风油田排612块白垩系产能建设工程环境影响报告书.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612块白垩系产能建设工程。项目性质：滚动开发。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60km。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

2、360550m，属浅薄层地层特稠油油藏，动用含油田面积18.78km2，动用地质储量1079万吨，前两年为蒸汽吞吐开采，第3年开始转蒸汽驱。春风油田排612块计划部署油井约263口，新建产能27.2104t/a（前三年平均）。区块最大年产油为第5年39104t/a。开发后第1、2年采用蒸汽吞吐，油井263口，年注汽量为103.5104t；第3年第6年采用反九点蒸汽驱开采，其中第3年生产井176口，注汽井63口，年注汽量为149.1104t，第46年生产井162口，注汽井77口，年注汽量为159.1104t；从第7年开始直井反九点蒸汽驱、水平井转排状蒸汽驱开采，生产井176口，注汽井63口，年注

3、汽量为166.3104t。1.1.1.4工程组成本工程组成包括排612块263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263口，新建3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60104t/a联合站（二号联合站）一座，新建4911m2公寓楼1栋，在井区内新建主干道6.3km，新建由主干道接至各站场道路27km。新建集油管线23.92km，增压泵站外输管线7.7km，二号联合站外输管线9.0km，站外水源井供水管线27km，污水回注管线9km。开发工程组成见表1.1-1。表1

4、.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27.22钻井工程钻井口263其中水平井29口，直（斜）井234口（利用老井8口）3油气处理工程春风二号联合站座1处理规模60104t/a，采用大罐掺蒸汽热化学沉降脱水。3油气集输工程站场燃煤注汽站座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3新建3座2000t/d增压泵站集输管线集油管线km23.92单井出油、集油管线外输管线km16.7增压泵站外输管线7.7km，从春风二号联合站至春风联合站外输管线9.0km 道路工程井区内主干道路km6.3新建井区内主干道，总长度约6.3km，路基宽度8.0m，路

5、面宽度6.0m，平均填土高度为0.5m，沥青混凝土路面单井支干道路km27主干路接至各井场，路基宽6m，砂石路面宽4m4依托设施生产管理区在原生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输水管线水源井至注汽站输水管线27km新春采油厂春风油田污水资源化利用工程一期、二期处理规模分别为5000m3/d，采用二级澄清+二级过滤+机械压缩蒸发(MVC)”工艺污水回注管线从二号联合站至回注井管线约9km128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系统利用春风联合站内的预留场地对回注系统进行扩建，设柱塞泵4台，500m3水罐1座，扩建回注规模5500m3

6、/d，设计压力16MPa，回注井依托原有排7井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114915万元，其中工程费87212万元，其他费13346万元，预备费8045万元，抽油机6312万元。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、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。本工程拟新增一栋4层公寓楼，建筑面积为4911m2。（2）劳动定员本工程劳动定员159人。1.1.1

7、.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/a246MJ/m37.120.102电104kWh/a9576MJ/ 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，计划部署油井约263口，新建产能27.2104t/a（前三年平均）。区块最大年产油为第5年39104t/a。开发后第

8、1、2年采用蒸汽吞吐，油井263口，年注汽量为103.5104t；第3年第6年采用反九点蒸汽驱开采，其中第3年生产井176口，注汽井63口，年注汽量为149.1104t，第46年生产井162口，注汽井77口，年注汽量为159.1104t；从第7年开始直井反九点蒸汽驱、水平井转排状蒸汽驱开采，生产井176口，注汽井63口，年注汽量为166.3104t。排612区块单砂体有夹层区域有效厚度5m以上及砂体叠合有效厚度5m、净毛比0.4以上范围内布直（斜）井，直（斜）井组合井距140m200m；在单砂体无夹层区域有效厚度4.0m以上布水平井，水平井长度200m；水平井组合井距150m，排距150m。前

9、期以蒸汽吞吐为主，后期转蒸汽驱开发，提高采收率。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612块指标预测表时间开发方式注汽井（口）生产井（口）年注汽（104t）年产油（104t）含水（%）油汽比（t/t）单井日油能力（t/d）单井日液能力（t/d）累积产油（104t）采油速度（%）采出程度（%）直井水平井直井水平井1蒸汽吞吐23429103.530.374.40.2924.617.97 30.32.82.8223429103.525.278.70.2433.817.84 55.42.35.13蒸汽驱（反九点）491416115149.126.273.80.1765

10、19.08 81.62.47.6449281611159.138.178.70.2397.836.62 119.73.511.1549281611159.13981.20.245842.55 158.73.614.7649281611159.136.182.70.2277.442.77 194.83.3187蒸汽驱（直井反九点+水平井排状）491416115159.134.284.10.2156.540.88 2293.221.28491416115166.331.6850.19640.00 260.62.924.19491416115166.328.885.90.1735.539.01 28

11、9.42.726.810491416115166.326.386.60.158537.31 315.72.429.311491416115166.32487.80.1444.536.89 339.72.231.512491416115166.321.888.40.1314.135.34 361.5233.513491416115166.319.789.50.1193.735.24 381.21.835.314491416115166.318.690.10.1123.535.35 399.81.73715491416115166.317.690.70.1063.335.48 417.31.638

12、.716491416115166.316.691.20.13.135.23 433.91.540.2174901610166.315.691.70.0943.238.55 449.51.441.7合计2655.8449.50.169449.52.541.71.1.3主体工程主体工程包括钻采工程、油气处理工程、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钻采工程钻井工艺推荐方案采用丛式井和单井钻探方式，生产井共布平台101个：4井式平台35个，3井式平台8个，2井式平台41个，单井平台17个。采油工程推荐采用5型4m智能电滚筒抽油机进行机械采油，抽油机电机功率为11kW

13、/台。注汽速率水平井为12t/h15t/h，直、斜井为8t/h10t/h；注汽强度水平井为10t/m，直井为250t/m。注汽井口干度70%。采油工程通过采用预应力完井和热采套管头的方式，解决井口抬升的问题。1.1.3.2油气集输工程目前整个春风油田仅有春风联合站一座原油处理站，规模50104t/a。主要担负着排601北区、中区、排6南区、排601南区四个区块的原油处理任务。四个区块最大产油量为67.95104t/a，春风联合站处理能力已满负荷。2013年开发的排601-20区块，156口井，产能21.9104t/a；2014年开发的排612区块，263口井，产能27.2104t/a。排601

14、-20区块距春风联合站直线距离约5km，排612区块距春风联合站直线距离约9km。考虑到春风联合站处理能力只能满足排601北区、中区、排6南区、排601南区四个区块的液量处理要求。因此，本工程需要新建一座联合站（春风二号联合站）处理排601-20和排612两个区块的液量。（1）布局方案本工程采用功图计量串接集输流程，采用井口掺蒸汽提升井口出油温度。拟在排612区块新建增压泵站作为油井产液的转输站，方案设计距离新建春风二号联合站较近的27口油井直接进入春风二号联合站，其他236口油井产液经过增压泵站增压后转输至春风二号联合站。根据油井的布置，遵循外输液量尽量统一的原则，排612区块需新建3座增压

15、泵站。新建增压泵站按照排601-20标准化增压泵站设计。（2）集输方案集输管网设计采用“功图计量、串接流程”。油井采用示功图计量，单井计量完成后串接进入增压泵站（或直接进入新建的春风二号联合站），来液在增压泵站计量（液量计量+含水分析）后串接进入新建的春风二号联合站。“功图计量、串接流程”即油井采用示功图计量，单井计量完成后串接进入增压泵站，井口至增压泵站管线串接布置。集油管网A、直接进春风二号联合站集油管线奎克高速西部的油井位置较集中且距新建的春风二号联合站较近（最远井距春风二号联合站距离约2.8km），可直接管输进春风二号联合站。春风二号联合站进站温度为6570、进春风二号联合站压力按0.

16、3MPa，按吞吐阶段单井产油量4.6t/d，含水74.4%，单井出油管线选用88.9的20#无缝钢管。单井出油管线及集油管线均采用40mm厚耐高温泡沫黄夹克保温。B、进增压泵站集油管线新建排612-1增压泵站距春风二号联合站管线距离约6.7km；新建排612-2增压泵站距春风二号联合站管线距离约6.0km；新建排612-3增压泵站距春风二号联合站管线距离约4.7km。单井管线及集油管线均采用40mm耐高温泡沫黄夹克保温。C、管线敷设方式单井管线及集油管线均采用埋地敷设，均采用40mm厚耐高温泡沫黄夹克保温。增压泵站外输管线增压泵站串接进新建春风二号联合站。考虑到气候条件恶劣，环境温度较低，增压

17、泵站内的温度损失按2考虑。由于春风二号联合站工艺为原油进站不加热，为满足站内一次沉降罐的沉降效果，所以要保证原油进站温度在65以上。增压泵站A、建站模式排612区块增压泵站设计为全自动无人值守，橇装化站场,处理规模设计为2000t/d，每座增压泵站设500m3事故缓冲罐1座，缓冲时间在6.9h左右。B、工艺流程增压泵站负责排612区块部分油井的增压输送任务，具有增压、事故储存等功能。增压泵站工艺流程为：单井来液缓冲油罐增压泵流量计含水分析仪春风二号联合站。（3）站外部分主要工程量表1.1-4 站外部分主要工程量序号工程内容单位数量备注一管线1集油管线 88.94km16.72耐高温泡沫黄夹克保

18、温40mm厚2集油管线 1144km7.8耐高温泡沫黄夹克保温40mm厚3集油管线 1595km7.2耐高温泡沫黄夹克保温40mm厚4外输管线 2196km2.5泡沫黄夹克保温40mm厚5外输管线 273.17.8km14.2泡沫黄夹克保温40mm厚6外输管线 273.17.8m130定向钻穿越奎克高速7顶管穿油区路处35二增压泵站（以下为单座站场工程量）座31单螺杆泵Q=100m3/h，P=2.4MPa台22500m3事故缓冲罐座13双转子流量计 DN150 PN25台14含水分析仪 PN25台1三其他15型抽油机台2632热采井口安装套2633切断阀 DN150 PN25套284止回阀 D

19、N150 PN25套285井口示功图计量套2636计量标定车辆37双转子流量计 DN80 PN25台18含水分析仪 PN25台19支墩个1201.1.3.3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。排612块采用高压蒸汽从注汽站经注汽干线和支干线输送至蒸汽分配计量阀组，经等干度分配和计量后，通过注采合一管线送至井口流程，所有注汽管线均一次建成。工程注汽管线采用支状布置，蒸汽分配阀组后的注采合一管线采用辐射状布置，井口固定支线和活动注汽管线均采用DN

20、80，沿井场布置的支干线采用DN100，注汽站出口的主干线采用DN125或DN150。管线材质选用16Mn钢。管线均采用低支墩架空的敷设方式，管线保温采用双层保温结构，内、外层保温材料均为微孔硅酸钙管壳，DN150及DN125固定注汽管线内外保温层各厚75mm；DN100固定注汽管线内外保温层各厚65mm；DN80固定注汽管线内外保温层各厚55mm。外护层采用镀锌铁皮。室外管网采用保温滑动管托。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

21、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、变电所、油井、电力线、通井路、各种管线等环绕，无法继续扩建。需要新建一座联合站（春风二号联合站）处理排601-20和排612两个区块的液量。该站主要

22、功能包括：站外来液油、气、水分离；掺蒸汽、加药、沉降分水、原油储存、计量管输外运、站内循环；配套污水处理、消防等工程。（1）基础数据原油规模：60104t/a综合含水：83%最大油量：1861.4t/d最大液量：9569.7t/d原油进站压力：0.4MPa进站温度：6570热化学沉降脱水温度：90净化油含水：2%（2）工艺流程正常生产流程站外来液一次沉降罐加热设备二次沉降罐浮动出油装置提升泵净化油罐浮动出油装置外输泵流量计外输流程描述：站外来液先进一次沉降罐沉降，出油含水30%40%，然后升温至90以上，进二次沉降罐沉降，二次沉降罐采用浮动出油的方式，收油至净化油罐，出油含水（510）%，经提

23、升泵提升后进净化油罐脱水、储存，外输含水2%。事故倒罐流程该站提升泵兼有倒罐功能。净化油罐倒罐泵净化油罐（沉降罐）抽底水流程油罐抽底水泵污水池/污水缓冲罐站内循环流程净化油罐外输泵净化油罐（沉降罐）污水流程一次沉降罐来污水污水罐/污水池二次沉降罐及净化油罐来高温污水底水泵进站阀组一次沉降罐（3）站内加热方式及供热方案站内加热方式二号联合站进站液量温度为6570，直接进一次沉降罐进行沉降，然后从一次罐溢流至二次罐，二次罐的沉降温度不低于90，因此需对含水原油进行加热。站内原油加热、二次油罐及净化油罐的伴热保温、水处理系统加热、消防水罐伴热、罐区内管线伴热均采用减压蒸汽、其余管线伴热采用电伴热、站

24、内采暖采用蒸汽换热为热水。春风二号联合站供热方案春风油田二号联合站位于排612区块的西部，往南2.5km是排601-20区块。在排601-20块的中部建设1座2130t/h燃煤注汽站，安装两台130t/h、14.2MPa循环流化床燃煤注汽锅炉。排601-20区块的最大年注汽量120.2104t/a，锅炉平均负荷是139t/h，负荷裕量完全能够满足二号联合站的供热需要，注汽站计划于2013年投产，与二号联合站的投产时间相同，能够满足供汽的时间要求。排601-20燃煤注汽站距离二号联合站约5km，采用DN125高压注汽管线输送蒸汽，沿程压降约5MPa，输送至联合站后压力能够满足要求。排612区块计

25、划于2014年进行开发，届时在区块内建设燃煤注汽站，利用已建系统向二号联合站供汽，已建的排601-20区块至联合站DN125高压注汽管线作为排612和排601-20两个区块注汽管网的联通线。根据二号联合站的热负荷，在联合站内设2台10t/h的蒸汽减压装置，将高压蒸汽减压为0.4MPa的低压蒸汽，一部分供集输系统混掺蒸汽、大罐加热及站内管线蒸汽伴热，另一部分通过汽水换热机组，加热循环热水，向采暖系统等供热。（4）联合站建（构）筑物联合站建（构）筑物情况见表1.1-5。表1.1-5 联合站建（构）筑物一览表序号建筑名称耐火 等级建筑面积（）层数火灾危险性结构形式层高1联合泵站及配电室二级5141戊

26、类砖混结构4.22进站阀组间二级1442戊类砖混结构3.93消防水罐阀组间二级1201戊类砖混结构3.94消防泵房、变压器室及配电室二级3861变压器室为丁类，其余为戊类砖混结构3.95加药间及热力站二级1901丙类砖混结构3.96加药间及药库二级2621丙类砖混结构3.97过滤操作间二级871甲类砖混结构3.98车库、维修间、库房及化验间二级11021化验间为丙类，其余为戊类砖混结构3.99办公用房二级8221砖混结构3.6/4.510污水泵房及配电室二级2721甲类砖混结构3.911气浮装置厂房（仅用于工艺专业的方案一）二级7582甲类框架结构一层8.0m，二层4.0m，12站外水源井泵房

27、3栋二级171戊类钢结构3.613标识墙6m14电动门8m115钢大门DM6.0216逃生门DM1.5117铁艺墙高2.0m1220m1.1.3.5水处理工程（1）水量预测春风油田各区块水量预测见表1.1-61.1-10。其中，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1.1-6。表1.1-6 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（%）最大日需水量（m3/d）日产污水（m3/d）201011.94.557666200201158.818593293863201297.129.865543818432

28、013119.436.668668625932014179.152.5751003052502015226.056.5781265666772016237.957.1811332281132017267.656.2841498698372018258.051.6851444897472019249.049.8851394494072020230.043.7861288089472021198.335.7861110573102022182.431871021469172023142.424.288797459172024113.818.29063735460202571.41092399838

29、33排601-20区块水量预测见表1.1-7。表1.1-7 排601-20区块热采开发水量预测表时间（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）201362.428.16141531467201462.421.168.1415315002015111.617.175.4742717472016111.626.378.7742732402017111.62679.9742734472018120.224.381.1800034772019120.221.782.9800035072020120.221.484.680003920202

30、1120.22085.6800039632022120.218.286.9800040232023120.216.587.5800038502024120.215.188.6800039132025120.213.889.7800040072026120.212.590.6800040172027120.210.891.980004083注：1、本表中的相关数据由新春采油厂提供。2、表中最大日需水量按燃煤注汽站（循环流化床燃煤锅炉）的最大需水量计算（新疆石油勘察设计研究院提供）。排612区块水量预测见表1.1-8。表1.1-8 排612区块热采开发水量预测表时间（年）年注汽 （104t/a）年

31、产油（104t/a）含水（%）最大日需水量（m3/d）日产污水（m3/d）2014103.530.174.5688829302015103.525.178.8688831102016149.126.173.9992324632017159.138.078.71058946802018159.138.981.21058956002019159.136.082.71058957372020159.134.284.11058960302021166.331.585.11106859972022166.328.885.91106858502023166.326.386.6110685667202416

32、6.324.087.81106857572025166.321.888.41106855372026166.319.789.51106855972027166.318.690.11106856432028166.317.690.71106857202029166.316.691.21106857332030166.315.691.7110685747注：1、本表中的相关数据摘自排612区块油藏开发方案中的数据。2、表中最大日需水量参考排601-20燃煤注汽站（循环流化床燃煤锅炉）的最大需水量确定。各区块污水量预测合计见表1.1-9。表1.1-9 春风油田污水量预测合计表年份排601（北区+中区

33、+南区）+排6南区m3/d排601-20区块m3/d排612区块m3/d合计水量m3/d考虑污水回用后的剩余回注水量 m3/d201218431843461201325931467406010152014525015002930968024202015667717473110115342884201681133240246313816345420179837344746801796444912018974734775600188244706201994073507573718651466320208947392060301889747242021731039635997172704318202

34、26917402358501679041982023591738505667154343859202454603913575715130378320253833400755371337733442026401755979614240420274083564397262432202857205720143020295733573314332030574757471437注：1、本表为表2.1-7、2.1-8、2.1-9污水量合计。2、可回用污水量暂按总污水量的75%计算。各区块清水需水量预测合计见表1.1-10。表1.1-10 春风油田清水需水量预测表年份排601（北区+中区+南区）+排6南区m

35、3/d排601-20区块m3/d排612区块m3/d合计需水量m3/d考虑污水回用后的补充清水量 m3/d2012543854384056201366864153108397752201410030415368882107113766201512656742768882697118266201613322742799233067220210201714986742710589330021943120181444880001058933037188122019139448000105893253318435202012880800010589314691717420211110580001106

36、8301731710320221021480001106829282165722023797480001106827042153442024637380001106825441139782025399880001106823066129262026800011068190681173720278000110681906811658202811068110686778202911068110686768203011068110686758由表1.1-9可知，春风油田最大产出污水量为19060m3/d，春风联合站含油污水处理系统只能满足北、中、南区污水的处理需求，且根据表2.1-10，按春风联合站

37、目前污水6100m3/d处理能力计算，已建成春风联合站含油污水处理系统只能适应到2013年，无法满足新增的排601-20及排612区块污水的处理需求；因此针对排601-20及排612区块污水需考虑新建污水处理系统。春风油田最大需水量为32533m3/d，已建成清水处理能力15000m3/d只能满足北、中、南区清水需求，无法满足新增的排601-20及排612区块清水的处理需求；根据表1.1-10，如不考虑污水回用，对全部区块，已建成清水处理能力可适应到2013年；如考虑回用，则可适应到2014年。因此针对排601-20及排612区块清水需求，需考虑新建清水处理系统。目前春风联合站已建回注系统能力

38、为7000m3/d。此外，新春采油厂春风油田污水资源化利用工程（单独立项，单独环评，一期工程预计2015年投运，处理规模为5000m3/d，二期工程预计2018年投运，处理规模为5000m3/d）采用蒸发方案，即“二级澄清+二级过滤+机械压缩蒸发(MVC)”工艺，以春风二号联合站的出水作为原水，将污水处理至满足注汽锅炉进水水质要求后用于注汽用水；资源化利用产生的副产品水经过混合处理满足回注用水水质标准后进入回注系统进行回注。站外配套设施主要包括建设事故池1座，容积为12250m3，新建配套管线10.0km。（2）含油污水处理系统A、含油污水处理规模根据表1.1-11，两区块最大产出污水量996

39、0m3/d，因此，新建污水处理规模确定为10000m3/d。表1.1-11 排601-20及排612区块污水量预测合计表年份排601-20区块排612区块合计年产油（104t）含水（%）污水（m3/d）年产油（104t）含水（%）污水（m3/d）年产油（104t）含水（%）污水（m3/d）201328.161146728.1611467201421.168.1150030.174.5293051.2724430201517.175.4174725.178.8311042.2784857201626.378.7324026.173.9246352.477570320172679.934473878.7468064.1798127201824.381.1347738.981.