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1、1 概论1.1 设计依据1.1.1清河采油厂设计委托书1.1.2八面河油田集输系统调整改造（第二版）及八面河油田集输系统调整改造（补充材料）KY200308。1.1.3八面河油田提供的基础资料1.1.4关于江汉油田分公司八面河油田联合站改造可行性研究报告的批复石化股份油计200447号。 1.1.5关于江汉油田分公司八面河油田集输系统改造可行性研究报告的批复，石化股份油计200446号。1.2 设计原则1.2.1遵重可行性研究报告提出的方案，但必须进一步结合现场实际；使方案更具操作性、更优化。1.2.2整个改造体现效率、效益优先的原则。1.2.3体现节能降耗的原则，做到能量的综合利用。1.2.
2、4尽量依托老设施，节省投资。1.2.5严格按照可研的批复要求，将投资控制在要求范围内。1.3 改造的目的1.3.1 确保在未来10年内，油、气集输系统能够高效的运行。1.3.2最经济、最大限度地实现油气密闭、油气混输，为联合站，南块站提供气源。1.3设计应遵循的主要标准规范1.油田油气集输设计规范SY/T 0004-982.原油和天然气工程设计防火规范GB50183-19933.石油设施电气装置场所分类 SY/T 0025-954.油田注水设计规范 SY/T 0005-19995.油田采出水处理设计规范 SY/T 0006-19996.除油罐设计规范 SY/T 0083-947.油田采出水工程
3、设计技术规定 Q/SL 0481-20018.供配电系统设计规范 GB 50052-959.低压配电设计规范 GB 50054-9510.电力工程电缆设计规范 GB 50217-9411.爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50058-9212.自动化仪表选型设计规定 HG/T 20507-200013.油气田及管道仪表控制系统设计规范 SY/T 0090-9614.分散型控制系统工程设计规定 HG/T 20573-9515.油气田及管道计算机控制系统设计规范 SY/T 0091-9616.室外排水设计规范 GBJ 14-87（1997年版）17.室外给水设计规范 GBJ 13-86（1
4、997年版）1.5自然条件 1.5.1地理位置八面河油田位于山东省寿光市、广饶县境内，小清河两岸，以小清河为界，将八面河油田分为南区和北区两个区块。该油田地势较平坦，北油区属沿海漫滩地，南油区靠近农田。1.5.2自然条件年平均气压101.57kPa年平均气温12.6年平均最高气温18.1年平均最低气温8.3年极端最高气温39.9年极端最低气温-20.8年平均降水量613.5mm年最长连续降雨日数77.1d年最大积雪厚度24cm年平均地面温度14.8年平均日照时数2761.7h年平均大风（8级）日数34.2d一日最大降水量130.3mm最大风速26m/s最大冻土深度47cm最大风向WNW八面河油
5、田所在区域属于6度地震烈度区，建（构）筑物按地震烈度7度设防。1.6 主要设计改造内容本次改造工程主要以油田集输系统为主，重点对油田集输系统的集输管网、站场内设备、设施进行改造设计。本次设计范围：从井口到联合站所有集输管网，站场。2集输系统现状及存在的问题2.1集输系统现状八面河油田始建于1987年，以小清河为界，分为南、北两区。截止2003年7月底，八面河油田共有993口油井，其中655口生产井，单井集输半径0.6km，计量站共75座；接转站13座，其中南区6座，北区7座；联合站1座（位于南区）。 油气水管线总长700多km。主要采油方式是机械采油，主要集输方式是靠油井自压进计量站，采用三管
6、或二管流程，少部分边远井建有拉油点。原油综合含水89%，单井回压夏季最高0.5-0.6MPa，冬季最高1.0-1.2MPa。部分单井靠掺水确保正常生产。2.1.1 主要集输流程天然气外输八面河油田集输流程主要是采用开式三级布站模式，即单井来油进计量站计量，依靠抽油机在井口的压力进入接转站，在接转站内进行油气分离、沉降预脱水，含水油、天然气、污水分别外输。主要集输流程如下： 单井来液 计量站 接转站 含水油外输污水外输 2.1.2 接转站现状1、各接转站来液及物性各区块（接转站）目前液量情况详见表2-1-1。表2-1-1 各 区 块 液 量 油区队别站名油量（t/d）液量（m3/d）备注南区采油
7、一队1#接转站8513501#联合站5#接转站10316505#联合站采油二队2#接转站16528502#联合站采油三队3#接转站30444003#联合站采油五队4#接转站23212006#4#联合站6#接转站45180小计93411630北区采油四队羊2接转站801020羊2角4北块南块联合站角4接转站1101900北块接转站2002800南块接转站1132030采油六队广9接转站82650广9广6南块联合站广6接转站72550广8接转站80550广8南块联合站小计7379500合计167121130各站实测气量情况详见表2-1-2表2-1-2 各 站 实 测 气 量时间站点起读数终读数读数
8、时间视气量(m3)气量(m3/d)2004/3/62#站94609.989578712235247042004/3/10广八站293.14635.051269613922004/3/10角四站95795.9297402.2512321664322004/3/11北块站648.75760.09122164322004/3/12广六站881762004/3/125#接转站97410.3699262.748184836962004/3/134#接转站789.521232.921288817762004/3/16广九站25605120各站来液物性情况详见表2-1-3。表2-1-3 各区块原油物性表站别
9、队别对应接转站原油混合液粘度(mPa.s)比重含砂（%）比重含砂(%)南 区 站采油一队1#接转站5#接转站2175.040.95990.010.99730.0007采油二队2#接转站1655.770.95770.010.9970.0007采油三队3#接转站1038.60.94420.010.99640.0006采油五队4#接转站6#接转站2275.860.96020.020.9920.004采油七队新区、面120区3996.430.97300.020.98920.008北区站采油四队南块站642.590.92710.010.99480.0007采油六队80.340.892500.987102
10、、南区接转站(1)南区接转站（1#、2#、3#、5#、4#、6#）：来液进入接转站后，在接转站内通过油气分离器进行油气分离，油水进入常压储罐进行初步稳定、沉降后，油水混合物经过泵提升、加热后，通过集输管道输至联合站处理；通过油气分离器分出的天然气部分供接转站内加热炉（给原油升温、站内采暖）使用，剩余的部分再通过天然气管网输至油田其它生产、生活点。污水通过管线输至联合站污水处理站。(2)南区接转站设备现状及使用情况表2-1-4站名1#接转站2#接转站3#接转站4#接转站5#接转站6#接转站建站时间868687899692能力设计(m3/d)20003000465015003000120实际(m3
11、/d)20002600410014003000120分离器规格30009600一台在用3000960030009600PG16DG120030009600PG16DG1200数量222122油罐规格1000100010001000100010002000500数量21332212外输泵规格IH100-65-250H80-50-25DY100-454DY100-453DY46-502IH80-65-160IH100-65-200IH80-65-160DY25-504数量234211212加热炉规格1167kWHJ1200-YS/2.5-Q数量44备注目前螺杆泵混输3#接转站，已实现混输，运转正常
12、。6#接转站，南区6#站来油属稠油含气量很少，为保证集输管网正常输送需要掺水，该站离联合站较远，外来水较困难，目前在站内有沉降罐，能分出部分水供集输系统用。3、北区接转站(1)北区（广9、广6、广8、羊2、角4、北块）接转站来液进入接转站后，在接转站内通过油气分离器进行油气分离，油水进入常压储罐进行初步稳定、沉降后，油水混合物经过泵提升、加热后，通过集输管道输至南块站处理，分离出的天然气进入天然气管网。由于北区块远离联合站，南块接转站、广6站、角4站分离出的部分污水在站内经过处理，作为注水水源通过注水泵注入地下。(2)北区接转站设备现状及使用情况表2-1-5站名广9广6广8羊2角4北块南块建站时间98969794958989能力设计(m3/d)80010005002000300030009000实际(m3/d)80010005002000300030009800分离器规格30009600三相分离器(28m3)垂直分
