风油田排60120块产能建设工程环境影响评价报告书.doc

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1、1.工程概况与工程分析1.1工程概况1.1.1工程基本情况1.1.1.1项目名称和性质项目名称：春风油田排601-20块产能建设工程。项目性质：新建。1.1.1.2建设地点新疆准噶尔盆地西缘排601区块，位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内的前山涝坝，东临217国道，位于春光油田排2块北偏东17km处，距克拉玛依市约70km。工程开发区与红山嘴油田为邻，东北面与小拐油田相接，西南为排2块。地理坐标位于东经84448601，北纬44074608。工程地理位置见图1.1-1。1.1.1.3建设规模排601区块位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部，主力含油层系为白垩系下白垩统吐谷鲁群组，油藏埋深36

2、0-550m，属浅薄层地层特稠油油藏，动用含油田面积6.11km2，动用地质储量691万吨，前两年为蒸汽吞吐开采，第3年开始转蒸汽驱。春风油田排601-20块计划部署油井156口，其中水平井62口，直（斜）井94口（利用老井2口），年建产能23104t，区块最大年产油为第5年27.4104t/a。第1、2年采用蒸汽吞吐，油井156口，年注汽量为62.4104t；第36年采用反九点蒸汽驱，生产井116口，注汽井40口，年注汽量为111.6104t；从第7年开始水平井转排状蒸汽驱开采，生产井107口，注汽井49口，年注汽量为120.2104t。1.1.1.4工程组成本工程组成包括排601-20块1

3、56口油井的集输、注汽及与之配套的水处理、消防给排水、供配电、自控、通信、结构、防腐、道路等工程。主要工程包括实施部署井156口，新建2座2000t/d增压泵站，建设1座燃煤注汽站（安装2台130t/h循环流化床锅炉），新建4911m2公寓楼1栋，在井区内新建主干道12.7km，新建由主干道接至各单井的砂石路16.3km。新建集油管线22.05km，外输管线5.4km，新建春风联合站至注汽站输水管线4km。开发工程组成见表1.1-1。表1.1-1 工程组成一览表序号项目名称内容单位总计备注1产能万吨232钻井工程钻井口156水平井62口，直（斜）井94口（利用老井2口）3油气集输工程站场燃煤注

4、汽站座1新建燃煤注汽站1座（安装2台130t/h循环流化床锅炉）泵站增压泵站座2新建2座2000t/d增压泵站集输管线集油管线km22.05单井出油、集油管线外输管线km5.4从排601-20至春风联合站管线道路工程井区内主干道路km12.7新建井区内主干道，总长度约12.7km，路基宽度8.0m，路面宽度6.0m，平均填土高度为1.0m，沥青混凝土路面单井支干道路km16.3主干路接至各井场，路基宽6m，砂石路面宽4m4依托设施联合站原油处理系统春风联合站现有处理规模30104t/a，目前正在扩建（本次环评不含扩建工程），扩建至50104t/a，排601-20依托春风联合站。生产管理区在原生

5、产管理区基础上扩建，本工程新增一栋4层公寓楼，建筑面积为4911m2。输水管线新建春风联合站至注汽站输水管线4km。128团垃圾填埋场生活垃圾运往128团生活垃圾填埋场进行填埋处理。回注井（排7井）依托原有回注系统，总规模达到10000m3/d。含油污泥委托新疆锦恒利废矿物油处置有限公司进行处理。1.1.1.5工程投资本工程推荐方案总投资66840万元，其中工程费49426.53万元，其他费7842.38万元，预备费5726.89万元，抽油机3744万元，高速公路开口费100万元。1.1.1.6组织计划和进度安排（1）生产管理通过跟胜利油田新春采油厂结合，根据产能规模，一次规划，分期实施。北区

6、、中区、南区、排601块南区已经合建，其中包括一栋综合楼、一栋食堂、二栋公寓楼、一栋活动中心、两栋车库（消防泵房、配电室）、门卫、公共浴室等。根据总图规划布置，本着整体建筑物风格统一、协调的原则，本次排601-20块新增的建筑物为一栋4层公寓楼，建筑面积为4911m2。（2）劳动定员156口油井劳动定员48人；新建燃煤注汽站1座，劳动定员50人。1.1.1.7能耗分析本工程耗水主要用于注汽；耗电主要用于抽油机、站内机泵类设备、锅炉和场区及室内照明，能耗指标见表1.1-2。表1.1-2 能耗指标表序号名称单位数量能耗指标能 耗(108MJ/a)单位数量1水104m3/a146MJ/m37.120

7、.102电104kWh/a5680MJ/ kWh11.846.733煤104t/a14.55MJ/t2100030.564总能耗37.39108MJ/a5吨油能耗1.63104MJ/t1.1.2总体开发方案1.1.2.1开发部署根据油藏方案，部署生产井156口，其中水平井62口，直、斜井94口（利用老井2口），总动用面积6.11km2，动用储量691104t。第1、2年采用蒸汽吞吐，油井156口，年注汽量为62.4104t；第36年采用反九点蒸汽驱，生产井116口，注汽井40口，年注汽量为111.6104t；从第7年开始水平井转排状蒸汽驱开采，生产井107口，注汽井49口，年注汽量为120.2

8、104t。1.1.2.2开发指标预测开发指标预测见表1.1-3。表1.1-3 排601-20块指标预测表时间开发方式注汽井生产井年注降粘剂量年注氮气量年注汽年产油含水油汽比单井日油能力累积产油采油速度采出程度直(斜)井水平井直（斜）井水平井年口口口口104Nm3104t104t%t/tt/d104t%1蒸汽吞吐9462406093662.429.2610.4687.529.24.24.229462406093662.421.968.10.3515.651.13.27.43蒸汽驱（反九点）20207442111.617.875.40.165.168.92.610420207442111.627.

9、478.70.2457.996.3413.9520207442111.62779.90.2427.8123.23.917.8620207442111.625.381.10.2277.3148.53.721.57蒸汽驱（直井反九点+水平井排状）20297433120.222.682.90.1887171.13.324.8820297433120.222.384.60.1856.9193.43.228920297433120.220.885.60.1736.5214.23311020297433120.218.986.90.1585.9233.12.733.71120297433120.217.2

10、87.50.1435.4250.42.536.21220297433120.215.788.60.1314.9266.12.338.51320297433120.214.389.70.1194.5280.42.140.61420297433120.21390.60.1084.1293.41.942.51520297433120.211.291.90.13.5304.61.644.1合计1653.4304.60.184304.62.944.11.1.3主体工程主体工程包括钻采工程、油气集输工程、油田注汽工程、水处理工程、污水回注工程等。1.1.3.1钻采工程（1）钻井工程实施部署总井数156口（

11、含2口老井），其中水平井62口，直（斜）井94口（利用老井2口），采用丛式井和单井钻探方式布井实施。水平井本区靶点较深的32口水平井井身结构如表1.1-4。表1.1-4 本区靶点较深的32口水平井井身结构开数井 眼 尺 寸井 深套 管 尺 寸下 深水泥返高一开346.1mm201m273.1mm200m地面二开241.3mm882.59m177.8mm872m(其中672872)m为精密滤砂管地面本区靶点较浅的27口水平井井身结构如表1.1-5。表1.1-5 本区靶点较浅的27口水平井井身结构开数井 眼 尺 寸井 深套 管 尺 寸下 深水泥返高一开346.1mm81m273.1mm80m地面二

12、开241.3mm731.02m177.8mm721m(其中521721)m为精密滤砂管地面导眼水平井本区靶点较浅的3口水平井导眼井井身结构如表1.1-6。表1.1-6 本区靶点较浅的3口水平井导眼井井身结构开数井 眼 尺 寸井 深套 管 尺 寸下 深水泥返高一开346.1mm81m273.1mm80m地面导眼241.3mm555m不下套管回填至100m二开241.3mm731.02m177.8mm721m(其中521721)m为精密滤砂管地面定向井本区靶点较深的48口定向井井身结构如表1.1-7。表1.1-7 本区靶点较深的48口定向井井身结构开数井眼尺寸井深套 管 尺 寸下 深水泥返高一开3

13、46.1mm151m273.1mm150m地面二开241.3mm600.01m177.8mm597m或177.8mm（0470）m隔热套管+139.7mm（470597）m地面本区靶点较浅的40口定向井井身结构如表1.1-8。表1.1-8 本区靶点较浅的40口定向井井身结构开数井眼尺寸井深套 管 尺 寸下 深水泥返高一开346.1mm81m273.1mm80m地面二开241.3mm455.6m177.8mm452m 或177.8mm（0300）m隔热套管+139.7mm（300452）m地面直井本区直井8口井身结构如表1.1-9。表1.1-9 本区直井8口井身结构开数井眼尺寸井深套 管 尺 寸

14、下 深水泥返高一开346.1mm201m273.1mm200m地面二开241.3mm555m177.8mm552m或177.8mm（0300）m隔热套管+139.7mm（300452）m地面（2）采油工程对排601-20块水平井，根据胜利油田水平井开发实践，表层套管设计为：273.1mm下深200m/80m。为了满足水平井注汽和生产的需要，油层套管尺寸选择177.8mm，为满足热采水平井需要，采用P110H型钢级，经计算壁厚9.19mm可满足强度要求，水平油层段采用198mm滤砂筛管。采用有杆泵的举升方式。1.1.3.2油气集输工程（1）集输方案油气集输采用“功图计量、串接流程”，即油井采用示

15、功图计量，单井计量完成后串接进入增压泵站，来液在增压泵站计量（液量计量+含水分析）后串接进入春风联合站。集油管线采用88.94，长度5.9km，1144，长度10.9km，1595，长度3.0km，2196，长度2.25km。集油管线材质20#钢，采用40mm后耐高温泡沫黄夹克保温管线，埋地敷设。外输管线采用2196，长度1.8km，材质20#钢，273.17.8，长度3.6km，材质L290，采用40mm后耐高温泡沫黄夹克保温管线，埋地敷设。（2）增压泵站新建增压泵站2座，全自动橇装化站场，无人值守，规模按2000t/d设计，工艺流程如下：单井来液缓冲油罐增压泵流量计含水分析仪外输至春风联合

16、站新建增压泵站主要工程量见表1.1-10。表1.1-10 增压泵站主要工程量（以下为单座站场工程量）序号工程内容单位数量1增压泵单螺杆泵Q=100m3/h，P=1.8MPa台22事故缓冲罐500m3罐 8920 H=8932座13双转子流量计 DN150套14含水分析仪套11.1.3.3油田注汽工程集中建设注汽站1座，安装130t/h循环流化床锅炉2台。主要包括热机部分、机修部分、自控部分、供配电部分、水处理部分以及注汽站的蒸汽输送、通讯、供水、供电、供气、道路等配套设施。配套6000m/d集中清水软化水处理站1座，安装85m/h钠离子交换器3台。注汽管网工程量见表1.1-11。表1.1-11

17、 注汽管网工程量（2130t/h注汽锅炉）序号名称及规格单位功图计量注采分开1高压注汽管线D898m6.242高压注汽管线D11410m6.723高压注汽管线DN14013m9.674高压注汽管线D16815m7.325蒸汽计量一次表套1566蒸汽计量二次表套27注采分开单井式井口（阀门、压力表）套1568高压蒸汽截止阀DN100 Pw14.2MPa个659高压蒸汽截止阀DN125 Pw14.2MPa个4310高压蒸汽截止阀DN150 Pw14.2MPa个1011中压掺蒸汽管线D343（与注汽管线共架敷设）m28.912蒸汽减压装置套30锅炉的基本参数如下：锅炉型式：燃煤循环流化床汽包炉锅炉容

18、量：130t/h锅炉额定蒸汽压力：14MPa锅炉额定蒸汽温度：337锅炉给水温度：104锅炉排烟温度：140锅炉效率：91%排渣方式：固态排渣硫钙比：2炉内脱硫效率：90%。1.1.3.4 原油处理工程春风油田四大主力区块（排601北区、排601中区、排601南区、排6南区）以及周围替补小区块规划产能57.1104t/a左右，四大主力区块均进入春风联合站。排601-20区块前三年平均新建产能23.0104t/a，其与春风油田东北部将要开发排612及排601西规划产能在40104t/a左右。目前春风联合站正在改造，改造后设计规模50104t/a，处理能力57.1104t/a。该站周围被注汽站、变

19、电所、油井、电力线、通井路、各种管线等环绕，无法继续扩建。针对排601-20区块以及其东北部将要开发区块40104t/a左右产能，规划2014年在区域的中心位置建1座联合站，满足该区域原油处理需求。排601-20块的原油处理暂时依托春风联合站，等将来规划联合站建成后，根据液量的匹配情况调整集输走向。1.1.3.5水处理工程（1）概述水处理系统包括采油废水处理系统和清水处理系统，可研推荐锅炉供水水源为清水，将地下清水处理后作为注汽系统水源，处理后的水质均满足注汽系统给水水质要求；采油废水处理后全部回注地下。排601北区春风联合站在2010年已建有1套污水处理系统，污水处理后回注地下，其处理规模根

20、据北区+中区预测水量确定，污水最大处理能力6100m3/d，采用混凝沉降工艺。2011年考虑排6及排601南区水量后，按50万吨产油规模，联合站含油污水系统拟改造扩建为10000m3/d规模（目前暂未实施），担负北区、中区、排6南区及排601南区的污水处理需求，处理工艺仍采用混凝沉降工艺。（2）设计规模水处理规模根据注汽系统供水量以及地层采出污水量确定。排601北区、中区、南区及排6南区50104t/a产油规模水量预测见表1.1-12、表1.1-13和表1.1-14。表1.1-12 热采开发水量预测表（50104t/a产油规模）时间（年）年注汽（104t/a）年产油（104t/a）含水（%）最

21、大日需水量（m3/d）日产污水（m3/d）201011.94.557666200201158.818593293863201297.129.865543818432013119.436.668668625932014179.152.5751003052502015226.056.5781265666772016237.957.1811332281132017267.656.2841498698372018258.051.6851444897472019249.049.8851394494072020230.043.7861288089472021198.335.7861110573102022

22、182.431871021469172023142.424.288797459172024113.818.29063735460202571.4109239983833注：本表中的相关数据由新春采油厂提供。表1.1-13 热采开发水量预测表（排601-20）时间（年）年注汽 （104t/a）年产油（104t/a）含水（%）最大日需水量（m3/d）日产污水（m3/d）201362.429.26141531523201462.421.968.1415315602015111.6 17.8 75.4742718202016111.6 27.4 78.7742733732017111.6 27.0 7

23、9.9742735772018120.2 25.3 81.1800036202019120.2 22.6 82.9800036532020120.2 22.3 84.6800040832021120.2 20.8 85.6800041202022120.2 18.9 86.9800041802023120.2 17.2 87.5800040132024120.215.788.6800040672025120.214.389.7800041502026120.21390.6800041772027120.211.291.980004237注：1、本表中的相关数据摘自排601-20油藏开发方案中的

24、数据。2、表中最大日需水量按燃煤注汽站方案二（循环流化床燃煤锅炉）的最大需水量（新疆石油勘察设计研究院提供）计算。表1.1-14 水量预测表合计时间（年）不考虑污水回用考虑污水回用最大日需水量（m3/d）日产污水（m3/d）补充清水量（m3/d）可回用污水量（m3/d）剩余回注污水量（m3/d）20106662002011329386320125438184320131083941167752308710292014141836810907551081702201520083849713710637321242016207491148612134861528712017224131341412

25、352100613353201822448133671242310025334220192194413060121499795326520202088013030111079773325720211910511430105328573285720221821411097989183232774202315974993085267448248220241437395277228714523822025119987983601159871996202680004177486731331044202780004237482231781059注：1、本表为表2.1-1和表2.1-2水量合计。2、表中最

26、大日需水量按排601-20燃煤注汽站推荐方案（方案二）的需水量计算。3、可回用污水量暂按总污水量的75%计算。由表1.1-14可知，按联合站目前污水6100m3/d处理能力计算，春风联合站含油污水处理系统在2014年前可满足各区块总的最大污水量的处理需求，2014年后将不能及时处理含油污水。此外，目前春风联合站已建回注系统能力为6100m3/d，如不考虑污水资源化回用，则已建回注系统在2014年前可满足需求，如考虑污水资源化回用，则已建回注系统可负担现有区块全部回注水量的需求。（3）采油废水处理系统采出污水水质本次环评选择排601-P2井的采出水水质指标，详见表1.1-15。表1.1-15 采

27、出水水质分析表项目含油量（mg/L）悬浮物（mg/L）粒径中值（m）腐蚀速度（mm/a）SRB细菌（个/mL）FB细菌（个/mL）TGB细菌（个/mL）数值69.5344.017.7290.04966.02.525处理工艺处理工艺采用混凝沉降+过滤工艺。混凝沉降+过滤工艺的简明流程如下：油系统来水 一次除油罐（中区扩建）二次沉降罐（中区扩建）缓冲罐（中区）污水提升泵（中区）多介质过滤器（中区）回注水系统。混凝沉降处理工艺处理后水质根据可研报告污水处理工程试验数据，污水混凝沉降30min后，水中含油量大幅降低，含量为15.9mg/L，随沉降时间延长，水中含油量变化趋于缓慢，沉降4h后，含油量达到

28、5.6mg/L；悬浮物含量在沉降2.5h后趋于缓慢，沉降4h后，悬浮物含量8.0mg/L。采油废水经处理后，可研推荐回注至排7井附近回注井。（4）污水回注工程既有工程概况排601井区附近其他砂体均为新疆勘探开发中心勘探目的层，无法作为污水回注层使用，而排7井钻遇砂体为一单独砂体，与排601井区砂体不联通，可避免对排601井区油层的干扰。排7井位于新疆自治区克拉玛依市前山涝坝北约11.10km，排2井井口方位32.8，距离8.9km。回注井注水层为沙湾组，且位于沙湾组底部，该套砂体在排7井区厚度较厚，厚度约100m，向北厚度逐渐变薄，但分布比较稳定。排7井射孔井段为沙湾组，井段782789m，7

29、98800.5m，833837.5m，864.5868.5m，共18m/4层。该注水层位与塔西河组淡水不属于同一地层，塔西河组淡水层基本上处于地表下200m以内，在排7地区两者地层深度差相差500多米；在北部排601井区该套注水层位砂体深度均在400m以下，深度与塔西河组层位相差约为200m，两地区注水层位应该不会影响塔西河组淡水层位。该井在762890m共钻遇水砂128m，该砂体为来自西南部的三角洲砂体，排7井往南广泛分布，往北有60km2的分布范围。该水层测井解释渗透率为165.6510-3m2，吸水指数为14.2 m3/d/MPa/m。以此为参照，排7井吸水指数确定为20 m3/d/MP

30、a/m；目前回注系统总规模为6100m3/d，在排7井附近共建有10口回注井，井间距离平均1.5km左右，系统的设计注水压力为16MPa。回注井的井身结构设计参数见表1.1-16。表1.1-16 回注井井身结构设计参数表开数井 眼 尺 寸井 深套 管 尺 寸下 深水泥返高一开311.2mm101m244.5mm100m地面二开215.9mm1060m139.7mm1057m 地面本工程新增回注工程本工程只考虑对近几年的采出污水进行回注，适应期到2015年。为此需要新建回注规模5500m3/d，建站位置选在离回注区相对较近的一号联。配套回注管网：新建注水站至回灌区干线1条，规格273x21无缝钢

31、管，长13km；新建高压阀组1座；新建支干线4km：16MPa DN150复合管；新建单井管线4km：16MPa DN100复合管。（5）清水处理系统采用清水作为蒸汽热采水源，清水水源为地下水，地下水经过滤处理后，进入注汽系统。水源排601井区水源井位于排6井井场，井深310m，日产水量600m3。该水层在排601井区发育稳定，分布范围广泛。前期工程已开发建设水源井10口。本工程开发前期所需清水暂时依托春风联合站水处理系统，后期根据水量增长情况及污水资源化回用进展情况再择机考虑实施水源井及供水管线等。处理工艺目前联合站清水处理已实施部分包括700m3清水罐1座，400m3反冲洗水罐及反冲洗回收

32、水罐各1座，多介质过滤装置和精细过滤装置各1套，地下水经多介质过滤装置和精细过滤装置过滤后，直接进入注汽系统。根据地下水水质及处理后的指标要求，清水（地下水）处理工艺采用多级过滤工艺。工艺流程如下：水源井来水 清水罐（扩建） 清水泵（扩建） 多介质过滤器（扩建） 精细过滤器（扩建） 站外管网 注汽系统。供水管线前期拟新建春风联合站至注汽站输水管线DN400，长度4km。1.1.4配套工程配套工程包括供配电、通信、自控、供热、道路等。1.1.4.1供配电工程扩建后的110kV春风变电站能够满足该区块负荷发展的需要。（1）外部配套新建三条10kV架空线路，一条为油井、水源井及增压泵站供电，主干线采

33、用LGJ-120导线长15km，支线采用LGJ-70导线长12.9km；另外二条为注汽站供电，采用LGJ-185，共10km。（2）采油井、水源井泵房采用单变压器带单平台的配电方式，油井电机及水源井电机回路安装多功能电力仪表（带RS-485接口），可将电气参数上传至调度中心。（3）增压泵站每座泵站内设160kVA变压器一台，增压泵采用变频器控制柜（1控2）。（4）注汽站注汽站采用双电源一用一备运行，燃煤锅炉站区内设10/0.4kV变配电室1座，变配电室内10kV配电室设KYN28A-12型中置式高压开关柜19面，备用柜位6个，双列布置。引风机间分配电室内设3面GGD型低压配电柜，备用柜位4个，

34、单列布置。综合泵房分配电室内设4面GGD型低压配电柜，双电源互投柜1面，备用柜位3个，单列布置。水处理站分配电室内设4面GGD型低压配电柜，备用柜位3个，单列布置。1.1.4.2通信生产管理区通信部分设计内容主要为卫星电视系统、语音通信系统及系统配套，在接转站内设移动电话固定台2部，每座注汽站内1部。注汽站、接转站、联合站数据均传至生产管理区。注汽站、接转站数据通过新建架空光缆传输至联合站，由联合站新建架空光缆统一传至生产管理区。1.1.4.3自控工程排601-20区块所有现场监控内容，包括54套井口RTU、11套水源井RTU、2套增压泵站RTU、2套注汽锅炉PLC系统，统一上传给调控中心SC

35、ADA系统，实现对整个春风油田排601块的生产数据监控，并可通过公网上传至新勘总部，进行统一生产调度，管理、控制。针对排601-20块所需监控内容，调控中心SCADA系统应在原基础上扩容调整，总扩容控制点数6000点。排601-20区块按照“四化”要求的高水平自动化要求。控制和管理分为三级：（1）第一级为调控中心管理级：对春风油田进行远程监测和视频监控，实行统一调度管理。在正常情况下，由调度控制中心对春风油田进行监控。（2）第二级为站场控制级：在增压泵站、注汽站和井口，分别通过站控PLC系统和RTU系统对站/井口内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视，联锁保护及远程控制。（3）第三级为就地

36、控制级：可在现场对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。当进行设备检修或关停时，可采用就地手动控制。调度中心的SCADA计算机系统按客户机/服务器结构设置，支持分布式多服务器结构。实时/历史服务器、WEB服务器、操作员站、工程师站的操作系统采用Windows操作系统。为提高系统的可靠性，服务器和局域网（LAN）采用热备冗余配置。操作员工作站、工程师工作站等均作为局域网上的一个节点，共享各服务器的资源。1.1.4.4供热及采暖通风本工程主要包括注汽站及增压站内所有新增单体的采暖、通风及空调系统。供暖热媒采用9570的热水采暖，由室外管网提供，热源来自注汽锅炉。本工程采用筒仓储煤方式。工程储煤筒仓采

37、用4座1500m钢制储煤筒仓，单仓储煤1500t，储煤总量6000t，满足单台锅炉约10d的耗煤量。1.1.4.5道路工程新建井区内主干道，总长度约12.7km，平均填土高度为1.0m。沥青混凝土路面宽度6.0m，路基宽度8.0m；新建砂石路由主干道接至各单井，总长度越为16.3km，砂石路面宽4m，路基宽6m；新建井台、增压泵站，注汽站平均填土高度为0.5m。1.1.4.6防腐本工程联合站及接转站的设备、管道的防腐采用环氧类涂料刷漆，大罐内壁采用强制电流阴极保护，外壁采用牺牲阳极的阴极保护。1.1.5依托工程1.1.5.1春风油田联合站（1）基本情况春风油田建有春风联合站1座，春风油田排60

38、1北区、中区、南区，以及排6南区四大主力区块均进入春风联合站进行处理。春风联合站2010年10月建成，11月投产运行。该站具有汽车拉油卸车、掺蒸汽、加药、沉降分水、原油储存、计量装车外运、站内循环、污油回收功能；同时具有污水处理、污水回灌、消防等功能。春风联合站设计处理规模30104t/a，目前，该站正在改造，改造后处理规模将达到50104t/a（改造工程已包含在排601南区产能建设工程内），处理能力达到57.1104t/a。设计进站温度50，热化学沉降脱水温度85。（2）正常生产流程春风联合站改造后的生产流程见下图。春风联合站改造后的生产流程流程描述：站外来液进游离水脱除器分出游离水，出油含

39、水50%，然后升温至70，进一次沉降罐沉降，出油含水30%，之后升温至85以上，进二次沉降罐沉降，出油含水10%，经提升泵提升后进净化油罐脱水、储存，装车含水2%。（3）联合站主要设备联合站主要设备如表1.1-17。表1.1-17 春风油田联合站主要设备一览表序号工程内容单位数量备注13000m3 一次加高沉降罐座2溢流结构2蒸汽原油混掺装置台433000m3二次沉降罐座1溢流、浮动出油43000m3净化油罐座3浮动出油，其中1座兼二次罐5单螺杆提升泵Q=25 m3/h，P0.8MPa台3两用一备，N=15kw6螺杆装车泵Q=65m3/h，P0.8MPa台3两备一用，N=45kw7抽底水泵Q=

40、50m3/h，H=80m台2间歇运行，N=30kw8装车鹤管DN100套6配套恒定流量控制装置9100t电子汽车衡（浅基坑）台110加药装置 1m3套2双罐双泵，N=5kw11内伸式加热器40m3套1212卸油提升泵Q=25m3/h，P0.8MPa台2一备一用，N=15kw13油气分离器240010296 PN5台214天然气除油器1000 H=5500 PN5台115放空立管 DN100座1放空量1104m3/d（4）主要服务区块春风油田联合站主要担负排601北区、中区、排6南区、排601南区四个区块的原油处理任务。四个区块按开发年限叠加后的指标预测见表1.1-18。表1.1-18 排601北区+中区+排6南区+排601南区指标预测表时间开发方式注汽井生产井年产油口口104t蒸汽吞吐蒸汽驱2009吞吐5611.2201015830.482011吞吐+汽驱251512919.452012汽驱762048061.3420139020411360.72201414315521558.29201514321562.3201614321567.952017149209