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1、分类编号 * 版 次 *版 *安全预评价报告*项目风险评估技术中心资质证书编号：APJ-（国）-*安全预评价报告法定代表人： *技术负责人： *评价项目负责人： *2012年6月*工程安全预评价评价人员姓 名资格证书编号签字项目负责人*项目组成员*报告编制人*报告审核人*过程控制负责人*技术负责人*技 术 专 家*前 言春风油田位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市前山涝坝镇春光农场西南，区域构造上位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东北部，是继春光油田之后中国石化在车排子地区发现的第二个油田，属于埋藏浅、油层薄、油层温度低、含蜡高胶质超稠油油田。排6南区位于春风油田的南部，其K1tg砂体稠油开发方案区内
2、圈定含油面积3.8km2，石油地质储量355104t，该产能建设工程动用含油面积2.384km2，动用储量308.9104t。排6南区油藏采用水平井开发，以蒸汽吞吐为辅，蒸汽驱开发为主，共部署油井47口，年建产能9.71104t。为贯彻执行安全生产法、劳动法关于建设项目（工程）劳动安全“三同时”的规定，实现建设项目的本质安全和生产、经济的同步增长，根据国家安全生产监督管理局令第18号非煤矿矿山建设项目安全设施设计审查与竣工验收办法和国家安全生产监督管理总局令第36号建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法的要求，该工程需要进行安全预评价。为此，中国石化胜利油田分公司新春采油厂委托国家石化项目
3、风险评估技术中心对该项目进行预评价。我中心接到委托后，按照安全评价通则、安全预评价导则和陆上石油和天然气开采业安全评价导则的要求，在对项目设计资料及工程技术资料进行认真分析、工程现场调研、类比工程调查、工程危险与有害因素分析的基础上，经过定性分析与定量计算，编制完成了本预评价报告。在评价工作中，得到了相关部门及胜利油田相关人员的大力支持，在此一并表示感谢！*项目风险评估技术中心 2012年6月目 录第一章 编制说明1第一节 评价目的和范围1第二节 评价依据3第三节 评价程序7第二章 建设项目概况8第一节 建设单位简介8第二节 工程概况8第三节 建厂地区条件12第四节 钻采工程13第五节 油气集
4、输工程15第六节 热力工程22第七节 水处理及污水回灌工程29第八节 自控及通信工程31第九节 防腐工程39第十节 公用工程40第十一节 结构、道路及土建48第十二节 组织机构及定员51第三章 工程危险有害因素分析52第一节 主要危险有害物质及其分布52第二节 工艺过程危险有害因素分析56第三节 自然和社会环境危险有害因素分析70第四节 施工过程危险有害因素分析72第四章 重大危险源辨识74第一节 重大危险源辨识74第二节 重大危险源辨识结果75第三节 应急救援预案77第五章 评价单元划分和评价方法选择78第一节 评价单元划分和评价方法选择78第二节 评价方法介绍78第六章 工程安全综合评价8
5、2第一节 站场选址、总图评价82第二节 工艺、设备评价88第三节 水处理及污水回灌评价96第四节 自控、通信评价98第五节 防腐工程评价99第六节 公用工程评价100第七节 安全管理评价102第七章 预先危险性分析评价105第一节 井场预先危险性分析105第二节 联合站预先危险性分析107第三节 接转站预先危险性分析108第四节 注汽站预先危险性分析110第五节 集油、注蒸汽管道预先危险性分析113第六节 公用工程预先危险性分析114第八章 典型事故案例分析及事故后果模拟117第一节 典型事故案例117第二节 事故后果仿真模拟评价128第九章 安全对策措施138第一节 可研报告中提出的主要安全
6、对策措施138第二节 本评价提出的安全对策措施143第十章 评价结论145第一节 评价结果145第二节 评价结论146附件1 可行性研究报告的批复附图1 站场及油井相对位置图附图2 集输管网走向示意图附图3 井口至选井阀组集输流程示意图附图4 新建接转站平面布置示意图附图5 装车台改造示意图附图6 燃煤注汽站平面布置图附图7 注汽管网走向图附图8 站外输水管线走向示意图附图9 10KV油井线路图附图10 吞吐阶段接转站、注汽站供电示意图附图11 汽驱阶段接转站、注汽站供电示意图附图12 井口RTU平面布置图附图13 定量装车系统配置图附图14 排6南区道路走向示意图附图15 生产管理区及生产辅
7、助区总平面图春风油田排6南区产能建设工程安全预评价报告第一章 编制说明第一节 评价目的和范围1 评价目的（1）分析识别该项目中存在的主要危险、有害因素及其产生危险、危害后果的主要条件。（2）运用系统安全工程方法对项目运行过程中的危险、有害因素进行定性、定量的评价和科学分析，对其控制手段进行评价，同时预测其安全等级并估算危险源火灾、爆炸或泄漏事故可能造成的人员伤亡、财产损失的影响范围和事故后果。（3）提出消除、预防或降低危险性和提高安全运行等级的安全对策措施，为项目的初步设计、施工、生产运行以及日常管理提供依据，并为国家和地方政府安全生产监督管理部门实行安全监管提供依据。2 评价范围2.1 春风
8、油田及排6南区简介春风油田产能建设区块共分为排601北区、排601中区、排601南区和排6南区，具体见表1.1-1。表1.1-1 春风油田产能建设区块及所属站场一览表编号区块名称主要接转站主要固定注汽站联合站1排601北区（已经实施）无北区注汽站（已建成）春风联合站（北区部分已建成）2排601中区（正在实施）中区接转站（已建成）中区注汽站（正在建设）春风联合站（中区部分正在建设）3排601南区（正在设计）南区接转站（设计中）南区北部注汽站和南区注汽站（设计中）春风联合站（改造）4排6南区（正在设计）南区接转站（设计中）南区注汽站（设计中）春风联合站（改造）春风油田产能建设区块和主要站场分布见图
9、1.1.1。生产管理区北区注汽站春风联合站中区注汽站中区接转站排601北区排601中区南区注汽站南区接转站排601南区排6南区春风油田 备注：实线为已经建设，点划线为正在建设，虚线为设计中。图中加粗部分为本次评价范围所涉及的内容。图1.1.1 春风油田产能建设区块及所属站场分布示意图2.2 评价范围本评价范围为春风油田排6南区产能建设工程，主要包括：（1）油气集输：井47口，其中二井式平台14座，单井19口；选井阀组10套；计量装置4套；新建南区接转站1座；春风联合站汽车装车区设置自动定量装车系统；区块内的集输管网。（2）热力工程：吞吐阶段3座活动燃油注汽平台、汽驱阶段新建固定燃煤南区注汽站1
10、座；注汽管网和蒸汽减压装置。（3）水处理及污水回灌工程：春风联合站清水处理系统过滤部分扩建。（4）与主体工程配套的自控通信、防腐、以及公用工程和其他辅助设施。该工程依托的中区接转站和中区注汽站不属于本评价范围；春风联合站除汽车装车区自动定量装车系统改造和清水处理系统过滤部分扩建之外，站内其他工艺、设备为依托，不在本评价范围内。凡涉及该隐患整治工程的环保、职业病危害问题，则应执行国家有关标准和规定，不在本评价范围之内。第二节 评价依据1 法律、行政法规、部门规章及制度（1） 中华人民共和国主席令第70号中华人民共和国安全生产法（2） 中华人民共和国主席令第28号中华人民共和国劳动法（3） 中华人
11、民共和国主席令第6号中华人民共和国消防法（4） 中华人民共和国主席令第69号中华人民共和国突发事件应对法（5） 中华人民共和国国务院令第591号危险化学品安全管理条例（6） 中华人民共和国国务院令第393号建设工程安全生产管理条例（7） 中华人民共和国国务院令第549号特种设备安全监察条例（8） 国家安全生产监督管理局第18号令非煤矿矿山建设项目安全设施设计审查与竣工验收办法（9） 国家安全生产监督管理总局第36号令建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法（10） 国家安全生产监督管理总局第17号令生产安全事故应急预案管理办法（11） 国家安全生产监督管理总局第40号令危险化学品重大危险源监
12、督管理暂行规定（12） 安监管协调字200456号关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见（13） 安监管技装字2003115号陆上石油和天然气开采业安全评价导则（14） 新疆维吾尔自治区安全生产条例（新疆维吾尔自治区第十届人民代表大会常务委员会第三十三次会议通过）2 评价有关的依据文件（1） 中国石化胜利油田分公司春风油田排6南区产能建设工程可行性研究报告（地面工程），胜利油田胜利勘察设计研究院有限公司，2011年9日（2） 其他与该工程项目安全预评价报告有关的技术资料3 主要标准、规范（1） 安全色GB 2893-2008（2） 安全标志及其使用导则GB 2894-2008（3） 防止静电
13、事故通用导则GB 12158-2006（4） 石油与石油设施雷电安全规范GB 15599-2009（5） 国家电气设备安全技术规范GB 19517-2009（6） 建筑抗震设计规范GB 50011-2010（7） 室外给水设计规范GB 50013-2006（8） 室外排水设计规范GB 50014-2006（9） 建筑设计防火规范GB 50016-2006（10） 锅炉房设计规范GB 50041-2008（11） 供配电系统设计规范GB 50052-2009（12） 低压配电设计规范GB 50054-2011（13） 建筑物防雷设计规范GB 50057-2010（14） 爆炸和火灾危险环境电力装
14、置设计规范GB 50058-92（15） 10kV及以下变电所设计规范GB 50053-1994（16） 66kV及以下架空电力线路设计规范GB 50061-2010（17） 火灾自动报警系统设计规范GB 50116-98（18） 建筑灭火器配置设计规范GB 50140-2005（19） 泡沫灭火系统设计规范GB 50151-2010（20） 石油天然气工程设计防火规范GB 50183-2004（21） 工业企业总平面设计规范GB 50187-2012（22） 建筑工程抗震设防分类标准GB 50223-2008（23） 建筑物电子信息系统防雷设计规范GB 50343-2004（24） 油气集输
15、设计规范GB 50350-2005（25） 油田注水工程设计规范GB 50391-2006（26） 钢质石油储罐防腐蚀工程技术规范GB 50393-2008（27） 视频安防监控系统工程设计规范GB 50395-2007（28） 油田采出水处理设计规范GB 50428-2007（29） 钢制储罐地基基础设计规范GB 50473-2008（30） 钢质管道外腐蚀控制规范GB/T 21447-2008（31） 埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T 21448-2008（32） 稠油注汽热力开采安全技术规程SY 6354-2008（33） 石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范SY 6503
16、-2008（34） 稠油注汽系统设计规范SY/T 0027-2007（35） 石油天然气工程总图设计规范SY/T 0048-2009（36） 油田地面工程建设规划设计规范SY/T 0049-2006（37） 除油罐设计规范SY/T 0083-2008（38） 钢制储罐罐底外壁阴极保护技术标准SY/T 0088-2006（39） 油气厂、站、库给水排水设计规范SY/T 0089-2006（40） 油气田及管道仪表控制系统设计规范SY/T 0090-2006（41） 油气田及管道计算机控制系统设计规范SY/T 0091-2006（42） 陆上油气田油气集输安全规程SY/T 6320-2008（43
17、） 钢质水罐内壁阴极保护技术规范SY/T 6536-2002（44） 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 6607-2011（45） 石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法SY/T 6671-2006（46） 固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004-2009（47） 压力容器定期检验规则TSG R7001-2004（48） 石油天然气安全规程AQ 2012-2007（49） 危险场所电气防爆安全规范AQ 3009-2007（50） 安全评价通则AQ 8001-2007（51） 安全预评价导则AQ8002-2007（52） 生产经营单位安全
18、生产事故应急预案编制导则AQ/T 9002-2006（53） 其它相关标准规范第三节 评价程序具体安全预评价程序如图1.3.1所示。前期准备阶段辨识与分析危险有害因素划分评价单元选择评价方法定性、定量评价提出安全对策措施建议做出评价结论编制安全预评价报告图1.3.1 安全预评价工作程序图第二章 建设项目概况第一节 建设单位简介该工程建设单位为中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司新春采油厂，其前身是塔里木胜利和田勘探项目经理部，成立于1996年4月；1997年8月，在项目经理部的基础上成立了塔里木胜利和田勘探公司；2001年1月更名为新疆勘探公司；2004年9月，随着准噶尔探区油气的发现及勘探
19、开发工作的需要，更名为新疆勘探开发分公司；2006年1月更名为新疆勘探开发中心；2011年11月，胜利石油管理局党委对新疆勘探管理体制进行了调整，新疆勘探开发中心人员和职能一分为二，成立新疆勘探项目部和新春采油厂。新春采油厂主要负责新疆探区塔城、准噶尔、吐哈、库木库里4个盆地23个区块的滚动勘探和油气开发，辖区面积7.7万km2，目前已探明含油面积91.52km2，探明石油地质储量7187万吨。采油厂下设9个机关部（室）和8个基层单位，在岗正式职工为211人，其中：二级机关74人，基层单位137人。有各类专业技术人员48余人，其中教授级高工1人，高工72人。第二节 工程概况1 钻采工程排6南区
20、K1tg砂体稠油开发区圈定含油面积3.8km2，石油地质储量355104t。该工程动用含油面积2.384km2，动用储量308.9104t。该工程新建产能9.71104t/a，采用水平井开发，以蒸汽吞吐为辅，蒸汽驱开发为主，共部署47口井，全为水平井。采油采用注蒸汽机械采油。2 油气集输工程2.1 集输方案该工程油气集输采用集中计量，集中转输的集输方案。油井来油经多通阀选井，集中计量后，经接转站（中区接转站和南区接转站）升温增压后输送至春风联合站进行处理。2.2 中区接转站（依托）该工程排6南区9口油井依托中区接转站。接转站工艺流程为原油进站加热、加压后计量外输，同时具有事故储存功能。2.3
21、南区接转站（新建）该工程剩余38口油井进新建南区接转站，加上排601南区112口油井。接转站工艺流程为原油进站加热、加压后计量外输，同时具有事故储存功能。2.4 春风联合站（改造）该工程对春风联合站汽车装车区进行改造，设置自动定量装车系统。3 热力工程吞吐阶段在排6南区的北、中、南部分别设置311.2t/h燃油活动注汽站。汽驱阶段在排6南区新建1座248t/h的燃煤固定注汽站。4 水处理及污水回灌工程4.1 水处理该工程排6南区初期污水、清水处理均依托春风联合站水处理系统，同时对春风联合站清水处理系统过滤部分增加设备。4.2 污水回灌春风油田已建污水回灌站，位于春风联合站内，该工程污水回灌初期
22、依托春风联合站。5 自控及通信工程5.1 自动控制每个井台设置RTU系统（共33套）；南区接转站站内新建PLC系统一套，同时设置一套可燃气体探测报警装置；南区注汽站燃煤固定注汽站内锅炉房自控系统（包括锅炉PLC、公共系统PLC）由厂家配套。5.2 通信（1）井口部分每套RTU附近设置一台光端机，采集RTU数据并将数据传输至新建南区接转站，最终上传至生产管理区。在井区设置视频监控摄像机4部，对整个井区进行监视。监控图像传至生产管理区。（2）南区接转站接转站办公室及值班室设置公网电话3部，消防泵房值班室安装公网电话1部。站内设置监控终端3套，对站内工艺区及重点岗位进行监视。站内自控数据通过光缆上传
23、至生产管理区。（3）注汽站注汽站设置固定电话4部，通信外线由接转站引入。站内设置监控终端6套，对站内工艺区及重点岗位进行监视。站内自控数据通过光缆上传至接转站，最终上传至生产管理区。（4）扩建生产管理区公寓楼宿舍、室内活动中心等房间设置双孔信息插座、有线电视插座。6 防腐工程设备管道外防腐层采用环氧类涂料刷漆。储罐内壁阴极保护采用防腐层加耐高温高效铝合金牺牲阳极阴极保护，储罐底板外壁采用强制电流阴极保护。7 公用工程7.1 消防新建南区接转站内设置700m3事故油罐2座，采用半固定式消防冷却水系统及固定式泡沫灭火系统，配置消防泵和消防水罐等消防设施。新建固定燃煤注汽站消防系统依托新建南区接转站
24、，消防管线引自接转站消防管网，并配置一定数量移动式干粉灭火器。7.2 给排水新建南区接转站生产、生活用水由南区注汽站生产供水管线引水源。站内油罐区初期含油雨水，排至污水回收池，其余相对清洁污水、油罐区排水排至站外低洼处。新建南区固定注汽站内生产、生活用水引自春风联合站。站内生产污水，排至污水回收池，通过污水泵打回春风联合站含油污水处理系统，与含油污水一同处理后回灌；少量生活污水经一体化生活污水处理装置处理后排至站外低洼处，可与生产污水共同经污水泵打回春风联合站含油污水处理系统，与含油污水一同处理后回灌。7.3 供配电（1）井口部分单井式油井每口设1台变压器，共计19座，每座采用一台50kVA
25、10/0.4kV 变压器及一台户外动力配电箱供配电。双井式平台每2口设1台变压器，共计14座，每座采用一台100kVA 10/0.4kV 变压器及一台户外动力配电箱供配电。（2）南区接转站南区接转站为二级负荷，采用二回10kV高压供电，电源引自附近井口线路。（3）春风联合站装车区装车区值班室内安装一台UPS-3kVA，UPS电源引自工具间动力配电箱AP。（4）注汽站吞吐阶段3座111.2t/h活动燃油注汽站，负荷等级为三级，采用10kV单电源供电。电源引自附近10kV井口线路。汽驱阶段1座248t/h固定燃煤注汽站，负荷等级为二级，采用双回路供电，一回引自拟建的110kV变电站，另一回引自附近
26、井口线路。（5）生产管理区扩建新建公寓楼一栋，负荷等级为三级，楼内设低压配电室一间，楼内低压电源引自生产管理区扩建总配电室低压盘。新建活动中心一栋，负荷等级为三级，室内设低压配电室一间，室内低压电源引自生产管理区扩建总配电室低压盘。新建浴室一栋，负荷等级为三级，室内动力照明配电箱6台，楼内低压电源引自生产管理区扩建总配电室低压盘。新建特车库一栋，负荷等级为三级，室内动力照明配电箱2台，低压电源引自附近已建特车库配电箱。7.4 暖通工程主要包括排6南区接转站和注汽站的暖通工程。8 结构、道路及土建8.1 结构锅炉房、煤棚为框架结构，其他房屋为砖混结构。8.2 道路新建井区内主干道，由中区接转站接
27、至新建南区接转站及注汽站；新建砂石路由主干道接至各单井。8.3 土建该工程在原生产管理区基础上扩建1栋公寓楼，1个活动中心，1个公共浴室，1栋特车库。9 投资估算该工程投资54810万元。其中钻采工程21600万元，地面33210万元。第三节 建厂地区条件1 建设项目选址该工程位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内，位于克拉玛依市以南60km，春光油田以北约30km，217国道以西5km的位置。2 自然条件2.1 气象条件该地区属温带大陆性气候，冬季严寒，夏季酷热，昼夜温差大，日照充足，干旱少雨。主要气象资料如下：年平均气温 7.6年最高气温 40.7年最低气温 -39.4年平均降水量 185mm
28、年平均总蒸发量 1711.5mm主导风向 W（西风）最大风速 13m/s最大冻土深度 1.8m雷暴天数 33d2.2 地震烈度地震基本烈度：7度，地震动峰值加速度0.1g。3 社会环境该工程区块位于农七师一般耕地内，戈壁滩，人烟稀少，地势平坦，有217国道从区块东侧经过，交通较为便利。第四节 钻采工程该工程新建产能9.71104t/a，采油以蒸汽吞吐为辅，蒸汽驱开发为主。第1-3年采用蒸汽吞吐开采，第4年转为蒸汽驱。吞吐阶段单井日产油能力最大为10.0t/d，最大产油量为第1年11.75104t/a；汽驱阶段单井日产油能力最大为13.9t/d，最大产油量为第5年13.48104t/a，指标预测
29、见表2.4-1。107表2.4-1 排6南区生产指标预测表时间开发方式注汽井生产井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口口蒸汽吞吐蒸汽驱104t104t%t/tt/d104t%1吞吐4715.0411.7544.20.7811011.753.83.824715.049.458.30.625821.153.046.8534715.047.9966.80.5316.829.142.599.434反九点及排状143353.288.6872.80.1638.837.822.8112.245143353.2813.4875.90.25313.651.34.3616.61614335
30、3.2813.2179.30.24813.364.514.2820.897143353.2811.8981.40.2231276.43.8524.738反九点转反五点202757.611.381.30.19613.987.73.6628.399202757.610.5584.70.1831398.253.4231.8110202757.69.3786.50.16311.6107.623.0334.8411202757.68.3187.70.14410.3115.932.6937.5312202757.67.44890.1299.2123.382.4139.9413202757.66.7689.
31、90.1178.3130.142.1942.1314202757.66.1490.90.1077.6136.271.9944.12合计661.44136.270.206136.273.1544.12该工程共部署47口井，全部为水平井，采用丛式井和单井钻探方式，其中组台14个（每个台子2口井），单井19口；选用ZJ32型钻机。选用70大斜度泵、5型抽油机进行机械采油。抽油机电机功率为22kW，注汽速率为810t/h，注汽强度为8t/m，注汽井口干度70%，注汽井口压力11MPa，注油溶性降粘剂为1520t，注氮气为45000Nm3。第五节 油气集输工程1 基础数据1.1 主要参数设计油井：47口
32、新建产能：9.71104t/a吞吐阶段最大油量：11.75104t/a（第1年）汽驱阶段最大油量：13.48104t/a（第5年）井口回压：1.5MPa油井出油温度：40单井最大产油量：10.0t/d（吞吐阶段，第1年）单井最大产油量：13.9t/d（汽驱阶段，第8年）区块最大产液量：687.6t/d（吞吐阶段，第3年）区块最大产液量：1983.1t/d（汽驱阶段，第10年）1.2 流体物性原油流体物性见表2.5-1。表2.5-1 原油流体物性表地面原油密度（g/cm3）不同温度下地面脱气原油粘度（mPa.s）凝固点（）含蜡（%）0.956733196834.03.25405388502121
33、80262.910098.22 地面工程现状2.1 春风联合站春风联合站设计处理规模30104t/a。北区2010年10月建成，11月投产运行；中区正在建设中。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。春风联合站生产流程见图2.5.1。进站阀组破乳剂卸油池来油蒸汽原油掺混器蒸汽油气分离器一次沉降罐天然气除油器放空立管蒸汽原油掺混器蒸汽（浮吸出油装置）二次沉降罐提升泵净化油罐溢油（浮吸出油装置）装车泵计量装车鹤管图2.5.1 春风联合站生产流程图主要工艺设备见表2.5-2。表2.5-2 春风联合站主要工艺设备
34、表序号工程内容单位数量备注13000m3一次加高沉降罐 18.9 H=14.28m座2溢流结构2蒸汽原油混掺装置 5307372 PN5台433000m3二次沉降罐 18.9 H=11.725m座1溢流、浮动出油43000m3净化油罐 18.9 H=11.725m座3浮动出油，其中1座兼有二次沉降罐功能5提升（倒罐）泵 Q=25m3/h，P=0.8MPa台32用1备，N=15kW6装车泵 Q=65m3/h，P=0.8MPa台32用1备，N=45kW7抽底水泵 Q=50m3/h，H=80m台22用1备，N=30kW8装车鹤管 DN100套69电子汽车衡 100t（浅基坑）台110加药装置 V=1
35、m3 Q=50L/h P=2.5MPa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，P=0.8MPa台21用1备，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/d2.2 中区接转站中区已建接转站1座，设计接转液量2500t/d，综合含水80.8%，事故油罐、泵及管线进行预留，最大液量接转规模可达5000t/d。接转站内工艺流程见图2.5.2。进站阀组蒸汽原油混掺装置事故油罐外输泵分相计量装置外输破乳剂调压蒸汽图2.5.2 中区接转站工艺流程
36、图主要工艺设备见表2.5-3。表2.5-3 中区接转站主要工艺设备表序号工程内容单位数量备注已建预留1蒸汽原油混掺装置 5307372 PN6台22单螺杆提升泵 Q=75m3/h，P1.6MPa台31预留1台泵位置3500m3事故油罐 8920 H=8938座11预留1座罐位置4加药装置 V=1m3 Q=80L/h PN16套1双罐双泵5储罐蒸汽加热器 F=10m3套268井式进站阀组 DN150套2每套预留4个头7分相计量装置 Q=03000t/d PN25套11预留1套装置位置8污油回收泵 Q=25m3/h，P0.8MPa台1N=15kW9污水回收池 4m4m1.7m座1顶设盖板10顶装液
37、位计 H=1.5m套1保温、电伴热3 集输方案该工程油气集输采用集中计量，集中转输（注采合一）的集输方案。油井47口，其中二井式平台14座，单井19口（见表2.5-4），多通阀选井，集中计量。单井井口至选井阀组管线采用注采合一管线，伴输一条中压掺蒸汽管线，两井式井台井口至选井阀组管线采用一条注采合一管线，一条单井集油管线，一条中压掺蒸汽管线。计量后经接转站（中区接转站和南区接转站）升温增压后输送至春风联合站进行处理。表2.5-4 排6南区油井一览表序号二井式平台序号二井式平台序号单井1P6-P148P6-P341P6-P5P6-P15P6-P352P6-P62P6-P209P6-P363P6-
38、P8P6-P21P6-P374P6-P93P6-P2210P6-P385P6-P10P6-P23P6-P396P6-P114P6-P2411P6-P417P6-P12P6-P25P6-P428P6-P135P6-P2612P6-P449P6-监2P6-P27P6-P4510P6-P166P6-P2813P6-P4711P6-P17P6-P29P6-P4812P6-P187P6-P3014P6-P4913P6-P19P6-P31P6-P5014P6-监115P6-P3216P6-P3317P6-P4018P6-P4319P6-P463.1 选井阀组根据油井相对位置，设置2井式选井阀组1套，3井式
39、选井阀组1套，4井式选井阀组2套，5井式选井阀组3套，6井式选井阀组2套，7井式选井阀组1套，共计10套。见表2.5-5。表2.5-5 选井阀组、计量装置所辖油井一览表序号油井选井阀组计量装置接转站1P5阀组1（3口油井）计量装置1中区接转站2P63P84P9阀组2（2口油井）5P106P11阀组3（4口油井）7P128P139监210P14阀组4（6口油井）计量装置2南区接转站11P1512P1613P1714P1815P1916P20阀组5（7口油井）计量装置317P2118P2219P2320P2421P2522监123P26阀组6（6口油井）24P2725P2826P2927P3028
40、P3129P33阀组7（5口油井）30P3431P3532P3633P3734P32阀组8（4口油井）计量装置435P3836P3937P4038P41阀组9（5口油井）39P4240P4341P4442P4543P46阀组10（5口油井）44P4745P4846P4947P503.2 计量装置2-3个选井阀组设置一套计量装置，共设置计量装置4套。见表2.5-4。3.3 集输管网单井集油管线采用894；集油管线采用1144、1595和2196。集油管线采用40mm厚耐高温泡沫黄夹克保温管线，埋地敷设。集输管网主要工程量见表2.5-6。表2.5-6 集输管网主要工程量表序号工程内容单位数量1抽油机井口管线安装套47