鹿013-1井排水采气工程环境影响报告.docx

表一建设项目基本情况 鹿 013-1 井排水采气工程 1 项目基本情况  表一 项目名称 鹿 013- 1 井排水采气工程 建设单位 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司蜀南气矿 法人代表 联系人 通讯地址 四川省泸州市蓝田镇 联系电话 传真 - 邮政编 码 646001 建设地点 鹿 3 井位于四川省合江县望龙镇清源寺村 6 社 鹿 2 井、鹿 15 井位于合江县白米镇桂花村 10 组 鹿 013- 1 井位于四川省合江县白米乡 3 村 7 组 立项审批部门 中国石油天然气股份有限公司 西南油气田分公司 批准文号 西南司计[2014]6 号 建设性质 改扩建 行业类别及代码 石油和天然气开采业 B0790 占地面积 hm2 2.115，其中永久占地 0.015；临时占地 2.1 绿化面积 / 总投资 万元 800 其中环保 投资万元 109 环保投资占 总投资比例 13.63 评价经费 万元 预计生产 日 期 工程内容及规模 1 项目由来 鹿角场气田位于四川省泸州市合江县境内， 与重庆市江津市、贵州省赤水市、习水县 接壤， 1979 年投入开发生产至今已有 30 余年的开发历史。气田上报探明地质储量 22.95108m3 ，可采储量 21.57108m3 ，到 2013 年底已累计采气 20.60108m3 含未核实储 量裂缝圈闭所产 0.67108m3 ，地质储量采出程度 89.76，剩余探明储量 2.35108m3。目 前鹿角场气田日产气约 12104m3/d，产水约 35m3/d，累计产水 54.89104m3。 鹿 3 井是目前鹿角场气田的一口生产气井， 位于合江望龙镇清源寺村 6 社，构造位置 鹿角场构造北高点断上盘，是一口单井裂缝系统，产层茅二 a 亚段井深 2969.36 3018.91m，产中 3012m，原始地层压力 62.586MPa，测试产气量 238.78104m3/d 未稳 。 该井 1979 年 5 月 1 日投产，初期产气 43104m3/d、产水 1m3/d，连续自喷生产至 1999 年 表一建设项目基本情况 鹿 013-1 井排水采气工程 4 月， 产水量迅速上升至 40-60m3/d 。1999 年 4 月至 2013 年 5 月实施车载压缩机气举， 后 因压缩机噪音扰民至今关井。截止 2013 年 5 月，鹿 3 井累计产气 6.50108m3 其中放空 2.81108m3 ，累计产水 15. 14104m3。 鹿013- 1井为鹿角场气田矛口组气藏鹿7井系统的一口补充开发井， 现为无人值守单井， 位于四川省合江县白米乡3村7组。该井于2009 年11月30日投产， 产层茅三二b，产层中 深 3137.62m，原始地层压力12.763MPa，初期产气10104m3/d，产水0.2m3/d，连续自喷生 产至2012年11月。 2012年12月至2013年6月，产水量迅速上升至40-60m3/d，产气量下降至 2.5104m3/d，期间3次出现停喷， 关井复压后利用氮气气举排液恢复生产。 2014年4月， 利 用车载压缩机对鹿013- 1井进行连续气举，至2014年7月，该井产气量1.5104m3/d，产水约 50m3/d。截止2014年6月，鹿013- 1井裂缝系统累计产气2.69108m3 ，累计产水1.20104m3。 2012年10月25日鹿3井实测地层压力6.838MPa，用压降法复算该单井裂缝系统的动态 储量为7.77108m3 ，剩余动态储量1.27108m3 ，尚具有一定的生产潜力。 2013年3月26日鹿 013- 1 井实测地层压力为9.611MPa。截止2014年6月底，复核鹿013- 1井裂缝系统的地质储 量为4.72108m3，剩余地质储量为2.03108m3 ，尚具有一定的生产潜力。 鹿3井目前处于关井状态，鹿013- 1井虽在实施车载压缩机气举，但噪音较大，运行费 用较高，非长久之计。因此，为充分发挥鹿3 井、鹿013- 1 井裂缝系统的资源优势，确保 鹿3井、鹿013- 1 井正常生产， 延长气井的生产寿命， 提高裂缝系统的最终采收率， 应尽快 对鹿3井、鹿013- 1井实施气举增压排水采气，本工程的建设是非常有必要的。 根据鹿3井排水采气方案，鹿3井2012年10月25日实测地层压力6.838MPa，用压降 法复算该单井裂缝系统的地质储量为7.77108m3 ，剩余地质储量1.27108m3 ，剩余可采储 量0.5108m3 ，生产潜力较小。 2014年8月， 根据西南油气田分公司2014 年度气田开发前期项目西南司计2014 7 号 文件指示， 蜀南气矿编制完成了鹿013- 1 井排水采气方案； 同年9月， 西分司组 织专家通过了对该方案的评审验收，评审验收意见详见附件3。 根据鹿013- 1 井排水采气方案，鹿013- 1井2013年3月11日实测地层压力为 9.655MPa，复核鹿7井、鹿013- 1 井裂缝系统，地质储量为4.47108m3 。截止2014 年6 月 底，该裂缝系统累计产气2.69108m3，剩余地质储量1.78108m3，剩余可采储量1.28108m3， 尚具有一定生产潜力。 2 因鹿3井和鹿013- 1 井同属鹿角场气田茅口组气藏，根据气田中心站建设需要,原本考 虑将鹿3井和鹿013- 1 井排水采气工程统一安排实施， 在鹿2井站新建压缩机组和气举管线， 同时对鹿3 井、鹿013- 1井实施排水采气。但由于鹿3井开采潜力受限， 气举采气意义不大， 为减少增压气举地面建设工程量， 根据西南油气田分公司意见， 本次仅对鹿013- 1井实施排 水采气， 鹿3 井待有新的气藏分析资料或有利的外部条件后， 再开展排水采气工程。因此， 本工程主要依据鹿013- 1井排水采气方案，对鹿013- 1井实施增压气举排水采气。 “排水采气”当水侵波及到某气井，某些区块，甚至全气藏，天然气将不能自喷采 出。此时需通过人工举升、组排工艺等方式将侵入储集空间及井筒的积液排出， 使水封气 变为可动气而被采出。 “气举”一般在气田开发的中后期， 气井可能存在本身的能量不足以实现连续自喷排 液， 此时借助外来高压气源并通过气举阀， 从地面将高压天然气注入停喷的井中， 使注气 点以上的气液压力比增高， 积液被天然气带出地层， 减少积液对天然气的压力， 以帮助天 然气自喷采出。 本次气举排水采气工程的主要内容包括 ①对鹿 2 井站进行扩建，扩建部分主要包含 1 台 P4.0MPa DN400 卧式过滤分离器、 1 台气举增压用 DPC360 压缩机组利旧； ②对鹿 2 井站、鹿 3 井站、鹿 013- 1 井原工艺区流程改造。 根据中华人民共和国环境影响评价法、中华人民共和国环境保护法、国务院令 第253号建设项目环境保护管理条例的有关规定，本项目应进行环境影响评价工作。 依据中华人民共和国环境保护部令第2号建设项目环境影响评价分类管理名录的有关 规定，本项目环境影响评价文件为环境影响报告表。据此，中国石油天然气股份有限公司 西南油气田分公司蜀南气矿委托中国科学院成都分院编制该建设项目的环境影响报告表。 接受委托后， 通过对项目所在地区环境现状的调查， 以及对项目的有关资料进行进一步整 理和分析的基础上，依据环境影响评价技术导则 HJ19-2011等编制完成了本环境影 响报告表。 2 产业政策与规划符合性 2.1 产业政策符合性 根据中华人民共和国国家发展和改革委员会第 21 号令颁布的产业结构调整指导目 3 录2011 年本修正，天然气开采工程属于第一类“鼓励类”第七条“石油类、天然气”第 五款“油气田提高采收率技术、安全生产保障技术、 生态环境恢复与污染防治工程技术开 发利用”，并经中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司西南司计[2014]6 号文批复。 因此，符合国家产业政策。 2.2 规划相容性分析 本项目位于四川省合江县望龙镇和白米乡。项目利用鹿 2 井站旁边的鹿 15 井站内空 地建设增压设施以及相关配套设施；项目对鹿 2 井站、鹿 3 井站、鹿 013- 1 井原工艺区流 程改造。项目均不新征占地。 项目建设地属于中石油西南油气田分公司确定的石油天然气开发区块， 项目建设符合 石油天然气开发规划。 综上，项目建设与当地规划相容，符合石油天然气开发规划。 3 工程项目概况 工程项目建设主要内容 ①对鹿 2 井站进行扩建，扩建部分主要包含 1 台 P4.0MPa DN400 卧式过滤分离器、 1 台气举增压用 DPC360 压缩机组利旧； ②对鹿 2 井站、鹿 3 井站、鹿 013- 1 井原工艺区流程改造。 3.1.鹿 2 井站 本工程将对鹿 2 井站进行扩建， 以及对鹿 2 井站原工艺设备区进行改造。扩建部分主 要包含 1 台 P4.4MPa DN400 卧式过滤分离器、 1 台气举增压用 DPC360 压缩机组利旧。 原工艺区改造部分主要包含分离、计量流程以及对生活用气流程进行改造。具体建设内容 为 1新建增压机组及降噪厂房安装 1 台 DPC360 压缩机利旧。 ①鹿 3 井和鹿 013- 1 井气举排水参数统计见表 1- 1。 表 1-1 鹿 3 井、鹿 013-1 井气举排水参数 井名 排水量m3/d 注气量104m3/d 注气压力MPa 鹿 3 井 1020 34 66.3 鹿 013- 1 井 4050 34 7.87.9 ②增压机参数规模 新建压缩机组建设规模为 8104m3/d。增压机组设计压力为 9MPa；将 0.8- 1、0MPa 天 4 然气增压至 8MPa；采取连续气举排水采气工艺，实行边注气边采气。 增压机组主要参数见下表。 表 1-2 项目增压机组主要参数表 机组型号 DPC360 转速范围 r/min 360 进气压力 MPa 0.8- 1.0 排气压力 MPa 8 进气温度℃ 20 最大排气量104Nm3/d 6.5-7. 1 最大轴功率 KW 218 2新建 1 台过滤分离器。在鹿 2 井站内新建 1 台 PN4.0MPa DN400 过滤分离器 1 台， 压缩机组原料气经过滤、分离后再进入压缩机组增压， 增压后的天然气分成两路分别 输至鹿 3 井和鹿 013- 1 井气举。 3鹿 2 井工艺区改造保留原分- 1 DN800、分-2 DN600、分-3 DN1000 3 路气液分离、计量流程， 拆除原分-4 DN1000、分-5 DN600 2 路气液分离、计量流程。 3.2 鹿 3 井站 本工程拟对鹿 3 井站原工艺流程、设备进行简化、改造。改造内容为 工艺区保留原 分-3、分-4 DN1000 2 路气液分离、计量流程， 拆除原分- 1、分-2 DN600 2 路气液分 离、计量流程。 3.3 鹿 013-1 井站 本项目拟对鹿013- 1 井现有生产管道、车载气举管道与井口部分连接管道进行改造。 改造内容为 由于鹿013- 1井鹿2井站原生产管道改作为气举管道， 原鹿013- 1井T接鹿13 鹿2井管道改作为新的生产管线，因此需对鹿013- 1井进、出站管线与井口连接段管线进行 改造。 3.4 管道以及防腐 站内埋地管线≥DN50 外防腐采用 3 层 PE 加强级防腐， 其他埋地管线外防腐采用加强 级聚乙烯胶粘带防腐，站内地面管线和设备彻底除锈后，采用环氧富锌底漆聚氨脂面漆 的防腐涂层。执行油气田地面管线和设备涂色规范 SY/T0043-2006。 3.5 自控 鹿3井站配套改扩 建工艺流程， 安装就地显示、检测变送仪表。鹿3井站所有新增 数据考虑接入蜀南气矿信息化建设工程 RTU 数据采集及远传系统中进行处理、远传。 5 鹿2井站配套改扩建工艺流程，安装就地显示、检测变送仪表，改造搬迁压缩机 点火系统和控制系统。鹿2井站所有新增数据考虑接入蜀南气矿信息化建设工程RTU 数 据采集及远传系统中进行处理、远传。 鹿 013- 1 井站配套改扩建工艺流程，安装就地显示压力仪表。 3.6 给排水及供电 供水根据项目设计，并按照建筑给水排水设计规范估算本项目最高用水量约 1.65m3/d。其中压缩机组冷却水补充量 1.5m3/d，其他用水 0.15 m3/d 。依托原有供水设施， 由作业区统一配送。 排水本项目废水主要为气田水。鹿 3 井站设有污水池 1 座，建有鹿 3 井鹿 2 井 DN80 气田水管线；鹿 2 井站设有污水池 1 座，建有鹿 2 井鹿 5 井 DN80 气田水管线， 最终将气田水输至鹿 5 井回注， 项目气田水利用鹿 3 井站、鹿 2 井站现有气田水管输系统， 完全能够处理鹿 3 井、鹿 013- 1 井气举排水所产气田水，本工程可直接利用。 供电依托原有供配电系统。 3.7 主要工程量 项目主要工程量详见表 1-3。 表 1-3 项目主要工程量一览表 鹿 2 井站 一 工艺部分 1 安装 DPC360 压缩机组含宽频消声器 台 1 利旧 5 安装卧式过滤分离器 PN4.0MPa DN400 台 1 二 防腐部分 1 三层 PE 加强级防腐 m 1000 2 站内设备防腐 2 m 300 三 自控部分 1 拆除孔板节流装置 套 5 2 拆卸压力变送器 套 6 3 拆卸差压变送器 套 2 4 安装高级孔板节流装置 套 6 其中 5 套为新增， 1 套 利旧 6 新增 5 安装压力变送器 套 9 其中 6 套利旧， 3 套为 6 安装差压变送器 套 3 7 安装 TDS 流量计 台 1 8 安装一体化温度变送器 台 1 9 安装液位计带远传 套 1 10 压缩机部分 1 防爆点火系统改造 套 1 2 压缩机控制系统改造 套 1 与原有压缩机组配套 11 仪控室操作台 套 1 12 降噪房监控系统，可燃气体/硫化氢检测 报警、温度、火焰检测、风机联动系统、 套 1 由降噪房厂家配套提供 13 RTU 系统扩容 套 1 14 蜀南气矿 3G 数据监控中心扩容 套 1 接收新增数据、修改画 面等 四 供配电部分 1 安装防爆动力配电柜 面 1 2 安装防爆检修配电箱 面 1 3 拆除值班室照明配电箱 面 1 4 安装防雷接地装置 处 2 五 总图结构部分 1 压缩机降噪房12mx12m 座 1 2 空气启动器及润滑油料棚12.7mX4m 2 m 52 3 消防棚 座 1 4 工艺区旁值班室维修 项 1 建筑面积 42m2 5 碎石铺装工艺区 2 m 170 6 车行道 2 m 380 7 砼巡检道 2 m 90 鹿 3 井站 一 工艺部分 1 拆除并安装工艺管线 DN25DN100 m 500 2 拆除并安装阀门 DN25DN100 只 60 7 表 3 拆除并搬迁气液分离器 1 P6.3MPa DN600 台 2 4 拆除、搬迁、安装转水泵区 套 1 5 疏水阀 PN4.0MPa DN100 套 1 6 氮气置换 3 m 50 二 防腐部分 1 三层 PE 加强级防腐 m 800 2 站内设备防腐 2 m 300 三 自控部分 1 拆除 SGQ 一体化孔板流量装置及变送仪 套 1 2 拆除简易孔板节流装置 套 2 3 拆除并安装压力变送器 套 5 4 拆除并安装差压变送器 套 2 6 安装高级孔板节流装置 套 1 12 RTU 系统扩容、调试 套 1 数据采集模块利旧 四 供配电部分 1 搬迁转水泵启动柜 面 1 2 安装防雷接地装置 处 1 五 总图结构部分 1 拆除原工艺区砼铺块改铺碎石面层 2 m 190 2 泵房维修 项 1 建筑面积 40m2 鹿 013-1 井 1 D765 L245N 无缝钢管 m 200 2 氮气置换 3 m 50 3.8 项目组成及主要的环境问题 工程项目建设主要内容为对鹿 2 井站进行扩建， 以及对鹿 2 井站、鹿 3 井站、鹿 013- 1 井站原工艺设备区进行改造。扩建部分主要包含 1 台 P4.4MPa DN400 卧式过滤分离器、 1 台气举增压用 DPC360 压缩机组利旧以及压缩机配套设施。本项目组成及主要环境 问题详见表 1-4。 8 主 体 工 程 表 1-4 项目组成及主要环境问题 工程 类别 建设规模及主要内容 主要环境问题 备注 施工期 营运期 噪声、废 气、固体 废物、废 油、环境 风险 开挖、回填 土石方会破 坏土体结构、 土壤抗蚀指 数； 施工作业 机械设备噪 声， 固体废物 和生活污水 等 增压设施 新建 在鹿2 井旁的鹿 15 井井场空地内占 地约 120m2 新建增压机组降噪厂房 1 座。增压量约 8104m3/d，将 0.8-1、 0MPa 天然气增压至 8MPa，给鹿 3 井、鹿 003-1 井进行增压排水采气 在鹿 2 井站内新建 1 台 PN4.0MPa DN400 过滤分离器 1 台，并对原有 的工艺区进行改造 改 扩 建 工艺装置 区改扩建 噪声、废 气、固体 废物、废 水、废油、 环境风险 自动控制 系统 鹿 2 井站 / / 新建 新建 1 套控制系统， 新建摄像、监 控等设施。新增增压机组控制系统、 上位机系统、降噪厂房气体检测和 风机控制系统。 配电系统 新建站内 10/0.4kV 容量为 63kVA 的变电箱替换现有的杆上变电器。 / 噪声、电 磁辐射、 环境风险 改建 放空设施 依托原有放空立管， 15m。 / / 利旧 供水设施 利用原有的供水设施。 / / 利旧 建设润滑油储备棚 1 个，地面防渗， 设置彩 钢 雨棚。 存 放润滑 油约 200L。 废油、环 境风险 润滑油储 存棚 新建 施工噪声、 扬尘、固体废 物、 鹿 工艺装置 对鹿 013- 1 井进、出站管线与井口 003- 1 区改扩建 连接段管线进行改造 井 工程 / 新建 环保 废水处理系统 用由。压 / 、险废 利旧 废气治理设施 。气。均利用各井场放空管 / 废 利旧 9 环 保 工程 应急池 鹿 2 井 井场 润滑油储备室内修建导流沟，并设 置应急池一个， 0.5m3。 噪声、扬尘 废水、 废油、 环境风险 新建 新建 噪声治 理 鹿 2 井 井场 修建增压机组降噪厂房，并对增压 机组采取消声、减震、隔声等措施； 修建场界隔声围墙等 噪声、扬尘、 建筑垃圾 / 4 项目依托情况介绍 鉴于本项目在现有井场范围内建设排水采气工程，现就依托情况作以下介绍。 目前鹿角场气田共设有 2 座集气站， 鹿 2 井集气站和鹿 3 井集气站。鹿 3 井气井所产 天然气通过各采气管线输至鹿 3 井集气站；鹿 2 井、鹿 013- 1 井、所产天然气通过各采气 管线输至鹿 2 井集气站， 2 座集气站分离出的气田水分别排至站内污水池后，再利用鹿 3 井鹿 2 井鹿 5 井 DN80 气田水管线，输至鹿 5 井回注。 鹿 013-1 井以及鹿 2 井依托情况 本项目利用鹿 2 井旁鹿 15 井现有场地进行扩建工 艺设备区和增压机组以及相应的配套设施对鹿 013- 1 井进行气举； 鹿 2 井不新增值守人员， 不新增生活污水。鹿 013- 1 井的项目依托鹿 2 井原有的供水供电设施和气田水处理设施。 项目检修、事故放空天然量较少，通过各井场原有的放空设施进行放空。 表 1-5 鹿 2 井公辅设施依托一览表 类别 名称 设计能力 现有工程 需求量 富余能力 本次技改需 求量 是否满 足要求 辅助工程 供水水罐 10.0m3 1.5m3 8.5m3 1.709m3 是 配电 150KW/h 72.5KW/h 77.5KW/h 63.6KW/h 是 环保工程 废水池1个 100 m3 50m3 50m3 40m3 是 废水泵 Q125m3/h 2 台 3.125m3/h 21.875m3/h 2.5m3/h 是 回注管线 13.3m3/h 3.125m3/h 10.175m3/h 2.5m3/h 是 放空设施 / / / / 是 5 主要原辅材料及能源消耗情况 项目施工期消耗的原材料主要为钢材、水泥、氮气等； 营运期主要是鹿 2 井井站场内 需新增消耗一定的天然气、水、电能等。项目主要物料及能源消耗情况见表 1-7。 10 表 1-7 项目原材料及能源消耗情况一览表 序号 名 称 单 位 数 量 备 注 主 辅 料 1 天然气管材 Km 5.9 主要为 L245NB 无缝钢管 项目 施工 期 2 水泥 t 400 425 3 电焊条 Kg 273 E4315 主 辅 料 4 氩弧焊焊丝 Kg 40 H08Mn2SiA 项 目 施 工 期 5 氮气 3 m 600 管道及装置置换用 氮气 6 聚氨酯漆 kg 30 环氧聚氨酯 能 源 7 天然气 万 m3/a 改建前 0.18 改建后 108.18 新增量为空压机燃 烧气量 项目 营运 期 8 润滑油 t/a 改建前 0 改建后 5.0 增压机使用、暂存量 200L 9 电 kWh/a 改建前 60.9 改建后 91.26 新增量为监控、自动 化设备耗电量 水量 10 水 m3/a 改建前 329 改建后 828 增加量为增压机组 用水 6 主要设备 本项目实施后，各井站主要设备变化情况见表 1-8。 表 1-8 项目设备清单 序号 设备名称 规格型号 数量 备注 新增设备 1 压缩机组 DPC360 1 台 2 卧式过滤分离器 PN4.0MPa DN400 1 台 3 压缩机启动气橇 1 套 4 压缩机润滑油系统 1 套 5 汇气管 PN4.0MPa DN600 1 台 6 全自动软水机 DN50 Q1m3/h N600W 1 台 鹿 2 井站 QaPa 11 12 TDS 流量计 1 台 13 一体化温度变送器 1 台 14 液位计带远传 1 套 降噪房监控系统， 可燃气 体/硫化氢检测报警、温 15 1 套 16 防爆动力配电柜 1 面 17 防爆检修配电箱 1 面 1 井口注入器 注气量 4.0104m3/d 1 只 2 气动切断阀 / 1 套 鹿 3 井 3 可燃检测器 / 1 台 1 井口注入器 注气量 4.0104m3/d 1 只 2 气动切断阀 / 1 套 鹿 003-1 井 3 可燃检测器 / 1 台 利旧设备 1 计量分离器 / 1 套 鹿 2 井 2 发球装置 / 1 套 3 废水池 100m3 1 个 4 放空管 15m 1 根 1 水套炉 / 2 套 鹿 3 井 2 分离计量器 / 2 套 3 废水池 100m3 1 个 4 放空管 15m 1 根 7 天然气组分 本项目涉及天然气气质情况见表 1-9表 1- 11。 表 1-9 鹿 2 井站气质分析表 12 表 1-10 鹿 3 井站气质分析表 层位 茅二 a 测试井段m 2969.363018.91m 取样条件 投产前 生产 取样日期 1979.3.14 2001.5.28 分析日期 1979.3.15 2001.5.30 相对密度 0.569 0.57 临界压力MPa 4.75 4.669 临 界 温 度K 192.1 192.8 天然气组分 甲 烷 98.09dddd 97.66 13 重 烃 乙 烷 0.55 0.66 丙 烷 0.04 0.09 异丁烷 - 0.004 正丁烷 - 0.006 异戊烷 - - 正戊烷 - - 总量 硫化氢 - 0.02 二氧化碳 - 1.21 氮 0.39 0.32 氩 - - 氦 0.032 0.023 氢 0.002 0.005 硫化氢 g/m3 - 0.272 二氧化碳g/m3 - 23.745 表 1-11 鹿 013-1 井气质分析表 层位 茅三-茅二 b 测试井段m 3109.24-3166 取样条件 投产前 生产 取样日期 2009- 11- 18 2012-2- 1 分析日期 2009- 11- 19 2012-2-7 相对密度 0.569 0.5698 临界压力MPa 4.657 4.618 临 界 温 度K 192.2 192.36 天然气组分 甲 烷 97.93 97.84 14 重 烃 乙 烷 0.65 0.67 丙 烷 0.06 0.063 异丁烷 0.004 0.004 正丁烷 0.003 0.004 异戊烷 - - 正戊烷 - - 总量 硫化氢 0.01 0.01 二氧化碳 0.85 0.95 氮 0.45 0.42 氩 - - 氦 0.033 0.029 氢 0.01 0.003 硫化氢 g/m3 0.136 0.148 二氧化碳g/m3 16.7 17.61 9 组织机构及定员 本工程建设的站场属蜀南气矿合江作业区管理， 故由其负责统一管理。日常维护、检 修和器材供应由作业区自行解决。 鹿 2 井站为已建站，已设置操作人员 3 名，按照气田地面建设工程设计定员标准 中国石油天然气总公司基建局编的要求，本工程实施后，再增加操作人员 1 人。 10 工作制度 本项目气举方式为连续气举；采取循环式增压气举流程。每天运行 24 小时，每年工 作约 300 天。 11 工程占地面积及总平面布置 11.1 工程占地 项目增压机组占地约 120m2 ，改扩建工艺装置区占地约 34.7m2 。鹿 3 井站和鹿 003- 1 井井站无新增占地。本工程占地情况详见表 1- 12。 表 1-12 工程占地情况及土地类型一览表 序号 用地类型 工程类别 土地类型及面积 hm2 总用地面积 hm2 备注 1 永久性占地 增压机组 0.012 0.012 利用鹿 15 井站空地 15 工艺设备区 0.003 0.003 11.2 平面布置 本项目实施后，增压机组将与鹿 15 井、鹿 2 井集气站合为一个整体。此时站场的平 面布局包括工艺装置区、值班区、放空区、增压机组厂房、废水池等。工艺装置区天然 气压力检测、水套炉、计量分离器、收球装置 布置在平面的北面、增压机组均布置在平 面的南侧， 污水池布置在中部， 办公及生活区布置在平面的北侧， 放空区布置在站场西面 以外 100m 处山坡上。其平面布局见附图 3- 1。 16 与本项目有关的原有污染源情况及主要环境问题 本项目在鹿 2 井站进行扩建，并对对鹿 2 井站、鹿 3 井站、鹿 013- 1 井原工艺区流程 改造。现就鹿 2 井站、鹿 3 井站、鹿 013- 1 井基本情况、污染物产生及治理措施情况做简 要分析。 1 鹿 2 井 1.1 鹿 2 井基本情况 鹿2井站是1980年8月建成投产的集气站，站场设计压力为4.0MPa，设计规模为15 104m3/d，主要处理鹿2井、鹿7井、鹿8井、鹿13井、鹿013- 1井、鹿15井、鹿浅1井共7口气 井所生产的天然气。各气井进站后经针阀节流至0.81.0MPa，再经分离、计量处理。站内 设重力式气液分离器5台2台DN1000 、2 台DN600 、1台DN800、DN400汇气管1 台、 DN800脱硫塔1台，共设置5路分离、计量流程， 其中鹿15井所产天然气单独经分- 1 DN800 气液分离器分离、计量处理；鹿13井所产天然气单独经分-3 DN1000气液分离器分离、 计量处理； 鹿013- 1 井所产天然气单独经分-4 DN1000 气液分离器分离、计量处理； 鹿 2 井所产天然气单独经分-5 DN600 气液分离器分离、计量处理； 其余 3口井鹿7 井、 鹿8 井、鹿浅1 井所产天然气共同经分-2 DN600气液分离器分离、计量处理。处理 后的天然气一部分输至望龙阀室，经望龙阀室进入朱榕线B段外输，另一部分经脱硫、调 压后为白米镇提供民用气。目前鹿2井、鹿13井为连续性生产气井， 其余5口井为间歇式生 产气井， 站场运行压力为0.81.0MPa，天然气处理量约8104m3/d，气田水约4050m3/d， 主要由鹿013- 1井气举后产生。 鹿 2 井集气站原有组成及主要环境问题见表 1- 13。 17 表 1-13 鹿 2 井集气站现有组成及主要环境问题 名称 建设内容及规模 运营期主要 环境问题 已采取的治理措施 主体 工程 工艺区 计量分离器、调压装置、脱 硫塔等 固废、废气、 废水、噪声 固废 废固体脱硫 剂送大洲驿堆存站 堆存。最终脱硫剂 生产厂家回收送到 水泥厂做添加剂处 理。生活垃圾收集 后由当地环卫部门 处置； 废气 放空管燃烧 后排放； 废水 气田水通过 回注管线回注至鹿 5 井， 不外排；生活 污水经化粪池处理 后， 用于农田施肥， 不外排。 噪声 采取用低噪 声设备，合理平面 布局。 放空区 约 60m2 ，