油气田产能建设项目可行性研究报告书.doc

油气田产能建设项目可行性研究报告 xxxx化工股份有限公司目 录1 总论12 市场分析和预测23 油气藏工程34 钻井工程85 采油（气）工程106 油气田地面工程147 节能降耗228 安全卫生与健康239 环境保护2510 项目组织及进度安排2711主要风险评估与应对2812 经济评价281 总论1.1 项目编制依据与原则说明可行性研究报告编制的指导思想，主要原则，编制所依据的主要文件、相关政策，引用标准及规范。1.2 项目背景说明项目来源及任务要求。简述工区勘探开发简况，储量上报情况。简述前期已完成的各项工作量、资料录取情况及相关研究成果。1.3 项目研究范围说明项目的工区范围，主要研究内容。1.4 项目地理位置和经济环境1.4.1 地理位置及自然条件简述油气田行政区划、所处地理位置、油气田的区域位置。简述油气田所在地的地形、地貌、工程地质、水文地质、气象资料和地震烈度等。1.4.2 经济环境简述油气田所在地的社会人文、资源、工农业生产发展状况、交通运输、公用工程等现状。1.5 项目建设的意义简要说明项目（大型项目要求）建设对当地经济结构调整和对国民经济的影响，预计项目建成后的经济效益和社会效益等。1.6 研究结果简述油气藏及钻采、地面建设方案的内容要点。说明项目优化后的推荐方案的建设规模及主要的技术经济指标，可与同类型油气藏技术经济指标进行比较。（1）技术指标油气田动用面积、动用地质储量、项目的钻井工作量，开采方式及井网井距，单井及项目预建能力、采收率，集输规模、注入规模及能耗指标等。（2）经济指标财务内部收益率、财务净现值及投资回收期等。（3）主要风险简述项目的主要风险及风险等级。（4）研究结论及建议根据各方案的工程技术分析、财务评价及风险评估结果进行综合性评价，判断项目是否可以接受。说明推荐组合方案的经济效益、抗风险能力以及社会效益。说明项目存在的问题，提出应采取的必要措施和建议。根据上述内容，编制油气产能项目简表，附于可研报告目录后，见附录二。2 市场分析和预测天然气开发项目及大型油田开发项目须进行市场分析与预测，其它油田开发项目可简化或从略。2.1 市场现状分析说明目标区能源消费总量、能源结构现状，能源供给渠道和供给量，目前存在问题等。2.2 市场预测结合国家宏观能源政策及地方经济发展趋势，预测目标区不同用户的天然气需求量，分析天然气价格承受能力。说明与天然气用户签订的照付不议合同或销售关系意向性协议书，市场落实程度等。2.3 市场风险评估与应对对于天然气项目，进行市场供求、价格变化等方面的风险评价，提出应对策略及预案。2.4 市场开发与策略说明市场开发潜力和开发计划，配套建设或改造内容，工作安排及人员组织形式。说明市场销售的主要流程和运行机制，销售渠道、销售方式，市场定位、市场策略等。提出进一步拓展市场的建议及措施。3 油气藏工程3.1 油气田概况说明油气田的地理位置、行政归属、区域范围、地理环境（包括地形、海拔、气候、工区内的人文状况及交通概况、集输管网等）及邻近油气田相对地理位置，简述项目建设对工区内环境保护及生态影响的因素。3.2 勘探开发历程简述油气田的勘探历程、重要勘探成果等（包括地震工作量、钻井取心及分析化验等），说明发现井的钻遇情况、试油试气及油气田储量情况。老区调整改造项目，重点说明油气田勘探开发所经历的阶段和开发现状，包括油气田的生产开井数、生产特点、压力水平等。3.3 构造特征3.3.1 区域地质概况简述项目所属的含油气盆地、凹陷、构造带以及与之相邻的构造单元名称，说明地层发育简史，包括地层时代、沉积序列、含储层系及生储盖组合特点等。老区调整改造项目应简化描述。3.3.2 构造特征说明油气藏主要构造特征，包括构造类型、构造形态、圈闭要素及其纵向叠合情况；工区内的断层发育状况及断块单元的划分，包括断层性质、分布及组合特点，对油气的封隔作用等。3.4 储层特征3.4.1 层组划分说明含储层系、含储层组、砂岩组和小层的划分结果，主要开发目的层系或层位。3.4.2 储层沉积特征说明储层沉积类型、沉积相模式。剖面、平面沉积相划分，不同相带主要特征。3.4.3 岩性特征简述储层岩性、成分、结构、岩相组合及成岩序列、主要岩性组合等特征。3.4.4 储集空间类型及组合特征简述储层主要储集空间（如：孔、洞、缝）及组合特征（对具有双重介质特征的储层应描述裂缝特征），孔隙结构特征及粘土成份、含量等。3.4.5 储层物性描述储层有效孔隙度、渗透率的大小及分布特征。简述储层原始含油气饱和度、敏感性（水敏、速敏、酸敏、盐敏和碱敏），岩石表面润湿性、压缩性等特征。3.4.6 储层空间展布及非均质性简述储层平面及纵向分布特征，层间、层内及平面非均质性。3.4.7 隔夹层发育特征简述隔层、夹层性质，纵横向特征。3.4.8 储层综合评价说明储层分类、标准和储层评价。3.5 流体性质3.5.1 原油性质说明原油的组份、密度、粘度、凝固点、含硫量、含蜡量、沥青质含量等特点。简述原油性质在纵向、横向上的变化，特殊情况下，还应增加稠油的流变性、粘温变化关系等特征。3.5.2 天然气性质说明天然气主要组成及主要参数，包括天然气相对密度、各组份含量、凝析油含量及性质（相对密度、粘度）、相态特征（露点压力，临界温度、压力，最大临界凝析温度、压力）。3.5.3 流体高压物性特征说明压缩系数、体积系数、密度、粘度、压缩因子。简述油（气）相态特征。3.5.4 地层水性质简述水型、离子含量、矿化度等在纵横向的变化。老区调整改造项目，重点是说明现状地层水的性质。3.6 油气藏类型及储量评价3.6.1 油气水系统说明油气水层识别标准及油气水界面划分，划分油气水系统。老区调整改造项目，应侧重于工区内的油气水系统现状的描述。3.6.2 压力、温度系统说明油藏的地层压力、压力梯度及压力系数；地层温度、地温梯度。老区调整改造项目，应重点分析目前的地层压力和温度特征。3.6.3 驱动能量及驱动类型说明油气藏驱动能量、大小及驱动类型，如：边水、底水、气顶、溶解气、弹性、重力驱动等。老区调整改造项目，重点说明现状油藏的驱动特征。3.6.4 油气藏类型依据油气藏成因、油水关系、储层类型、流体性质、压力温度系统、驱动类型、产能等，说明油气藏类型。3.6.5 储量评价说明工区含油气面积、有效厚度、油气储量计算结果。从油气田地质储量规模、地质储量丰度、产能大小、油气藏埋深等方面说明储量综合评价情况。老区调整改造项目，需在复算或核算储量的基础上，评价剩余地质储量，并说明剩余油气储量的分布特征。3.7 地质认识风险评估与应对从构造、储层、含油气性等方面评估项目探明储量的落实程度及存在的风险，提出应对策略及预案。3.8 油气藏工程设计3.8.1 油气藏动态特征研究简述试采生产基本情况、主要开发生产指标，试采特征分析等。无试采井的产能建设项目，参考同类型油气藏开采特征进行类比分析。老区调整改造项目，应简述开发效果评价情况，包括开发井网适应性分析，储量动用情况、采出状况、含水情况、产量递减情况、稳产基础等分析。说明目前开发形势、存在问题。通过精细油藏描述或其它手段进行潜力分析，说明影响剩余储量的控制因素，指明下一步挖潜方向，主要潜力区域、潜力层位。3.8.2 油气藏工程设计3.8.2.1 开发原则综合考虑油气资源、地质特点、地层能量等因素，结合类似油气田的开发经验，确保油气藏合理高效开采。3.8.2.2 开发方式根据油气藏天然能量大小，确定是否增压开采或人工助采方式。说明应考虑地层压力保持水平，注入介质及注入时机选择。老区调整改造项目，需简述对当前开发方式的评价及调整后所采用的开发方式。3.8.2.3 层系划分与井网井距根据储层物性、流体性质、压力系统、油气水系统、储量规模以及工艺技术开发条件等划分开发层系。根据分层系不同井网对储量的控制程度确定合理井网、井距。3.8.2.4 开发井生产和注入能力说明开发井投产初期的合理生产能力和注入能力，包括采油、采气指数，生产压差，不同井型生产井的产能确定，注入井的注入能力等。3.8.2.5 采油（气）速度考虑储量、地质条件、流体性质、资源接替状况等因素，确定合理采油（气）速度。3.8.2.6 方案设计及开发指标预测说明储量计划动用情况，各备选方案工作部署，包括井数、井别、井型和井位，各区块（或平台）预留井场数，区块预计建成产能，稳产期，主要开发指标预测等。3.8.2.7 采收率及可采储量说明多种方法确定的采收率、可采储量。3.9 油气藏工程风险评估与应对从开发方案对油藏的适用性（开采方式）、产能设计、累计产量预测等方面评估风险,提出应对策略及预案。3.10 油气藏工程方案比选油气藏工程方案均需进行方案比选。对于特殊项目，条件许可情况下，可与同类型油气藏在开发层系、开发方式、注入方式、井型、井网、井距、井位、采油（气）速度、采收率取值等方面进行横向对比分析。3.11 开发方案实施要求说明开发方案实施要求。包括对钻、完井的要求（如：钻井顺序、钻、完井质量和投产井顺序、储层保护），对资料录取和动态监测的要求（如：取心、PVT取样、地面流体取样、测井、测试和系统试井、产量计量），提出监测井的比例或位置和监测方式建议，对后续研究工作的要求等。4 钻井工程4.1 钻井工程编制的原则和依据4.1.1 编制原则说明钻井工程编制的原则。4.1.2 编制依据说明钻井工程设计所引用的主要标准、规定及规范。4.2 钻井过程中储层保护要求4.2.1 钻井过程中的储层保护说明根据储层岩性、物性、粘土矿物分析结果，制定的对储层的保护措施及技术方案。4.2.2 固井过程中的储层保护说明根据对储层可能的伤害，对固井过程中需采取的防漏和防窜等储层保护措施。4.3 钻井工程设计4.3.1 钻井规模依据油藏工程设计，说明钻井总体规模，包括不同井型的生产井、注入井数量、取心井数、取心进尺及钻井总进尺。简述钻井工程的总体工作安排、分年度的钻井进度安排。4.3.2 钻前准备简述钻前工程设计原则、地面条件和设计情况。简述钻井主要设备，包括钻机、井口设备，钻具及钻头等。4.3.3 井身结构及套管程序设计说明井身结构方案及对套管程序的要求。简述各类型井套管选择依据和设计结果。4.3.4 固井要求说明各层套管的固井方式及主要井段的封固要求，简述所采用的水泥浆类型、性能及防止油、气、水窜的措施。4.3.5 其它要求说明井身质量和钻达地质目标的要求。说明取心、测试、录井要求及测井系列。4.4 钻井工程方案比选增加对同类型油气藏钻井工艺及配套技术进行横向对比分析论证，至少要有一个备选方案，列出主要技术指标。4.5钻井工程投资估算说明钻井成本估算的依据、标准和定额，列出分井型预算单价（单位钻井成本）及不同钻井工程方案投资估算明细表。4.6钻井工程风险评估与应对 从钻井工艺技术的适应性、安全及环保等方面进行风险评估，提出应对措施及预案。5 采油（气）工程5.1 完井工程设计5.1.1 完井方式优选不同井型完井方式，包括裸眼完井、衬管完井、割缝筛管完井、射孔完井等，说明选择理由及储层钻开程度要求。5.1.2 生产管柱简述生产管柱选择的依据和各类型井的生产管柱设计。5.1.3 完井设备说明所需的井下工具、防喷器组、防砂设备、井下抽油设备、诱喷设备、钢丝作业设备、射孔设备、油管四通和采油树等以及完井工期。5.1.4 射孔工艺说明射孔液类型和性能。简述采用的射孔方式及优选的射孔参数（包括射孔抢型、孔径、孔密及射开程度）。5.2 采油（气）方式5.2.1 采油工艺根据油藏工程论证可保持的油藏压力水平，说明自喷采油方式油井配产要求的生产压差，并选择自喷井的管径。人工举升采油方式，应说明所选择的举升设备的地面及井筒配套要求及工作效率。根据油藏的流体特征，选择其它采油方式，如：稠油注蒸汽吞吐、蒸汽驱开采，或高凝油降凝开采等。5.2.2 采气工艺5.2.2.1 生产系统节点分析将地层流体渗流、举升管垂直流动和地面集输系统视为一个完整的采气生产系统，进行整体优化。综合分析系统中各部分压力损失，说明压力、温度、工作制度等参数变化对气井产量的影响，对生产系统各环节进行优选，确定采气工艺及其配套技术方案。5.2.2.2 采气工艺设计（1）采气方式说明不同时期气井的采气方式。自喷方式：说明气井合理的生产管柱结构、合理工作制度，不同压力、不同井身结构条件下的合理产量、最小带液产量和最小生产压差。人工举升：选择排液采气方式（机械排液，高压气间歇气举、连续气举，泡沫排液采气等）及其开发技术政策界限。对需改变采气方式的，简述转变的合理时机。对于保持压力开采的凝析气藏，研究注入工艺技术。（2）生产管柱说明不同井型生产管柱结构优化设计依据及结果。（3）气井生产制度考虑气井安全生产和保护地下资源，对气井生产制度、煤层气井前期排采工作制度进行优化设计。（4）煤层气前期排采工艺根据煤层气排采工艺方案的设计原则进行排采工艺技术适应性分析，优选煤层气前期排采工艺方式、排采设备，确定排采工艺参数。（5）增产措施根据储层渗透性高低及产能大小，说明气井投产时必要的措施要求（人工诱喷、排液采气等）。对物性较差、产能较低的气井，选择相应的储层改造技术（如酸化、压裂等），说明其工艺技术指标和要求。对边、底水气藏，进行防水治水优化设计。5.3 注入工艺5.3.1 注水工艺说明对注水水源及水质的要求。说明合注或分层配注、注水压力及注入速度的要求。简述注水井预处理措施，如：排液，洗井（用清水或活性水、热水），注入粘土稳定剂，注入润湿性反转剂，压裂或酸化增注等措施。5.3.2 注汽（气）工艺根据油气藏特点，优选注汽（气）工艺管柱，简述注汽参数优化及设备选型。根据储层粘土矿物成份分析与室内试验评价结果，推荐适应的注汽防膨工艺及防膨剂。5.4 配套工艺5.4.1 压裂工艺简述需压裂改造的低渗透油气藏地应力研究、天然裂缝预测成果，说明煤层气及页岩气储层压裂改造的特点，分析压裂改造可行性，进行方案设计，包括压裂层位及压裂深度、压裂液体系优选、支撑剂筛选和用量、施工参数、压裂工艺管柱结构等。5.4.2 酸化工艺说明采用的酸液及各种添加剂配方筛选和用量，酸化方式选择及相应酸化工艺参数，酸化处理的层位和半径，酸化工艺管柱结构设计等。5.4.3 防砂工艺根据出砂情况，优选防砂方法及工艺参数，提出配套技术。5.4.4 其它工艺油井清蜡防蜡：说明清蜡防蜡方法和工艺参数。防腐工艺：说明防腐方式和工艺参数。防垢工艺：说明防垢除垢方式和工艺参数。堵水调剖工艺：说明堵水与调剖方式和工艺参数。气井水合物防治工艺：说明水合物防治方式及工艺参数。煤层气井防煤粉技术：说明防煤粉技术特点及工艺参数。修井工艺：说明修井工作量，修井机及配套设备，主要参数，作业频率等。其它工艺：说明采用的技术方法和工艺技术要点。5.5 动态监测及储层保护5.5.1 动态管理和监测要求根据需要和可能，提出生产井和注入井的动态管理和监测方案与实施要求。动态监测内容，包括地层压力与温度、吸水剖面、产液剖面、流体性质、井下技术状况、储层物性、含油（气）饱和度、油气和油水界面监测井数和取资料密度。煤层气井排采过程中动态监测内容包括产水量、产气量、动液面、套压、井底流压、氯离子等取资料密度。5.5.2 储层保护根据储层的伤害机理试验的结论，简述在压裂、酸化、注水、注汽（气）、防砂、检泵、气举、大修等井下作业中所采取储层保护措施。5.6 采油（气）工程方案比选增加对同类型油气藏采油（气）及配套工艺技术进行横向对比分析论证，至少要有一个备选方案，列出主要技术指标。5.7 采油（气）工程投资估算说明各项工程量计算依据，列出投资估算结果。包括完井费用（含射孔液、射孔枪、射孔弹及其作业费）、机采费用（含抽油杆、泵、油管、井下工具及其作业费）、对老探井或开发准备井投产发生的费用和新井投产及增加产能的措施费。5.8 采油（气）工程风险评估与应对从采油气工艺的适应性、安全、环保等方面进行风险评估，提出应对措施及预案。6 油气田地面工程6.1 建设规模和总体布局6.1.1 现状及依托条件说明油气集输、给排水、通讯系统、供电系统、道路现状以及其它依托条件。6.1.2 建设规模简述油气的生产、处理、储存和外输能力，对污水和注水的处理能力，以及设计寿命。6.1.3 总体布局说明总体方案组成、布局（布站方式、位置、功能和相互间的关系），总体布局图（或示意图）。6.2 油气集输工程6.2.1 油气集输规模说明油气集输工程的主要产品和生产能力，列出各单项工程建设的总体规模和分期建设规模。6.2.2 油气集输简述油气集输工艺（以井口到计量/集气站的单井集气工艺为主），提出经优化的工艺方案和主要工作量（包括设备和集输管线数量）。天然气项目注重水合物的防治以及单井气量的计量方法。煤层气、页岩气集气工艺的选择上，要结合其重组份少、单井气量低等特点，达到能耗效益最大化。简述线路概况和站场概况，油气集输各种管道的规格、工艺参数及工程量等。集输管道的敷设方式、埋设及开沟要求，以及路由选择，大型穿跨越工程的方案等，对于海上施工应考虑立管安装及水下接头的连接、管道施工方法的选择、近岸段的施工方法及要求、特殊问题的处理措施。6.2.3 油气处理6.2.3.1 油气分离根据油气组份特点，提出油气/气液分离级数，选择分离设备（包括分离器的外形尺寸、分离负荷、主要特点及选用台数）。6.2.3.2 原油脱水根据油田开发过程中原油含水变化情况，提出原油脱水、处理工艺方案。特殊油气田，可根据需要进行脱盐处理。6.2.3.3 原油稳定简述原油稳定的原则、原油组份及原油稳定深度。列出原油实沸点蒸馏数据及原油轻组份分析表，根据产品规格及产量，进行多方案比较，推荐原油稳定方案。6.2.3.3 天然气净化根据天然气组份特点，提出气液分离级数，选择分离设备（包括分离器的外形尺寸、分离负荷、主要特点及选用台数）。按照天然气组分特点及储存外输要求的脱水深度确定脱水工艺，选择脱水设备。特殊气田，可根据实际组分进行脱硫、脱碳处理；或者根据特殊需要，进行脱氮等处理。论述处理工艺、运行参数、产品规格、产品数量、各种能耗。并对杂质的提纯等进行环保处理，例如硫磺回收、尾气处理。依据投资效益、环保安全等要求，进行多方案比较，推荐天然气方案。6.2.3.4 天然气凝液回收根据天然气组份特点、气量、压力、产品规格及收率等因素，经技术经济比较后确定天然气凝液回收的工艺方法；通过技术经济分析确定天然气凝液回收装置的收率、稳定分馏和产品规格，进行多方案比较优化，推荐处理方案。装置产生的污染物应进行无害化处理。6.2.3.5 天然气凝液储存根据设计产量、运输方式、运输距离，确定天然气凝液的储存容积及储存设备形式。6.2.4 油气储运6.2.4.1 油库或陆上终端、储气库简述油库或陆上终端的选址条件、主要功能指标（处理能力、操作弹性、产品质量、产品收率、消耗指标、“三废”排放量等）、运作条件、主要工艺流程、平面布置、设施、设备型式、规格和数量、安全环境保护要求以及公用设施等。简述储气库的选址条件、主要功能指标（储存能力、操作弹性、出库气量、消耗指标、“三废”排放量等）、主要工艺流程、平面布置、设施、设备型式、规格和数量、安全环境保护要求以及公用设施等。6.2.4.2 油气外输根据油气产量、用途（转输、加工、燃料），接受能力（连续、一次性、阶段性及数量）、接受设施等，进行不同外输方案比较，提出推荐方案。天然气项目还要依据地方、市、省各级政府区域规划，确定路由。论述清管、线路阀室和首末站、分输站、清管站等站场的站址、工艺、平面布置等，尤其是天然气计量的方式。6.2.5 防腐与保温简述对管道、储罐的防腐覆盖层的优选。说明管道保温材料、保温结构及管道保温的工作量，及储罐保温材料的性质、保温结构及保温的工作量。简述经济比选后的阴极保护方案。6.2.6 新工艺、新设备、新材料说明油气集输工程采用的新工艺、新技术、新设备和新材料情况。需要引进国外技术及设备时，要说明引进内容、方式和理由。6.2.7 油气集输工程投资说明各方案的主要工程量，包括主要设备及材料的规格及数量。简述投资估算的依据、标准和定额。列出投资明细表并进行必要的说明。6.3 注入工程6.3.1 注水工程6.3.1.1 注水规模和参数说明注水规模、注水压力和水质要求，以及分年度的注水工程参数。6.3.1.2 注水方案简述水源及选择的理由。说明注水流程、注水管网方案，防腐工艺，以及多方案技术经济比选。说明注水所特有的工艺技术，包括除氧、密闭和精细过滤等，经多方案比较，提出推荐方案。6.3.1.3 主要工程量及设备材料列出注水主要工程量、主要设备、材料的规格和数量。6.3.1.4 注水工程投资估算简述投资估算的依据、标准和定额。列出投资明细表并进行必要的说明。6.3.2 注汽（气）工程根据油气田具体特点，按照开发方案的要求，制定注汽（气）的规模、工艺、设备、平面布局、工程量和实施方案等。简述投资估算的依据、标准和定额。列出投资明细表并进行必要的说明。6.4 采出水处理工程说明采出水处理站的建设规模。简述采出水的处置方案（回注或外排），处理工艺、防腐工艺，进行多方案比选，提出推荐方案。说明方案的主要工程量，包括主要设备及材料的规格及数量。简述投资估算的依据、标准和定额。列出投资明细表并进行必要的说明。6.5 其它配套工程6.5.1 给排水及消防工程6.5.1.1 给水说明各供水对象的供水特征、供水规模、水质等参数。说明水源选择、水质、能力、建设规模及方案比较。说明给水站的建设规模及经水处理工艺，进行多方案比选。说明输配水管网方案，对输配水管网工程量、施工条件和工程投资等精细比较，提出推荐方案。列出主要工程量及主要设备、材料规格等。6.5.1.2 排水说明各排水点的污水类别、来源、排水规律、污水量及污水水质等参数。简述对排水工程的处置模式、工艺方法、排水管网系统、工程投资、工程量、施工条件、建设周期等的方案比较，提出的推荐方案。列出主要工程量及主要设备、材料规格等。6.5.1.3 防洪排涝说明根据区域降雨情况和油田防洪范围，确定的合理防洪区域范围及标准。根据已有的防洪排涝设施和实际需要的排水量，设计防洪排涝系统方案。列出主要工程量及主要设备、材料规格等。6.5.1.4 消防根据消防对象和站场布局，确定消防服务对象和消防服务半径。简要说明消防方案，消防站的等级标准及配备消防设施。列出主要工程量及主要设备、材料规格等。6.5.2 供电工程6.5.2.1 用电负荷说明工业和生活用电负荷和用电负荷等级（包括供电参数等）。简述已建电源、外接电源和自备电站的情况。6.5.2.2 供电方案根据电源情况，提出优选供电方案，确定集中或分散供电方式、电压、频率、电力系统的保护原则、主变压器运行方式和接地方式。说明优选供配电网络的结构及配变电工程的建设规模。海上项目需对海底电缆进行导线截面选择及电压降的校核计算。6.5.3.3 供电工程投资说明主要工程量、主要设备、材料的规格和数量。简供电工程投资估算的依据、标准和定额；说明投资估算明细情况。6.5.3 通信工程6.5.3.1 通信业务说明项目工区通信网的建设现状，简述通信流向、业务种类、通信质量和电路数量等。6.5.3.2 技术方案说明制定通信方案的原则，通过通信方案的比选，确定通信组网方案和设备选型。6.5.3.3 通信工程投资列出主要工程量，主要设备、材料的规格和数量。海上平台应说明内、外通信设备和系统电源的主设备清单。简述通信工程投资估算的依据、标准和定额；说明投资估算明细情况。6.5.4 自动控制新区油气产能建设项目，特别是海上油气田、西部油气田、境外油气田、特殊油气田（比如高硫化氢油气田）产能建设项目，需详细说明自动化控制方案。6.5.4.1 自动控制方案说明自动控制的设计方案，进行多方案技术经济比选，提出推荐方案。说明推荐方案的主要工程量和主要仪表设备的型号和数量。6.5.4.2 自动控制投资简述自动控制工程投资估算的依据、标准和定额；说明投资估算明细情况。6.5.5 供热和暖通6.5.5.1 供热简述确定的供热规模，列出各装置的供热参数等。说明供热流程、供热站址、供热设备及管材选择、供热管网等，优选供热系统方案。6.5.5.2 采暖与通风简述釆暖、空调和通风工程的方案，进行多方案比选，提出推荐方案。6.5.5.3 工程投资列出主要设备的型号、规格和数量。简述供热和暖通工程投资估算的依据、标准和定额；说明投资估算明细情况。6.5.6 道路工程6.5.6.1 道路系统简要说明交通现状以及发展预测。简述道路建设标准和布局方案，路面结构形式和厚度，桥涵的结构形式、数量和使用要求，进行多方案比选，提出推荐方案。6.5.6.2 道路工程投资列出主要工程量，主要材料的规格和数量。简述道路工程投资估算的依据、标准和定额；说明投资估算明细情况。6.6 生产维修及生产管理设施6.6.1 生产维修工程简述机（维）修构想、服务范围及设计原则，以及机（维）修系统的规模、布局、主要设备配置、占地面积和建筑面积等。6.6.2 生产管理设施简述生产、生活设施选址的原则和依据，所依托的地方设施、占地面积等，需新建的构筑物面积及主要工程量。6.6.3 主要投资估算简述维修工程投资估算的依据、标准和定额；说明投资估算明细情况。6.7 总图运输及建筑结构陆地、海上油气田，应根据项目的具体情况进行编制。6.7.1 总图运输及建筑结构6.7.1.1 总图运输简述油气田厂、站所在地的地理位置、交通情况，可依托的社会条件，总平面布置原则，竖向布置方式，运输机构及设备，列出主要技术指标及工程量。6.7.1.2 建筑和结构说明主要建筑物的种类、建筑面积、耐火等级、装修标准、节能措施及防腐、防爆、隔振、隔声等特殊要求。说明主要建、构筑物的结构形式，抗震设防要求、地基处理方案（特殊地区）及新技术、新结构、新材料的采用情况，对建、构筑物的结构形式方案进行优选。6.7.1.3 主要工程量及投资估算列出生产建筑物（厂、站内的生产厂房、辅助厂房）、生产管理设施及建、构筑物的工程量及工程用地。简述投资估算的依据、标准和定额；说明投资估算明细情况。6.7.2 海上平台结构以固定平台为例说明，其它根据实际情况进行编制。6.7.2.1 固定平台结构设计依据设备平面布置和设备质量、环境荷载及平台功能等，说明平台设计。6.7.2.2 导管架结构型式简述导管架桩结构布置和导管架各层水平构架的标高，桩径及腿径，工作点处水平面尺寸，导管架腿坡度比，桩的贯入深度。6.7.2.3 组块结构型式说明甲板层间高度和各层甲板尺寸，主梁尺寸及立柱尺寸、住房及直升机坪主尺寸。6.7.2.4 海上安装方法根据导管架、平台模块的质量、结构型式和施工器具的可利用性选择海上安装方法。6.7.2.5 统计钢材质量分项说明平台结构物的钢材质量。6.7.2.6 主要工程量及投资估算列出主要工程量，主要设备、材料的规格和数量。简述投资估算的依据、标准和定额；说明投资估算明细情况。6.8地面工程投资估算汇总油气集输、含油污水、注水等各系统的工程量。简述费用估算的内容、方法以及主要指标，对每套方案费用估算结果按单项工程和综合费用汇总列表说明。6.9 地面工程风险评估与应对从地面工艺适用性、安全、环保、节能等方面评估风险,提出应对策略及预案。7 节能降耗7.1 用能用水现状说明项目所在地能源供应条件，主要供能、供水系统设备现状，用能、用水、用地方面存在问题等。对于能够采集且可对比的相关指标，进行能耗计算和能耗分析；对于较难采集到能耗指标部分，重点对方案采用的工艺、设备，从节能角度进行评价。7.2 综合能耗分析7.2.1 能耗计算说明主要生产装置的能耗指标（如：原油、天然气、电力、水、蒸汽、成品油等消耗量）。说明油气田生产系统的综合能耗、单位综合能耗指标。7.2.2 能耗分析将各能耗指标与国内外同类工程能耗水平进行比较分析，如有行业（企业）能耗指标体系，也可同时对比。一般项目的能耗指标应达到同行业国内先进水平，有条件的应达到国际先进水平。7.3 节能措施评价7.3.1 钻井工程说明在井型的选择上是否有定向井或以丛式井、水平井、特殊结构井为主的先进高效节能钻井技术，以及钻井节地情况。根据地质特点，说明钻机、钻头、钻具等优化选型。提高钻井柴油机运行效率的措施，采用电力驱动的可能性。钻井现场电热保温技术的应用等。7.3.2 采油（气）工程7.3.2.1 主要节能技术指标（1）机采系统抽油机、电潜泵平均系统效率。（2）注水系统注水泵效、地面系统效率。（3）稠油热采热能综合利用率、注汽锅炉运行效率、井筒隔热管视导热系数等。7.3.2.2 主要节能技术措施（1）针对不同油气藏具体情况，优选举升方式、抽油机型。（2）说明抽油机抽汲参数优选，管、杆、泵优化组合情况等。（3）说明电潜泵高效运行技术、自动监控技术等。7.3.3 地面工程7.3.3.1 主要节能技术指标原油集输、集气处理站，注水系统、采出水处理系统等主要设备运行效率。7.3.3.2 主要节能技术措施说明是否采用有利于节能的工艺、高效节能设备选用情况。说明余热、余冷、余压和放散可燃气体回收利用情况。说明设备、管道保温、保冷措施和新型高效绝热材料的应用情况。说明采取的节约燃料，节电、节水、节地等措施。对项目是否节能、从节能的角度能否实施等问题，给予明确的结论性评价。7.4 节能风险评估与应对评估项目节能方面的风险,提出应对策略及预案。8 安全卫生与健康简述油气田开发和周边环境中与安全有关的基本情况和可能发生的隐患。说明开发方案实施过程中，在地质、油藏、钻井与完井工程、采油（气）工艺、工程建造、生产设施可能的安全隐患，说明对安全的具体要求，包括特殊要求等。说明对危害的应急对策和防护措施。8.1 危害因素和危害程度分析描述油气田开发建设、生产作业和废弃等阶段的重大危险源，固有或潜在的危险、有害因素，及其可能引起的事故、危害后果形式、危害程度。说明可能产生的职业病危害因素的岗位、人数及受害程度。8.1.1 钻井工程钻井作业危害因素，包括特殊地质情况或施工原因带来的危害，井喷、井漏事故等。8.1.2 采油（气）工程作业过程的机械伤害，地质因素或施工作业造成的危害。8.1.3 地面工程工程施工、运行、管理等方面可能存在的危害影响，有害物料，以及不安全行为带来的安全隐患。8.1.4 其它因素地质灾害、自然灾害或其它因素对安全生产的影响。8.2 危害防护设计依据及应对措施8.2.1 危害防护设计依据说明遵循的原则，依据的相关法律、法规、标准和规范。8.2.2 危害应急对策及防护措施说明钻井、采油（气）、地面工程的安全施工设计、安全管理、安全操作，井控措施，选址、布置、储运采取的安全技术措施，管道、重点产品设备、有害物料的管理、维护等。说明生产运行、废弃阶段的安全防范、安全保障措施。说明针对危害因素采取的卫生防护措施，防护设备的名称、数量、参数及布置等。对于大型项目以及特殊油气藏（如含H2S），建议由建设单位组织、单独编写事故和危害的应急预案，说明应急管理与救援计划。8.3 安全卫生与健康投资估算列出用于钻井、施工、生产环节安全防范、检测，卫生保障等专项装备和设施，及专项费用估算明细。8.4 安全风险评估与应对评估影响项目安全卫生与健康的风险，提出应对策略及预案。9 环境保护9.1概述9.1.1列出新建项目遵循的环境保护法律法规与技术规范。9.1.2对自然环境和社会环境做简单叙述，按地下水、地表水、土壤、环境空气、声环境分类对环境现状进行描述。9.1.3提出建设项目位置与周边环境敏感保护目标的关系，主要指建设项目环境影响评价分类管理名录中所规定的各级各类自然、文化保护地，以及对建设项目的某类污染因子或者生态影响因子特别敏感的区域。9.1.4对与项目相关的已建项目环保现状做简单描述。9.2污染防治9.2.1按污染因子对废水、废气，按类对固体废弃物、噪声和危险废物，分别说明已建项目和新建项目产生及排放情况。9.2.2分析新建项目依托已有环保设施的能力列表反映已建和新建项目各污染源排放情况、污染治理设施情况以及“以新带老”措施实施情况。9.2.3按施工期、运行期和退役期分别提出污染防治措施，措施应具体，有针对性和可操作性。9.2.4提出建设项目对生态的影响以及补偿措施。具体内容列表说明。9.2.5对采取的各项环保措施是否妥当、可行，给出明确的结论性评价。9.3 环境风险控制依据建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）的要求，按钻井、井下作业、采油采气、集输等专业环节紧密结合项目周边环境进行风险识别、源项分析，简单进行风险计算，提出有效降低风险的控制措施，对应急措施也要提出针对性要求。9.4 环境影响评价结论引述项目环境影响报告书结论，重点分析此评价结论对项目建设正负方面的影响，特别是建设地点适宜性、环保措施的适宜性以及投资等方面的影响。9.5 污染物总量控制引述项目环境影响报告书污染物总量控制的要求，提出总量控制的具体措施。9.6清洁生产和综合利用按中国石化油气田企业清洁生产验收办法有关规定描述新建项目清洁生产技术要求，包括钻井、井下作业、采油采气、油气集输等专业工艺装备技术水平、资源能源利用、污染物产生、废物综合利用等，原则上新建项目不低于中国石化油气田清洁生产一级标准，据此提出清洁生产具体措施。9.7 环境管理提出项目建设期、运行期环境管理组织机构设置、对项目环保管理要求。明确建设项目环境监测要求，包括监测机构资质、监测项目和监测频次，以及报告管理等。9.8环保投资估算提