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论证报告.doc

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 1
1.1 设计依据 1
1.2 编制原则 1
1.3 遵守的标准、规范 2
1.4 设计范围 3
1.5 油藏工艺方案简介 3
1.6 采油工艺方案简介 4
1.7 流体性质 4
1.8 设计参数 4
1.9 自然条件与社会条件 5
1.10 主要研究结论 6
2 地面工程现状 7
2.1 油气集输工程 7
2.2 注汽工程 11
2.3 供电工程 11
2.4 道路工程 11
3 地面工程方案设计 12
3.1 油气集输工程 12
3.2 注汽工程 27
3.3 供电工程 33
3.4 结构、道路工程 37
3.5 通信工程 43
3.6 消防、给排水工程 43
3.7 污水回注工程 46
4 环境保护 47
4.1 环境保护原则 47
4.2 环境保护措施 47
5 职业安全卫生 48
5.1 自然危害因素的防范措施 48
5.2 生产危害因素及防范措施 48
5.3 其它危害因素及其防范措施 49
6 节能 50
6.1 能耗指标分析 50
6.2 节能措施 50
7 组织机构及劳动定员 51
8 投资估算 52
8.1 编制依据 52
8.2 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 2×23t/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（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)《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 0415-96

1.4 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9.8×104t，新增可采储量85.5×104t。
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
（%）
1
50
50
8.3
27.6
8.7
29
70
2
50
50
8.5
28.5
11
37
70.3
3
50
50
7.4
26.4
9.6
34.3
72
4
50
50
6.5
25
8.4
32.5
74
5
50
50
5.7
23.8
7.4
30.9
76
6
50
50
5
22.9
6.5
29.8
78
7
48
48
4.6
23.4
5.8
29.3
80.2
8
48
48
4.1
23.1
5.1
28.8
82.2
9
48
48
3.6
23.6
4.5
29.5
84.6
10
48
48
3.2
24.4
4
30.4
86.8
11
48
48
2.9
26
3.6
32.4
89
12
48
48
2.5
27.6
3.2
34.4
90.8
13
46
46
2.4
30
2.8
35.9
92.1
14
46
46
2.1
30.2
2.5
36.2
93
15
46
46
1.9
31.1
2.2
37.2
94

1.6 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1
4
7
井组7
5
2
井组2
3
8
井组8
5
3
井组3
3
9
井组9
3
4
井组4
4
10
井组10
4
5
井组5
2
11
井组11
2
6
井组6
5
12
井组12
3

1.7 流体性质
1.7.1 原油物性
(1)原油密度（20℃） 0.97～0.99g/cm3
(2)原油粘度（50℃） 3950～7648mPa·s
(3)凝固点 -6oC
1.7.2 地层水性质
(1)矿化度 4507mg/l
(2)水型 NaHCO3
1.8 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 11.0×104t（第2年）
(7)区块年最大产液量 37.2×104t（第15年）
(8)年最大注汽量(不考虑蒸汽驱) 13.3×104t（第1年）
(9)年最大注汽量(考虑蒸汽驱) 23×104t（第8～12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 -19.1℃
(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 S
1.9.4 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，Φ508×7.1集油干线2.8km，Φ273.1×7.1集油干线6.9km，Φ219×6集油干线0.53km，Φ159×5集油干线0.75km，DN150玻璃钢集油干线0.3km，Φ76×4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D114×13管线,材质为16Mn，长度2.7km；高压注汽支干线采用 D89×11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10868.26万元，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。

71

2 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
①集油流程
井口→掺水计量站→集油阀组→孤五联合站
②掺水流程为配水间注水管线减压后接出输至井口掺水
(2)西部区域
①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
②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
1997.06
20
17
3
103.8
287.8
287
574.8
2
下83-2掺水计量站
1997.07
20
20
0
107.9
568.5
300
868.5

2.1.1.2 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
Φ159×5
1.5
1990.08
574.8
103.8
81.9
0.75
0.65
2
南2-12阀组至南2-3阀组集油管线
Φ219×6
2.5
1996.09
2225.1
197.1
91.1
0.65
0.45
3
南2-3阀组至孤五联合站集油管线
Φ325×7
0.6
1997.11
3959.4
538.3
86.4
0.45
0.4
西部区域
4
孤南201计量站至下83-2阀组
DN200
1.1
2006.05
352.8
14.1
96.0
0.77
0.73
5
下83-2掺水计量站至下83-2阀组
Φ219×6
0.1
1997.09
868.5
107.9
87.6
0.74
0.73
6
下83-2阀组至南2-10阀组
Φ219×6
0.7
1997.05
1221.3
122
90
0.73
0.67
7
南2-10阀组至渤89混输泵站
Φ377×7
0.4
2003.06
3659.7
365.5
89.8
0.67
0.63
8
渤89混输泵站至南2站阀组
Φ219×6
2.2
1995.05
3659.7
365.5
89.8
0.70
0.63
Φ219×6
2.2
1997.09
Φ219×6
2.2
1992.06
9
南2站阀组至孤五联合站集油管线
Φ377×7
2.8
1997.12
13645.2
1227.6
91.0
0.63
0.44
DN300
2.8
2003.05

2.1.2 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
2008.11.21
2#泵密封器垫子刺漏，厂家维修。
2009.02.11
1＃泵密封器漏，厂家维修、更换密封器。
2009.02.16
1#泵返厂大修，更换螺杆（转子）、衬套（定子）。
2009.06.14
2＃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。
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180×104t/a，原油外输能力为150×104t/a，污水处理能力为4.4×104m3/d。目前进站液量为3.85×104m3/d，原油外输量为3726t/d，污水处理量为3.6×104m3/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汽，注汽压力14～17MPa。
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50×104t，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1＃
1993.12
DI-SG25-NDS-2600
17.2
353
设备老化，故障率高，应进行大修。
活动2＃
1995.8
SF9-17.9-YQ
17.2
353
已报废
活动3＃
2000.12
YZF9-21-P
21
370
正常
活动4＃
2001.8
YZF9-18-P
17.2
353
对流段管壁减薄严重，需更换。设备老化、故障率高。
活动5＃
2002.9
SF9-21-YQ
21
370
对流段管壁减薄严重，需更换。
活动6＃
2003.9
SF9-21-YQ
21
370
对流段管壁减薄严重，需更换。
活动7＃
2003.9
YZF9-21-P
21
370
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8＃
2005.6
YZF11-21-P
21
370
正常
活动9＃
2007.4
YZF9-21-P
21
370
正常
活动10＃
2007.4
YZF9-21-P
21
370
正常
活动11＃
2008.10
YZF11-21-P
21
370
正常
活动12＃
2009.8
YZG18-21-D
21
370
正常

2.3 供电工程
下83断块稠油调整区现有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
（%）
1
GDN下83-2
Ng1+2稠油
21.1
5.13
75.69
12.10
84.55
2
GDN下83-22
Ng1+2稠油
2003年8月6日泵漏关井
3
GDN下83-27
Ng1+2稠油
12.87
5.58
56.64
22.30
84.13
4
GDN下83-3
Ng1+2稠油
9.25
6.7
27.6
28.90
82.44
5
GDN下83-32
Ng1+2稠油
12.76
6.88
46.08
22.50
80.49
6
GDN下83-8
Ng1+2稠油
4.49
2.46
45.26
12.80
85.77
7
GDN下83NB10
Ng1+2稠油
22.19
13.9
37.35
50.80
80.96
8
GDN下83X23
Ng1+2稠油
5.26
3.94
25.15
17.90
82.99
9
GDN下83X26
Ng1+2稠油
32.55
11.35
65.11
30.80
82.08
10
GDN下83X30
Ng1+2稠油
8.5
2
76
10.80
89.64
11
GDN下83X33
Ng1+2稠油
25.68
10.55
58.92
36.80
83.11
12
GDN下83X4
Ng1+2稠油
28.1
8
71.53
23.90
84.62
13
GDN下83XN9
Ng1+2稠油
46.32
3.45
92.55
0.00
92.55
14
GDGN201X6
Ng4稠油
6.04
2.42
59.89
15.60
88.82
15
GDN8-12
Ng4稠油
3.14
1.39
55.71
18.90
93.69
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
（%）
16
GDN8X012
Ng4稠油
63.81
5.13
91.96
0.00
91.96
17
GDN下83-24
Ng4稠油
7.07
4.1
42.01
20.60
85.18
18
GDN下83-25
Ng4稠油
2005年1月21不供液关井
19
GDN下83N1
Ng4稠油
17.73
11.54
34.95
45.60
81.78
20
GDN下83P203
Ng4稠油
20
12
38
48.90
82.58
21
GDN下83X31
Ng4稠油
6.03
2.08
65.43
20.10
92.04
22
GDN下83X34
Ng4稠油
49.72
0.94
98.11
0.00
98.11
23
GDN下83X35
Ng4稠油
17.57
13.06
25.66
43.00
78.44
24
GDN下83X36
Ng4稠油
14.23
4.19
70.52
15.00
85.67
25
GDN下83X37
Ng4稠油
3.38
2.71
19.72
19.80
88.31
合计
437.79
139.5
1279.84
517.10
85.39

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
(%)
1
50
50
8.3
27.6
70
27.73
55.33
85
2
50
50
8.5
28.5
70.3
28.17
56.67
85
3
50
50
7.4
26.4
72
22.93
49.33
85
4
50
50
6.5
25
74
18.33
43.33
85
5
50
50
5.7
23.8
76
14.20
38.00
85
6
50
50
5
22.9
78
10.43
33.33
85
7
48
48
4.6
23.4
80.2
7.27
30.67
85
8
48
48
4.1
23.1
82.2
4.23
27.33
85
9
48
48
3.6
23.6
84.6
0.40
24.00
85
10
48
48
3.2
24.4
86.8
0.00
24.40
86.8
11
48
48
2.9
26
89
0.00
26.00
89
12
48
48
2.5
27.6
90.8
0.00
27.60
90.8
13
46
46
2.4
30
92.1
0.00
30.00
92.1
14
46
46
2.1
30.2
93
0.00
30.20
93
15
46
46
1.9
31.1
94
0.00
31.10
94
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83-2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3-3。
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
20
12
下83P401、下83P402、井组8、9、11
新建下83-1-2掺水计量站
10
2
新建下83-2-2掺水计量站
6
6
井组4、5
3
新建下83-3掺水计量站
10
9
井组2、3、12
4
新建下83-4掺水计量站
6
4
井组1
5
新建下83-5掺水计量站
6
5
井组6
6
新建下83-6掺水计量站
15
14
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、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
20
19
2
120.8
344.8
343.34
688.14
新建下83-1-2掺水计量站
10
10
10
85
285
281.7
566.7
2
已建下83-2掺水计量站
20
20
/
107.9
568.5
300
868.5
新建下83-2-2掺水计量站
6
6
6
51
171
169.02
340.02
3
新建下83-3掺水计量站
10
9
9
76.5
256.5
253.53
510.03
4
新建下83-4掺水计量站
6
4
4
34
114
112.68
226.68
5
新建下83-5掺水计量站
6
5
5
42.5
142.5
140.85
283.35
6
新建下83-6掺水计量站
15
14
14
119
399
394.38
793.38
总计
93
87
50
636.7
2281.3
1995.5
4276.8

3.1.4 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
8.5
56.67
DN80
0.98
43.9
0.95
40
DN65
1.01
43.3
DN50
1.15
42.5

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Φ76×4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
①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