干线0.6km，规格为1595；新建下83-2阀组至南2-10阀组集油干线0.7km，规格为273.17.1；新建南2-10阀组至南2站阀组集油干线2.2km，规格为273.17.1；新建南2站阀组至孤五联合站集油干线2.8km，规格为5087.1。集油干线均采用30mm厚泡沫黄夹克保温，管线埋深1.0m。3.1.5 掺水系统3.1.5.1 孤五联合站掺水系统孤五联合站已建低压掺水系统设49、计掺水量2880m3/d，目前掺水量2000m3/d，剩余掺水量880m3/d，下83断块稠油调整区掺水量1408.33m3/d，已建掺水系统无法满足已建区块及下83断块稠油调整区掺水要求。方案设计扩建孤五联合站低压掺水系统，新建掺水泵1台（2用1备），Q=120m3/h，H=480m，扩建后掺水能力5760m3/d，可满足下83断块稠油调整区掺水要求。3.1.5.2 掺水管网下83断块西部区域新建计量站接已建掺水干线。东部区域无低压掺水系统，本次设计新建DN150掺水干线2.0km至东部区域掺水计量站，下83-1、下83-2掺水计量站各新建500kW掺水加热炉2台。各掺水计量站掺水支干线选用50、DN100 PN4.0MPa玻璃钢管线。单井掺水量为28.17m3/d，单井掺水管线选用DN40 PN4.0MPa玻璃钢管线。掺水管线均采用30mm厚泡沫黄夹克管保温，管线埋深1.0m。经校核，新井投产后末端掺水计量站掺水压力2.5MPa，已建掺水干线可满足新增液量要求。下83断块稠油调整区掺水方案见附图7。因此，下83断块调整区新建玻璃钢掺水干线2.0km，规格为DN150 PN4.0MPa；新建玻璃钢掺水支干线1.55km，规格为DN100 PN4.0MPa；新建玻璃钢单井掺水管线10.5km，规格为DN40 PN4.0MPa。掺水管线均采用30mm厚泡沫黄夹克保温，管线埋深1.0m。3.51、1.6 视频监控由于孤四管理区位置偏远，交通便利，成为盗油分子的理想作案场地。根据采油厂整体部署，在孤四管理区设置视频监控中心1座，对所辖的前端监控点进行监控管理，以便及时发现盗油案件，减少盗油盗生产设施案件的发生。本次方案设计在孤四管理区设置视频监控中心1座，下83调整区东区、西区各安装前端视频监控装置1套，信号传至孤四管理区视频监控中心。监控中心包括服务器、电脑及配套设施，前端视频监控装置包括激光夜视系统、摄像机、视频编码器等及与之配套的设施。3.1.7 主要工程量油气集输工程主要工程量见表3-8。表3-8 油气集输工程主要工程量表序号工程内容单位数量备注方案一方案二1集输管网1.1集油管52、线 5087.1 L290km2.830mm厚泡沫黄夹克保温1.2集油管线 355.67.1 L290km2.81.3集油管线 273.17.1 L290km6.91.4集油管线 2196 20#km0.532.731.5集油管线 1595 20#km0.750.751.6集油管线 DN150 PN1.6MPakm0.30.3玻璃钢复合管30mm泡沫黄夹克保温1.7掺水干线 DN150 PN4.0MPakm221.8掺水支干线 DN100 PN4.0MPakm1.551.551.9单井集油管线 764 20#km13.713.730mm厚耐高温泡沫黄夹克保温1.10 单井集油管线 DN65 P53、N1.6MPa km0.80.8耐高温玻璃钢复合管，30mm厚耐高温泡沫黄夹克保温1.11 单井掺水管线 DN40 PN4.0MPakm10.510.5玻璃钢复合管，30mm泡沫厚黄夹克保温管1.12井口装置套50502站场2.115井式掺水计量站座112.210井式掺水计量站座222.36井式掺水计量站座332.4南2站阀组套112.5南2-3阀组套112.6南2-12泵站2.6.1混输泵 Q=100m3/h H=160m台3配套防爆电机N=90kW2.6.2配套流程 套12.7渤89混输泵站2.7.1混输泵 Q=130m3/h H=160m台3配套防爆电机N=110kW2.7.2配套流程 54、套12.8孤五联合站2.8.1掺水泵 Q=120m3/h H=480m台11配套防爆电机N=185kW2.8.2配套流程 套113视频监控系统套223.1监控中心座113.2前端视频监控装置套223.2 注汽工程3.2.1 开发指标预测根据油藏方案，下83调整区开发前期采用蒸汽吞吐，根据开发情况，考虑适时转蒸汽驱。下83断块稠油调整区注汽指标预测见表3-9。表3-9 下83断块稠油调整区注汽指标预测表时间（年）总井数（口）油井数（口）年注汽(不考虑蒸汽驱)(104t)年注汽 (考虑蒸汽驱)(104t)备注1757513.3 13.3 2757511.1 11.1 3757510.0 10.0 55、475759.7 9.7 575759.4 12.8 3个井组间歇汽驱673739.1 16.1 6个井组间歇汽驱771718.8 19.5 9个井组间歇汽驱871718.5 23.0 12个井组间歇汽驱971718.3 23.0 12个井组间歇汽驱1071718.0 23.0 12个井组间歇汽驱1170707.8 23.0 12个井组间歇汽驱1270707.5 23.0 12个井组间歇汽驱1368687.3 19.1 9个井组间歇汽驱1468687.1 15.1 6个井组间歇汽驱1568686.9 10.9 3个井组间歇汽驱3.2.2 设计参数注汽速度（直、斜井） 8t/h10t/h注汽速度56、（水平井） 12t/h15t/h 注汽压力（直、斜井） 1417MPa注汽压力（水平井） 1314MPa焖井时间（直、斜井） 34天焖井时间（水平井） 57天注汽干度 70% 注汽周期 1年年最大注汽量 13.3104t（不考虑蒸汽驱)年最大注汽量 23104t（考虑蒸汽驱)3.2.3 设计方案下83断块稠油调整区共有油井75口，其中新钻热采井50口（其中水平井13口）。根据本区块地形特点、新钻热采井分布以及周边热采井生产情况，设计2个方案。方案一设计新建23t/h固定式注汽站2座，新建固定注汽管网；方案二设计新建223t/h固定式注汽站1座，新建固定注汽管网。3.2.3.1 方案一在下83区57、块东西两区域中心附近各新建23t/h固定式注汽站1座。下83区块西部新建23t/h固定式注汽站1座。该区域新建注汽井26口，年吞吐注汽量6.9104t。周边现有热采老井30口，目前依靠活动锅炉注汽，年注汽量约6104t。固定站建成后，拟由固定站注汽生产。新老井合计热采井60口，年吞吐注汽量12.9104t。该站注汽锅炉年利用率按70%考虑，年注汽量可达14.1104t，可满足该区域新、老热采井的注汽需要。第五年转汽驱后，可兼顾汽驱注汽量。下83区块东部新建23t/h固定式注汽站1座。下83区块东部区域新建注汽井24口，年吞吐注汽量6.4104t。区域周边现有热采老井24口，目前依靠活动锅炉注汽58、，年注汽量约5104t。固定站建成后，拟由固定站注汽生产。新老井合计热采井48口，年吞吐注汽量11.4104t。按照每台锅炉日注汽量552t/d，注汽锅炉年利用率70%计算，锅炉年注汽能力14.1104t，可满足该区域新、老井注汽需要。第五年转汽驱后，可兼顾汽驱注汽量。注汽锅炉配套钠离子软化处理装置、热力除氧器及给水加药系统，对来水进行处理。根据稠油注汽系统设计规范SY/T 0027-2007，注汽站设置专用储水罐，按照运行1台23t/h锅炉计算，储水罐总容量应不小于180m3。因此，每座站配置100m3水罐2座。新建注汽站燃料为原油，原油采用罐车拉运方式，站内配套建设燃油设施和流程，注汽站内59、设卸油设施。新建100m3油罐2座，新建卸油台1座（20m3卸油罐1个，罐内底部采用蒸汽盘管加热）。注汽站内安装1t/h低压蒸汽锅炉1台，在油罐内安装蒸汽盘管，在注汽锅炉前安装蒸汽-油换热器，采用低压蒸汽加热燃油。23t/h固定式注汽站平面布置见附图8。(2)注汽管网由新建固定式注汽站接出固定注汽干线，蒸汽驱注汽井由干线接支线至井口附近，注汽时利用活动注汽管线由支线连接至井口。下83断块稠油调整区注汽方案一见附图9。注汽管网管材主要有20G、16Mn、13CrMo44等，其中20G在95年前应用较多，但95年左右付合油田注汽管道相继发生爆破事故，调查发现供应商的产品坯料、轧制及热处理工艺不符合60、GB5310规定，使20G钢管的非金属夹杂超标，金相组织不合格。故在此不考虑此种管材。16Mn、13CrMo44管材比选见表3-10。表3-10 注汽管材比选表管材13CrMo4416Mn焊接性能焊接性能略差 施工要求高焊接性能优抗氢腐蚀能力抗氢腐蚀能力良好抗氢腐蚀能力较差许用应力（MPa）130.2123.2内压强度良好良好价格高较低13CrMo44目前在油田广泛应用，但造价较高。通过比较，16Mn造价相对较低，焊接性能优于13CrMo44。因此注汽管材推荐选用16Mn。注汽管网主要采用中支架固定管线敷设。注汽站出口母管规格为D11413，管线保温采用双层结构，内、外层均为厚65mm硅酸铝纤61、维管壳，外包铝箔玻璃钢。注汽支线规格为D8911，采用双层结构，内外层保温厚度均为55mm硅酸铝纤维管壳，外包铝箔玻璃钢。注汽管网采用树枝状敷设。中支架采用钢筋混凝土结构，高度2.5m，既能满足强度要求，又耐腐蚀和防盗窃。过公路时采用龙门架钢架结构跨越，最低点距路面中心垂直距离不低于5m。注汽管线跨越神仙沟采用桁架跨越。活动注汽管线规格为D7610，保温材料为复合硅酸盐，保温厚度为70mm，外包镀锌铁皮。方案共新建D11413固定注汽管线2.7km，D8911固定注汽管线3km。东部区域最大注汽半径1.0km，锅炉出口最大蒸汽压力21MPa，至最远注汽井的井口注汽压力为20MPa，满足注汽压力62、要求；西部区域最大注汽半径0.5km，锅炉出口最大蒸汽压力21MPa，至最远注汽井的井口注汽压力为20.6MPa，满足注汽压力要求。3.2.3.2 方案二(1)注汽站根据注汽井分布，在下83区块的中部建设223t/h固定式注汽站1座，设计2台23t/h亚临界注汽锅炉。50口新井年最大注汽量13.3104t，东西部区域共有热采老井54口，目前依靠活动锅炉注汽，年注汽量约11104t。按照23t/h锅炉注汽量552t/d，该区块蒸汽吞吐要求工时利用率按70%计算，2台锅炉年注汽能力 28.2104t，2台23t/h锅炉5年内可满足新老井注汽需要，并可兼顾区块后期转汽驱的要求。注汽锅炉配套钠离子软化63、处理装置、热力除氧器及给水加药系统，对来水进行处理。根据稠油注汽系统设计规范SY/T 0027-2007，注汽站应设置专用储水罐，按照运行2台23t/h锅炉计算，储水罐总容量应不小于360m3，因此，配置200m3水罐2座。新建固定式注汽站燃料为原油，站内配套建设燃油设施和流程，原油采用罐车拉运方式，注汽站内设卸油设施。新建200m3燃油罐2座，新建卸油台1座（20m3卸油罐1个，罐内底部采用蒸汽盘管加热）。固定式注汽站内安装1t/h低压蒸汽锅炉1台，在油罐内安装蒸汽盘管，在注汽锅炉前安装蒸汽-油换热器，采用低压蒸汽加热燃油。223t/h固定式注汽站平面布置见附图10。(2)高压注汽管网由新建64、固定式注汽站接出东西两条固定注汽干线，蒸汽驱注汽井由干线接支线至井口附近，注汽时利用活动注汽管线由支线连接至井口。下83断块稠油调整区注汽方案二见附图11。注汽管网主要采用中支架固定管线敷设，管线材质选用符合DIN17175标准的13CrMo44。注汽站出口母管规格为D11413，管线保温采用双层结构，内、外层均为厚65mm硅酸铝纤维管壳，外包铝箔玻璃钢。注汽支线规格为D8911，采用双层结构，内外层保温厚度均为55mm硅酸铝纤维管壳，外包铝箔玻璃钢。注汽管网采用树枝状敷设。活动管线规格为D7610，保温材料为复合硅酸盐，保温厚度为70mm，外包镀锌铁皮。方案共新建D11413固定注汽管线4k65、m，D8911固定注汽管线3km,最大注汽半径2.5km。锅炉出口最大蒸汽压力21MPa，至最远注汽井的井口注汽压力为 18.5MPa，满足注汽压力要求。3.2.3.3 方案比选注汽方案比选见表3-11。表3-11 注汽方案比选表方案优点缺点方案一1、热损失及压力损失较小，注汽效果好，。2、注汽干线不需跨越神仙沟，施工难度小。1、管理点增加。2、一次性投资较高。方案二1、能满足下83整体区块蒸汽吞吐的需要。2、管理方便。3、一次性投资较低。1、蒸汽管网长度较长，热损失及压力损失较大。2、干线跨越神仙沟，实施难度大。综上所述，本次注汽设计推荐方案一，即建设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见表3-11。表3-11 注汽部分主要工程量表序号工程内容单位数量方案一方案二123t/h固定式注汽站座21.1亚临界注汽锅炉 G=23t/h P=21MPa台21.2低压蒸汽锅炉 1.0t/h台21.3油罐 V=100m3座41.4水罐 V=100m3个41.5卸油罐 V=20m3个21.632CB磁力驱动盐液泵台41.7卸油泵 3Gr702-24/0.6台41.8供油泵 3Cr364台41.9移动式空压机 YV-3/8台21.10软化水罐 V=10m3个21.11局部排放扩容器 1600台21.12波纹管油加热器 BHW400-2.5-10-QZY-2台21.167、340m高自立式钢制烟囱座21.1430m高自立式钢制烟囱座21.15站内配套管网套22223t/h固定式注汽站座12.1亚临界注汽锅炉 23t/h 21MPa台12.2低压蒸汽锅炉 1.0t/h台12.3油罐 V=200m3座22.4水罐 V=200m3座22.5卸油罐 V=20m3个12.632CB磁力驱动盐液泵台22.7卸油泵 3Gr702-24/0.6台22.8供油泵 3Cr364台22.9移动式空压机 YV-3/8台12.10软化水罐 V=10m3个12.11局部排放扩容器 1600台12.12波纹管油加热器 BHW400-2.5-10-QZY-2台22.1345m高自立式钢制烟囱座68、1表3-11 注汽部分主要工程量表（续表）序号工程内容单位数量方案一方案二2.1430m高自立式钢制烟囱座12.15站内配套管网套13注汽管网3.1高压锅炉用无缝钢管 D11413 16Mnkm2.743.2高压锅炉用无缝钢管 D8911 16Mnkm333.3高压注汽锅炉用活动注汽管线 D7610 16Mn km113.4热力补偿器套20203.5便携式两相流量计套553.6蒸汽分配计量装置套223.3 供电工程3.3.1 供配电方案(1)负荷等级根据油田和原油长输管道变配电设计规定、付合油田丛式井组地面工程设计暂行规定（试行）和稠油注汽系统设计规范中对负荷等级的划分，该工程负荷等级划分如下69、：固定式注汽站和混输泵站用电应为二级负荷，采用双回路供电；掺水计量站用电应为三级负荷，采用单电源供电；井排井口电机宜为二级负荷，供电干线宜采用双回路（或环网）单变压器供电，考虑到现场实际情况，本次设计井排用电采用单电源供电。(2)电力负荷统计电力负荷见表3-12。表3-12 电力负荷表序号项目名称及型号有功功率P(kW)计算负荷(kW)负荷等级方案一方案二150口油井1850925925三级1.1井组1（4口油井）14874741.2井组2（3口油井）11155.555.51.3井组3（3口油井）11155.555.51.4井组4（4口油井）14874741.5井组5（2口油井）743737170、.6井组6（5口油井）18592.592.51.7井组7（5口油井）18592.592.51.8井组8（5口油井）18592.592.51.9井组9（3口油井）11155.555.51.10井组10（4口油井）14874741.11井组11（2口油井）7437371.12井组12（3口油井）11155.555.51.137口单井259129.5129.526座计量站（30kW）180126126三级3南2-12站混输泵9090二级4渤89混输泵站110110二级5孤五联合站掺水泵185185185二级6固定式注汽站710630二级合计19462066说明：油井需要系数取0.5，注汽站需要系数取71、0.9，计量站需要系数取0.7。(3)供配电方案本区块二级负荷较多，需引两回路电源。一路电源引自附近已建的xxx35kV西河口变，新架设LJ-120主干线路至下83断块稠油调整区LJ-120的主干线路9.0km；另一路电源，已建孤南变至下83断块线路由于线径偏小需更换为LJ-120的主干线路3.0km。架空主干线路和分支线路沿矿区道路架设，向周围油井及站场供电。本区块共布置新井50口，均采用抽油机采油，水平井配套应用37kW调速电机，直、斜井配套应用30kW调速电机。6座掺水计量站与已建掺水计量站或井组合建。各站场变压器设置明细见表3-13。表3-13 站场变压器设置明细表序号站场名称方案一方72、案二备注规格、型号数量(台)规格、型号数量(台)1井组1S11M-160/101 S11M-160/101 含计量站2井组2S11M-125/101S11M-125/1013井组3S11M-125/101S11M-125/101 4井组4S11M-160/101 S11M-160/101 5井组5S11M-100/101S11M-100/101 6井组6S11M-200/101S11M-200/101 含计量站7井组7S11M-200/101 S11M-200/101含计量站8井组8S11M-200/101S11M-200/101 9井组9S11M-160/101S11M-160/101 1073、井组10S11M-160/101 S11M-160/101 11井组11S11M-80/101S11M-80/101 12井组12S11M-125/101S11M-125/101 含计量站13单井S11M-50/107 S11M-50/10714南2-12站混输泵站/S11M-250/102 15固定式注汽站S11M-400/104 S11M-800/102 油井供配电方案油井用电引自新建的6kV线路柱上式变压器。采用低压电缆埋地敷设进入抽油机配电箱。电气设备正常不带电的金属外壳及工艺设备等均做可靠接地。混输泵站供配电方案东部区域方案二中，南2-12泵站为二级负荷，站内新建变压器2座，变压器型74、号为S11M-250/10 6/0.4kV，容量250kVA。站内设低压配电室1座，并安装GGD型配电柜4面。站内主要用电负荷均由低压配电室采用放射式配电方式配出，配出电缆采用直埋地方式敷设。安全区采用普通照明，防爆区采用防爆照明。低压配电接地采用TN-C-S系统。电气设备正常不带电的金属外壳及工艺设备等均做可靠接地。西部区域方案二中，渤89混输泵站为二级负荷，利用站内已建变压器，并安装GGD型配电柜4面。站内主要用电负荷均由低压配电室采用放射式配电方式配出，配出电缆采用直埋地方式敷设。安全区采用普通照明，防爆区采用防爆照明。低压配电接地采用TN-C-S系统。电气设备正常不带电的金属外壳及工艺75、设备等均做可靠接地。孤五联合站掺水泵供配电方案掺水泵供配电利用孤五联合站内已建变压器，并安装GGD型配电柜1面，采用低压电缆埋地敷设，电气设备正常不带电的金属外壳及工艺设备等均做可靠接地。固定式注汽站供配电方案方案一固定式注汽站为二级负荷，2座注汽站内各新建变压器2座，变压器型号为S11M-400/10 6/0.4kV，容量400kVA。站内各设低压配电室1座，各安装GGD型配电柜5面。方案二固定式注汽站为二级负荷，站内新建变压器2座，变压器型号为S11M-800/10 6/0.4kV，容量800kVA。站内设低压配电室1座，并安装GGD型配电柜5面。站内主要用电负荷均由低压配电室采用放射式配76、电方式配出，配出电缆采用直埋地方式敷设。安全区采用普通照明，防爆区采用防爆照明。低压配电接地采用TN-C-S系统。电气设备正常不带电的金属外壳及工艺设备等均做可靠接地。3.3.2 主要工程量供电工程主要工程量见表3-14。表3-14 供电工程主要工程量表序号工程内容单位数量方案一方案二1单井、计量站部分1.150kVA杆上变压器台771.280kVA杆上变压器台111.3100kVA杆上变压器台111.4125kVA杆上变压器台331.5160kVA杆上变压器台441.6200kVA杆上变压器台331.76kV架空线路LJ-120km12121.86kV架空线路LJ-70km3.83.81.977、电力电缆 VV22-1kV 410km0.30.31.10电力电缆 VV22-1kV 425km2.52.51.11动力配电柜 XLW-03（改）台50501.12防雷防静电装置套5050表3-14 供电工程主要工程量表（续表）序号工程内容单位数量方案一方案二2南2-12站混输泵站2.16kV架空线路 LJ-70km0.52.2250kVA杆上变压器台22.3动力配电柜 GGD型面42.4变频柜台32.5电力电缆 VV22-1kV 395+50km0.22.6防雷防静电装置套13渤89混输泵站3.1动力配电柜 GGD型面43.2变频柜台33.3电力电缆 VV22-1kV 395+50km0.278、3.4防雷防静电装置套14孤五联合站4.1动力配电柜 GGD型面114.2变频柜台114.3电力电缆 VV22-1kV 395+50km0.20.25固定式注汽站部分5.1800kVA落地式变压器台台25.2400kVA落地式变压器台台45.3动力配电柜 GGD型面1055.4电力电缆 VV22-1kV 410km10.65.5电力电缆 VV22-1kV 425km0.60.45.6电力电缆 VV22-1kV 3240+120km0.60.45.7防雷防静电装置套213.4 结构、道路工程3.4.1 结构工程本工程抗震设防烈度为7度。设计基本地震加速度值为0.15g，设计特征周期分组为第一组。79、基本风压0.5kN/m2，基本雪压0.35kN/m2。原状土地基承载力特征值按80kPa考虑。 3.4.1.1 建筑物(1)建筑结构的安全等级为二级，设计基准期为50年，抗震设防类别为丙类，耐火等级为二级，地基基础设计等级为丙级。(2)建筑物墙身：砖混结构。墙厚为240mm,采用MU10蒸压粉煤灰砖，M5混合砂浆砌筑。(3)室外装修及工程做法混凝土散水、台阶、坡道。外墙：均采用外墙涂料。屋面：膨胀珍珠岩保温板保温，SBS防水层。外门窗：选用单层铝合金门窗。(4)室内装修及工程做法水泥砂浆地面、踢脚线。内墙：白色内墙涂料。内门窗：铝合金门窗。 顶棚：白色内墙涂料顶。(5)墙下基础：采用素混凝土C80、20。(6)钢筋混凝土了梁采用C25混凝土、圈梁、构造柱采用C20混凝土。钢筋采用HPB235()、HRB335()级钢筋。(7)屋面板采用预应力混凝土空心板，SBS防水。3.4.1.2 构筑物(1)排污池采用C30，S6级抗渗混凝土， HPB235()、HRB335()级钢筋现浇，池壁及外露部分采用1：2.5水泥砂浆抹面。(2)设备基础及其他构筑物基础：素混凝土基础采用C20，钢筋混凝土采用C30，HPB235()、HRB335()级钢筋现浇。(3)围墙为砖围墙，设壁柱，墙高2.0m，总长193m。墙厚为240mm,采用MU10蒸压粉煤灰砖，M5混合砂浆砌筑。基础采用毛石基础，采用MU30毛81、石，M7.5水泥砂浆砌筑。(4)罐基础采用中砂垫层进行地基处理。3.4.2 道路工程3.4.2.1 站场填土各站场填土情况见表3-15。表3-15 各站场填土情况表序号项目单位数量面积(mm)填土高度(m)填土量(m3)方案一方案二方案一方案二一井场34620346201井组1（4口油井）座1152551286028602井组2（3口油井）座1152501260026003井组3（3口油井）座1152501260026004井组4（4口油井）座1152551286028605井组5（2口油井）座1152451234023406井组6（5口油井）座1152601312031207井组7（5口油井82、）座1152601312031208井组8（5口油井）座1152601312031209井组9（3口油井）座11525012600260010井组10（4口油井）座11525512860286011井组11（2口油井）座11524512340234012井组12（3口油井）座11525012600260013单井座774040116001600二计量站462046201新建下83-1-2掺水计量站座11303019009002新建下83-2-2掺水计量站座11203016006003新建下83-3掺水计量站座11155217807804新建下83-4掺水计量站座11155317807805新建83、下83-5掺水计量站座11155417807806新建下83-6掺水计量站座1115551780780三南2-12混输泵站6001新建南2-12站混输泵房座120301600四固定式注汽站63008400表3-15 各站场填土情况表（续表）序号项目单位数量面积(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合计51840461403.4.2.2 道路工程下83断块稠油调整区新建道路部分主要为新建掺水计量站、注汽站的进站道路和新建井的井场道路设计。根据GBJ22-87厂矿道路设计规范第2.84、2.3条，进站道路和井场道路等级均为厂外道路四级。掺水计量站的进站道路、新建井的井场道路设计宽度为4.0m，长度合计5.2km。进站道路、井场道路采用石灰煤渣土道路。结构做法自下至上分别为：路基土夯实（压实度0.95），10%石灰土180厚，12%石灰土180厚，12：70：18石灰煤渣土100厚。两侧各有灰土路肩0.5m。 注汽站进站道路宽度为4m，长度合计3.0km，路面为沥青混凝土路面。结构做法自下至上分别为：路基土夯实（压实度0.95），10%石灰土180厚，12%石灰土180厚，中粒式沥青混凝土40厚，细粒式沥青混凝土30厚。两侧各有灰土路肩0.5m。3.4.2.3 桥梁下83断块稠85、油调整区位于神仙沟两侧，鉴于目前孤南201桥危旧现状，本次方案设计对孤南201桥进行加固。孤南201桥南北两端浆砌毛石护坡加固，更换桥板，上铺沥青面层。3.4.2.4 跨越桁架3.4.2.4.1 方案一管线在孤南201桥桥梁一侧50m处设管线跨越桁架一处，该桥跨越长度为80m，钢结构桁架的截面形式采用矩形，分上、下两层架设管线。3.4.2.4.2 方案二管线在孤南201桥桥梁一侧50m处设管线跨越桁架一处，孤南201桥跨越长度为80m，在首站南桥一侧50m处设管线跨越桁架一处，首站南桥跨越长度为30m。钢结构桁架的截面形式采用矩形，分上、下两层架设管线。3.4.3 主要工程量结构、道路部分主要86、工程量见表3-16。表3-16 结构、道路部分主要工程量表序号名称单位数量方案一方案二1结构部分1.115井式掺水计量站座111.1.1掺水计量间、值班室、维修间、工具间 25.2m5.4m栋111.1.2厕所座111.1.3围墙m1601601.210井式掺水计量站座221.1.1掺水计量间、值班室、维修间、工具间 21.6m5.4m栋221.1.2厕所座221.1.3围墙m3003001.36井式掺水计量站座331.1.1掺水计量间、值班室、维修间、工具间 18m5.4m栋331.1.2厕所座331.1.3围墙m3903901.4南2-12站混输泵房 15m7.2m座11.523t/h固定87、式注汽站座21.5.1低压锅炉间、盐泵间 8.7m8.4m栋21.5.2高压锅炉间 30m9m栋2表3-16 结构、道路部分主要工程量表（续表）序号名称单位数量方案一方案二1.5.3配电室、化验室、维修间、值班室 17.7m4.8m栋21.5.4办公室、会议室、资料室 19.2m5.4m栋21.5.4队部 36m4.8m栋41.5.5泵房 10.8m4.8m栋21.5.6排污池m31001.5.7设备基础m33201.5.8防火堤m1601.5.9围墙m6241.5.10大门樘21.5.11站内道路m212001.6223t/h固定式注汽站座11.6.1低压锅炉间、盐泵间 8.7m8.4m栋188、1.6.2高压锅炉间 30m15m栋11.6.3配电室、化验室、维修间、值班室17.7m4.8m栋11.6.4办公室、会议室、资料室 19.2m5.4m栋11.6.5队部 36m4.8m栋21.6.6泵房 10.8m4.8m栋11.6.7排污池m3501.6.8设备基础m31601.6.9防火堤m801.6.10围墙 m3121.6.11大门樘11.6.12站内道路m26001.7孤五联合站掺水泵房 6m7.2m座112道路部分2.1填土1000m347.6446.142.1.1井场填土1000m334.6234.622.1.2计量站填土1000m34.624.622.1.3南2-12站填土189、000m30.62.1.4注汽站填土1000m38.46.32.2道路部分2.2.1井场、计量站土路 宽4mkm5.25.22.2.2注汽站沥青路 宽4mkm332.3桥涵表3-16 结构、道路部分主要工程量表（续表）序号名称单位数量方案一方案二2.3.1孤南201桥 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座掺水计量站、注汽站设电话，以实现与外部通信联络。在新建的4座掺水计量站各设电话1部，在新建的注汽站各设电话1部。由于新建站场附近没有通信线路，无线通信方式建设简捷方便，因此本次设计电话部90、分采用移动手机固定台。3.5.2 主要工程量通信部分主要工程量见表3-17。表3-17 通信部分主要工程量表序号名称单位数量方案一方案二1移动手机固定台部653.6 消防、给排水工程3.6.1 消防主要考虑6座新建掺水计量站、1座新建混输泵站以及新建注汽站的消防和给排水设计。新建掺水计量站属五级站，根据石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-2004、建筑灭火器配置设计规范GB 50140-2005的要求，消防仅采用移动式灭火器材，设置一定数量的手提式磷酸铵盐干粉灭火器和推车式磷酸铵盐干粉灭火器，手提式磷酸铵盐干粉灭火器放置在专用灭火器箱里，即可满足消防要求，一旦发生火灾，可随时启用扑救91、。每座掺水计量站、混输泵站配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器2具。方案一固定式注汽站消防主要对象为60m3油罐、卸油泵房、卸油罐、办公室及库房区、锅炉房、配电室等，危险等级为甲B，站区消防根据石油天然气设计防火规范GB 50183-2004中规定，消防对象可采用手提式磷酸铵盐干粉灭火器（MF/ABC8）和推车式磷酸铵盐干粉灭火器（MFT/ABC50）灭火。方案二固定式注汽站配置手提式磷酸铵盐干粉灭火器及推车式磷酸铵盐干粉灭火器。消防器材见表3-18。表3-18 消防器材表序号项目单位数量方案一方案二1推车式磷酸铵盐干粉灭火器 MFT/ABC50 具1282落地式灭火器箱 XML8-2个973手提式磷92、酸铵盐干粉干粉灭火器 MF/ABC8具22183.6.2 给排水3.6.2.1 给水部分3.6.2.1.1 方案一固定式注汽站水源来自水厂至xxx首站水管线，西部区域注汽站选用DN150玻璃钢管线2.0km，东部区域注汽站选用DN150玻璃钢管线0.5km，管线埋深1.0m。供水压力可满足要求。3.6.2.1.2 方案二固定式注汽站水源同方案一，选用DN150玻璃钢管线2.5km，管线埋深1.0m。供水压力可满足要求。3.6.2.2 排水部分3.6.2.2.1 方案一23t/h固定式注汽站选用20m3污水回收装置，污水提升泵的排量为Q=5m3/h。东区污水经污水泵提升后打入下83-1计量站集油93、干线，西区污水经污水泵提升后打入下83-2计量站集油干线。因此，污水泵的参数为：Q=5m3/h，H=180m，N=7.5kW。排水系统流程为：注汽锅炉排水污水回收装置污水提升泵集油干线排污管线选用894无缝钢管，东区管线长度0.4km，西区长度0.2km。3.6.2.2.2 方案二223t/h固定式注汽站排水部分主要为注汽锅炉排水。23t/h注汽锅炉排水量如下：水处理最大排水量16t/h，排水温度为常温，4小时1次；排放扩容器最大排水量8t/h，温度100，每次排放1520分钟。根据上述排水量，选用50m3污水回收装置，选用污水提升泵的排量为Q=10m3/h。污水经污水泵提升后打入下83-2计94、量站集油干线，污水泵的参数为：Q=10m3/h，H=180m，N=15kW。排水系统流程为：注汽锅炉排水排污降温池污水提升泵集油干线排污管线选用1144无缝钢管，长度0.4km。3.6.3 主要工程量消防、给排水部分主要工程量见表3-19。表3-19 消防、给排水部分主要工程量表序号项目单位数量方案一方案二一消防部分1推车式磷酸铵盐干粉灭火器 MFT/ABC50 具1282落地式灭火器箱 XML8-2个973手提式磷酸铵盐干粉干粉灭火器 MF/ABC8具2218二给水部分1清水管线 DN150 PN1.6MPakm2.52.5玻璃钢复合管三排水部分1污水提升泵 Q=10m3/h H=180m 95、N=15kW台12污水提升泵 Q=5m3/h H=180m N=7.5kW台13排污管线 1144 20#km0.44排污管线 894 20#km0.63.7 污水回注工程根据十五年预测指标，本区块污水排放量为556.2（第一年）958.9t/d（第十五年），根据油田污水零排放的要求，本次方案调整设计新钻回注井2口（NB89-7、NB4-1），满足本区块污水回注要求。设计回注井2口，注水管线均由已建注水干线接出，新建污水回注计量装置2套。污水回注主要工作量见表3-20。表3-20 污水回注部分主要工程量表序号项目单位数量备注方案一方案二1污水回注管线 899 20#km1.61.6H87内防腐96、2污水回注计量装置 套224 环境保护本工程严格执行中华人民共和国环境保护法，防止原油生产处理过程中对周围环境造成污染，合理利用油气资源。4.1 环境保护原则尽可能采用先进成熟的工艺技术，减少或避免三废的产生和排放，使环境污染降到最低程度。4.2 环境保护措施(1)选用低噪音，优良设备，最大限度地减少噪音污染。(2)掺水计量站内设污油、污水回收，减少环境污染。(3)更换腐蚀严重管线，避免对环境造成污染。5 职业安全卫生工程的主要危害因素可分为两大部分：一是自然因素形成的危害或不利影响，包括地震、不良地质、天气的最高温度和最低温度、雷击、洪水和内涝；二是原油生产和处理过程中的危害包括：作业、注汽97、中的油井突发事故、有害气体、火灾爆炸、机械伤害、噪音污染、触电事故等。上述因素的危害性各不相同，同时发生出现的机率极小，所以造成的后果也不同。因此，本研究中采取以下有力措施，减少和避免危害的发生是十分必要的。5.1 自然危害因素的防范措施(1)当环境温度超过或低于一定范围时，对管道及设备会产生不良影响。环境温度过高不利于设备运行；太低对管线输油会产生原油温度下降，耗掉大量热量，甚至会造成凝油。为消除隐患，本工程通过车间通风和对管线保温，消除其影响。(2)为防止雨天、雷击对建筑物和设备的破坏，按国家、行业有关规范、规定对建筑物和设备采取相应的防雷、防静电措施，确保生产安全运行。(3)为防止地震对98、设备、建筑物和人员造成的灾害性破坏，根据当地基本地震7度设防，可满足生产要求。对各建筑物和管线有关部位进行加固，以防事故出现。5.2 生产危害因素及防范措施5.2.1 有害液体、气体防治贮存、输送的原油为黑褐色液体，主要成分为CmHn。含有微量溶解气。液体对人体皮肤有伤害。本工程对有害液体采取的主要防治措施如下：采用良好的设备、管道、阀门和管件，防止泄漏。按有关规定在掺水计量间内设置通风帽，以防止有害气体的积聚。5.2.2 防火防爆爆炸和火灾能造成较大的人员伤亡及财产损失，由于本工程输送的原油为易燃易爆物质，因此本工程存在火灾及爆炸事故发生的可能性。在平面布置中，各区域、装置及建、构筑物之间均99、设置足够的防火安全间距，道路则根据消防车对通道的要求进行设计与布置。设备设计严格执行压力容器设计规定，并按规定装设安全阀以防止超压。在爆炸和火灾危险场所，环境的危险性质按照GB 50058-92等规范规定配置相应的电气设备和灯具，并采取相应的防雷措施。根据石油和天然气工程设计防火规范等规定设置相应的消防设施。5.3 其它危害因素及其防范措施5.3.1 线路维护、抢修输油、汽、水管道距离较长，沿途地形复杂，必须做好线路的巡查和维修工作。由于各种自然或人为的因素，可能导致各种危害发生，为及时处理线路突发事故，设立专业管道抢修队伍，并配备相应的专业抢修设备、工具和专用抢修车辆。5.3.2 安全保卫油100、田物质属于国家财产，任何个人私自排放油、气、水均属非法，为防止原油被盗，在井口设置防盗球阀。对于埋地管道征用的土地，其使用权属于管道企业，任何单位和个人不得非法侵占。当地农民在征得管道企业同意后，可以在征地范围内种植浅根农作物，但管道企业对于在管道巡查、维护、抢修过程中造成农作物的损失、不予赔偿。5.3.3 安全教育、培训加强安全教育工作，提高职工素质，岗位人员需经过培训，考核合格后才能上岗。6 节能6.1 能耗指标分析本次设计方案中主要耗能为：抽油机井、掺水计量站、混输泵站、注汽站的用电、用水和燃油。耗水指标为清水，用于注汽高压锅炉。耗燃料为原油，因该区块附近无气源，因此本工程的燃料还是以燃101、油为主；电力主要用于井场、掺水计量站、混输泵站、注汽站。6.2 节能措施(1)单井集油管线采用耐高温泡沫黄夹克保温，集油干线采用泡沫黄夹克保温，保温效果好，节能及抗腐蚀性能好。(2)采用油气密闭输送，减少油气损耗。(3)合理布局集输流程，降低井口回压，从而降低掺水量和抽油机耗电，减少掺水加热和加压能耗。7 组织机构及劳动定员本方案设计生产单位主要有：油井、掺水计量站、固定式注汽站。劳动定员按每工作日八小时，四小班，三班一倒班制考虑，劳动定员见表7-1。表7-1 劳动定员表分类名称单位数量定员方案一方案二方案一方案二1油井口505025252新建掺水计量站座4420203混输泵站座154固定式注102、汽站座212211合计67618 投资估算8.1 编制依据(1)估算指标参照付合油田新编付合油田地面工程估算指标及类似工程概算指标进行估算。(2)费用依据执行（95）中油基字第79号文关于印发石油建设工程其他费用规定的通知及其补充规定。工程设计收费执行胜油公司发200593号文。基本预备费按工程费及其他费的8%计取。(3)价格依据执行胜油定发200841号文，不足部分参考设计询价。8.2 投资估算xxx油田下83断块稠油调整区块地面工程投资估算为10868.26万元，其中工程费6826.90万元，其他费1837.72万元，预备费693.17万元，抽油机1510.47万元。地面工程投资估算汇总见103、表8-1，详细内容见附表1。表8-1 地面工程投资估算汇总表序号内容投资（万元）方案一方案二第一部分工程费用6826.906672.41一油气集输工程1749.531694.41二注汽工程3227.573190.61三供电工程565.16662.65四结构、道路工程1174.651015.28五通信工程2.101.75六消防、给排水工程61.3261.53七污水回注工程46.5846.58第二部分 其他费用1837.721750.28第三部分 预备费(8%)693.17673.82第四部分 抽油机1510.471510.47总投资10868.2610606.98附表1 下83断块稠油调整区地面104、工程投资估算表序号工程内容单位数量投资（万元）备注方案一方案二方案一方案二第一部分工程费用6826.90 6672.41 一油气集输工程1749.53 1694.41 1集输管网1228.93 892.81 1.1集油管线 5087.1 L290km2.8261.41 30mm厚泡沫黄夹克保温1.2集油管线 355.67.1 L290km2.8184.27 1.3集油管线 273.17.1 L290km6.9348.45 1.4集油管线 2196 20#km0.532.7321.56 111.03 1.5集油管线 1595 20#km0.750.7520.63 20.63 1.6集油管线 DN105、150 PN1.6MPa km0.30.38.07 8.07 玻璃钢复合管，30mm泡沫黄夹克保温1.7掺水干线 DN150 PN4.0MPakm2258.16 58.16 1.8掺水干线 DN100 PN4.0MPakm1.551.5528.13 28.13 1.9单井集油管线 764 20#km13.713.7163.85 163.85 30mm厚耐高温泡沫黄夹克保温1.10 单井集油管线 DN65 PN1.6MPa km0.80.810.31 10.31 耐高温玻璃钢复合管，30mm厚耐高温泡沫黄夹克保温1.11单井掺水管线 DN40 PN4.0MPakm10.510.5133.35 1106、33.35 玻璃钢复合管，30mm泡沫黄夹克保温管1.12 井口装置套5050175.00 175.00 2站场469.50 750.50 2.115井式掺水计量站座1163.00 63.00 2.1.1称重式计量分离器套1118.00 18.00 2.1.215井式稠油计量阀组套117.80 7.80 2.1.3掺水分配阀组套113.20 3.20 附表1 下83断块稠油调整区地面工程投资估算表（续表）序号工程内容单位数量投资（万元）备注方案一方案二方案一方案二2.1.4电磁流量计台161619.20 19.20 2.1.5玻璃钢污油罐座114.80 4.80 2.1.6污油回收泵台114.107、50 4.50 2.1.7配套流程套115.50 5.50 2.210井式掺水计量站座22156.40 156.40 2.2.1称重式计量分离器套2236.00 36.00 2.2.210井式稠油计量阀组套2212.40 12.40 2.2.3掺水分配阀组套224.00 4.00 2.2.4电磁流量计台222226.40 26.40 2.2.5玻璃钢污油罐座229.60 9.60 2.2.6污油回收泵台229.00 9.00 2.2.7500kW掺水加热炉台2250.00 50.00 2.2.8配套流程套229.00 9.00 2.36井式掺水计量站座33190.10 190.10 2.3.1108、称重式计量分离器套3354.00 54.00 2.3.26井式稠油计量阀组套3315.60 15.60 2.3.3掺水分配阀组套335.40 5.40 2.3.4电磁流量计台212125.20 25.20 2.3.5玻璃钢污油罐座3314.40 14.40 2.3.6污油回收泵台3313.50 13.50 2.3.7500kW掺水加热炉台2250.00 50.00 2.3.8配套流程套3312.00 12.00 2.4南二站阀组套1115.00 15.00 2.5南2-3阀组套1115.00 15.00 2.6南2-12泵站130.00 2.6.1混输泵 Q=100m3/h H=160m台31109、05.00 配套防爆电机N=185kW2.6.2配套流程 套125.00 2.7渤89混输泵站151.00 2.7.1混输泵 Q=130m3/h H=160m台3126.00 配套防爆电机N=210kW2.7.2配套流程 套125.00 2.8孤五联合站30.00 30.00 2.8.1掺水泵 Q=120m3/h H=480m台1125.00 25.00 配套防爆电机N=185kW2.8.2配套流程 套115.00 5.00 3视频监控系统套2251.10 51.10 3.1监控中心座1110.50 10.50 3.1.1服务器台112.50 2.50 3.1.2监控设备套113.00 3.0110、0 3.1.3其它配套设施套115.00 5.00 3.2前端视频监控装置套2240.60 40.60 3.2.1摄像机台2211.00 11.00 3.2.2镜头台223.00 3.00 3.2.3云台套221.00 1.00 3.2.4三鉴探测器只220.40 0.40 3.2.5视频编码器台2214.40 14.40 3.2.6三合一感应雷防护模块只221.00 1.00 3.2.7直击雷防护系统套221.20 1.20 3.2.8设备稳压器台220.20 0.20 3.2.9其他配套设施套228.40 8.40 二注汽工程3227.57 3190.61 123t/h固定式注汽站座221111、98.32 1.1亚临界注汽锅炉 23t/h 21MPa台21606.00 1.2低压蒸汽锅炉 1.0t/h台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个222.32 1.632CB磁力驱动盐液泵台420.00 1.7卸油泵 3Gr702-24/0.6台48.80 1.8供油泵 3Cr364台44.40 1.9移动式空压机 YV-3/8台21.60 1.10软化水罐 V=10m3个210.40 1.11局部排放扩容器 1600台15.20 1.12波纹管油加热器 BHW400-2.5-10-QZY-2台210112、.20 1.1345m高自立式钢制烟囱座120.00 1.1430m高自立式钢制烟囱座112.00 1.15站内配套管网套170.00 2223t/h固定式注汽站座11932.16 2.1亚临界注汽锅炉 23t/h 21MPa台21606.00 2.2低压蒸汽锅炉 1.0t/h台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个111.16 2.632CB磁力驱动盐液泵台210.00 2.7卸油泵 3Gr702-24/0.6台24.40 2.8供油泵 3Cr364台22.20 2.9移动式空压机 YV-3/8台10.8113、0 2.10软化水罐 V=10m3个15.20 2.11局部排放扩容器 1600台15.20 2.12波纹管油加热器 BHW400-2.5-10-QZY-2台210.20 2.1345m高自立式钢制烟囱座120.00 2.1430m高自立式钢制烟囱座112.00 2.15站内配套管网套170.00 3注汽管网1029.25 1258.45 3.1高压锅炉用无缝钢管 D11413 16Mnkm2.74476.04 705.24 3.2高压锅炉用无缝钢管 D8911 16Mnkm33417.81 417.81 3.3高压注汽锅炉用活动注汽管线 D7610 16Mnkm1186.00 86.00 3114、.4热力补偿器套202017.40 17.40 3.5便携式两相流量计套553.00 3.00 3.6蒸汽分配计量装置套2229.00 29.00 三供电工程565.16 662.25 1单井、计量站部分388.10 388.10 1.150kVA杆上变压器台7735.35 35.35 1.280kVA杆上变压器台115.50 5.50 1.3100kVA杆上变压器台115.73 5.73 1.4125kVA杆上变压器台3318.30 18.30 1.5160kVA杆上变压器台4426.04 26.04 1.6200kVA杆上变压器台3321.18 21.18 1.76kV架空线路LJ-120115、km1212139.56 139.56 1.86kV架空线路LJ-70km3.83.836.29 36.29 1.9电力电缆 VV22-1kV 410km0.30.32.45 2.45 1.10 电力电缆 VV22-1kV 425km2.52.532.70 32.70 1.11 动力配电柜 XLW-03（改）台505025.00 25.00 1.12 防雷防静电装置套505040.00 40.00 2南2-12泵站78.86 2.16kV架空线路 LJ-70km0.54.78 2.2250kVA杆上变压器台215.18 2.3动力配电柜 GGD型面420.00 2.4变频柜台330.00 2.116、5电力电缆 VV22-1kV 395+50km0.28.40 2.6防雷防静电装置套10.50 3渤89混输泵站73.90 3.1动力配电柜 GGD型面420.00 3.2变频柜台345.00 3.3电力电缆 VV22-1kV 395+50km0.28.40 3.4防雷防静电装置套10.50 4孤五联合站28.40 28.40 4.1动力配电柜 GGD型面115.00 5.00 4.2变频柜台1115.00 15.00 4.3电力电缆 VV22-1kV 395+50km0.20.28.40 8.40 5固定式注汽站部分148.67 93.00 5.1800kVA落地式变压器台台231.20 5117、.2400kVA落地式变压器台台442.40 5.3动力配电柜 GGD型面10550.00 25.00 5.4电力电缆 VV22-1kV 410km10.68.15 4.89 5.5电力电缆 VV22-1kV 425km0.60.47.85 5.23 5.6电力电缆 VV22-1kV 3240+120km0.60.439.27 26.18 5.7防雷防静电装置套211.00 0.50 四结构道路工程1174.65 1015.28 1结构部分502.50 309.09 1.115井式掺水计量站座1115.04 15.04 1.1.1掺水计量间、值班室、维修间、工具间 25.2m5.4m栋1111118、.34 11.34 1.1.2厕所座110.50.51.1.3围墙 m1601603.20 3.20 1.210井式掺水计量站座2226.44 26.44 1.2.1掺水计量间、值班室、维修间、工具间 21.6m5.4m栋2219.44 19.44 1.2.2厕所座221.00 1.00 1.2.3围墙 m3003006.00 6.00 1.36井式掺水计量站座3333.60 33.60 1.3.1掺水计量间、值班室、维修间、工具间 18m5.4m栋3324.30 24.30 1.3.2厕所座331.50 1.50 1.3.3围墙 m3903907.80 7.80 1.4南2-12站混输泵房 119、15m7.2m座116.20 1.523t/h固定式注汽站座2419.22 1.5.1低压锅炉间、盐泵间 8.7m8.4m栋217.54 1.5.2高压锅炉间 30m15m栋290.00 1.5.3配电室、化验室、维修间、值班室 17.7m4.8m栋220.39 1.5.4办公室、会议室、资料室 19.2m5.4m栋224.88 1.5.5队部 36m4.8m栋476.03 1.5.6泵房 10.8m4.8m栋212.44 1.5.7排污池m310062.45 1.5.8设备基础m332064.00 1.5.9防火堤m1608.00 1.5.10围墙 m62412.48 1.5.11大门樘21120、.00 1.5.12站内道路m2120030.00 1.6223t/h固定式注汽站座1209.61 1.6.1低压锅炉间、盐泵间 8.7m8.4m栋18.77 1.6.2高压锅炉间 30m15m栋145.00 1.6.3配电室、化验室、维修间、值班室 17.7m4.8m栋110.20 1.6.4办公室、会议室、资料室 19.2m5.4m栋112.44 1.6.5队部 36m4.8m栋238.02 1.6.6泵房 10.8m4.8m栋16.22 1.6.7排污池m35031.23 1.6.8设备基础m316032.00 1.6.9防火堤m804.00 1.6.10围墙 m3126.24 1.6.121、11大门樘10.50 1.6.12站内道路m260015.00 1.7孤五联合站掺水泵房 6m7.2m座118.20 8.20 2道路部分672.15 706.19 2.1站场填土1000m351.8446.14145.15 129.19 2.1.1井场填土1000m334.6234.6296.94 96.94 2.1.2计量站填土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井场、计量站土路 宽4m km5.25122、.2104.00 104.00 2.2.2注汽站沥青路 宽4m km33195.00 195.00 2.3桥涵80.00 80.00 2.3.1孤南201桥加固 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移动手机固定台部652.10 1.75 六消防、给排水工程61.32 61.53 1消防部分1.24 0.88 1.1推车式磷酸铵盐干粉灭火器 MFT/ABC50 具1280.84 0.56 1.2落地式灭火器箱 XML8-123、2个970.18 0.14 1.3手提式磷酸铵盐干粉干粉灭火器 MF/ABC8具22180.22 0.18 2给水部分51.85 51.85 2.1清水管线 DN150 PN1.6MPakm2.52.551.85 51.85 玻璃钢复合管3排水部分8.23 8.80 3.1污水提升泵 Q=10m3/h H=180m N=15kW台12.80 3.2污水提升泵 Q=5m3/h H=180m N=7.5kW台11.60 3.3排污管线 1144 20#km0.46.00 3.4排污管线 894 20#km0.66.63 0.00 七污水回注工程46.58 46.58 1污水回注管线899 20#k124、m1.61.640.08 40.08 H87内防腐2污水回注计量装置 套226.50 6.50 第二部分 其他费用1837.72 1750.28 1征地费亩110.82 95.53 886.60 764.26 8万元/亩2青苗赔偿费亩652.83 596.46 117.51 107.36 0.18万元/亩3建设单位管理费49.63 48.92 4工程监理费151.73 148.55 5勘察设计费338.97 333.01 5.1设计前期工程费45.94 45.78 5.2勘察测量费54.62 53.38 5.3工程设计费238.42 233.85 6穿跨越手续费150.00 200.00 6.1跨越神仙沟处3 4 150.00 200.00 7办公及生活家具购置费8.40 10.80 8生产准备费17.36 22.32 9联合试运转费47.79 46.71 10环境影响评价费7.87 7.79 11劳动安全卫生评价费7.24 7.18 12场地准备及临时设施费54.62 53.38 第三部分 预备费693.17 673.82 第四部分 抽油机1510.47 1510.47 1CYJ10-4.2-53HB型抽油机 台37371010.10 1010.10 2700型皮带式抽油机台1313500.37 500.37 总投资10868.26 10606.98