采油厂生产准备大队准备队改造项目行性研究报告.doc

X采油厂准备队场地改造工程可行性研究报告 目 录目 录I1总论11.1项目名称及建设单位11.2建设单位概况11.3编制依据11.4研究范围及主要内容11.5编制原则21.6项目提出理由21.7可行性研究的主要结论32现状及存在问题52.1现状52.2存在问题73工作量预测103.1作业工作量预测103.2准备队工作量预测104必要性分析115工艺技术方案135.1工艺流程135.2技术、设备比选146建设方案196.1方案设计196.2方案设计207安全、环保与节能247.1安全生产247.2环境保护247.3节能258项目实施进度269投资估算与资金筹措279.1投资估算依据279.2建设投资估算279.3建设期利息279.4项目总投资估算2710效益分析2811结论和建议291.1结论291.2建议30 II1 总论1.1 项目名称及建设单位项目名称：X生产准备大队准备队改造项目承办单位：X分公司X采油厂1.2 建设单位概况X准备大队包括油管厂、准备队、工具队三个基层队，现有职工132 人，占地面积150亩。主要担负采油厂各类管杆清洗、油管及部分井下工具的修复、管杆及井下工具收送等工作。年度清洗油管70万米，清洗抽油杆12万米，修复油管18万米，检测封井器400台，年修复抽油泵50台，修复各类井下工具150套。1.3 编制依据（1）建设项目经济评价方法与参数（三版），国家发改委、建设部颁发；（2）可行性研究报告编制指南投资项目可行性研究指南编写组编写，2002年3月出版；（3）修复油管质量标准Q/SL0088-1998；（4）抽油杆、光杆修复质量标准Q/SL0780-93；（5）生产过程安全卫生要求总则GB12801-91。1.4 研究范围及主要内容本项目研究范围：X分公司X采油厂油管厂的油管、水井管、抽油杆等修复工艺、设备及基础设施，项目投资估算，财务评价。1.5 编制原则（1）严格执行国家及行业有关法规、标准及规范； （2）满足油管修复需要；（3）设备技术成熟，安全可靠经济合理；（5）遵循谨慎稳妥的原则进行成本、市场份额和服务价格预测。1.6 项目提出理由X采油厂油管厂成立于1991年，主要负责油管杆的清洗、检测、修复工作。由于受技术水平和基础条件的限制，设备简陋，工艺落后。但在当时技术条件下确实解决了生产问题，对提高作业质量，减少作业井次，降低作业成本起到了十分重要的作用。近年来，由于开发形势的变化，为满足油田控制开发成本、提高开发效益的需要，对油管、抽油杆修复检测标准逐渐提高。随着油田开发的不断深入，定向井、水平井、大斜度井的不断增多，小泵深抽、大排量提液措施实施力度增大，管杆技术状况变差。据统计，采油厂现有定向、斜井419口，水平井41口，泵深2000米以上的小泵深抽井150口，管杆偏磨问题严重。同时，采油厂桩1块、桩106块等主力区块矿化度高，油管结垢、腐蚀严重，管杆清洗、修复工作量逐年增加。然而，由于基础建设薄弱，油管厂投产以来，清洗修复线仅进行局部更新、维修，系统工艺技术水平落后，油管厂在工艺设备等方面不同程度存在一些问题，设备老化严重，故障率高，生产效率低，尤其是检测、修复功能配套不全等问题，严重影响油管、抽油杆的修复质量。为此，X采油厂提出实施油管厂改造项目。1.7 可行性研究的主要结论必要性：可解决油管厂技术落后、设备老化、系统不配套、能耗高等问题，提高油管、抽油杆的检测修复质量，降低修复成本，减少环境污染，改善工人劳动环境。技术方案：立足油管厂现有工艺、设备和基础设施，对油管、抽油杆清洗修复系统进行整体改造。一是完善油管清洗、修复设备配套。（1）配套油管探伤检测、高压清洗设备。对现有的油管检测车间进行拆除重建，配套油管探伤检测装置；改造高压清洗生产线。（2）配套油管试压、防护装置。针对油管试压小车行程短，试压接头对中性差、上紧力矩小等问题，对油管试压线进行更换，同时，安装油管试压整体防护装置，实现密闭试压，满足安全生产的要求。二是油管清洗、修复工艺改造。（1）对现有太波热清洗池改造。将清洗池加热方式由天然气改为循环盘管式导热油加热，将目前的双齿轮油管传输改为双轨道式油管传送，建设完备的污泥、污油污水处理系统，确保清洗池的正常、高效运行。（2）进行油管运输线及滚轮改造更新。对现有油管传输线进行升级改造，增设降低噪音装置，将链条传动转改造为皮带传动，增强安全性。三是完善抽油杆清洗、检测设备配套。（1）配套抽油杆探伤检测设备，确保清洗抽油杆质量。（2）增加抽油杆垛，进行抽油杆的定置分类摆放，同时，加宽杆垛长度。根据现场尺寸要求，建议将杆垛长度统一为9.4m。（3）对抽油杆场地未硬化部分进行硬化，改善生产环境。四是基础配套设施更新。（1）对拧扣机、抓管机等老化设备进行更新，更换空压机及空气干燥装置。（2）对油管厂部分油管管架处、清洗池周围、车扣车间与检验间等进行场面硬化，改善生产环境。投资：估算项目总投资1470.4万元，其中建设投资1443.6万元，建设期利息26.8万元。效益：在降低油田开发作业成本和油管、抽油杆的清洗、修复成本方面经济效益明显；在减少污染，消除安全隐患方面社会效益显著。4胜利油田分公司桩西采油厂油管厂改造可行性研究报告2 现状及存在问题2.1 现状2.1.1 概况X采油厂投入开发X、五号桩、长堤、老河口4个油田，共计74个开发单元，探明含油面积152.13km2，探明地质储量17979.36104t，累积动用地质储量15584.81104t。全厂共有注水开发单元44个，注水储量8041.78104t，占动用储量的61.4%。截止2008年6月，采油厂共有油水井1064口，其中油井804口，水井260口。油井开井559口，日液水平40684t，日油水平2520t，综合含水93.8%；水井开井176口，日注水平12643m3。X油管厂担负着采油厂作业管杆的清洗、修复任务，对于保障采油厂原油生产任务的完成和持续稳定发展发挥着不可替代的作用。2007年采油厂完成老井作业工作量847井次，其中油井措施351井次，水井措施131井次，油井维护325井次，水井维护40井次。2008年作业工作量842井次，其中油井措施350井次，水井措施117井次，油井维护323井次，水井维护52井次。表2-1 2007-2008年作业工作量情况序号项目2007年完成2008年预算对比1油井措施351350-12水井措施131117-143油井维护325323-24水井维护405212合计847842-5目前，X准备大队有油管厂1个，主要负责采油厂油管、抽油杆的回收、清洗、修复、配送等工作。表2-2 油管厂基本情况统计表生产单位组建时间定员（人）资产（万元）原值净值X油管厂199145533.16223.762.1.2 主要业务量采油厂随着生产规模的逐年扩大，油管、抽油杆回收、清洗、修复工作量呈上升趋势。采油厂近三年（2005年2007年）平均年回收油管75.2 104m、抽油杆9.1104m，修复油管14.7104m、抽油杆5104m。表2-3 油管、抽油杆修复工作量统计表 单位：104m 项目2005年2006年2007年平均回收修复回收修复回收修复回收修复油管63.9211.2881.7815.0479.917.8675.214.7抽油杆8.74.79.25.19.45.29.152.1.3 主要工艺设备目前，油管厂采用的油管修复线包括初选、清洗、车扣、试压等工序；抽油杆仅具备清洗能力，缺少抽油杆检测线。油管厂主要油管清洗修复设备配备情况见下表。修复复初选清洗检验(目测)试压通径分类上垛油管清洗检测修复工艺流程图2-1 油管、抽油杆修复工作量统计表表2-4 主要油管清洗修复设备配备表设备名称数量型号投产时间现状数控管子螺纹车床2台K13121997年SSCK25G2003年半自动静水试压设备2套自行改造1999年油管试压小车行程短，试压接头对中性差、上紧力矩小，缺少整体防护装置空压机2台水冷活塞式1997年冷却系统结垢严重，冬季气体湿度大，系统结冰影响正常生产。抓管机1台ZL401991年报废再利用，故障率高2.2 存在问题（1）工艺配套不全。缺少油管探伤检验、校直、钻通、高压清洗设备，导致目前油管检验完全依靠人工目测，油管清洗、修复质量无法保证。油管试压线由于缺少试压防护罩，试压过程中多次出现油管破裂，存在严重安全隐患。同时，由于缺少对弯曲油管校直、结垢油管钻通等手段，油管报废率达到10以上。抽油杆只是作简单的清洗，直观检查丝扣、杆体偏磨等损伤情况，进行挑选，没有检测、修复能力。（2）工艺技术落后。目前油管厂生产工艺流程为准备大队组建初期设计投产，后期陆续进行简单局部更新改造，但基本的探伤检测、校直、钻通等工艺一直未配套完善，工艺技术水平落后。（3）设备老化严重油管厂现有生产线总体还是建厂初期配置的，设备更新较慢，使用年限多数在10年以上。设备老化严重，技术水平低，工艺落后，不能适应生产需要。（4）系统运行效率低油管厂所有清洗、修复油管都采用一条传输线，全部经过所有车间才能上管垛，生产效率低。油管传输线、拧扣机、空压机等设备投入时间长，故障率高，生产时效分别为85.6、84.7、82.5，油管修复线整体生产时效59.8。（5）技术水平低目前油管清洗采用加热浸泡清洗工艺，现有油管清洗池2座。其中一座是1991年投产的轨道式天然气加热清洗池，该清洗池水容量大、加热升温慢、散热快、耗能高，由于冬季采油厂气量不足，气压低，清洗池加热升温时间长达48小时，温度仅达到80左右，影响油管清洗效果。另一座是2005年投产的太波热封闭式油管清洗池，该清洗池为油田第一座太波热清洗池，建造时该工艺处于试验阶段，因工艺不成熟，设计不合理，投产后经过3次改造，因故障率高，目前生产时效仅仅45，使用效果不理想。现有油管清洗设备工人劳动强度大，能耗高，生产现场污染严重。太波热清洗池存在问题进、出料口设计不合理，油管两端出入池时，齿轮传送油管易发生挤卡现象；电源信号采集不稳定；油管发生调偏现象，整个清洗装置空间狭小、油管卡池子；内清洗喷头安装不合理；外清洗喷头安装不合理；油管传输线清理油污困难，不利于环保；油管池内污油、污泥无法清理；燃烧器只适合燃气，不能燃油。303 工作量预测3.1 作业工作量预测X采油厂已进入开发中后期，新增储量及动用区块以稠油、低渗等难采储量为主，井身轨迹主体为大斜度井，整体上采油难度加大，成本压力逐年加大，油气生产形势非常严峻。目前，影响井下作业工作量的主要因素如下：（1）油藏产出液介质变差，井况不断恶化，作业工作量呈增加趋势。（2）通过实施躺井专项治理，加大管杆更换、偏磨治理，油水井免修期延长，维护作业工作量可能减少。（3）随着油田开发的不断深入，措施难度增大，作业工序越来越复杂，作业周期相对延长。从影响井下作业工作量的因素变化趋势来看，今后几年，采油厂作业工作量基本稳定，预计将维持在850口以上，其中新井投产在50口左右。3.2 油管厂工作量预测据统计，2005年2007年油管厂平均每年回收油管75.2万米，抽油杆9.1万米。随着油田开发的不断深入，开发规模的不断扩大，井下在用油管、抽油杆数量逐年增加。同时，由于油田开发难度逐年增大，作业工作量逐年增多，管杆周转频率、数量增大。根据采油厂近几年的开发形势，预计未来几年在目前的水平上略有增加。4 必要性分析（1）开展旧油管、抽油杆的修复利用是降低油田生产成本的有效措施。目前，普通新油管价格约为85120元/米，新抽油杆价格约为2840元/米，而核算的修复价格油管为1015元/米，抽油杆为7.69.6元/米。修复成本远低于更新费用。按照修复量核算减少新油管、抽油杆的投入量计算，每年可少投入新油管2.5104m、抽油杆1.5104m。同时，旧油管、抽油杆的修复利用也是建设节约型社会总目标的要求。（2）提高油管、抽油杆的修复质量是油田生产高效运行的重要保障。随着稠油、低渗等特殊油藏投入开发的比例逐步提高，油水井的状况越来越复杂，热采井、定向井、水平井、侧钻井、深井等复杂结构井逐渐增多；老油田进入高含水期开发后，腐蚀、出砂状况日益严重，老井的井况也日趋恶化，套变套损井逐年增多。这些情况给油水井作业带来了许多新的问题。据统计，2005-2007年管杆问题躺井分别占采油厂躺井总数的51.2、59.5、57.3，油管漏失、抽油杆断脱躺井比例仍呈现逐年增多趋势。躺井作业既影响了油田原油生产，也增加了作业成本。表4-1 2005-2007年管杆类躺井情况统计表躺井原因2005年2006年2007年抽油杆断脱819788油管漏失、断脱313433合计112131121（3）提高油管厂的技术装备水平是提高油管、抽油杆修复质量,降低修复成本的必要条件。目前油管厂修复设备老化十分严重，工艺配套简陋，油管、抽油杆的检测修复质量无法保证。5 工艺技术方案5.1 工艺流程（1）油管修复工艺油管修复工艺主要包括：初选、清洗、无损检测、车扣、试压等工序。（2）抽油杆检测工艺抽油杆检测工艺主要包括：初选、清洗、卸接箍、无损探伤、分选等工序。检查螺纹车扣丝扣不合格合格不合格不合格不合格品传送线不合格无损检测不合格品管架初选通径合格直管清洗试压上接箍合格品管架合格防腐合格不合格油管修复工艺流程图5-1油管修复工艺流程筛选清洗检查螺纹探伤抽汲次数内不合格不合格杆垛分选合格杆架图5-2抽油杆检测工艺流程5.2 技术、设备比选5.2.1 清洗系统清洗是油管和抽油杆修复中最基础、最关键的环节，清洗方式的合理与否不仅影响油管的清洗效果、修复质量，还涉及安全、环保等方面的问题，同时它也是体现油管厂修复水平和管理水平的一个主要方面。目前的清洗工艺主要有热浸泡清洗工艺、高压水射流清洗工艺和中频加热机械清洗工艺等。（1）热浸泡清洗工艺热浸泡清洗分为柴油加热浸泡清洗和清洗剂加热浸泡清洗，其原理、过程基本相同。优点：生产能力大，操作弹性也大，清洗效果不受季节的影响。缺点：清洗效果不稳定（清洗液或柴油更换初期效果较好），能耗高，工作环境污染严重，且存在一定安全隐患。封闭式加热清洗装置是近期出现的一种新型清洗设备，其工作原理和清洗效果与清洗剂加热浸泡清洗工艺基本相同。由于采用了太波管加热装置和封闭式箱体结构，加热效率高，热量散发少，运行能耗较低。但其运行的稳定性、可靠性还有待进一步观察。（2）高压水射流清洗技术高压水射流清洗工艺的工作原理是用高压柱塞泵和特殊设计的喷嘴产生高压水射流，利用其强大的冲击力直接剥离、冲刷油管内外壁粘结物，达到清洗油管的目的。高压水射流分为内清洗线及外清洗线，高压泵的额定工作压力为70MPa，进给系统为强迫油管旋转清洗枪进给式清洗或油管固定，清洗枪边旋转边前进式清洗，这样可以大大提高射流水线的覆盖密度，提高清洗的洁净度和速度。单台单班（实际运行时间约6.5小时）油管清洗能力约为200根（30根/小时）。高压水射流清洗工艺的优点是：清洗效果比较好，自动化程度高。运行成本低，据测算，高压水射流清洗工艺的燃料、水、电三项费用只相当于热浸泡清洗工艺的20%40%（取决于热浸泡清洗工艺的加热方式）；主要缺点是对于粘度较大（超过8000厘泊）或者含蜡比较高的原油的清洗效果不是很理想，冬季尤为明显。高压水射流清洗可作为热浸泡清洗的辅助配套工艺，对内壁附着结垢、水泥灰等物质的油管，热浸泡清洗无法洗净，高压水射流清洗可有效解决。（3）中频加温机械清洗技术中频加热机械清洗法的工作原理是利用中频加热感应圈对油管迅速加热，使油管内、外表面的油污熔化，然后用低压清水（0.35 MPa）加旋转钢丝刷机械清洗外表面，管内用低压大流量芯管冲洗。油管采用斜滚轮旋转推进，用变频器调速，旋转和推进速度均可调。中频电加热清洗装置可清洗各种规格的油管，油管表面加热温度在150180摄氏度，清洗能力40根/小时。清洗后管壁无堆积油。其最大的优点是对于粘度较高（粘度高于8000厘泊）的油或者是含腊原油清洗效果较好，而且清洗效果不受环境温度的影响。缺点是钢丝刷更换频繁，动力消耗与高压水射流清洗相差不大。根据以上分析：三种清洗工艺尽管都存在一些问题，但如果操作合理，都能够取得满意的清洗效果。从能耗和环保两方面考虑，并结合油管厂现有设备情况，本次可行性研究建议油管清洗系统采用热浸泡清洗为主，高压水射流清洗为辅的清洗工艺；抽油杆清洗采用现有的热浸泡清洗工艺。5.2.2 试压系统油管试压是采用螺纹密封方式将油管两端封住，然后将高压水注入油管中，以检验油管管体的强度和螺纹的密封性。全自动试压系统基本性能要求：a.适应于各种规格油管。b.静水试压，最大压力30兆帕。c.试压速度11.5根/分钟。d.具备自动、手动运行方式。e.采用力矩电机，计算机控制上、卸扣速度和扭矩。f.油管两端具备可视化监控功能。g.泄漏在线检测，试压结果自动标记。h.具备试压防护装置。i.测试结果储存、打印。5.2.3 探伤系统目前，油管和抽油杆的无损检测主要是采用漏磁探伤或磁粉探伤。漏磁探伤：用一恒稳磁场将被测体磁化至磁饱和，通过测量被测体外的磁感应强度(或磁通)及其分布来测量和评价被测对象内存在的各种缺陷（如裂纹、孔洞、腐蚀坑、偏磨等）。漏磁探伤的优点是效率高，但现有漏磁探伤设备在管、杆两端均存在一定检测盲区。磁粉探伤：当被磁化的被测体表面或近表面存在缺陷从而导致该处磁阻发生变化时，在被测体表面会形成漏磁场。将微细的铁磁性粉末涂覆于该表面，漏磁场吸附磁粉形成的痕迹可显示出缺陷的存在和形状。磁粉探伤的优点是缺陷显示直观，但由于需要人工观测，且工作环境较差（磁粉需要用柴油拌和），且只能检测被测体表面或近表面的缺陷，难以推广。据统计，油管接箍处发生断裂的情况较少，而抽油杆的断脱则主要发生在端头部分，尤其是抽油杆过渡区（变径区）是最容易产生疲劳裂纹的区域，所以过渡区的无损检测十分重要。综上分析，本可研推荐探伤系统配置方案为：油管漏磁探伤机1台；抽油杆杆体漏磁探伤机1台、过渡区探伤设备1套。探伤设备基本性能要求：a.检测范围：油管60.3mm、73mm、89mm；抽油杆19mm25mm。b.检测速度大于1根/分钟。c.采用多通道、多传感器和数据融合技术，实现油管、抽油杆全周向无缝隙覆盖。d.判废标准可由用户自行设定，自动显示损伤位置并自动标志报警。e.探头可根据油管、抽油杆规格自动切换，实现检测过程自动化。f.退磁后剩磁小于210-3特斯拉（符合API标准）。g.大容量数据存贮，对历史波形可回放分析。h.检测流程和控制简洁、灵活，维护方便，且成本低。5.2.4 修复系统油管的修复包括钻通和车扣，油管修复中采用的车扣、钻通等设备多为常规的机械设备，国内生产厂家很多，可选择的余地较大。6 建设方案6.1 方案设计6.1.1 修复能力的确定原则由于一年当中井下作业工作量的不均衡性，导致油管厂油管、抽油杆的修复工作量也是不均衡的，本方案设计油管厂的生产能力按目前平均日工作量（2005年2008年）的110%左右考虑。作业高峰期间，仍可满足生产需求。6.1.1.1 油管修复能力的确定据统计，在回收的油管中，需要车扣的约为20%25%。清洗量约为回收量的95%，而需要试压的数量约为清洗量的90%。所以在现有技术条件下，油管修复线的生产能力主要取决于清洗和试压设备的生产能力。一套高压水射流清洗设备的生产能力一般为30根/小时；一套试压设备的生产能力一般为3040根/小时；探伤设备生产能力一般大于60根/小时。所以，本方案设计首先根据预测工作量，确定油管厂应具备的油管清洗、试压能力，同时配套钻通、车扣、探伤设备。6.1.1.2 抽油杆检测能力的确定在回收的抽油杆中，清洗、探伤检测抽油杆数量占回收量的95%以上。探伤机生产能力约为60根/小时。所以，本方案设计首先根据预测工作量，确定油管厂应具备的抽油杆的清洗能力，同时对应配套探伤设备(暂不考虑修复)。6.1.2 改造方案的设计原则（1）充分考虑油管厂现有外部条件、技术水平和管理水平，采用成熟、可靠、适用的工艺、设备，最大限度解决生产中存在的问题。（2）坚持以人为本的原则，尽可能提高系统的自动化水平，减少机械损伤、噪音和污染物对生产工人的伤害。（3）现场区域划分和油管（杆）分类摆放，实现标准化管理。6.2 方案设计6.2.1 修复能力的确定6.2.1.1 油管修复能力确定按照现有生产设备，实际年清洗油管能力70104m，年修复油管能力18104m，油管厂试压机为自制设备，能力较低，无法满足采油厂作业生产需要。结合采油厂目前生产现状，油管厂实施改造后，设计年清洗试压能力100104m，修复油管25104m。6.2.1.2 抽油杆检测能力确定根据采油厂作业生产需求，设计抽油杆探伤检测能力15104m，需按照生产需要配套抽油杆检测线。6.2.2 改造方案（1）油管清洗、修复线改造a、增设油管探伤设备，对现有的油管检测车间进行拆除重建。b、对现有自动线进行升级改造，提高生产效率。c、消除钢管之间，钢管与滚轮之间的刚性撞击，对现有油管传输线进行升级改造，增设降低噪音装置，将链条传动转改造为皮带传动，增强安全性，达到消除噪声的目的。气缸的噪音通过加装消音器来降低噪音。d、新上一套油管钻通设备，针对砂堵油管、水井管结垢较多的实际，利用钻通设备进行修复再利用。e、对油管试压小车及试压接头改造，增设试压防护罩。f、对现有太波热清洗池进行改造，将目前的双齿轮油管传输改为双轨道式油管传送，建设完备的污泥、污油污水处理系统，确保清洗池的正常、高效运行。g、配套抽油杆检测生产线，增加抽油杆探伤检测设备，提高抽油杆出厂质量。h、改造油管高压清洗线，提高对水井管的清洗能力。（2）更新设备a、更新2套试压设备及配套防护设施。b、更新空气压缩机加装空气过滤干燥装置。c、更新抓管机1台、拧扣机2台。d、车扣车间Q1319车床改为锯床。e、更新2台QK1319管子螺纹数控车床。（3）基础建设a、为了实现标准化现场、标准化摆放，油管厂路西空地上规划5个油管管垛，13m30m51950m2。b、对地面的硬化，给职工创造良好的工作环境、工作现场，使其整体规范化、标准化，便于油管排放、运作。清洗池周围、车工车间与检验间地面硬化面积：1264m2；北边管架：154m32m4928 m2；南边管架：157m33m5181m2。c、目前抽油杆厂地分南北两个区域。北部区域现有抽油杆垛11个，南部区域现有抽油杆垛7个，按照采油厂对抽油杆管理的要求，现因抽油杆场地小、垛少、垛与垛间距小杆垛底座老化严重及横担弯曲等现象，已无法满足实际生产需要。为适应分年限、分级管理要求，需对现有抽油杆场地进行重新规范、改造和调整，新建抽油杆存放二区，并进行场地硬化。表6-1 油管厂改造工程量序号改造设施及设备数量1配套油管探伤机1套2油管探伤车间改扩建200m23配套油管试压防护罩2套4更新油管拧扣机2台5改造试压设备及配套设施2套6更新空压机及空气干燥装置2套7改造油管传输线600m28改造太波热清洗池1套9高压清洗线改造2套10抓管机1台11油管钻通及设备改造1套12更新数控车床2台13锯床1台14油管场地硬化13173m215抽油杆场地改造及扩建4300m216配套抽油杆检测线及工房1条合 计7 安全、环保与节能7.1 安全生产严格执行国家安全卫生标准规范及有关的法律法规，采取有效措施消除不安全隐患。7.1.1 危险因素（1）抽油杆传输过程中可能对操作人员造成的伤害。（2）高压清洗、试压过程中泄漏对人员的伤害。（3）热清洗池旁工作人员面临的危险。（4）电器设备绝缘击穿，操作人员面临的触电危险。7.1.2 预防措施（1）提高传输系统的自动化程度，减少人员与油管、抽油杆的接触。（2）高压清洗装置、试压装置及传动设备加装防护罩。（3）提高油管、抽油杆入池、出池的机械化程度，避免人员直接操作油管、抽油杆。（4）选择安全性能可靠的设备，对传输系统进行低压改造。（5）上岗操作人员进行严格的岗前安全培训。7.2 环境保护改造工程设计必须符合建设项目环境保护设计规定的要求，严格执行国家、地方及有关部门制定的环保设计规范和标准。7.2.1 污染因素（1）空压机、高压泵的噪声，传输系统的金属撞击声。（2）清洗后的污油、污水。7.2.2 防治措施（1）管架与管架之间降低高低联接，中间设缓冲装置。横向滚轮采用挂胶技术，减少金属撞击声。泵房进行封闭隔音。（2）设备外围设置带吸收装置的隔离间，吸收粉尘、降低噪音。（3）污水过滤后循环使用，避免外排。油泥定期清理，集中处理。7.3 节能（1）高压泵设变频器，提高设备运行效率及质量，节约电能。（2）清洗水循环利用，节约用水。8 项目实施进度项目实施进度计划安排依据基建程序的要求，充分考虑项目论证、审批、建设周期，预计建设周期1012个月，到2009年底完成。表8-1 项目实施进度表9 投资估算与资金筹措9.1 投资估算依据（1）建设项目经济评价方法与参数（第二版）国家计委、建设部，1993年4月； （2）石油建设工程概（预）算编制办法（95）中油基字第79号；（3）石油建设工程其他费用规定（95）中油基字第79号。9.2 建设投资估算项目建设投资包括设备购置费、其他费用和预备费共计1443.6万元。见表9-1。9.3 建设期利息本项目建设投资30%为集团公司拨款，其余70%按银行贷款考虑。银行1年期以上贷款利率为5.31%，建设期利息为26.8万元。9.4 项目总投资估算本项目总投资包括建设投资、建设期利息。估算结果见表9-1。表9-1 项目投资估算表序号项目名称数量投资（万元）备注1建设投资1443.6 1.1工程费用12731.1.1配套油管探伤机1套701.1.2油管探伤车间改扩建200m2381.1.3配套油管试压防护罩2套30