环境影响评价报告公示：长庆油田分第六采油厂胡尖山油田万滚动开发能建设环评报告.doc

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1、前 言按照中国石油长庆油田分公司的总体规划和统一安排，为了实现到2015年油气产量达5000万吨的发展目标，第六采油厂提出了胡尖山油田84万吨产能建设工程实施方案。根据开发方案，2009年7月至2011年7月在定边县境内滚动开发建设胡153、安201、A17、安83及A8等五个井区，油田总面积约为85km2 ，涉及杨井、新安边、砖井三个乡镇。2010年1月中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第六采油厂委托西安地质矿产研究所共同完成了该项目的环境影响评价工作。榆林市环境保护局榆政环发（2010）296号文对长庆油田分公司第六采油厂胡尖山油田84万吨滚动开发产能建设项目环境影响报告书作出批复。

2、该项目于2010年2月动工建设，2012年10月基本建成，目前各项指标均达初设要求，环保设施运行正常稳定，符合建设项目环保设施竣工验收条件。根据国家环保总部和陕西省环保厅对建设项目环境管理的有关规定，受长庆油田分公司第六采油厂产能建设项目组的委托，2013年8月21日榆林市环境监测总站组织工程技术人员赴现场进行了实地踏勘、调查和了解，收集了有关输油管线环境保护的资料，查阅了建设单位提供的建设工程及环保设施的有关资料，了解了试运行生产的情况，在此基础上于2013年9月编制出长庆油田分公司第六采油厂胡尖山油田84万吨滚动开发产能建设项目竣工环境保护验收调查监测方案。方案审核后，我站于2013年11

3、月-2014年9月对该项目进行了现场监测和调查，在此基础上编制了验收调查报告。1. 验收监测依据1.1 编制依据1.1.1 国家法律、法规中华人民共和国环境保护法（1989年12月26日）； 中华人民共和国环境影响评价法（2003年9月1日）；中华人民共和国大气污染防治法（2000年9月1日）；中华人民共和国水污染防治法（2008年6月1日）；中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2005年4月1日）；中华人民共和国噪声污染防治法（1996年10月29日）；中华人民共和国清洁生产促进法（2003年1月1日）；中华人民共和国土地管理法（1999年1月1日）；中华人民共和国水土保持法（1991年6

4、月29日）；中华人民共和国矿产资源法（1996年8月29日）；中华人民共和国循环经济促进法（2009年1月1日）；建设项目环境保护管理条例（1998年11月29日）；中华人民共和国水污染防治法实施细则（2000年3月20日）；基本农田保护条例（1998年12月27日）；饮用水水源保护区污染防治防治管理规定（国家环境保护总局、卫生部、建设部、水利部、地质矿产部，1989年7月10日）。中华人民共和国石油天然气管道保护法（2010年10月1日）。 1.1.2 国家与行业政策、规章关于加强资源开发生态环境保护监管工作的意见（原国家环境保护总局，2004年2月）；建设项目竣工环境保护验收管理办法（国家

5、环境保护总局第13号令，2001年12月27日）；关于建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知（国家环境保护总局环发200038号， 2000年2月22日）；关于核定建设项目主要污染物排放总量控制指标有关问题的通知（国家环境保护总局环办200325号，2003年3月）； 国家环保总局环发38号文建设项目环境保护设施竣工验收监测技术要求（试行）（2003）。1.1.3 技术规范建设项目竣工环境保护验收技术规范 生态影响类（HJ/T394-2007）；土地复垦技术标准（1994年）。 国家环保局环境监测技术规范及有关监测方法；1.1.4 地方法规、政策 陕政发陕西省煤炭石油天然气开发环境

6、保护条例2007年9月 陕政发陕西省文物保护条例2006年8月4日 陕政发陕西省湿地保护条例2006年4月3日 陕政发200854号，陕西省煤炭石油天然气资源开采水土流失补偿费征收使用管理办法. 陕西省环境保护局陕环监字186号文陕西省开发建设项目环境保护工程竣工验收管理办法（1996）； 陕西省环境保护局陕环发96号文关于建设项目竣工环境保护验收实行公示的通知（2003）；陕西省水功能区划，陕西省水利厅（2004年9月）。陕西省贯彻落实全国生态环境保护纲要的实施意见（2001年9月）陕西省榆林能源重化工基地建设规划（1998年）榆林市环境保护十五计划和2015规划1.1.5 环境影响评价资料

7、及批复文件 榆林市环境保护局榆政环发（2010）296号文“关于长庆油田分公司第六采油厂胡尖山油田84万吨滚动开发产能建设项目环境影响报告书的批复”；长庆油田分公司第六采油厂胡尖山油田84万吨滚动开发产能建设项目环境影响报告书；1.1.6其他资料长庆油田分公司第六采油厂产能建设项目组“第六采油厂84万吨产能建设项目竣工验收调查及监测委托书”。1.2 调查目的及原则1.2.1 调查目的 调查工程在设计、施工和试运营阶段对设计文件、环境影响报告书及批复文件中所提出的环境保护措施的落实情况，以及对各级环境保护行政主管部门关于本工程环境保护要求的落实情况。 调查工程已采取的生态保护、水土保持及污染控制

8、措施，并根据工程污染源监测结果及项目所在区域环境现状监测结果，分析评价各项环境保护措施的有效性；针对该工程已产生的实际环境问题及存在的环境影响，提出切实可行的补救措施和应急方案，对已实施的尚不完善的环保措施提出改进意见和建议。 通过公众意见调查，了解公众对工程建设期及试运营期环境保护工作的意见和要求，针对居民工作和生活受影响的程度，提出合理的解决方案和建议。 根据工程环境影响情况调查结果，客观、公正地论证该工程是否符合相应的竣工环境保护验收条件。1.2.2 调查原则本次环境影响调查坚持以下原则： 认真贯彻国家和地方的环境保护法律、法规及有关规定； 坚持污染防治与生态保护并重的原则； 坚持客观、

9、公正、科学、实用的原则； 坚持充分利用已有资料与现场调研、现状监测相结合的原则； 坚持对工程建设前期、施工期、运营期的环境影响全过程分析的原则，根据项目特点，突出重点、兼顾一般。1.2.3 调查方法 原则上采用建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知中的要求执行，并参照环境影响评价技术导则规定的方法； 环境影响分析采用资料调研、现场调查和监测相结合的方法； 环境保护措施落实情况及运行效果采用现场调查与现场监测相结合的方法。1.2.4 调查工作程序本次环境保护验收调查工作程序见图1.2-1。图1.2-1 环境保护验收调查工作程序1.2.5调查范围本次生态环境调查范围包括输油管道工程涉及

10、的区域,具体调查范围如下: 铺设输油管道沿线200米; 各场站周边100米范围。1.2.6调查内容 项目对沿线土地利用格局、自然生态环境的影响； 临时用地生态恢复措施落实情况； 水土流失现状和水土流失影响调查； 项目环境影响评价中遗漏的生态问题。水、气、声、渣等污染物排放。1.2.7调查因子本项目竣工环境保护调查因子按污染源和环境质量分类给出，见表1.2-1。竣工验收调查因子一览表表1.2-1类别序号污染源及采样点位监测项目环境质量地表水八里河进出A17井区两个断面，新安边河进出胡153井区两个断面pH、化学需氧量、氨氮、硫化物、石油类、挥发酚地下水砖井镇后坑村井、安边镇水口村井、安边镇孙克崾

11、岘井、胡九转自备井pH、高锰酸盐指数、溶解性总固体、石油类、总硬度、挥发酚、氨氮环境空气A8井区杨井镇龙背渠村、A17井区武峁子镇短涧子村、胡153井区新安边镇宗小涧村、安201井区砖井镇徐坑村各设一个监测点TSP、SO2、NO2、总烃声环境胡二联合站、胡九转、胡三联、胡11增压点、胡十接转注水站四个站场的宿办区等效声级土壤质量1#安201井区、2#A17井区、3#胡153井区pH值、铬、铅、锌、石油类污染源锅炉废气胡二联合站2台加热炉、胡九转2台加热炉、胡三联2台加热炉、胡11增压站2台加热炉、胡十接转注水站2台加热炉的总排口分别设置一个监测点SO2、NOx、烟尘、林格曼黑度无组织排放在胡二

12、联合站、胡九转、胡三联、胡11增压点、胡十接转注水站周界外非甲烷总烃生活污水在胡二联合站、胡三联合站、胡十接转注水站的在地埋式污水处理设施进、出口各设一个监测点pH、悬浮物、矿物油、色度、溶解性总固体、氨氮、化学需氧量、五日生化需氧量、阴离子表面活性剂、总磷回注水在胡二联合站、胡三联合站、胡十接转注水站污水处理系统回注井前设一个监测点pH、悬浮物、化学需氧量、硫化物共四项；厂界噪声胡二联合站、胡九转、胡三联、胡11增压点、胡十接转注水站五个站场的东、南、西、北四个场界外分别设一个噪声监测点，共20个点等效声级泥浆选择有代表性的废弃泥浆池，按规范采样pH值、铬、铅、锌、石油类1.3验收标准根据H

13、J/T384-2007建设项目竣工环境保护验收技术规范生态影响类的要求，验收标准原则上采用项目环境影响评价阶段经环保部门确认的环评标准进行验收，本次验收调查标准采用定边县环保局批准的关于项目环境影响评价执行标准。1.3.1环境质量标准 环境空气质量执行GB3095-1996环境空气质量标准及其修改单中类功能区二级标准（表1.3-1）；总烃我国目前尚无标准，引用以色列标准（表1.3-2）；环境空气质量二级标准表1.3-1 单位:mg/m3污染物SO2TSPNO2取值时间年平均日平均1小时平均年平均日平均年平均日平均1小时平均标准值0.060.150.500.200.300.080.120.24非

14、甲烷总烃参照以色列国家环境质量标准，见表1.3-2。非甲烷总烃环境质量标准表1.3-2 单位：mg/m3项目小时值日均值以色列国家环境质量标准5.02.0 地表水环境质量执行GB3838-2002地表水环境质量标准类水质标准（表1.3-3）； 地表水类水质标准表1.3-3 单位:mg/L污染物pHCODSSCN-S2-油类BOD5NH3-NAr-OHF-标准值6-920-0.20.20.0541.00.0051.0 地下水环境质量执行GB/T14848-93地下水质量标准中的类标准（表1.3-4）；地下水类水质标准表1.3-4 单位:mg/L污染物pHCODFCN-Cr6+AsHgCuZn标准

15、值6.5-8.53.01.00.050.050.050.0011.01.0 声学环境质量执行GB3096-2008声环境质量标准2类标准（表1.3-5）； 声环境质量标准表1.3-5 单位:dB(A)类别昼间夜间2类标准6050 农作物保护执行GB9137-88保护农作物的大气污染物最高允许浓度；土壤环境质量执行GB15168-1995土壤环境质量标准二级标准，对于土壤环境质量标准没有规定的石油类，应采用油区外未受污染的土壤背景值作为评价标准。1.3.2 污染物排放标准 大气污染物排放执行GB16297-1996大气污染物综合排放标准表2中二级标准（表1.3-6）；大气污染物综合排放标准表1.

16、3-6污染物类别SO2(mg/m3)NOX(mg/m3)最高允许浓度限值550240 锅炉烟气排放执行GB13271-2001锅炉大气污染物排放标准中的二类区时段标准（表1.3-7）；锅炉大气污染物排放标准表1.3-7锅炉类别适用区域烟尘排放浓度(mg/m3)烟气黑度(林格曼黑度级)适用区域SO2排放浓度时段(mg/m3)燃煤锅炉二200全部900 石油开采废水排放执行陕西省地方标准DB61/308-2003陕北石油开采废水排放标准，废水零排放； 生活污水排放执行GB8978-1996污水综合排放标准一级标准（表1.3-8）；污水综合排放一级标准表1.3-8 单位：mg/L（pH除外）污染物p

17、HCODBOD5SS色度NH3-N总磷阴离子洗涤剂动植物油类标准值6-9100207050150.55.00.5 噪声排放执行GB12348-2008工业企业厂界环境噪声排放标准的2类标准（表1.3-9），施工期噪声排放执行GB12523-90建筑施工场界噪声限值（表1.3-10）。工业企业厂界环境噪声排放标准表1.3-9 单位：dB（A）类 别昼 间夜 间15545260503655547055建筑施工场界噪声限值表1.3-10 单位：LepdB(A)施工阶段主要噪声源噪 声 限 值昼 间夜 间土石方推土机、挖掘机、装载机等7555打 桩各种打桩机等85禁止施工结 构混凝土搅拌机、振捣机、电

18、锯等7055装 修吊车、升降机等6555 石油开采固体废弃物属国家危险废物名录范围的执行危险废物储存污染控制标准(GB18597-2001)；石油开采一般固废执行一般工业固体废弃物贮存、处置场污染控制标准(GB18599-2001)。1.3.3参照指标 回注水参照执行长庆油田采出水回注技术推荐指标【2008】第05号（表1.3-11）。长庆油田采出水回注技术推荐指标表1.3-11类别污染因子标准值单位数值控制指标悬浮物（注入层平均空气渗透率0.1-1.010-3um2）mg/10含油量20SRB菌个/ml10TGB菌个/mg100平均腐蚀率mm/a0.076辅助指标pH/6-9溶解氧mg/ L

19、0.05硫化物mg/ L2二氧化碳mg/ L0.5 生活污水参照执行GB/T18920-2002城市污水再生利用 城市杂用水水质标准（表1.3-12）。城市污水再生利用 城市杂用水水质标准表1.3-12 单位：mg/L（pH除外）污染物pHBOD5色度NH3-N阴离子洗涤剂溶解性总固体标准值6-92030201.01000危险废物鉴别标准浸出毒性鉴别（GB5085.3-2007）、危险废物鉴别腐蚀性鉴别（GB5058.1-2007）及石油开采废水排放标准（DB61/308-2003）标准。1.4 环境保护目标按照建设项目环境影响评价分类管理名录中关于环境敏感因素的界定原则，经调查核实，本项目所

20、在区域未发现重点保护的植物物种及濒危生物物种，也无文物古迹等人文景观。项目范围内无自然保护区和风景名胜区，无水源地，验收调查期间了解的重要环境保护目标与分布情况与环评时一致。本工程主要环境保护目标见表1.4-1、1.4-2、1.4-3。环境保护目标表1.4-1环境要素保护对象相对位置保护目标地表水八里河A17井区东部穿过地表水水质类标准新安边河胡153井区东北部穿过地下水机井、民井井区范围内的村庄地下水水质类标准定边县马莲滩水源地安201井区西侧4.2km环境空气井区范围内的居民居民点相对站场位置见表1.4-3环境空气质量标准二级标准声环境站场、道路、管线周边200m范围内居民相对道路和管线位

21、置见表1.4-4声环境质量标准2类标准文物古迹明长城遗址安201井区内部长城遗址完好性砖井堡安201井区西侧5.2km城堡遗址完好性场站周围200m范围内环境保护目标表1.4-2区块自然村户数人口相对场站位置距离相对场站方位距离（m）胡153宗小涧12胡一联SW200大路湾39安170-38井场N120-200胶泥圪涝310安179-27SE200陈梁25安182-27N、S110-150东朱湾子39元170NE、E140安201吕圈坑25胡11增SE200三楼滩310安201井场W200道路及输油气管线周边200m范围内主要环境保护目标表1.4-3区块自然村户数人口相对输油气管线位置距离相对

22、道路、输油管线方位距离（m）胡153胶泥圪涝25胡二联至安178-24井场管线、道路W100市梁38安173-28井场至安170-30井场管线E50关圪涝412安170-30井场至胡一联管线、胡二联至胡一联道路NW50-100宗小涧39N70梳山37胡二联至胡一联道路W50-100郝虎梁26W50大崾岘25NW60东朱湾子13安182井场至元170井场E70安201地盖坑26安208井场至胡三联W80三楼滩13安15-53井场至安201井场N150王坬子39安21-46井场至安22-50井场W、E50-110A17贾喜台13胡79-56井场至胡二转管线S901.5调查对象及重点根据项目特点和区

23、域环境特征，确定本次竣工环境保护验收调查的对象及重点是工程建设和生产过程中造成的生态影响、地下水和地表水环境影响、大气环境影响，噪声影响；调查环境影响报告书及批复中提出的各项环境保护措施的落实情况及其有效性，并根据调查与监测结果提出环境保护补救措施。 调查重点为工程建设完成后，站场及敷设与填埋道路是否产生水土流失、景观破坏等生态影响以及所采用恢复措施、水土流失防护措施，并对已采取的环保措施进行有效性评估，在对运营期站场及输送管网沿线生态环境及水土流失初步调查的基础上，按规模较大，易产生水土流失并具代表性的原则，确定本次生态环境影响调查的重点对象有站场及输油管道全线。 调查项目建设对地表水、地下

24、水、环境空气的影响，产生噪声、固体废弃物对周围环境的影响。2. 工程调查2.1 工程概况 胡尖山油田地处陕西榆林市定边县中东部，北距榆林市240km，西距宁夏银川200km，主要勘探开发区域包括定边县杨井、新安边、砖井等三个乡镇。油田主要公路有：青银高速、国道G307（延安-定边），省道S303（定边-吴旗）和油区道路及乡村道路，交通比较方便。胡尖山油田地理位置及油田范围见图2.1-1。产能区环评时计划建设采油井1372口、345口注水井、2座联合注水站、2座转油注水站、2个增压点，1个加热点，2座污水处理站，集输管线160.69km，注水管线169.8km，修建道路142.2km，年产原油8

25、4万吨，项目概算总投资3.0673亿元。实际建成采油井1415口，注水井347口，有2个联合站、1个接转注水站，1个接转站，2个增压点，1个加热点，集输管线163.79km，注水管线169.8km，修建道路142.2km，年产原油81.9万吨，项目实际总投资3.5412亿元。其中1415口采油井、347口注水井已全部办理环评登记表，正在批复中。2座联合注水站、1个接转注水站、1个接转站均委托环评机构编写环境影响报告表，并报定边县环保局备案，且通过现场验收，环保手续齐全。2个增压点、1个加热点均编写环境影响登记表，报定边县环保局备案，且通过现场验收并出具相关手续。 2.2油田范围及开发层位胡尖山

26、油田呈不规则形状，东邻靖安油田，西接姬塬油田，西边与油房庄油田相邻，东南边与吴起油田相连，总面积3237.8km2。共规划为胡153、安201、A17、A8、安83、安62、安91、安203、定24、安24等10井区，主要部署在胡153、安201、A17、A8和安83井区。胡尖山油田油藏主要含油层为三叠系长4+5、长6、长7和侏罗系延9、延10。2.3 工程内容石油钻探主要包括钻井、测井、采油、井下作业、集输、图2.1-1污水处理、废水回注等工艺过程，原油经勘探、钻井及测井等过程后，进行正常采油、输油，为了保护油层压力，提高采收率，采用人工注水的方法向油层补充能量，因此原油含水率不断上升，这部

27、分采油废水随原油进入脱水站进行脱水、脱盐沉淀、过滤、灭菌后回注地下油层，油田生产主要工艺流程见图2.3-1。项目主要工程内容见表2.3-1。2.3.1钻井工程钻井施工工艺过程主要包括: 钻井、 洗井、固井、完井、 测井、井下作业和采油工序。2.3.2 地面工程采油井输油管线油罐车计量站接转站脱水站油水分离污水处理脱 盐过 滤杀菌、除氧污水回注原油储罐原油外输第三输油处胡尖山油田84万吨滚动开发产建工程地面设施建成情况见表2.3-2。图2.3-1 油田生产工艺流程图产能开发项目主要工程量表2.3-1项目环评计划新建数量实际建成数量合计钻井工程油水井胡153井区长4+5，采油井484，注水井121

28、口采油井499口，注水井126口采油井1415口，注水井347口安201井区长6，采油井338口，注水井85口采油井346口，注水井87口A17井区长4+5，采油井238口，注水井60口采油井234口，注水井59口A8井区长4+5，采油井98口，注水井25口采油井91口，注水井22口A83井区长7，采油井54口，注水井14口采油井81口 ，注水井17口长2以上出油点滚动，采油井160口，注水井40口采油井164口，注水井36口油气集输工程站场胡153井区联合站一座（胡二联）、转油站一座（胡一转）、增压点一座（胡十增）、注水站二座；注水站、转油站与联合站合建胡二联合站（含注水站）、胡一转（现名胡

29、九转）、胡10增胡二联合站（含注水站）、胡九转、胡10增安201井区联合站一座（胡三联）、增压点一座（胡11增）、加热点一座（安19-34加热点）、注水站一座；注水站与联合站合建联合站一座（胡三联）、增压点一座（胡11增）、加热点一座（安19-34加热点）、注水站一座；注水站与联合站合建胡三联合站（含注水站）、胡11增、安19-34加热点A17井区转油站一座（胡二转）、注水站一座；注水站与转油站合建转油站一座（原胡二转现名胡十转）、注水站一座；注水站与转油站合建胡十转（含注水）集输管线胡153井区83.6km86.7km163.79km安201井区34.79km34.79kmA17井区42.3

30、km42.3km注水管线胡153井区89.2 km89.2 km169.8 km安201井区56.8 km56.8 kmA14井区23.8 km23.8 km公用工程道路胡153井区76.5km，其中干线13km，支线5km，进场道路58.5km76.5km，其中干线13km，支线5km，进场道路58.5km修建道路142.2km其中干线24.7km，支线5km，进井场道路112.5km安201井区24.7km，干线8.7km，进井场道路16km24.7km，干线8.7km，进井场道路16kmA17-胡15016 km，干线3 km，进井场道路13 km16 km，干线3 km，进井场道路13

31、 km其它井区进井场道路25km进井场道路25km环保工程污水处理胡153井区采出水处理站一座，生活污水处理设施一套采出水处理站一座，生活污水处理设施一套胡二联合站建成采出水处理站一座，生活污水处理设施一套安201井区采出水处理站一座，生活污水处理设施一套采出水处理站一座，生活污水处理设施一套胡三联合站采出水处理站一座，生活污水处理设施一套地面设施建成情况表2.3-2工程内容单位总规模各井区建设情况合计胡153安201A17A8安83长2以上出油点环评实际环评实际环评实际环评实际环评实际环评实际采油井口装置套1372484499338346238234989154811601641415套注水

32、井口装置套34512112685876059252214173036347套水源井口46171712129933114446口井场个190788232332626141210103034197个增压点（含加热点）座31（胡10增）1（胡10增）2（胡11增、安19-34加热站）2（胡11增、安19-34加热站）00000000胡10增、胡11增两个增压点、安19-34一个加热站转油站m3/d座60021（胡1转600m3/d）1（胡1转600m3/d，现名胡九转）001(胡二转600m3/d)1（现名胡十转）000000胡九转、胡十转（含注水）共两座联合站104t/a座302111100000

33、000胡二联合站、胡三联合站共两座注水站m3/d座600-250041（2500m3/d），1（1600m3/d）1（2500m3/d）1(2500m3/d)1(2500m3/d)1（1000m3/d）11(撬装)11(撬装)11(撬装)13个注水站、3个撬装式注水续表2.3-2工程内容单位实际建成规模各井区建设情况胡153安201A17A8安83长2以上出油点环评实际环评实际环评实际环评实际环评实际环评实际集油输气管线km163.7983.686.734.7934.7942.342.3000000注水管线km169.889.289.256.856.823.823.8000000道路干线24.

34、7 km13.013.08.78.73.03.0000000支线5.0 km5.05.00000000000进场道路112.5km58.558.51616131377551313生活基地人座50-803801801501501501501000000伴生气电厂座2111100000000备注：2个伴生气电厂于2010年建成投产，因气量不足，于2012年4月废除。2.3.3 油气集输系统该工程油气集输除依托原有集输系统外，建成胡二联、胡三联两座联合站，胡九转、胡十转两座转油站，胡10增、胡11增两个增压点，安19-34一个加热点，形成以联合站为中心，转油站、增压点为骨架的格局，油气集输系统流程示

35、意见图2.3-2。图2.3-2 84万吨滚动开发产建工程油气集输系统流程示意图图2.3-3 增压点工艺流程图2.3.4油气处理工艺胡尖山油田油气处理经增压点、转油站、联合站进行处理。对于偏远、地势起伏变化大的井组采用增压点油气混输，以降低井口回压，增加输送距离，增压点工艺流程见图2.3-3。转油站包括来油计量、油气分离、原油储存、原油外输等功能，转油站工艺流程见图2.3-4。总机关收球筒加热炉井口胡二联 分离缓冲及气液分离装置输油泵储油罐含水30%3含水30%3247图2.3-4 转油站工艺流程图联合站主要功能是井组或增压点来油经收球、加热、分离、原油脱水、原油储存、计量、原油外输、污水处理、

36、污水回注等，联合站工艺流程见图2.3-5。2.3.5原油外输胡153井区含水油经胡二联、胡一联脱水处理后，净化油经管线由胡二联输送至胡一联，然后经管线由胡一联外输至油房庄输油站。安201井区含水油经胡三联脱水处理后，净化油经管线由胡三联外输至油房庄输油站。A17井区含水油经管线由胡二转转输至胡三联进行脱水处理后，净化油经管线由胡三联外输至油房庄输油站。图2.3-5 联合站工艺流程图A8、安83及长2以上滚动区块含水油，由罐车拉运至联合站脱水处理后，净化油经管线外输至油房庄输油站。2.3.6管道工程 敷设方式管道敷设采用沟埋敷设方式，管道埋深见表2.3-3。管道基本埋深表2.3-3 类型黄土梁峁

37、河谷阶地公路管沟挖深（m）1.501.501.60管顶埋深（m）1.101.101.10 穿（跨）越工程该项目穿（跨）越工程见表2.3-4。管道穿（跨）越工程表2.3-4 井区穿（跨）越类型穿（跨）越方式穿（跨）越对象数量（m/次）胡153井区胡九转安180-30冲沟桁架式跨越西沟50/1安180-30胡二联无名支沟50/1安201井区胡11增安20-56公路顶管穿越吴定高速公路50/1安21-46安22-50307国道30/1安20-56胡三联文物明长城遗址50/1安208胡三联50/1A17井区胡79-56胡十转河流桁架式跨越八里河50/1沟谷谷山涧沟谷50/12.3.7站场主要设备联合站

38、、转油站主要设备见表2.3-5和表2.3-6，增压点和加热点主要设备见表2.3-7和2.3-8。联合站主要设备表表2.3-5 序号主要设备单 位数量备注11000m3钢制拱顶储罐具221000m3溢流沉降罐具231250kw加热炉台2来油升温热负荷Q=540kWQ=926kW（80%热效率）油罐保温Q=16kW采暖及设备保温Q=185kW4800气液分离器具15三相分离器具1单台处理规模1200 m3/d，预留1台空位.6500m3清水灌具27200m3污水灌具28200m3除油灌具29汽车卸油台座110外输泵座3FDYD35-507，2台，FDYD608，1台11倒罐泵座1FDYD100-5

39、0212污油泵具1DWY6-25213注水泵台45DS-22.15/2014电加热收球筒具1LDSQ-II DN10015加药装置具1LDJY-YII-07转油注水站主要设备表表2.3-6 序号主要设备单 位数 量备注1200m3钢制拱顶储罐具1储备时间4h 118m3/d储备时间6h 177m3/d2500kw加热炉台2来油升温热负荷Q=540kWQ=926kW（考虑80%的热效率）油罐保温Q=16kW采暖及设备保温Q=185kW3外输泵FDYD25-504台2P=30KW/台4800气液分离器具15总机关座112+461.5m3污油箱具1WYX-1.57电加热收球筒具1LDSQ-II DN1008加药装置具1LDJY-YII920m3分离缓冲罐具1实际分离缓冲时间2