建设项目环境影响报告表
项 项
目
名
称：
鲁克沁油田二叠系油藏滚动开发项目
建设单位（盖章）：
中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司
鲁克沁采油厂
中煤科工集团重庆设计研究院有限公司
编制日期
二〇 二〇 年 六 月
玉北 1 块 玉北 6 块井区道路
已有阀组 玉北 6 拉油站
区块已有油井 鲁中联合站
玉北脱水站 鲁中联合站污水处理系统
明 《建设项目环境影响报告表》编制说明
本表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。本表一式四份，一律打印填写。
1、项目名称——指项目立项批复时的名称，应不超过 30 个字（两个英文段作一个汉字）。
2、建设地点——指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起止地点。
3、行业类别——按国标填写。
4、总投资——指项目投资总额。
5、主要环境保护目标——指项目周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等。
6、结论与建议——给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论，同时提出减少环境影响的其他建议。
7、预审意见——由行业主管部门填写意见，无主管部门的项目，可不填。
8、审批意见——由负责审批该项目的环境保护行政主管部门批复。
目
录 建设项目基本情况
...................................................... 1 建设项目所在地自然环境社会环境简况
..................................... 29 环境质量状况
........................................................ 33 评价适用标准
........................................................ 37 建设项目工程分析
..................................................... 50 项目主要污染物产生及预计排放情况
....................................... 61 环境影响分析
........................................................ 64 建设项目拟采取的防治措施及预期治理效果
................................. 74 结论与建议
.......................................................... 97 附件：
附件 1、委托书 附件 2、检测报告 附件 3、关于吐哈油田鲁克沁采油厂玉东废渣场低含油废渣无害化处理项目环境影响报告书的批复 附件 4、关于吐哈油田分公司鲁克沁采油厂鲁克沁油田污水处理扩建工程环境影响报告书的批复 附件 5、环境风险评价自查表 附件 6、大气环境影响评价自查表 附件 7、土壤环境影响评价自查表 附件 8、建设项目环评审批基础信息表
1
建设项目基本情况 项目名称 鲁克沁油田二叠系油藏滚动开发项目 建设单位 中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司鲁克沁采油厂 法人代表 娄铁强 联系人
顾煜祖 通讯地址 鄯善县鲁克沁镇 联系电话 0995- 传真
邮政编码 838206 建设地点 新疆吐鲁番市鄯善县鲁克沁镇 立项审批部门 / 批准文号 / 建设性质 新建√
改扩建□
技改□ 行业类别及代码 陆地石油开采B0711 占地面积 （平方米）
9.387hm 2
绿化面积 （平方米）
/ 总投资（万元）
48632.39 其中：环保投资（万元）
1660 环保投资占 总投资比例 3.41% 评价经费（万元）
预期投产日期 2020 年 10 月 工程内容及规模：
1. 项目背景 鲁克沁油田位于新疆维吾尔自治区鄯善县鲁克沁镇，鲁克沁稠油聚集带包括鲁克沁构造带和玉北-连木沁构造带，东西长 60km，南北宽 10～20km，面积约900km 2 ，资源量 5.2 亿吨，发育三叠系、二叠系两套主力油层，平面上分为 4 个区，即西区、中区、东区和北区，北区和东区的主力油藏是二叠系梧桐沟组，中西区的主力油藏是三叠系克拉玛依组。二叠系梧桐沟组油藏自 2012 年获得发现，截止 2017 年底二叠系油藏共发现三级石油储量 10579 万吨，其中探明 3666.8 万吨、控制 2480 万吨、预测 4432 万吨。
为进一步扩大二叠系油藏开发产能，鲁克沁采油厂拟实施鲁克沁油田二叠系油藏滚动开发项目（以下简称“本项目”），本项目涉及区块为北区的玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块和东区英 15 块，动用面积 4.6km 2 ，动用储量 456 万吨，部署 38 口井，其中油井 26 口(水平井 12 口)、注水井 12 口，新建产能 9.4 万吨。
2 根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》，本项目应开展环境影响评价工作。根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》，“石油开采新区块开发；页岩油开采”应编制建设项目环境影响报告书，除此之外，其他项目应编制建设项目环境影响报告表。本项目属于老区块石油开发项目，应编制环境影响报告表，鲁克沁采油厂委托中煤科工集团重庆设计研究院有限公司对本项目开展环境影响评价工作。环评单位接受委托后，及时组织环评技术人员收集了项目设计等相关技术资料，并对现场进行了踏勘。在对工程的分析以及项目所在地环境现状调查的基础上，分析、预测工程建设对环境的影响，提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施，编制完成了《鲁克沁油田二叠系油藏滚动开发项目环境影响报告表》。
2. 前期勘探开发历史 鲁克沁油田在 2006 年以前原称吐玉克油田，2006 年更名为鲁克沁油田，鲁克沁油田于 1997 年投入试采，2000 年 8 月优选储层物性好、单井产能高的鲁 2块投入开发，衰竭开发两年半后于 2003 年 6 月在鲁 3-7 井开展了常规注冷水试验，在试验成功的基础上，于 2005 年 10 月该块全面投入注水开发。在鲁 2 块注水开发试验成功基础上，玉东 2008 年整体投入注水开发。
2012 年 12 月，玉北 1 号构造上钻探的玉北 1 井在二叠系梧桐沟组（P 2 w）见到良好的油气显示，自此发现二叠系梧桐沟组油藏。2013 年完钻的开发井玉北 1-2 和玉北 1-1 井分别获得了 32.27t 和 27.36t 的高产稠油，北一区玉北 1 块进入了快速建产阶段。玉北区块获得突破后，加强了对中西区二叠系的地质认识，先后对玉1-18和玉东401-2-8井二叠系梧桐沟组进行试采，均获得了较高的产量，日产油分别为 12.93t 和 20.80t。
为了进一步扩展勘探，2013 年向北部署了玉北 6 井，9 月底完钻，10 月试油获日产 9.12m 3 的稠油，之后又先后部署了玉北 601、玉北 101 和玉北 602 等评价井，其中玉北 602 井试油获 43.3m 3 的稠油，玉北 101 井试油日产 18.1m 3 稠油，基本落实了玉北 6 块的含油面积，在此基础上编制了玉北 6 块产能建设方案，玉北 6 块成为了油田的重点产能建设区块。
在北一区发现二叠系梧桐沟组油藏的启示下，东一区也开始了二叠系油藏的探索。2013 年 4 月 24 日完钻预探井英 15 井，2013 年 5 月对 P 2 w3563～3573m压裂试油获得 10.58m 3 /d 的工业油流，2013 年 6 月英 11 井对 P 2 w3578～3589m
3 井段重新进行试油求产获得 4.8m 3 /d 的工业油流，后来又相继钻探了英 1102、英15-2、英 1103 三口井在 P 2 wⅢ油层组均获得工业油流，其中英 1102 井对 3588～3602.4m 井段进行压裂试油获得 20.34m 3 /d 的工业油流，之后编制了东一区开发方案，东一区的产能建设也拉开了序幕。
截止目前，目前玉北 6 和玉北 1 区块共有生产油井 102 口，均采用有杆泵举升生产，平均单井日产液 8.7m 3 /d，单井日产油 6.9t/d，平均含水 9.8%。英 15 区块共有生产油井 33 口，均采用有杆泵举升生产，平均单井日产液 8.0m 3 /d，单井日产油 6.0t/d，平均含水 21%。
目前玉北 6 区块共有注水井 4 口，开井 4 口，均采用单注注入方式，平均注水压力 14MPa，配注量 88m 3 /d，日注量 82m 3 /d；玉北 1 区块共有注水井 6 口，开井 4 口，其中有 1 口分注井停注，平均注水压力 33MPa，配注量 24m 3 /d，日注量 22m 3 /d；英 15 区块共有注水井 12 口，开井 8 口，均采用单注注入方式，平均注水压力 32MPa，配注量 30m 3 /d，日注量 27.1m 3 /d。
3. 工程基本情况 项目名称：鲁克沁油田二叠系油藏滚动开发项目。
建设单位：中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司鲁克沁采油厂。
项目性质：新建（滚动开发）。
工程投资：总投资 48632.39 万元，其中环保投资 1660 万元，占工程总投资的 3.41%。
建设地点：鲁克沁油田位于新疆维吾尔自治区鄯善县鲁克沁镇，本项目开发区块为北区玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块和东一区英 15 块。
开采层位：二叠系梧桐沟组。
主要建设内容：本项目共部署新钻井 38 口（其中油井 26 口、注水井 12 口），新建产能 9.4 万 t/a；玉北 6 块新建混油单井管线 3.3km、稀油单井管线 3.3km、混油汇管 3km、稀油汇管 4km；玉北 1 块新建混油单井管线 4.4km、稀油单井管线 4.4km；英 15 块新建混油单井管线 5.5km、稀油单井管线 5.5km；玉北 6 块新建注水支管 4km、单井注水管线 1.1km，玉北 1 块新建注水支管 1.4km，英 15块新建单井注水管线 2km；在玉北 6 东、玉北 6 西各新建撬装单井计量装置 1套；东区 1#阀组扩建 9m×6m 掺稀阀组间 1 座，建筑面积 64m 2 ；在西区 3#阀组东侧新建 18 头标准化掺稀计量阀组（9m×24m），新建阀组至西区 2#阀组混油
4 汇管 1.45km，新建阀组至去西区稀油汇管 1.25km，新建混油单井管线 0.85km、稀油单井管线 0.85km；新建 4.5m 宽砂石巡检道 8km；配套建设供配电、仪表、土建等辅助工程。
图 图 1
本项目地理位置示意图 本项目主要工程组成见表 1。
表 表 1
主要工程组成一览表 类别 名称 单位 工程量 备注 主体工程 钻井工程 采油井 口 26 12 口为水平井，14 口为直井，井场、井口安装、标志标识等采用标准化设计 注水井 口 12 井场、井口安装、标志标识等采用标准化设计 集输管线 混油单井管线 km 14.05 柔 性 复 合 高 压 输 送 管 D74 × 12 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
5 稀油单井管线 km 14.05 柔 性 复 合 高 压 输 送 管 D65 × 12.5 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
混油汇管 km 4.45 玻璃钢管 DN100 PN4.0MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
稀油汇管 km 5.25 20 无缝钢管 D89×5（40mm 黑夹克聚氨酯防腐保温）
注水管线 注水支管
km 5.4 D76×12
Q345C 单井注水管线 km 3.1 D60×10
Q345C （3PE 加强级防腐）
站场 单井计量装置 套 2 玉北 6 东、玉北 6 西各 1 套 掺稀阀组间 座 1 东区 1#阀组扩建，9m×6m 掺稀计量阀组 座 1 18 头标准化掺稀计量阀组（9m×24m）
辅助工程 供配电 就近从已建 10kV 单井架空线路“T”接 仪表 实现抽油井油压、套压、冲程、冲次、示功图、启停时间、启停状态、电机综合电参（电流、电压、电量、有功功率、无功功率）等参数采集。
道路 km 8 4.5m 宽砂石巡检道 环保及依托工程 原油处理 依托鲁中联合站原油处理系统处理，处理规模 166×10 4 m 3 /a（液），稠油处理能力 50×10 4 t/a。
污水处理 依托鲁中联合站污水处理系统进行处理，处理规模 4000m 3 /d 含油污泥 依托低含油废渣无害化处理项目无害化处置 泥浆、岩屑处理 泥浆不落地系统处置 生活垃圾 依托鲁克沁镇生活垃圾填埋场进行处置
4. 油气资源概况
4.1 油藏特征 鲁克沁油田二叠系梧桐沟组油层目前主要分布在北一区的 1 砂组、中西区的3 砂组以及东区的梧桐沟组 3 砂组。目前来看，梧桐沟组油藏主要受控于岩性、地层和构造。
北一区 1 砂组的油层组自西向东，砂层及油层均逐渐减薄至尖灭，在玉北 3井附近油层已经减薄到 2.8m，试油日产油 1.91t，累计产油 19.94t；试采稳定日产油 0.47t，累计产油 61.5t。目前根据钻井数据，已经推测出北一区 1 砂组砂体的东部边界沿着玉 W1-16 井、玉 113 井、玉北 20-21 井、玉北 19-22 井、玉北 3井一线向北，边界以东几乎没有 1 砂组的砂体。根据沉积相研究边界以西为扇三角洲沉积，砂体厚度图明显显示出一个扇形。可见，梧桐沟组 1 砂组油层受岩性
6 控制较明显。
东区英 15 块油藏分布明显受岩性控制。英 15 块二叠系梧桐沟组油层厚度不大，约厚 7-15m，以细砂岩为主，油层平面上分布受沉积相影响明显，扇三角洲主河道发育区是油层的主要分布区，由于此区块扇三角洲分布规模较小，因此油层平面分布也较局限。例如，英 13-3 井未钻遇到梧桐沟组砂岩，而侧钻后的英13-3C 井就钻遇到了英 15 块相应的油层，说明砂体在英 13-3C 以南地区相应油层的砂体尖灭。
4.2 地质储量 二叠系梧桐沟组油藏自 2012 年获得发现，截止 2017 年底二叠系油藏共发现三级石油储量 10579 万吨，其中探明 3666.8 万吨、控制 2480 万吨、预测 4432万吨。
4.3 流 流 体性质 鲁克沁油田北一区玉北 6 块 P 2 WⅠ油藏地面原油密度分布在 0.9212～0.9518g/cm 3 之间，平均 0.9374g/cm 3 ；粘度(50℃）2922～37550mPa·s，平均16745mPa.s；凝固点 15～35℃，含蜡量 7.2～11.3％。根据玉北 101 等井水分析结果，玉北 6 块 P 2 w 地层水水型均为 CaCl 2 型，地层水矿化度 29372mg/l。
东一区 W3 油藏原油密度 0.8776～0.9426g/cm 3 ，平均值为 0.925g/cm 3 。原油粘度 32.87～26600mPa•s，平均值为 523mPa•s（50℃），凝固点-7～25℃，初馏点 88～98℃，含蜡量 12.03～28.4%。根据英 15 等井水分析结果，英 15 块地层水总矿化度 33248mg/L，水型 CaCl 2 。
5. 开发部署方案 本项目 共部署新钻井 38 口，其中油井 26 口（水平井 12 口）、注水井 12 口，动用面积 4.6km 2 ，动用储量 456 万吨，建产能 9.4 万吨。本项目开发部署方案见表 2、开发预测指标见表 3，井网部署示意图见图 2、图 3。
表 表 2
本项目 开发部署方案 一览表 区块 总井数(口) 油井(口) 注水井 (口) 单井产能(吨/天) 总产能 (万吨) 直井 水平井 直井 水平井 玉北 6 东 12 9 \ 3 10 \ 2.7
玉北 6 西 8 \ 4 4 7.5 15 1.8
玉北块 7 3 3 1 7.5 15 2.0
英 15 块 11 2 5 4 8 16 2.9
合计 38 14 12 12 \ \ 9.4
7
表 表 3
本项目开发指标预测一览表 时间 地质 储量 (104 t) 年产油 (104 t) 年产水 (104 m 3 ) 年注水 (104 m 3 ) 累产油 (104 t) 累注水 (104 m 3 ) 年注 采比 累注 采比 采油速度 (%) 采出程度 (%) 含水率 (%) 2020 456 3.76 0.04 \ 3.76
\ \ \ 0.82
0.82
1.1
2021 456 9.40 0.35 6.71 13.16
6.71
0.60 0.43 2.06
2.89
3.6
2022 456 7.05 0.72 10.61 20.21
17.32
1.20 0.71 1.55
4.43
9.3
2023 456 5.64 1.35 9.41 25.85
26.74
1.20 0.83 1.24
5.67
19.3 2024 456 4.51 2.16 8.09 30.36
34.83
1.10 0.88 0.99
6.66
32.4 2025 456 3.84 3.35 8.55 34.20
43.38
1.10 0.92 0.84
7.50
46.6 2026 456 3.26 4.78 9.39 37.46
52.76
1.10 0.94 0.71
8.21
59.4 2027 456 2.77 6.33 10.47 40.23
63.24
1.10 0.97 0.61
8.82
69.5 2028 456 2.44 8.25 11.06 42.67
74.29
1.00 0.97 0.53
9.36
77.2 2029 456 2.15 10.27 12.74 44.81
87.03
1.00 0.98 0.47
9.83
82.7 2030 456 1.89 12.28 14.46 46.70
101.49 1.00 0.98 0.41
10.24 86.7 2031 456 1.66 14.16 16.08 48.36
117.57 1.00 0.98 0.36
10.61 89.5 2032 456 1.47 15.86 17.55 49.83
135.12 1.00 0.98 0.32
10.93 91.5 2033 456 1.32 17.70 19.22 51.15
154.34 1.00 0.99 0.29
11.22 93.0 2034 456 1.19 19.34 20.71 52.34
175.06 1.00 0.99 0.26
11.48 94.2 2035 456 1.07 20.74 21.97 53.42
197.03 1.00 0.99 0.23
11.71 95.1 2036 456 0.97 21.85 22.97 54.39
220.00 1.00 0.99 0.21
11.93 95.7 2037 456 0.89 22.66 23.69 55.28
243.68 1.00 0.99 0.19
12.12 96.2 2038 456 0.81 23.18 24.11 56.08
267.79 1.00 0.99 0.18
12.30 96.6 2039 456 0.73 23.41 24.26 56.82
292.05 1.00 0.99 0.16
12.46 97.0
8
图 图 2
玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块井网部署 示意图 沙漠英 15英1 1 101英15-2- - 3300- - 3300- - 3400英平16英平15英 18英15-5英15-3英16-3英17-3英17-4英17-5英16-5英1 1 102 2C C英1 1 104 4英18-5英18-8英17-7英17-8英平12英平13英13-3- - 3250- - 3200- - 3400- - 3450英15-4山脚英 1106英1 1 104 4C C英20-7C英平18-6英18-7英平18-9英平18-4英20-7英1 1 101C C英平17-9英1 1 103 3英 1107英 18C C英 1107C C英13-3C英16-6英平19-5英13-6英19-8英15-6英平19-6英19-7英12-5英13-4英平13-2英 1108英平16-8英平15-1英15-1- - 3250- - 3350- - 3400英17-6英1 1 104 4 CP英18-3 图 图 3
英 英 15 块井网部署 示意图 6. 主体工程 6.1 钻井工程 6.1.1 井身结构 （1）玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 玉东 6 东新建油井 9 口、注水井 3 口，井型为直井。玉东 6 西新建油井 4 口、注水井 4 口，油井井型为水平井，注水井井型为直井。玉北 1 块新建油井 6 口、
9 注水井 1 口，3 口油井井型为水平井，3 口油井井型为直井，注水井井型为直井。井身结构如下：
①直井 导管段采用 φ660mm 钻头，钻至井深 60m，下入 φ508mm 导管。采用 φ375mm钻头一开，钻至井深 500m 左右，下入 φ273mm 表层套管，常规水泥返至地面；采用 φ216mm 钻头二开，钻至设计井深完钻，下入 φ139.7mm 油层套管，采用低密高强+常规增韧复合水泥浆体系固井完井，水泥返至油顶以上 200m。
②水平井 导管段采用φ660mm钻头，钻至井深 60m，下入φ508mm导管。用φ444.5mm钻头一开，钻至井深 500m左右，下入φ339.7mm表层套管，常规水泥返至地面；采用φ311mm钻头二开，钻至井深 3700m左右，下入φ244.5mm技术套管中完，采用常规水泥浆体系固井，水泥返至表层套管脚；采用φ216mm钻头三开，钻至设计井深完钻，下入φ139.7mm油层套管完井，采用常规+低密高强复合水泥浆体系固井完井，水泥返至油顶以上 200m。
井身结构示意图见图 4。
图 图 4
玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 块 井身结构示意图 （2）英 15 块 英 15 块新建油井 7 口、注水井 4 口，5 口油井井型为水平井，2 口油井井型为直井，注水井井型为直井。井身结构如下：
①直井 导管段采用 φ660mm 钻头，钻至井深 50m，下入 φ508mm 导管。一开采用
10 φ375mm 钻头，钻至井深 600m，下入φ273mm 表层套管，常规水泥浆体系返至井口。二开采用φ216mm 钻头下入φ139.7mm 油层套管，采用常规水泥浆体系固井，水泥返至造斜点以上 100m。
②水平井 导管段采用φ660mm钻头，钻至井深 50m，下入φ508mm导管。一开采用φ375mm钻头，钻至井深 600m，下入φ273mm表层套管，常规水泥浆体系返至井口。二开采用φ216mm钻头按设计轨迹钻至设计井深，下入φ139.7mm油层套管，采用常规水泥浆体系固井，水泥返至造斜点以上 100m。
井身结构示意图见图 5。
图 图 5
东区英 15 块 块 井身结构示意图
6.1.2 钻井液 （1）玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 1）导管及一开：高坂土钻井液 清水+ 8～12％坂土+ 0.3％Na 2 CO 3 +重晶石。
2）二开：聚合物钻井液和 MEG 钻井液 ①直井 造 斜 点 以 上 为 聚 合 物 钻 井 液 ：
3-5% 土 粉 +0.2-0.4%ZNP-1/IND30+ 0.3-0.6%NH4-HPAN +1-2%HS-1。
造斜点以下为聚磺钻井液：井浆+3-5%KR-n/HF-024+2-4%HS-2+1-2%PSC +6-10%润滑剂+3-5%QCX-2+0.05-0.1%ABSN。
②水平井
11
造斜点以上为聚合物钻井液：
3-5%土粉+0.2-0.4%ZNP-1/IND30+0.3-0.6%NH 4 -HPAN +1-2%HS-1 。
造斜点-2500m 井段为聚磺钻井液：井浆+3-5%KR-n/HF-024+2-4%HS-2 +1-2%PSC +6-10%润滑剂+3-5%QCX-2+0.05-0.1%ABSN。
2500m-A 点井段为 MEG 钻井液体系：聚磺钻井液+5-8%MEG+2-3%液体润滑剂。
3）三开：弱凝胶钻井液体系
MEG 聚磺钻井液+2%PSC-1+1%SMT+0.5%BC-VIS+2%BC-BPG+2-3%液体润滑剂。
（2）英 15 块 1）导管及一开：高坂土钻井液 清水+ 8～12％坂土+ 0.3％Na 2 CO 3 +重晶石。
2）二开：聚合物钻井液和 MEG 钻井液 ①直井 造斜点以上为聚合物钻井液：部分井浆+0.3-0.5%K-PAM/ZNP-1+1%HS-1/SP -8+0.3-0.5%CMC+0.1-0.3%Na 2 CO 3 +1-1.5%LY-1+2%LYDF+0.2%NaOH。
造斜点以下为聚磺钻井液：井浆+0.2-0.3% K-PAM/ZNP-1+0.8%NaHPAN +0.2-0.3%CMC+2%SPNH+1%PSC+0.5-1%SMP-2+3%QCX+0.5%单封+2.5-3%磺化沥青+5-8%润滑剂。
②水平井 造斜点以上为聚合物钻井液：部分井浆+0.3-0.5%K-PAM/ZNP-1+1%HS-1/SP -8+0.3-0.5%CMC+0.1-0.3%Na 2 CO 3 +1-1.5%LY-1+2%LYDF+0.2%NaOH。
造斜点-3600 井段以为聚磺钻井液：井浆+0.2-0.3% K-PAM/ZNP-1+0.8% NaHPAN+0.2-0.3%CMC+2%SPNH+1%PSC+0.5-1%SMP-2+3%QCX+0.5% 单 封+2.5-3%磺化沥青+5-8%润滑剂。
A 点-B 点井段为 MEG 钻井液：聚合物井浆+0.1-0.3%K-PAM/ZNP-1+ 4-6%MEG+2-3%SPNH+0.5%NaOH+3%LYDF+2.5-3% 磺 化 沥 青 +3%QCX+0.5% DF-1。
6.1.3 固井
12 （1）玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 ①直井 表层套管：低密高强水泥浆体系，Φ273mm 套管采用内插法固井；油层套管：低密高强、常规加砂、增韧加砂水泥浆体系，常规固井。
②水平井 表层套管：常规水泥浆体系，常规固井；技术套管：常规水泥浆体系，常规固井；油层套管：低密高强、常规加砂、增韧加砂水泥浆体系，常规固井。
（2）英 15 块 表层套管：低密高强水泥浆体系，Φ273mm 套管采用内插法固井；油层套管：常规水泥浆体系，常规固井。
6.1.4 钻井周期 （1）玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 ①直井 单井钻井周期控制在 52 天。
②水平井 单井钻井周期控制在 94 天。
（2）英 15 块 ①直井 单井钻井周期控制在 32 天。
②水平井 单井钻井周期控制在 55 天。
6.2 采油工程 （1）储层保护 射孔采用油管传输射孔技术，射孔液采用混合油或加浓度 2%BCS-851 的活性水；尽量减少压井作业，需要压井时，推荐使用浓度 2%BCS-851 的活性水压井液；注水前进行粘土稳定处理；采用浓度 2.0%的 BCS-851 水溶液进行预处理，处理半径 2-3m。
（2）完井射孔 套管固井射孔完井。
①直井油层套管
13 玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块直井采用外径φ139.7mm、P110 钢级，壁厚10.54mm 和 9.17mm 的组合套管：0-500m 段采用外径φ139.7mm、P110 钢级，壁厚10.54mm的套管,500-4300m段采用外径φ139.7mm、P110钢级，壁厚9.17mm的套管。套管满足抗拉、抗挤强度要求。
英 15 区块直井采用外径φ139.7mm、P110 钢级、壁厚 9.17mm 和 N80 钢级、壁厚 9.17mm 的套管组合，套管满足抗拉、抗挤强度要求。进行压裂施工时，需采用封隔器保护套管。
②水平井油层套管 玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块水平井油层套管采用外径φ139.7mm，P110钢级，壁厚 10.54mm 和壁厚 9.17mm 的组合套管：0-500m 段采用外径φ139.7mm、P110 钢级，壁厚 10.54mm 的套管,500-4900m 段采用外径φ139.7mm、P110 钢级，壁厚 9.17mm 的套管。套管满足抗拉、抗挤强度要求，不能满足抗内压强度要求。进行压裂施工时，建议配套应用控排量、前置段塞打磨等控制和降低施工压力的工艺。
英 15 区块水平井采用外径φ139.7mm、P110 钢级、壁厚 9.17mm 的套管，套管满足抗拉、抗挤强度要求。
（3）注水工艺 依托目前二叠系已配套的注水压力系统，注水压力等级为 42MPa。
注水井口选择 KZ50/65 卡箍式井口，采用外径φ73mm 的外加厚油管，管柱采用具有锚定和补偿性能的新型补偿平衡式注水管柱。
（4）举升方式 有杆泵举升技术，空心杆泵上掺稀降粘工艺，采用 KY21/65 型采油井口。
（5）压裂工艺 直井采用注水增能+体积压裂，保持地层能量，二次加砂工艺，增加裂缝导流能力。水平井采用速钻桥塞分段压裂技术。
（6）酸化工艺 在 HCl/HBF 4 /多氢酸的基础上，加入 5%的微乳酸，酸化后不返排。
6.3 地面工程 6.3.1 集输方案 （1）玉北 6 块
14 ①总体布局 在玉北 6 东、玉北 6 西各新建撬装单井计量装置 1 套；新建玉北 6 东、玉北6 西至已建汇管集输管线，与已建区块产液管输至玉北 6 拉油站后，统一拉运至鲁中联合站进行处理。
②单井管线 单井采用密闭常温集输，单井混合油集油管线采用 D74×12
PN12MPa 柔性复合高压输送管，经计算井口回压不大于 1.5MPa，满足油田油气集输规范设计要求。单井稀油集油管线采用 D65×12.5
PN12MPa 柔性复合高压输送管，满足油田油气集输规范设计要求。
③采油井口 单井均采用抽油机生产，抽油机选型采用新型节能型 18 型抽油机 。
④单井计量与集输 单井采用撬装单井计量装置，周期性连续倒井计量，玉北 6 东、玉北 6 西各设撬装单井计量装置 1 套。井口掺稀采用井口掺稀计量阀组进行计量。
新建玉北6东、玉北6西至已建汇管混合油集输管线各1条，管线采用DN100玻璃钢管。新建玉北 6 注油注水站至玉北 6 东、玉北 6 西稀油汇管各 1 条，稀油汇管采用 D89×5 的无缝钢管。集输管线平面示意图见下图。
图 图 6
玉北 6 块集输管线平面走向示意图 （2）玉北 1 块
15 ①总体布局 玉北 1 块新增油井依托已建玉北 1#、3#和西区 5#标准化阀组，均接入已建阀组预留头，通过已建集输管线管输至玉北脱水站进行处理。
②单井管线 单井采用密闭常温集输，单井混合油集油管线采用 D74×12
PN12MPa 柔性复合高压输送管，经计算井口回压不大于 1.5MPa，满足油田油气集输规范设计要求。单井稀油集油管线采用 D65×12.5
PN12MPa 柔性复合高压输送管，满足油田油气集输规范设计要求。
③采油井口 单井均采用抽油机生产，抽油机选型采用新型节能型 18 型抽油机 。
④单井计量与集输 单井计量依托已建单井计量阀组，采用周期性连续倒井计量。新建单井均接入已建阀组预留头，通过已建集输管网管输至玉北脱水站进行处理。集输管线平面示意图见下图。
图 图 7
玉北 1 块集输管线平面走向示意图 （3）英 15 块 ①总体布局 英 15 块新增油井依托已建东区 1#标准化阀组，对标准化阀组进行扩建，通过已建集输管线管输至东一区拉油站，统一拉运至鲁中联合站进行处理。
②单井管线 单井采用密闭常温集输，单井混合油集油管线采用 D74×12
PN12MPa 柔
16 性复合高压输送管，经计算井口回压不大于 1.5MPa，满足油田油气集输规范设计要求。单井稀油集油管线采用 D65×12.5
PN12MPa 柔性复合高压输送管，满足油田油气集输规范设计要求。
③采油井口 单井均采用抽油机生产，抽油机选型采用新型节能型 18 型抽油机 。
④单井计量与集输 单井计量依托已建单井计量阀组，采用周期性连续倒井计量。新建单井均接入已建阀组预留头，通过已建集输管网管输至东一区拉油站进行处理。集输管线平面示意图见下图。
图 图 8
英 英 15 块集输管线平面走向示意图 集输系统主要工程量见下表。
表 表 4
集输系统主要工程量 一览表 序号 名称及规格 单位 数量 备注 一 玉北 6 块 \ \ \ （一）
单井部分 \ \ \ 1 抽油机（18 型 节能型）及井场 座 13 新购 2 标准化设计采油井口 座 13 \ 3 井口掺稀计量阀组（直式高压流量自控仪、阀门等）
套 13 \ 4 柔性复合高压输送管 D74×12 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
m 3300 混油单井管线 5 柔性复合高压输送管 D65×12.5 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油 m 3300 稀油单井
17 一布一膜防水处理）
管线 6 单井计量装置（带保温房）
PN2.5MPa 套 2 \ 7 手提式干粉灭火器 MFZL8 台 8 \ 8 4.5m 宽砂石巡检道路 m 3000 \ （二）
集输管线部分 \ \ \ 1 玻璃钢管 DN100 PN4.0MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
m 3000 混油汇管 2 20 无缝钢管 D89×5（40mm 黑夹克聚氨酯防腐保温）
m 4000 稀油汇管 3 螺旋焊缝焊接钢管 D273×7（聚乙烯胶带防腐）
m 300 穿路套管 二 玉北 1 块 \ \ \ （一）
单井部分 \ \
1 抽油机（18 型 节能型）及井场 座 3 新购 2 抽油机（18 型 节能型）及井场 座 3 再制造利用 3 标准化设计采油井口 座 6 \ 4 柔性复合高压输送管 D74×12 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
m 4400 混油单井管线 5 柔性复合高压输送管 D65×12.5 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
m 4400 稀油单井管线 6 螺旋焊缝焊接钢管 D273×7（聚乙烯胶带防腐）
m 150 穿路套管 7 4.5m 宽砂石巡检道路 m 2000 \ （二）
阀组扩建部分 \ \ \ 1 球阀 Q41F-25 DN50 PN2.5MPa 个 12 \ 2 手动平板闸阀 Z43Y-160 DN25 PN16MPa 个 18 \ 3 手动平板闸阀 Z43Y-160 DN50 PN16MPa 个 6 \ 4 高密封取样截止阀
DN15
PN16MPa 个 6 \ 5 20 无缝钢管 D114×5
m 15 \ 6 20 无缝钢管 D89×5
m 15 \ 7 20 无缝钢管 D60×4
m 90 \ 8 20 无缝钢管 D48×3.5 m 90 \ 9 钢制无缝弯头 DN50 PN12.5MPa 个 40 \ 10 等径三通 DN40 PN16MPa 个 60 \ 11 压力表 Y-100 0-16MPa 块 6 \ 三 英 15 块 \ \ \ （一）
单井部分 \ \ \ 1 抽油机（18 型 节能型）及井场 座 7 再制造利用 2 标准化设计采油井口 座 7 \
18 3 柔性复合高压输送管 D74×12 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
m 5500 混油单井管线 4 柔性复合高压输送管 D65×12.5 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）
m 5500 稀油单井管线 5 螺旋焊缝焊接钢管 D273×7（聚乙烯胶带防腐）
m 150 穿路套管 6 4.5m 宽砂石巡检道路 m 3000 \ （二）
阀组扩建部分 \ \ \ 1 球阀 Q41F-25 DN50 PN2.5MPa 个 14 \ 2 手动平板闸阀 Z43Y-160 DN25 PN16MPa 个 21 \ 3 手动平板闸阀 Z43Y-160 DN50 PN16MPa 个 7 \ 4 高密封取样截止阀
DN15
PN16MPa 个 7 \ 5 20 无缝钢管 D114×5
m 20 \ 6 20 无缝钢管 D89×5
m 20 \ 7 20 无缝钢管 D60×4
m 110 \ 8 20 无缝钢管 D48×3.5 m 110 \ 9 钢制无缝弯头 DN50 PN12.5MPa 个 48 \ 10 等径三通 DN40 PN16MPa 个 70 \ 11 压力表 Y-100 0-16MPa 块 7 \ 12 扩建阀组间视觉形象标准化设计 项 1 \
6.3.2 注水系统 （1）玉北 6 块 本项目玉北 6 东、玉北 6 西新建注水井 6 口，依托玉北 6 注油注水站注水系统，采用计量型标准化井口。注水井井口设计压力 42MPa，进行井口稳流计量配水，设井口保温房。分别新建 1 条玉北 6 东、玉北 6 西的注水管线，新建管线与已建注水干管 T 接，为玉北 6 东、玉北 6 西注水井提供高压水。区块注水采用串接配水工艺，井口计量、串接安装、井口安装、标志标识等采用标准化设计。新建注水管道采用 Q345C 材质高压无缝钢管，生产标准执行《高压化肥设备用无缝钢管》（GB6479-2013），管底埋深-1.4m，钢管外防腐采用 3PE 加强级防腐，注水管线平面示意图见下图。
19
图 图 9
玉北 6 块注水管线平面走向示意图 （2）玉北 1 块 本项目玉北 1 块新建注水井 1 口，依托玉北脱水站注水系统，采用计量型标准化井口。注水井井口设计压力 42MPa，进行井口稳流计量配水，设井口保温房。新建 1 条玉北 2#配水间至单井的注水管线，为其提供高压水。井口计量、井口安装、标志标识等采用标准化设计。区块注水采用串接配水工艺，井口计量、串接安装、井口安装、标志标识等采用标准化设计。新建注水管道采用 Q345C材质高压无缝钢管，生产标准执行《高压化肥设备用无缝钢管》（GB6479-2013），管底埋深-1.4m，钢管外防腐采用 3PE 加强级防腐，注水管线平面示意图见图 7。
（3）英 15 块 本项目英 15 块新建注水井 4 口，依托东一区拉油站注水系统，采用计量型标准化井口。注水井井口设计压力 42MPa，进行井口稳流计量配水，设井口保温房。新建单井管线由已建注水干管就近 T 接，为注水井提供高压水。井口计量、井口安装、标志标识等采用标准化设计。区块注水采用串接配水工艺，井口计量、串接安装、井口安装、标志标识等采用标准化设计。新建注水管道采用 Q345C材质高压无缝钢管，生产标准执行《高压化肥设备用无缝钢管》（GB6479-2013），管底埋深-1.4m，钢管外防腐采用 3PE 加强级防腐，注水管线平面示意图见图 8。
注水系统主要工程量见下表。
20 表 表 5
注水系统主要工程量 一览表 序号 名称及规格 单位 数量 备注 一 玉北 6 块 \ \ \ 1 注水井口安装（计量型）
座 7 \ 2 注水支管
D89×14
Q345C m 4000 \ 3 钢制高压三通 D89×D89×D60 个 12 \ 4 单井注水管线 D60×10
Q345C m 1100 \ 5 井口保温房 座 7 \ 6 螺旋焊缝焊接钢管 D219×6 (聚乙烯胶带防腐）
m 70 \ 7 注水管线连头措施费 项 1 \ 8 砖砌阀井 长×宽×深=1.8m×1.8m×1.8m 座 7 \ 二 玉北 1 块 \ \ \ 1 注水井口安装（计量型）
座 1 \ 2 注水支管
D76×12
Q345C m 1400 \ 3 钢制高压三通 D133×D76×D76 个 1 \ 4 井口保温房 座 1 \ 5 螺旋焊缝焊接钢管 D219×6 (聚乙烯胶带防腐）
m 20 \ 6 注水管线连头措施费 项 1 \ 三 英 15 块 \ \ \ 1 注水井口安装（计量型）
座 4 \ 2 单井注水管线 D60×10
Q345C （3PE 加强级防腐）
m 2000 \ 3 钢制高压三通 D133×D60×D60 个 4 \ 4 井口保温房 座 4 \ 5 螺旋焊缝焊接钢管 D219×6 (聚乙烯胶带防腐）
m 80 \ 6 注水管线连头措施费 项 1 \ 7 砖砌阀井 长×宽×深=1.8m×1.8m×1.8m 座 4 \
6.3.3 西区 3#阀组东侧 18 头标准化掺稀计量阀组 在西区 3#阀组东侧新建 18 头标准化掺稀计量阀组，新建 1 条 DN100 的集输汇管至西区 2#阀组，与西区 2#阀组产液一同进脱水站进行原油的处理；新建1 条 D89×5 的掺稀油汇管 T 接至脱水站去西区稀油汇管上。新建混合油汇管选用 DN100 PN4.0MPa 玻璃钢管（芳胺固化），采用 50mm 厚复合硅酸盐卷毡保温+一油一布一膜防水处理，埋地敷设；新建稀油汇管管材推荐选用 D89×5 的20 无缝钢管，采用 40mm 厚黑夹克聚氨酯防腐保温，埋地敷设。管线平面示意图见下图。
21
图 图 10
新建阀组平面布置及集输汇管平面走向示意图 主要工程量见下表。
表 表 6
主要工程量 一 览表
西区 3#阀组新建 18 掺稀计量阀组 单位 数量 备注 一 集输部分 \ \ \ 1 平板闸阀 Z43Y-160 DN80 PN16MPa 个 6 \ 2 平板闸阀 Z43Y-160 DN25 PN16MPa 个 36 \ 3 平板闸阀 Z43Y-160 DN40 PN16MPa 个 12 \ 4 高密封取样截止阀
DN15
PN16MPa 个 12 \ 5 球阀
Q41F-25
DN50
PN2.5MPa 个 24 \ 6 平板闸阀
Z43Y-25
DN100
PN2.5MPa
个 6 \ 7 平板闸阀
Z43Y-25
DN50
PN2.5MPa
个 6 \ 8 消气器及过滤器
DN100
PN2.5MPa 个 6 \ 9 安全阀 A42Y-25
DN80
PN2.5MPa 个 2 \ 10 20 无缝钢管
D114×5 （阀组间内）
m 75 \ 11 20 无缝钢管
D48×3.5 （阀组间内）
m 190 \ 12 20 无缝钢管
D60×4
（阀组间内）
m 180 \ 13 玻璃钢管（芳胺固化）DN100
PN4.0MPa（50mm 厚卷毡+一油一布一膜）（混合油汇管）
m 1450 \ 14 20 无缝钢管
D89×5（40mm 厚黑夹克聚氨酯防腐保温）
m 1250 \ 15 20 无缝钢管 90°无缝弯头
DN80 PN2.5MPa 个 65 \ 16 等径三通 DN50Ⅰ×50Ⅰ×50Ⅰ-Sch80-20
PN2.5MPa 个 110 \ 17 20 钢无缝同心大小头
DN40×DN25
PN16MPa 个 45 \ 18 柔性复合高压输送管
D74×12
PN12MPa （复合硅酸盐卷毡50mm+一油一布一膜）（单井管线）
m 850 \ 19 柔性复合高压输送管
D65×12.5
PN12MPa（复合硅酸盐卷毡50mm+一油一布一膜）（单井管线）
m 850 \ 20 钢制操作平台 2m×1m×0.5m（长宽高）
个 2 \ 21 带压开孔
DN100
PN2.5MPa 处 1 \ 22 带压开孔
DN80
PN10MPa 处 1 \ 23 单井管线连头措施费 项 1 \
22 7. 配套工程 7.1 供配电 玉北 6 块、玉北 1 块、英 15 块均建有 10kV 单井架空线路，新建单井就近从已建 10kV 单井架空线路“T”接，新建 10kV 架空线路至井场周围，作为新建油井的供电电源。
井场旁设杆上变压器台，变压器采用 S13-M-80/10，10/0.4kV 80KVA，杆上动力配电箱采用 XLW 型（带无功补偿及计量装置），杆上动力配电箱至抽油机控制箱采用 YJV22-1kV-3×50+1X25 电缆直埋敷设。油井 RTU 电源引自抽油机控制箱，采用 ZA-YJV22-1kV-2X4 直埋敷设。撬装计量装置供电电缆采用YJV22-1KV-4X10 电缆。
水井房 RTU 由就近油井杆上动力配电箱引接，配电箱内增加 C65N/1P In=10A 回路开关 1 只，电力电缆采用 YJV22-1kV-2X6 直埋敷设。
7.2 仪表 （1）抽油井 实现抽油井油压、套压、冲程、冲次、示功图、启停时间、启停状态、电机综合电参（电流、电压、电量、有功功率、无功功率）等参数采集。
抽油机井井口数据采集需安装设备如下：油压、套压压力检测 2 点；智能多功能电表 1 套；一体化无线载荷检测 1 套； 采油井 RTU 系统一套(包括配套 RTU柜和 4GCPE 终端单元 1 个)。井口压力和载荷检测采用 ZIGBEE 方式与井口 RTU进行数据交换；电参数通过通讯电缆与井口 RTU 进行数据交换，RTU 将采集到的数据通过 4G TD-LTE 协议上传数据到红连联合站，供电电源就进从抽油机控制柜接入。
RTU 配置：4AI/4DI/4DO；ZigBee 通信（与无线仪表通信）；通讯接口：RS-485 接口（2 路）；RS-232 接口（2 路）；USB（1 路）；Ethernet 接口（1路）。
（2）注水井 注水按 A11 示范工程串接单井注水生产数据采集设备配置。计量仪表和压力检测仪表安装在井口房内，现场设 RTU 一套，高压流量自控仪一台，压力变送器一台，井口压力采用 ZIGBEE 方式与井口 RTU 进行数据交换、注水流量信号通过485通讯方式接入井口RTU系统， RTU将采集到的数据通过4G TD-LTE
23 协议上传数据到红连联合站，供电电源就进从抽油机控制柜接入。
（3）掺稀计量 玉北 6 块新增 13 口油井采用串接掺稀计量方式，计量信号接入采油井井口RTU,通过已建 4G 网络传至 A11 系统平台；玉北 1 块新增 6 口油井、英 15 块新增 7 口油井采用阀组掺稀计量方式，计量仪表接入已建 RTU 系统，实现数据采集与远传。
7.3 土建 （1）油井井场 井场范围 30m×40m，采用 0.2m 高防火堤围合（上宽 0.2m，下宽 0.5m），防火堤采用粘土夯实，井场内原土夯实。
（2）注水井井场 井场范围 30m×40m，采用 0.2m 高防火堤围合（上宽 0.2m，下宽 0.5m），防火堤采用粘土夯实，井场内原土夯实。井口设置成品标准化预制彩板保温房。
（3）东区 1#阀组扩建 东区 1#阀组扩建 9m×6m 掺稀阀组间 1 座，轻钢结构，1 层，层高 3.9m，平面尺寸 9m×6m，建筑面积 64m 2 。设置 1 台防爆轴流风机进行通风，与可燃气体检测装置连锁控制，配备 MFZL8 型磷酸铵盐干粉灭火器 4 具。
（4）新建掺稀阀组间 新建掺稀阀组间 1 座，轻钢结构，1 层，层高 3.9m，平面尺寸 9m×24m，建筑面积 240m 2 。设置 6 台防爆轴流风机进行通风，与可燃气体检测装置连锁控制，配备 MFZL8 型磷酸铵盐干粉灭火器 24 具。
7.4 道路 新建 4.5m 宽砂石巡检道 8km。
8. 依托工程 8.1 鲁中联合站 鲁中联合站始建 2009 年，初建处理规模 40×10 4 t/a（液），稠油处理能力20×10 4 t/a；2011 年进行了扩建，扩建后建成处理规模 166×10 4 m 3 /a（液），稠油处理能力 50×10 4 t/a。本项目所产稠油最终由鲁中联合站进行处理后外输。
鲁中联合站站内建有污水处理系统，初期设计规模为 2000m 3 /d，该项目于2008 年 12 月 27 日取得吐鲁番地区环境保护局环评批复（吐地环监管[2008]报告
24 表 006 号），于 2009 年 9 月 17 日通过吐鲁番地区环境保护局竣工环境保护验收（吐地环监管验[2009]报告表 007 号）。2013 年鲁克沁油田污水处理系统扩建了2000m 3 /d 处理能力，该项目于 2013 年 2 月 25 日取得自治区环保厅环评批复（新环评价函[2013]141 号），于 2015 年 3 月 18 日通过自治区环保厅竣工环境保护验收（新环函[2015]276 号）。2015 年实施了污水 COD 减排改造项目，主要改造内容：新增一座 700m 3 除油罐、新增 60m 3 中间水箱 2 座、新增污水提升泵 3 台、新增罐式反应器 2 座、新增管程式反应器 2 座、新增加药装置 1 套、改造了气浮装置。该项目于 2015 年 5 月 27 日取得吐鲁番地区环境保护局环评批复（吐地环监管[2015]16 号），于 2017 年 9 月 28 日通过吐鲁番市环境保护局竣工环境保护验收（吐市环验函[2017]35 号）。
鲁中联合站污水处理系统采用“气浮+生化+两级过滤”的处理工艺，油田采出污水首先进入调储罐进行水质水量均衡，并除去部分大块浮油和固体颗粒，调储罐出水经提升泵（Q=300m 3 /h）依次进入罐式反应器、管程式、气浮装置，进一步去除浮油、分散油和 COD，出水自流进入调节池，再由泵提升进入生化处理单元，去除大部分溶解油，出水由泵提升进入两级改性纤维球过滤器，滤后水进入净化水罐用于回注。
8.2 玉北 脱水站 本项目玉北 1 块新增油井依托已建玉北 1#、3#和西区 5#标准化阀组，均接入已建阀组预留头，通过已建集输管线管输至玉北脱水站进行处理，处理后合格原油外输至鲁中联合站，由鲁中联合站统一外输至鄯善油库。
玉北脱水站始建 2013 年，处理规模 4800m 3 /d（液），注水能力 2500m 3 /d，注水系统压力 42MPa。该站具有稀油加热，站外来液原油热化学脱水器脱水、加热、大罐沉降脱水、混油计量外输等功能。玉北区块所用稀油来自鲁中联合站，低压稀油经增压后管输至玉北脱水站，在脱水站内加热、掺稀泵增压后，去玉北区块掺稀阀组，经单井掺稀量调配后，去单井掺稀。本站含水油经大罐沉降后，混油经外输泵输至鲁中联合站。
掺稀油部分的主要工艺流程为鲁中联合站来稀油，经稀油加热炉加热升温至40℃后，由掺稀增压泵增压 10MPa，输送到各掺稀阀组去掺稀。
混油的主要工艺流程为该站主要接收西区、玉北区块来油水混合液（含水约60%），混合液进站后经原油热化学脱水器进行一段脱水处理（不加热、常温脱
25 水），脱后原油含水小于 20%，经加热炉加热升温至 40℃，后进入热化学脱水器脱水，脱后含水小于 5%；含水油（油中含水≤5％）再进入沉降罐进行
三段脱水（停留时间 6-8h，脱后原油含水≤0.5%），合格原油外输至鲁中联合站统一外输鄯善油库外销。各段脱出的污水，统一进入水经污水泵进入水区 2 座100m3，再泵输至鲁中联合站污水处理装置进行处理。
8.3 玉北 6 拉油站 本项目玉北 6 东、玉北 6 西产液管输至玉北 6 拉油站后，统一拉运至鲁中联合站进行处理。玉北 6 拉油站建有装、卸油系统、稀油升温提升系统、注水提升系统，玉北 6 区块产液管输至拉油站，所用稀油及注水用水由拉油站增压后供给。拉油规模为 27.1×10 4 /a（液量）。玉北 6 注油注水站建有高压稀油供给系统，清水处理系统及高压注水系统。稀油、水由拉油站稀油提升系统、注水提升系统供给。高压稀油注入能力为 494m³/d，高压稀油系统设计压力为 10MPa。注水规模为 500m³/d，注水系统设计压力为 42MPa。
8.4 东一区拉 油站 东一区现有拉油站 1 座，站内设 700m 3 混合油罐 2 具，700m 3 稀油罐 2 具，装车泵 3 台（2 用 1 备），稀油增压泵 4 台（3 用 1 备），注水系统压力 42MPa，安装注水泵 3 台（开 2 备 1），注水能力 600m 3 /d。
8.5 废渣场 本项目钻井过程中产生的钻井岩屑在玉东 60000m 3 废渣场填埋，玉东废渣场位于玉东 204 站以北约 1km，总占地面积为 25000m 2 ，设计使用寿命 10 年，总容积 60000m 3 ，其中 40000m 3 为一般固废渣场，20000m 3 为危险废物临时储存场。该废渣场...