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1、永镇油田下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）付合油田分公司2010年3月永镇油田下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）编 制：初 审：审 核：审 定：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41.7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.
2、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528.1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
3、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）II永镇油田下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）1 总论1.1 设计依据(1)永镇油田下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）委托书，永镇采油厂，2009年8月28日；(2)永镇油田下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（
4、油藏工程），付合油田分公司，2010年3月；(3)永镇油田下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日现场调研并与永镇采油厂结合意见；(5)2009年9月14日付合油田分公司关于永镇油田下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；(7)2010年2月25日付合油田分公司关于永镇油田下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
5、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，满足永镇油田下83断块产能建
6、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 J22-87(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
7、)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GB/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永镇油田下83断块热采稠油油藏井网加
8、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 油藏工艺方案简介永镇油田下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（%）
9、150508.327.68.72970250508.528.5113770.3350507.426.49.634.372450506.5258.432.574550505.723.87.430.97665050522.96.529.878748484.623.45.829.380.2848484.123.15.128.882.2948483.623.64.529.584.61048483.224.4430.486.81148482.9263.632.4891248482.527.63.234.490.81346462.4302.835.992.11446462.130.22.536.29315
10、46461.931.12.237.2941.6 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
11、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）(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
12、汽驱) 23104t（第812年）1.9 自然条件与社会条件1.9.1 地理位置永镇油田地处山东省东营市河口区永镇镇，渤海南岸，黄河入海口北侧。下83断块位于永镇油田南区西南部，隶属永镇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。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 -1
13、9.1(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 主要研究结论(1)永镇油田下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
14、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)永镇油田下83断块稠油调整区块地面工程投资估算为10
15、868.26万元，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。702 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
16、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
17、.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21962.51996.092225.1197.191.10.650.45
18、3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21960.71997.051221.3122900.730.677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.
19、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3423m3/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
20、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。2009.02.161#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
21、。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2880m3/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
22、汽，注汽压力1417MPa。永镇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 永镇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-260017.2353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-P17.235
23、3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
24、有6kV线路1条，由永镇35kV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
25、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21.15.1375.6912.1084.552GDN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+
26、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83X26Ng1+2稠油32.5511.3565.1130.8082.0810GDN下83X30Ng1+2稠油8.527610.8089.6411GDN下83X33Ng1+2稠油25.6810.5558.9236.80
27、83.1112GDN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.
28、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
29、.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%，结合永镇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/d)单井日夜(含掺水)(m3/d)综合含水(%)150508.327.67027.7355.3385250508.528.570.328.1756.6785350507.426.47222.9349.33
30、85450506.5257418.3343.3385550505.723.87614.2038.008565050522.97810.4333.3385748484.623.480.27.2730.6785848484.123.182.24.2327.3385948483.623.684.60.4024.00851048483.224.486.80.0024.4086.81148482.926890.0026.00891248482.527.690.80.0027.6090.81346462.43092.10.0030.0092.11446462.130.2930.0030.209315464
31、61.931.1940.0031.1094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8
32、3-2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-
33、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、
34、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20192120.8344.8343.34688.14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
35、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938750636.72281.31995.54276.83.1.4 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
36、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
37、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.
38、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2-12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