苏里格气田苏20区块开发方案之地面工程

苏里格气田开发部

苏里格气田苏20区块开发方案之地面工程1总论2开发方案3集气工程4防腐保温5仪表6通信工程7给排水、消防8供配电9供热、采暖通风10维修11建筑结构12苏20区块区部13道路14节能15环境保护16职业平安卫生17组织机构及定员18主要工程量及投资汇报内容1总论1.1设计依据1.?苏里格气田苏20区块初步开发方案?,中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,2006年3月。2.?苏里格气田30×108m3/a产建骨架工程地面建设工程局部?,西安长庆科技工程有限责任公司,2005年12月。3.?苏里格气田30×108m3/a开发规划地面建设工程局部?,西安长庆科技工程有限责任公司,2005年5月。?石油天然气工程设计防火标准?GB50183-2004?油气集输设计标准?GB50350-2005?建筑设计防火标准?GBJ16-87(2001年版)?输送流体用无缝钢管?GB/T8163-1999?建筑灭火器配置设计标准?GB50140-2005?混凝土结构设计标准?GB50010-2002?建筑地基根底设计标准?GB50007-2002其他相关标准、标准。1.2遵循的主要标准标准苏20区块位于苏里格气田中西部，其东部为苏36-11井区，南部为苏14井区，属鄂托克旗所辖。苏20区块1.3地理位置及自然条件

地形地貌气田区域处于毛乌素沙漠的南部，地貌类型主要为沙丘。地震地震根本烈度为Ⅵ度或小于Ⅵ度。1.4地理位置及自然条件

气象气象要素单位鄂托克旗平均气压hPa862.3气温年平均0C6.6极端最高0C36.7极端最低0C-31.4平均相对湿度%48年平均降水量mm277.2年平均蒸发量mm2462.2风速平均m/s3.2最大m/s28.0最多风向N地面温度平均0C9.2极端最高0C68.8极端最低0C-36.9日照时数时3045.4大风日数天40.9雷暴日数天25.9霜日数天61.9最大积雪深度cm9冻土深度标准冻深cm117.5最大冻深cm150.02开发方案苏20区块概述1.地质情况苏20建产区块面积158km2，其中探明区面积116km2，储量136.88×108m3。2.开发层系盒8段是气田的主力层段。2.1开发方案开发方案1.开发方案概况建产总规模3×108m3/a，钻井197口，累计建生产井177口。产能建设期2年。以后每年均需钻新井弥补递减,稳产11年，递减期7年，最终累积产气量40.91×108m3。方案不考虑利用探井及评价井，采用衰竭方式开发，稳产期末的井口最低压力为0.5MPa，之后气井转入定井口压力生产。2.1开发方案2.单井生产指标预测苏20建产区块三类井的比例分别为Ⅰ类井33.9%、Ⅱ类井37.3%、Ⅲ类井28.8％。三类井生产初期的配产分别为：Ⅰ类井以3×104m3/d配产，稳产1.5年，共生产7年，累计产气量为3483×104m3；Ⅱ类井以2×104m3/d配产，稳产1年，共生产7年，累计产气量为2195×104m3；Ⅲ类井以1×104m3/d配产，稳产1年，共生产6年，累计产气量为1081×104m3。2.1开发方案3.废弃条件废弃地层压力2.2MPa,废弃单井产量0.14×104m3/d。4.井网和井距根据方案设计的每年钻井数按照先打优选区，然后探明区，最后滚动扩边的顺序，在骨架井井间加密钻井，最终形成东西向井距为600m，南北向排距为1200m的井网。2.1开发方案天然气组分苏里格气田天然气为鄂尔多斯盆地上古生界天然气，天然气组分根本稳定，主要组分：甲烷〔CH4〕91.56%，乙烷〔C2H6〕5.19%，氮气〔N2〕0.640%，二氧化碳〔CO2〕0.880%，根本不含H2S。产水特征单井生产水气比约0.487m3/104m3左右。生产凝析油特征油气比在3/104m3之间，凝析油C值主要分布在C6-C12之间。2.2流体性质3集气工程3.1集气工艺井口集气工艺1.井下节流、井口不加热、采气管线不保温方案〔方案一〕通过实施井下节流工艺，生产初期控制井口压力，使在该压力下生产时，气流温度高于对应压力状态下水合物形成温度。集气流程为：经井下节流后，1.3MPa的井口气，通过采气管线输送至集气站，在集气站经常温别离、增压后外输。方案优势：井场不设加热炉、采气管线不保温，井场无人值守，便于管理。3.1集气工艺2.井口加热节流，采气管线保温输送方案〔方案二〕生产初期气井井口加热节流到4.0MPa，到集气站约3.5MPa，不增压直接外输；井口压力下降后，集气站增压外输。集气流程为：通过井口加热节流，生产初期井口流动压力控制在4.0MPa，井口加热、保温输送、集气站常温别离外输。到集气站压力降至3.5MPa以下时，集气站增压外输。方案优势：充分利用地层压力能，初期预计可延迟集气站增压时间约1年左右。3.1集气工艺以辖22口井集气站为例，两方案综合比较见下表。井口集气工艺比照表项目方案一：井下节流方案二：井口加热节流井场不设加热炉设加热炉压缩机投产初期就需建约投产1.5年后投运10年折现总投资2411万元2476万元优点管理维护方便；井筒及井口至加热炉段不易堵塞；压力系统单一，匹配较为简单。生产初期利用地层压力，延迟增压时间；采气管线保温，受环境温度影响较小，运行可靠。缺点增压时间比方案二提前，开采初期对地层压力能利用不足井口设加热炉，管理点多，维护工作量大；井筒及井口至加热炉段管线易堵塞；采气管线需要保温，投资较高。推荐方案一，在井场预留加热炉接口，井下节流器未投用或检修时，采用井口加热炉进行加热节流临时生产。3.1集气工艺多井串管集气工艺多口气井串接到同一采气干管，集合后集中进站。减少了采气管线长度，增加了集气站辖井数量，降低了管网投资。系统压力概况天然气交接压力不低于3.2MPa，最远端集气站出站压力为3.5MPa。井口采气干管集气站1.3MPa出站压力3.5MPa交气点集气支线交气压力3.2MPa建设分界3.1集气工艺设计压力从节能、降耗的角度出发，考虑生产初期夏季地温升高时〔高于11℃〕，可将井口压力提高到4.0MPa，在集气站不增压的外输。因此，采气管线的最高运行压力为4.0MPa。阀后4.0MPa25MPa压力分界线3.2场站布置

布站原那么1.合理控制采气半径，节约建设本钱；2.根据总体井网布置，合理优化站场数量。布站方案根据苏20区块开发方案井位布署，站场布置方案有两种。3.2场站布置

方案一：共布置集气站3座，由北向南依次命名为苏34集气站〔苏20-1集气站〕、苏35集气站〔苏20-2集气站〕、苏36集气站〔苏20-3集气站〕；设置清管站一座。清管站与苏20区块计量交接站合建。苏36苏34苏35清清管站3.2场站布置

方案二：共布置集气站2座，设置清管站一座〔与苏20区块计量交接站合建〕，集气站由北向南依次命名为苏34〔苏20-1集气站〕、苏35集气站〔苏20-2集气站〕。苏34苏35清管站布站示意图

方案一

方案二

苏34清管站交接站苏36苏35苏36站清管站交接站苏35苏34DN250DN250DN200DN250DN2503.2场站布置

集气站集气规模1.分年进井数年份苏34集气站苏35集气站苏36集气站小计第1年08917第2年0142135第3年0549第4年05813第5年09413第6年001414第7年014014第8年114015第9年105015第10年122014第11年122014第12年150015第13年9009合计井数597860197方案一各站分年进井数统计表〔口〕3.2场站布置

方案二各站分年进井数统计表〔口〕年份苏34集气站苏35集气站小计第1年01515第2年03131第3年099第4年01313第5年01313第6年01414第7年10（1）1020第8年15015第9年15015第10年14014第11年14014第12年15015第13年909合计井数92105197注〔1〕该项含第1年钻进2口、第2年钻井4口。3.2场站布置

2.分年集气量方案一各站分年集气量统计表〔104m3/d〕年份苏34集气量苏35集气量苏36集气量小计最大运行最大运行最大运行最大运行第1年00161418163531第2年004538625310791第3年004940635111291第4年004840625111091第5年005944634712191第6年004836755512391第7年006444674713191第8年218660453113291第9年23157651382513691第10年46326443241613591第11年63425235201313591第12年8457402711713591第13年886429218612591注：表中“最大〞所对应为按197口井平均配产预测的集气量；“运行〞对应为按3×108m3/a产能所折合集气量。3.2场站布置

方案二各站分年集气量统计表〔104m3/d〕注：表中“最大〞所对应为按197口井平均配产预测的集气量；“运行〞对应为按3×108m3/a产能所折合集气量。年份苏34集气站苏35集气站小计最大运行最大运行最大运行第1年0031283128第2年0094919491第3年001019110191第4年001039110391第5年001159111591第6年001189111891第7年21141197714091第8年5133915814291第9年7447684414291第10年9159503214191第11年10367362413991第12年11575251614091第13年112801611128913.2场站布置

3.方案比较集气站布置方案比较表项目方案一方案二集气站3座，各站分别辖井59口、78口及60口。2座，分别辖井92口及105口。采气管线采气管线178.02km，集气支线18km。采气管线191.84km，集气支线12.4km。总投资20533.7万元20342.7万元优缺点对比优点：集气站规模适中，运行灵活；采气管线距离适当，最长5.7km，大多在5km以内；干管串接井数较少，单条干管停运影响井数少。缺点：投资较高。优点：建站数量少，管理点少，投资较低。缺点：采气管线距离过长，最长7.1km；干管串接井数多，单条干管停运影响井数多。结论方案一后期接替井串接灵活，干管事故时影响单井数量少，推荐方案一。3.2场站布置

4.推荐方案集气站建设顺序根据推荐方案集气站每年进井情况，第一年需建苏35〔苏20-2集气站〕、苏36〔苏20-3集气站〕两座集气站；第9年建设苏34集气站〔苏20-1集气站〕。清管站、苏20区块区部在第一年建成。3.3工艺流程井场流程单井井下节流到1.3MPa〔井口〕，通过简易旋进流量计计量，经采气管线，进入采气干管输往集气站。在井场预留加热炉接口，作为井下节流器失效时的备用。并在井场设上下压紧急迫断阀，压力超过设定上下压值就自动关闭。3.3工艺流程集气站流程天然气经采气干管进入集气站后，经气液别离器进行别离，再进入压缩机增压至3.5MPa输往清管站。外输前预留注醇接口，可通过活动注醇装置对支线注醇。清管站流程清管站内设三具清管器接收筒，三条集气支线来气经清管区集合成一路进入计量交接站。集气站工艺流程分离器分离器自用气区压缩机组压缩机组污水罐闪蒸分液罐外输计量区进站区3.4平面布置井场布置井场无人值守，场地只作简单处理。单井井场占地面积为30m×35m,约1.58亩。单井井场平面布置示意图3.4平面布置集气站平面布置1.布置原那么1〕紧凑合理、节约用地；2〕根据不同生产功能和特点相对集中布置。2.布置方案集气站休息室、值班室、厨房、发电机房等辅助生产区与工艺装置区分开布置。站场占地面积为58m×65m,约5.65亩。3.4平面布置集气站平面布置示意图污水罐闪蒸分液罐自用气区压缩机组分离器阀组区值班室等发电机房回车场蒸发池3.4平面布置清管站平面布置清管站与苏20区块计量交接站合建，站内设三具清管器接收筒，设一具别离器，无人值守,占地面积为35m×20m,约1.05亩。清管站平面布置仪表间计量区干线清管区回车场支线清管区注醇区分离器污水罐3.5主要设备井场设备1.单井计量设备井口采用简易旋进流量计对单井产气量进行计量。2.井口上下压紧急关断阀按?油气集输设计标准?GB50350-2005的要求，气井井口设置上下压紧急截断阀。3.5主要设备集气站设备集气站主要设备：气液别离器、天然气压缩机、污水罐、闪蒸分液罐等。1.别离器气井产水量0.4～0.5m3/104m3，含有少量的凝析油及其它杂质，需进行别离。每站分别设两台常温别离器。3.5主要设备2.污水罐每站分别设置20m3的污水罐2具，用于临时储存集气站别离污水。3.闪蒸分液罐：将闪蒸、分液功能集中到一个罐，放空气体接入分闪蒸液罐进行气液别离。别离器排放污水也进入闪蒸分液罐，闪蒸出污水中的天然气。4.自用气处理装置对气液别离后的天然气进行过滤、调压、计量后，分别供给站内采暖、发电及厨房的等用气。主要设备为过滤器、调压器、流量计等。5.压缩机通过井下节流，集气站进站压力初期在1.0MPa左右，后期进站压力低于1.0MPa，集气站出站压力为3.5MPa，生产过程中需增压外输。3.5主要设备1〕压缩机组选型参数〔1〕进、出口压力初期进站压力根本维持在1.0MPa，后期井口压力进一步降低，进站预测压力为0.3～0.5MPa，集气站增压到3.5MPa外输。〔2〕增压气量集气站在不同生产时期投入生产井数量及产量各不相同，因此增压气量不同，按单井平均配产2.0×104m3/d，预测各站增压气量如下。3.5主要设备3.5主要设备各站预测增压气量表〔104m3/d〕年份苏34集气站苏35集气站苏36集气站小计第1年0141631第2年0385391第3年0405191第4年0405191第5年0444791第6年0365591第7年0444791第8年0603191第9年15512591第10年32431691第11年42351391第12年5727791第13年64216913.5主要设备2〕压缩机选型由于气井压力递减快、生产后期压力较低，增压气量变化大，建设地没有可靠供电电源，推荐采用燃气发动机驱动的往复式压缩机。〔1〕国内生产〔或成橇〕与进口压缩机比较进口往复式压缩机生产厂家有：ARIEL、COOPER-AJAX、DRESSER-RAND和GEMINI。国内压缩机厂四川石油管理局成都天然气压缩机厂：引进Cooper公司压缩机生产技术并再次研发，ZTY整体式系列压缩机组已应用于气田单井及集气站。中石化集团江汉石油管理局第三机械厂：引进D-R公司压缩机生产技术并再次研发，RDS系列分体式压缩机广泛用于油气田增压集输、气体处理等方面。3.5主要设备国内生产〔或成橇〕与进口压缩机比较表产地国内生产（或成橇）进口优点⑴配件供应有保障；⑵售后服务及时；⑶关键设备/部件仍为进口，技术性能有保障；⑷产品价格较低；⑸供货周期短。⑴结构合理、技术先进、性能可靠、适应性强、易于操作和维护保养；⑵加工精度高；⑶易损件寿命较国产机型长，为8000小时以上；⑷变工况能力强。缺点⑴加工精度较低；⑵易损件寿命较进口机型短；⑶变工况能力较差。⑴配件供应无保障，且价格过高，⑵售后服务不及时；⑶成套价格很高；⑷供货周期长。分体式机组:压缩机和发动机是相对独立的。发动机转速较高〔750~1800RPM〕，冲程较短、压缩机体积较小、重量较轻。目前国内能生产功率最大约3400KW。整体式与分体式整体式机组:整体式压缩机的发动机和压缩机一般共用一根曲轴、一个机身，结构比较紧凑、简单。转速为360~440RPM。目前国内能生产功率最大约630KW。压缩机组选型整体式压缩机组适用性强，运行维护费用低，现场运行维护简单，推荐选用整体式压缩机组。3.5主要设备以国内生产整体机组为例，按以下典型的压缩机组参数，根据各站增压气量进行机组配置。ZTY630ML整体机：ZTY630ML11"×11"×9"初期三个缸并联，一级压缩；后期两个11"缸并联后与9"缸串联，二级压缩。根本运行参数：入口压力1MPa，出口压力3.5MPa时，单台最大排气量27×104m3/d；入口压力0.5MPa，出口压力3.5MPa时，单台最大排气量20×104m3/d。3.5主要设备各站压缩机组匹配结果年份苏34集气站苏35集气站苏36集气站运行机组小计第1年/1台1台2台第2年/2台2台4台第3年/2台2台4台第4年/2台3台5台第5年/2台3台5台第6年/3台3台6台第7年/3台2台5台第8年/3台2台5台第9年1台3台1台5台第10年2台2台1台5台第11年3台2台1台6台第12年3台2台1台6台第13年3台2台1台6台3.5主要设备清管站主要设备设置清管器接收筒3具。根据推荐方案集气站建设顺序，第一年需分别建DN200、DN250清管器接收筒各一具；第9年配套苏34集气站〔苏20-1集气站〕建设DN250清管器接收筒一具。另外，设自用气处理装置一套，供苏20区块区部发电及生活用气。3.6集输管网设计参数1.采气管线按井口压力1.3MPa，进站压力1.0MPa，单井平均配产2.0×104m3/d确定采气管线管径。2.集气管线三条集气支线，分别为：苏36～清管站集气支线；苏35～清管站集气支线；苏34～清管站集气支线。集气管线设计压力为4.0MPa。到清管站压力3.3MPa，集气支线的集气能力按对应各站最大预测集气量确定。强度计算采气管线、集气支线设计压力均为4.0MPa。管材本工程采气管线和集气支线管径较小〔最大DN250〕，推荐选用20#无缝钢管。3.6集输管网规格苏34苏35苏36小计20－60×3.56.706.819.0022.5120－76×410.2011.747.6529.5920－89×49.299.896.1825.3620－114×410.5616.7712.1839.5120－159×518.2823.3119.4761.06小计55.0268.5254.48178.02采气管线规格计算结果表〔km〕3.6集输管网集气支线规格计算结果表支线名称管径规格长度（km）备注苏34～清管站20-273×77.1第九年建苏35～清管站20-219×63.6第一年建苏36～清管站20-273×77.3第一年建4防腐保温

埋地管道埋地管道采用环氧粉末普通级防腐，聚乙烯热收缩套现场补口。4.1.2露空管道及设备露空管道及设备外防腐涂敷环氧富锌底漆二道，氟碳涂料面漆二道，干膜总厚度不小于200μm。阴极保护新建的三条集气支线与西干线用电缆跨接。4防腐、阴极保护5仪表

5.1.1井场在采气井口设置就地指示型流量计，对单井产气量进行连续计量。单井井口计量采用简易旋进流量计。5.1.2集气站集气站，除压缩机配套控制系统自动完成运行操作外，其它生产设施只设置就地指示仪表。集气站外输计量、自用气计量推荐采用智能旋进流量计。仪表的检定仪表检定依托社会有资质单位进行标定。序号名称单位数量一集气站(单座)1智能旋进流量计（就地）台22可燃气体报警装置套13防爆电热液位计（就地）台55顶装式浮球液位计（就地）台1二井场(单座)简易旋进流量计（就地）台1仪表局部主要工程量表6通信工程6.1.1集气站通信在网通公司“牧民通〞覆盖区域的集气站，安装无线单机1部〔牧民通〕，在“牧民通〞无法覆盖的集气站内安装卫星1部，实现集气站之间及集气站与区部的联系。巡线应急通信巡线应急通信配卫星2部、牧民通3部。区部通信长庆油田公司苏20计量交接站内将引入光缆，苏20区部需要增加PCM单元1套，接入长庆油田通信网，实现对外的通信需要。6.1技术方案主要工程量表

6.2主要工程量序号主

要

工

程

量单位数量1网络交换机台12E1to10base转换器对13PCM单元对14布设电话线路及安装电话单机部205安装布设有线电视出线户206有线电视接收设备套17布设网络线路户308家用型卫星电视接收设备套39牧民通部610卫星手机部37给排水、消防

水源在站内打水源井1口，井深130m，采用水源直供。供水方案1．水源来水直供站内屋顶高位水箱，由水箱自流供给用水点。2．生活热水1〕集气站：站内设电热水器1套，满足淋浴用热水。2〕苏20区块区部采暖期利用采暖热水热源制备热水；非采暖期采用太阳能热水器制备热水。7.1给水7.2排水污水处置方式1.集气站1〕生活生产废水：站内生活废水聚集于站内污水蒸发池中，自然蒸发。2〕生产污水：集气站内生产污水用污水罐车拉运至苏里格天然气处理厂污水处理装置，集中处理后回注。2.苏20区块区部生活污水聚集后经组合式污水处理装置处理，水质到达杂用水标准，用于绿化或外排。7.3消防集气站、区部配置手提式和推车式磷酸铵盐型干粉灭火器。排水

、消防8供配电8.1统计负荷集气站统计容量利用系数计算负荷同时系数

序号名称kWkW取0.91照明20.81.62电伴热带1.20.80.963电热水器2.00.951.94压缩机70.85.65潜水泵40.83.26放空火炬1.50.81.27空调30.82.48小计20.7

16.8615.17苏20作业区区部统计容量kW估算负荷kW计算负荷kW序号名称1宿舍1564.82食堂10.564.83办公室1286.44供水及热水器14128.4小计51.531.224.4集气站负荷统计表苏20区块区部用电负荷统计表

8.2供配电方案集气站供配电每站设2台18kW发电机互为备用。8.2.2苏20区块区部供配电设2台30kW发电机互为备用。9供热、采暖1.苏20区块区部区部主要热用户为建筑物采暖及生活用热,采暖热负荷约为110kW,洗浴用热负荷为60kW，设一台

240kW多功能燃气热水炉,供热介质为95～70℃热水，热水循环采用开式强制循环系统。2.集气站集气站建筑物采暖负荷为16kW，用一台燃气采暖茶炉,额定供热负荷为30kW，供热介质为热水，供、回水温度为85～65℃，采用自然循环供热方式。10维修维修体制设备维修、事故抢险依托社会,在区部配置必要的日常维修设施，完成日常维护工作。主要维修内容管线、道路维护,小型阀门、压力表、小管件的维修更换等工作。不设置维修工房,在苏20区块区部内设置一个房间作为配件库。生产配套设备表

序号名称单位数量用途备注1工程抢险车台1工程抢险2丰田海拉克斯皮卡台3生产运行巡井3污水罐车台2生产运行4小客车台2倒班51.5吨生活冷藏车台1食品运送11建筑结构集气站建筑、结构设计1.每座集气站占地5.65亩，建筑面积192.4m2。站内建筑物包括发电机房、值班室、工具间、休息室等。

2.建筑物采用密封、保温、隔音性能优越的塑钢门窗。屋面设置保温层。3.外墙采用370厚砖墙。房屋采用砖混结构形式4.压缩机棚采用门式钢架型钢结构。5.建筑耐久年限25年。12苏20区块区部12.1总平面设计功能及性质区部的功能：苏20区块生产指挥和生活倒班的配套基地。站址选择苏20区块计量交接站负责全区来气的接收，有骨架工程的西干线伴行路及通信光缆接入，交通、通信便利，因此推荐苏20区块区部建在交气站附近。总平面布置方案苏20区块区部按30人设计，呈规那么矩形，总占地2236m2，〔合3.35亩〕主要由区部食宿办公区及停车场等组成。建筑面积789m2。12.1总平面设计建筑平面成U型布置，三面围合，南向敞开，利于防风、防沙，防寒，内部小院中间做绿化，周边道路连通，南侧为入口及停车场，方便出行，前方空地绿化。平面示意总图宿舍食堂浴室办公12.2结构设计抗震设防烈度6度；建筑物为砖混结构；地基处理采用垫层法处理，根底采用砖根底。13道路方案修建道路18km。1.苏35集气站进站道路：起点苏20区块计量交接站，顺沿集气管线，终点苏35集气站，全长3.6km。2.苏36集气站进站道路：起点苏20区块计量交接站，顺沿集气管线，终点苏36集气站，全长7.1km。3.苏34集气站进站道路：起点苏20区块计量交接站，顺沿集气管线，终点苏34集气站，全长7.3km。路基宽度4.5m，路面宽度3.5m，路面为泥结碎石路面。14节能

14.1能耗分析主要能耗:集气站压缩机燃料气消耗；为发电机用气以；区部的热水炉用气；生产生活耗水；事故和检修状态下天然气的放空损失等。序号项目消耗量能量换算指标能耗MJ/d单位数量单位数量1增压耗气104m3/d2.23MJ/m333.4983.72×104其它0.22水t/d9.34MJ/t7.5470.42总综合能耗83.73×104MJ/d单位综合能耗9201MJ/104m3主要能耗指标表

14.2节能措施选用效率高、能耗小的压缩机组，优化设计工况点，使机组尽量长期在高效区运行。动力设备驱动及工艺设备加热,优先采用天然气能源,节省运行费用。采气井口为无人值守，减少人员生活能耗。各类阀门及其他管道元件选用密封性能高的产品，防止泄漏。集气站淋浴用热水，设节水型电热水器，屋顶设置不锈钢保温水箱，以保证水质，减少水的浪费。15环境保护（1）废水分离器分离污水，设备冲洗污水。（2）废气事故放空及清管放空的少量天然气；

（3）废渣清管作业清除出的杂质机杂；

（4）噪声天然气压缩机组及节流噪音；（5）管道施工对环境的影响开挖管沟对植被的破坏；（6）安全隐患中等毒性的甲醇、静电和雷电。（1）废水控制含油污水拉至处理厂统一处理，回注（2）废气控制集输系统全密闭，外排符合规定要求；（3）废渣控制废渣集中填埋处理；

（4）噪声控制采取隔声、吸声、减振措施；（5）施工影响控制防风固沙，控制车辆、人员活动范围；

（6）安全隐患控制规定采取防护措施，规范设计抗静电雷电设施。主要污染源和污染物污染控制16职业平安卫生天然气易燃、爆炸特性危害分析生产过程中有毒有害物的危害分析噪声静电、雷电的危害贯彻“平安第一,预防为主〞的方针。在设计施工和运行管理中必须做到：严格执行国家有关平安卫生的标准、规定和标准。采取以防为主,防治结合的原那么。严格制订平安操作规程,防止人为的不平安因素发生。对员工进行职业平安卫生教育。职业危害分析职业危害防护17组织机构及定员1.组织机构组建苏20区块作业区，负责井场、集气站、采气管线、集气支线等的现场运行、维护工作。2.生产定员苏20区块3×108m3/a产建工程生产定员40人。具体如下：集气站3座：生产实行两班倒工作制，每班4人，共4×3×2＝24人巡井巡线：10人〔同时负责综合维修工作〕厂区技术及管理人员：6人18主要工程量及投资序号项目单位数量一工艺部分1新建井数（钻井197口）口1772新建集气站座33新建清管站座14采气管线Ф60～159km178.025集气支线Ф219～Ф273km18二仪表部分1智能旋进流量计（就地）台62可燃气体报警装置套33防爆电热液位计（就地）台154顶装式浮球液位计（就地）台35简易旋进流量计（就地）台177三通信部分1网络交换机台12有线电视接收设备套13家用型卫星电视接收设备套34牧民通部65卫星手机部3苏20区块地面工程方案主要工程量表

序号项目单位数量四供电部分1燃气发电机18kw台62燃气发电机30kw台2五给排水及消防1水源井井深130m口42组合式污水处理设施WSZI-0.5套1六供热及暖通部分130k