胜利油田分公司河口采油厂义东油田义深8块井网完善工程安全预评价报告.docx

胜利油田分公司河口采油厂义东油田义深8块井网完善工程安全预评价报告山东实华安全技术有限公司资质证书编号：APJ-（鲁）-0132022年9月13B胜利油田分公司河口采油厂义东油田义深8块井网完善工程安全预评价报告法定代表人：任红艳技术负责人：安风菊评价项目负责人：杨志刚报告完成日期：2022年9月13日前言义东油田义深8块位于东营市河口区境内。本方案动用含油面积1.2km2,石油地质储量89x104（,注水开发。方案部署新钻定向油井5口、水井3口。新油井平均单井产量5.5td,新建产能0.94x10%开发15年累计产油9×104t,提高采收率11.9%o该工程新增开发投资7142.03万元,其中钻井工程5690.12万元、采油工程502.72万元、地面工程775.31万元。根据中华人民共和国安全生产法（主席令2021第88号修正）、建设项目安全设施“三同时“监督管理办法（国家安全生产监督管理总局令第36号，总局令第77号修正）等规定的要求，为实现建设项目的本质安全和生产、经济的同步增长，胜利油田分公司河口采油厂委托我公司对本工程进行安全预评价。我公司接到委托后，成立了评价项目组，按照安全预评价导则（AQ8002-2007）和石油天然气行业建设项目（工程）安全预评价报告编写细则（SY/T6607-2019）的要求，进行了资料与标准收集、现场调研、工程分析、危险与有害因素分析、评价，并在此基础上提出了安全对策措施建议，最后编制完成了本工程安全预评价报告。此次安全评价工作，自始至终都得到了胜利油田分公司河口采油厂领导和员工的大力支持和配合，在此表示衷心的感谢！评价项目组2022年9月1总则错误!未定义书签。1.1 评价目的错误!未定义书签。1.2 评价依据错误!未定义书签。1.3 评价范围错误!未定义书签。1.4 评价程序错误!未定义书签。1.5 概况错误!未定义书签。2.1 建设项目基本信息错误!未定义书签。2.2 建设及生产管理单位简介错误!未定义书签。2.3 自然条件与社会环境错误!未定义书签。2.4 开发方案及油藏概况错误!未定义书签。2.5 钻井工程方案错误!未定义书签。2.6 采油工程方案错误!未定义书签。2.7 地面工程现状错误!未定义书签。2.8 地面工程方案错误!未定义书签。2.9 安全管理错误!未定义书签。2.10 险、有害因素分析错误!未定义书签。3.1 主要危险有害物质及其危害特性错误!未定义书签。3.2 钻井工程危险有害因素分析错误!未定义书签。3.3 采油过程错误!未定义书签。3.4 井下作业过程错误!未定义书签。3.5 地面工程施工过程危险、有害因素分析错误!未定义书签。3.6 生产运行过程中的危险有害因素分析.错误!未定义书签。3.7 主要生产设备的危险有害因素分析错误!未定义书签。3.8 公用工程及辅助生产设施危险有害因素分析错误!未定义书签。3.9 自然环境因素分析错误!未定义书签。3.10 周边井与本工程的相互影响分析错误!未定义书签。3.11 危险化学品重大危险源辨识错误!未定义书签。3.12 主要危险、有害因素分析结论错误!未定义书签。4评价单元划分及评价方法选择错误!未定义书签。4.1 评价单元划分错误!未定义书签。4.2 评价方法选择错误!未定义书签。5安全评价错误!未定义书签。5.1 钻井工程单元错误!未定义书签。5.2 采油工程单元错误!未定义书签。5.3 井下作业单元错误!未定义书签。5.4 地面工程施工作业单元错误!未定义书签。5.5 油气集输单元错误!未定义书签。5.6 注水系统单元错误!未定义书签。5.7 公用工程及辅助生产设施单元错误!未定义书签。5.8 安全管理单元错误!未定义书签。6典型事故案例错误!未定义书签。6.1 “12.26”违章拆装井口井喷失控事故.错误!未定义书签。6.2 “1.17”抽油机挤手伤害事故错误!未定义书签。6.3 本工程借鉴错误!未定义书签。7安全对策措施及建议错误!未定义书签。7.1 可研提出的安全对策措施错误!未定义书签。7.2 本次评价提出的安全技术措施错误!未定义书签。7.3 本次评价提出的安全管理建议错误!未定义书签。7.4 结论错误!未定义书签。8.1 安全评价结果错误!未定义书签。8.2 应重点防范的重大风险和应重视的安全对策措施建议错误!未定义书签。8.3 安全评价结论错误!未定义书签。附表1原油的物质特性及危险性分析表错误!未定义书签。附表2天然气的物质特性及危险性分析表错误!未定义书签。附件1可研报告批复文件错误!未定义书签。附件2原油物性及硫化氢检测数据错误!未定义书签。附件3专家组评审意见错误!未定义书签。附件4修改说明错误!未定义书签。1总则1.x评价目的1）贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，确保建设项目中的安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用，保证项目建成后在安全方面符合国家有关法律、法规和技术标准的要求。2）通过对义东油田义深8块井网完善工程的环境条件、地理位置、物料特性、设备设施等进行调研、分析，辨识分析建设项目、生产经营活动潜在的危险、有害因素。3）通过本次安全预评价，针对主要危险、有害因素，提出科学、合理、可行的安全对策措施建议，以利于提高项目的本质安全化水平,避免和减少生产安全事故危害的发生。4）为建设单位安全管理的系统化、标准化和科学化提供依据和条件；为政府安全生产监管、监察部门、行业主管部门等相关单位实施监督、管理提供依据,1.2评价依据1.2.1 法律、法规1）中华人民共和国安全生产法（中华人民共和国主席令2021第88号修正）2）中华人民共和国突发事件应对法（中华人民共和国主席令2007第69号）3）中华人民共和国消防法（中华人民共和国主席令2021第81号修正）4）中华人民共和国防震减灾法（中华人民共和国主席令2008第7号）5）中华人民共和国职业病防治法（中华人民共和国主席令2018第24号修正）6）中华人民共和国石油天然气管道保护法（中华人民共和国主席令2010第30号）7）中华人民共和国特种设备安全法（中华人民共和国主席令2013第4号）8）生产安全事故报告和调查处理条例（中华人民共和国国务院令2007第493号）1.2.2部门规章、地方政府规章1）建设项目安全设施“三同时“监督管理办法（国家安全生产监督管理总局令第36号，总局令第77号修正）2）安全生产培训管理办法（国家安全生产监督管理局令201244号,2015年80号令修订）3）生产安全事故应急预案管理办法（国家安全生产监督管理总局令2016第88号，应急部20192号令修订）4）山东省安全生产条例（山东省第十三届人民代表大会常务委员会2021第三十二次会议修订）5）山东省安全生产行政责任制规定（山东省政府令2022第346号）6）山东省生产经营单位安全生产主体责任规定（山东省人民政府令第260号，2018年第311号修订）7)山东省安全生产风险管控办法(山东省政府令2020第331号)8)山东省生产安全事故应急办法(山东省政府令2021第341号)9)山东省生产安全事故报告和调查处理办法(山东省政府令2021第342号)1.2.3 评价标准1)企业职工伤亡事故分类(GB6441-86)2)石油与石油设施雷电安全规范(GB15599-2009)3)危险化学品重大危险源辨识(GB18218-2018)4)建筑抗震设计规范(2016年版)(GB50011-2010)5)供配电系统设计规范(GB500522009)6)低压配电设计规范(GB50054-20U)7)建筑物防雷设计规范(GB50057-2010)8)爆炸危险环境电力装置设计规范(GB50058-2014)9)石油天然气工程设计防火规范(GB50183-2004)10)电力工程电缆设计标准(GB50217-2018)11)油田油气集输设计规范(GB50350-2015)12)油田注水工程设计规范(GB50391-2014)13)油气输送管道穿越工程设计规范(GB504232013)14)生产过程安全卫生要求总则(GB/T12801-2008)15)生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则(GB/T29639-2020)16)工业企业设计卫生标准(GBZl-2010)17)石油天然气安全规程(AQ20122007)18)安全评价通则(AQ8001-2007)19)安全预评价导则(AQ8002-2007)20)石油天然气工程管道和设备涂色规范(SY/T0043-2020)21)石油天然气工程总图设计规范(SY/T0048-2016)22)油气田防静电接地设计规范(SY/T0060-2017)23)石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程(SY/T5225-2019)24)钻井井场设备作业安全技术规程(SY/T5974-2020)25)陆上油气田油气集输安全规程(SY/T6320-2016)26)石油天然气行业建设项目(工程)安全预评价报告编写细则(SY/T6607-2019)27)石油设施电气设备场所I级。区、1区和2区的分类推荐作法(SY/T6671-2017)28)油气生产场所HSE标志及警语设置规范(Q/SH10202152-2021)1.2.4 企业规定1)关于印发V中国石化作业许可管理规定等8项制度的通知(中国石化制202214号)2)中国石化承包商安全监督管理办法(中国石化安2017603号)3)中国石化建设项目安全、职业病防护、消防设施“三同时”管理办法（中国石化安2018448号）4）胜利油田应急管理办法（胜油局发20223号）5）胜利油田承包商HSSE监督管理办法（胜油局发202143号）6）胜利油田建设项目安全设施及职业病防护设施“三同时”管理实施细则（胜油局发202223号）7）胜利油田施工作业安全管理规定（胜油局发202142号）8）胜利油田分公司钻井井控管理实施细则（胜油局发201757号）9）胜利油田作业许可管理实施细则（胜油局发202299号）10）胜利油田陆上石油天然气开采动火作业安全管理实施细则（胜油局发2022102号）11）胜利油田动土作业安全管理实施细则（胜油局发2022104号）12）胜利油田临时用电作业安全管理实施细则（胜油局发202295号）13）胜利油田吊装作业安全管理实施细则（胜油局发2022103号）14）胜利油田高处作业安全管理实施细则（胜油局发202298号）1.2.5 工程有关技术文件1）义东油田义深8块井网完善工程可行性研究报告（胜利油田分公司河口采油厂，2022年7月）；2）关于义东油田义深8块井网完善工程可行性研究报告备案的批复（胜油公司工单2022229号，2022年7月14日）3）胜利油田分公司河口采油厂义东油田义深8块井网完善工程安全预评价技术服务合同；4）其他与该工程安全评价有关的技术资料。1.3 评价范围本次评价对象为义东油田义深8块井网完善工程，具体内容如下:1）钻采工程:部署新钻定向油井5口、水井3口，进尺2.73×104m,一开采用244.5表层套管，二开采用139.7油层套管。套管射孔完井，油井酸洗投产，有杆泵开采。2）地面工程：采用油井功图计量工艺，油井产液经计量后输至义和联合站处理，安装功图计量装置5套，新建集油管线89x4-2.45km、供水管线76x4-2.45km、注水管线68x10-0.15km、电加热器1套、混输泵1套、注水泵橇1套等。3）配套的供配电、自控、通信等系统。1.4 评价程序安全预评价工作程序大体可分为三个阶段:第一阶段为准备阶段,主要收集有关资料,详细了解建设项H的基本情况,对工程进行危险、有害因素分析与识别；第二阶段为实施评价阶段，运用适当的评价方法进行评价，提出相应的安全对策措施；第三阶段为安全预评价报告书的编制阶段，得出安全预评价结论，提出建议，完成安全预评价报告书的编制。评价程序见图1.4-1o图1.4，安全预评价程序框图2工程概况2.1 建设项目基本信息项目名称：义东油田义深8块井网完善工程项目性质：扩建项目建设单位：胜利油田分公司河口采油厂建设地点：山东省东营市河口区境内项目总投资：该工程新增开发投资7142.03万元，其中钻井工程5690.12万元、采油工程502.72万元、地面工程775.31万元新建产能:0.94×l04ta2.2 建设及生产管理单位简介涉及企业机密，不予公开。2.3 自然条件与社会环境2.3.1 地理位置义东油田义深8块位于东营市河口区境内，隶属于河口采油厂采油管理八区管辖，距离河口采油厂直线距离约4km,距离义和联直线距离约7.3km,该区地势平坦,交通便利。区块地理位置示意见图2.3-1。涉及企业机密，不予公开图2.3义东油田义深8块地理位置示意图2.3.2 自然条件(1)气象条件年平均气压101.64kPa历年平均气温13.638.2极端最高气温极端最低气温年平均降水量-13.0oC612.8mm最大日降水量最大积雪深度最大冻土深度累年最大风速历年最多风向(2)工程地质抗震设防烈度地震基本加速度2.3.3社会环境137.6mm24cm36cm21.1msSE,S7度0.10g区位资源优势明显，土地资源、水力资源丰富，地下资源主要为石油、天然气、卤水等。各区块内公路纵横交错，生产专用路四通八达，交通便利。无线、有线通讯、信息网络覆盖整个油区，通讯便捷。2.4开发方案及油藏概况(1)油藏地质特征义东油田义深8块构造上处于沾化凹陷四扣向斜北部东北侧，义东24块东南部，东邻渤南油田，主要含油层系为Es2%上报探明含油面积1.2km2,地质储量89x10%在储层上具有如下特征：岩性主要是含砾砂岩，粗-细砂岩，致密坚硬，并含灰质和白云质，平均空气渗透率为89.3x10-3Um2。Es24砂层组油层大面积连片分布，平均有效孔隙度为16.6%,见个别裂隙。储集层物性差，层内非均质严重:据义深8井压力恢复曲线计算，有效渗透率只有6.25x10Alm2,同时层内非均质严重，如义东8-5-16井，渗透率最高达216xlO-3um2,而最低0.14×10m2,其级差为1044,突进系数13.7,变异系数为0.85。（2）流体性质1）原油性质地下密度0.7738gcm3,地下粘度为0.5mPas,地面比重0.88gcm3,地面粘度32mPas,凝固点29,含硫0.24%,含蜡27.04%,含胶质19.07%,沥青质1.69%,体积系数含992,原始油气比52.5m3to天然气比重0.8710,甲烷含量70.9%,乙烷含量6.84%,丙烷含量10.23%,丁烷含量9.83%,其它含量2.17%。2）地层水性质氯离子5597mgl,总矿化度13147mgl,水型NaHCO3。（3）温度压力系统原始地层压力31.IMPa,压力系数1.0,属于正常压力系统。原始地层温度119C,地温梯度为3.1C100m,属于常温系统。（4）开采现状义深8块石油地质储量113万吨。目前开油井1口，单井日液水平4吨/天,单井日油水平0.3吨/天,综合含水90.6%,采出程度11.12%。方案区共有曾生产井14（其中油井9口，水井5口），累计采油12.57万吨,累产水19.36万吨，采出程度11.12%,累注水57.69万方，目前压降3.1MPa,压力保持水平90%。（5）开发方案本方案动用含油面积L2k石油地质储量89×104t,注水开发。方案部署新钻定向油井5口、水井3口。新油井平均单井产量55td,新建产能0.94xl04ta,开发15年累计产油9×104t,提高采收率11.9%o2.5钻井工程方案1、钻井规模及布井方案本方案义深8块部署新钻井8口，均为定向井，采用丛式井组施工，组台1个。总进尺27305.91m,平均单井进尺3413.24m。表2.51平台组建方案表平台号钻井顺序井号井型1#1义东8-斜3定向井2义东8-斜8定向井3义东8-斜2定向井4义东8-斜10定向井5义东8-斜5定向井6义东8-斜7定向井7义东8-斜4定向井8义东8-斜9定向井2、井眼轨道和井身结构依据井口坐标、靶点坐标及垂深数据，考虑整体钻井顺序优化原则，进行方案井井眼轨道模拟优化设计，具体结果见下表。表2.52方案轨道优化参数表钻井顺序井号造斜点(m)斜点深11)造终斜O造斜段狗腿度o30m最大井斜角(°)设计方位(°)点深m靶垂5靶点位移(m)井底位移(m)完钻井深(m)完钻垂深(m)1义东8斜31970.002169.284.5029.89248.523160.00625.43705.913483.783300.002义东8-斜82100.002295.864.5029.38304.253150.00534.76619.203457.913300.003义东8-斜22260.002460.094.5030.01214.663160.00460.74512.733382.753250.004义东8-斜102350.002541.474.5028.72344.633150.00384.77466.963415.433300.00钻井顺序井号造斜点(m)造斜终点斜深(m)造斜段狗腿度o30m大斜韦最井角1设计方位(°)靶点垂深(m)靶点位移(m)井底位移(m)完钻井深(m)完钻垂深(m)5义东8.斜52430.002627.504.5029.63270.163150.00352.00437.303411.123300.006义东8-斜72780.002976.094.5029.41329.253130.00140.80225.373334.733280.007义东8-斜42720.002917.914.5029.69142.153130.00176.03272.943367.793300.008义东8-斜92540.002737.794.5029.6740.803200.00318.35403.803452.403350.00依据方案区块地层压力资料，借鉴本区已完钻井实际井身结构,综合考虑钻井安全和投资效益，确定本区井身结构设计思路。采用二开井身结构：一开采用31Llmm钻头，下入244.5mm表层套管，下至井深400m；同台相邻两井错开IOm,水泥返至地面；二开采用215.9mm钻头，下入直径l39.7mm油层套管，钢级PllO,壁厚9.17mm,水泥返至地面。以义东8.斜3井为例，示意图见图2.5-1。表2.53井身结构设计数据表钻井顺序井号完钻井深(m)井底位移(m)井身结构(mm×m)1义东8斜33483.78705.91244.5×400+139.7×34802义东8-斜83457.91619.20244.5×410+139.7×34543义东8-斜23382.75512.73244.5×400+139.7×33794义东8-斜103415.43466.96244.5×410+139.7×34125义东8-斜53411.12437.30244.5×400+139.7×34086义东84473334.73225.37244.5×41O+139.7×33317义东8-斜43367.79272.94244.5×400+139.7×33648义东8-斜93452.40403.80244.5×410+139.7×3449涉及企业机密，不予公开图2.51井身结构示意图（以义东8.斜3井为例）3、钻井工程配套本方案设计最大钻深3483.78m,依据钻机负荷的选择原则，确定选择的钻机设备负荷能力及配置能够满足钻井的需要。方案井均采用40型钻机。选择钻具组合时，首先应考虑地层特点对钻具结构的要求；其次考虑井身轨迹参数对钻具结构的要求，另外选择的钻具结构还应有利于提高机械钻速。根据钻具组合选择思路确定本区钻具组合方式，实际钻进过程中可根据钻遇地层的实际情况适时调整钻具组合，最大限度地符合地层规律，确保钻具组合与地层相匹配。钻具组合方案见表2.5-4o表254钻具组合设计表开钻次序井眼尺寸（mm）钻具组合一开311.2311.2mm钻头+<DI77.8mm钻铤12根（含无磁钻铤I根）+127mm钻杆二开直井段215.9常规钻具：215.9mm钻头+止回阀+177.8mm钻铤12根（含无磁钻铤1根）÷127mm钻杆钟摆钻具：215.9mm钻头+止回阀+177.8mm钻铤2根（含无磁钻铤1根）+214mm螺旋扶正器+177.8mm钻铤10根+127mm钻杆斜井段215.9mm钻头+171.5mml.25。单弯动力钻具+止回阀+158.8mm无磁钻铤1根+MWD+158.8mm钻铤2根+127mm加重钻杆30根+127mm钻杆通井215.9215.9mm钻头+止回阀+6158.8mm钻铤2根+21Omm螺扶+127mm加重钻杆+0>127mm钻杆或215.9mm钻头+210mm螺扶+止回阀+6127mm加重钻杆1根+210mm螺扶+127mm加重钻杆+127mm钻杆4、钻井液钻井分段钻井液体系见表2.5-5o表255新钻井分段钻井液体系井段(m)钻井液体系一开土浆二开(馆陶组)钙处理钻井液二开(井底)复合盐润滑防塌钻井液5、井控装置和措施井控装置选择及试压要求见表2.5-6o表2.56井口装置及试压要求开钻次数名称型号试压要求试压介质井口试压(MPa)试压时间(min)允许压降(MPa)二开双闸板(套管头)2FZ28-35清水14150.7节流压井管汇(内防喷管线)JG-Y-35/YG-35清水14>150.7备注各开要进行低压试压，试压值L4MPa2.IMPa,稳压时间不少于IOmin,压降不大于0.07MPa,密封部位不允许有渗漏。放喷管线试压值不低于IoMPa,稳压不少于15min,压降不大于0.7MPa。防喷器也可选用2FZ35-35。半封闸板也可采用5w-51/2”变径闸板。6、固井工艺油层井段采用PlIO钢级套管，固井时所用套管附件和工具应与套管柱强度一致，扣型要与套管扣型相匹配。表2.57新钻井套管柱设计(以义东8-斜3井为例，下同)套管程序井段(m)套管规范长度(m)钻井液密度(gcm3)尺寸(mm)钢级壁厚(mm)扣型最佳上扣扭矩(Nm)表层套管0-400244.5J558.94长圆61404001.10油层套管0-3480139.7PllO9.17长圆771034801.30表2.5-8新钻井套管柱强度校核套管井段重量抗外挤抗内压抗拉程序(m)每米重(kgm)段重(t)累计重(t)最大载荷(MPa)安系数最大载荷(MPa)安全系数最大载荷(kN)安全系数表层套管040053.5721.4321.434.323.246.893.63180.7511.15油层套管0348030.0599.0799.0742.041.8242.042.24825.512.95表2.59套管性能数据表外径mm钢级壁厚mm扣型每米重量kg/m接箍外径mm抗拉强度kN抗挤强度MPa抗内压强度MPa244.5J558.94长圆53.57269.8830151424.3139.7PllO9.17长圆30.05160.02243776.587.12.6采油工程方案1、完井工艺根据生产套管尺寸和胜利油田的射孔技术现状，优选射孔枪、射孔弹；结合各井渗透率、造斜情况，优选射孔工艺。根据义深8块油藏情况（流体性质、储层参数）、油井污染情况、生产套管尺寸和胜利油田的射孔技术现状，采用以下射孔参数：枪型：102枪弹型：102弹孔密：16孔/m布孔格式：螺旋布孔相位角：90°射孔输送方式：油管输送负压射孔工艺。2、举升工艺选用有杆泵举升，下泵深度2000m,选用中44mm防腐泵，冲程6m、冲次l-2mhr工作制度。根据泵管深度设计，杆抽油杆组合：25mm抽油杆x500m+22mm抽油杆xl500m0完井生产管柱根据泵挂深度和井筒配套工艺的设计，设计88.9mm+73mm二级平式油管组合。根据杆柱组合中抽油机的悬点最大载荷，方案选择12型旋转换向抽油机。3、酸洗工艺对该块新投油井配套酸洗工艺，清除井筒污染，提高单井产能。（1）酸液体系根据要求推荐配方如下：a.洗井液Ioom3（热油田采出水+1.0%氯化钱）洗井液33n?（热油田采出水+3.0%氢氧化钠）b.酸液：复合酸IOm3（清水+复合酸2t）（2）施工步骤1）下入洗井阀服务工具，洗井内管工具距洗井阀23m时，洗井液（热油田采出水（60度以上）+1.0%氯化镂）0.8m3min以上排量（千型车）反洗井，液量不少于50m3,直到返出液进出口液性一致，出口回收。2）清洗管柱：反替20m3NaOH（浓度3%）溶液到井筒，浸泡Ih后，再用13m3NaOH（浓度3%）溶液循环清洗井筒2h。3）洗井液（热油田采出水（60度以上）+1.0%氯化镂）0.8m3min以上排量（千型车）反洗井，液量不少于50m3,直到返出液进出口液性一致，出口回收。4）倒流程油管正替复合酸IOm3（清水+复合酸2t）,倒反洗井流程洗井液以O.8m3min排量反洗井一周，返出口进回收罐车。4、注水工艺该块注水水源来自义东注。该块油藏储层渗透率97xl0-3m2,参照SY/T5329-2012碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法规定，要求注水水质达到0.05-0.5m2的水质标准。目前义东注水质能够达到要求。根据义深8块油臧方案给出的数据，由相关公式计算不同注入量、不同摩阻下井口井底的平均注水压力。通过压力预测结果，结合目前地面管网压力系统，推荐水井采用350型注水井口，注水泵及地面流程也应当与之匹配。义深8块沙二段四砂组方案区不具备细分层系的物质基础，设计采用一套井网开发，采用光油管笼统注水管柱，即可满足注水要求。采用73mm加厚和平式油管组合。2.7 地面工程现状2.7.1 油气集输现状（1）集输管网目前义深8块周边老油井采用拉油方式生产，已建义东34-X13集中拉油点1处。目前已经批复的河口采油厂单拉罐VoCS治理减排工程将新建混输泵及集油管线，将义东34-X13集中拉油点的液量接入管输，本区块产液一并接入此管线实现管输，最终管输至义和联合站集中处理。涉及企业机密，不予公开图2.71周边计量站及集输管网表27周边计量站生产数据表计量站名称所辖油井数液量m3d油量t/d含水%出站温度七出站压力MPa义东34-X13井场661.29.884义东22#站136203794.168.60.9义东19#站63091196.552.21.1义东21#站154433791.753.41.3义东43#站436.51462.748.20.8义东11#站5118595.927.70.7义东2#站101572385.227.60.7合计591745137(2)联合站现状河口采油厂单拉罐VOCs治理减排工程对义东34.斜13集中拉油点进行拉油改管输，新建中89x520#无缝钢管4.5km,并在义东34-X13拉油点新建双螺杆混输泵(Q=30m3hP=2.0MPaN=30kW)1台，在拉油点新建太阳能光热设备(75kW)l套，占地面积15m×6m+29m×6m,管线走向见错误!未找到引用源。涉及企业机密，不予公开图2.72义东34.斜13集中拉油点外输管线路由图2.7.2 注水系统现状井台新建注水井ED8X2、ED8X3、ED8-X7,隶属河口采油厂采油管理八区管辖。该井区周边地势平坦，“四化”建设完善。周边有义东注至义东34-10块低压供水管线可用。涉及企业机密，不予公开图2.73ED8-X2>ED8-X3>ED8X7注水井相对位置图(1)义东注水站义东站位于山东省东营市河口区余丈村西北侧750米处,始建于2013年1月，于2014年改造。注水水源为义和采出水处理站处理后采出水。表2.72义东注水站现状水量、压力注水系统水量(m3d)运行压力(MPa)设计能力实际处理设计实际2000167825/3511.5/22.5工艺流程如下:涉及企业机密，不予公开图2.7-4义东注水站工艺流程图（2）义东34-10注水点义东34/0注水点设计注水规模200m3d,设计注水压力32.0MPa,目前实际注水量为50m3d,实际运行泵压29.0MPa,柱塞式注水泵2台（1用1备），注水水源来自义东站，注水水质为In级。注水流程如下：义东注水站来水T注水泵（2台）一3井式配水阀组一注水井口义东34-10注水点注水泵具体情况见错误!未找到引用源。表2.72义东34/0注水点泵参数列表泵号参数1#Q=3.4m3h32MPaN=75kW2#Q=8.5m3h32MPaN=185kW2.7.3配套系统现状井场：井场已建双杆变压器台1座，仅剩杆头安装金具，电源引自IOkV王海燕养殖支线。34-X13拉油点：井场内已建四柱式变压器台2座，已建160kVA变压器和250kVA变压器各1台，电源引自IOkV苇场线。160kVA变压器已带负荷77.4kW,250kVA变压器已带约140kW负荷。2.8 地面工程方案2.8.1 油气集输工程2.8.1.1 基础数据1、地面原油物性地面原油密度（20°C）0.870.89gcm3地面原油粘度（50）12.540mPas凝固点2636°C气油比2、地层水物性总矿化度平均区块水型3、设计规模及参数新增（恢复）产能设计参数：设计总井新油井新水井单井最大产油量单井最大产液量单井最小产油量单井最小产液量井口出油温度井口回压集油管线设计压力集油管线设计温度2.8.1.2 新建集油管线56.2Nm3t9000l 6000mgLNaHCO3 型0.91×104ta8 口5 口3 口6.2td （第 1 年）45.2m3d （第 15 年）2.03td （第 15 年）15.0m3d （第 1 年）22 1.5MPa1.6MPa60本次依托河口采油厂单拉罐VOCs治理减排工程中义东34-X13集中拉油点拉改输方案，由于该区块产液凝固点较高，本次采用单管加热密闭集输工艺。新井台产液经过加热后，通过新建2.45km集油管线管输至义东34-X13集中拉油点，增压后管输至义和联合站集中处理。（I）路由及敷设方式新建单井集油管线就近接入义东34-X13集中拉油点。新建管线路由见错误!未找到引用源。2.8-1o涉及企业机密，不予公开图2.84新建集油管线走向示意图（2）管径选择参考目前该区块油井的生产现状，考虑到油井以后的生产情况，综合管线距离、耐腐蚀性等情况，以及满足以后的提液要求，根据经济流速、水力摩阻等结果计算。根据计算结果，考虑单井产液量、最远井井口回压、原油特性、液体流速、管线结垢、已建油田出油管线管径选取情况等综合因素，本次集油管线选用管径为DN80o（3）管线敷设原则1）本工程管道浅埋敷设最小埋设深度应在冻土深度以下，最小管顶覆土为1.5m。2）管道敷设时在水平和纵向转角处，优先采用弹性敷设来实现管道方向改变，以减小沿途摩阻损失和增强管道的整体柔韧性。（4）管线敷设要求1）在线路沿线要求恢复原设置的里程桩。2）开挖管沟之前需对施工作业带两侧各50m范围内的地下管线、电缆或其它地下建构筑物详细排查。如地下埋设有已建管线及线缆等,新建管线下沟前需对已建管线及线缆设置保护措施；如新建管线下沟有困难需对已建管线进行破坏时，施工完毕后需进行恢复。因管线开挖对边沟、边坡造成损害的应进行恢复。3）下沟前应检查管沟的深度、标高和断面尺寸，并应符合设计要求。冬季施