新木油田预评价讲课教案.doc

新木油田预评价精品文档 目 录1编制说明11.1安全预评价的目的11.2安全预评价原则11.3安全预评价工作经过21.4评价的范围21.5安全预评价的依据31.5.1法律、法规及部门规章31.5.2标准规范41.5.3参考资料61.6评价的程序62建设项目概况82.1建设单位简介82.2建设项目概述82.2.1项目内容82.2.2地理位置102.2.3自然条件和社会环境概况102.2.4灾害性地理地质现象112.3油藏工程112.4新木油田地面工程现状122.4.1油气集输现状122.4.2注水系统现状152.4.3供配电系统现状152.5新木油田地面工程建设方案172.5.1油气集输系统172.5.2注水系统182.5.3供配电系统192.6公用工程及辅助配套设施212.6.1供配电212.6.2仪表及电气设备选型212.6.3防雷防静电212.6.4防腐212.6.5防震212.7主要工程量及投资估算213危险、有害因素辨识与分析273.1物质危险、有害因素辨识与分析283.1.1原油、天然气理化性质283.1.2原油、天然气危险因素辨识与分析323.2区域位置及总平面布置危险、有害因素辨识与分析363.3油气集输系统危险、有害因素分析363.3.1采油井场363.3.2集输管道383.4注水系统危险、有害因素分析393.4.1注入井场393.4.2注水管网393.5公用工程及辅助生产设施危险、有害因素分析403.5.1供、配电403.5.2防雷防静电413.6工艺过程危险、有害因素分析413.6.1油气集输过程413.6.2注水过程433.7建设施工过程危险、有害因素辨识与分析433.7.1设备安装、改造433.7.2管道施工443.8自然及社会环境危险、有害因素分析453.8.1自然环境453.8.2社会环境463.9危险有害因素分布473.10重大危险源辨识473.10.1危险化学品重大危险源辨识483.10.2锅炉、压力容器重大危险源辨识483.10.3压力管道重大危险源辨识493.11事故案例分析503.11.1抽油机伤人事故503.11.2输油管道泄漏火灾爆炸事故504评价单元划分及评价方法选择524.1 评价单元划分524.1.1评价单元划分原则524.1.2评价单元划分524.1.3评价方法选择524.2 评价方法简介535定性、定量评价565.1区域位置及总平面布置单元565.1.1安全检查表565.1.2单元评价小结585.2采油井场单元585.2.1安全检查表法评价585.2.2预先危险性分析605.2.3单元评价小结625.3注水系统单元625.3.1安全检查表法评价625.3.2预先危险性分析645.3.3事故树655.3.4单元评价小结675.4公用工程及辅助生产设施单元685.4.1安全检查表685.4.2预先危险性分析695.4.3单元评价小结696事故应急预案指导706.1建立应急体系706.2编制事故应急预案746.3事故应急预案演练757安全对策措施767.1方案中提出的对策措施767.2补充的安全对策措施767.2.1油气集输系统767.2.2注水系统777.2.3公用辅助工程777.2.4施工过程777.2.5安全管理788安全预评价结论808.1主要危险有害因素808.2定性定量评价结果808.3安全预评价结论82附件目录83 收集于网络，如有侵权请联系管理员删除 1编制说明1.1安全预评价的目的安全预评价的目的是贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，为建设项目初步设计提供理论依据，以利于提高建设项目本质安全程度。本次预评价的目的在于：1）分析和预测本项目在建设期和运行期存在的主要危险、有害因素及其产生危险、危害后果的主要条件。2）应用系统安全分析方法，对建设项目生产运行过程中固有的危险、有害因素进行定性、定量的分析与评价，明确其危险程度，进一步确定企业对这种危险、危害的承受水平。3）根据企业的承受水平提出消除、预防和降低危险、危害的对策措施，以利于提高建设项目的安全运行等级，为建设项目的安全设计、生产运行以及日常管理提供科学依据。4）为安全生产监督管理部门实施监督管理提供科学依据。1.2安全预评价原则1）本建设项目预评价将严格遵守客观性、公正性、科学性、合法性、针对性的原则。2）采用先进、可靠、适用的预评价方法与技术，确保预评价质量。3）最大限度地保证预评价结论的正确性和安全对策措施的合理性、针对性、可行性、可靠性。1.3安全预评价工作经过为贯彻执行中华人民共和国安全生产法（2002年11月1日颁布实施），建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法（国家安全生产监督管理总局令 第36号），实现建设项目（工程）的本质安全和生产、经济的同步增长，我公司接受委托对新木油田2012年第一、二、三批零散井地面工程（调改）进行安全预评价。我公司接到委托后，立即成立了安全预评价小组。评价小组依据安全预评价的工作程序，在对项目相关资料充分了解和分析的基础上，并于2013年3月29日对现场进行了勘察，进一步分析项目存在的危险、有害因素；评价建设项目及与之配套的安全设施是否符合国家有关安全生产的法律、法规和标准、规范。从整体上评价建设项目是否符合安全生产要求，是否具备安全生产条件。按照安全评价通则（AQ8001-2007）、安全预评价导则（AQ8002-2007）和陆上石油和天然气开采业安全评价导则（安监管技装字2003115号）的要求编制完成了新木油田2012年第一、二、三批零散井地面工程（调改）安全预评价报告。1.4评价的范围本次安全评价范围是新木油田2012年第一、第二、第三批零散井地面工程（调改）。即新建油井、注水井、供配电系统等设备、设施及配套公用辅助工程。工程依托的原有设施均不在评价范围内。1.5安全预评价的依据1.5.1法律、法规及部门规章（1）中华人民共和国安全生产法（2002年11月1日颁布实施）；（2）建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法（国家安全生产监督管理总局令第36号）；（3）吉林省安全生产条例（2005年6月1日实施）；（4）中华人民共和国劳动法（1994年7月5日第八届全国人大常委会第八次会议通过，1995年1月1日颁布实施）；（5）中华人民共和国消防法（2008年10月28日第十一届全国人民代表大会常务委员会第五次会议修订通过，2009年5月1日起实施）；（6）危险化学品安全管理条例（国务院令第591号）；（7）中华人民共和国职业病防治法（中华人民共和国主席令第52号）；（8）中华人民共和国石油天然气管道保护法（中华人民共和国主席令第30号）；（9）特种设备安全监察条例（国务院令第549号）；（10）生产安全事故报告和调查处理条例（国务院令第493号）；（11）陆上石油和天然气开采业安全评价导则（安监管技装字2003115号）；（12）关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见（安监管协调字2004 56号）；（13）国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知（国发201023号）；（14）职业病危害因素分类目录（卫法监发2002 63号）。1.5.2标准规范（1）石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）；（2）液体石油产品静电安全规程（GB13348-2009）；（3）石油天然气安全规程（AQ2012-2007）；（4）原油管道输送安全规程（SY/T5737-2004）；（5）石油天然气管道安全规程（SY6186-2007）；（6）石油与石油设施雷电安全规范（GB15599-2009）；（7）油气集输设计规范（GB50350-2005）；（8）石油天然气生产专用安全标志（SY6355-2010）；（9）石油工业作业场所劳动防护用具配备要求（SY/T6524-2010）；（10）油气田地面管线和设备涂色规范（SY/T0043-2006）；（11）油气田防静电接地设计规范（SY/T0060-2010）；（12）油气田和管道工程建筑设计规范（SY/T0021-2008）；（13）油气集输管道组成件选用标准（SY/T0071-2010）；（14）石油天然气工程总图设计规范（SY/T0048-2009）；（15）钢制管法兰、垫片、紧固件（HG/T20592-2009）；（16）生产设备安全卫生设计总则（GB5083-1999）；（17）生产过程安全卫生要求总则（GB/T12801-2008）；（18）安全评价通则（AQ8001-2007）；（19）安全预评价导则（AQ8002-2007）；（20）生产过程危险和有害因素分类与代码（GB/T 13861-2009）；（21）安全标志及其使用导则（GB2894-2008）；（22）消防安全标志（GB13495-1992）；（23）工作场所有害因素职业接触限值（化学有害因素）（GBZ2.1-2007）；（24）工作场所有害因素职业接触限值（物理因素）（GBZ2.2-2007）；（25）危险货物品名表（GB12268-2012）；（26）生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则（AQ/T9002-2006）；（27）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-1992）；（28）工业企业场内铁路、道路运输安全规程（GB4387-2008）；（29）高处作业分级（GB/T3608-2008）；（30）防止静电事故通用导则（GB12158-2006）；（31）低压配电设计规范（GB50054-2011）；（32）用电安全导则（GB/T13869-2008）；（33）建筑设计防火规范（GB50016-2006）；（34）建筑物防雷设计规范（GB50057-2010）；（35）危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）；（36）工业管道的基本识别色、识别符号和安全标识（GB7231-2003）；（37）机械安全 防护装置 固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求（GB/T8196-2003）；（38）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；（39）消防安全标志设置要求（GB15630-1995）；（40）固定式钢梯及平台安全要求 第3部分：工业防护栏杆及钢平台（GB 4053.3-2009）；（41）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）；（42）10kV及以下架空配电线路设计技术规程（DL/T5220-2005）；（43）低压流体输送用焊接钢管（GB/T3091-2008）；（44）工业企业总平面设计规范（GB50187-2012）；（45）构筑物抗震设计规范（GB50191-2012）；（46）建筑地基基础设计规范（GB50007-2011）；（47）爆炸性环境 第1部分：设备 通用要求（GB3836.1-2010）；（48）通用用电设备配电设计规范（GB50055-2011）；（49）电力设施抗震设计规范（GB50260-1997）；（50）油田注水设计规范（SY/T0005-1999）；（51）油气输送管道穿越工程设计规范（GB50423-2007）。1.5.3参考资料（1）新木油田2012年第一、二、三批零散井地面工程方案（调改）；（2）企业提供的图纸及其他资料等。1.6评价的程序安全预评价程序分为：前期准备阶段；危险、有害因素辨识与分析；划分评价单元；确定安全评价方法；定性、定量评价；提出安全对策措施建议；整理、归纳安全评价结论；与建设单位交换意见；编制安全预评价报告等。具体程序如图1-1所示。前期准备危险、有害因素识别与分析划分评价单元确定安全评价方法定性、定量评价提出安全对策措施与建议整理、归纳安全评价结论与建设单位交换意见编制安全预评价报告图1-1 安全预评价程序框图2建设项目概况2.1建设单位简介项目建设单位为新木采油厂，隶属于中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司。位于吉林省松原市宁江区毛都站镇，是集采油、集输为一体的二级生产单位。吉林油田分公司是中国石油天然气集团公司的全资子公司，公司总部设在吉林省松原市。吉林油田分公司始建于1961年，1999年按照中国石油重组改制的统一部署，分开分立后成立中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司。2.2建设项目概述2.2.1项目内容（1）项目名称：新木油田2012年第一、二、三批零散井地面工程（调改）。（2）开采矿种：石油（3）项目性质：新建、改建（4）建设单位：新木采油厂（5）项目主要建设规模如下：油气集输系统：本次调改工程针对2012年初实施的第一批、第二批、第三批零散井产能建设工程中的部分油井进行调整，涉及木129-141、木147、木83、木128、木G、木24、木146、木244、前48区块，共计9个区块，共33口油井。针对目前新木现状和即将进行整体改造，对于原采用掺输流程的新木7#站辖区、前48站辖区，本次仍然采用掺输流程，单井管线采用玻璃钢管，管线埋深-1.0米。对于原采用三管伴随流程的区块，本次结合新木油田老区整体改造改用冷输流程。管线采用玻璃衬里无缝钢管，管线埋深-2.0米。注水系统：木24区块新建1口注水井、木129-141区块2口注水井均在联合站辖区内，共新增注水量130m3/d，联合站注水能力能够满足新增注水量的要求，因此将新建3口注水井带入联合站注水站。管材采用柔性复合高压输送管 DN50，系统压力16MPa。供配电系统：现有10KV井排线路已形成，新建井就近带入现有10KV井排线路。新建油井、注水井等辅助配套设施。（6）生产能力：新建16口油井，设计平均单井日产油3.0t/d。（7）生产方式：新建33口油井带入已建计量间，对于原采用掺输流程的新木7#站辖区、前48站辖区，本次仍然采用掺输流程，单井管线采用玻璃钢管，管线埋深-1.0米。对于原采用三管伴随流程的区块，本次结合新木油田老区整体改造改用冷输流程。管线采用玻璃衬里无缝钢管，管线埋深-2.0米。将新建3口注水井带入联合站注水站。管材采用柔性复合高压输送管 DN50，系统压力16MPa。2.2.2地理位置新木油田位于吉林省松原市前郭县境内，地处第二松花江西侧，东与扶余油田隔江相望，西邻新立、两井油田，北为新庙油田。2.2.3自然条件和社会环境概况（1）自然条件新木油田位于吉林省松原市第一松花江和第二松花江交汇的平原上，油田区域内主要为草地、耕地、林带、沙丘等，地势平坦，气候变化较明显，属于温带大陆性季风气候。新木油田气候主要特征为：冬季常受极地大陆气团的控制，寒冷而漫长；夏季受低纬度热带海洋气团的影响，温热多雨；春季为冬季向夏季过渡的季节，气旋活动频繁，天气多变，干燥多大风；秋季是夏季向冬季过渡的季节，一般秋高气爽，多晴朗天气，冷暖变化剧烈。该区地抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g地基承载力为120kPa表2.2-1 气象条件一览表序号项目数值1多年平均气温（）5.12极端最高气温（）37.43极端最低气温（）-36.64多年平均相对湿度（%）655多年平均降水量（mm）416.16一日最大降水量（mm）12.37最大年降水量（mm）614.48最大年蒸发量（mm）17299最大冻深（m）1.7610基本风压（kN/m2）0.4511基本雪压（kN/m2）0.2012年雷暴天日3713最大风速（m/s）25（瞬时风速）14冬季主导风向西北风15夏季主导风向西南风16抗震设防烈度8（2）社会环境新木油田范围内地势平坦，地面条件较好，地面海拔约130140m，年平均气温36，年降水量380550mm，区内交通便利，长白铁路、公路从油田通过，交通方便。区块网络覆盖，通讯状况良好。工农业比较发达，经济地理条件较好。2.2.4灾害性地理地质现象由于季风影响，降水量年内季节分配不均，全年降水量集中在夏季，部分年份受上游降水影响，发生汛情的可能性较大。2.3油藏工程截止2012年8月底，新木油田共有油水井2604口，其中油井开井1385口，水井开井628口，平均单井日产液9.1t/d，日产油0.7t/d，综合含水92.82%，年产油35.05104t，采油速度0.50%，累产油1076.83104t，采出程度15.45%，累积注水10607.33104m3，月度注采比1.59，累积注采比1.39。该地区地面原油密度一般为0.8570.929t/m3，平均0.884t/m3，粘度一般28.354.34mPa.s，凝固点36,含沥青3%,含胶质16.1%，含蜡23.7%。2.4新木油田地面工程现状2.4.1油气集输现状新木1#接转站建于1976年，站外采用三管热水伴随流程，站内采用开式流程。站外来液进站后进入两相分离器，进行简单的油气分离，分离的油液进储罐后，经外输泵输送至新木联合站；原流程分离后的天然气经干燥器干燥后，用作本站的加热炉燃料。随着2002年新木供热工程的建成投产，新木1#接转站并入热电联供系统，供热热源转由吉林油田热电厂提供。新木1#接转站设计处理液能力为175104t/a，站外油井共129口，其中带入系统油井129口，建有计量间10座，支干线总长11.65km，单井管线总长41.6km。目前产液量100.15104t/a，产油量3.33104t/a，含水96.67%。站内主要设备23台套。新木1#接转站产液外输至新木联合站，外输管线规格为DN200无缝钢管，建于1984年，总长4.1km，设计最大输量178104t/a。新木2#接转站建于1976年，站外采用三管热水伴随流程，站内采用开式流程。站外来液进站后进入两相分离器，进行简单的油气分离，分离的油液进储罐后，经外输泵输送至新木联合站；原流程分离后的天然气经干燥器干燥后，用于本站的加热炉燃烧。2002年后新木2#接转站并入热电联供系统，供热热源转由吉林油田热电厂提供。新木2#接转站设计处理液能力为70104t/a，站外油井共112口，其中带入系统油井103口，单井罐生产井9口，建有计量间10座，支干线总长10.9km，单井管线总长41km。目前产液量40.59104t/a，产油量1.89104t/a，含水95.3%。站内主要设备21台套。新木2#接转站产液外输至新木联合站，外输管线规格为DN150无缝钢管，建于1992年，总长4.1km，设计最大输量80104t/a。新木3#接转站建于1976年，站外采用三管热水伴随流程，站内采用开式流程。站外来液进站后进入两相分离器，进行简单的油气分离，分离的油液进储罐后，经外输泵输送至新木联合站；原流程分离后的天然气经干燥器干燥后，用于本站的加热炉燃烧。2002年后新木3#接转站并入热电联供系统，供热热源转由吉林油田热电厂提供。新木3#接转站设计处理液能力为70104t/a，站外油井共80口，其中带入系统油井71口，单井罐生产井9口，建有计量间6座，支干线总长2.58km，单井管线总长21.2km。目前产液量38.21104t/a，产油量1.57104t/a，含水95.9%。主要设备23台套。新木3#接转站产液外输至新木联合站，外输管线规格为DN150无缝钢管，建于1976年，总长6km，设计最大输量87104t/a。新木5#接转站建于1987年，站外采用三管热水伴随流程，站内采用开式流程。站外来液进站后进入两相分离器，进行简单的油气分离，经分离的油液和8#站来油进储罐后，经外输泵输送至新木联合站；原流程分离后的天然气经干燥器干燥后，用于本站的加热炉燃烧。2002年后新木5#接转站并入热电联供系统，供热热源转由吉林油田热电厂提供。新木5#接转站设计处理液能力为130104t/a，站外油井共145口，其中带入系统油井142口，单井罐生产井3口，建有计量间15座，支干线总长20.31km，单井管线总长43.2km。目前产液量59.99104t/a，产油量3.69104t/a，含水93.9%。主要设备27台套。新木5#接转站产液外输至新木联合站，外输管线规格为DN200无缝钢管，建于1997年，负责本站产液和8#站来液的外输，总长5.5km，设计最大输量150104t/a。新木7#放水站位于吉林省松原市前郭县重新乡，始建于1994年9月，原为新木采油厂7#站，后改为合资合作恒源公司管理，2006年转为集团公司油气开发公司所有，2007年划归吉林油田公司统一管理。新木7#站站外共145口油井，其中单井罐生产井9口、三管伴热油井88口、掺输流程油井49口，计量间共9座（其中6#、10#为掺输间，1#、2#、3#、4#、5#、8#、9#为三管伴热间），日产液1322.9t/d、日产油54.1t/d、综合含水95.9%。站外计量采用翻斗分离器。站内采用沉降罐简易脱水流程，站外来液由分离器进行油气分离，含水油去沉降罐脱水，低含水油经外输泵输至前60联合站，外输管线为DN100玻璃钢管，长度7.2km。前48站位于吉林省松原市前郭县白依哈乡境内，始建于2003年,原为吉林油田集团公司油气开发公司所有，2007年划归为吉林油田公司统一管理。前48站辖区内现有油水井总数212口，其中油井146口，注水井66口，建有计量间8座，计量采用翻斗分离器。站外89口单井采用小环状掺水流程日产液871.1t/d、日产油68.3t/d、综合含水92.2%。站内设有掺输系统、注水系统、卸油系统、污水处理系统、加热炉等。脱水采用沉降罐简易脱水流程，站外来液由分离器进行油气分离，含水油去沉降罐脱水，含水油经外输泵输至前101站，外输管线为DN100玻璃钢管，长度14.5km。各站经校核站内设备及管线均能满足生产要求。2.4.2注水系统现状新木采油厂2012年第一、第二、第三批零散井调整改造工程实施方案中新建1口注水井，位于联合站辖区内。联合站建设规模及运行情况如下：联合站：联合站、4站、8站三座注水站联网运行，注水能力为16300 m3/d。目前实际注水量为15886m3/d。安装DF160-150x10型高压离心式注水泵4台，开三备一运行，注水能力11400 m3/d，目前实际注水量11300 m3/d,清污混注,补充清水量631 m3/d。2.4.3供配电系统现状（1）木147区块供电现状木147区块由新木变电所2井排线路供电，2#线路目前运行负荷为156A，导线为LGJ120mm2。（2）木83区块供电现状木83区块由新木变电所1井排线路供电，1#线路目前运行负荷为167A，导线为LGJ120mm2。（3）木129-141区块供电现状木129141区块由新木变电所2井排线路供电，2#线路目前运行负荷为156A，导线为LGJ120mm2。（4）木24区块供电现状新木变电所，主变2x20000KVA，开一备一运行；井排线路共有高压线路出有新木1#线、新木2#线、新木3#线新木4#线、新木5#线、出口电压6.6KV。（5）木G区块供电现状木G区块由新木变电所3井排线路供电，3#线路目前运行负荷为130A，导线为LGJ120mm2。（6）木146区块供电现状木146区块由新木变电所2井排线路供电，2#线路目前运行负荷为156A，导线为LGJ120mm2。（7）木128区块供电现状木128区块由新木变电所2井排线路供电，1#线路目前运行负荷为156A，导线为LGJ120mm2。（8）木244、前48区块供电现状前60变电所，位于“前-乾”公路右侧路边，距木南接转站2公里。主变为2台6300KVA变压器开一备一运行，建成于2009年， 60KV电源采用两回供电，分别引自松-乾60KV线路和松-乌60KV线路，10KV井排线路三回（1#线，2#线，4#线）。前48变电所距前60区块直线距离为9公里。主变为1台6300KVA变压器，建成于2003年，60KV电源引自松-乌60KV线路，10KV井排线路四回（1#线，2#线，3#线，4#线）。2.5新木油田地面工程建设方案2.5.1油气集输系统本次调改工程针对2012年初实施的第一批、第二批、第三批零散井产能建设工程中的部分油井进行调整，涉及木129-141、木147、木83、木128、木G、木24、木146、木244、前48区块，共计9个区块，共33口油井。结合新木油田老区整体改造工程，经过重新校核、计算，油气集输系统调整方案如下：序号区块井号集输方案 备注1木147木147-58木143-2木143-1木13-21.1采用冷输流程，其中木147-58带入3#站辖区5#计量间；木143-2、木143-1、木13-21.1带入1站辖区8#计量间，单井管线采用玻璃衬里无缝钢管，埋深-2m2木83木+514-6采用冷输流程，带入8#站辖区14#计量间，单井管线采用玻璃衬里无缝钢管，埋深-2m3木129-141木+9-21.1木+141-70木+141-30木+141-27木+141-32木141-99木+141-25木+141-59木+141-17木+141-50采用冷输流程，其中木+9-21.1带入1#站辖区2#计量间；木+141-70、木+141-17、木+141-50带入2#站辖区10#计量间；木+141-30、木+141-27、木+141-32、木141-99、木+141-25带入2#站辖区3#计量间；木+141-59带入2#站辖区2#计量间，单井管线采用玻璃衬里无缝钢管，埋深-2m4木128木+128-32木+128-45木+128-44采用冷输流程，带入2#站辖区8#计量间，单井管线采用玻璃衬里无缝钢管，埋深-2m5木146木9-17.1采用冷输流程，带入1#站辖区3#计量间，单井管线采用玻璃衬里无缝钢管，埋深-2m6木G木G2-9采用冷输流程，带入5#站辖区5#计量间，单井管线采用玻璃衬里无缝钢管，埋深-2m7木24木+24-36木24-98木+24-38采用冷输流程，其中木24-98带入5#站辖区5#计量间；木+24-36、木+24-38带入5#站辖区8#计量间，单井管线采用玻璃衬里无缝钢管，埋深-2m8木244木+601-1木+602-3采用掺输流程，带入7#站辖区新4#计量间，单井管线采用玻璃钢管，埋深-1m9前48前48A+8-4前48A+8-3前48A+8-2前48A+12-6前48A+12-10前48A+12-5前48A+8-6前48A+8-1采用掺输流程，均带入前48站，其中前48A+8-4、前48A+12-6、前48A+8-6带入3#计量间；前48A+8-3、前48A+8-2、前48A+8-1带入2#计量间；前48A+12-10带入4#计量间；前48A+12-5带入1#计量间，单井管线采用玻璃钢管，埋深-1m2.5.2注水系统1）木24区块新建1口注水井，在联合站辖区内，新增注水量40m3/d，联合站注水能力能够满足新增注水量的要求，因此将新建1口注水井带入联合站。4#配水间现有4井式分水器一台，有1个空头，敷设0.80公里单井管线将1口注水井（木24-97）带入4#配水间。管材采用柔性复合高压输送管 DN50，系统压力16MPa。2）木129-141区块木129-141区块新建2口注水井，在联合站辖区内，新增注水量90m3/d，联合站注水能力能够满足新增注水量的要求，因此将新建2口注水井带入联合站。1-10#配水间现有7井式分水器一台，无空头，敷设1.25公里单井管线将2口注水井（木141-61.1、木9-19.1）带入1-10#配水间。管材采用柔性复合高压输送管 DN50，系统压力16MPa。2.5.2-1新建注水井情况表区块开发注水井数（口）井号单井注水量（m3/d）井口最大注入压力（Mpa）木 24区块 1木24-9740 10木129-141区块 2木141-61.145 13木9-19.145 132.5.3供配电系统（1）木147区块新建油井4口（单井负荷15KW），新增计算负荷68KVA。新建油井附近供电网络已形成，新建油井的电源引自附近2线路，能够满足新增负荷的要求。（2）木83区块新建油井1口（单井负荷15KW），新增计算负荷17KVA。新建油井附近供电网络已形成，新建油井的电源引自附近1线路，能够满足新增负荷的要求。（3）木129-141区块新建油井10口（单井负荷15kW），新增计算负荷105KVA。新建油井附近供电网络已形成，新建油井的电源引自附近2线路，能够满足新增负荷的要求。（4）木24区块木24区块新建3口油井, 在1#井排线供电范围内,油井电机功率为15KW，共新增计算负荷42KVA。新建油井附近供电网络已形成，新建油井的高压电源引自附近已建的6KV井排线路，能够满足新增负荷的要求。（5）木G区块木G区块新建油井1口（单井负荷15KW），共新增计算负荷17KVA。新建油井的高压电源引自附近已建的3井排线路，满足新增负荷的要求。（6）木146区块新建油井1口（单井负荷15KW），新增计算负荷18KVA。新建油井附近供电网络已形成，新建油井的电源引自附近2线路，能够满足新增负荷的要求。（7）木128区块新建油井3口（单井负荷15KW），新增计算负荷31KVA。新建油井附近供电网络已形成，新建油井的电源引自附近1线路，能够满足新增负荷的要求。（8）木244、前48区块木244区块：新增油井2口，单井功率18.5KW，共新增用电负荷37KW/46.25KVA。前48区块：新增油井8口，单井功率18.5KW，共新增用电负荷148KW/185KVA。结合前期实施方案及已建油井，将本次新增油井带入供电系统。2.6公用工程及辅助配套设施2.6.1供配电本次调改工程针对2012年初实施的第一批、第二批、第三批零散井产能建设工程中的部分油井进行调整，涉及木129-141、木147、木83、木128、木G、木24、木146、木244、前48区块，共计9个区块，共33口油井。新建油井附近供配电网络已经形成，各油井的电源均就近带入供电系统，并能够满足新增用电负荷要求。2.6.2仪表及电气设备选型站内、站外的电气设备及控制仪表均选用防爆安全型。2.6.3防雷防静电工艺管道、设备均做防静电接地，场区防雷。2.6.4防腐钢管采用新型JS-1低温、固化防腐涂料。2.6.5防震管线、设备及建筑物设计按地震烈度度设防。2.7主要工程量及投资估算该工程主要工程量及投资估算见下列各表。主要工程量及投资估算汇总表序号区块投资（万元）1木147区块117.32木83区块39.33木129-141区块300.594木24区块131.665木128区块102.866木146区块35.17木G区块43.848木244区块43.049前48区块230.5小计1044.19安评费13.91基本预备费104.42总计1162.52木24区块主要工程量及投资估算表系统主要工程内容投资（万元）设备费材料费安装费建筑工程费临时征地费小计集输1.采油井口 3套13.50 13.50 2.玻璃衬里钢管 DN50 0.8KM 埋深2米4.54 7.25 11.79 注水1.注水井口 1口0.30 0.30 2.单井管线 柔性复合高压输送管 DN50 16MPA 0.8KM 14.40 1.60 5.12 3.20 24.32 3.配水阀组 1套2.50 2.50 配电1.6KV架空线路 1km 6.86 5.14 2.00 14.00 2.380/220V架空线路1km4.02 3.62 2.00 9.64 3.柱上变电站50kVA 1座1.80 1.11 3.96 6.87 4.井场配电 4座1.68 5.72 7.40 5.低压电容补偿装置 1套1.20 0.80 2.00 小计3.00 32.61 44.39 5.12 7.20 92.32 其它监理费 2.97%2.74无损检测费 0.3%2.85征地井场及井间路征地 3450m2配电 179m233.75合计131.66木147 区块主要工程量及投资估算表系统主要工程内容投资（万元）设备费材料费安装费建筑工程费临时征地费小计集输1.采油井口 4套18.00 18.00 2.玻璃衬里钢管 DN50 0.85KM 埋深2米4.83