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1、鲁克沁深层稠油50万吨产能建设项目环境影响报告书（简本）新疆天地源环保科技发展有限公司2015年1月目 录1、建设项目概况21.1工程基本情况21.2开发方案和总体布局41.3主体工程51.4 配套工程181.5依托设施192、建设项目周围环境现状262.1大气环境质量现状监测262.2水环境现状调查262.3声环境质量现状调查272.4生态环境现状调查273、建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果293.1工程分析293.2环境影响预测313.3拟采取的主要措施及效果364、公众参与554.1公众参与调查的原则554.2公众参与的途径与方法554.3公众参与调查结果分析564.4公众意
2、见反馈564.5公参合法性、有效性、代表性、真实性总结574.6公众参与结论585、总体结论596、联系方式601、建设项目概况1.1工程基本情况1.1.1项目名称和性质项目名称：鲁克沁深层稠油50万吨产能建设项目。项目性质：改扩建。1.1.2建设地点鲁克沁深层稠油50万吨产能建设项目行政区划隶属于新疆维吾尔自治区吐鲁番地区鄯善县鲁克沁镇和吐峪沟乡境内。鲁克沁油田北隔火焰山山脉与312国道相距12km，油田中部有一条长约20km的简易公路穿过火焰山经连木沁镇到达312国道；西距吐鲁番约70km，东距鄯善油田约80km。本项目主要以鲁克沁油田勘探开发范围为基准，主要建产区为西区。西区东西长5km
3、，南北宽3km，地理坐标为：N4249-4250，E8939-8943。1.1.3采矿权基本情况新疆吐哈盆地鲁克沁油田开采是由中国是由天然气股份有限公司申请的采矿权，开采矿种为石油，开采方式为地下开采，生产规模为50万t/a，采矿许可证号码为：0200000720401。1.1.4建设规模本项目开发方案建设产能50104t/a，钻井248口，主要集中在西区。新钻井248口（利用老井19口），其中采油井173口（利用老井12口），注水井75口（利用老井7口），新钻井共229口。油井的开采方式为“天然气吞吐+水驱”；所有油井的地面集输方式均采用掺稀油集输。扩建鲁中联合站，设计鲁中联合站稠油处理规模
4、达到86104t/a，液量为340104m3/a。处理合格的原油通过鲁克沁-红连输油管道输至红连联合站，最终管输至鄯善油库。扩建玉西接转站，新增加压加热稀油量2100m3/d，扩建的稀油系统仍然采用联合站低压稀油供至玉西接转站，新建22.1m3/h的注水泵7台，开5备2，新建DN200玻璃钢供水管道7.8km。1.1.5工程投资工程总投资37022万元。1.1.6项目组成本项目包括钻井工程、站场工程、集输系统工程、注气工程、注水工程等主体工程，以及供电、暖通、仪表等配套设施。项目组成见表1.1-1。表1.1-1 项目组成内容表序号项目数量备注1主体工程钻井工程采油井173口利用老井12口2注水
5、井75口利用老井7口3站场工程玉西接转站扩建1座扩建2700m3/d的注水能力，新增稀油量2100m3/d4鲁中联合站扩建1座新建25万t处理规模的原油加热、三相分离等设施，新建5000m3储罐4具及相关配套设施5集输系统工程单井管线32km混油单井管线规格为D764；稀油单井管线规格为D483.5，同沟敷设6集油管网36.86km混油管线规格为D1595，掺稀管线规格为D764，同沟敷设7联合站至接转站管线13.42km混油管线规格为D3258，掺稀管线规格为D1598，同沟敷设8注气工程注气站-利用，额定处理量68104m3/d9注气管线-管径PN46MPa D601010井口放喷气回收-
6、在注气站内进行，单井注气管线回收11注水工程注水井口75口12注水站1座注水能力：2700m3/d13单井注水管线12kmD60814站外注水管线7.8kmD21926、D15920、D13317、D11414、D891215配套工程道路站内道路0.62km宽4m；砼结构；其中人行道130m，宽1.5m16站外道路16km单井巡检路；简易砂石路17供电供电线路48.2km架空线路18供水供水管线0.91km管径D1595 19自控系统-接转站防爆远程I/O系统20依托工程鲁中联合站-稠油处理能力86104t/a21鲁中联合站鄯善油库-设计输量 240 万t/a，管道全长约 79.4km22神泉
7、鲁克沁天然气管线-D133423玉东废渣场6000m3，其中4000m3一般固废渣场，2000m3危废渣场24干化池-2500m325废液池-5000m321.1.7能耗分析本项目主要能耗设备为泵类、压缩机、导热油炉等。单位能耗为1195.064104MJ/t，见表1.1-2。表1.1-2 能耗表序号项 目消耗量能量换算指标能耗104MJ/a单 位数 量单 位换算值1天然气104m3/a842MJ/m336.9310702电力104（KWh）/a2628MJ/（KWh）3.694613水t/a365MJ/t7.52737总综合能耗43268104MJ/a单位综合能耗865MJ/t1.2开发方案
8、和总体布局1.2.1开发方案本次开发方案新钻248口井，建设产能50104t/a，开发鲁克沁油田西区。采用正方形反九点方形井网，井距140m；同步水驱补充能量开发，动用剩余储量4500.9万t。部署新钻井248口，其中采油井173口（包括鱼骨水平井1口，双分支井16口），注水井75口，直井单井产能6.52t/d，水平井单井产能10t/d，新建产能50万t。鲁克沁油田新井开发指标预测见表1.2-1。表1.2-1 开发指标预测表时间（年）年产年产年产采油采出含水（）年注累计油量液量水量速度程度水量产油(104t)(104m3)(104m3)(%)(%)(104m3)(104t)18.9011.76
9、20.280.400.4019.548.68.90233.1047.5523.930.740.9326.052.842.00350.0081.6328.121.112.0434.860.6992.00450.0094.5332.131.113.1643.766.07142.00547.00100.0034.661.044.2050.067.62189.00641.3698.9037.190.925.1255.569.34230.36736.8196.9439.30.825.9459.669.88267.17833.1395.9941.10.746.6763.370.53300.30929.82
10、94.9642.690.667.3466.671.01330.121026.8393.8444.340.607.9369.671.62356.951.2.2总体布局综合鲁克沁油田地面工程现状和新增产能开发井位的分布情况，西区、中区两个区块相距8km，油井相对比较集中，选择二级布站的方式。在玉西接转站扩建2100m3/d的注水能力，新建22.1m3/h的注水泵7台，开5备2，新建DN200玻璃钢供水管道7.8km。站外不新建接转站，根据井网布署，采用一体化增压集成装置，将油井产液加热、增压外输至鲁中联合站集中处理。低压稀油由鲁中联合站新建稀油泵供给，管输至西区接转站，经新建的加热炉升温、稀油泵增
11、压后，经管网串接进各增压点掺稀阀组，控制流量后送至各单井。扩建鲁中联合站处理规模至86万t/a，充分利用已建设施，新建25万t处理规模的原油加热、三相分离等设施，新建5000m3储罐4具及相关配套设施。1.3主体工程主体工程包括钻井工程、采油工程、站场工程、集输系统工程、注气工程、注水工程等。1.3.1钻井工程根据开发方案，本项目主要建产区为西区，新钻井248口（油井173口，水井75口），设计井深3300-3700m，钻井总进尺85.36104m。具体的方案部署情况见表1.3-1，井位部署图见图1.3-1。表1.3-1 方案部署情况表区块动用储量（万t）油井（口）水井（口）直井（口）水平井总
12、数（口）总井数（口）产能利用老井（口）平均井深（m）新钻井进尺（104）总井数水平井数总井数水平井数直井（t/d）水平井（t/d）总产能（万t）玉108块上175557132367138071515.18340025.22玉108块下18136651924716.57.5134008.9玉1块剩余317.9201151411256.513.56.235009.37玉西10032516152416406127.44370014.23玉10114255323261552479612.514.06360027.64合计4500.9173767571658324850.21985.36采用正方形反九点
13、方形井网，井距140m；天然气吞吐+水驱开发。部署新钻井248口，其中采油井173口（76口水平井），注水井75口，总进尺85.36104m。在物性好的玉108块部署各类井104口（利用老井9口），建成产能22.6万吨。玉1块完善井网，动用储量317.9万t，部署25口井，其中油井20口，注水井5口，建产能6.2万t。玉101块，动用储量1425万t，部署各类井79口，其中采油井53口，注水井26口，建产能14万t。玉西区块，动用储量1003万t，部署各类井40口，其中采油井25口，注水井15口，建产能7.4万t。本次开发方案共设计丛式井井场34个，共部署163口井，其中油井109口（水平井4
14、7口、定向井56口、直井6口），丛式井+水平井占新钻井的85%。1.3.1.1井身结构直井：273mm350m+177.8mm完钻井深套管；水平井：33.9.7mm600m+177.8mm3755.97m套管；鱼骨分支井：273mm350m+193mmA点+（127mm +165mm）设计井深。（1）直井:采油井：一开：用375mm钻头开钻后，钻至井深350m左右，下入273mm表层套管，封住浅层水，防止水污染，采用常规水泥浆固井，水泥返至油顶以上200m。二开：用241mm钻头开钻，钻至设计井深后下入177.8mm套管，采用常规水泥浆体系固井，水泥封固段长1600m。注水井：一开：用311m
15、m钻头开钻后，钻至井深350m左右，下入244.5mm表层套管，封住浅层水，防止水污染。二开：用216mm钻头开钻，钻至设计井深后下入139.7mm套管，采用常规水泥浆体系固井，水泥返至油顶以上200m。见图3.4-2。图1.3-1 采油井、注水井井身结构示意图（2）水平井：一开:375mm钻头钻至井深350m，下入273mm表层套管固井，水泥返至地面。二开:用241mm钻头钻至设计井深，下入177.8mm/139.7mm油层套管固井完井，采用常规水泥浆体系固井，水泥返至油顶以上200m。见图1.3-2。图1.3-2 水平井井身结构示意图（3）鱼骨分支井：一开：375mm钻头钻至井深350m，
16、下入273mm表层套管固井，水泥返至地面。二开：用241mm钻头按设计轨迹钻至A点，下入193mm技术套管，采用常规水泥浆体系固井，水泥由A点返至油顶以上200m。三开：165mm钻头钻至设计井深，A点以上下入127mm油层套管， A点以上采用常规水泥浆体系固井，主井眼水平段下入127mm带眼管，分支井眼用165mm钻头，共四个分支，各分支井眼段长200m，采用正打方式钻完进尺。示意图见图1.3-3。图1.3-3 鱼骨分支井井身结构示意图1.3.1.2钻井液直井采用膨润土、聚合物、聚磺钻井液，水平井采用MEG钻井液，分支井采用乳化原油钻井液。钻井液性能参数见表3.4-3。（1）直井：一开：高坂
17、土钻井液：清水+ 812坂土+ 0.3Na2CO3二开：聚合物钻井液和聚磺钻井液：4%土粉+0.3-0.4%K-PAM/YFKN +0.2%Na2CO3+0.4-0.5%NaHPAN+0.2-0.3%CMC+0.5-0.8%JT-888+1%LY-1+1%LYDF聚磺钻井液（油层段以下）配方：聚合物井浆+0.2-0.3%K-PAM/YFKN+1% PSC+2%SPNH+0.2-0.3%CMC+0.5-1%SMP+2.5%磺化沥青（FT-1）+1%DF-1+3%QCX（2）水平井（造斜及水平段）：MEG钻井液：聚合物井浆+0.1-0.3XC+3-5LYDFFT-1+1-2%SPNH+3-5MEG
18、.表1.3-2 钻井液性能参数开钻次序地层井段(m)常 规 性 能固相含量()膨润土含量(g/L)密度(g/cm3)粘度(S)API滤失(ml)pH值含砂()静切力(Pa)初切终切一开Q-N2p0-3501.05-1.10100-滴流10-207-818-1580-120聚合物N2p-Esh350-15001.08-1.1250-7058-8.50.32-43-68-1050-60EshK1tg1500-23001.12-1.1540-5058-8.50.31-22-510-1250-60聚磺K1tg-T2k2300-35001.15-1.2065-7058.5-90.31-34-615701
19、.3.1.3油层保护应用屏蔽暂堵储层保护技术，在钻井液中引入刚性暂堵粒子和可变形充填粒子对储层实施保护（表1.3-3）。表1.3-3 储层加料井深及用量目的层位加料井深（m）油层保护材料品种3%超细碳酸钙1.5%磺化沥青（FT-1）0.5%单封T2k油顶以上100m1.3.1.4固井采用常规水泥浆体系，常规固井，常规水泥返至油顶以上200m。1.3.1.5井控采用35MPa双闸板防喷器，吞吐采油井采用70MPa标准套管头，非吞吐采油井采用35MPa简易套管头。1.3.1.6周期本项目共部署248口井，其钻井周期见表3.4-5。预测直井钻井周期为25天，建井周期27天，预测定向井钻井周期为26天
20、，建井周期28天。表1.3-4 钻井周期表序号施 工 作 业 项 目西区直井定向井时间（d）累计天数（d）时间（d）累计天数（d）1一开钻井11112固表层、候凝、装井口、试压23233二开钻进17201821测井、下套管、固井、候凝、测三样5255261.3.2采油工程直井采用套管射孔完井，水平井中区采用带眼管完井。采用35MPa注水压力系统，采用两级大压差偏心分层注水管柱。举升工艺以有杆泵举升为主，降粘方式采用空心杆掺稀油和掺化学剂降粘相结合的方式。油井增产以天然气吞吐和压裂为主，直井采用现有成熟的压裂技术，水平井采用分段压裂。（1）储层保护储层存在不同程度的速敏、水敏和酸敏等伤害，要求开
21、发全过程实施油层保护措施，射孔液、压井液推荐采用浓度为1%的BCS-851水溶液；注水井投注前采用浓度1.52.0%的BCS-851水溶液进行预处理，处理半径1.52m。（2）完井射孔工艺油井完井采用外径177.8mm、N80钢级、壁厚10.36mm和9.19mm的套管组合；水井完井采用外径139.7mm，P110T钢级、壁厚9.17mm和N80钢级、壁厚7.72mm的套管组合。考虑分注、压裂改造等措施需要，直井和水平井均采用套管固井射孔完井。（3）注水工艺设计注水压力等级为35MPa；选择KZ40/65型卡箍式注水井口，注水管柱选择73.0mm外加厚油管。主要应用高压分注技术，针对隔层厚度小
22、于2m的注水井应用层内细分注水技术，针对斜井应用桥式同心分注技术。清水处理采用除氧和精细过滤工艺，污水处理采用生化处理和两级过滤工艺。（4）采油方式优选及设计投产即进行人工举升，以有杆泵举升为主，针对高产液高含水油井采用电潜泵提液生产。采用KY25/65型采油井口，选用外径89mm壁厚6.45mm的外加厚油管，选择18型抽油机，三级空心杆+H级实心杆的杆柱组合，38mm或44mm杆式泵。含水率低于50%的油井采用泵上掺稀油降粘举升，掺稀比1.1：1；含水率大于50%的油井采用化学降粘剂举升，单井化学剂井筒总液浓度大于400PPm，单井日掺入量5-12m3。（5）储层改造与解堵直井压裂推广应用层
23、内分压技术，试验水力喷射分压技术；水平井进行多段分压试验，试验双封隔器拖动压裂、水力喷射分段压裂等技术。应用羟丙基胍胶压裂液，试验低成本可逆交联压裂液和生物酶降粘压裂液。支撑剂选用中密度高强陶粒。直井压裂缝长60-80m。 （6）酸化解堵技术水井解堵采用氧化复合解堵技术和酸碱复合解堵技术；油井解堵采用HRS复合解堵和酸碱复合解堵技术，试验低伤害缓速酸化技术。酸化井口选择KQ60/65型井口、最大排量300l/min、油井处理半径1.5-2m、水井处理半径2-3m；实施气举返排。（7）化学调剖针对平面矛盾，选择中低强度耐温酚醛冻胶和高强度耐温酚醛冻胶进行大规模深部调剖；针对剖面矛盾，选择高温有机
24、复合冻胶进行小规模调剖。1.3.3站场工程新建单井站248座。鲁中联合站改扩建；玉西接转站改扩建。1.3.3.1单井站新建单井站248座；井口为250采油井口，抽油机生产，注气的井口安装需要同时满足掺稀和注气的要求，选用18型抽油机，功率选择为55KW。油井均采用双管掺稀的集油方式。每口井占地3040m2，每个丛式井组占地40120m2。各井场装置均无人职守，定期巡检。图1.3-4 标准化采油井场平面图1.3.3.2玉西接转站扩建本次玉西接转站扩建不增加接转站接转能力，扩建高压稀油制备系统。产能建设后，新增稀油量2100m3/d，扩建的稀油系统仍然采用联合站低压稀油供至玉西接转站，进加热炉加温
25、，再由稀油增压泵增压至10MPa外输工艺，高压系统与已建系统连通。（1）稀油增压泵扩建增压规模2100m3/d，设计压力10MPa，考虑到逐步投产和节能等因素，增压泵按排量大小选用两种型号。见表1.3-5。表1.3-5 稀油增压泵选型参数表序号名称及规格单位数量备注1稀油增压泵（柱塞泵）qv=35.5m3/h p=10MPa P=135KW台3开2备1 2稀油增压泵（柱塞泵）qv=15m3/h p=10MPa P=75KW台2稀油增压泵采用撬装设备，配进出口管阀配件、控制柜等，在防晒棚内安装。（2）稀油加热炉玉西接转站已建加热炉为真空两相加热炉，本次仍然选择真空相变加热炉。加热介质为稀油，稀油
26、量为2100m3/d，从20加热到60，加热负荷1734kW，单台加热负荷满足总负荷的80%，选择2台燃气1500kW加热炉。新建加热炉在已建加热炉东侧设置。1.3.3.3鲁中联合站改扩建鲁中联合站建于2008年4月，2009年5月竣工投产。年处理规模：40104t/a（液）；主要功能为原油脱水、集输、稀油混油的装卸及加热外输、污水处理、注水。2013年，鲁克沁油田30万吨/年产能建设时对联合站进行了扩建，使得联合站处理液量规模扩大到166104m3/a，处理稠油规模达到50万吨/年。2012年新建产能6.12万吨/年，结合生产中实际产量情况，对联合站再次进行了扩建完善，增设了1台加热炉、1台
27、三相分离器、更换了3台原油外输泵，更好的适应了油田开发的需要。本次扩建鲁中联合站，设计规模扩建稠油处理能力达到86万t/a，处理合格的原油通过鲁克沁-红连输油管道输至红连联合站，最终管输至鄯善油库。新建流程为：西区来液（30），进三相分离器预脱游离水（含水小于10%），进加热炉加热至60，再进新建工艺罐进行动态沉降脱水，脱水基本合格原油进新建油罐进行静止沉降脱水，合格原油装车外运或去外输泵进口汇管。表1.3-6 鲁中联合站扩建主要工程量表序号名称规格及型号单位数量备注一混油系统1工艺油罐5000m3 D2312.7具2拱顶油罐2油罐5000m3 D2312.7具2拱顶油罐3真空相变加热炉230
28、0kW台2/4三相分离器3.09.6m 1.0MPa台2/5化工流程泵qv=150 m3/h，h=50m，P=37kW台5/6化工流程泵qv=30 m3/h，h=65m，P=15 kW台2/7化工流程泵qv=18 m3/h，h=65m，P=11 kW台2/8蓝式过滤器DN250 PN1.6MPa台2/9DN150 PN1.6MPa台11/10平板闸阀Z43Y-16 PN1.6MPa DN300个9/11平板闸阀Z43Y-16 PN1.6MPa DN250个48/12平板闸阀Z43Y-16 PN1.6MPa DN100个44/1320#无缝钢管D2737Km1.2低支架敷设二稀油系统1化工流程泵
29、qv=115m3/h，h=85m，P=45 kW台2/2蓝式过滤器DN200 PN1.6MPa台2/3平板闸阀Z43Y-16 PN1.6MPa DN200个6/4带压开口DN200处1/5清管器发送筒DN200；PN1.6MPa套1/1.3.4集输系统工程主要包括单井管线和集油管网。1.3.4.1单井管线项目区油井采用双管掺稀的集油方式。井口到集油管网节点的距离最大为0.5km。混油单井管线规格选D764；稀油单井管线规格为D483.5。管线埋深1.2m，同沟敷设，单井管线总长度32km。1.3.4.2集油管网集油管网为节点至玉西接转站的集油管线。包括混油管线和掺稀管线。混油管线规格为D159
30、5，掺稀管线规格为D764，同沟敷设，长度36.86km；西区节点至玉西接转站的主集油管线的距离分别为4.0、2.5、2.0km。管线外做环氧涂料防腐层，40mm聚氨酯泡沫塑料保温，外做黄夹克防水层，采用“一次成型法”。1.3.4.3鲁中联合站-接转站管线鲁中联合站至玉西接转站稀油管线和混油管线13.42km。混油管线规格为D3258，掺稀管线规格为D1598，同沟敷设。1.3.5注气工程鲁克沁油田的中区已建注气井35口，其中：玉东4区块注气井25口，注气压力46MPa，配气阀组引出2条汇管串接至井口；玉东2区块已建配气阀组1座，注气汇管5条，尚未连接至单井，注气压力35MPa。注气管网已经完
31、善。鲁克沁西区现有已建注气井5口，注气压力为46MPa，从玉西接转站内注气站内阀组引接。西区建有注气站2座，分别为西区注气站、玉西老注气站，其主要设备见表1.3-7。表1.3-7 主要设备一览表序号设备名称规格型号数量参数备 注1注气压缩机F35146FI-JGK/21P额=539.5kW，额定处理量68104m3/d，最高出口压力46MPa玉西接转站2注气压缩机1排量16104m3/d，入口压力3MPa，出口压力35MPa玉西老注气站46MPa注气系统由西区注气站提供，站内设有高压注气压缩机组F35146FI-JGK/2一台，排量68104m3/d，额定功率539.5KW，最高注气压力46.
32、0MPa，为西区的5口油井和中区玉东4块25口油井轮换注气。1.3.6注水工程1.3.6.1注水量参数预测根据鲁克沁深层稠油50万吨产能建设开发方案和吐哈油田勘探开发研究院提供的相关数据，鲁克沁油田未来10年产水、注水量预测见表1.3-8。表1.3-8 鲁克沁油田20152025年产水、注水量预测表时间年产油（万t/a）日产水（m3/d）日注水（m3/d）补污水量（m3/d）三叠系二叠系滚动扩边合计三叠系二叠系滚动扩边合计中区西区北一区东一区东二区中区西区北一区东一区东二区201580.5244268983210032351497133246490003383148201681.8255992
33、0194432037181505144683316100394522720178529261019309671204333160116631106256004626293201886.530351158428882804737169718101263318005088351201988.830451160485104600485417121852137034700528142720209032001190508123950511618521900144736600556544920219033461030680146160053621935191515194050735847485202289
34、.93382112573616726312568520321932152040703236214529202389.93409114675518929941583920271946153041705416461622202489.83453115276820737666602220221962152842307396674652202589.734921175794219422856187201719751527424091868616743.4.6.2注水鲁克沁油田西区注水采用污水回注，其来源于经过鲁中联合站污水处理系统处理达标后的污水，鲁中联合站污水处理装置现状污水处理规模4000m3/d
35、，实际处理量为2500m3/d，本项目所缺污水量仅占其中26%，故鲁中联合站处理污水量可以满足本项目注水量的需求。本着就近注水的原则，在玉西接转站扩建注水泵房，为新增75口注水井供高压水；站外高压注水管网采用枝状串接，直接供水至注水井口；井口设高压流量自控仪计量调节注水量。注水水源来自鲁中联合站处理后污水。本项目注水工程中注水井分布、注水管网布设情况详见附图3.4-1。（1）工艺流程在鲁中联合站新建低压污水供水泵，通过新建供水管线供至西区新建注水站缓冲罐，再经新建喂水泵、注水泵，通过高压注水管网串接至各单井。图1.3-5 鲁克沁新增产能注水系统工艺流程图（2）主要设备a、低压供水泵（鲁中联合站
36、）在鲁中联合站污水区联合泵房内设2台低压供水泵，1备1用。选耐腐蚀离心泵，单台排量160m3/h，扬程100m。b、喂水泵新建喂水泵2台，为新建注水泵喂水。喂水泵选用耐腐蚀单级离心泵，单台排量145m3/h，扬程40m。c、注水泵选用8台柱塞泵，开6备2，单台参数为：Q=22.1m3/h P=35MPa N=315KW。为方便注水泵维修，在新建注水泵房内设简易门式起重机1台，最大起吊重量5t。1.4 配套工程1.4.1给、排水和消防1.4.1.1注水鲁克沁油田已建注水系统按区域分为中区、西区两部分，两者中心区域相距7km，各自建有注水站，系统压力均为35MPa。西区注水规模670m3/d，目前
37、实际注水量为650m3/d，系统压力35MPa，已有注水井20口。在玉西接转站建有注水泵房1座，为西区供水。外部高压注水管网采用串接，井口配水计量。西区井口破裂压力2044MPa；95%的油井延伸压力梯度小于0.02MPa/m，计算注水时井口破裂压力基本都小于37MPa。注水过程中，按最大注水压力不超过破裂压力的90%计算，则最大注水压力不超过33MPa。可依托目前的注水压力系统，西区设计为35MPa注水压力系统。1.4.1.2排水本项目采出水输送到鲁中联合站，同其它区块的采出水一起处理，处理后的净化水达到碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法（SY/T5329-2012）中的要求后回注油田。1
38、.4.1.3消防鲁中联合站新建的4座5000m3油罐消防采用固定式低倍数泡沫灭火系统和固定式消防冷却水系统，已建消防系统能够满足新增储罐消防需要。联合站扩建后属于二级站场，需要在生活点消防站增加1部泡沫车和配套车库，满足消防站2部泡沫消防车需要。1.4.2供配电西区新建173口（利用老井12口）油井抽油机配电。均采用10kV，站场供电就近与站外10kV线路连接，新建一条10kV线路为西区新增油井供电。1.4.3通信分别在鲁中联合站罐区、玉西接转站扩建的稀油增压泵防晒棚和注水泵房内、新建增压点以及丛式井场设工业电视监控系统。在玉西接转站机房增设3台16路视频硬盘录像机及3个48芯配线架。1.3.
39、4仪表自动化鲁中联合站扩建系统、玉西接转站扩建系统、新建单井集油及注水系统、稀油阀组及新建增压点的仪表自动化设计及数据采集与传输。1.3.5道路1.3.5.1站外道路主要单井巡检路，从已建县道X058公路玉东4站处设置路口，沿管廊设置贯穿井场，设砂石巡检路，连接各增压点、井场，路面宽度4m，全长16km。1.3.5.2站内道路接转站站内道路为水泥混凝土路面，长度0.49km，宽度4.0m，路面结构为20cm水泥稳定级配砂砾基层+22cmC30混凝土面层，道牙为混凝土预制块平道牙。站内人行道，路面宽度1.5m，路面结构为15cm水泥稳定级配砂砾基层+2cm水泥砂浆卧底+6cm水泥混凝土路面砖面层
40、；道牙为混凝土预制块平道牙。其它室外地面撒铺碎石地坪，厚度10cm。1.5依托设施本项目的原油管输至鲁中联合站，处理合格的原油通过鲁克沁-红连输油管道输至红连联合站，最终管输至鄯善油库。本项目依托设施关系图详见图3.6-1。1.5.1鲁中联合站鲁中联合站建于2008年4月，2009年5月竣工投产，年处理规模：40104t/a（液）；联合站于2013年2月进行扩建，于2013年8月投入试运行，扩建规模166104t/a（液），稠油处理能力50104t/a。主要功能为原油脱水、集输、稀油混油的装卸及加热外输、污水处理、注水。鲁中联合站内已建的主要设备及参数情况见表1.5.1。表1.5.1 站内主要
41、设备一览表序号设备名称规格及型号单位数量备注一混油系统1混油罐立式拱顶罐5000m3座12混油罐立式拱顶罐2000m3座43进站原油换热器浮头式换热器 换热面积60m2台44三相分离器314.8m 具35外输泵qv=100m3/h，h=800m，P=355KW台32开1备6原油加热炉2300KW台37清管器发射筒PN10.0MPa DN250台1外输混油8原油装车泵qv=108m3/h，h=51m，P=30KW台32开1备9装车栈桥4车位座110清管器接收筒PN4.0MPa DN150台1西区来混油二稀油系统1稀油卸油台3车位座12卸油缓冲罐40m3具43转油泵qv=93.5m3/h，h=44m，P=18.5kW台2
