克拉玛依油田六东区克下组油藏开发调整工程环评报告.docx

前言I1总则-4-1.1 环境功能区划和评价标准-4-1.2 评价工作等级及评价范围-6-1.3 环境保护目标-6-2六东区建设现状-7-2.1 六东区开发简况-7-2.2 六东区开发现状-7-2.3 六东区地面建设现状-9-2.4 现有工程环境影响回顾-11-3J).O-1313.1 建设项目基本情况-13-3.2 原油物性-19-33开发调整部署-19-3.4 主体工程-21-3.5 配套工程-29-3.6 劳动组织及定员-32-3.7 工程占地-32-3.8 环境影响因素分析及污染源分析-32-4生态环境影响评价-33-4.1 生态环境现状调查与评价-33-4.2 生态环境影响分析-38-5水土流失与水土保持-49-5.1 水土流失现状调查与评价-49.5.2 水土流失影响分析-50-53水土流失预测-51-5.4 水土流失防治措施-52-5.5 小结-52-6大气环境影响评价-53-6.1 大气环境质量现状评价-53-6.2 钻井期大气环境影响分析-54-6.3 营运期大气环境影响分析-54-6.4 大气环境影响分析小结-59-7水环境影响评价-59-7.1 区域水环境分布情况-59-7.2 水环境质量现状调查与评价-65-7.3 水环境影响分析-69-7.4 小结-75-8声环境影响评价-77-8.1 声环境质量现状调查与评价-77-8.2 声环境影响评价-79-9固体废物环境影响分析-83-9.1 固体废物产生情况-83-9.2 油田运营期固体废物环境影响分析-85-9.3 固体废物环境影响分析小结-85-10退役期环境影响分析-85-11环境风险评价-86-11.1 评价重点-86-11.2 环境风险因素识别-86-11.3 最大可信事故-94-11.4 风险事故环境影响预测与评价-95-11.5 环境风险管理-104-11.6 风险事故应急处理措施-107-11.7 应急预案建立-109-11.8 风险评价小结-120-12环保措施可行性分析-121-12.1 施工期环境保护措施-121-12.2 运营期环境保护措施-125-12.3 项目区地表水保护措施-127-12.4 油田退役期环境保护措施-129-12.5 环保措施“三同时”竣工环境保护验收一览表-129-13清洁生产-131-13.1 清洁的生产工艺技术-131-13.2 原料的回收利用-133-13.3 本项目能耗-133-13.4 清洁生产水平分析-133-13.5 持续清洁生产-137-13.6 清洁生产措施建议-137-14污染物总量控制-137-14.1 污染物总量控制原则及控制因子-137-14.2 污染物排放总置核算-138-14.3 污染物总量控制指标-138-15环境影响经济损益分析-138-15.1 项目的经济效益分析-138-15.2 项目的社会效益分析-138-15.3 环境经济损益分析-138-15.4 结论-139-16社会环境影响分析-139-16.1 征地影响分析-139-16.2 交通影响分析-140-16.3 社会经济影响分析-140-16.4 小结-140-17产业政策及规划符合性分析-140-17.1 国家产业政策符合性分析-140-17.2 相关规划符合性分析-141-17.3 小结-142-18HSE管理体系和环境监控-143-18.1 HSE管理体系及环境监控现状-143-18.2 建设项目HSE管理体系及环境监控-148-18.3 环境监测计划-150-18.4 施工期实施环境监理建议-151-19公众参与-154-19.1 公众参与调查过程-154-19.2 公众参调查结果及处理-165-19.3 公众参与调查结论-167-20环境影响评价结论-168-21-16S前S克拉玛依油田六东区克下组油藏开发调整工程位于准喝尔盆地西北缘，位于克拉玛依市以东约30km,61#集输处理站在井区内。217国道在油区南部，交通运输较为方便，行政隶属新疆克拉玛依市管辖。本工程共部署加密调整井221口（其中直井205口，水平井16口），整体设计方案分年实施。采用注蒸汽开采方式。本工程新建产能13.4961xl04ta0地面工程建设内容包括221座井场、3座燃气注汽站、12座管汇站、1座中心值班室、集油支线、单井及伴热管线、注汽管道、配气管道、供水管道和其他辅助工程等。工程总投资64640万元。本项目为石油天然气勘探及开采工程，属于产业结构调整指导目录（2011本）（修正）鼓励类，符合国家产业导向。同时，符合自治区国民经济和社会发展“十二五”规划纲要。本项目的投产可在一定程度上支持国家和地方经济建设，提高区域整体开发效益，带动地区经济发展和人民生活水平的提高，具有明显的社会经济效益。根据中华人民共和国环境影响评价法及建设项目环境保护管理条例（国务院令1998年第253号）的有关规定，中国石油新疆油田分公司开发公司委托我公司进行“克拉玛依油田六东区克下组油藏开发调整工程”的环境影响评价工作。我公司接受环评委托后，于2014年5月26日在新疆克拉玛依市政府网站以及克拉玛依日报分别进行了项目的一次公示，通过详细的现场实地踏勘及调查研究，结合有关资料和当地环境特征，按国家、新疆维吾尔自治区环境保护政策以及环评技术导则、规范的要求，开展该项目的环境影响评价工作。对本项目进行初步的工程分析，同时开展初步的环境状况调查及公众意见调查。识别本项目的环境影响因素，筛选主要的环境影响评价因子，明确评价重点和环境保护目标，确定环境影响评价的范围、评价工作等级和评价标准，最后制订工作方案。在进一步工程分析，环境现状调查、环境质量现状评价的基础上进行环境影响预测及评价，提出减少环境污染和生态影响的环境管理措施和工程措施。从环境保护的角度确定项目建设的可行性，给出评价结论和提出进一步减缓环境影响的措施，编制完成了本项目的环境影响报告书初稿，于2014年7月7日和9月18日，分别在克拉玛依日报、新疆维吾尔自治区环境保护厅网站进行了项目的二次公示，二次公示结束后在项目建设地发放调查表进行了公众参与调查。在此期间，我们又进一步结合公众参与调查结果对环境影响报告书进行了补充、完善，最终编制完成了本项目环境影响报告书。环境影响评价的工作程序见下图：环境影响评价工作程序图在本次评价中关注的主要环境问题有：油田开发施工期废气、钻井泥浆、岩屑、钻井废水、施工临时占地及生态破坏对周围环境的影响；运营期非甲烷总嫌无组织挥发、油田采出水、井下作业废水、油泥（砂）、落地油、井场（站场）永久占地等对周围环境的影响。针对该项目特点，本项目关注的主要环境问题为项目产生的废气、废水、固体废物、噪声、风险以及生态破坏对周围环境的影响，并论证采取的防范措施及处理处置方式的可行性。本报告书的主要结论为克拉玛依油田六东区克下组油藏开发调整工程的建设符合国家相关产业政策；注汽锅炉使用的燃料气为清洁燃料天然气，并通过Iom高的烟囱排放，可减少废气的排放；采出水经六九区污水处理站处理后排至重油公司人工湿地；井下作业废水采用专用废液收集罐收集后运至六九区污水处理站处理；含油污泥委托克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行回收处理。采取的各项污染防治措施切实可行，污染物能够达标排放；项目建成后区域环境质量基本保持现状；环境风险水平可以接受；项目社会效益较好。从环境保护角度考虑，该项目可行。在本工程环境影响评价工作过程中，评价单位得到了新疆克拉玛依市环保局及相关职能部门、新疆油田分公司质量安全环保处、开发公司以及工程设计单位的大力支持和帮助，在此表示诚挚的感谢！1总则1.1 环境功能区划和评价标准1.1.1 环境功能区划1.2.1.1 环境空气根据环境空气质量标准(GB30952012)中的规定，本项目所在区域环境空气质量为二类功能区。1.2.1.2 水环境项目区内的地表水体主要为白一克明渠、白碱滩水库，根据地表水环境质量标准(GB3838-2002)、饮用水水源保护区划分技术规范(HJ"338-2007)的规定，地表水环境功能区划属于11类功能区；根据地下水质量标准(GB/T14848-93)的规定，判定项目区的地下水环境属于In类功能区。1.2.13声环境本项目开发建设的噪声影响主要在施工期较大，进入生产期后，整个开发建设区噪声源数量相对较少，主要集中在井场、站场，且噪声影响范围内无固定人群居住，根据环境影响评价技术导则一声环境(HJ242009)的有关要求，执行3类声环境功能区要求。1.2.1.4生态环境根据新疆生态功能区划(2005年12月)，六东区属于H准喝尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区一II2准喝尔盆地西部荒漠及绿洲农业生态亚区一17克拉玛依石油工业基地环境保护生态功能区。1.1.2环境质量标准1.2.2.1 环境空气质量标准项目区环境空气执行环境空气质量标准(GB30952012)中的二级标准。1.2.2.2 水环境质量标准项目区内的地表水体主要为白一克明渠、白碱滩调节水库，根据地表水环境质量标准(GB3838-2002)、饮用水水源保护区划分技术规范(HJ"338-2007)的规定，地表水环境功能区划属于II类功能区，因此执行地表水环境质量标准(GB3838-2002)中H类标准。项目区地下水水质执行地下水质量标准(GB“14848-93)中的HI类标准，石油类参照执行生活饮用水卫生标准(GB5749-2006)中的限值。1.2.2.3 声环境质量标准执行声环境质量标准(GB30962008)中的3类标准，昼间65dB（八）夜间55dB（八）o1.224土壤环境质量标准土壤环境评价执行土壤环境质量标准(GB15618-1995)中的二级标准。土壤中石油类参考执行“六五”国家土壤环境含量研究提出的建议标准(300mgkg)。1.2.2.4 物排放标准1.2.3.1废气排放标准项目燃气锅炉烟气排放执行锅炉大气污染物排放标准(GB13271-2014)表2中燃气锅炉标准，项目厂界非甲烷总嫌参考执行大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)表2中无组织排放监控浓度限值，周界外浓度最高点4.0mgm30厂界H2S参考执行恶臭污染物排放标准(GB14554-93)中表1中新扩改二级标准O.O6mgm301.2.3.3噪声排放标准工程施工期噪声执行建筑施工场界环境噪声排放标准(GB125232011)限值。运营期厂界噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)中3类标准。1.2.3.3固体废物固体废物处置执行：一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准(GB18599-2001及2013年修改单)；危险废物贮存污染控制标准(GB18597-2001及2013年修改单)。1.2 评价工作等级及评价范围根据本工程特点及所在地区的环境特征，依据环境影响评价技术导则的具体要求，本工程各环境要素评价等级及评价范围见表121。表121评价工作等级及评价范围环境要素评价等级评价范围生态环境三级油田开发区域边界并外扩Ikm,新建管线、道路两侧各20Om的范围。环境空气三级油田开发区域，重点评价注气站周边2.5km范围。地下水三级油田开发区域。声环境三级井场界外100m、站场厂界外1m。环境风险二级油田开发区域边界并外扩3km,重点评价集油管线。1.3 环境保护目标根据现场调查，项目区以西L4km是白碱滩居民生活区，以东40Om处是白碱滩调节水库，项目区内除油区工作人员外，没有固定集中的人群活动区。本项目区周围环境保护目标详情见表1.3-1和图3.1-2、图7.1-2。表1.3-1环境保护目标序号环境要素环境保护目标位置环境保护要求I大气环境白碱滩区距离井区最近1.4km环境空气质量标准(GB3095-2012)中二级标准先锋新村距离配气管线最近1.5km九区基地距离井区最近250m华隆基地距离井区最近73m2生态环境戈壁荒漠生态系统井区、管线、站场周围合理规划，尽量避免占用，避免不了时应按规定进行补偿芦苇灌丛距离项目井区最近2.5km3水环境白碱滩调节水库距离最近的井直线距离为400mo地表水环境质量标准(GB3838-2002)中的II类标准白一克明渠距离最近的井直线距离为I004m<,风一克干渠与风一克干渠的最近距离为2.5km4声环境九区基地距禽井区最近25Om声环境质量标准(GB3096-2008)中的3类标准要求华降基地距离井区最近73m2六东区建设现状2.1 六东区开发简况六东区克下组油藏位于准喝尔盆地西北缘克百断裂带上盘，距克拉玛依市以东约30km,西南与六中区以白碱滩中断裂为界，东南以克一乌大断裂与七东区相接，西北部为西白百断裂，东北部与九区相邻，具体见图2.1-1。六东区克下组勘探工作始于1957年，1977年申报克下组探明地质储量873×104t,含油面积8.9k?（I+H类地质储量），2001年12月申报克下组扩边新增探明地质储量161×i4t,含油面积Ukm2O2013年为细化油藏调整潜力，对油藏储量进行核算，根据单井面积权衡结果，结合单井综合解释，对有效厚度、孔隙度和含油饱和度等参数进行重新核定，采用容积法对各单井各小层的地质储量进行了计算，确定六东区克下组油藏动用含油面积6.9km2,动用石油地质储量为1409×104to六东区克下组油藏于1976年投入开发，主要分为两个开发阶段，其中1976年1996年为注水冷采开发阶段，累积产油482xl04t,截止2013年12月底累积产油量90.6x10%采出程度6.4%01998年转为注蒸汽吞吐开发，2000年开辟九井组蒸汽驱先导试验区，次年形成13井组的蒸汽驱扩转方案，但因井况问题，仅实施了10个井组。2008年为挖掘井间剩余油潜力，进行了第一次加密调整。油区内建有16井式计量配汽接转站、14及22井式多通阀集油及配汽管汇点，注汽站、配气站、35kV变电所等，井区内水、路、电、通讯等设施齐全，具备良好的地面开发条件。2.2 六东区开发现状截止到2013年12月，六东区克下组油藏开发井数为597口（含上返齐古组油井或封井共183口），目前吞吐采油井414D,开井225口，产液水平1500td,产油水平256td,油汽比0.2,综合含水82%,单井日产油水平1.3td,累积产油量241.9X104t,热采阶段采出程度17.2%o六东区现有井产能开发现状见图2.2-1。克拉玛依油田六丰KIjVF用油玳开发优整工仪环境影响报书图2.1“克拉玛依油田六东区克下组油鼠区域位置图-8-*,中油华东优安金环保有感公司图2.2-1六东区现有井产能开发现状图2.3 六东区地面建设现状六东区目前共有原油集输站1座（61#集输处理站）、原油污水处理站1座（六九区污水处理站）、供汽站7座、16井式计量配汽接转站48座。2.3.1 61#集输处理站61#集输处理站隶属新疆油田分公司重油开发公司集输联合站，位于217国道独阿公路38Ikm以北1500m处，1998年12月建成投产，占地面积32970m2061#集输处理站主要担负着重油开发公司采油作业五区和采油作业三区J230区块的原油集输、处理任务。61#集输处理站储罐总容量为224×104m3,处理能力为55×104tao全站共有拱形立式金属罐14座，其中4000m3一段沉降罐2座，2000m3二段沉降罐2座，100Om3毛油罐2座，100om3污水罐2座，200m3回掺罐2座，IOoOm净化罐2座，20001W净化罐2座；相变掺热器2台，转油泵4台，加药泵4台，污水泵4台，回掺泵3台，回收泵6台。原油脱水采用两段大罐热化学沉降脱水工艺。一段沉降温度50C55,二段沉降脱水温度8090。原油处理流程为：油区来油24000m3一段沉降罐2x10000?缓冲罐T提升泵-2l500kW蒸汽掺热器22000m3二段沉降脱水罐-4座净化油(2000m3净化油罐2座，IoOom3净化油罐2座)一原油外输泵外输。2.3.2 六九区污水处理站六九区污水处理站位于九区稠油区块，G217国道南侧80Om处，地理坐标E85o14",N45o44r0该站于2001年4月3日开工建设，2001年9月26日竣工并投入试运行，2001年8月1日获得克拉玛依六、九区稠油污水处理工程环境影响评价报告表审批意见，2(X)3年6月26日取得新疆油田公司六、九区稠油污水处理厂工程建设项目竣工环保验收意见。污水处理站采用的是目前国内最先进的“高效水质净化与稳定技术“，其流程为“重力除油-高效混凝沉降-压力过滤”三段处理工艺流程。六、九区污水处理站不使用燃料燃烧供热，无燃料烟气产生，处理工程采用常压罐，减少了总煌类的挥发。采出水经站内污水处理系统经处理后出水一部分供701#注水站、801#注水站、803#注水站回注油田，达到碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法(SY/T5329-94)中的标准；一部分回用至供5#供热站、18#供热站的锅炉，达到油田污水回用湿蒸汽发生器水质指标(Q/SY1275-2010)的回用标准；剩余部分达到污水综合排放标准(GB8978-96)中的二级标准，排入重油开发公司人工湿地。污水处理站的含油污泥先排放到事故池干化，后委托克拉玛依博达生态科技环保有限责任公司进行回收处理。2.3.3 注汽站六东区周围有注汽站7座，分别是6号、15号、16号注汽站、六区3#简配站以及2013年六2九2区建的6#、7#、8#简配站，共安装22.5th锅炉28台，其中1台报废，5台封存，供汽能力378×104tao注汽锅炉燃料为天然气，供水水源为清水。2.3.4 计量接转站本项目区共有16井式计量配汽接转站48座，每个接转站站内分别设转油泵2台，l(M)m3缓冲罐2座，转油泵与缓冲罐液位进行连锁，采用变频调速，连续运转。多通阀集油配汽管汇站来液经集油管道进入计量接转站内的2座60?油罐，然后由转油泵提升输至61#集输处理站进行处理；需要计量的经计量管道进入计量接转站计量装置进行计量后，汇入到转油泵入口管道。新建的多通阀管汇站均依托已建642、646、632、633、634、635、673、644、641、653、608、655等12座计量接转站。2.4 现有工程环境影响回顾2.4.1 六东区现状污染源及排放情况2.4.1.1 现有工程污染物排放情况汇总根据六东区、六2区提供的资料，经核算该区块现状污染物排放情况见表2.4-lo表2.4-1六东区、六2区现状污染物排放情况分类名称单位产生量削减量排放放排放去向废气烟气XlO4Nm3Za380009.70.0380009.7通过IOm高的烟囱排放至大气环境烟尘t/a72.960.072.96NOxt/a349.230.0349.23SO2t/a1300.0130废水采出水×Ioim3a12.5512.550.0输送到六、九区污水处理站，同其它区块的采出水一起处理后的净化水回用、回注其它区块后，剩余部分达标排入重油开发公司人工湿地。井下作业废水×IO1m3a0.60.60.0固体废物油泥t/a234.90234.900.0送克拉玛依博达生态科技环保有限责任公司进行处理2.4.2 六东区现状污染物达标排放达标分析2.4.2.1 注汽站锅炉废气达标排放情况2014年6月9日新疆油田分公司实验检测研究院对16号注汽站和6号注汽站锅炉进行了监测，通过监测结果可以看处注汽站锅炉烟气中各污染物排放浓度可以达到标准要求。2.4.2.2 六九区污水处理站污水达标分析2013年3月15日一3月16日青岛京诚检测科技有限公司对六、九区污水处理站外排口进行了采样监测，根据监测结果可以看出，采出水经六、九区污水处理站处理后其水质能够达到污水综合排放标准(GB8978-1996)中一级标准。2.4.3 现有污染防治处置措施(1)钻井期废物处置措施六东区、六2区在开发过程中产生的各种废物均得到了有效的处置。经现场调查：井场周围钻井期间的泥浆池均已平整，钻井泥浆及岩屑在井场防渗泥浆池中干化或固化后填埋；钻井废水进入泥浆池中自然晾晒，再进行干化或固化处理后填埋；已开发区域内无生活垃圾乱丢弃现象；管线开挖期间产生多余土方均平撒在管堤上，并实施压实平整。目前已开发油井钻井期间产生的废物均采取了合理的处置措施。(2)运营期废物处置措施六东区、六2区在运行过程中产生的各种废物均得到了有效的处置。经现场调查：落地原油100%进行回收；含油污泥委托克拉玛依博达生态科技环保有限责任公司进行回收处理；生活垃圾拉运至克拉玛依市垃圾填埋场填埋处理；采出水输送到六、九区污水处理站，同其它区块的采出水一起处理，处理后的净化水部分达到碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法(SY5329-94)中的标准，回注其它区块；部分达到油田污水回用湿蒸汽发生器水质指标(Q/SY1275-2010)的回用标准，回用其它区块锅炉；剩余部分达到污水综合排放标准(GB8978-96)中的一级标准，排入重油开发公司人工湿地。目前已开发油井运营期间产生的废物均采取了合理的处置措施。2.4.4 六东区存在的主要环境问题六东区现状污染物均可得到妥善处置，外排污染物可做到达标排放，经现场勘查，主要环境问题为：(1)个别区域现状道路外有车辆碾压痕迹；(2)个别施工现场完工后未及时平整场地，恢复原有地貌，详见现场照片。解决方案：(1)加强管理，车辆应按照规定线路行驶；(2)施工后及时平整场地，恢复原有地貌。3工程分析3.1 建设项目基本情况项目名称：克拉玛依油田六东区克下组油藏开发调整工程项目性质：新建项目建设地点：六东区克下组油藏开发调整工程位于克拉玛依市以东约30km,61#集输处理站在井区内。六东区西南与六中区相邻，东南与七东区相接，东北部与九区相邻，217国道在油区南部，行政隶属新疆克拉玛依市管辖。油田区域地理位置和区域位置见图3.1-13.1-2。工程规模：新建产能13.4961×104tao项目组成：本工程共部署加密调整井221口（其中直井205口，水平井16口），整体设计方案分年实施，2014年计划实施产能井105口（其中直井96口，水平井9口），其余部署油井根据2014年实施效果而定。采用注蒸汽开采方式。地面工程建设内容包括221座井场、3座燃气注汽站、12座管汇站、1座中心值班室、集油支线、单井及伴热管线、注汽管道、配气管道、供水管道和其他辅助配套工程等。主要项目组成情况详见表3.1-lo工程投资：工程总投资为64640万元。环保投资874万元，占工程总投资的1.35%。图311克拉玛依油田六东区克下组油藏区域位置图644、片4543、：IEAJ55JAJ85。4542、蚌45”4T持图3.1-2本项目地理位置及环境保护目标分布图青岛中油华东院安全环保有限公司-15-表3.L2项目组成情况一览表项目建设内容备注主体工程钻井、采油工程采油井数221口采油直井205口，水平16口，2014年计划实施产能井105口（其中直井96口，水平井9口），其余部署油井根据2014年实施效果而定。采用注蒸汽开发方式，新建产能13.496xlOWa。一类区直井井深560m,二类北区直井井深460m,二类南区直井井深480m。将目前克下组IOoXl40m反九点井网加密调整成70×lOOm反九点井网，以直井加密为主。面输，用级站输，井T通集配管站计接站#输理的。统程：61程地集系采三布集流即口多阀油汽汇T量转一集处站流新建标准化采油井场221座新建稠油直井井口197套，动态监测井井口8套，配4型抽油机；新建稠油水平井井口16套，配5型抽油机。新建多通阀集油计量配汽管汇站12座新建12井式多通阀集油计量配汽管汇站2座、14井式多通阀集油配汽管汇站2座、新建22井式多通阀集油计量配汽管汇站8座，2014年实施1座12井式、1座14井式、5座22井式多通阀集油计量配汽管汇站。12井式多通阀集油计量配汽管汇站由1座12井式多通阀、配汽管汇及I台计量装置组成。14井式多通阀集油计量配汽管汇站由1座14井式多通阀、配汽管汇及1台计量装置组成。22井式多通阀集油计量配汽管汇站由2座12井式多通阀、配汽管汇及1台计量装置组成；新建燃气注汽站3座新建3座l×22.5th的燃气注气站（2014年新建2座，第二批新建1座）。注汽站采用标准化模式建设，注汽锅炉采用半露天布置，设备操作段设置在室内，其余均露天布置。注汽站内的锅炉用水由6号注汽站的清水软化水装置提供。单井注采合一管道47km单井注采合一管道采用D76xl020G（直井）43km、D89×1220G（水平井）无缝钢管4km；2014年新建单井注采合一管道D76x920G（直井）24km>D89×1020G（水平井）2.3km。单井伴热管道47km单井伴热管道采用口32*3/20无缝钢管新建471011。2014年新建单井伴热管道D32x320G（直井）24km、D32×320G（水平井）2.3km。集油支线管道2.7km新建Dl14x4（20G）无缝钢管，埋地保温敷设（2014年新建1.85km）.注汽管道4.9km新建Dl14x14（20G）无缝钢管（含保温、支墩）4.8km,D114×10（20G）无缝钢管0.1km。采用低支架架空敷设，架空高度0.5m,采用保温支架。2014年新建Dl14x14（20G）无缝钢管2.6km、D114×10（20G）无缝钢管0.1km。计量管道2.7km新建D76x520计量管道2.7km,其中2014年新建1.5km。清水软化水供水管线2.36km新建6号注汽站至新建注汽站DN200非金属供水干线0.36km,DN80支线2.0km。2014年新建DN200非金属供水干线0.36km,DN80支线1.3km。供气管道4.1km新建D219x6/20配气干线2.4km,D114x420配气支线1.7kmo2014年新建D219×620配气干线2.4km,D114×420配气支线1.1km。环保工程采出水处理依托重油公司六九区污水处理站注汽站锅炉烟气排气筒注汽站内锅炉燃烧烟气通过高IOm的烟囱高空排放。油泥等危废处理油泥（砂）、清罐底泥等危险废物依托有资质的克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司处置。泥浆池各单井钻井井场设置1座防渗泥浆池（18x4x2m）废弃泥浆固化处理后覆土，恢复自然原貌。配套工程供水工程清水水源：新建注汽站锅炉用水均采用清水水源。水源均由二、三净化水厂一条D630x7供水主管线提供。清水软化水源：新建注汽站的软化水源均由六东区6#注汽站软化水处理装置提供。6号注汽站目前安装5台软化水外输泵，（其中3台参数Q=150m3h,H=44m,N=3OkW,2台泵参数Q=150m3h,H=80m,N=55kW）,经核算为满足新建及已建注汽站用水需求，已建5台泵中3用2备。新建6#注汽站新建注汽站DN2OO非金属供水干线0.36km,DN80支线2.0km。供配电工程目前井区内己建有3条6kV架空线路，分别是六区北线、六区西线、六区中线，新增负荷可依托这3条线。通信工程采用无线（网桥）+有线（光纤），计量接转站现场数据通过无线网桥方式上传至六号供热站，再通过已建有线方式（光纤）上传至九区基地，注汽站现场数据通过无线网桥传输设备，上传至第三供汽联合站，实现数据统一管理。自控工程井区整体自动化水平达到自动控制管理模式。生产过程可实现集中控制，具备数据上传功能：新建12座多通阀集油配汽管汇点设蒸汽流量计和迷宫式高差压调节阀，多通阀控制柜均设在各自所辖计量接转站，控制信号由有线方式传至多通阀集油配汽管汇点实现计量接转站与多通阀远程遥控选井、计量、监测等功能。5座计量接转站能进行自动计量、转输泵汇管温度检测及缓冲罐液位检测等控点。3座新%星林站的测控信号引入注汽站辅助用房值班室内新建RTU内，完成数据采集、监测、控制、记录、报警等功能，同时配套5.8GHZ无线网桥传输设备，上传至第三供汽联合站，实现数据上传功能。中心值班室2014年新建中心值班室1座，按油田公司标准化建设（包含工具房、会议室、值班室、更衣室、厨房等）。道路新建注汽站至油田主干道路网的的支线道路。道路按四级道路标准建设，长度共计1.2km,采用砂石路面，路面为6.5m,且与路基同宽。2014年建设新建注汽站至油田主干道路网的的支线道路0.7km。依托工程原油处理依托61#集输处理站，设计原油处理规模55xl"ta,原油脱水采用两段大罐热化学沉降脱水工艺。2013年该站实际处理油量25.61×104ta,2013年处理液量268.32xl04ta,综合含水90.45%,一段沉降温度5055,二段沉降脱水温度8090。原油处理流程为：油区来油-÷24000m3一段沉降罐-2x100On?缓冲罐一提升泵-2l500kW蒸汽掺热器-22000m3二段沉降脱水罐4座净化油（2000m3净化油罐2座，Iooom3净化油罐2座）原油外输泵外输。污水处理依托重油公司六九区污水处理站，该站设计处理规模为4.2×104mVd,目前实际处理污水量约2.7×l04m3do污水处理采用“高效水质净化与稳定”技术，工艺流程为“重力除油一混凝沉降一过滤”三段式处理流程。处理后的稠油污水一部分用于注汽锅炉回注稠油油田，另一部分回注采油二厂，剩余部分达标排放。计量接转站多通阀集油配汽管汇站来液经集油管道进入计量接转站内的2座6O11V油罐，然后由转油泵提升输至61#集输处理站进行处理；需要计量的经计量管道进入计量接转站计量装置进行计量后，汇入到转油泵入口管道。新建的多通阀管汇站均依托已建642、646、632、633、634、635、673、644、641、653、608、655等12座计量接转站。由于接纳液量增大，其中632、633、634、635、673、644、608、655等8座计量接转站需改造，将转油泵房内2台小排量转油泵（L8MPa、15mVh、18.5KW）更换为2台单螺杆泵（1.8MPa、3551mVh、55Kw）,1用1备；出站管道由DNlOO更换为DN150。这8座计量接转站站内原计量分离器需要改造为自动计量，增加磁翻柱液位计、计量泵等设施；将站内原16井式管汇改造为16井式多通阀管汇。608、632、644、655、673等5座接转站（产液量400T20m3d）,每座站增加60m罐一座；633、634、635这3座接转站（产液量720100Om-Vd）,每座站增加60?罐2座。供水3座注汽站锅炉软化水依托6号注汽站清水软化水处理装置。清水供给依托第二、三净化水厂D630管线注汽工程6461#管汇所接入的井（7口）及部分进老计量接转站的井（15口），由于离新建注汽系统较远，所以依托已建注汽系统，由简配3#站、6号及15号注汽站供汽。供配气工程新建锅炉燃气由六东区二级配气站供气，锅炉燃气进口压力范围为020.4MPa。需新建六东区二级配气站一16#注汽站配气干线2.4km,配气支线1.7km,>油泥等危废处理油泥（砂）、清罐底泥等危险废物依托有资质的克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司处置，处理协议见附件。3.2 原油物性克下组开发初期20地面脱气原油粘度34-50000mPas,平均800mPas;脱气原油密度0.85240.9356gcm3,平均0.90lgcm3o原油初馀点60217C平均125;凝固点-332C平均-22;含蜡量1.32%4.45%,平均2.79%；酸值0.043.16mgKOHg,平均O59mgKOHg;原始溶解气油比2111）3t,饱和压力基本等于原始地层压力；溶解气成分以甲烷为主（占90.5%）,相对密度0.74o水分析结果表明，克下组地层水为NaHCO3型，氯离子含量平均1460mgL,矿化度6790mgLo3.3 开发调整部署本次加密调整区域含油面积2.73km2,地质储量467.2xl04t0本项目共部署加密调整井221口（其中直井205口,水平井16口），钻井进尺11.41×104m,新建产能13.496×104t,直井共部署直井205口，不同分区设计井深不同，一类区直井井深560m,二类北区直井井深460m,二类南区直井井深480m。331总体布局及技术路线3.3.2.1 总体布局六东区克下组油藏位于准喝尔盆地西北缘，位于克拉玛依市以东约30km,61#集输处理站在井区内。217国道在油区南部，交通运输较为方便，区内地势平坦。油区内建有16井式计量配汽接转站、14及22井式多通阀集油及配汽管汇点，注汽站、配气站、35kV变电所等，井区内水、路、电、通讯及输油管线等设施齐备齐全，交通便利，具备良好的地面开发条件。3.3.2.2 技术路线(1)油气集输原油集输采用三级布站方式：井口Tl多通阀集油及配汽管汇点16井式计量配汽接转站-61#集输处理站。油区井口、管汇站采用标准化设计。(2)原油处